Det här verket har digitaliserats vid Göteborgs universitetsbibliotek och är fritt att använda. Alla tryckta texter är OCR-tolkade till maskinläsbar text. Det betyder att du kan söka och kopiera texten från dokumentet. Vissa äldre dokument med dåligt tryck kan vara svåra att OCR-tolka korrekt vilket medför att den OCR-tolkade texten kan innehålla fel och därför bör man visuellt jämföra med verkets bilder för att avgöra vad som är riktigt. Th is work has been digitized at Gothenburg University Library and is free to use. All printed texts have been OCR-processed and converted to machine readable text. Th is means that you can search and copy text from the document. Some early printed books are hard to OCR-process correctly and the text may contain errors, so one should always visually compare it with the ima- ges to determine what is correct. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 C M Solfjärrvärme- anläggning KJELL SCHROEDER PER ISAKSON I I I i i ■ Utvärdering Falkenberg V-HUSETS BIBLIOTEK, LTH 1 5000 400129264 R2 3:19 93 TEWka HÖGSKOLA v ocS£NBYögnad BiBLiOTEKET SOLFJÄRRVÄRMEANLÄGGNING Utvärdering Falkenberg Kjell Schroeder Per Isakson Denna rapport hänför sig till forskningsanslag 900601-7 från Byggforskningsrådet till Chalmers tekniska högskola, Göteborg. REFERAT I Falkenberg har Teknoterm AB uppfört en solvärmeanläggning med korttidslager. Anläggningen uppfördes 1989 för Falkenberg Energi och är ansluten till Energiverkets värmeverk och fjärrvärmesystem. Solvärmeanläggningen består a *-3C*x* 09 *»» - * wX -x.r. ----------------- 6> o 3 O ^ Ö*" ° o ° ° ' 0 o§ -Q O U n1 ! / . / / / I ! h >.04 1992 0.05 0.06 0.07 TÖ01/Q01 0.08 0.09 - Vg garanti Vg 13-15 Vg 11-13 Vg 09-11 Figur 9.9 Solfångarfältets termiska verkningsgrad som funktion av normerad övertemperatur. Endast utvalda data från helt klara dagar har medtagits. Data har indelats i olika klasser och enkel linjär regression har använts för att anpassa linjer till data i dessa klasser. Den prickade linjen representerar morgonvärden, den streck-prickade linjen representerar mitt-på-dagen-värden och den streckade linjen representerar eftermiddagsvärden. Den heldragna, lite fetare, kurvan visar den av leverantören givna s k garantikurvan. 66 I figur 9.9 kan man se att det har skett en förskjutning mot lägre över­ temperaturer, speciellt mellan 1990 och 1991, samt att den solrika sommaren 1992 medförde en större dynamik i anläggningens övertemperatur. När anläggningen startar på morgonen åtgår en del energi till uppvärmning av kulvert, solfångare och värmebärare. Detta gör att den termiska verknings­ graden är låg vilket man kan se på morgonvärdena (cirklar) och den till dessa anpassade räta linjen (prickad). Pa eftermiddagen, när anläggningen ger mindre energi, kommer värme från kulvert och solfångare att återföras till glykolvattnet och verkningsgraden blir därför förskjuten uppåt. Detta representeras av efter- middagsvärdena (kryss) och den till dessa anpassade linjen (streckad). Mitt på dagen råder vanligen stabila förhållanden eftersom solstommar och kulvert då är uppvärmda och någon större temperaturförändring inte sker. Dessa data representeras av mitt-på-dagen-värdena (plus) och den till dessa anpassade linjen (streck-prickad). Det är vanskligt att använda dessa data för att göra en noggrann bedömning av solfångaränläggningens verkningsgrad. Man kan dock konstatera att för de tre mätåren ligger större delen av mätpunkterna vid en övertemperatur mellan 0.0555 och 0.0600. De tre räta linjer, som anpassats till de olika solsäsongernas mitt-på-dagen-värden, överensstämmer‘relativt väl inom detta intervall. En uppskattad termisk verkningsgrad på 0.455 vid 0.0600 °C m2/W kan lämpligen användas som utgångspunkt vid bedömning av anläggningen. Detta innebär att anläggningen fungerar nästan 11 % (ca 5.5 proc enheter) sämre än förväntat. 9.2.3 Temperaturforhållanden i sol fångarkretsen 60.0 80.0 To.O 90.0 ' " To.Ô............ "t0.0 ' Solfångar- och laddkrets arbetar med konstanta flöden under drift. Flödet i laddkretsen här yarit 25 l/s, dvs 0.005 l/(s m2), och har varierat mycket litet under mätperioden. Varaktighetsdiagram för temperaturstegringen över solfångaren respektive värmeväxlaren i laddkretsen för perioden 91-04-03 -91-09-30, återfinnes nedan. Totalt ingår 758 timmar med oavbruten drift i underlaget för varaktighets- d i agram men. T. ■ T. S1SQ QV • fier 8V °c 25 20 15 bM swf })ß 1 'En0 ?0ev X - - - - - r- - - - - !■ -- - „ -- i 1 -i . . . . . . . . i. . . 1 „.„i_ _ _ _ - - - - - - - - r lovrobT - - - - - - — H ■ - • ■ ■ }^rri ist isgßb E'lßü ti srf nårl ßisb b!: r : W ■ - - - - 1 • f fis is r 4—ijeriii noisss —m . IS (nil iäj -i--- J-- - - na rloo _ _ _ :t »si ■il i ßxilo sb Jil' 0 100 sq 200 300 O c Ç.Q iu§M 400 17311 500 600 700 .8^' dmsqmatrevo - r-, ; T23-T32 T12-T21 b'!ßvnO.E10m ätti tSflgfitblät) nsCI .nsfars'. Timmar 9 . ■ Figur 9.10 Varaktighetskurvor för temperaturstegringen över solfångaren, T12-T21, och över värmeväxlarens sekundärsida, T23-T32, under 1991. 67 Största temperaturstegring över solfångaren är 26 °C och dess medianvärde är ca 16 °C. Differensen mellan kurvorna ligger mellan 0.4 och 2.2 °C och solfångarens inloppstemperatur varierar ca 20 °C under året. Enligt diagrammet är temperaturskillnaderna på primär- och sekundärsidorna proportionella vilket innebär att värmekapacitetsflödena är konstanta. Om hänsyn tas till glykolblandningens värmekapacitivitet och densitet visar sig flödet i solfångarkretsen vara ungefär detsamma som i laddkretsen, dvs ca 25 l/s istället för 16.7 l/s, som angivits vid projekteringen. Ett varaktighetsdiagram för solfångarens inloppstemperatur, T21, under solsäsongen 1991 återfinnes i figur 9.11. Inloppstemperaturen var detta år högst 72 °C och lägst 51 °C. 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Timmar Figur 9.11 Varaktighetsdiagram för solfångarens inloppstemperatur, T21, under solsäsongen 1991. Temperaturskillnaden mellan värmeväxlarens utlopp på primärsidan (glykolvatten till solfångaren) och inlopp på sekundärsidan (vatten från ackumulatorns botten), T21-T32, ligger mellan 1.8 och 9 °C och dess medianvärde är 5.9 °C under solsäsongen 1991. Ett varaktighetsdiagram över skillnaden återfinnes i figur 9.12. Timmar Figur 9.12 Varaktighetsdiagram för temperaturskillnaden, T21-T32, mellan värmeväxlarens utlopp på primärsidan och inlopp på sekundärsi­ dan under solsäsongen 1991. 68 Varaktigheten för solfångarkretsens övertemperatur, TdOl, för sol säsongen 1991, visas i figur 9.13. Medeltemperaturen hos värmebäraren ligger som mest 67 °C över utomhustemperaturen och i genomsnitt 51 °C över. Timmar Figur 9.13 Varaktighetsdiagram över solfångarens övertemperatur, TdOl, under solsäsongen 1991. Endast medelvärden från hela drifttim­ mar har medtagits. 9.3 Ackumulatorn Ackumulatorns värmeförluster har varit måttliga. Temperaturskiktningen vid in- och urlagring av värme har emellertid inte fungerat som förväntats. Detta beror i första hand på inloppsdysornas funktion. I figur 9.14 återges vattentem­ peraturerna på olika nivåer i ackumulatorn under en mycket klar och fin sommardag (12 juni 1990, utomhustemperatur ca 19 °C). Inladdningsförloppet återges med en temperaturkurva för varannan timma mellan kl 08.00 och 16.00. Sol ut Sol in 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 ------- W0800 -------kMOOO kl 1200 ------- kl1400 -------kl1600 Nivå (m) Figur 9.14 Ackumulatortemperaturer den 12 juni 1990. Fjv in respekti­ ve Sol in markerar inloppsdysornas positioner. Sol ut respektive Fjv ut markerar utloppens positioner. 69 När anläggningen startar på morgonen den 12 juni 1990 är nästan all upplagrad energi i ackumulatorn förbrukad. Temperaturen ligger omkring 62 °C, vilket motsvarar fjärrvärmenätets returtemperatur (den nedre heldragna kurvan). Man kan ur diagrammet se att energin, som finns lagrad i tankens övre 2 meter, inte utnyttjats helt. Kl 10.00 har inlagringen startat och temperaturen stiger på nivåer mellan 12 och 20 m medan den genom konvektion sjunker på nivåer mellan 20 och 22 m (den nedre streckade kurvan). Inlagringen fortsätter därefter fram till omkring kl 16.00 (den övre streckade kurvan). Vid denna tidpunkt har fjärrvärmereturen stigit till 64 °C och värme­ skiktningens undre gräns sjunkit till ca 9 m. Trots mycket goda förhållande denna dag överstiger tanktemperaturen aldrig 72 °C. I figur 9.15 återges urladdningsförloppet under påföljande natt. Temperaturer finns återgivna för varannan timma mellan kl 20.00 och 04.00. -------kl2000 ----- kl2200 W2400 -------kl0200 ----- W0400 Nivå (m) Figur 9.15 Temperaturkurvor visande urlagring av värme ur ackumu­ latorn natten mellan den 12 och 13 juni 1990. Inlopp och utlopp är markerade som i figur 9.14. Urlagringen sker omvänt mot inlagringen. Kl 20.00 stiger värmeskiktets undre gräns uppåt (den övre heldragna kurvan) samtidigt som temperaturen kring 14-meters nivån sjunker. Omkring kl 06.00 (finns ej med i figuren) har ackumulatorn tömts på upplagrad energi och förhållandena är snarlika de, som rådde på morgonen ett dygn tidigare. I figuren kan man dessutom se att ackumulatorns övre del inte utnyttjas helt. Enligt figur 9.14 är det uppenbart att systemet med värmeinlagring via speciella dysor gör att värmen i första hand sprids nedåt i ackumulatortanken. Man erhåller därför inte den övre zon med hög temperatur, som man förväntar sig. Detta dygn överstiger inte den maximal temperaturen i tanken 72 °C trots att temperaturen från laddkretsen översteg 80 °C under mer än 4 timmar.. Nedanstående figurer åskådliggör förhållandena kring inloppsdysorna. 