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 Rapport R26:1989 Solvärme i fjärrvärmenät för Nykvarn Gunnar Hansson Per Isakson Se<" */tl R26:1989 SOLVÄRME I PJÄRRVÄRMENÄT FÖR NYKVARN Gunnar Hansson Per Isakson Denna rapport hänför sig till forskningsanslag 850656-6 från Statens råd för byggnadsforskning till Teige Energi AB, Södertälje. REFERAT Som en del av värmeproduktionsanläggningen för fjärrvärme­ nätet i Nykvarn har Teige Energi AB uppfört en solvärme­ anläggning . Solvärmeanläggningen består av 4000 m2 plana solfångare uppställda på ett fält. Värmen korttidslagras i en acku­ mulator och tillförs fjärrvärmenätet i Nykvarn. Till nätet är knappt 700 undercentraler anslutna och maxeffektbehovet är ca 8 MW. Övrig värme produceras med olja och el. Solvärmeanläggningen uppfördes 1985 med hjälp av experi­ mentbyggnadslån från Statens råd för byggnadsforskning. Anläggningskostnaden var 1985 ca 9,8 miljoner kronor. Mätningar och utvärdering har genomförts av mätcentralerna vid Chalmers och Kungliga Tekniska Högskolan. Resultaten redovisas detaljerat i rapporten. Solanläggningen fungerar bra. Underhållet är måttligt. Värmeproduktionen från solfångarna uppgick under juli 87 tom juni 88 till 0,34 MWh/ m2. Av värmen kom 0,29 MWh nätet till godo. Solvärmeanläggningens verkningsgrad till nät blev 29%, vilket utgjorde 6,5% av Nykvarnsnätets årsbehov. Den prognoserade solvärmeproduktionen från solfångarna under ett genomsnittligt år är 0,36 MWh/ m2. Kostnaden för värme från solfångarfältet blir då, utslaget på 25 år och med 4% kalkylränta, ca 3 5 öre/ KWh. Totala kostnaden för solvärmen, med hänsyn till förluster och samma villkor som ovan,blir ca 50 öre/ KWh. I Byggforskningsrådets rapportserie redovisar forskaren sitt anslagsprojekt. Publiceringen innebär inte att rådet tcgit ställning till åsikter, slutsatser och resultat. Denna skrift är tryckt på miljövänligt, oblekt papper. R26:1989 ISBN 91-540-5014-6 Statens råd för byggnadsforskning, Stockholm Svenskt Tryck Stockholm 1989 INNEHÅLL Sidan FÖRORD....................................6 1 SAMMANFATTNING 7 1.1 Anläggningen 7 1.2 ...Resultat.................................. 9 2 INLEDNING 11 2.1 Bakgrund 11 2.2 Södertuna 11 2.3 Nykvarn 12 2.4 Mål 13 2.5 ...Omgivningen............................... 13 3 ANLÄGGNINGSBESKRIVNING 16 3.1 Värmesystem 16 3.2 Solvärmeanläggningen 18 3.2.1 Solfångarfältet 19 3.2.2 Ackumulator 20 3.2.3 Rörsystem 22 3.2.4... Funktionsbeskrivning..................... 23 4 PROJEKTERING - UPPHANDLING - BYGGANDE 25 4.1 Förstudie 25 4.2 Projektering 25 4.3 Upphandling 26 4.4 Entreprenadarbeten 28 4.5 ....Tider................. 32 5 DRIFT 33 5.1 Drifttagning 33 5.2 Erfarenheter från 1986 års drift 33 5.3 Säsongen 1987 34 5.4 Säsongen 1988 34 5.5 ....Drift och underhåll......................35 6 MÄTNINGAR OCH BEARBETNING AV MÄTDATA 37 6.1 Läsanvisning 40 6.2 Mätteknik 40 6.2.1 Mätsystem 40 6.2.2 Vattenburen värme 41 6.2.3 Solinstrålning 42 6.2.4 Drifttider 43 Sidan 4 6.2.5 Antalet starter och växlingar 43 6.2.6 Temperaturer 43 6.2.7 Vattenflöden 43 6.3 Insamlade timvärden 44 6.4 Problem 44 6.5____..Kontroller och korrektioner.......... 6.5.1 Solinstrålning 47 6.5.2 Insamlad solvärme och tempe- raturer i solfångarkretsen 49 6.5.3 Temperaturer på värmeväxla- rens primär- och sekundärsida 50 6.5.4 Temperaturer i ackumulatortanken 51 6.5.5 Temperaturskillnaden över ackumulatorns utlopp 51 6.5.6 Störning från varmhållnings ..krets för oljepannor.................. . .52 6.5.7 Ackumulatorns värmebalans 52 6.6 Beräknade storheter 53 6.6.1 Energiviktade temperaturer 53 6.6.2 Saknade data 54 6.6.3.....Noggrannheten hos mätresultatet...... . .54 7 DRIFTRESULTAT 56 7.1 översikt 56 7.2 Solfångarkrets och laddkrets 57 7.2.1 Input - output - diagram 60 7.2.2 Solfångarens termiska verkningsgrad 64 7.2.3 Temperaturförhållanden i solfångar- kretsen 66 7.3 Ackumulatorn 69 7.4 Pannorna och shuntkretsen 74 7.5..... .Prognos för ett genomsnittligt år.... . .77 8 DISKUSSION 80 8.1 Högre verkningsgrad 80 8.1.1 Solfångarfältets temperaturberoende 80 8.1.2 Mindre temperaturfall över värme- växlaren 81 8.1.3 Lägre temperaturstegring över sol- fångaren 81 8.1.4 Mindre temperaturfall i ackumulatorn 82 8.1.5 Shuntkretsen 82 8.1.6 Värmeförluster från ackumulatorn 83 8.1.7 Fjärrvärmenätets returtemperatur 83 8.2 Jämförelse med förväntade prestanda 84 8.3.... • Mer solvärme.......................... 9 EKONOMI 88 9.1 Anläggningskostnad 88 9.2 Energipris 89 9.3 Drift och underhåll 89 9.4.. . ...Nästa anläggning............. Sidan 5 10 SLUTSATSER 91 11 LITTERATUR 93 BILAGOR ........ Bilaga 1, redovisade storheter.......... 94 FORORD Denna rapport utgör främst teknisk utvärdering av "Solvärme i fjärrvärmenät för Nykvarn, Södertälje". En ekonomisk utvärdering av anläggningen skall genomföras senare och ligga till grund för utarbetande av återbetalningsplanen för lånet. Solanläggningen har uppförts av Södertälje Energi­ verk, som 1 januari 1988 ombildats till Teige Energi AB. Anläggningens finansiering har huvudsakligen skett med statligt experimentbyggnadslån från Statens Råd för Byggnadsforskning (Bfr). Största enskilda entreprenad i anläggningen har solfångarfältet utgjort. Fältet har projekterats av Andersson & Hultmark AB och byggts av Scandinavian Solar AB. Utvärderingsprojektet administreras av Teige Energi. Mätcentralen på Kungliga Tekniska Högskolan ansvarar för mätprogram, mätdatainsamling, analys och utvär­ dering av data. Mätcentralen vid Chalmers Tekniska Högskola har ansvarat för uppbyggnad och drift av mätdataanläggningen. En fördjupad analys med resultat från anläggningen kommer att genomföras av Per Isakson och publiceras i annat sammanhang. 1.SAMMANFATTNING 1.1 Anläggningen I Nykvarns samhälle, i Södertälje kommun, har Teige Energi uppfört en solvärmeanläggning som är ansluten till ett mindre fjärrvärmesystem. Fjärrvärmesystemet har en sammanlagrad effekt av 8 MW och omsätter ca 18 000 MWh per år. Systemet är dimensionerat för ett högsta temperaturbehov av 100 Cel. Den konventionella delen av fjärrvärmeproduktionen uppehålls med olje- och elpannor. Anläggningen är placerad i ett industriområde ca 1 km nordost om samhällets centrum, där även tyngdpunkten för lasten ligger. Efter ansökan om lån och bidrag från dåvarande Södertälje Energiverk, sedan 1 januari 1988 Teige Energi AB, beviljade Statens Råd för Byggnads­ forskning 1984 experimentbyggnadslån för en solvärmeanläggning. Under 1985 uppfördes och idrifttogs solanläggningen samtidigt som energiverket etablerade övrig produk­ tionsutrustning för fjärrvärme på platsen. Solanläggningen Solanläggningen består av ett fält med fast upp­ ställda plana solfångare. Solfångarna är glasade, vattenfyllda och av högtemperaturtyp. Ytan är totalt 4 000 m2, vinklad 42 grader från horisontalplanet. Rördragningen är till största delen utförd i mark. En hetvattenackumulator på 1 500 m3 är uppförd. Den har en diameter av 8.5 m och är 28 m hög. Ståltanken är isolerad med 60 cm glasull. Funktion Solfångarnas värme växlas till fjärrvärmevattnet och inlagras i ackumulatorn där två inlagringsnivåer finns. Fjärrvärme tas ut i toppen på ackumalatorn och skickas ut till abonnenterna. Vid temperatur­ underskott eftervärmes vattnet i olje- eller elpanna. Allt returvatten leds till botten av ackumulatorn. Härifrån hämtas vatten för kylning av solfångar­ kretsen. System Styr- och reglersystem är enkla och med få drift­ fall. Differenstemperaturmätningar startar och stop­ par anläggningen utan manuell tillsyn. Tekniskt har inga stora samkörningsproblem mot fjärrvärmesystemet förekommit. Energieffektiviteten diskuteras på annan plats. Allmänt I visnings/personalutrymmet är mätdatautrustningen placerad. Denna ses till en gång varje dag av per­ sonal från Teige Energi. I utrymmet finns även en demonstrationstavla som schematiskt visar anlägg­ ningens funktion. Se figur 1.1 Figur 1.1 Demonstrationstavla i visningsrummet. Drift Idrifttagning skedde under sommaren 1985. Då kördes anläggningen helt manuellt och utan registrering av energiflöden. Under 1986 var solanläggningen i normal drift men mätvärdesinsamlingen drabbades av många avbrott. Under 1987 och 1988 fungerade både mätdatainsamling och insamling av solvärme bra. De driftproblem som förekommit har huvudsakligen berört de konventionella anläggningsdelarna som markkulvert och tryckhållnings/expansionssystem. 1.2 Resultat En noggrann uppföljning av solvärmecentralens funktion och termiska prestanda har genomförts. Solvärmecentralen i Nykvarn fungerar väl. Den levere­ rade 1.16 GWh solvärme till fjärrvärmenätet under tolvmånadersperioden juli 1987 till juni 1988, vilket utgjordet 6.5% av den totala fjärrvärmelasten, som var 18.6 GWh. Solfångarfältet är underdimensionerat. Även under sommarmånaderna var andelen solvärme låg och endast under semestermånaden juli 1988 översteg den 50%. Under tolvmånadersperioden var in­ strålningen mot solfångarna 1.04 MWh/m2 och de sam­ lade in 0.34 MWh/m2 med en genomsnittlig temperatur av 63 Cel. Solfångarfältets verkningsgrad var 33%, samtidigt som hela solvärmecentralens verkningsgrad var 29%. Solfångarfältet levererade värme under totalt 1200 timmar. Temperaturskiktningen i värmeackumulatorn är god. Ackumulatorn är dock överdimensionerad i förhållande till solfångarfältet och därför är den sällan laddad mer än till hälften. Under ett genomsnittligt år beräknas solvärmeanlägg­ ningen leverera 1.25 +- 0.1 GWh (0.31 MWh/m2) till fjärrvärmenätet. Detta värde är ca 20% lägre än det projekterade värdet, 1.56 GWh. Denna skillnad beror till ungefär lika delar på underskattning av vär­ meförlusterna från ackumulatorn och på att fjärrvär­ menätets returtemperatur var högre än förutsatt. Solvärmeanläggningens investeringskostnad uppgick till 9.8 miljoner SEK, penningvärde hösten 1985. Kostnaden för drift och underhåll uppgår till ca 1 % av anläggningskostnaden. Projektets viktigaste slutsatser är: • Hela anläggningen har handlats upp på traditio­ nellt vis. Entreprenörerna har lämnat anbud på utsänt anbudsunderlag och i de flesta fall valts i kraft av lägsta pris. Priset har varit fast och garantiåtagandena normala eller bättre. e Solvärmeanläggningen har visat sig driftsäker. Underhållet har utan problem utförts av ordinarie driftpersonal. e Anläggningen utgör ekonomiskt ett framsteg, rela­ tivt äldre solvärmecentraler, avseende förhål­ landet pris/ prestanda. Trots detta är det ganska långt kvar ner till alternativens nivå. • Det finns en väsentlig potential till högre pres­ tanda genom att begränsa värmeförlusterna och tem­ peraturfallet i överföringen från solfångarkretsen till fjärrvärmenätet. 10 • Mängden solvärme i Nykvarns fjärrvärmenät kan för­ dubblas genom att bygga ut solfångarfältet. Inves­ teringskostnaden för tillkommande solvärme skulle bli ca 40 % lägre än dagens anläggning. 2. INLEDNING 2.1 Bakgrund Solvärmeteknikens utveckling, avseende det aktiva tillvaratagandet av solstrålningen, började under 1970-talet. Solvärmen var en av de alternativa tekniker som skulle lotsa oss ur olje och numera kärnkraftskrisen. Kostnaden för värme producerad i solfångare har suc­ cessivt sjunkit, samtidigt som solfångarna ökat i effektivitet. Olika lagerformer har provats under åren. I Torvalla, Östersund, har solfångare anslutits direkt, utan lager, till ett mindre fjärrvärmenät. I Lyckebo, Uppsala, lagras solvärme i ett säsongslager, utsprängt i berget, på liknande sätt som vid oljelagring. De solanläggningar som byggts har utvärderats, rap­ porterats och i enstaka fall förbättrats med hjälp av inhämtade kunskaper. De mest kända större projekten är Studsviksanlägg- ningen, Lambohov i Linköping, Ingelstad (1 och 2) i Växjö, Torvalla i Östersund, Lyckebo i Uppsala. I Hammarkullen i Göteborg, i Kungsbacka, i Växjö och i andra projekt, främst på västkusten har mindre sys­ tem provats. Dokumentationen från olika projekt anges i littera- tuförteckning. Södertälje Bakgrund till solanläggningen i Nykvarn utgör den utredning som Energiverket, Södertälje var delaktig i avseende solvärme i Södertuna, Södertälje. Södertunaprojektet pågick under tiden 1979 - 1984. Arbetet bestod dels av en förstudie och sedermera projektering av ett året runt soluppvärmt bostads­ område om ca 500 lägenheter. 2.2 Södertuna I projektet var ett antal intressenter medverkande. Den kommunala bostadsstiftelsen i Södertälje, Telge- bostäder, representerades av Riksbyggen som konsult. Vattenfall bidrog med experter på solfångarteknik och värmelagring i berg. Arkitekt för projektet var Bengt Hidemark. Energiverket i Södertälje stod bl a för den konventionella delen av värmeförsörjningstekniken. Kommunens planeringskontor stod som projektledare. Huvudfinansiär var Statens Råd för Byggnadsforskning. värmeförsörjningssystem Områdets 500 lägenheter skulle erhålla ca 80% av årets energibehov direkt från solen. Resterande 20% utgjordes av stödenergi i form av el, främst för vär­ mepump. Solenergin skulle infångas i plana, i husta­ ken integrerade solfångare. Temperaturnivån från des­ sa var ca 50 Cel. Värmen skulle lagras i någon form av väpnelager. Flera typer studerades, bl a bergrum, borrhålslager i berg och ståltankar. Temperaturskikt­ ning och temperaturnivå i lagret skulle upprätthållas med värmepump. Den nya bebyggelsen skulle förses med lågtemperatursystem för uppvärmning, max 55 Cel framledningstemperatur. Konceptet kunde alltså sammanfattas som "takintegrerade solfångare för lågtemperaturvärme året om i ny bebyggelse". Nedläggning I början av 1980-talet reducerades kommunens bostads- byggnadsprogram. Vid de första tillfällena senare- lades byggstarten i Södertuna för att slutligen helt strykas ur programmet. Detta innebar att slutdelen av projekteringsarbetet gick något långsammare på grund av mindre verklighetsanknytning än ' tidigare. Slutrapporten trycktes 1984 (R 179:1984). 2.3 Nykvarn Intresset för solenergiteknik var nu befäst på energiverket i Södertälje. Inom Södertäljes gränser eftersöktes olika möjligheter att tillämpa tekniken. Själva Södertälje stad erhöll värme från det energi­ billiga Igelstaverket samt utgjorde potentiellt kraftvärmeunderlag och var härmed "förbjudet" område. Idén föddes att i fjärrvärmeområde utanför Igelstas försörjningsområde introducera solvärme. I Nykvarn fanns ett nytt fjärrvärmesystem där den anslutna gamla bebyggelsens undercentraler dimensionerats för maximalt 100 Cel framledningstemperatur, gentemot Igelstasystemets 120 Cel. I Nykvarn fanns även stora markytor tillgängliga inom rimligt avstånd från be­ byggelsen. De ovan angivna faktorerna ledde till förslaget att introducera solvärme i Nykvarn till ett helt annat koncept än det i Södertuna. "Markupp- ställda solfångare för produktion av värme vid hög temperatur under sommarhalvåret för befintlig bebyg­ gelse". - Markuppställning för att det blir orimligt dyrt och svåradministrerat att bygga solfångare på befint­ liga byggnader. - Hög temperatur (jämfört med Södertuna) p g a att befintliga värmesystem kräver detta. - Under sommarhalvåret för att hålla anläggningskost­ naderna på lägre nivå och för att prova korttids­ lagring i full skala. Södertälje energiverk beslöt att uppföra anläggningen enligt ovanstående koncept, under förutsättning att Statens Råd för Byggnadsforskning (Bfr) finansierade proj ektet. Efter ansökan pch godkännande från Bfr krävdes också godkännande från Södertälje kommunfullmäktige. Projektet har drivits av Södertälje energiverk. Mät- centralerna på tekniska högskolorna i Stockholm och Göteborg har svarat för mätprogram/analys respektive mätdatainstallation. Anläggningsarbetena har utförts som delade entreprenader. Anläggningen har varit i drift sedan juli/augusti 1985. 2.4 Mål Olika intressenter har delvis olika avsikt med enga­ gemang av den här typen. Svenska statens mål för solvärmesatsningen är att finna ersättning för t ex olje—, kol— och kärnenergi. Som delmål återfinns härvid teknik- och kostnadsut­ veckling för enskilda komponenter i system och inpassning i andra etablerade system som t ex fjärrvärme. Konstruktörer och forskare behöver verifiera tekniska lösningar och teoretiska beräkningar. Vidare behövs erfarenhet från byggande och drift av fullstora an­ läggningar. I Nykvarn är avsikten att visa hur en fullstor sol­ värmeanläggning med ett korttidslager kan inpassas i ett befintligt fjärrvärmesystem. Korttidslagret spar överskottsenergi från soliga dagar till kvällar och mornar. De anläggningar som byggts tidigare har säsongslager, eller som i Torvalla, Östersund, inget lager alls. 2.5 Omgivningen Sc5lanläggningen är belägen i Nykvarn 10 km väster om Södertälje som ligger ca 30 km sydväst om Stockholm. Se kartan, figur 2.1 på nästa sida. I samhället bor ca 6000 personer. Uppvärmningen av de centrala delarna sker via ett lokalt fjärrvärmenät. Till detta är förutom ca 700 hushåll även två industrier anslutna. Fjärrvärmenätet har en total längd av ca 3,5 km och innehåller ca 120 m3 vatten förutom ackumulatorns volym. 14 Figur 2.1 Karta omgivningar Översikfskarta SÖDERTÄLJE-NYKVARN Skala 1:250 000 över Södertälje kommun med 15 Solfångarfältet är placerat i en svag norrsluttning. Någon skuggning av anläggningen förutom "egenskugg­ ning" förekommer ej. Värmeproduktionen är förlagd till ett industriområde ca 1 km nordost om centrum. Se kartan, figur 2.2 Fiaur 2.2 Karta över Nykvarn 3. ANLÄGGNINGSBESKRIVNING Figur 3.1 Solvärmeanläggningen från sydost med ackumulatorn i centrum. 3.1 Värmesystem Produktion (se principschema längst bak) Energiverket, Södertälje har i samband med solanlägg­ ningens tillkomst flyttat den konventionella delen av värmeproduktionen i Nykvarn till Sandbacken. Svårigheter med samköming mot nätet skulle annars uppkommit. Värmen produceras av två stycken 5,8 MW oljepannor samt en elpanna om ca 5 MW. Elpannan körs tills vidare med skattebefriad el från Vattenfall. Antalet tillåtna drifttimmar varierar mellan åren men elandelen kommer på sikt att avta. Anläggningen är uppbyggd så att allt returvatten från fjärrvärmenätet leds in i botten på ackumulatorn. Varmt vatten hämtas från toppen av denna. Är vattnet där varmare än nätet kräver, späds med kallare vatten från en lägre nivå i ackumulatorn. 17 Vattnet leds via huvudcirkulationspumparna ut på nätet. Om vattentemperaturen ej är tillräckligt hög eftervärms vattnet i olje- eller elpanna innan det lämnar anläggningen. Från el- eller oljepannorna kan varmt vatten lagras i ackumulatorn. Figur 3.2 Solfångarfältet från toppen av ackumulatorn. Ackumulatorn används som tryckhållare i Nykvarns fjärrvärmenät. Ackumulatorn kan även användas som effektreserv vid värmeproduktionsbortfall. Distribution Fjärrvärmenätet var i stort färdigutbyggt då beslut om solfångaranläggningen togs. Till systemet är ca 675 lägenheter i flerbostadshus samt 2 st industrier anslutna. För dimensionering av undercentralerna har en maximal framledningstemperatur av 100 Cel använts. För att undersöka lägsta användbara framledningstem­ peratur sommartid utfördes 1984 försök med från ca 80 Cel till 67 Cel sänkt temperatur. Denna nivå medförde inga klagomål så länge inget uppvärmningsbehov före­ låg. Klagomålen försvann då temperaturen höjdes. Per­ manent har problemet lösts med större cirkulations- pump i fjärrvärmenätet. Mätningar på retursidan gav blandade resultat. Enskilda centraler lämnade tempe­ raturer runt 35 Cel medan någon lämnade 60 Cel. Den sammanlagrade returtemperaturen var ca 55 Cel. Undercentralerna gicks igenom och felorsakerna no­ terades. I flerbostadshusen beror den ibland höga 18 returtemperaturen på "kortslutna" värmeväxlare för tvättorkändamål. Tvättorkarna kommer att bytas ut mot kondenstorkmaskiner som en del i ett energibespa- ringsprogram hos fastighetsägaren. Vidare krävdes åtgärder i den ena industrins undercentral. 3.2 Solvärmeanläggningen Figur 3.3 Plan över anläggningen, ej i skala. Solvärmeanläggningen är en av tre produktionsanlägg- ningar för fjärrvärme. Oljeanläggningen och elpannor­ na utgör de båda andra. Solanläggningen består av 4000 m2 fast monterade plana solfångare som är uppställda på ett fält. Den i solfångarna producerade värmen växlas i en värme­ växlare över till fjärrvärmevattnet, och lagras i en ackumulator. Ackumulatorn är en 1500 m3 stor ståltank. I tanken råder i stort sett atmosfärstryck. Driften av solanläggningen är helt automatisk. 3.2.1 Solfångarfältet Solfångarfältet består av 320 moduler på totalt 4 000 m . Solfångarna är plana och glastäckta. De är utformade som 12,5 m2 stora moduler och uppställda p” liggande betongsiipers. Fiour 3.4 Sektion genom solfångare. Solfångarna har speciellt utformade konvektionshinder av teflon, varigenom värmeförlusterna från absorba- torn reduceras. Härigenom möjliggörs energiproduktion vid relativt höga temperaturer. (Strax under 100 Cel) Vid stagnation, dvs om vattencirkulationen i absorbatorn upphör, kan dess temperatur stiga till +200 Cel. Solfångarna är kopplade i serie 10 och 10 samt 16 rader parallellt. Solfångargruppens fördelnings- och samlingsrör är markförlagda. Rörförbindelse mellan varje modul är utförd av så kallad metallslang och placerad i överkant. I solfångarkretsen, som rymmer ca 9 m3, är vattnet blandat med 50% propylenglykol för att förhindra frysning vintertid. Total värmeeffekt från fältet är ungefär 2 MW. Figur 3.5 I mitten av fältet vattnet från de två parallella 3.2.2 Ackumulator Ackumulatorn är grundlagd på pålad betongplatta. Ackumu­ latorns diameter är 8,5 m, mantelns höjd 28 m och voly­ men 1 500 m3. Isoleringen är utförd av 60 cm glasull på sidorna och på toppen. Isoleringen är klädd med trapetskorrugerad aluminiumplåt. Ackumulatorn är av öppen typ. För att förhindra korrosion vid tanktoppen produceras en ångkudde som tränger undan den syresatta luften. Ackumulatorns värmeförlust till omgivningen är ca 200 MWh per år eller ca 1 % av årsenergiomsättningen. sammanförs det varmda fälthalvorna. Figur 3.6 Ackumulatorn In- och utloppsanordningarna är fasta och utförda en ligt vidstående figur 3.7 och detaljfigur 3.8. 600 min uvattenlås jULi.^2mzJc. till f.v. från sol. 600 minuit från sol. till f.v från f.v.till sol Ackumulator skala t; 200 total höjd 29 200 diameter 8500 »275 Detalj dvsa 1:40 Figur 3.7 Ackumulatorn, måttskiss 22 Figur 3.8 En av de sex dysorna i ackumulatorn. 3.2.3 Rörsystem Rörledningarna till och från solfångarna är markför- lagda. De är utförda som "vanlig" fjärrvärmekulvert av friktionshämmad typ. Mediaröret är alltså fast förbundet till skyddsmanteln av PEH via en gjuten polyuretanisolering. Se figur 3.9, 3.10 Figur 3.9 och 3.10 Bilderna visar markkulvertsystemet i anläggningsfasen. De många avsticken och bojarna leder till stora krav på kontroll av arbetets utförande. Glöm inte bort larmsystemet. Sammanbindningsledningen mellan solfångarenheterna är placerad vid solfångarnas överkanter och av flexibel "metallslang". Isolering av metallslangen är utförd av svart mjuk köldisolering. Denna har visat sig mycket attraktiv för kråkor. Numera är isoleringen skyddad av en "alu- miniumslang", men även denna har punktvis hackats igenom av fåglarna. Figur 3.11 Den flexibla förbindelsen mellan solfångarenheterna består av metallslang, isolering och ytterst en aluminiumbeklädnad. 3.2.4 Funktionsbeskrivning av "solsystemet" Jämför principflödesschema, som är placerat längst bak. Start av "solsystemet" När temperaturen vid temperaturgivare i översta sol- fångarraden överstiger visst värde, för närvarande +30 Cel, startar en fältcirkulationspump (P-start). När temperaturen i hela fältet når ca +35 Cel, startar cirkulationspumpen för solfält och vär­ meväxlare (P-sol). Inlagring av solvärme Temperaturen tillåts stiga i fältkretsen tills den överstiger lägsta temperatur i ackumulatorn med ca 3 Cel. I detta läge startar cirkulationspumpen mellan värmeväxlaren och ackumulatorn (P-ladd). Härvid hämtas vatten från ackumulatorns botten och det i värmeväxlaren värmda vattnet återförs till ackumula­ torn. Inlagring av solvärmt vatten kan ske på en högre och en lägre nivå. Regleringen sköts av en växelventil. Då temperaturen frän solfångaren/värmeväxlaren är högre än +65 Cel öppnar ventilen mot den höga nivån, annars är den öppen mot den lägre nivån. Kokning För att förhindra eventuell överladdning'(kokning) i tanken krävs att temperaturen inte överstiger ca 70 Cel i nederdelen av ackumulatorn. Om så sker startar ladd- och solpumpar och går för kylning tills tempe­ raturen sjunkit till +45 Cel. Om temperaturen på inlagrat vatten överstiger +105 Cel stoppas pumparna. Om kokning uppkommer i solfångarfältet p g a lågt flöde öppnar säkerhetsventil i maskincentralen och släpper vatten och ånga till ett uppsamlingskärl. Då detta är fyllt till en viss nivå stoppas pumparna. 4 PROJEKTERING - UPPHANDLING - INSTALLATION 25 4.1 Förstudie När valet av Nykvarns fjärrvärmenät som intressant mottagare av solenergi var fattat av Södertälje ener­ giverk, togs kontakt med Andersson & Hultmark AB som "solenergikonsult". Statens Råd för Byggnadsforskning beviljade efter en gemensam bidragsansökan medel till en förstudie "Sol­ värme med effektlagring - Nykvarn". Rapporten fär­ digställdes i oktober 1983. I rapporten behandlas hur en solfångaranläggning med korttidslager kan inpassas i fjärrvärmesystemet i Nykvarn. Effekt-, energi- och temperaturförhållanden redovisas. Solfångarfält och lager optimeras mot lasten. Vidare jämförs sol­ energiproduktionen med olika bränsleeldade system. Rapporten utgjorde Energiverkets beslutsunderlag för uppförande av solanläggningen. Villkor var dock att Byggforskningsrådet stod som finansiär. 4.2 Projektering Solfångarfältet med tillhörande rörledningar, pumpar, värmeväxlare och annan armatur upphandlades som to­ talentreprenad. Det innebär att entreprenören ansva­ rade för hela anläggningen avseende både projektering, uppförande, funktion och prestanda. Entreprenören har anlitat Andersson & Hultmark för proj ekteringsarbetet. Även ackumulatorn är upphandlad av energiverket som totalentreprenad. Andersson och Hultmark AB svarade dock för en rambeskrivning av ackumulatorn, med för­ slag till dimensionering och placering av olika kom­ ponenter som t ex in- och utloppsanordningar. Samma konsult användes av Södertälje energiverk för projektering av maskincentralen som sammanbinder "solsidan", ackumulatorn och fjärrvärmesystemet. Andersson & Hultmark AB svarade slutligen för en funktionsbeskrivning som utgjorde underlag för upp­ handling av en styr och reglerentreprenad. Även denna fick härigenom karaktär av totalentreprenad. Genom att på det här viset genomgående använda samma konsult för hela systemuppbyggnaden har största möj­ liga hänsyn och förståelse för de olika teknikerna - teknikkomponenterna kunnat byggas in i anläggningen. Projektering av elkraftförsörjning av anläggningen har utförts av konsulter. Ombyggnads- och fjärrvärmeinstallationen projektera­ des av energiverket. 4.3 Upphandling Entreprenadform Anläggningen upphandlades som delad entreprenad med Energiverket som administratör och byggherre. Entreprenaderna framgår av nedanstående tabell och kommenteras därefter. Entreprenad Entreprenör Anlägg- nings- kostnad Mkr Solfångarfält med tillhörande anlägg- ningsdelar Scandinavian Solar AB, Göteborg 6,4 Grundl. ackumulator Gatukontoret, Södertälje 0,2 Totalentreprenad ackumulator Gränges Hedlund AB, Stockholm 1,1 Elkraft Nykvarns Elektriska AB, Södertälje 0,2 Totalentreprenad styr- och regler- installation Elektriska AB Marinteknik, Göteborg 0,2 Husbyggnad Jarlbyggen AB, Södertälje 0,5 Fjärrvärme, mark- och rörentreprenad Gatukontoret, Södertälje och Rörsystem AB, Stockholm 1,5 Maskincentral Carl Hanssons Rör och Värme AB, Södertälje 0,6 Diverse kostnader 0,5 Totalt ca 11,2 Solfångaranläggningen. Solfångaranläggningen upphandlades som totalentrepre­ nad av Scandinavian Solar AB, Göteborg, den 1 decem­ ber 1984. Möjlighet till jämförelse av kostnadsnivån erhölls genom motanbud, som redovisade avsevärt högre kostnader redan vid mindre komplett åtagande. Ackumulator, grundläggning Förfrågan avseende grundläggning av ackumulator ut­ sändes 25 januari 1985 till ett antal entreprenörer. Den 1 mars valdes Södertälje Gatukontor som entre­ prenör i kraft av lägsta pris. Ackumulator, stål Förfrågan avseende totalentreprenad på stål- och iso- lerentreprenaden utsändes 21 januari 1985 med en rambeskrivning som grund. Sannolikt beroende på hög orderbeläggning och kort tidplan för projektet var intresset hos tillskrivna entreprenörer måttligt Den 1 mars 1985 kunde dock beställning göras hos Gränges Hedlund AB. Elkraft Elkraftinstallationen till anläggningen upphandlades 3 juni 1985 av Nykvarns Elektriska AB. Styr- och reglerentreprenaden Styr- och reglerentreprenaden kunde ej upphandlas från någon lokal entreprenör. Underlaget till entre­ prenaden utgjordes av en funktionsbeskrivning av an­ läggningen. Entreprenören skulle alltså även projekt­ era systemlösningen. Första anbudsutskick gjordes 15 april 1985. Den 4 juni kunde arbetet beställas hos Elektriska AB Marinteknik i Göteborg. Ombyggnadsentreprenad Energiverket köpte en befintlig byggnad av betong som bestod av fyra väggar, tak och golv. För att kunna inrymma maskincentral, visningsutrymme och hygienut­ rymmen m m, upphandlades en byggnadsentreprenad den 12 april 1987 av Jarlbyggen AB i Södertälje. Fj ärrvärmeanslutning Den tomt som kommunen erbjöd Energiverket att köpa låg ca 700 m från befintligt nät och produktionsan- läggning för fjärrvärme. Ledningen och flyttningen av panncentralerna utfördes huvudsakligen av Energiver­ kets årsentreprenörer 1985, Södertälje Gatukontor och Rörsystem AB. Maskincentral Maskincentralen med rörledningar, pumpar m m upphand­ lades 3 maj efter anbudsinfordran av Carl Hansons Rör och Värme AB, Södertälje. 