70 Kl 10.00 Kl 12.00 Kl 14.00 ---- Vtemp o— Soldysa -□— Fjvdysa A Inlopp v Utlopp 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Nivå (m) Figur 9.16 Tanktemperaturer samt temperaturer kring inloppsdysor, inlopp och utlopp för några timmar den 12 juni 1990. I det övre diagrammet, som representerar värden kl 10.00, kan man se att temperaturen i inloppet från laddkretsen är avsevärt högre (ca 83 °C) än temperaturen i övre delen av soldy san (ca 72 °C). Så är även fallet kl 12.00. Detta kan tolkas så, att det uppstår en ejektorverkan i dysan, vilket orsakar att kallare vatten från den nedre delen av tanken dras med uppåt och blandas med det varma, inkommande vattnet. Detta medför en omröring av vattnet i området mellan ca 10 och 16 m. Värme sprids då nedåt i tanken i stället för att det bildas en zon med vatten av högre temperatur i toppen. Längre fram på dagen, då tanktemperaturen har stigit, minskar denna verkan. Kl 14.00 har fjärrvärmens returtemperatur börjat stiga. Man kan då vid den nedre inloppsdysan se ett liknande fenomen, som vid soldysan, nämligen att en viss ejektorverkan förekommer. 71 Temperaturskiktningen i ackumulatortanken påverkas naturligtvis också av att det under inlagring av solvärme finns ett negativt flöde genom tanken. Flödet genom laddkretsen var denna dag (90-06-12) ca 92 m3/h medan flödet i fjärrvärmekretsen var ca 80 m3/h. Detta medför ett nettoflöde nedat i tanken med ca 12 m3/h vilket motsvarar ca 1 m per 4 timmar. Ackumulatorn laddas mycket sällan mer än till hälften och detta vid en lägre temperatur än som förväntats. Under några enstaka, solrika sommardagar då solvärmen täcker värmelasten kan ackumulatorn laddas ned till ca 4 m nivå. Temperaturen i ackumulatorns övre del överstiger då inte 78 °C. Under processen laddning, lagring och urladdning förlorar värmet kvalitet. Det vatten, som lagras in i ackumulatorn, har vanligen en högre temperatur än det vatten, som tas ut till Q ärrvärmenätet. I figur 9.17 visas den energiviktade temperaturen, Te23, för vattnet, som tillförs ackumulatorn från laddkretsen tillsammans med den energiviktade temperaturen, Te35, för det vatten, som tas ut till fjärrvärmenätet. De givna temperaturerna är månadsmedelvärden för 1991. Den genomsnittliga skillnaden mellan de två temperaturerna under året är 6.4 °C. Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 9.17 Energiviktade temperaturer hos värmet när det tillförs, Te23, respektive bortförs, Te35, från ackumulatorn. Ackumulatorns värmeförlustkoefficient bestämdes under ett 3 veckor långt avsvalningsprov i februari 1992. Ackumulatorn var då helt isolerad från fjärrvärmenät och laddkrets. Även ångpannan var avstängd. Värmeförlustkoefficienten uppmättes under denna tid till 160 W/K vilket motsvarar 0.24 W/(K m2) räknat på ackumulatorns inre mantelarea. 9.4 Flis- och gaspannor Flis- och gaspannor står för större delen av värmeleveransen till fjärrvärme­ nätet. Knappt 6 % kommer från solvärmeanläggningen. I figur 9.18 redovisas en del data för 1991. Temperaturen hos vattnet, som kommer från värmeackumulatorn är vanligtvis inte tillräckligt hög, vilket gör att pannorna ofta används även under högsommaren. 72 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec ■i Q35 I I Q45 -Te35 - Te56 N9 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 9.18 Värmeleverans till fjärrvärmenätet. Övre diagrammet visar månadsmedelvärden av dygnssummor för solvärme från ackumulatorn, Q35, och värme från pannorna, Q45. I diagrammet i mitten återfinns energiviktade temperaturer för solvärme från ackumulatorn, Te35, och för värmet, som levereras ut på nätet, Te56. Nedre diagrammet visar andelen solvärme av totala värmeleveransen, N9. Samtliga data gäller för mätåret 1991. 73 kWh 12000 10000- Q56-9 ------Q56-9 Q56-9 8000 Timmar Figur 9.19 Varaktighetsdiagram för fjärrvärmelasten, Q56, under 1990 - 1991. Max last var under 1990 = 7,927 kWh, 1991 = 12,793 kWh och 1992 8,731 kWh. Under 1992 saknas emellertid december månad (jmfr figur 8.1). T56-90 ------T56-91 T56-92 Timmar Figur 9.20 Varaktighetsdiagram för ljärrvärmens returtemperatur, T65, för perioden maj - augusti, under åren 1990 - 1991. Högsta uppmätta returtempera­ turen var för denna period under 1990 = 69.8 °C, 1991 = 68.5 °C och 1992 = 68.2 °C. 74 Andelen solvärme är låg även under sommarens solrikaste månader. Under juli 1991 uppgick andelen solvärme som mest till 61 %. Under några dagar varje sommar har solvärmen dock varit större än värmelasten vilket medfört att pannorna inte behövt användas. Längsta uppmätta period under vilken detta skett var 8-13 juni 1992. På föregående sida finns en graf över varaktigheten för fjärrvärmelasten under åren 1990 - 1992. De tre kurvorna stämmer relativt väl överens med den, som angivits i förstudien (se figur 5.1). Varaktigheten för Q ärrvärmenätets returtemperatur under perioden maj - augusti, 1990 - 1992, finns också redovisad på föregående sida. Returtemperatu­ ren har under sommarmånaderna sänkts mellan 1990 och 1991 men återigen höjts något under sommaren 1992 vilket stämmer väl överens med gjorda observationer. Höjningen under 1992 hör främst samman med juni månad, som var ovanligt solrik. Låg värmelast gjorde det svårt att hålla nere returtemperatu­ ren (jmfr figur B 1.13). Returtemperaturens varaktighet under hela mätperioden finns redovisad i bilaga 1. 75 10. EKONOMI Under 1991 och 1992 har stor turbulens rått inom den svenska ekonomin. Räntorna har stigit till rekordnivåer samtidigt som inflationen varit den lägsta på många år. Att under sådana förhållanden investera i kostnadskrävande anläggningar är naturligtvis vanskligt och att bedöma kapitalkostnader på längre sikt är mycket svårt. Nedanstående kostnadsredovisning är utförd på samma sätt, som den som gjorts för solvärmeanläggningen Nykvarn I (BFR R26:1989). På så sätt får man en möjlighet att jämföra ekonomin för dessa anläggningar samtidigt som man måste hålla i minnet att de ekonomiska realiteterna kan vara något annorlunda än vad som här redovisas. 10.1 Anläggningskostnad Följande sammanställning visar den totala anläggningskostnaden för solvärme- anläggningen i Falkenberg. Anläggningen slutbetalades i mars 1990. Extra kostnader för abonnentcentraler har tillkommit därefter. Kostnader i kkr Solfångarfält 7,650 Kulvert 1,700 Ackumulator 1,850 Ombyggnad av abonnentcentraler 990 Projektering, samordning mm 300 Total entreprenad enligt offert 1988 12,490 Byggherrekostnader 385 Index 496 Kostnad mars 1990 13,371 Extra kostnader för abonnentcentraler_____________130 Totalkostnad 13,501 Finansiering Lån från Statens Råd för Byggnadsforskning 12,875 Anslag från NUTEK (undercentraler) 130 Ränta på BFR-anslag 284 Falkenberg Energiverk 212 13,501 76 Tomtmarken, där solfångarna är uppställda, ägs av kommunen och hyrs ut till Falkenberg Energiverk för 6,400 kr per år. Enligt ovanstående uppställning har en del av indexuppräkningen kunnat betalas med räntemedel, som erhållits på beviljade BFR-anslag. Kostnader för ombyggnad av abonnentcentraler ingår i ovanstående sammanställning med ca 1,160,000 kr inklusive index. Totalkostnaden för själva solvärmeanläggningen blir därför ca 12,340,000 kr. 10.2 Kostnader för drift och underhåll Anläggningen kräver inte särskilt stora personalinsatser bortsett från täthetskontroll, glasbyte, glykolpåfyllning etc. uppskattad årskostnad i nuläget (1992). Nedanstående siffror visar en Kr/år Personal, ca 100 timmar 20,000 Reservdelar, glykol mm 20,000 El för pumpar och ångpanna 28,000 Markhyra 6.400 Total årskostnad 74,400 Kostnaden för drift och underhåll är ca 0.6 % av anläggningskostnaden. 10.3 Energipris Anläggningen lämnar i genomsnitt 1,530 MWh energi till fjärrvärmenätet varje år (se kapitel 9). En enkel kalkyl över energipriset som funktion av investeringskostnaden ger kostnaden för en årlig kilowattimma (penningvärde i mars 1990): Kostnader för solvärmeanläggning 12,340,000 => 8.1 kr/(kWh/år) Om man förutsätter att anläggningen fungerar utan större problem i 25 år och att 4 % kalkylränta användes vid beräkning av annuiteter erhålles följande kostnader: Utslaget på 25 år med 4 % kalkylränta => 0.52 kr/kWh Kostnader för drift och underhåll __________ => Q,05 kr/kWh Total kostnad utslaget på 25 år => 0.57 kr/kWh 77 11. DISKUSSION OCH SLUTSATSER När man studerar solvärmeanläggningen i Falkenberg är det lätt att fastna i siffror och detaljer. Anläggningen fungerar trots allt relativt väl och producerar stora mängder energi, som kommer Q ärrvärmenätet till godo. Den kräver dessutom liten personalinsats och är relativt bekymmersfri. Kostnaden per kWh är dessutom drygt 25 % lägre än i Nykvarn etapp 1. Emellertid har anläggningen inte levererat den energi, som avsetts. Orsaken till detta diskuteras nedan. 11.1 Solvärmeanläggningens verkningsgrad Solvärmeanläggningens verkningsgrad var under mätperioden endast 22 %. Av den instrålade solenergin går ca 35 % förlorad eftersom den infaller då solfångaren inte är i drift. Av den resterande energin inlagras ca 40 % i ackumulatortanken. Detta motsvarar 26 % av den totalt instrålade energin (se figur 9.1). Värmeförluster i ackumulatorn mm. medför att den energi, som därefter går ut på i] ärrvärm en ätet blir endast 22 % av den energi, som finns tillgänglig i form av solinstrålning och el till pumpar och ångpanna. Anläggningens verkningsgrad kan höjas bl a genom att använda solfångare med bättre verkningsgrad, sänka solfångarnas arbetstemperatur eller genom att minska ackumulatorns värmeförluster. Solfångarnas termiska verkningsgrad Solfångarnas termiska verkningsgrad har varit lägre än förväntat. I kapitel 9.2.2 redovisas data, som innebär att verkningsgraden är drygt 10 % (ca 5.5 %- enheter) sämre än vad som var avsikten. Denna siffra bör dock användas med försiktighet eftersom det är svårt att med hjälp av fältmätningar få ett exakt värde. En av orsakerna till den låga verkningsgraden kan vara att teflonfolien varit dåligt uppspänd vilket medfört att folien legat an mot absorbatorytan. Folien har då inte haft den konvektionshindrande verkan, som avsetts, vilket medfört större värmeförluster. Under senaste mätåret (1992) har emellertid teflonfolien sträckts upp något av värmen. Någon förbättring i verkningsgraden har trots detta inte