4.4 Entreprenadarbeten Solfångarentreprenaden Scandinavian Solars entreprenad omfattade solfältet med all rördragning, pumpar, armatur och värmeväxling till fjärrvärmevatten. Markarbetena började i maj och rörarbetena i slutet av maj. Markarbetet inleddes med grovavjämning av ytan. Schakten för tre stycken i fältet längsgående kulvertledningar jämte anslutande ledningar utfördes. Rörarbetena var det mest tidskrävande momentet. Efter täthetskontroll och muffning av skyddshölje kunde återfyllning och finplanering av ytan utföras i slutet av juni. Den här delen av entreprenaden består av helt konventionell anläggnings/fjärrvärmeteknik. Troligen av samma orsak har planeringen och utförandet av den blivit något styvmoderligt behandlad och därmed medfört besvär och kostnader. Figur 4.1 Fördelnings- och samlingskulvertar nedlagda och återfyllda. Betongslipers utlagda och stativ är monterade. Montage av solfångarmodulerna utfördes med traktor. Solfångarna tillverkades under vintern på fabrik i Växjö. De levererades helt färdiga på lastbil. Med vanlig traktor kunde de monteras på utlagda betong- slipers och förses med enkla stöd av aluminiumprofi­ ler. De enskilda solfångarmodulerna sammanfogas med en elastisk metallslang. Montage av solfångarna kla­ rades totalt på 2 veckor och är alltså en "försumbar" tidsrymd i sammanhanget. Rördelen i solfångarentreprenaden var inte helt klar vid drifttagandet den 15 juli, utan anläggningen fick köras "manuellt" och med provisoriska pumpar. Det var långa leveranstider på pumpar och växelventil med styrdon som främst orsakade förseningen. Erfarenheter Tidplaneringen är viktig. Själva solfångarmontaget bör vara det avslutande arbetet. Dels därför att det är snabbt, dels för att man skall undvika att sol­ fångarna får stå uppställda i stagnation under längre tid. Anläggningsarbetet i mark kräver noggrann projektering och noggrant utförande. Det finns en viss risk att detta glöms bort i samband med prov­ ning av i övrigt ny teknik. Arbetena tar också lång tid. Det stora antalet avstick från markkulverten samt de många anslutningarna mellan solfångarmodulerna kräver stor noggrannhet för att bli täta. Det är viktigt att kontrollera rimligheten i de tid­ planer som utlovas/accepteras av olika entreprenörer. I det här fallet tog det för pumparna ca 1/2 år och en växelventil med don nära ett år från anbud. Fiaur 4.2 och 4.3 Säkerhetsventiler för varje rad om 10 solfångare totalt 32 st. Varje rad är försedd med inregleringsventil för att kunna justera flödet. Anläggningen är i sin helhet mycket sårbar för yttre åverkan. De stora glasytorna utgör ett tacksamt mål för stenkastning. Anslutningarna mellan mark och ovanjorddelar av anläggningen är vek. Låsning av säkerhetsventiler mot onödigt glykolspill är en olöst fråga. Behövs de överhuvudtaget? Ackumulatorentreprenaden Södertälje Gatukontor inledde pålningsarbete för fun- damentet i början av mars. Den första maj kunde fun- damentet överlämnas till stålentreprenören Gränges Hedlund AB. Entreprenören utförde takdelen först och byggde tanken "uppifrån" genom att succesivt lyfta den färdiga delen av tanken upp i höjden. X mitten av juli togs tanken värmetekniskt i drift, och en månad senare kunde den slutbesiktigas. Tanken är av öppen typ, dvs den är endast utsatt för vattnets statiska tryck. För att förhindra korrosion i toppen är denna fylld med ånga som produceras av en liten elångpanna. I tankens tak finns ett kombinerat vattenlås/manhål som Energiverket projekterat. Erfarenheter De svårigheter som har förekommit har sammanhängt med att tanken är trycklös. Ångkuddens funktion och sam­ spel med det kombinerade vattenlåset/manhålsluckan i tanktoppen har successivt förbättrats, men är ännu ej perfekt, figur 4.4 Figur 4.4 Vattenlåset är viktbelastat i förhållande till önskat/ tillåtet övertryck i ackumulatorn. Elkraft samt styr- och reglerentreprenader Den rena elkraftentreprenaden var av helt konven­ tionell natur och har inte medfört några problem. Styr- och reglerentreprenaden påbörjades försenad p g a rörentreprenadens försening. Härmed kom anlägg­ ningsarbetet ur fas och entreprenören tvingades till korta intensiva insatser utan att kunna färdigställa eftersom leveransförseningar kvarstod. Erfarenheter För styr- och reglersidan utgjordes underlaget av en funktionsbeskrivning. Det är möjligt att en färdig- projekterad anläggning varit enklare att upphandla. För utförandet hade det varit bättre med en lokal en­ treprenör eftersom arbetet blev sönderhackat. Arbe­ tets utförande och kvalité lämnar ändå inget övrigt att önska. Ombyggnadsentreprenaden Entreprenaden hade två sluttider. Maskinsalen skulle vara tillgänglig för rörentreprenören 15 maj och öv­ riga lokaler i mitten av augusti. Slutbesiktning kunde hållas 21 augusti. Fjärrvärmeanslutning Entreprenaden bestod bl a av ca 700 m fjärrvärmekul- vert, rör och anslutning av två pannor i pannhallen samt en elpanna utvändigt. Entreprenaden bedrevs så att den ej hindrat idrifttagning av solanläggningen. Maskincentral Rörentreprenaden i maskincentralen drabbades redan från början av sena leveranser. Uppenbarligen var en­ treprenören inte medveten om aktuella leveranstider för olika komponenter då anbudet lämnades. Exempel på komponenter som drabbades av extremt långa leverans­ tider var pumpar, växel- och blandningsventiler av större dimensioner, manöverdon och elångpannan. Dessa komponenters idrifttagande krävde deltagande av styr- och reglerentreprenören. Sammanfattande erfarenheter från anläggningens upp­ förande I ett projekt där en större eller mindre andel ny teknik ingår är det väsentligt att inte förringa kom­ plexiteten i det konventionella byggandet. Det är alltid angeläget att snabbt ta den nya anläggningen i drift. Detta får dock inte resultera i orimliga tid­ planer. Även tämligen vanliga komponenter kan ha längre leveranstider än man från början bedömer. Ett fullständigt upphandlingsunderlag och rimlig tidplan som kan kontrolleras av både tilltänkta entreprenörer och leverantörer är förutsättningar för smidigt ar­ bete. Den valda entreprenadformen, delad entreprenad, har fungerat bra. Det är emellertid möjligt att en to­ talentreprenad i vissa fall skulle förenkla för beställaren. 4.5 Tider Det ekonomiska beslutet att uppföra anläggningen togs av Byggforskningsrådet 840627. Härefter skulle kom­ munfullmäktige i Södertälje fatta beslut om anlägg­ ningen. Först i oktober 1984 kunde Södertälje energi­ verk ta emot pengar och lägga ut de första beställ­ ningarna, grundundersökning för ackumulator och olika proj ekteringsuppdrag. Solfångarfältet kunde upphandlas 1 dec. Härefter skedde upphandlingar ända fram till den 4 juni 1985 då sista entreprenaden kunde beställas. Under upp- handlingstiden hann flera entreprenader färdigstäl­ las. Den 1 augusti kunde anläggningen köras proviso­ riskt och utan automatik, alltså ett år efter Bfr:s ekonomiska beslut. Det tog sedan ytterligare drygt ett halvt år innan samtliga entreprenader var slutbe- siktade och anläggningen helt klar. Kommentar Tiden mellan ekonomiskt beslut hos Byggforsknings­ rådet och drifttagning beror givetvis på många fakto­ rer. Anläggningens komplexitet, medelsmottagarens organi­ sation och vana vid entreprenader, arbetsmarknads­ situation m m betyder mycket för uppförandetiden. Man bör också tänka på anläggningens karaktär vid ut­ formning av tidplanen. En solvärmeanläggning bör, för att vara så kostnadseffektiv som möjligt färdigstäl­ las i mars-april. De flesta andra värmeproducerande anläggningar bör vara funktionsklara strax innan upp- värmningssäsongen startar i oktober-november. 5 DRIFT 5.1 Idrifttagning Från början av augusti 1985 kördes solanläggningen för hand och hela säsongen ut. Maskinisten fick bedö­ ma väder och temperatur och slå till och från pumpar­ na och välja inlagrings- och uttagsnivåer i tanken. Ingen datainsamling förekom. Pumparna var provisoris­ ka och flödena okända. Man kunde konstatera att solfältet gav värme, och att den konventionella värmeproduktionen tidvis kunde stängas av. Tryckhållningssystemet i solfångarkretsen fungerade dåligt. Under vintermånaderna kompletterades anläggningen med återstående komponenter samt automatiserades. 5.2 Erfarenheter från 1986 års drift Under 1986 kunde anläggningen i stort sett köras utan störningar. En justering av anslutningarna mellan de enskilda solfångarna krävde två dagars avbrott. Tyvärr fungerade mätdatainsamlingen otillfredsställ­ ande så att den prestandamässiga utvärderingen är svår att göra. I solfältet har ett glas gått sönder. Det har inte varit möjligt att fastställa orsaken. Den enkla till- och frånslagsautomatiken har fungerat bra. I höst- och vårfallet då solstrålningen varit på gränsen till tillräcklig för drift, har pumparna stått och hackat mellan till och från. Detta har justerats genom en ökning av temperaturdif­ ferenskravet (hystereskurvan). Tryckhållningssystemet har fungerat dåligt. Orsaken till detta var ännu ej fastlagd. Systemet krävde man­ uella insatser en eller flera gånger i veckan. Efter många justeringar fungerar det tills vidare fr o m hösten 1987. Tryckhållning av värmesystem borde nor­ malt inte innebära några problem. Inlagring av värme i ackumulatorn har fungerat bra. Vid solladdning bildas ett mycket "kort" språngskikt mellan nätets returtemperatur och inlagrad värme. Inlagringsförhållandena i ackumulatorn diskuteras ingående i kapitel 7.3. Markkulverten har drabbats av många fuktlarm. Vid uppgrävning har det visat sig att det funnits fukt i skarvmuffarna. Hur detta gått till kunde ej fastläg­ gas . Glykolinblandningen i solkretsvattnet leder till en oangenäm lukt i maskinrummet. Eventuellt bör ökad ventilation eller direktanslutning av expansionskär- let till uteluft övervägas. 5.3 Säsongen 1987 Sommaren 1987 hörde väderleksmässigt inte till "de stora somrarna". Solanläggningen fungerade dock väl, liksom mätdatainsamlingen. Solfångarna står obevakat uppställda i ett industri­ område. Vår bedömning är att något eller några glas kan ha krossats avsiktligt. Under de tre åren har storleksordningen 12 glas gått sönder. Av dessa är orsaken klar i de flesta fallen. Varför de resterande 5-6 st gått sönder är däremot oklart. De svårigheter som i övrigt förekommit har varit av reglerteknisk natur och på fjärrvärmesidan. Tryckhållningen, några mm över atmosfärstryck, i ack- mulatorn har säkrats genom att internt i ackumulatorn cirkulera knappt 1 l/min genom vattenlåset. Shunten som slutligt reglerar temperaturen till nätet fungerade inte bra när ackumulatorn ensam svarade för energin. Tills vidare ställdes shunten manuellt i låst läge. Markkulvertsystemet i solkretsen har drabbats av må­ nga fuktangrepp i skarvmuffarna. Dessa har grävts upp och åtgärdats efter hand. Sedan augusti 1987 har inget fuktlarm noterats. Samtidigt har tryckhål1- ningssystemet fungerat utan anmärkning under hösten. 5.4 Säsongen 1988 Inför 1988 åtgärdades en läcka på markkulvert­ systemet. Läckan fanns i den inspekterbara kammare som finns i fälthörnet. Det verkar som om detta mycket ringa läckage varit huvudorsak till tryckhållningskärlets dåliga funktion. Under 1988 har kärlet fungerat utan anmärkning. Under de gångna sommaren har heller inget fuktlarm noterats från markkulverten. Det verkar alltså som om den konstaterade fukten i vissa skarvar orsakats av brister i utförandet. Solvärmesystemets anpassning till nätdriften, främst relativt elpannan har också justerats under sommaren 1988. Justeringen har kraftigt reducerat antalet starter för elpannan. Samtidigt har solen ensam kunnat svara för energileveransen under längre perioder. Inga glas har gått sönder under säsongen och gräsbekämpning har utförts en gång. 5.5 Drift och underhåll Solfångarfältets komponenter är utförda av varaktiga material och bör inte kräva något underhåll. Under de gångna fyra åren har inga förändringar i fältet kunnat iakttagas. Totalt har en reperationsinsats gjorts på ett absorbätorband förutom byte av trasiga glas, totalt ca 14 st. Tvättning "fönsterputs", har ej behövts trots omfattande fågelbesök. Däremot krävs en måttlig arbetsinsats för att hålla ogräset borta. Kontroll av glasytorna i fältet bör utföras regelbundet för att tidigt upptäcka eventuella skador. I samband med att solfångarfältet inträder i drift på senvintern krävs en hel del arbetsinsatser med på­ fyllning och kontroll av vätskekvalitet och tryck­ hållning för att systemet skall fungera. Efter de utblåsningar som förekommer under säsongen beroende på pump-eller elavbrott krävs motsvarande arbetsinsats. Sannolikt skulle ett tryckhållnings- system av konventionell typ, med tryckhållande pumpar och överströmningsventil fungera enklare. Pumpar och övervakningssystem kräver normalt underhåll. Värmebärarkretsens glykolblandning kontrolleras med avseende på glykolhalt och rostskyddets inhibitorer 1 å 2 gånger per år. Kretsen tvångscirkuleras en gång per vecka för att förhindra eventuell separation mellan vatten och glykol. För ackumulatorn inskränker sig arbetet till tillsyn av elångpannan och dess pump för ångproduktionen samt övervakning av vattenlåset. Fj ärrvärmesidan Vattnet på fjärrvärmesidan har vid en jämförelse med andra fjärrvärmenät i Stockholmsregionen visat sig vara mycket korrosivt. Det finns anledning att misstänka att vattnet syresätts i anslutning till det kombinerade vattenlåset/manhålsluckan i ackumu­ latortoppen. För närvarande pågår arbete för att ytterligare säkerställa vattenlåsets täthet och funktion. En annan tänkbar orsak till korrosionen är det ovan­ ligt stora förhållandet tankvolym / nätvolym ( 12 ). Vätskevolymen i tanken omsätts och uppvärms inte lika ofta som i ett nät utan ackumulator eller med en mindre sådan. Härtill kommer den i systemet något lägre temperaturnivån. I övrigt påverkar inte "solsidan" fjärrvärmesystemet märkbart. 6. MÄTNINGAR OCH BEARBETNING AV MÄTDATA En noggrann uppföljning av solvärmecentralens funk­ tion och termiska prestanda har genomförts. Mätcentralen vid Chalmers Tekniska Högskola, MCTH, svarar för mätningarna, och Mätcentralen vid Kungliga Tekniska Högskolan, MCE, svarar för analys, bearbetning och rapportering av mätresultatet. Detta kapitel har skrivits i nära samarbete med Leif Nilsson på MCTH och vi ansvarar tillsammans för dess innehåll. Ett mätprogram startades 86-07-01 och det har pågått till slutet av oktober 1988. Det omfattar 85 givare. Värden för 127 storheter beräknas och lagras varje timme. När solfångarfältet är i drift lagras dessutom periodvis tvåminutersvärden för 40 storheter. Mätningarna omfattar # Total och diffus solinstrålning mot solfångarnas plan samt utomhustemperatur. # Solvärme till ackumulatorn, värme från ackumula­ tor respektive pannor samt värme levererad ut på nät. # Drifttider för samtliga driftsfall och antalet växlingar mellan dessa. # Värmebärartemperaturer vid in- och utlopp till solfångarfältet, värmeväxlaren, ackumulatorn, pannorna och fjärrvärmenätet. # Temperaturer på 33 nivåer i ackumulatortanken. Figur 6.1 ( följande två sidor ) visar givarnas placering och tabell 6.1 innehåller en förteckning över givarna. Mätningarna har drabbats av en rad störningar och problem, som i hög grad har komplicerat både insamlingen av mätdata och analysen av mätresultaten. Denna rapport begränsas av detta skäl till perioden 87-04-01—88-07-31. Rapporterade mätdata har hög kvalitet. Omfattande kontroller av mätdata har genomförts och korrektioner har införts för vissa systematiska fel. 38 Första positionen i beteck­ ningen anger typ av mätstorhet: E = elektrisk F = flöde L = nivå T = temperatur V = vindhastighet W = solinstrålning X = status TT0.01 PT-100 i strålskydd VT0.02 Vindhastighet WT0.04 Pyranometer, CM11, fläkt WT0.05 Pyranometer, CM11, fläkt, skuggring FT1.03 Induktiv flödesmä- tare , max 3 m3/h; TT1.04 PT-100, 1/10 DIN, mätficka TT1.05 PT-100, 1/10 DIN, mätficka Fiaur 6.1 / Tabell 6.1 TT1.06 PT-100, 1/10 DIN, mätficka TT1.07 PT-100; strålskydd TT1.08 PT-100, 1/10 DIN, mätficka XT1.22 Slavrelä ; till/från XT1.24 Slavrelä ; till/från FT2.01 Induktiv flödes- mätare, DN12 5 TT2.02 PT-100, 1/10 DIN, mätficka TT2.05 PT-100, 1/10 DIN, mätficka XT2.08 Slavrelä ; till/från XT2.10 Slavrelä ; 'upp/ner' ET3.34 Elmätare LT3.01 Nivåmätare TT3.02 PT-100, 1/10 DIN TT3.03 PT-100, 1/10 DIN TT3.04 PT-100, 1/10 DIN TT3.05 PT-100, 1/10 DIN TT3.06 PT-100, 1/10 DIN TT3.07 PT-100, 1/10 DIN TT3.08 PT-100, 1/10 DIN TT3.09 PT-100, 1/10 DIN TT3.10 PT-100, 1/10 DIN 39 TT3.11 PT-100, 1/10 DIN TT4.05 PT-100, 1/10 DIN, TT3.12 PT-100, 1/10 DIN mätficka TT3.13 PT-100, 1/10 DIN TT4.06 PT-100, 1/10 DIN, TT3.14 PT-100, 1/10 DIN mätficka TT3.15 PT-100, 1/10 DIN TT4.07 PT-100, 1/10 DIN, TT3.16 PT-100, 1/10 DIN mätficka TT3.17 PT-100, 1/10 DIN XT4.07 Slavrelä; till/från TT3.18 PT-100, 1/10 DIN XT4.09 Slavrelä; till/från TT3.19 PT-100, 1/10 DIN XT4.11 Slavrelä; till/från TT3.20 PT-100, 1/10 DIN TT6.01 PT-100, 1/10 DIN, TT3.21 PT-100, 1/10 DIN mätficka TT3.22 PT-100, 1/10 DIN TT6.02 PT-100, 1/10 DIN, TT3.23 PT-100, 1/10 DIN mätficka TT3.24 PT-100, 1/10 DIN TT6.03 PT-100, 1/10 DIN, TT3.25 PT-100, 1/10 DIN mätficka TT3.26 PT-100, 1/10 DIN XT6.04 Slavrelä; öppen/stängd TT3.27 PT-100, 1/10 DIN XT6.06 'Lägesgivare' TT3.28 PT-100, 1/10 DIN FT8.01 Induktiv flödes- TT3.29 PT-100, 1/10 DIN mätare, DN150 TT3.30 PT-100, 1/10 DIN TT8.02 PT-100, 1/10 DIN, TT3.31 PT-100, 1/10 DIN mätficka TT3.32 PT-100, 1/10 DIN TT8.03 PT-100, 1/10 DIN, TT3.33 PT-100, 1/10 DIN mätficka ET4.01 Elmätare TT8.05 PT-100, 1/10 DIN, FT4.02 DN150 Induktiv mätare, mätficka Figur 6.1 / Tabell 6.1 6.1 Läsanvisning Resultatredovisningen i kapitel 7 bygger på begrepp och definitioner, som presenteras i avsnitt 6.6 och bilaga 1. Detta kapitel i övrigt behandlar mätteknik samt kontroller och korrektioner av mätdata. Främsta syftet är att ge läsaren underlag för att själv bedö­ ma mätresultatets kvalitet. Resultatredovisningen bygger dock inte på avsnitt 6.2-6.5 och det är därför möjligt att härifrån gå direkt till avsnitt 6.6 och därefter till beskriv­ ningen av driftsresultatet i kapitel 7, som bör läsas med ett finger instucket i bilaga 1. 