kunnat påvisas. En annan orsak till den låga verkningsgraden kan vara att absorbatorns selektiva skikt inte är optimalt. Absorbatorerna i fältet kommer från två olika serier och kan skilja sig åt. Vid en okulär betraktelse av absorbatorerna finner man stora skillnader i färg, från djupaste svart till ren aluminiumyta. Ögat är dock oerhört känsligt för de skillnader i ljusets våglängd, som orsakas av mycket små skillnader i det selektiva skiktets tjocklek. Detta betyder att små färgnyanser inte behöver betyda en sämre funktion. Man kan dock konstatera att dessa färgnyanser inte finns hos absorbatorerna i Nykvarn etapp 2, där 78 verkningsgraden är högre. Solfångarfaltets temperaturberoende Den energi, som erhålles från en solfångare, kan beskrivas som nyttig energi = upptagen solenergi - förluster till omgivningen Förlusterna bestäms av skillnaden i temperatur mellan solfångaren och omgivningen. Vill man minska förlusterna bör man därför driva anläggningen vid en låg temperatur. Ett sätt att åstadkomma detta är att se till att vattnet, som går till solfångarna, har så låg temperatur som möjligt. I en anläggning av typ Falkenberg med ackumulatortank, innebär detta i sin tur att fjärrvärmenätets returtemperatur skall vara låg. Ur tidigare redovisade verkningsgradsdiagram (kapitel 9.2.2) erhålles att förhållandet mellan insamlad solvärme, Q23 och solfångarens arbetstemperatur, Tol, är dQ23 = _4 dTol W/ (K*m2) Genom att multiplicera med drifttiden, som är ca 1100 timmar per år, erhåller man en uppskattning om hur det årligen insamlade värmet, Q23, beror av arbetstemperaturen. dQ23 dTol -4.4 kWh/(K*m2*år) Detta innebär att en grads lägre arbetstemperatur ger 4.4 kWh mer värme per kvadratmeter och år, vilket motsvarar 24 MWh per år för hela fältet. Eftersom medelvärdet av insamlad solenergi har varit 1.7 GWh per år motsvarar varje grads temperatursänkning ca 1.4 % mer insamlad energi på årsbasis. De försök, som gjorts för att sänka fjärrvärmenätets returtemperatur, har inte givit den effekt på temperaturen, som avsetts. Temperaturstegring över solfånganen Temperaturstegringen över solfångaren är i genomsnitt 15 °C och som högst drygt 25 °C (se figur 9.10). Ett högre flöde genom solfångaren ger en lägre temperaturstegring och därmed en lägre arbetstemperatur och en högre verkningsgrad. Detta gäller så länge temperaturen till solfångaren inte påverkas. T Falkenberg påverkar solvärmen praktiskt taget aldrig temperaturen i ackumulatorns botten och därför skulle t ex 25 % högre flöde ge ca 2 °C lägre arbetstemperatur och öka mängden insamlad solvärme med knappt 50 MWh/år. På samma sätt skulle en minskning av flödet ge en märkbar minskning av mängden insamlad solvärme. Flödet är inte lätt att öka i solfångarkretsen, men man bör ta hänsyn till effekten om man bygger om anläggningen. 79 Värmeväxlaren Temperaturfallet mellan värmeväxlarens primär och sekundärsida är som högst 9 °C och i genomsnitt ca 6 °C (se figur 9.12). En dubbelt så stor värmeväxlare skulle ge halva temperaturfallet och öka den insamlade solvärmen med ungefär 70 MWh per år. Det skulle ha varit lönsamt med dubbla storleken eftersom merkostnaden borde vara ca 100,000 kr. Den marginella investerings­ kostnaden är alltså 1.4 kr/(kWh/år). Fjärrvärmenätets returtemperatur Fjärrvärmenätets returtemperatur är relativt hög. En omfattande ombyggnad av abonnentcentraler har genomförts men ytterligare kontroll och justeringar krävs för att sänka returtemperaturen under sommaren. Under solvärmesäsong­ erna 1990 och 1991 har returtemperaturen varierat mellan 45 och 65 °C och medelvärdet har legat nära 55 °C (se figur 9.20 och bilaga 1). Fortfarande gäller att framledningstemperaturen till solfångarna ligger mellan 55 och 60 °C under sommarmånaderna (se figur 9.11). Med god kontroll och injustering bör temperaturen kunna sänkas under 50 °C vilket omedelbart skulle ge ett bättre energiutbyte från solvärmeanläggningen. Ackumulatortanken Ackumulatortanken är välbyggd och hår måttligt låga värmeförluster. Trots detta är det ackumulatorn, som orsakar de flesta problemen i anläggningen. . Systemet med dysor för inlagring av värme fungerar inte helt som avsetts. Höga vattenhastigheter, troligen p g a jetströmmar, medför en ejektorverkan i de vertikala rördysorna vilket i sin tur orsakar omrörning i tanken. Detta medför att den inlagring av värme med hög temperatur, som förväntas finnas högst upp i ackumulatorn, inte finns. U Ackumulatorn är stor i förhållande till den energi, som kommer från solanläggningén. Problemet med dysorna gör att den undre gränsen för värmezonen ligger på lägre nivå än vad som avsetts, ändå utnyttjas ackumula­ torn sällan mer än till drygt hälften. Ackumulatorns vattenlås och ångpanna har hela tiden varit upphov till be­ kymmer. Vattenlåset torkar uppenbarligen ut vissa tider eftersom vatten inte kondenseras på väggarna, söm förväntats. Påfyllning av vatten utifrån medför problem eftersom vattennivån inte’käh detéktefas. -51 tö sited ,dWi bßtsievöl Ängpannans säkerhetssystem bryter allt som oftast varvid det krävs manuell återstart Orsaken har ej kunnat fastställas. Beräkningar visar att en ångpanna av detta slag knappast kan upprätthålla önskvärt ångtryck i en ackumulator med den temperatur, som vanligen råder i Falkenbers ackumulator. Problem med vattenlås och ångpanna gör att ackumulatorns vatten syresätts på ett icke önskvärt sätt. Detta är ett problem, som måste lösas innan nya värmeackumulatorer av denna typ tas i drift. 80 11.2 Mer solvärme Kulvert och värmelager kan säkert hantera ytterligare något tusental kvadratmeter solfångare och det tycks inte vara några problem med av­ sättningen. I dag svarar solvärmeanläggningen för mindre än 6 % av vär­ meproduktionen sett över året och ungefär 60 % under de bästa månaderna. Under några perioder med riktigt fina dagar har täckningsgraden uppgått till 100 % men ackumulatorn har aldrig varit helt fulladdad. 11.3 Billigare solvärme Det är intressant att jämföra produktionskostnaderna för solvärme i Falkenberg och den gamla anläggningen i Nykvarn. Anläggningarna är ungefär lika stora och tekniskt sett snarlika, fabriksmonterade solfångare på mark och trycklös ståltank ovan jord. Anläggningen i Falkenberg är dock något enklare. I bägge fallen belastas solvärmen med ca 750 m kulvert utanför fältet. I Nykvarn mellan en ny produktionsanläggning och det befintliga fjärrvärmenätet och i Falkenberg mellan solfångarfältet och en befintlig produktionsanläggning. Anläggningarna upphandlades på olika sätt vilket försvårar jämförelsen. I Nykvarn upphandlades anläggningen som delad entreprenad och i Falkenberg som totalentreprenad. TeknoTerm svarade i Nykvarn enbart för solfångarfältet och i Falkenberg för hela solvärmeanläggningen. Den ekonomiska kalkylen i Nykvarnrapporten grundas på praktiskt taget samma solinstrålning mot solfångarna, som denna rapport. Solfångarna arbetar även med praktiskt taget lika övertemperatur. I Nykvarn är den årliga leveransen av solvärme 312 kWh/m2 och i Falkenberg 278 kWh/m2. I bägge fallen svarar solfångarfältet för ca 65 % av hela investeringen. Räknat på kostnaden för hela anläggningen, exklusive kostnader för modifiering av abonnentcentraler, är kapitalkostnaden för att producera solvärme ca 26 % lägre i Falkenberg än i Nykvarn. Denna skillnad beror till allra största delen på tekniska prestanda och kostnader och enbart i ringa mån på väder- och driftsförhållanden. 11.4 Slutsatser Kostnaden för solvärmeanläggningen i Falkenberg är 8.1 kr per årlig levererad kWh. Detta är realt ca 26 % lägre än för anläggningen i Nykvarn etapp 1, som byggdes 1985 (räknat enligt entreprenadindex H84). Under samma drift- och väderförhållanden producerar anläggningen i Falkenberg ca 10 % mindre solvärme än anläggningen i Nykvarn etapp 1. 81 12. LITTERATUR Bernestål, A, 1992. Falkenbergs Energiverk. Rapport avseende höga returtempe­ raturer i Q ärrvärmenät. Andersson & Hultmark Projektering AB, arb 648.10, Göteborg. Claesson, Tommy, 1988. Solvärme med korttidslager i Falkenberg. Bygg- forskningsrådet, Rapport R27:1988, Stockholm. Duffie, J, A & Beckman, W, A, 1991. Solar Engineering of Thermal Processes. John Wiley and Sons, New York. Gummerus, P, 1989. Analys av konventionella abonnentcentraler i fjärrvärme­ system. Thesis, Chalmers Tekniska Högskola, Göteborg. Hansson, G & Isakson, P, 1989. Solvärme i fjärrvärmenät för Nykvarn. Byggforskningsrådet, Rapport R26:1989, Stockholm. Wennerholm, H,1990. Solar collector test report, TeknoTerm HT. Statens Provningsanstalt, 90E2 0031, Borås. 