6.2 Mätteknik Mätsystemet består av en bordsdator, en systemvoltme- ter, en kanalväljare och en mångkanalig räknare samt givare. Timvärden (och tvåminutersvärden) för mätstorheterna registreras pä skivor. Ungefär en gång i veckan över­ förs data till mätcentralens minidator. 6.2.1 Mätsystem Mätsystemet är uppbyggt kring en bordsdator, fabrikat Hewlett Packard, modell 86B, som är utrustad med ett GPIB-interface till vilket kanalväljare och instru­ ment är anslutna. Mätinsamlingen styrs av ett spe­ cialkonstruerat datorprogram, som även utför en kraf­ tig datakompression. Figur 6.2 Mätdatoruppställningen Analoga signaler från termometrar, pyranometrar och lägesgivare överförs till en systemvoltmeter, fabrikat Hewlett Packard, modell 3478A, via en kanalväljare, fabrikat Schlumberger, Scanner Serie 3. Bidragen till onoggrannheten i temperaturmätningen från instrument och elektriska störningar bedöms vara mindre än 0.03K hos timmedelvärden. Bidragen till onoggrannheten i övriga mätningar är försumbar. Pulser från elmätare, flödesmätare och slavreläer registreras med en mångkanalig mikrodatorbaserad räknare. Den har en inbyggd tidbasgenerator och kan vid sidan av antal pulser, status (öppen/sluten) också registrera den tid, som en kanal är sluten. 6.2.2 Vattenburen värme De vattenburna värmeflödena bestäms i bordsdatorn på grundval av mätdata för temperaturer och flöde. Varannan minut beräknas produkten av en momentan temperaturskillnad och volymen vatten, som passerat sedan föregående beräkning. Denna produkt multipli­ ceras med vattnets värmekapacitet och densitet vid aktuell temperatur och resultatet ackumuleras till timvärden. Samplingstiden är tillräckligt kort för att dess bidrag till onoggrannheten i bestämningen av värme skall vara litet relativt övriga bidrag. Temperaturerna mäts med motståndstermometrar och vattenflödet mäts med induktiva flödesmätare. (Se 6.2.6 och 6.2.7). Bidragen till onoggrannheten kan delas in i två grupper, nämligen bidrag från normala onoggrannheter hos mätningarna samt bidrag från fel och onormala störningar. Bidragen från den första gruppen har uppskattats på grundval av dels givarnas och mätsystemets specifikationer dels kontroller, som utförts på plats. Bidraget från denna grupp bedöms vara mindre än +/-100*(0.02+0.1/(Tf-Tr))% på ackumulatorns solsida. Tf och Tr är fram- respektive returtemperatur. På fjärrvärmesidan av ackumulatorn bedöms bidraget vara +/-100*(0.01+0.2/(Tf-Tr))% Flödesmätaren på solsidan har något kortare raksträcka uppströms samtidigt som kontrollen av termometrarna motiverar att bidraget från temperatur­ mätningen sätts till 0.1 K. En stor del av flödes­ mätningens bidrag härrör från systematiska fel­ visningar p.g.a störningar från rörböjar uppströms. Dessa felvisningar är negativa för den aktuella flödesmätaren (Stolt 1985). Bidragen från fel och onormala störningar är svårare att upptäcka och uppskatta. Under perioden 87-09-01— 88-06-08 bedöms mätningarna ha varit förskonade från denna typ av problem. Före 87-09-01 var mätningen av insamlad solvärme drabbad av felvisande termometrar, och efter 88-06-08 var mätningen av värme från acku­ mulatorn drabbad av störningar från en ny krets för varmhållning av oljepannorna. Korrektioner har in­ förts . Uppskattad onogrannhet för respektive värmeflöden redovisas i bilaga 1. 6.2.3 Solinstrålning Solinstrålningen mäts med pyranometrar, fabrikat Kipp & Zonen, modell CM11. Den diffusa instrålningen mäts med en pyranometer, som är utrustad med en skuggring av modell CM121. Pyranometrarna rengörs varje arbets­ dag och skuggringen justeras ett par gånger i veckan, så att dess skugga faller på instrumentets strål- ningskänsliga yta. Figur 6.3 Pyranometer med skuggring. En rad källor bidrar till dessa pyranometrars onoggrannhet : Onoggrannhet i kalibreringen och långtidsstabilitet samt ett antal systemetiska fel, för vilka inte sker någon korrektion, nämligen olinjäritet, spektral- beroende, temperaturberoende och riktningsberoende. Onoggrannheten vid hög solinstrålning och för medel­ värden över längre perioder bedöms vara bättre än +- 3% av uppmätt värde. Vid låg instrålning och flackt infall är onoggrannheten betydligt större. Samplingshastighetens bidrag till onoggrannheten är försumbar utom vid växlande molnighet då den kan ge ett bidrag på några procent till onoggrannheten hos enstaka timvärden. De registrerade timvärdena är medelvärden av trettio momentana mätvärden. 6.2.4 Drifttider Drifttider registreras med hjälp av slavreläer och den mångkanaliga räknaren, som har en inbyggd tidbasgenerator. Upplösningen är en sekund och onoggrannheten är försumbar. 6.2.5 Antalet starter och växlingar Starter och växlingar mellan olika driftfall registreras också med hjälp av slavreläer och den mångkanaliga räknaren. 6.2.6 Temperaturer Temperaturer mäts fyrtrådigt med motståndstermomet- rar, (fabrikat Pentronic AB, typ PT-100, 1/10 DIN, d.v.s +-0.05K i aktuellt temperaturområde), kanal­ väljare och systemvoltmeter. Motståndstermometrarna är monterade i dykfickor, som är placerade nedströms krökar på ett sådant sätt att bidragen till onoggrannheten från temperaturgradi- enter i rörens tvärsnitt skall begränsas. Vid ett mätställe alldeles nedströms de tre pannorna, där gradienter misstänks uppträda, används tre termo­ metrar i ett tvärsnitt av röret. Bidragen till onogg­ rannheten från kanalväljare och systemvoltmeter är mindre än +/-0.03K. 6.2.7 Vattenflöden Vattenflöden mäts med induktiva flödesmätare med teflonbeläggning, fabrikat Endress & Hauser AB, modell Flowtec Autozero 2000. Fabrikanten uppger följande onoggrannhet: 0.1% av uppmätt värde plus 0.1% av fullt utslag. Störningar av strömningsbilden är den viktigaste källan till onoggrannhet i bestämningen av flödet. Mätarna är monterade med raksträckor uppströms, som är mellan sex och åtta diametrar långa. I fabri­ kantens monteringsanvisningar anges att tre diametrar uppströms skulle vara tillräckligt. Stolt (1985) har undersökt hur rörböjar påverkar en något mindre mätare av samma typ som de som används i Nykvarn. Han fann att rörböjar på mindre avstånd än tio diametrar uppstöms ger felvisningar, som är större än mätarens onoggrannhet. I samtliga fall gav störningar från rörböjar negativa felvisningar. Mätningen av flödet bedöms ha en onoggrannhet, som är mindre än +/-1% av uppmätt värde på fjärrvärmesidan och mindre än +/-2% på solsidan av ackumulatorn. Det är mycket sannolikt att en eventuell felvisning är negativ. 6.3 Insamlade timvärden Insamlingen av mätdata styrs av en bordsdator med ett datorprogram, som konstruerats för uppgiften. En gång varannan minut hämtas ett mätetal från varje givare. Varje hel timme beräknas timvärden för ca 127 mätstorheter. Flertalet av dessa är enkla medelvärden eller summor, men för ett antal används speciella algoritmer. För en rad temperaturer beräknas villkorliga medel­ värden d.v.s endast mätetal från mättillfällen då anläggningen arbetar i ett bestämt driftfall tas med i medelvärdet. Värmebärarcirkulation i enbart sol- fångarfältet, solfångardrift med laddning genom nedre ackumulatorinloppet och att ackumulatorn svarar för hela värmeleveransen till nätet är tre exempel på driftfall. För några temperaturer registreras momentana värden. Dessutom beräknas ett antal teoretiska storheter såsom solfångarfältets verkningsgrad under ideala förhållanden. Timvärdena lagras på skiva och överförs varje vecka till mätcentralens minidator. Tvåminutersvärden från flertalet givare i solfångar- fältet och i laddkretsen har registrerats för ett femtiotal dagar när solvärme samlats in. 6.4 Problem. Mätdata med god kvalitet har samlats in under flera perioder. Som helhet karaktäriseras dock mätperioden av att det ena problemet har avlöst det andra. Ett stort arbete har lagts ned på felsökning i mätsys­ temet, samt på att söka efter odokumenterade värme- bärarkretsar, som stör mätningarna. Till sist har mycket tid ägnats åt kontroller och korrektioner av mätdata. På grund av dessa problem begränsas redovisningen av mätresultat i denna rapport till perioden 87-04-01— 88-07-31. I figur 6.4, nästa sida, (även avsnitt 6.6.2) visas hur många dagar under varje månad, som har goda mätdata. Här ges först en sammanfattning av de problem, som drabbat mätningarna, och därefter beskrivs i avsnitt 6.5 kontroller och korrektioner, som genomförts. 45 Dygn 30 20 - 10 30 31 28 30 22 26 28 30 31 30 Apr Ma Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Ma| Jun Jul Figur 6.4 Mätinsamlingssystemets tillgänglighet. Diagrammet visar antalet dygn per månad, som har kompletta data. Dygn med avbrott i mätningarna har uteslutits helt. I augusti och september 1987 saknas kompletta data för sammanlagt tretton dagar. Detta avbrott beror på byte av termometrar. Ett avbrott på flera dagar i månadskiftet mellan juni och juli 1988 beror på ett strömavbrott och en kokning och urblåsning av värmebäraren ur solfångarkretsen. Mätvärdesinsamlingen påbörjades i begränsad omfatt­ ning i slutet på januari 1986. Signaler, som indi- kerar driftfall, saknades och därmed även registre­ ring av villkorliga temperaturer. Under våren färdig­ ställdes mätsystemet i takt med att styr- och regler- entrepenaden avslutades. Flödesmätarna monterades av praktiska skäl med väl snålt tilltagna raksträckor. Det är svårt att hålla fast vid att raksträckor uppströms skall vara mer än tio diametrar, när det i fabrikantens anvisningar bara krävs tre. Solstrålningmätningarna försenades genom att en pyranometer skadades vid montering av en luftledning. Pyranometrarna flyttades därefter till en mer skyddad plats. Mätningar under sommaren 1986 stördes allvarligt av problem med driftindikeringen, som fortplantade sig till registreringen av de villkorliga temperatur­ mätningarna. När solfångarfältet var i drift, men mätsystemet inte registrerade detta, så lagrades inte timvärden för temperaturerna i solfångarkretsen. Problemen var helt undanröjda i oktober 1986. En svårfunnen källa till problem var ett intermittent Data I Saknas 1 Finns fel i ett slavrelä, som utnyttjades för driftindi- kering. Det gav 220 volt till räknarens signalingång och förstörde på så sätt denna vid ett antal till­ fällen. Åska medförde ett längre avbrott i mätningarna under sommaren 1986. Ackumulatorns värmebalans stämde dåligt under somma­ ren 1986.Mätvärdena för uttagen värme var större än mätvärdena för tillförd värme. Felet orsakades av en krets, som installerades i efterhand. Den tog värme­ vatten från framledningen till nätet och återförde vattnet till returen mellan temperaturgivaren och flödesmätaren. Kretsen svarade för varmhållning av oljepannor och oljetankar samt för den lokala under­ centralen. Kretsen infördes aldrig på ritningarna och den förbisågs därför under en tid. I oktober 1986 löstes problemet provisoriskt genom att flytta en termometer och senare flyttades påsticket på returen. Mätningen av vissa värmebärartemperaturer var felak­ tig under sommaren 1987 och samtliga motståndstermo- metrar som användes för mätning av värmebärartem­ peraturer byttes ut i början av september 1987. Termometrarna gav ett 0 till 3 K för högt värde och felvisningen var ganska stabil. Speciellt allvarligt är att mätningen av insamlad solvärme påverkades. Felet visade sig bero på att övergångsresistansen i den interna kopplingen mellan kopparledningarna och platinatråden ökade. Kopplingen var utförd genom klämning och enligt fabrikanten frångick de denna konstruktion efter att ha använt den under en kort tid. Mätningen av vattentemperaturer i ackumulatorn uppvisar små fel, som beror på fuktinträngning i givare. I ackumulatorn mäts temperaturen på sammanlagt trettiotre nivåer, vilket ger underlag för att noggrant bestämma temperaturprofilen. Mätvärden, som avviker kraftigt från profilen, är med stor sannolikhet felaktiga. Under större delen av mätperioden har mätvärdena från några termometrar i ackumulatorn varit felaktiga - oftast ett par grader för låga. Hälften av mätpunkterna har drabbats vid något tillfälle men flertalet har efter en period med låga värden åter visat rimliga värden. En ny krets för varmhållning av oljepannorna kopp­ lades in på ett från mätsynpunkt olyckligt sätt 88- 06-08. Detta upptäcktes genom att ackumulatorn återigen uppvisade en stor obalans mellan tillförd och bortförd värme. 6.5 Kontroller och korrektioner. Kontrollerna har koncentrerats på mätvärdena för energi, och kvalitén hos dessa värden är väl kart­ lagd. Det finns inga skäl att misstänka att felvis­ ningar större än angiven onoggrannhet skulle före­ komma i materialet. Beträffande absoluttemperaturer finns däremot skäl att misstänka att mätvärden från vissa perioder och mätpunkter, är behäftade med fel på enstaka grader. Dessa fel är dock inte så stora att de kan antas påverka någon slutsats, eller bilden av anläggningens funktion.Det allvarligaste fallet är solfångarfältets energiviktade driftstemperatur, vars sanna värde under sommaren 1987 sannolikt är en à två grader lägre än uppmätt och redovisat värde. Här beskrivs kontroller och korrektioner, som berör perioden 87-04-01 till och med 88-07-31. Flertalet timvärden, som registreras på matplatsen, ritas i tre serier av diagramblad. Varje diagramblad omfattar fjorton dagar och ett tjugotal storheter fördelade på några diagram. Ett exempel visas i figur 6.5.(nästa sida) Dessa diagram används först för en preliminär granskning av data och därefter, som 'uppslagsverk'. Diagram på papper är mer tillgäng­ liga, överskådligare och mycket lättare att läsa än diagram på datorskärmen. 6.5.1 Solinstrålning. En jämförelse mellan mätvärdena från de två pyranometrarna genomfördes 86-09-10. Skuggringen monterades bort från pyranometern, som normalt används för att mäta diffus strålning. Därigenom mätte även detta instrument global instrålning i solfångarens plan. Följande resultat erhölls: Pyranometer Tid: 13.53 13.55 14.03 14.11 WT0.04 (global) 819.4 812.4 792.6 775.1 WT 0.05 (diffus) 818.6 811.5 790.9 773.3 Överensstämmelsen är bättre än man har anledning att förvänta sig. Jämförelser har utförts mellan högsta uppmätta värde för globalstrålningen för några månader och mot­ svarande värden från SMHI's mätningar i Stockholm 1971-80 (W. Josefsson, 1985). Dessa värden är beräknade ur mätvärden för global och diffus instrålning mot en horisontell yta. 48 23456789 Maj 88. W818-19 NQ Effekt --------- 4001 --------- H004 --------- H005 -----— Q202 ---- Q200 Temp. --------- T101 -------- T102 -------- T103 -------- T202 -------- T203 -------- T206 -------- T207 -------- T001 Drift -- K101 * --------- K102* --------- K103* --------- K104* --------- K151* Starter □ M101* O M105* A M201* + M202* Verkn.grd + N100 4- SP test + Garanti Figur 6.5 Diagramblad med mätdata. En komplett serie av diagram över flertalet insamlade timvärden ritas ut på millimeterrutat A3-papper. Varje diagram omfattar två veckor och upplösningen är tillräcklig för att det skall vara möjligt att urskilja enstaka timmar och avläsa värden. Här visas endast en vecka. De uppmätta värdena i Nykvarn ligger i samtliga fall mellan det högsta och lägsta värdet för tioårsperio­ den och i flertalet fall lite över medelvärdet för tioårperioden. Denna kontroll har begränsat värde, men den styrker att mätvärdena från Nykvarn inte är behäftade med stora fel. Figur 6,6 Mätinstrumentens placering på översta sol- fångarraden i nordvästra delen av fältet. 