82 BILAGA 1. FJÄRRVÄRMENÄTETS RETURTEMPERATUR I samband med ansökan om medel för att bygga solvärmeanläggningen söktes också medel för åtgärder, som skulle sänka Q ärrvärmenätets returtempe­ ratur. Målsättningen var enligt ansökan att sänka returtemperaturen till "strax under 40 °C i Falkenbergs Q ärrvärmenät". En utredning gjordes av Andersson & Hultmark under hösten 1988. Var och en av de 53 undercentralerna (även kallade abonnentcentraler) studerades med avseende på fram- och returtemperaturer, energiförbrukning, flöde och maxlast. Personal från Energiverket gör varje månad avläsningar av momentana tempera­ turer samt för månaden aktuellt volymflöde och förbrukad energi för var och en av undercentralerna. Dessa data utgjorde underlag vid lokalisering av de undercentraler, som behövde åtgärdas. Under våren/sommaren 1989 åtgärdades på olika sätt 21 av undercentralerna enligt det åtgärdsprogram, som Andersson & Hultmark presenterat 1988-09-07. Modifieringen bestod i allmänhet av att trevägsventiler byttes mot tvåvägsventi- ler i avsikt att ändra sekundärsystemen från fullflödes- till flödesstyrda. Efter dessa åtgärder sänktes returtemperaturen några grader, dock inte alls så mycket som förväntats. Vid en genomgång av anläggningen 1990-09-04 gjordes en del justeringar. Det konstaterades då, att några av ombyggnaderna fungerade mindre bra samt att det fanns ytterligare några undercentraler, som krävde åtgärder. De juste­ ringar, som utfördes, gav omedelbart utslag i form av 8-10 °C lägre returtempe­ ratur. Ett typiskt värde blev nu 52 °C i stället för att tidigare ha varit över 60 °C. Denna genomgång utmynnade också till att Andersson & Hultmark 1991-07- 21 framlade ett förslag till åtgärder. I detta förslag ingick modifieringar av två tidigare ombyggda undercentraler samt en undercentral, som ej tidigare åtgär­ dats. Under sommaren 1992 utfördes större delen av de föreslagna arbetena. Efter genomförd ombyggnad sänktes returtemperaturen ytterligare något. Erfarenheterna från försöken att sänka returtemperaturen är att olämpligt fungerande undercentraler måste modifieras men att detta ej är tillräckligt om inte regelbunden manuell kontroll och injustering genomförs. B 1.1 Bakgrund För att en solvärmeanläggning av den typ, som installerats i Falkenberg, skall ge maximalt energiutbyte, så krävs att värmeförlusten till omgivningen är liten. För att åstadkomma detta krävs att det vatten, som går till solfångaren, har så låg temperatur som möjligt. Förlusterna i solfångarfältet beror av skillnaden mellan solfångarnas temperatur och omgivningens temperatur. En låg tempera­ tur pa inkommande vatten, gör att solfångarnas medeltemperatur, dvs medel­ värdet av inlopps- och utloppstemperaturen, kan hållas låg vilket således ger 83 minskade förluster. För solvärmeanläggningen i Falkenberg kan man visa att varje grads sänkning av solfångarnas inloppstemperatur ger omkring 20 MWh ökat energiutbyte sett på årsbasis. Låga temperaturer ger också lägre kulvertförluster i bade solfangarsystem och fjärrvärmesystem. För att kunna sänka solfångarnas tilloppstemperatur krävs att ackumulator­ tanken har låg temperatur i sin nedre del vilket åstadkommes genom att ^ärrvärmenätets returtemperatur sänkes. Åtgärder maste därför sättas in i de olika undercentralerna för att där åstadkomma en sänkning av returtemperaturer- na. En sänkning av fj ärrvärmenätets returtemperatur ger dessutom mindre förluster i fjärrvärmenätet samtidigt som man förbättrar förutsättningarna för en eventuell framtida rökgaskylare för flispannorna. Dessutom minskar flödet i Q ärrvärmenätet vilket ger besparingar i form av minskad elåtgång för pumpar. MWh/mån jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 5000 4000 3000 2000 1000 — Framl temp — Retur temp □ Fjv energi Figur B 1.1 Fjärrvärmeenergier och temperaturer 1987. 84 B 1.2 Fjärrvärmenätets uppbyggnad Falkenbergs Qärrvärmenät byggdes under perioden mars till oktober 1985. Den numera 4,900 m långa kulverten är mestadels av typ UPONOR, en purisolerad stalrörskulvert, förlagd pa 1.2 till 2.0 m djup. Kulvertförlusterna uppskattas till ca 5 % vilket överensstämmer väl med genomförda mätningar. Vid nätets färdigställande var 40 större förbrukare, t.ex. skolor och flerfamiljshus och 20 småhus anslutna. I dag har antalet anslutna större förbrukare ökat till 53. Under 1991 såldes 26.3 GWh energi till de olika förbrukarna enligt avläsningar av de energimätare, som finns i respektive undercentraler. Fjärrvärmenätet är närmare beskrivet i kapitel 3.1. B 1.3 Undercentraler 73 undercentraler är anslutna till ijärrvärmenätet. 20 av dessa är småhus och 53 är före detta panncentraler. Den största enskilda förbrukaren är Gymnasieskolan, som under 1991 förbrukade 2,578 MWh och som mest kräver ca 1,600 kW. När de olika undercentralerna anslöts till fjärrvärmenätet hade Falkenberg Energi inga krav på abonnenternas anläggningar beträffande rådande tempera­ turförhållanden. Abonnenterna äger själva sina undercentraler vilket har gjort att Falkenberg Energi har haft svårt att styra hur inkopplingen till fjärrvärmenätet skall se ut. Vid inkopplingen vidtogs inga åtgärder i abonnenternas sekundärsystem i avsikt att sänka returtemperaturerna. De olika undercentralerna varierar mycket i utförande. I sin enklaste form består den av en prefabricerad villaenhet med självverkande ventiler på fjärrvärmesidan. De mest komplexa centralerna är Gymnasieskolan och Vård­ centralen. Sekundärsystemet består i dessa fall av en tidigare hetvattenkrets med shuntgrupper och varmvattenberedare ute i systemet. Undercentralen i Gymnasi­ eskolan försåg från början inte bara skolans olika lokaler med värme och tapp­ varmvatten utan dessutom Fritidens Hus, Ringströms Färghandel, Polishuset samt kvarteret Kvarnvingen 4. Över 50 shuntgrupper för värme och tappvarm­ vatten är anslutna till denna undercentral. Till detta kommer ett tiotal luftvärmande ventilationsaggregat. De två sistnämnda fastigheterna är numera inkopplade till fjärrvärmenätet som egna undercentraler. De olika shuntgrupperna finns utspridda bland olika fastigheter, på vindar, i skrubbar och i källare. På en del ställen ger anläggningarna intrycket av att vara moderna och "prydliga" medan de på andra ställen ger ett "risigt" intryck. Det har uppenbarligen varit svårt att få del av ritningar över alla de olika undercentralernas shuntgrupper, var de är placerade och hur de är konstruerade. Det har därför varit ett tålamodsprövande arbete att hitta alla anläggningar, sätta sig in i funktionen, göra en ritning över anläggningen och med utgångspunkt från uppmätta temperaturer och information på plats föreslå en ombyggnad. 85 B 1.3.1 Typiska utföranden VärmeVärme Figur B 1.2 Typiska utföranden på primärsidan. Undercentralernas primärsida, dvs den del av undercentralen, som är kopplad till fjärrvärmenätet, är i allmänhet uppbyggd på något av ovanstående sätt med en eller flera värmeväxlare för radiatorvatten och i vissa fall en eller flera växlare för tappvarmvatten. Figur B 1.3 Ombyggd panncentral 86 Primärflödet genom radiatorvärmeväxlarna styrs av utgående radiatortempe­ ratur och utetemperatur enligt fastställd reglerkurva. I de fall tappvarmvatten- värmeväxlare finns styrs primärflödet av temperaturen på utgående tappvarm­ vatten. Undercentralernas sekundärsida är uppbyggda på flera olika sätt eftersom behovet av radiatorvärme, lokala tappvarmvattenberedare och luftvärme varierar. Sekundärsidan är oftast uppbyggd av ett flertal olika shuntgrupper placerade på större eller mindre avstånd från huvudvärmeväxlarna, ofta i olika byggnader. Oftast är dessa shuntgrupper uppbyggda enligt fullflödesprincipen där en viss del av det varma vattnet från fjärrvärmeväxlarna shuntas in till de olika förbrukarna. Många sådana shuntgrupper blev föremål för ombyggnad. Alla inkopplingar är emellertid inte utförda på detta sätt och vissa av shunt- grupperna har därför kunnat lämnas utan åtgärd. I figur B 1.4 redovisas några vanliga inkopplingar av radiator- och ventilationsanläggningar. Värmebärare primär Figur B 1.4 Typiska inkopplingar av radiatorer och ventilation före ombyggnaden. I figur B 1.4 är de två vänstra kretsarna av fullflödestyp och blev därför föremål för ombyggnad medan den högra är sådan att flödet varierar med värmebehovet. I vissa fall var varmvattenberedaren inkopplad på sekundärsidan på sådant sätt att fullt flöde gick genom beredaren, se figur B 1.5. Även här genomfördes ombyggnad. 87 W-Ack 500 L W-Ack 1500L Figur B 1.5 Varmvattenberedare inkopplad i sekundärsystemet. B 1.4 Temperaturförhållanden före ombyggnaden Temperaturförhållandena i Q ärrvärmenätet varierar naturligtvis under året. Framledningstemperaturen stiger med ökad last och även returtemperaturen påverkas. Speciellt under sommarmånaderna har returtemperaturen stigit markant. Såt.ex. under juni månad 1988 var månadsmedelvärdet av temperatur­ differensen över nätet endast 6.5 °C. Månadsmedelvärdet av returtemperaturen var då 66.7 °C. Även under sommaren 1989 märktes en returtemperaturhöjning. Sådana returtemperaturhöjningar är inte ovanliga i fjärrvärmenät där flödet inte regleras då energibehovet minskas. Från solenergisynpunkt är denna temperaturhöjning förödande eftersom det är just under sommaren solfånga- ranläggningen kräver låga temperaturer från fjärrvärmenätet för att funktionen skall vara optimal. Vid den genomgång av samtliga undercentraler, som genomfördes i oktober 1987, antecknades alla framlednings- och returtemperaturer. Samtidigt gjordes skisser på hur undercentraler och shuntgrupper var utformade. Vid bedömning av vilka undercentraler och shuntgrupper, som skulle modifieras, kom inte aktuella temperaturer att ha avgörande betydelse utan i stället det ursprungliga utförandet och möjligheten att genom en ombyggnad varaktigt sänka returtem­ peraturen. 88 MWh/mån jan mar maj jul sep nov jan mar maj jul sep nov — Framl temp - Retur temp □ Fjv energi Figur B 1.6 Förhållanden i fj ärrvärm en ätet 1988 och 1989. Vissa energier och temperaturer saknas. B 1.5 Metoder för sänkning av returtemperaturen Vid dimensionering av värmesystem väljer projektören framlednings- och returtemperatur vid dimensionerande utetemperatur. De värmebehov, som beräknas och således bestämmer radiatorstorlek samt flöden har i många fall överskattats. Alltför stora radiatorer och flöden leder till höga rumstemperaturer. Pannskötare och husägare försöker begränsa dessa temperaturer genom att sänka värmebärarens framledningstemperatur. Det höga flödet i sekundärkretsen för­ ändras i regel ej utan kvarstår med höga returtemperaturer som följd. För att möjliggöra en låg returtemperatur från en undercentral krävs därför att sekundärsidans flöde kan styras efter aktuellt energibehov. Sekundärsidans framledningstemperatur får därefter styra flödet i Q ärrvärm ekretsen. Hur sekundärsystemen utformas beror på vilken typ av undercentral det gäller. Det finns två huvudtyper för värme- och varmvattendistributionssystem. 1. Värme-, ventilation- och tappvarmvattenproduktion sker i en undercentral från vilken det distribueras shuntad värme för radiatorer och ventilation samt tappvarmvatten. 89 2. En undercentral försörjer undergrupper med primärt värmevatten via ett ledningssystem. I undergrupperna blandas värmevatten i shuntgrupper till radiatorer och ventilationsaggregat. Varmvatten bereds i undergruppen genom att man låter det primära värmevattnet värma kallvatten i en varm­ vattenberedare. För att erhålla låga returtemperaturer utformar man sekundärsystemet så att flödet styrs av energibehovet. Värmeväxlare och varmvattenberedare skall vara så dimensionerade och flödesstyrda med hjälp av tvåvägsventiler att returtempe­ raturerna ligger kring 40-50 °C. För en värmeväxlare avsedd för radiatorvatten är detta normalt inget problem. För tappvarmvattenväxlare där varmvatten­ ackumulator saknas kan problem uppstå eftersom det primära värmevattnet normalt har en temperatur, som endast överstiger tappvarmvattentemperaturen med ca 10 °C. FJVTILL RETUR Figur B 1.7 Fall 1. Inkoppling av fjärrvärme i undercentral utan undergrupper. Denna måttliga temperaturdifferens gör att den reglerande ventilen får arbeta med större utslag vilket ger mindre stabila förhållanden och större risk för perioder med hög returtemperatur. För fall 1 ovan, där produktion och distribution sker från en gemensam undercentral sker inkopplingen enligt figur B 1.7. I detta fall ansluts befintliga ledningar till värmeväxlarnas sekundärsida och abonnenten system är på så sätt skilt ifrån fjärrvärmesystemet. Flödet i fjärrvärmekretsen påverkas då direkt av förbrukningen i radiator-, ventilations- och tappvarmvattenkretsarna. 90 FJVTILl Undercentral Undergrupp Figur B 1.8 Fall 2. Inkoppling av fjärrvärme i undercen- tral med undergrupper. I fall 2, då shuntgrupperna ligger långt från undercentralen blir det normalt för dyrbart att installera tappvarmvattenvärmeväxlare i undercentralen eftersom det tillkommer ny rördragning för tappvarmvatten ut till de olika fastigheterna. I stället låter man det primära värmevattnet värma tappvarmvatten i de olika gruppcentralerna. I detta fall användes en värmeväxlare kopplad till en ny eller befintlig ackumulator. Eventuellt kan en befintlig varmvattenberedare behållas som den är, om den förses med en temperaturreglerad flödesbegränsare i utloppet. När värmebehovet är lågt och därmed primärflödet lågt så finns en risk att vattnet i undergruppens primärvatten svalnar så mycket att det tar lång tid för varmt vatten att nå fram till värmeväxlare mm då värmebehov åter uppstår. För att motverka detta placeras temperaturreglerade "by-pass"-ventiler längst ut i varje undergrupp. Ventilen ställs in på t ex 35 °C vilket medför att det går ett flöde genom shuntventilen, tillräckligt stort för att framledningsvattnets temperatur inte skall understiga 35 °C. Värmevatten Ventilation Figur B 1.9 "By-pass"-ventil i ventilationsanläggning. 91 B 1.6 Projekterade och genomförda åtgärder För varje undercentral och varje undergrupp gjordes en okulär besiktning och ett protokoll upprättades. Aktuella temperaturer och reglerkurvor noterades. Alla anslutna apparater identifierades. Alla ventiler och ställdon kontrollerades för att se om de kunde återanvändas. Varmvattenberedare ägnades speciell uppmärksamhet. Eftersom fastighetsägarna äger undercentralerna togs speciell hänsyn till vilka ombyggnader, som kunde genomföras utan att skada undercentralerna (ex läckage). Detta för att undvika juridiska problem vid senare tillfälle. För varje undercentral och undergrupp gjordes därefter en bedömning om ombyggnad var rimlig ur temperatursänkande- och ekonomisk synvinkel. Om ombyggnad var önskvärd så upprättades en ritning och ombyggnadsbeskrivning. Värmebärare primär Proppas Figur B 1.10 Ombyggnad genom proppning, utbyte av ventil och ställdon samt inbyggnad av temperaturkontrollerad "by- pass"-ventil. Jämför figur B 1.4. 21 av undercentralerna med tillhörande undergrupper blev föremål för ombyggnad. Trevägsventiler proppades för att fungera som tvåvägsventiler där så var möjligt. På grund av ålder, läckage mm gick detta inte alltid att genomföra varför dessa ventiler då byttes mot nya tvåvägsventiler. I de flesta fall fick man då dessutom byta ställdon. Utöver detta installerades en eller flera temperatur- styrda "by-pass"-ventiler. 92 Figur B 1.11 Ställdon i undergrupp. Där så var möjligt ersattes befintliga fullflödesvarmvattenberedare med en ny värmeväxlare direkt inkopplad på Q ärrvärmen. W-Ack 500 L W-Ack 1500 L Figur B 1.12 Varmvattenberedare utbytt mot ny värmeväxlare inkopplad direkt på ljärrvärmen. 93 1.7 Temperaturförhållanden efter ombyggnaden Undercentral Total energi Total volym Temp di ff (MWh) (m3) (°C) 1989 1991 1989 1991 1989 1991 101 B & W 576 767 13,372 24,928 37.0 26.5 102 Gymnasiet 2,712 2,578 152,454 83,780 15.3 26.5 104 Brandstationen 190 268 13,716 22,481 11.9 10.3 105 Kvarnvingen 165 181 3,696 4,173 38.4 37.3 106 Folkets Hus 603 701 17,173 22,420 30.2 26.9 107 Stortorget 732 506 26,054 9,813 24.2 44.3 108 Systembolaget 380 204 13,936 5,541 23.4 31.7 109 A poteket 748 590 26,456 45,472 24.3 11.2 110 Spiran 227 312 5,533 7,364 35.3 36.4 111 Spiran 271 303 5,885 6,467 39.6 40.3 112 Spiran 636 837 23,958 22,031 22.8 32.7 121 Holger 268 323 10,517 12,114 21.9 22.9 122 Passaren 378 461 9,942 10,776 32.7 36.8 123 Kyrkan 392 351 9,985 7,725 33.8 39.1 124 Lejonet 2,057 2,337 88,612 84,573 20.0 23.8 125 Apoteket 594 1,373 12,449 29,264 41.0 40.3 127 Stadshuset 735 883 16,911 20,016 37.4 37.9 130 Holger 49 63 1,310 1,745 32.2 31.0 132 Sparbanken 102 355 4,303 10,216 20.4 29.9 137 Lejonet 45 29 3,118 6,545 12.4 3.8 141 Hvitan 388 600 65,280 18,475 5.1 27.9 142 Hvitan 168 176 4,416 4,750 32.7 31.9 144 Hvitan 94 118 1,865 2,309 43.3 43.9 146 Pokalen 124 148 2,458 3,180 43.4 40.0 148 Grand 554 635 87,161 17,227 5.5 31.7 154 Centralen 159 229 5,695 5,277 24.0 37.3 155 Gästgivaren 384 578 17,365 13,416 19.0 37.0 158 Gästgivaren 866 925 18,584 18,101 40.1 43.9 159 Repslagaren 869 1,067 18,012 23,779 41.5 38.6 160 Stugan 463 472 9,694 10,521 41.1 38.6 161 Tullstugan 283 260 5,873 4,916 41.4 45.5 162 Repslagaren 105 129 2,386 2,543 37.9 43.7 163 Nygård 171 188 5,754 3,578 25.6 45.2 164 Tunnbindaren 308 323 6,491 8,762 40.8 31.7 165 Vårdcentralen 1,463 2,271 109,254 148,761 11.5 13.1 166 Möllevägsskolan 550 663 18,586 17,647 25.4 32.3 167 Trädgården 937 1,185 20,101 22,117 40.1 46.1 168 Stenyxan 606 638 13,422 15,585 38.8 35.2 185 Spiran 247 281 12,018 6,606 17.7 36.6 186 Tångaskolan 911 1,227 21,548 24,082 36.4 43.8 188 Dagcenter 81 94 8,392 6,321 8.3 12.8 Summor/medelv 21,591 25,629 913,735 815,397 20.5 27.0 De ombyggda undercentralerna är markerade med kursiv stil. 94 Från de journaler, som förs och som utgör underlag för debiteringar, har den årliga medeltemperaturdifferensen beräknats. Flöden och energier har avlästs på integreringsverk. Differenstemperaturerna har beräknats med utgångspunkt från flöden och energier. Enligt ovanstående tabell fanns det efter ombyggnaden, som utfördes före eldningssäsongen 1989-90, både ombyggda och icke ombyggda undercentraler där medelvärdet av temperaturdifferensen låg under 20.5 °C (nätets medeltem­ peraturdifferens). Trots detta kunde en mindre sänkning av temperaturen i tjärrvärmesystemet konstateras. Detta kan man se i den del av figur B 1.6 som avser slutet av år 1989. Under vintern 1989- 90 låg returtemperaturen ca 2-3 °C lägre än under föregående vinter. Eftersom de genomförda ombyggnaderna varit omfattande så hade man förväntat sig en större temperatursänkning. Av denna anledning gjorde Anders Bernestål, Andersson & Hultmark, ett besök på plats 1990-09-04 för att försöka utreda varför en del undercentraler fortfarande gav för höga returtemperaturer. Inför denna genomgång gjordes en rangordning av undercentralerna med avseende på "temperatureffektivitet". Från 1989 års värden kunde följande rangordning erhållas. Undercentral Temp, diff mv 1989 (°C) Volym 1989 (m3) Andel Volym (%) av total Energi (%) 141 Hvitan 5.1 65,280 7.1 1.8 148 Grand 5.5 87,161 9.5 2.6 188 Dagcenter 8.3 8,392 0.9 0.4 165 Vårdcentralen 11.5 109,254 12.0 6.8 104 Brandstationen 11.9 13,716 1.5 0.9 137 Lejonet 12.4 3,118 0.3 0.2 102 Gymnasiet 15.3 152,454 16.7 12.6 185 Spiran 17.7 12,018 1.3 1.1 155 Gästgivaren 19.0 17,365 1.9 1.8 Utöver dessa 9 undercentraler, som har ett årsmedelvärde på temperatur­ differensen, som är under samtliga undercentralers medelvärde (20.5 °C) fanns ytterligare några undercentraler, som hade mindre temperaturdifferens i dec 1989, efter ombyggnaden, än i dec 1988. Undercentral Temp, diff (°C) dec 1988 dec 1989 107 Stortorget 34.6 12.5 108 Systembolaget 31.3 11.0 109 Apoteket 31.3 17.9 95 Vid genomgång av dessa 12 undercentraler åtgärdades de flesta av problemen genom injusteringar. Vidare hittades fel i några undercentraler, som därför föreslogs bli åtgärdade. MWh/mån jmmj snjmmj snjmmj s 5000 4000 3000 2000 1000 — Framl temp --Retur temp □ Fjv energi Figur B 1.13 Fjärrvärmeenergier och temperaturer från 1990 till och med september 1992. B 1.8 Kompletterande ombyggnader Utgående från ovanstående utredning föreslog Andersson & Hultmark i en rapport 90-09-11 att tre undercentraler skulle modifieras. För att visa vilken typ av problem, som finns, följer här en förteckning över dessa undercentraler och föreslagna modifieringar. 102 Gymnasieskolan Detta är den största undercentralen med ett stort internt värmesystem. 1. En undercentral, som försörjer 30 lgh har ej tidigare åtgärdats. Ny värmeväxlare för varmvatten samt torkrumsfläktar måste åtgärdas. 2. Befintlig ventil i shuntgrupp tätar ej. 96 3. Förrådsvarmvattenberedare omkopplas till befintlig elberedare. 4. Varmvattenberedare på vind förses med flödesbegränsare. 104 Brandstationen En relativt liten, ej tidigare åtgärdad undercentral. 1. Returbegränsare inmonteras på varmvattenberedaren. 165 Vårdcentralen Problem har uppstått med för höga tryck i samband med ombyggnad till två- vägsreglering. 