6.5.2 Insamlad solvärme och temperaturer i solfångar­ kretsen . Under sommaren 1986 var de registrerade mätvärdena för insamlad solvärme något höga, vilket berodde på systematiska fel hos temperaturgivarna, TT2.02 och TT2.05 (se figur 6.1). Bägge termometrarna visade för höga värden och felet hos skillnaden och därmed hos mätvärdena för insamlad solvärme var ca 5%. För maj och juni har värdena för insamlad solvärme minskats med ett värde motsvarande en felvisning av 0.5 K hos temperaturskillnaden. För juli och augusti har värdena för insamlad solvärme minskats med ett värde motsvarande en felvisning av 1.0 K. Dessa kor­ rektioner grundas dels på analyser av förändringar i ackumulatorns värmebalans och i solfångarfältets verkningsgrad, dels på jämförelser mellan värmeväx­ larens in- och utloppstemperatur på sekundärsidan, då flödet på primärsidan var avstängt. Resultaten var samstämmiga. Kvarstående bidrag till onoggrannheten bedöms vara mindre än 2%. Det har inte varit möjligt att med säkerhet fast­ ställa varken vilka temperaturgivare, som var felak­ tiga före september 1987, eller hur stora deras fel­ visningarna var. Inga korrektioner av mätdata för värmebärartemperaturer har utförts. En kontroll av givarna genomfördes innan de kopplades ur mätsystemet. De lossades ur mätfickan och place­ rades i en termos med rumstempererat vatten. Vattnet omrördes och dess temperatur uppmättes med en nog­ grann kvicksilvertermometer. Sedan jämfördes de note­ rade värdena med värden, som registrerades av det automatiska mätsystemet. Samtliga motståndstermo- metrar demonterades och kontrollerades därefter i laboratorium. Resultaten överenstämde väl. En rad kontroller av mätdata genomfördes i efterhand. Utloppstemperaturen från ackumulatorn jämfördes med vattentemperaturen i ackumulatorn nära utloppet. Värmeväxlarens temperaturverkningsgrad före och efter termometerbytet jämfördes. Under perioder när värmeöverföringen var nära noll jämfördes dels inloppstemperaturen på värmeväxlarens primärsida med utloppstemperaturen på sekundärsidan dels inloppstemperaturen på sekundärsidan med ut­ loppstemperaturen på primärsidan. Resultaten av dessa kontroller visar att felvisning­ arna var ganska stabila och att de funnits sedan våren 1987. De strider dock mot resultaten av kont­ rollerna som utfördes på plats. En möjlig förklaring är att felvisningarna förändrades då termometrarna demonterades ur dykfickorna eller användes för omrö- ring i termosen. På mätcentralen vid KTH har man exempel på att fel­ visande termometrar med samma slags klämkopplingar plötsligt visar nästan rätt efter lite omild behand­ ling. Kontaktresistansen i en skadad koppling kan uppenbarligen förändras vid hantering. 6.5.3 Temperaturer på värmeväxlarens primär- och sekundärsida. Termometrarna på värmeväxlarens primär- respektive sekundärsida jämfördes parvis vid speciella prov under kvällarna 88-06-30 och 88-07-01. Värmevatten cirkulerades första kvällen endast på primärsidan och andra kvällen endast på sekundär­ sidan. Temperaturerna registrerades varannan minut. Följande resultat erhölls för temperaturskillnaderna mellan in- och utlopp för primär respektive sekundär­ sida : Sida av WX Medel Max Min Sdev Antal Primärsida -0.003 0.000 -0.007 0.002 69 Sekundärsida 0.003 0.055 -0.039 0.017 44 Överensstämmelsen är mycket god och styrker att temperaturgivarna uppfyller specifikationen (1/10 DIN d.v.s +-0.05K) samt att bidraget till onogrannheten från själva mätsystemet är litet. 6.5.4 Temperaturer i ackumulatortanken. Under en stor del av mätperioden har enstaka tempera­ turgivare i ackumulatortanken visat för låga värden. Dessa värden har ersatts med medelvärdet av värdena från närliggande givare. Vattentemperaturerna i ackumulatortanken mäts på trettiotre nivåer längs en lodlinje genom tanken. Avståndet mellan givarna är en meter och invid inloppen en halv meter. Temperaturmätvärdena har kontrollerats på grundval av antagandet att temperaturen i tanken alltid stiger med höjden. Mätvärdena från första halvåret 1987 är synbarligen skonade från felvisningar. Största skill­ naden mellan ett timmedelvärde och värdet för punk­ ten närmast ovanför är 0.2K. För denna period finns det alltså inte något värde för någon enda timme, som är mer än 0.2K större än värdet för punkten närmast ovanför. Samtliga skillnader mellan mätvärden från närliggande temperaturgivare har ritats upp och granskats för hela mätperioden. Temperaturprofiler för varje timme under dygn med speciellt misstänkta data har grans­ kats. Mätvärden från felvisande givare har ersatts av värden, som beräknats genom interpolation av värden från närliggande givare, som bedömts visa rätt. De felvisande givarna är tillräckligt utspridda i mät- kedjan för att denna metod skall vara användbar. Noggrannheten i denna korrektion beror på storleken hos temperaturgradienten i området kring den fel­ visande givaren. En bedömning av korrektionens nog­ grannhet kan göras med hjälp av ackumulatorns värme­ balans. Dygnsvärden för obalansen mellan tillförd värme och summan av bortförd och upplagrad värme har beräknats och ritats ut för hela mätperioden. Extremt höga och låga värden uppträder ofta i par, vilket sannolikt beror på en felbestämning av mängden lagrad värme vid dygnsskiftet. Med ledning av dessa par av extrema värden kan man fastslå att det återstående felet för en mätpunkt typiskt är mindre än 1K och sällan är större än 2K. 6.5.5 Temperaturskillnaden över ackumulatorns utlopp. Mätvärdena från temperaturgivarna vid ackumulatorns in- och utlopp på fjärrvärmesidan har jämförts under en treveckorsperiod i januari 1987 när ackumulatorn var bortkopplad och värmebärarflödet var kopplat direkt från retur till fram. Skillnaden mellan tim- värdena varierar inom intervallet 0.03K till 0.15K och medelvärdet är 0.09K. Mätvärdena för värmeleveransen från ackumulatorn har minskats med ett värde motsvarande temperaturskill­ naden, 0.09K, för perioden efter 870901 (nya termo­ metrar monterades då). 6.5.6 Störning från varmhållningskrets för olje­ pannor. Ett rör, som kopplades in i anläggningen 88-06-08, förbinder oljepannornas inlopp med fjärrvärmereturen mellan flödesmätaren och inloppet till ackumulatorn. När elpannan är i drift samtidigt som oljepannorna ej är i drift används det nya röret för att hålla olje­ pannorna varma och därmed förhindra korrosion. Värmevatten från elpannans utlopp, som håller ca 100 Cel, leds baklänges genom oljepannorna och sedan genom det nya röret till fjärrvärmereturen. Detta stör mätningarna av både värme från ackumulatorn och värme från pannorna. Med antagandet att pannorna har en konstant värmeför­ lustfaktor kan flödet genom det nya röret beräknas utifrån en värmebalansbetraktelse för delsystemet mellan ackumulatorn och fjärrvärmenätet. Delsystemet tillförs värme från ackumulatorn och elpannan samt avger värme till nätet och pannornas omgivning. Flödet visar sig vara i det närmaste konstant, vilket är väntat eftersom fjärrvärmepumpens trycksättning inte varierar mycket under sommaren. Mätvärdena för 'värme från ackumulatorn' och 'värme från pannor' har korrigerats för störningen från det nya röret. 6.5.7 Ackumulatorns värmebalans. Obalansen mellan tillförd värme samt summan av bort­ förd värme och ökningen av lagrad värme är en god indikator på mätnoggrannheten. Dygnsmedelvärdet av obalansen har beräknats och ritats ut för hela mät­ perioden. Tillförd värme sammansätts av värme från solfångarfältet och värme från ångpannan, som blåser in ånga i ackumulatorns topp. Bortförd värme består av värme levererad till nätet och värmeförluster till omgivningen. Värmeförlusterna beräknas som produkten av en värmeförlustfaktor, kA=250 W/K, och temperatur­ skillnaden mellan ackumulatorn och omgivningen. Förlustfaktorn har bestämts ur ett tre veckor långt avsvalningsförlopp då ackumulatorn var urkopplad. Efter att alla ovan nämnda korrektioner av mätdata har genomförts så erhålls följande månadsmedelvärden av dygnssummor för obalansen: Månad 8704 8705 8706 8707 8708 8709 8710 Qd3 kWh/d -240 -110 -110 -60 -60 90 80 Månad 8711 8712 8801 8802 8803 8804 8805 dQ3 kWh/d 60 40 50 40 30 90 185 Månad 8806 8807 dQ3 kWh/d 30 60 Denna obalans utgör ungefär en procent av insamlad solvärme under sommaren, vilket är mycket tillfreds­ ställande. Seriens trend under 1987 antyder dock ett problem. Språnget mellan augusti och september har säkert samband med bytet av termometrar. Den utförda korrektionen av 'insamlad solvärme' kanske är i över­ kant. Någon av termometrarna vid ackumulatorns utlopp mot fjärrvärmenätet kan ha haft en mindre felvisning som förbisetts. Ångpannan för tryckhållning av acku­ mulatorn har körts på lite olika sätt, vilket kan ha påverkat ackumulatorns förluster. 6.6 Beräknade storheter Analysen av mätdata och presentationen av resultaten baseras på rekomendationerna i IEA-rapporten, "Data Collection and Performance Reporting Specifications for Solar Energy Projects" (Chandrashekar, M & Vanoli,K,H, 1986). Ett eget system för att beteckna storheter har dock använts (se bilaga 1) . Det reko- menderade systemet är ofullständigt och oklart på en rad punkter. Tyngdpunkten i rapporteringen ligger på energiflöden mellan anläggningens delsystem samt tillhörande tem­ peraturnivåer och verkningsgrader. Dessa redovisas såsom års-, månads-, dygns- och timvärden. 6.6.1 Energiviktade temperaturer Tre typer av temperaturmedelvärden används i redo­ visningen. Den första typen är medelvärdet av alla tvåminuters- värden under den aktuella perioden. Medelvärdet av utomhustemperaturen, TO, beräknas på detta sätt. Den andra typen är medelvärdet av alla tvåminuters- värden, som registreras samtidigt som värmebärare strömmar i respektive krets. Detta är ett drifttids- viktat medelvärde och utomhustemperaturen under drift, ToO, är ett exempel på ett sådant medelvärde. Det drifttidsviktade medelvärdet är intressant efter- som värmeförlusterna från speciellt solfångarfältet beror på temperaturer under drift. Den tredje och sista typen är det energiviktade me­ delvärdet. Det säger vid vilken temperatur en värme­ mängd i genomsnitt har levererats, vilket är ett mått på kvalitén hos värmemängden. De energiviktade me­ deltemperaturerna beräknas utifrån drifttidsviktade timvärden, som beräknas av mätdatorn. Den energi­ viktade temperaturen, Te, beräknas enligt: Te = summa (Q*T) / summa (Q), där T och Q är samhörande timvärden. Exempel: Te23 är den energiviktade medeltemperaturen hos värmet, som överförs från laddkretsen till acku­ mulatorn, och Te23 beräknas enligt: Te23 = summa (Q23*(Tfram+Tretur)/2) / summa (Q23). 6.6.2 Saknade data I årslånga tidserier av timvärden finns som regel luckor. Ett stort problem är hur dessa skall behand­ las vid beräkningen av summor och medelvärden. För att kringgå problemet redovisas här månadsmedelvärden av dygnsvärden. Värden från dygn, som har luckor i mätdata utesluts helt. Vid beräkningen av årsvärden ersätts värdena för uteslutna dygn med medelvärdet för övriga dygn under månaden ifråga. Det redovisade årsvärdet är alltså lika med summan av de redovisade månadsmedelvärdena gånger antalet dagar i respektive månad. Totalt har 24 dygn uteslutits varav 9 dygn i augusti 1987 (se figur 6.4). Metoden har främst valts av praktiska skäl. Den sä­ kerställer att alla summor och medelvärden baseras på en och samma uppsättning timmar. Däremot bidrar den till onoggrannheten i vissa storheter. Om mycket solvärme samlats in under de uteslutna dyg­ nen och lagrats till, och levererats ut under dygn med data, så överskattas t.ex solvärmecentralens verkningsgrad, N05. 6.6.3 Noggrannheten hos mätresultatet. Är mätresultatet pålitligt? Går det att med säkerhet påstå att solfångarfältet i Nykvarn har högre pres­ tanda än andra fält ? Vilken är den minsta onoggrannhet, d, som kan åsättas ett visst uppmätt värde, V, om det skall vara ställt utom allt rimligt tvivel att det sanna värdet verk­ ligen är större än V-d och mindre än V+d? Detta är berättigade frågor, som är svåra att besvara. De dominerande källorna till mätvärdenas onoggrannhet är givarens onoggrannhet, givarens placering samt fel och onormala störningar. Bidragen till onoggrannheten från elektriska stör­ ningar, mätinstrumentens onoggrannhet och samplings- frekvensen är jämförelsevis små. Fabrikanterna uppger en viss onoggrannhet för själva givaren. I Nykvarn används genomgående givare av god kvalitét och de uppgivna onoggrannheterna är mycket små. Men givare kan förändras och det är inte säkert att de uppfyller specifikationen under hela mätperioden. Givarens placering är kritisk i många fall. Om tem­ peraturen varierar över rörets tvärsnitt så är det inte självklart hur man mäter en representativ tem­ peratur. Induktiva flödesmätare mäter en vätske- hastighet, inte själva flödet, och om hastighets- profilen är deformerad så uppstår ett fel vid omräk­ ningen till flöde. Den totala onoggrannheten, som anges i beskrivningen av beräknade storheter, är uppskattad på grundval av resultat av olika kontroller och erfarenheter från liknande mätprojekt samt på grundval av givarens specifikationer. Målet är att angivna onoggrannheter inte skall vara onödigt stora samtidigt som uppmätt värde plus minus onoggrannhet skall innesluta det sanna värdet. Undantag har dock gjorts för enstaka extrema timvärden. Mätvärdena från en timme med väx­ lande molninghet då solfångaren arbetar mindre än tio minuter kan vara behäftade med större fel än uppgivna onoggrannheter. 7.Driftsresultat Solvärmecentralen i Nykvarn fungerar väl. Den leve­ rerade 1.16 GWh solvärme till fjärrvärmenätet under de tolv månaderna juli 1987 t.o.m juni 1988. Detta motsvarar 0.29 MWh per kvadratmeter solfångare och det utgjorde 6.5% av den totala fjärrvärmelasten, som var 18.6 GWh. Den totala instrålningen mot solfång­ arna var samtidigt 4.16 GWh (1.04 MWh/m2). Resultat är bra trots att det inte riktigt motsvarar de högt ställda förväntningarna. I presentationen i detta kapitel utnyttjas defini­ tioner av olika storheter, som beskrivs i bilaga 1. Den är avsedd som referens. 7.1 översikt Värden för de dominerande enegiflödena genom anlägg­ ningen tillsammans med sammanhörande temperaturer och verkningsgrader visas i figur 7.01. N03 = 33% ■ Q35-1.22Q 23=1.37 Q 30 = 0.21 skala 5:1 skala 1:1 Figur 7.01 Energiflödena genom produktionsanlägg- ningen i Nykvarns fjärrvärmesystem. På gränserna mellan delsystemen anges energiflödets storlek, dess energiviktade temperatur och en verkningsgrad, som anger hur stor andel av den mot solfångaren instrå­ lade energin, som når gränsen ifråga. Solfångaren träffas av 4.16 GWh solstrålning,juli 87- juni 88. Nästan en tredjedel av denna strålning faller in med så låg intensitet att solfångarkretsen inte förmår utnyttja den för att ladda ackumulatorn. Av återstående 2.87 GWh överför laddkretsen 1.37 GWh till ackumulatorn vid en genomsnittlig temperatur av 59.9 Cel. Resten är förluster. En tredjedel av den totala strålningen, som faller in mot solfångaren, överförs alltså till ackumulatorn. Från ackumulatorn matas 1.22 GWh ut mot fjärrvärmenätet, men eftersom 55 MWh elektrisk energi förbrukats för insamling och lagring, så bör vi bara betrakta 1.16 GWh av dessa såsom utnyttjad solvärme. Solvärmens genomsnittliga temperatur sjunker från 59.9 Cel till 53.6 Cel i ackumulatorn. Pannorna levererar hela 17.3 GWh till fjärrvärmenätet, så andelen solvärme är 6.5%. Redovisningen av driftsresultatet inleds nedan med en översiktlig presentation för hela anläggningen på grundval av mätvärden för perioden juli 1987 t.o.m juni 1988. Den totala solinstrålningen under denna period var ungefär lika stor som under ett genom­ snittligt år och de presenterade tolvmånadersvärdena är därför jämförbara med årsvärden. Samtliga varaktighetsdiagram avser samma tolvmånads- period. Värden från vintermånaderna november t.o.m februari är dock av praktiska skäl inte medtagna i varaktighetsdiagrammen för storheter från solsidan av ackumulatorn. Få driftstimmar berörs och det påverkar inte kurvornas förlopp i stort. Månadsvärden och 'Input-Output-Diagrammen' inkluderar värden för sextonmånadersperioden, april 1987 t.o.m juli 1988. Solfångarkretsens funktion beskrivs i kapitel 7.2. Där presenteras mätresultat i form av månadsvärden, dagsvärden och timvärden. De gängse diagramtyperna utnyttjas för att jämförelser med liknande solfångarfält skall underlättas. Ackumulatorns funktion presenteras i kapitel 7.3 och därefter behandlas leveranserna till fjärrvärmenätet i kapitel 7.4. I kapitel 7.5 görs en prognos för hur mycket solvärme anläggningen skulle producera under ett genomsnitt­ ligt år. 7.2 Solfångarkrets och laddkrets Solfångarkretsen fungerar problemfritt och dess verk­ ningsgrad ligger praktiskt taget hela tiden över le­ verantörens garantikurva. Tabell 7.1 Driftresultat för solvärmecentralen i Nykvarn för perioden juli 1987 t.o.m juni 1988. Mätdata saknas för sammanlagt 24 dygn varav 13 i augusti och september 1987. Vid beräkning av års­ värden har dessa dygn givits medelvärdet av övriga dygn under repektive månad. Temperaturerna på sol- fångarsidan av ackumulatorn avser de åtta månaderna 8707-8710 samt 8803-8806. Storhet Beteck- GWh ning MWh/m2 Total solinstrålning mot solfångaren Q01 4.16 1.04 Total solinstrålning mot solfångare under drift QoOl 2.87 0.72 Insamlad solvärme till ackumulatorn Q23 1.37 0.34 Driftsel för insamling av solvärme E01 0.02 0.00 Värme från ackumulatorn Q35 1.22 0.30 Driftsel till ackumulatorn E03 0.04 0.01 Värmeförlust från ackumulatorn Q3 0 0.21 0.05 Utnyttjad solvärme Qs35 1.16 0.29 Värme från pannorna Q45 17.3 Värme till fjärrvärmenätet Q56 18.6 Utomhustemperatur T0 6.1 Cel Utomhustemperatur under drift ToO 15.1 Cel Solfångarens temp under drift Tol 60.8 Cel Solfångarens övertemp under drift TdoOl 48.1 K Solvärmens temp före värmeväxlare Tel2 63.6 Cel Solvärmens temp före ackumulator Te23 59.9 Cel Solvärmens temp efter ackumulatorn Te35 53.6 Cel Temp hos värme från pannorna Te45 79.5 Cel Temp hos värme till fjärrvärmenät Te56 68.4 Cel Solfångarkretsens totalverkningsgrad N03 33% Solfångarkretsens verknings- grad under drift No03 48% Solvärmecentralens verkningsgrad N05 29% Solfångarkretsens drifttid Kl 1205 h Andel solvärme N9 6.5% 59 Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr MaApr Ma Apr Ma] Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Ma| Jun Jul Apr Ma| Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Mal Jun Jul Timmar Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr MaApr Ma Figur 7.02 översikt över solfångar/laddkretsens funktion april 87 - juli 88. Månadsmedelvärden av dygnsvärden. Diagram 1 visar total solinstrålning, Q01, solinstrålningen då solfångarkretsen är i drift, QoOl, och insamlad solvärme, Q23. Diagram 2 visar utomhustemperaturen, TO, samt tre temperaturer under drift, nämligen utomhustemperaturen, ToO, solfångar- fältets arbetstemperatur, Tol, och laddkretsens arbetstemperatur. Diagram 3 visar solfångarkretsens totalverkningsgrad, N03, och dess verkningsgrad under drift, No03. Diagram 4 visar solfångarkretsens dagliga drifttid,Kl En stor del av solstrålningen faller in med så låg intensitet att det inte kompenserar för värmeför­ lusterna från solfångaren. Den kan inte samla in värme och startar därför inte. I det övre diagrammet i figur 7.02 visas den totala solinstrålningen, Q01, solinstrålningen, QoOl, som faller in mot solfångaren när denna är i drift, samt insamlad solvärme, Q23. Solfångarkretsen arbetar under sommarhalvåret med en medeltemperatur mellan in- och utlopp, Tol, som lig­ ger straxt över 60 Cel. Under vinterhalvåret är tem­ peraturen något lägre, men det gäller totalt sett få timmar. Motsvarande medeltemperatur efter värmeväx­ laren, To23, är ungefär 3 Cel lägre. Skillnaden är mindre under 1987, men det beror sannolikt på ett systematiskt fel i mätningarna (se 6.5.3). Månadsmedelvärdena för utomhustemperaturen är som väntat högre för den tid solfångaren är i drift. Det är stor skillnad om man betraktar verkningsgraden när solfångaren verkligen är i drift eller som ett medelvärde över hela dygnet. Verkningsgraden under drift, No03, är nästan 50% medan verkningsgraden, N03, är drygt 30%. Försommaren 1987 och speciellt juni var solfattig, vilket avspeglar sig i låga värden för insamlad värme, Q23, verkningsgrad, N03, och drifttid, Kl. 7.2.1 'Input-Output-Diagram' Solfångare, som arbetar med konstanta temperatur­ förhållanden, uppvisar ett linjärt samband mellan insamlad solvärme, Q23, och total solinstrålning, Q01. För korta tider när solfångaren är i drift (t.ex mindre än en timmrne) är detta en direkt följd av hur en solfångare fungerar. Men det gäller även för medelvärden över längre tider, vilket inte är lika självklart (Perers et.al 1985). Detta är bakgrunden till de så kallade 'Input-Output-Diagrammen', som ofta används för att presentera dygnssummor. I figur 7.03 ( nästa sida ) visas månadsvärden för insamlad solvärme visavi total instrålning mot solfångaren. Det föreligger ett uppenbart linjärt samband. Värdena från augusti, september och oktober 1987, är dock påfallande höga. 61 kWh/m: 5^ ,f0 .8 9 ^6 A A a57^4 4^ tz76 • A1 O CM O <> Q23 1988 A Q23 1987 2 3 4 5 6 Q01, kWh/m2 Flcfur 7.03 Insamlad solvärme, Q23, visavi total sol­ instrålning mot solfångaren. Bägge energierna ges så­ som månadsmedelvärden av dygnsummor. Invid symbolen anges månadens ordningsnummer, för 1987 snett upp till höger och för 1988 snett ner till vänster. Rom­ ben uppe till höger i diagrammet avser alltså maj 1988 och triangeln nere till vänster i diagrammet avser oktober 1987. I figur 7.04 visas det vanliga 'Input-Output- Diagrammet' för dygnsvärden. Det innehåller värden för samtliga dygn. Värdena har delats in i fyra klasser. Vintervärdena utgör en klass och sommar­ värdena är indelade i tre klasser med avseende på solfångarens övertemperatur relativt omgivningen. I detta fall används den energiviktade övertempera­ turen, TdeOl, i stället för övertemperaturen, TdoOl, som rätteligen skulle ha används. Den energiviktade temperaturen, TdeOl, är något högre än den drifttids- viktade temperaturen, TdoOl, vilket medför att ett tiotal procent av datapunkterna hänförts till en för hög klass. Detta torde inte väsentligt påverka resultatet. I figurerna 7.05 t.o.m 7.07 visas en klass per dia­ gram tillsammans med respektive linjär regressions­ linje. 62 kWh/m2 4 ----------1----------1----------1--------- A Q23 ( dTeOI<45) O 023 (45700 N03 -11 N03 11-13 N03 13' SP E„=500 0.04 0.05 0.06 0.07 Td0l/(KaT *Q01 ) Figur 7.08, Figurtext, se nästa sida. Figur 7.08 ( Föregående sida ) Sol fångarkretsens termiska verkningsgrad under klara dagar. Diagrammen visar verkningsgraden, N03=Q23/Q01, visavi den norme­ rade övertemperaturen, Td01/Q01. Det nedre diagrammet är en detaljförstoring av det övre. Diagrammen omfattar data från samtliga timmar med oavbruten laddning genom ackumulatorns övre inlopp under samtliga tolv 'helt klara' dagar under april, maj och juni 1988. Med undantag för en enda timme var solinstrålningen, Q01 > 700 W/m2. De uppmätta värdena för verkningsgraden, N03, är uppdelade i tre klasser; före kl. 11, mellan kl. 11 och 13 samt efter kl. 13. Under för- och eftermiddag är solstrålningen infallsvinkel större. Under förmiddagen ökar solfångarens driftstemperatur och under eftermiddagen sjunker den. I diagrammen finns också två kurvor, som visar verkningsgrader enligt en provning, som utförts på en solfångarmodul av Statens Provnings- anstalt, SP, och en kurva, som är hämtad ur leve­ rantörens garanti. För att minimera störningarna från varierande solinstrålning är data hämtade från 'helt klara' dagar under våren 1988. Perioden val"des med tanke på att mätningarna då har speciellt hög kvaliteet. Instrålningen, Q01, har korrigerats för solfångarens beroende av infallsvinkeln. Insamlad värme, Q23, har korrigerats för beroendet av värmelagring i själva solfångaren. Solfångarkretsens värmekapacitet bestämdes till 20 kWh/K med enkel regression. Som värde för solfångarkretsens temperatur användes medelvärdet av momentana värden för dess in- och utlopptemperaturer. Diagrammet antyder att solfångarfältets effektiva värmeförlustkoefficient (lutningen hos en tänkt linje genom punktsvärmen) är mindre än motsvarande värde för modulen, som provades på Statens Provningsans- talt. Men det vore säkert fel att tolka data på detta sätt. Lägg märke till att förmiddagsvärden dominerar i svärmens vänstra del och eftermiddagsvärden i dess högra. Det är snarare så att korrigeringen för värme­ lagringen i solfångaren är otillräcklig, eller att Pyranometern inte är helt parallell med solfångarna, än att dess värmeförlustkoefficient är oväntat liten. 7.2.3 Temperaturförhållanden i solfångarkretsen. Solfångar- och laddkrets arbetar med konstanta flöden under drift. Flödet i laddkretsen, som bara har varierat någon procent upp och ned under mätperioden, är 20 l/s. Per kvadratmeter solfångararea betyder det 0.005 l/(s*m2). Värmekapacitetsflödet i solfångar- kretsen är ca 20% lägre än i laddkretsen. Varaktighetskurvor för temperaturstegringen över sol­ fångaren respektive över värmeväxlaren i laddkretsen 67 visas i figur 7.09. Största temperaturstegringen över solfångaren är 25 K och dess medianvärde är ca 15 K. Kurvorna i figur 7.09 följer inte varandra helt och vid 760 timmar korsar de varandra. Detta beror till del på att flödet i solfångarkretsen är temperatur­ beroende, men antagligen främst på att mätvärdena från juli och augusti 1987 är behäftade med små fel. T12-T21 T23-T32 Timmar Ficrur 7.09 Varaktighetskurvor för temperatursteg­ ringen över solfångaren, T12-T21, och temperatursteg­ ringen på värmeväxlarens sekundärsida, T23-T32. Kurvorna inkluderar samtliga timvärden då laddkretsen var i oavbruten drift under perioden 87-07—88-06 med undantag för vintermånaderna. Solfångaren arbetar inom ett relativt snävt tempe­ raturområde. En varaktighetskurva för solfångarens inloppstemperatur, T21, visas i figur 7.10. Inlopps- temperaturen under tolvmånadersperioden varsom högst 62 Cel och som lägst knappt 50 Cel. »C 60 40 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 Timmar Figur 7.10 Varaktighetskurva för solfångarens inloppstemperatur, T21. Kurvan inkluderar samtliga timvärden då laddkretsen var i oavbruten drift under perioden 87-07—88-06 med undantag för vinter­ månaderna . Varaktigheten för solfångarkretsens övertemperatur, TdOl, visas i figur 7.12. ( Nästa sida ) Medel­ temperaturen hos värmebäraren i solfångaren är som mest 70 K över utomhustemperaturen och i genomsnitt knappt 50 K över. 68 Figur 7.11 Varaktighetskurva för temperatur­ skillnaden, T21-T32, mellan värmeväxlarens utlopp på primärsidan och inlopp på sekundärsida. Kurvan inkluderar samtliga timvärden då laddkretsen var i oavbruten drift under perioden 87-07—88-06 med undantag för vintermånaderna. Temperaturskillnaden mellan värmeväxlarens inlopp på sekundärsidan och utlopp på primärsidan, T21-T32, ligger i intervallet 1.5 K till 8 K och dess median- värde är knappt 5 K. En varaktighetskurva för skill­ naden visas i figur 7.11. Kurvans abrubta slut vid 1.5 K beror på att endast timmedelvärden från timmar med oavbruten drift ingår i kurvan. Figur 7.12 Varaktighetskurva för solfångarens över­ temperatur, TdOl. Kurvan inkluderar samtliga timvär­ den då laddkretsen var i oavbruten drift under peri­ oden 87-07—88-06 med undantag för vintermånaderna. Samtliga varaktighetskurvor för temperaturer i solfångar- och laddkretsen är påverkade av de små mätfel, som förekom under juli och augusti 1987 (se avsnitt 6.5.3). Dessa fel påverkar inte kurvorna i stort, men sannolikheten är stor att extremvärdena i kurvornas början och slut är påverkade. Det har ett värde att kurvorna omfattar en tolvmånadersperiod (de få timmarna under vintermånaderna november t.o.m februari har dock uteslutits av praktiska skäl). 7.3 Ackumulatorn Värmeackumulatorn fungerar bra, temperaturskiktningen är stabil och värmeförlusterna är måttliga. 1 figurerna 7.13 och 7.14 (nästföljande sidor) visas temperaturförloppen i ackumulatorn under två olika dygn, den 11 och 21 maj 1988. Den 11 maj är den fjärde dagen under en period med vackert väder. Efter midnatt den 11 maj är vattnet uppdelat i tre temperaturzoner. Ovanför 20-meternivån är temperaturen drygt 70 Cel. Från 20 meter ned till 6 meter ovanför botten finns en homogen zon, som håller 55 Cel. Nedanför 6 meter avtar temperaturen nedåt och vid botten är tempera­ turen 47 Cel. Under natten urladdas ackumulatorn och zongränserna kryper uppåt i tanken. Returtemperaturen från fjärr­ värmenätet är ungefär 48 Cel och påverkar inte bot­ tentemperaturen . Straxt efter kl. 7 startar laddkretsen och matar in värme genom nedre inloppet. Kring kl. 9 övergår den till att ladda genom övre inloppet. Zongränserna flyttar nedåt i tanken. Samtidigt värms botten av returen från fjärrvärmenätet, vars stigande tempertur når 52 Cel kl. 12. Straxt före kl.16 stannar solfångaren för dagen. Den övre zonens gräns nedåt ligger nu ca 16 meter ovanför botten. Urladdningen pågår hela tiden och under kvällen och förnatten kryper zongränserna uppåt igen. Botten kyls av fjärrvärmereturen, som kring kl.20 når sin lägsta temperatur, 45.5 Cel. Den 21 maj är en mulen dag efter några dagar med växlande molnighet. Vid midnatt är tanken uppdelad i tre temperaturzoner, en övre zon med 63 Cel, en mellanzon med 55 Cel och undre zon med 47 Cel. Gränserna mellan zonerna är ca 2 meter i höjdled. Urladdning pågår och gränserna kryper uppåt. Den övre zonen är reducerad till ett tunt skikt ovanför övre utloppet kl. 9. Den undre zonen tilltar och kl 23 är den 14 meter hög. Fjärrvärmenätets retur är 48 Cel under efternatten och sjunker sedan under förmiddagen till 45 Cel där den ligger kvar under eftermiddagen. Under kvällen och förnatten stiger den sedan långsamt upp till 48 Cel. 70 88-05-11 00-01 --0-- 02-03 04-05 06-07 88-05-11 -O- 16-17 --0-- 18-19 -Tür- 20-21 -O- 22-23 Figur 7.13 Temperaturförloppet i ackumulatorn under dygnet 88-05-11, med en profil för varannan timme. Pilarna i diagrammens högerkant markerar in- och utloppens placering. 71 88-05-21 --0-- 18-19 Figur 7.14 Temperaturförloppet i ackumulatorn under dygnet 88-05-21, med en profil för varannan timme. Pilarna i diagrammens högerkant markerar in- och utloppens placering. 