1. En av pumparna i en dubbelpump bytes mot en mindre. Ombyggnaden genomfördes under sommaren 1992. Mätningar under hösten visar emellertid inte någon större temperatursänkning. Enligt figur B 1.13 stiger returtemperaturen på karaktäristiskt sätt under sommaren 1992. Det är emellertid troligt att en ny genomgång av systemet med individuella in­ justeringar skulle ge en något lägre returtemperatur till t]ärrvärmecentralen. B 1.9 Ekonomi Den första ombyggnaden av undercentralerna offererades av TeknoTerm för 990 kkr och var en del av offerten gällande hela solfångaranläggningen. Dessa kostnader betalades ur ett experimentbyggnadslån från Byggforskningsrådet. Den modifiering, som gjordes under sommaren 1992 bekostades med ett anslag på 130 kkr från NUTEK. B 1.10 Diskussion och resultat Falkenbergs fjärrvärmenät är relativt komplicerat med ett stort antal under­ centraler och gruppcentraler fördelade mellan ett antal byggnader i staden. Hur Q ärrvärmen är inkopplad varierar från fastighet till fastighet men gemensamt för de flesta inkopplingarna har varit att låga returtemperaturer inte prioriterats. De ombyggnader, som genomförts, har varit komplicerade och tidsödande att projektera, eftersom projekteringsunderlag i flera fall saknats. Detta har medfört att varje undercentral och undergrupp har fått studeras på plats, ritning upprättas och förslag till åtgärder skissats. Eftersom antalet shuntgrupper är stort och de är belägna i olika byggnader har det varit lätt att missa någon. Byte av trevägsventiler till tvåvägsventiler för att på så sätt reglera primärvärmeflödet kan ge upphov till för höga tryck med påföljande läckage eller problem med varmvattentemperaturer. En nära kontakt med fastighetsä­ garen är därför viktig så att dessa problem kan åtgärdas och juridiska problem undvikas. 97 °C 80 70 60 50 40 30 80 70 60 50 40 30 80 70 60 50 40 30 0 2000 4000 6000 8000 Timmar 40002000 Figur B 1.14 Varaktighetsdiagram för returtemperaturen 1990 - 1992. December månad saknas 1992. Vissa övriga timmar saknas också vilket orsakar att antalet timmar i graferna inte blir 8,760. Graferna visar att returtemperaturen blivit något lägre för vart och ett av mätåren. Högsta registrerade temperatur var under 1990 = 85.3 °C, 1991 = 68.5 °C och 1992 = 68.3 °C. 98 Ett annat sätt att påverka returtemperaturen är att låta undercentralens totala flöde utgöra en del av debiteringsunderlaget. På så sätt skulle det vara lättare att få fastighetsägarnas hjälp med att hålla nere flöden och temperaturer. Trots omfattande ombyggnader har inte årsmedelvärdet av returtemperaturen kunnat sänkas med mer än ca 10-11 °C, från 64.0 °C (1988) till 58.2 °C (1990) och därefter till ca 53.5 °C (1992). Motvarande temperatursänkning beräknad som medelvärde under enbart sommarmånaderna maj - augusti var från 67.6 °C (1988) till 61.2 °C (1990) och därefter till 56.2 °C (1992). Målsättningen var en sänkning med ytterligare minst 10 °C. En returtemperatur mellan 40 och 45 °C hade varit värdefull för solfångaranläggningens funktion. Erfarenheterna från ombyggnaden kan sägas vara att dåligt fungerande undercentraler och gruppcentraler måste byggas om för flödesstyrning men att det är minst lika viktigt med regelbunden tillsyn och justering. Besök på plats visar att man fortfarande har en stor påverkan på returtempe­ raturen från undercentraler med felaktig utrustning och/eller felaktig inställning. Om returtemperaturerna skall kunna sänkas och hållas låga krävs att personalen är utbildad på undercentralernas funktion samt hur sänkta returtem­ peraturer är till nytta för hela fjärrvärmeanläggningen. Vidare krävs att under­ centralerna besöks och kontrolleras regelbundet varvid temperaturer och flöden protokollförs. Man kan då på ett tidigt stadium se om returtemperaturen vid en viss undercentral tenderar att stiga och omedelbart åtgärda detta. Den sänkning av returtemperaturen med ca 10 °C, som genomförts medför naturligtvis mindre förluster i solfångaranläggning och kulvertar. Solanlägg­ ningen uppskattas nu ge ca 200 MWh mer energi under ett år. Medeltemperatu­ ren i fjärrvärmenätet sjönk från 1988 till 1992 med ca 10 °C. Om förlusterna före ombyggnaden upskattas till 5 % innebär temperatursänkningen ca 0.8 % mindre förluster vilket även detta motsvarar ca 200 MWh per år. Eftersom totala flödet minskat minskar även kostnaderna för elenergi till fjärrvärmenätets pumpar. 99 BILAGA 2. MÄTNINGAR I denna bilaga redovisas vilken mätutrustning och vilka givare, som har använts. Vidare redovisas hur mätningarna har utförts samt hur beräkningar och datareduktion har gått till. Dessutom innehåller bilagan en diskussion om onog­ grannhet samt en systemfigur med använda givare inritade. B 2.1 Mätsystemet Mätsystemet består av en bordsdator, en systemvoltmeter, en analog kanalväljare och en mångkanalig digital räknare samt givare. Mätdatorn är en Hewlett Packard 86B utrustad med GPIB-gränssnitt till vilket systemvoltmetern och den digitala räknaren är anslutna. Mätdatorn är försedd med ett specialskrivet dataprogram, som styr mätdatainsamlingen, utför beräkningar och datareduktion samt hanterar telefonkommunikationen. På mätdatorns bildskärm kan man se systembilder och tabeller över anläggningens status. Figur B 2.1 Mätdatorn är tillsammans med övrig mätutrustning placerad i ett skåp. 100 Varannan minut avläses samtliga givare varefter datorn genomför be­ räkningar och uppdaterar bildskärmen. Varje hel timma genomförs dessutom en omfattande datareduktion varefter data sparas på mätdatorns skivminne. På skivminnet kommer att finnas en datafil för varje dygn. Varje fil innehåller 24 timregistreringar med t ex medelvärden, summor och drifttider. Dessa datafiler överföres till mätcentralen via telefon en gång per vecka. Vid Mätcentralen har vi tagit fram programvara, som medför att man med hjälp av en PC-dator och ett telefonmodem kan kommunicera med mätstatio­ nen. På PC-datorns bildskärm kan man då få systembilder och tabeller med både aktuella och ackumulerade data. De personer inom projektet, som så har önskat, har haft tillgång till detta program och därmed haft möjlighet att konti­ nuerligt följa projektet. Detta program användes dessutom av Mätcentralen för överföring av data från mätdatorn till Mätcentralens datorsystem. Signaler från analoga givare, som motståndstermometrar, pyranometern och lägesgivaren, är anslutna till en systemvoltmeter av fabrikat Hewlett Packard, modell 3478, via en analog 4-polig mätpunktsväljare av typ Schlumberger serie 3. Före varje mätserie genomför mätsystemet en autokalibrering på så sätt att spänningsfallet över en kortslutning respektive resistansen över ett 100 ohms precisionsmotstånd uppmätes för aktuella mätområden. Dessa "nollvärden" användes därefter för automatisk korrigering av uppmätta data. Denna teknik medför att bidragen i onoggrannheten i temperaturmätningar bedöms vara mindre än +/- 0.03 °C för timmedelvärden. Bidragen till onoggrannheten i övriga analoga mätningar är försumbar. Pulser från elmätare, flödesmätare och slavreläer registreras med en flerkanalig mikroprocessorbaserad räknare. B 2.2 Solinstrålning En pyranometer av fabrikat Kipp & Zonen, modell CM11, mäter solinstrål­ ningen mot solfångarnas plan. Eftersom solfångarfältet befinner sig ca 700 m från den plats där mätutrustningen är uppställd så har det bl a av ekonomiska skäl inte funnits någon möjlighet att montera pyranometern bland solfångarna. Den har i stället monterats på ett räcke högst upp på ackumulatortanken intill fjärrvärmecentralen. Pyranometern är installerad så att riktningsawikelsen från söder är densamma som för solfångarfältet dvs 5 grader åt öster samt med samma lutning som solfångarna dvs 38 grader. Den är monterad i en tunn låda försedd med fläkt, som ger en svag luftström över pyranometerns glasdom. Detta i avsikt att undvika dagg och frost på pyranometern. Statens Provningsanstalt kalibrerade pyranometern innan den installerades. Erhållen kalibreringskonstant var densamma som fabrikanten angivit. SP uppskattar onoggrannheten till bättre än +/- 3 % av uppmätt värde för hög solinstrålning. Vid låg instrålning och vid flackt infall kan onoggrannheten vara större. För månadsvärden är däremot onoggrannheten betydligt mindre. 101 Figur B 2.2 Pyranometer med fläktlåda är placerad på räcket högst uppe på ackumulatortanken. Eftersom pyranometern befinner sig ca 700 m från solfångarfältet, så finns det en möjlighet att solinstrålningen mot pyranometern och mot fältet kan vara olika. Detta gäller speciellt för sommarväder med cumulusmoln. I det korta tidsperspektivet kan detta vara av betydelse medan det på dygnsbasis bör vara försumbart. B 2.3 Status och drifttider Status för de olika anläggningsdelarna har registrerats med hjälp av den digitala räknaren, som kan registrera om en anläggning är inkopplad eller ej. På detta sätt kan vi registrera om pannor och om pumpar är i drift eller inte. Genom att summera den tid en anläggning har varit igång erhålles även drifttid. Upplösningen blir 1/30 h vilket vi har uppskattat är tillräckligt bra för denna typ av utvärdering. B 2.4 Temperaturmätningar Samtliga temperaturer har uppmätts med hjälp av motståndstermometerar, fyrtrådigt inkopplade till en systemvoltmeter via en analog mätpunktsväljare. Alla temperaturgivare är av fabrikat Pentronic och klassade 1/10 DIN vilket medför en garanterad högsta onoggrannhet av +/- 0.03 °C inom aktuellt temperaturområde. Givarna levereras med kontrollprotokoll vilket medför att lämpliga par kan väljas ut för differenstemperaturmätningar. Vid mätning av vätsketemperaturer i rör är det keramiska givarelementet 102 inneslutet i ett skyddsrör, som i sin tur är instucket i en i det vätskebärande röret fast installerad dykficka. Placeringen av dessa dykfickor har gjorts med omsorg för att man skall vara säker på att vätskan är ordentligt blandad och att det inte finns någon temperaturskiktning eller temperaturstråk. Våra kontroller på plats visar att onoggrannheten i absoluttemparaturmät- ningarna är bättre än +/- 0.06 °C och i differenstemperaturmätningarna bättre än +/- 0.05 °C. De givare, som är placerade på en wire koncentriskt i ackumulatorn, är