72 Månadsmedelvärdena för en temperatur i toppen, T3t, och en i botten, T3b, av ackumulatorn visas i figur 7.15. Kring temperaturen i toppen indikeras ett intervall, vars gränser är månadsmedelvärdena av dygnens högsta respektive lägsta temperatur på den nivån i ackumulatorn. Under vissa dygn kan tempera­ turen naturligtvis svänga inom ett större intervall. Under vintern hålls ackumulatorn uppvärmd av fjärr­ värmereturen . Apr Ma| Jun Jul Aug Sep Old Nov Dec Jan Feb Mar Apr Ma] Jun Jul Figur 7.15 Ackumulatortemperaturer. Diagrammet visar månadsmedelvärden för temperaturen ovanför ackumula­ torns botten, T3b (TT3.03), och för temperaturen straxt under ackumulatorns övre utlopp mot fjärrvär­ menätet, T3t (TT3.30). T3t är omgiven av en 'felstapel', som markerar intervallet mellan månads­ medelvärdena av dygnens högsta respektive lägsta tim- medelvärde på denna nivå. Under processen laddning, lagring och urladdning för­ lorar värmet kvalitet. I figur 7.16 ( nästa sida ) visas den energiviktade temperaturen, Te23, för vär­ men, som tillförs ackumulatorn tillsammans med den energiviktade temperaturen, Te35, för värmen, som levereras från ackumulatorn. Skillnaden är under de flesta månaderna drygt 5 K. 73 Apr Ma| Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Ma| Jun Jul Fiaur 7.16 Energiviktade temperaturer hos värmet när det tillförs, Te23, respektive bortförs, Te35, från ackumulatorn. Vid inloppen från laddkretsen blandas vatten av olika temperatur med en kvalitetsförlust som följd. I figur 7.17 visas varaktigheten för temperaturskillnaderna, Td23t och Td23b, mellan inloppstemperaturerna och temperaturen hos ackumulatorvattnet invid inloppen. Diagrammet omfattar alla timmar då vatten tillförs ackumulatorn genom respektive inlopp under mer än trettio minuter. Timmar Fiaur 7.17 Varaktighetskurvor för temperaturskill­ naderna, Td23t och Td23b, mellan temperaturerna i övre och nedre inloppet på solsidan samt tempera­ turerna hos ackumulatorvattnet invid respektive inlopp. Kurvorna inkluderar samtliga timvärden då laddkretsen var i oavbruten drift under perioden 87- 07—88-06 med undantag för vintermånaderna. I figur 7.18 visas varaktighetskurvan för tempera­ turskillnaden, Td53, vid ackumulatorns inlopp på fjärrvärmesidan. Ackumulatorns värmeförlustkoefficient bestämdes till 250 W/K ur ett tre veckor långt avsvalningsförlopp i januari och februari 1988. En teoretisk beräkning på förlusterna genom omslutande ytor med schablonmässig hänsyn till köldbryggor gav knappt halva värdet. Värmeförluster genom förångning av vatten i ackumu­ latorns vattenlås är orsak till en del av skillnaden. Te23 Te35 Td23t Td23b 74 ------- Td53 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Timmar Figur 7.18 Varaktighetskurva för temperaturskill­ naden, Td53, mellan inloppstemperaturen på fjärr­ värmesidan samt temperaturen hos ackumulatorvattnet invid inloppet. Kurvan inkluderar samtliga timvärden under perioden 87-07—88-06 med undantag för vintermånaderna. Ackumulatorn laddas mycket sällan till mer än hälf­ ten. Den 14 maj 1988, som var den åttonde dagen under en period med vackert väder, sattes ett rekord, som fortfarande gäller. Den övre varma zonen fyllde två tredjedelar av tanken. Samtidigt var temperaturen i botten påverkad av solvärme. På morgonen den 16 maj var ackumulatorn åter urladdad. Det fordras tre vackra dagar för att hela ackumula­ torns vattenvolym skall passera genom laddkretsen. Flödet i laddkretsen är 72 m3/h och solfångaren är i drift 8 timmar under en god dag, vilket ger 576 m3- /dygn att jämföra med ackumulatornsvolymen, 1500 m3. Möjligheten att ladda ackumulatorn från elpannan har hitintills inte utnyttjats. 7.4 Pannorna och shuntkretsen. Pannorna svarar för en helt dominerande del av värme­ leveransen till fjärrvärmenätet. Värmet från pannorna har dessutom betydligt högre temperatur än värmet från ackumulatorn. I figur 7.19 ( nästa sida ) visas månadsvärden för leveransen till nätet uppdelad på ackumulator, Q35, och pannor, Q45. Dessutom visas energiviktade temperaturer för de två delarna samt för summan. I det nedersta diagrammet visas andelen solvärme, N9, av den totala värme­ leveransen, Q56. Andelen solvärme är låg. Under vintern är andelen naturligtvis försumbar, men även under sommarmå­ naderna är den låg. Endast under en månad, juli 1988, har andelen solvärme varit högre än 50%. 75 Apr Ma] Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Ma| Jun Jul I--------1 Q 45 BBSS Q35 Apr Ma] Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Ma| Jun Jul Apr Ma] Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Ma] Jun Jul Figur 7.19 Värmeleverans till fjärrvärmenätet. Diagram 1 visar månadsmedelvärden av dygnssummor för solvärme, Q35, och värme från pannorna, Q45. Diagram 2 visar energiviktade temperaturer för solvärmet från ackumulatorn, Te35, för värmet från pannorna, Te45, och för värmet, som levereras ut på nätet, Te56. Diagram 3 visar andelen solvärme av den totala värmeleveransen. I figur 7.20 visas en varaktighetskurva för den totala fjärrvärmelasten och i figur 7.21 visas varaktigheten för fjärrvärmereturens temperatur. 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Timmar Ficrur 7.20 Varaktighetsdiagram för fjärrvärmelasten. Kurvan är baserad på timvärden av värmeleveransen till nät, Q56. Data saknas för totalt 24 dygn, varav 13 dygn under en sammanhängande period i augusti och september 1987. 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Timmar Figur 7.21 Varaktighetsdiagram för temperaturen hos fjärrvärmereturen, T65. Den heldragna grafen omfattar hela tolvmånadersperioden 87/88 och den streckade en­ dast månaderna maj 88, juni 88, juli 87 och augusti 87. Data saknas för totalt 24 dygn, varav 13 dygn un­ der en sammanhängande period i augusti och september 1987. Samkörningen mellan ackumulatorn och pannorna har inte fungerat som avsett. En rad justeringar har gjorts och periodvis har automatiken varit urkopplad. När pannorna är i drift skall allt vatten tas från ackumulatorns övre utlopp, men i praktiken har det inte varit så. Under den soliga andra veckan i maj 1988 svarade elpannan för mer än hälften av värme­ leveransen fram till lördag middag. Temperaturen i ackumulatorns övre del steg, men trots detta togs mer än hälften av vattnet från det nedre utloppet. Under den 24, 25 och 26 maj 1988 var vädret åter vackert, solfångarna levererade värme vid hög tem­ peratur och temperaturen i ackumulatorns övre del steg. Elpannan arbetade och tre fjärdedelar av flödet togs genom nedre utloppet. Vid middagstid den 25 maj passerade temperaturen från ackumulatorns övre utlopp nätets framtemperatur, men elpannan fortsatte att svara för större delen av leveransen till nätet. Vid middagstid den 26 maj stannade pannan och ackumu­ latorn tog över hela leveransen. Trots att framtem­ peraturen sjönk stängdes inte ackumulatorns nedre utlopp. I början av juli 1988 gjordes ett nytt försök att få ordning på styrningen och därefter fungerar den be­ tydligt bättre. En viss bostadsuppvärmning sker sommartid. Den styrs med utomhusgivare och termostater, som normalt är i drift även sommartid, och vid låg utomhustemperatur distrubueras därför värme. Det förekommer dock att uppvärmningen stängs av. 7.5 Prognos för ett genomsnittligt år Hur mycket värme skulle solfångarfältet leverera under ett år med genomsnittliga solinstrålnings- förhållanden? Det skulle leverera 1.45 +/-0.1 GWh, vilket fördelat på solfångararean är 0.36 +/- 0.03 MWh/m2. Tack vare tre gynnsamma förhållanden är det relativt lätt att ge detta svar. All solvärme skulle utnyttjas även under sommarmå­ nader med mycket soligt väder, ty solvärmecentralens andel av den totala värmeleveransen till fjärrvärme­ nätet är liten. Det högsta värdet hitintills, N9=57%, uppmättes under semestermånaden juli 1988. Solfångarkretsens arbetstemperatur bestäms praktiskt taget helt av fjärrvärmenätets returtemperatur. Värmeackumulatorn är så stor och temperaturskikt­ ningen så god att solvärme aldrig når ned till utloppet mot solfångarkretsen. Nykvarn ligger så nära Stockholm (35km) att SMHI's långa mätserier kan utnyttjas för att beräkna solinstrålningen för ett genomsnittligt år. Solinstrålningen mot en södervänd yta med resningen 42 grader har bestämts genom interpolation i tabell 3. i Josefsson (1985), som innehåller månadsmedel- värden för åren 1971-89 av dygnsummor av instrål­ ningen mot lutande ytor. Markreflekterad strålning har satts till noll, eftersom solfångaren väsentligen ser den skuggade baksidan av solfångaren framför. 78 Månadsvärden för insamlad solvärme, Q23, har bestämts grafiskt med hjälp av figur 7.22 och instrålnings- värdena från Stockholm 1971-80. Resultatet visas i figur 7.22 och tabell 7.03. Figur 7.22 Insamlad solvärme under ett genomsnitt­ ligt år. Diagrammet visar månadsmedelvärden av dygns- summor för insamlad solvärme, Q23, visavi total in­ strålning mot solfångaren, Q01. De ofyllda symbolerna avser mätvärden och de fyllda romberna avser en prog­ nos för ett genomsnittligt år. Invid prognosvärdena anges månadens ordningsnummer. (I figur 7.3 visas ett liknande diagram, som innehåller månadsnummer för mätvärdena.) Månad Q01 kWh/m2*d Q2 3 kWh/m2 *d Q01 kWh/m2 Q23 kWh/m2 Jan 0.67 0.0 20.8 0.0 Feb 1.75 0.0 49.0 0.0 Mar 3.10 0.75 96.1 23.2 Apr 4.10 1.35 123.0 40.5 Maj 5.50 2.15 170.5 66.7 Jun 6.00 2.45 180.0 73.5 Jul 5.10 1.90 158.1 58.9 Aug 4.75 1.70 147.3 52.7 Sep 3.40 1.10 102.0 33.0 Okt 2.10 0.50 65.1 15.5 Nov 1.05 0.0 31.5 0.0 Dec 0.61 0.0 18.9 0.0 Hela året 1162 364 Tabell 7.03 Tabelltext, se nästa sida Tabell 7.03.( Föregående sida ) Prognos för ett ge­ nomsnittligt år. Genomsnittlig solinstrålning, Q01, mot en södervänd yta med resningen 42 grader i Stockholm under perioden 1971-80 (Josefsson, 1985). Prognos för insamlad solvärme, Q23, i Nykvarn­ anläggningen . Prognosen visar att under ett genomsnittligt år leve­ rerar solfångarkretsen 1.46 GWh värme till ackumula­ torn. Resultatet erhålls genom att multiplicera sol- fångararean, 4000 m2, med årsvärdet för insamlad värme, Q23=364 kWh/m2, från tabell 7.03. Solvärme­ centralen levererar 1.25 GWh till fjärrvärmenätet, vilket är ca 7% av den totala fjärrvärmelasten. Resultatet erhålls genom att subtrahera värmeför­ lusterna från ackumulatorn, Q30=0.21 GWh. Värme­ förlusterna från ackumulatorn under ett genomsnitt­ ligt år kan antas vara lika med förlusterna under tolvmånadersperioden 87/88, Q30=0.21 GWh, eftersom temperaturförhållandena i solvärmecentralen inte skulle påverkas nämnvärt av en något större värme­ produktion. Hur säker är denna prognos? Värdena på solinstrål­ ningen är en källa till osäkerhet. SMHI's mätningar avser global och diffus instrålning mot en horison­ tell yta och instrålningen mot lutande ytor är beräk­ nade med en modell. Grunddata, omräkningen till den lutande ytan och extrapolationen från Stockholm till Nykvarn bidrar alla till onoggrannheten. En optimis­ tisk bedömning är att dessas sammanlagda bidrag till onoggrannheten i prognosen av den årligt insamlade solvärmen är +/- 20 kWh/m2. Sedan tillkommer bidrag från onoggrannheten hos mätvärdena för insamlad solvärme, Q2 3, och sol instrålning, Q01, samt onog­ grannhet i den grafiska metoden. Det är rimligt att uppskatta dessa bidrag till vardera 10, 15 respektive 10 kWh/m2 och addera alla bidrag kvadratiskt. Resul­ tatet blir +/-30 kWh/m2. Till sist tillkommer ett bidrag till onoggrannheten, som vi bortser från här, nämligen osäkerheten om hur representativ tioårperioden 1971-80 är. Detta är främsta skälet till att uttrycket 'genomsittligt år' använts i stället för 'normalår'. 80 8. Diskussion 8.1 Högre verkningsgrad Det finns flera metoder att höja solvärmecentralens verkningsgrad. Exempelvis genom att använda solfånga­ re med högre prestanda, låta solfångaren arbeta vid lägre temperatur och begränsa värmeförlusterna från ackumulator och rörledningar. Solvärmecentralens verkningsgrad var, N05 = 29%, under tolvmånadersperioden juli 87 till juli 88. Det betyder att totalt mer än två tredjedelar av den solinstrålning, som träffar solfångaren förloras. En knapp tredjedel av strålningen går förlorad efter­ som den delen av solstrålningen faller in mot sol­ fångaren när denna inte är i drift. Av de två tredjedelar, som strålar in mot solfångaren när den är i drift, så omvandlas hälften till nyttig värme. En tredjedel av solinstrålningen, som träffar solfångaren, överförs alltså till ackumulatorn som värme. Sedan förloras ca 15% av insamlad värme i form av värmeförluster från ackumulatorn. Och till sist återstår endast 29% av energin som föll in mot solfångaren. I detta avsnitt diskuteras hur mycket systemets verkningsgrad kan höjas genom att pressa ner sol- fångarfältets arbetstemperatur. Först behandlas fältets temperaturberoende och därefter uppskattas möjligheterna att sänka arbetstemperaturen. 8.X.1 Solfångarfältets temperaturberoende I detta avsnitt visas att en grad lägre arbetstempe­ ratur medför att solfångarfältet årligen samlar in 20 MWh (5 kWh/m2) mera värme. Detta värde beräknas här ur solfångarens verkningsgradskurva eftersom solfång­ arfältets temperaturberoende inte kunnat bestämmas ur mätdata. Detta beror dels på att olika värden på sol­ fångarfältets övertemperatur, TdOl, är kopplade till olika årstider och vädertyper dels på att fältet har arbetat inom ett ganska snävt temperaturintervall. Solfångarens verkningsgradskurva, dvs sambandet mel­ lan momentant insamlad värme, Q23, och instrålning, Q01, ges av Q23 = nO * Q01 - (kO + kl*Td01) * TdOl Termen, n0*Q01, anger hur mycket solinstrålning, som tas upp av absorbatorn, och termen, (kO + kl*Td01) * TdOl, anger hur mycket värme, som förloras från absorbatorn till omgivningen. Genom att ersätta TdOl med Tol-TO och dérivera insamlad värme, Q23, med avseende på arbetstemperaturen, Tol, erhålls dQ23/dTol = - (kO + 2*kl*(Tol-ToO)) Vid prov på Statens Provningsavstalt (Bergquist, 1985) erhölls parametervärdena, k0=1.87 och kl=0.0198. I solfångarkretsen tillkommer värme­ förlusterna från rör och kulvert, som sammanbinder modulerna. Under tolvmånadersperioden 87/88 var övertemperaturen Td01=48.1 K och drifttiden, Kl=1205 h. Insättes värdena k0=2, kl=0.02 och Td01=50 erhålls dQ23/dTol = - 4 W/ (K.m2) Genom att multiplicera med drifttiden erhåller vi en uppskattning om hur det årligt insamlade värmet, Q23, beror av förändringar i arbetstemperaturen. dQ23/dTol = - 5 kWh/(K.m2.år) En grad lägre arbetstemperatur betyder alltså 5 kWh mer insamlad värme per kvadratmeter solfångararea och 20 MWh för hela solfångarfältet. Detta är en liten underskattning, ty lägre arbetstemperatur ger inte bara mindre förluster utan också längre drifftid, som ovanstående uppskattning inte tar hänsyn till. 8.1.2 Mindre temperaturfall över värmeväxlaren. Temperaturskillnaden, T21-T32, mellan inloppet på värmeväxlaren sekundärsida och utloppet på dess primärsida är som mest drygt 7 K och i genomsnitt knappt 4 K (se figur 7.11, men observera att endast timmar med oavbruten drift ingår). En fördubbling av den värmeväxlande ytan från 125 m2 till 250 m2 skulle halvera denna temperaturskillnad och låta solfångaren arbeta med 2 K lägre temperatur. Det skulle årligen ge 40 MWh (10 kWh/m2) och öka kostnaden för värmeväx­ laren med ca SEK 75000 d.v.s kostnaden för den ökade årliga värmeproduktionen är mindre än 2 SEK/kWh. 8.1.3 Lägre temperaturstegring över solfångaren. Temperaturstegringen över solfångaren, T12-T21, är som högst 25 K och i genomsnitt drygt 12 K (se figur 7.9). Tack vare att ackumulatorn är stor och andelen solvärme är låg så skulle en fördubbling av flödet i solfångarkrets och laddkrets halvera temperatursteg- ringen och sänka solfångarens arbetstemperatur med flera grader. Framtemperaturen till solfångaren skulle bara i undantagsfall drivas upp av lagrad solvärme. Solvärmen skulle inte nå ned till ackumu­ latorns botten ens under de bästa dagarna, ty med dubbla flödet skulle det ändå fordras tio timmars drift för omsätta hela ackumulatorvolymen. Ackumula­ torn skulle tömmas helt på solvärme under praktiskt taget varje dygn, trots att dess temperatur vore något lägre. En fördubbling av flödet skulle ge solfångaren ungefär 5 K lägre arbetstemperatur och därmed öka insamlad värme med 100 MWh (25 kWh/m2). Kostnaden för att fördubbla flödet har inte uppskattats, men den skulle säkert vara hög. Det skulle nämligen fordra grövre rördimensioner och endast fem solfångarmo- duler skulle kunna kopplas i serie mot som nu tio. Detta sätt att öka prestanda är av begränsat intresse eftersom det förutsätter låg andel solvärme och ett stort lager. 