konstruerade på ett annat sätt. För att undvika vatteninträngning är de helkapslade från ovansidan av ackumulatortanken ned till givarens position i vattnet. Själva "kabeln" består av ett 3 mm tunnväggigt rostfritt rör inuti vilket de fyra trådarna ligger oisolerade, inkapslade i aluminiumoxid. Längst ned på kabelröret finns en påsvetsad hylsa ca 5 mm diameter och 60 mm lång i vilken det keramiska givarelementet är instucket så att anslutningstrådarna är vända utat. Efter att tradarna har anslutits har kapseln fyllts med aluminiumoxid varefter den svetsats igen. På detta sätt har man åstadkommit helt vattentäta skyddsrör i längder mellan 2 och 23 m. 3 mm rostfr rör, 2-24 m Pt-100 element Figur B 2.3 Den nya typen av givare med "kabel" i rostfritt stål och helsvetsad kapsel. De sex temperaturgivare, som finns monterade i inloppsdysorna, är av ett annat utförande. På en fyrtrådig silikongummiisolerad kabel har givarelementet monterats varefter givare med kabel instuckits i en rostfri, cylindrisk hylsa. Hylsan har klämts (rillats) runt kabeln för att undvika vatteninträngning. Vatten har emellertid diffunderat in genom silikongummikabeln och transporterats ned till givarelementet varefter det finns en galvanisk kontakt mellan givaren och tankens vatten. Detta orsakar en felvisning av mellan -0.2 och -2.0 °C. Ett fel av denna typ är svårt att upptäcka med en vanlig multimeter. Mätströmmen, som användes vid fyrpolsmätning, värmer upp givaren så att den torkar och felvisningen minskar då från ca -1.0 °C till -0.2 °C på 1 sekund. Vid användning av ett automatiserat mätsystem är mätströmmen (1 mA) inkopplad under endast ca 100 ms varvid givaren ej hinner värmas upp och felvisningen blir större. Dessa givare kunde dock användas i projektets början innan de skadats av vatteninträngning, och gav då intressanta upplysningar om inloppsdysornas funktion. 103 Silikongummislang PT—100 element Figur B 2.4 Den gamla typen av givare med silikongummikabel och tätande silikongummislang limmad runt rillningen. B 2.5 Vattenflöden Vattenflöden mäts med induktiva flödesmätare av fabrikat Krohne och Clorius. Båda typer av mätare ger en pulssignal proportionell mot volymflödet. Flödet i laddkretsen mäts med en induktiv flödesmätare av typ Krohne Alto- meter DEF200, DN 100, med mätrör av sintrad aluminiumoxid. Denna givare kalibrerades vid Göteborgs Mätarservice före installationen samt efter ca 1 års drift. Flödet till- och från ackumulatortanken registreras med hjälp av en Krohne Altometer M950, DN 150, med mätrör av PTFE. Även denna givare kalibrera­ des med godkänt resultat före installationen. Fjärrvärmeflödet registreras med hjälp av två parallellkopplade induktiva flödesmätare av fabrikat Clorius, typ Combimeter Flowline H, DN 100. Mätarna, som har funnits i anläggningen sedan tidigare, användes på sa sätt att den ena av de två parallella grenarna stängs av under sommarhalvåret då flödet är lågt. På detta sätt ökar man mätnoggrannheten. Cloriusmätaren i huvudgrenen har visat felaktiga värden eller varit helt trasig under långa tider. Detta åtgärdades först 91-11-21 varför mätningarna av fjärrvärmeflödet har fått utföras på annat sätt. Fjärrvärmeflödet är detsamma som flödet in i ackumulatortanken under alla driftsfall utom då tanken är avstängd eller då tanken laddas från pannorna (flödet går "baklänges"). Detta gör att flöde och fjärrvärmeenergi har kunnat beräknas med hjälp av andra mer pålitliga data än de från Cloriusmätarna. Under de driftsfall då flödet genom tanken och fjärrvärmeflödet definitionsmässigt ej varit detsamma har data från Cloriusmätarna använts men korrigerats med en korrigeringsfaktor, som fastställts för vare enskild period. 104 Figur B 2.5 Clorius flödesmätare med integreringsverk. Alla fyra flödesmätarna sitter väl monterade på tillräckligt långa raksträckor utan störande ventiler eller påstick. B 2.6 Vattenburen värme Vattenburen värme beräknas i mätdatorn på grundval av mätdata för temperaturdifferenser, volymflöden och tillämpliga fysikaliska parametrar. Varannan minut multipliceras den momentana temperaturdifferensen med den volym vatten, som passerat mätröret under tvåminutersperioden. Denna produkt multipliceras därefter med vattnets värmekapacitivitet beräknad för medelvärdet av ingående- och utgående temperatur samt med vattnets densitet beräknad vid den temperatur där flödesmätaren sitter. Dessa tvåminutersenergier summeras varje timma till en timenergi för systemet. Samplingstiden anses vara tillräckligt kort för att dess bidrag till onoggrannheten skall vara försumbar. Onoggrannheten i energimätningarna är en funktion av onoggrannheten i temperaturmätningarna och i flödesmätningen. Till detta kommer ett bidrag från beräkningsrutinen. Enligt de kontroller, som gjorts är onoggrannheten i temperaturdifferensen mindre än +/- 0.05 °C och i volymflödesmätningarna med 105 Krohnemätarna +/- 0.5 %. Onoggrannheten i energiberäkningarna bestäms därför i första hand av rådande temperaturdifferens, som i laddkretsen är typiskt 20 °C och i fjärrvärmekretsen kan variera från 0 - 10 °C. Uppskattad onoggrannhet för energimätningen i laddkretsen blir då +/- 1.0 % och i ackumulatorns anslutning till fjärrvärmekretsen +/- 2.0 % utom vid mycket små temperaturdifferenser då felet kan bli avsevärt större. Vid sådana fall är dock energimängderna absolut sett små och felbidraget till totala energin blir litet. Onoggrannheten i beräknad lj ärrvärmeenergi beror på vilket mätrör, som använts och om mätvärdena har behövts korrigeras. En försiktig uppskattning är att onoggrannheten i denna beräkning är mindre än +/- 5.0 %. De ovan nämnda mätfelen kan tyckas vara förvånansvärt små och frågan uppstår naturligtvis om detta stämmer. Erfarenheter från andra projekt med motsvarande mätutrustning (ex Nykvarn) där det finns redundans i ener­ gimätningarna visar att energibalansen normalt ligger inom +/- 1.0 % vilket visar att de uppskattade mätfelen är troliga. B 2.7 Kontroller av givare Före mätstarten och under projektets gång har givarna kontrollerats på olika sätt. Samtliga temperaturgivare är kalibrerade vid tillverkningen. De givare, som är åtkomliga, har dessutom vid ett tillfälle kontrollerats på plats med hjälp av vattenbad och referensgivare. Vid denna kontroll har onoggrannheten legat inom de ursprungliga värdena. Givarna i inloppsdysorna kalibrerades vid leverans men har efter vattenin- trängning skadats och användes ej för beräkningar. Övriga givare i tanken kalibrerades vid leveransen och har därefter ej kunnat kontrolleras. Grafer över temperaturprofilen i tanken visar emellertid att givarna befinner sig i gott skick. En tanktemperaturgivare har gått sönder och är därför bortkopplad. Pyranometern hade använts i Nykvarnprojektet under 1 år innan den in­ stallerades i Falkenberg. Före installationen kalibrerades den hos Statens Provningsanstalt. Denna kontroll visade att givarkonstanten var densamma som den av fabrikanten uppgivna. De båda Krohne flödesmätarna kontrollerades vid Göteborgs Mätarservice före installationen. Kontrollen visade att uppgivna mätarkonstanter var riktiga och att onoggrannheten låg inom angivna +/- 0.5 %. Den mindre av dem, nämligen den som är installerad i laddkretsen, kalibrerades dessutom på nytt efter ca 1 års drift. Även vid detta tillfälle låg onoggrannheten väl inom det av tillverkaren garanterade intervallet +/- 0.5 % vid aktuellt flöde. Väl att märka är att mätröret efter ett års drift inte visade några spår av magnetitbeläggnmg vilket gör att givaren kan anses långtidsstabil i denna miljö. B 2.8 Saknade data Mätutrustningens tillgänglighet har varit hög (se figur 8.1). Vid de tillfällen, då data saknas, har olika korrektioner gjorts för att beräkningar av dygns- och 106 månadsvärden skall kunna ske. Vid enstaka timmars databortfall under ett dygn har dessa data ersatts av medelvärdet av de övriga om detta har verkat relevant. Om denna typ av korrektion inte har varit lämplig eller om antalet saknade timvärden varit stort så har det aktuella dygnet uteslutits. På liknande sätt har saknade dygnsvärden behandlats vid beräkning av månadsmedelvärden och månadssummor. Metoden säkerställer att alla summor och medelvärden baseras på samma uppsättning timmar men bidrar naturligtvis till onoggrannheten i vissa beräknade storheter. B 2.9 Givare I figur B 2.6 finns de flesta givare inritade. Figuren är avsedd att ge en ungefärlig uppfattning om var i systemet de olika givarna sitter samt deras beteckningar. Tabell B 2.1 är en förteckning över de givare, som användes i mätsystemet. Tabellen innehåller dessutom uppgifter om typ av givare samt onoggrannhet och placering. Ackumulator Pannor Solfångarfätt Fjv retur k01/te.02/\S.0å Figur B 2.6 Givarnas placering i systemet. Tabell B 2.1 Givarförteckning. Givare Onoggr Typ TT0.01 5K Pt-100 i ventile­ rat strålskydd WT0.04 3% Pyranometer CM 11 med fläkt ET1.01 1% Elmätare TT1.04 ,1K Pt-100, mätficka TT1.05 ,1K Pt-100, mätficka XT 1.22 Slavrelä, till/från FT2.01 .5% Induktiv flödesm. DN 100, max 100 nf7h TT2.02 ,1K Pt-100, mätficka TT2.05 1K Pt-100, mätficka XT2.08 Slavrelä, till/från LT3.01 ,1m Nivåmätare ET3.34 1% Elmätare TT3.02 ,1K Pt-100, rostfritt hölje om ledare TT3.03 ,1K Pt-100, TT3.04 1K Pt-100, TT3.23 ,1K Pt-100 TT3.24 ,1K Pt-100 Placering Ostörd plats, jmfr SMHI Parallellt med sol- fångarplanet på tank Elmatning av pumpar P-sol och P-ladd Nära VVX i tillopp till solf Nära VVX i retur från solf I regiere. P-sol A/B I tillopp till VVX, från ackumulator I tillopp till VVX I utlopp från VVX I regiere. P-ladd A/B I ackumulatorns topp Ångpanna I tank, höjd rel botten 0.00 Höjd rel botten 1.00 m Höjd rel botten 2.00 m Höjd rel botten 21.00 m Höjd rel botten 22.00 m 108 TT3.34 .IK Pt-100, rostf kapsl Temp i övre delen av solf inloppsdysa TT3.35 .IK Pt-100, rostf kapsl Temp i mitten av solf inloppsdysa TT3.36 .IK Pt-100, rostf kapsl Temp i nedre delen av solf inloppsdysa TT3.37 .IK Pt-100, rostf kapsl Temp i övre delen av fjärrv inloppsdysa TT3.38 .IK Pt-100, rostf kapsl Temp i mitten av fjärrv inloppsdysa TT3.39 .IK Pt-100, rostf kapsl Temp i nedre delen av fjärrv inloppsdysa FT4.02 .5% Induktiv flödesm. DN150, max 200 m3/h I anslutningen mellan fjärr­ värmereturen och ackumulator­ botten TT4.03 IK Pt-100, mätficka Temp mellan fjärrvärme­ returen och ackumulator- botten TT4.05 .IK Pt-100, mätficka Temp i ledning från ackumu­ latortoppen XT4.01 Slavrelä, till/från I regiere. Ventil A i utlopp från ackumulatortopp till pannor XT4.02 Slavrelä, till/från I regiere. Ventil C i shuntledn för ackumulator XT4.03 Slavrelä, till/från I regiere. Ventil D i inlopp till ackumulatorns botten XT4.04 Slavrelä, till/från I regiere. Ventil B, laddning från pannor XT4.07 Slavrelä, till/från I regiere. Pump P-fjv XT4.09 Slavrelä, till/från I regiere. Gaspanna 1/2 XT4.11 Slavrelä, till/från I regiere. Flispanna 1 XT4.12 Slavrelä, till/från I regiere. Flispanna 2 FT8.01 3% Induktiv flödesm. DN100, max 150m3/h I fjärrvärmens returledning (befintlig) FT8.02 3% Induktiv flödesm. DNIOO, max 150m7h I fjärrvärmens returledning (befintlig) TT8.02 .IK Pt-100, mätficka I fjärrv. framledning TT8.05 .IK Pt-100, mätficka I fjärrv. returledning 110 BILAGA 3. ANLÄGGNINGSDATA Befintligt fjänvärmenät Nät (efter ombyggnad av undercentraler) Ansluten effekt 13 MW Årsenergibehov 29 GWh Antal anslutna undercentraler 53 st Antal anslutna fastigheter 1,200 lgh + andra lokaler Total kulvertlängd 4.9 km Total vattenvolym på primärsidan 100 m3 Dimensionerande flöde 250 m3/h Dimensionerande framtemperatur 95 °C Dimensionerande returtemperatur 50 °C Produktionscentrai Gaspanna 1 typ effekt Gaspanna 2 typ effekt Flispanna 1 typ effekt Flispanna 2 typ effekt Posab m Weishaupt brännare (1988) 5.0 MW Posab m Weishaupt brännare (1988) 6.0 MW Optima energi/Osby (1985) 2.0 MW Optima energi/Osby (1985) 3.0 MW Solvärmecentralen Solfångarkrets 5,500 m2 720 m Solfångartyp Teknoterm HT, plan Total area Kulvert till ackumulator Typ isolerad stålkulvert Ill Mediarör d/dy 158/168 mm Förläggningsdjup 600 mm Ytterdiameter 280 mm Isolering PUR Serie 2 51 mm Flöde ca 25 l/s Uppskattad förlust 2-4 % Uppsamlingskärl, volym 23.7 m3 Laddkrets Flöde 25.0 l/s Värmeväxlare Typ ReHeat, UF-51H Antal plattor 253 st Värmeyta 127.1 m2 Data vid dim. punkten varma sidan kalla sidan Medium 50% p.glykol vatten Föde 26.5 24.6 l/s Inloppstemperatur 100.0 64.0 °C Utloppstemperatur 70.0 94.0 °C Tryckfall 54 42 kPa Effekt 3,000 kW Log. temperaturdiff. 6.0 °C V ärmegenomgångstal 3,936 W/m2,K Pump Typ WM124 Effekt 5.5 kW V ärmeackumulator Typ trycklös ståltank Lagringsmedium vatten Höjd exkl vattenlås 23 m Diameter, inre 8.0 m Diameter, yttre 9.2 m Plåttjocklek 6.0 mm Plåttjocklek övre plåt 7.0 mm Ytterbeklädnad aluminiumplåt Effektiv volym 1,100 m3 Vattennivå 21 m 112 Isolering Typ mineralull Tjocklek i toppen 600 mm Tjocklek runt cylindern 600 mm Tjocklek i botten 0 mm Tryckhållning Typ vattenlås + ångpanna Max övertryck 1.0 kPa Min övertryck 3.0 kPa Effekt ångpanna 10.5 kW Ånananna för trvckhållnins Ångpanna typ VEÅ Elmin Effekt 10.5 kW Producerad vattenånga 15 kg/h Solfångarfältet Total markarea 12,650 m2 Total apertur (glasad) area 5,500 m2 Solfångarrader Antal rader 44 St Moduler per rad Injusteringsventil,typ TA STA-D 10 st Säkerhetsventil,typ Broby 474122 Säkerhetsventil, öppningstryck 10 barö Orientering, avvikelse från syd ost 5 grad Resning, horisontal 38 grad Värmebärare typ 50 vikt% monopropylenglykol i vatten + 2 vikt% Mitco R24L volym, solfångarmoduler 3.1 m3 volym, kulvert i fält 4.2 m3 nominellt flöde ca 25 l/s dimensionerande temp.stegring 30 °C Cirkulationspumpar typ Vadstena Pa-pump, WMP effekt, P-sol 22 kW effekt, P-ladd 5.5 kW 113 Solfångare Typ Teknoterm HT, plan Yttermått 5.965 x 2.274 x 0.135 m3 Vikt, tom 300 kg V ärmebärarvoly m 6.25 1 Rekommenderade driftdata Värmebärare 50 vikt% monoprop.glykol i vatten Flöde 0.58 l/s Tryck 100 kPa Högsta tillåtna data Temperatur 200 °C Tryck 800 kPa Provtryck 1,200 kPa Glasning Genomskinlig area 12.5 m Antal skikt 2 st Skikt 1 (yttre) Material härdat, vattrat glas, transm. 91 % Tjocklek 4 mm Avstånd till skikt 2 24 mm Skikt 2 Material Teflon - FEP Tjocklek 0.025 mm Avstånd till absorbator 26 mm Absorbator Principutförande Nickelpigmenterad, anodiserad aluminium försedd med integrerat kopparrör Kanal Antal kanaler Material Cu Kanaltvärsnitt Fläns Material Aluminiumplåt Bredd Tjocklek 14 st 60 mm2 143 mm 0.5 mm 114 Beläggning Typ Nickelpigmenterad anodiserad aluminium Absorptionskoefficient 0.93-0.95 Emisionskoefficient 0.10-0.15 Låda utförande Baksida Ram 0.5 mm korrugerad aluminiumplåt extruderade aluminiumprofiler Isolering Baksida mineralull 70 mm Ram mineralull 30 mm Provning Provande institution SP 90-10-21 Metod SP-C12-302, SS 1782 Provningsobjekt TeknoTerm HT Resultat nO = 78.5 % kO = 2.80 W/m’ kl = 0.0226 W/nr Kulvert inom solfånaarfält Typ Isolerad stålkulvert Mediarör ca 40-150 mm Förläggningsdjup Till övre del 200 mm Längd 150 m Isolering PUR Serie 2 51 mm 115 BILAGA 4. REDOVISADE STORHETER Beteckningar Beteckningarna för redovisade storheter är bildade på ett systematiskt sätt. Basformen för en beteckning är en bokstav (versal) följd av en eller två siffror. Bokstaven betecknar slag av storhet, 'T' för temperatur etc. Siffrorna betecknar olika delar av anläggningen (delsystem), t ex T' för solfångarkretsen. Beteckningarna kan utökas med olika bestämningar till storheten (gemena). Beteckningarna överensstämmer med de, som användes i rapporten om solvärmeanläggningen i Nykvarn, etapp 1 (BFR 26:1989). Beteckningarna är konstruerade på följande sätt: A a X Y A = typ av storhet a = bestämning till storheten X = 'frånsystem' Y = 'tillsystem' Typ av storhet kan ha följande värden: E = elektrisk energi F = flöde K = tid N = kvot (t ex verkningsgrad) Q = värme och solinstrålning Bestämning till storheten kan ha följande värden: d = differens e = energiviktat medelvärde o = under drift (operation) Delsystem ('frånsystem' och 'tillsystem') kan anta följande värden (se figur B 4.1): 0 = omgivningen inklusive elektriskt nät 1 = solfångarkretsen 2 = laddkretsen 3 = värmeackumulatorn 4 = flis- och gaspannor 5 = shuntkretsen 6 = fjärrvärmenätet Givarbeteckningar finns i figur B 2.6 i bilaga 2. 116 Figur B 4.1 Schema över anläggningens delsystem Några exempel på beteckningar: Q12 Tel2 N05 betecknar värmet, som överföres från solfångarkretsen till laddkretsen. betecknar den energiviktade medeltemperaturen med vilken värmet, Q12, levereras till laddkretsen. betecknar energiverkningsgraden i överföringen från omgivningen (solinstrålningen) till urladdningskretsen (shuntkretsen). I beteckningarna görs ingen skilland mellan medelvärden och summor, mellan totala värden och värden per kvadratmeter solfångararea eller mellan energier och medeleffekter. Beskrivning av beräknade storheter Här följer en beskrivning av samtliga storheter, som förekommer i resultatredovisningen. Storheterna är ordnade i bokstavsordning', där siffror kommer före bokstäver. För varje storhet finns bakomliggande mätvärde eller beräkning angiven samt enhet och uppskattad onoggrannhet. E01 E03 Elektrisk energi till solfångarkretsens och laddkretsens pumpar. Mätvärde ET1.01 1 % kWh Elektrisk energi för drift av ackumulatorns ångpanna. Mätvärde ET3.34 1 % kWh 117 Kl Solfångarkretsens drifttid. Mätvärde XT 1.22 0.1 % h Solfångarnas drifttid är den tid då flöde går genom värmeväxlarens primärsida. K2 Laddkretsens drifttid. Mätvärde X2.08 0.1 % h Laddkretsens drifttid är den tid då flöde går genom värmeväxlarens sekundärsida. Denna tid är i praktiken densamma, som den tid då hela solanläggningen är i drift. N03 Solfångarkretsens to tal verkningsgrad. N03 = Q23 / Q01 5 % Solfångarkretsens totalverkningsgrad är kvoten mellan värmet, som tillförs ackumulatorn och all solinstrålning, som faller in mot solfångarnas glasade yta (totalt 5,500 m2). N05 Solvärmecentralens verkningsgrad. N05 = (Q35-E01-E03) / Q01 6 % Solvärmecentralens verkningsgrad är kvoten mellan värmet, som levereras från ackumulatorn ut på fj ärrvärmenätet och all solinstrålning mot solfångarnas glasade yta (5,500 m2). Solvärmen belastas med hela värmeförlusten från ackumulatorn samt all elektrisk energi, som krävs för drift av solvärmeanläggningen. N9 Andel solvärme. N9 = (Q35-E01-E03) / Q56 5 % Andelen solvärme definieras, som kvoten mellan värmet levererat från ackumulatorn ut på fjärrvärmenätet och totala värmeleveransen från fjärrvärmeverket. Solvärmen belastas med hela värmeförlusten från ackumulatorn samt all elektrisk energi, som krävs för drift av solvärmeanläggningen. No03 Solfångarkretsens verkningsgrad under drift. 5 %No03 = Q23 / QoOl Solfångarkretsens verkningsgrad under drift är kvoten mellan värmet, som tillförs ackumulatorn från laddkretsen och den solinstrålning, som infaller mot solfångarnas glasade yta (5,500 m2) under det att solfångarna levererar värme till ackumulatorn. Total solinstrålning mot solfångarna. Mätvärde WT0.04 3 % k\yh Global solinstrålning i solfångarens plan (azimut = 5 grader öst, resning = 38 grader) multiplicerat med solfångarnas glasade area (5,500 m2). Insamlad solvärme. Mätvärden FT2.01, TT2.02, TT2.05 2 % kWh Värme, som överförs från laddkretsen till ackumulatorn. Värmeförlust från ackumulatorn. Q30 = Q23 + E03 - Q35 4 % kWh Värmeförlusten beräknas som skillnaden mellan energi från ackumula­ torn ut till fjärrvärmenätet och energi från solanläggningen med häsyn tagen till den energi, som tillförs via ångpannan. Värme från ackumulatorn. Mätvärden FT4.02, TT4.03, TT4.05 2 % kWh Värme, som levereras från ackumulatorn till pannornas shuntkrets. Värme från pannorna till shuntkretsen. Q45 = Q56 - Q35 4 DOq-lQQ ISBN 91-540-5546- Byggforskningsrådet, Stockholr Art.nr: 681302 Abonnemangsgrupf W. Installationt Distributior Svensk Byggtjän: 17188 SoinJ^BYGGFQRSKMNGSRÅDET Cirkapris: 101 kr inkl mom