8.1.4 Mindre temperaturfall i ackumulatorn. Ackumulatorn levererar värme vid lägre temperatur än den tar emot. Skillnaden mellan månadsvärdena, Te23 och Te35, är ungefär 10 K under sommarhalvåret. Orsaken är främst att vatten med olika temperatur blandas vid alla inlopp och vid utloppet mot shunt- kretsen. Hela denna skillnad kan inte betraktas som en potential till att sänka solfångarens arbets­ temperatur. Under en stor del av tiden produceras nämligen solvärme med onödigt hög temperatur, vilket är en direkt konsekvens av det låga flödet i solfång- arkretsen. Den högre temperaturen kan inte utnyttjas och det medför därför ingen förlust av prestanda att blanda denna värme med värme, som har lägre tempera­ tur. Prestanda skulle dock gynnas om fjärrvärmenätets returvatten nattetid inte blandas med det svalare vattnet i botten av ackumulatorn (se figur 7.17). Solfångaren skulle få arbeta med lite lägre fram- temperatur och därmed högre verkningsgrad. Möjlig­ heten har inte analyserats i detalj, men 2 K till 3 K lägre arbetstemperatur och en ökning av insamlad värme med 50 MWh/år kan säkert uppnås. 8.1.5 Shuntkretsen Det finns ett antal kretsar, som höjer temperaturen hos fjärrvärmereturen innan den når ackumulatorn. De används för varmhållning av oljepannor och oljetankar samt för förvärmning av olja. Pannorna hålls varma för att förhindra korrosion. Bästa effekt uppnås med hög temperatur och därför används stora flöden och små temperaturfall. Den senast installerade kretsen (se avsnitt 5.4.6) höjer returtemperaturen under sommaren med ca 1 K då elpannan är i drift och några tiondelar då den inte är i drift. Den sammanlagda effekten av övriga varmhållningskretsar är större. Det är rimlig att anta att dessa kretsar höjer retur­ temperaturen sammanlagt 2.5 K och därmed minskar insamlad solvärme, Q23, med 50 MWh/år. Urladdningen av ackumulatorn har fördröjts genom att värmevatten tagits från dess nedre utlopp även när pannorna varit i drift. Detta har medfört att acku­ mulatorns övre del ofta varit varmare än nödvändigt med något förhöjda värmeförluster som följd. Tack vare ackumulatorns storlek och goda temperatur­ skiktning så har detta inte i nämnvärd grad påverkat temperaturen i botten och därmed inte heller fram- temperaturen till solfångarna. 8.1.6 Värmeförluster från ackumulatorn. Värmeförlusterna från ackumulatorn är 0.21 GWh/år, vilket är mycket. Ackumulatorn är stor och har en ogynnsam form. Av kostnadsskäl är den trycklös och står i direkt förbindelse med fjärrvärmevattnet. Dess höjd bestämdes sedan av att den fungerar som expansionskärl för nätet och att dess vattenyta därför måste ligga över nätets högsta punkt. Storleken är tilltagen i överkant med tanke på eventuell framtida lagring av annan värme. Det finns två relativt enkla åtgärder för att något minska värmeförlusterna. Begränsa värmeförlusterna genom förångning från vattenlåset. Låta dess tempera­ tur sjunka under vintermånaderna då solfångarfältet inte förmår hålla ackumulatorns temperatur vid 50 Cel och ännu mindre förmår leverera värme till nätet. Idag hålls ackumulatorn varm genom att hela fjärr­ värmeflödet passerar genom den. 8.X.7 Fjärrvärmenätets returtemperatur Nätets returtemperatur har stor betydelse för sol- fångarfältets verkningsgrad eftersom det sätter en undre gräns för framtemperaturen till fältet. Den bästa funktionen erhålls när det kallaste vattnet från nätreturen får bestämma framtemperaturen till solfångarna. Värmeförluster och blandning med varmare vatten skall undvikas och temperaturfallen vid värme­ växling skall hållas låga. På sommaren när andelen solvärme är hög betyder detta att nätreturens tempe­ ratur bör hållas låg hela dygnet. Under höst och vår när andelen solvärme är lägre är det viktigt att temperaturen är låg under åtminstone några timmar. Den årliga solvärmeleveransen till nät skulle öka med ca 20 MWh för varje grad, som returtemperaturen sänks. Den har pendlat kring 50 Cel när solfångarna har varit i drift ( se figur 7.21 ) och en sänkning med 10 Cel , som möjligen kan uppnås med rimliga insatser, skulle alltså öka den årliga solvärme­ produktionen med ca 200 GWh. Returtemperaturens relativt höga nivå beror främst på två kända orsaker. Shuntkretsen i värmecentralen höjer enligt kapitel 8.1.5 temperaturen ungefär 2,5 K. Hela denna höjning kan relativt enkelt elimineras till viss kostnad. Undercentralen i en av de två anslutna industrierna går att förbättra. En utredning pågår för att fast­ ställa orsaken till de höga returtemperaturerna och föreslå åtgärder. I övrigt har de enskilda abonnentcentralerna mycket varierande returtemperaturer. De flesta av de anläggningar som ligger högt går att förbättra utan egentlig kostnad, medan andra kräver investeringar för att temperaturnivån skall sjunka. Dessa centraler kommer succésivt att gås igenom kommande sommar. 8.2 Jämförelse med förväntade prestanda Solvärmecentralen har inte riktigt nått förväntade prestanda. Vid dimensioneringen räknade man med att anläggningen skulle leverera 1.56 GWh (390 kWh/m2) under ett normalår. I detta avsnitt beräknas att den skulle levera 1.40 GWh (350 kWh/m2) under de förut­ sättningar, som dimensioneringen är. baserad på (se tabell 8.01 nedan ). Denna utvärdering visar (se avsnitt 7.5) att solfångarkretsen levererar 1.46 GWh solvärme till ackumulatorn och att solvärmecentralen levererar 1.25 GWh till fjärrvärmenätet under ett genomsnittligt år. Detta motsvarar ca 7% av fjärrvärmelasten. Dimensioneringen av anläggningen har redovisats av Bernestål och Hultmark (1984). Skillnaden mellan förväntade och uppnådda prestanda förklaras till del av att fjärrvärmelasten på väsentliga punkter avviker från antagna värden och att ackumulatorns värmeför­ luster underskattades. Returtemperaturen från fjärrvärmenätet (se fig 7.21) är ca 10 K högre under sommarhalvåret än de värden man baserade sina beräkningar på vid dimensione­ ringen. Med 10 K lägre returtemperatur så skulle ytterligare 0.20 GWh (50 kWh/m2) solvärme samlas in per år. Fjärrvärmelasten är väsentligt högre på sommaren än man antog vid dimensioneringen (se figur 8.1 och 8.2). Om sommarlasten vore så låg, som man antog, så skulle ackumulatorn periodvis laddas till en hög tem­ peratur och solfångaren arbeta med lägre verknings­ grad. Det är svårt att kvantifiera denna effekt, utan att genomföra simuleringsberäkningar. En grov upp­ skattning baserad på den parameterstudie, som gjordes av Bernestål och Hultmark (1985), ger som resultat att 0.1 GWh mindre solvärme skulle samlas in. 85 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Timmar Q56 Q56 prof Figur 8.01 Varaktighetsdiagram för fjärrvärmelasten, Q56. Den heldragna grafen, som är identisk med grafen i figur 7.20, är baserad på uppmätta timvärden. Data saknas för totalt 24 dygn, varav 13 dygn under en sammanhängande period i augusti och september 1987. Den streckade grafen visar varaktigheten, som låg till grund för dimensioneringen, är hämtad ur Bernestål och Hultmark (1984) figur 3. Vid låga effekter, som infaller sommartid, är dessa värden väsentligt lägre än de uppmätta. Ackumulatorns värmeförluster anges inte explicit av Bernestål och Hultmark (1984). De gör ingen tydlig skillnad mellan 'solenergiutbytet från solfångarna', som motsvarar insamlad solvärme, Q23, i denna rap­ port, och solvärmen som levereras till nät. Vid dimensioneringen valde man storleken på ackumulator­ tanken till 1000 m3 och förutsatte sannolikt en gynnsammare form än den som senare byggdes. Skill­ naden i storlek har ingen nämnvärd betydelse för mängden insamlad solvärme. De verkliga värmeför­ lusterna, Q30=0.21 GWh, är sannolikt ungefär fyra gånger större än man antog för sin mindre ackumu­ lator. En uppskattning, som enbart tar hänsyn till att en mindre volym har en mindre omslutande area, ger som resultat att 0.05 GWh mer solvärme skulle levereras till fjärrvärmenätet med den mindre ackumulatorn. 86 Apr Ma| Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Ma Jun Jul C----- ] Q56 058 pro) Figur 8.02 Månadsmedelvärden för fjärrvärmelasten, Q56. De ofyllda staplarna, som motsvarar de totala staplarna i figur 7,19, visar mätvärden. De streckade staplarna, som låg till grund för dimensioneringen, är hämtade ur Bernestål och Hultmark (1984) figur 1. Överenstämmelsen är god utom under sommaren då de uppmätta värdena är väsentligt större. I tabell 8.01 presenteras en prognos för hur mycket värme solvärmecentralen skulle leverera till fjärr­ värmenätet under de förutsättningar, som låg till grund för dimensioneringen. Prognosen från avsnitt 7.5 korrigeras för skillnader i förutsättningar enligt ovanstående diskussion. Tabell 8.01. Prognos för hur mycket solvärme som levereras till fjärrvärmenätet under de förutsätt­ ningar, som antogs vid dimensioneringen. Prognosen enligt avsnitt 7.5 korrigeras här enligt diskussionen i detta avsnitt. GWh kWh/m2 Prognos för levererad solvärme, Q56 1.25 312 Korrektion för returtemperatur +0.20 + 50 Korrektion för sommarlast -0.10 - 25 Korrektion för tankförluster +0.05 + 13 Prognos under dimensionerings- antaganden 1.40 350 Solvärme enligt dimensionering 1.56 390 8.3 Her solvärme Det finns utrymme för mer solvärme i Nykvarns fjärr­ värmenät . Idag täcker solvärmen mindre än 7% av den totala fjärrvärmelasten under året och mindre än 50% av lasten under sommarmånaderna. Endast under juli 1988 har solvärme utgjort mer än halva leveransen till fjärrvärmenätet. Solfångarfältet kan säkert för­ dubblas utan att insamlad solvärme per solfångararea skulle minska väsentligt. En solvärmecentral med dubbla solfångararean skulle periodvis svara för hela värmeleveransen till nätet. Detta skärper kraven på hanteringen av solvärmen. Värmen skall samlas in vid tillräckligt hög tem­ peratur, men inte högre, och sedan överföras till fjärrvärmenätet utan onödiga temperaturförluster. Dimensioneringen av en utbyggnad bör grundas på en noggrann beräkning med ett simuleringsprogram. Hur stort solfångarfält är optimalt? Vilket är bästa flödet i solfångarkretsen? Ackumulatorvolymen är tillräckligt stor för ett fördubblat solfångarfält, men hur mycket kan vinnas på en bättre temperaturskiktning? Hur skall samkörningen med pannorna ske när tempera­ turen i ackumulatorns topp inte riktigt räcker till? Hur skulle prestanda hos en utbyggd solvärmecentral påverkas om lasten sommartid förändras? Det finns alltså många frågor, som kan belysas med hjälp av simuleringsberäkningar. 9 EKONOHI 9.1 Anläggningskostnad Total anläggningskostnad för solvärmeanläggningen i Nykvarn framgår av följande sammanställning. Verklig kostnad Kostnad enligt låneansökan 84.04.12 Penningvärde 1985-11, exkl moms Kronor Kronor Projektering, Energiverket 89.027 El; proj,och anläggning 213.550 Fj ärrvärmekulvert 981.408 1.000.000 Fj ärrvärmeanslutning Proj ektering; 194.161 ackumulator, system 125.627 Ackumulator 1. Etablering; 276.638 1.600.000 bygg, anläggning,VA 297.550 Solfångarentreprenad 6. 595.247 6.000.000 Index 350.000 Diverse 22.818 Summa 9. 796.026 8.950.000 Lån från Statens Råd för Byggnadsforskning Överkostnad på summan 8.950.000 för Energiverket, Södertälje 846.026 Av de i låneansökan ingående posterna blev endast själva solfångarentreprenaden dyrare än förväntat. Prisökningen var 400.000 relativt "budgetanbudet" redan i kontraktsanbudet. Ytterligare 190.000 tilikom under 1985. Fördyringarna utgörs av index höjning (10 %) under mellanvarande tid. Härtill betalar Energiverket tomthyra för ianspråk- tagen areal. Beloppet uppgår för solfångarfältet till ca 65.000 kr/år. Energiverket har varit byggledare för projektet. Kommentar I samband med låne/bidragsansökan bör omsorg ägnas kostnadskalkylen. Projektet kan dra med sig stora sidokostnader som ej direkt är bidragsberättigade utan måste betalas av byggherren I det här fallet har Energiverket t ex haft kostnader utöver de redo­ visade uppgående till ca 1.600.000 kr för etablering d solfarmen. 9.2 Energipris Om solanläggningen under ett genomsnittligt år leve­ rerar ca 1250 MWh till nätet ( enligt kap 7.5 ) blir energipriset med beaktande av investeringskostnaden för: solfångarfält solfångarfält + ackumulator solfångarfält + ackumulator + tillkommande kostnader, dvs totalt 6.600.000 = 7.900.000 = 5.3 kr/kWh 6.3 kr/kWh 9.800.000 = 7,8 kr/kWh eller utslaget på 25 år och 4 % kalkylränta ca: 35 öre/kWh 41 öre/kWh 51 öre/kWh 9.3 Kostnad för drift och underhåll Efter de första två åren med läckindikerings- och tryckhållningsproblem har solanläggningen kommit in i ett renodlat drift och underhållsskede. Nedanstående siffror anger ungefärliga årskostnader i nuläget. Kr/ år Personal, ca 10 timmar per vecka 65.000 Reservdelar 5.000 El för pumpar 6.000 El för ångpanna 12.000 Totalt 90.000 Kostnaderna för drift och underhåll uppgår alltså till ca 90.000 kr/ år eller ca 7 öre/ kWh, eller ca 1 % av anläggningskostnaden. 9.4 Nästa anläggning Offert på utbyggnad av solvärmeanläggningen i Nykvarn föreligger i december 1988. Under förutsättning av ungefär samma värmeproduktion per m2 solfångare, uppgår kostnaden, exklusive mark, för komplett utbyggnad till ca 4,8 kr/ kWh eller utslaget på 25 år och 4 % kalkylränta 31 öre/ kWh. Samma siffror angivna i penningvärde december 1985, enligt ovan, blir ca 4,0 kr/ kWh, respektive 26 öre /kWh. De senare siffrorna skall alltså jämföras med de ovan angivna för enbart solfångarfältet, 5,3 kr/ kWh respektive 35 öre/ kWh. Prissänkningen beror dels på att utbyggnaden kan tillgodoräkna sig en del redan gjorda investeringar och dels på teknisk/ ekonomisk utveckling av tekniken. Markkostnader Kostnaden för ny mark i Nykvarn uppgår till ca 100 kr/m2. Det innebär en kostnadsökning för fältet med ca 15 %. Sannolikt blir markkostnaden på sikt ett allvarligt problem för solvärmetekniken vid en bredare introduktion. Tekniken kräver stora ytor och tillgången på mark nära bebyggelse, dvs värmelast, är starkt begränsad. Allt talar också för att de markreserver som finns kommer att stiga i pris. 10 SLUTSATSER Projektets viktigaste resultat kan sammanfattas med följande slutsatser. Slutsatsernas giltighet är na­ turligtvis i olika grad begränsade till Nykvarns- anläggningen. • I dag kan en nyckelfärdig solvärmeanläggning upp­ handlas på konventionellt sätt och på normala villkor; till fast pris, med leverans vid bestämd tidpunkt och med garanterade prestanda. • Kostnaden för solfångarfält fortsätter att sjunka. Kostnaden för fältet i Nykvarn var den ditintills lägsta, och offerter på en utbyggnad av fältet visar att kostnaden fortsatt att sjunka med ca 35 % de senaste tre åren, även med hänsyn till att detta blir en "marginalkostnadsutbyggnad". • Prestanda för solfångarfält fortsätter att öka. Under ett genomsnittligt år producerar Nykvarns- fältet 0,36 MWh/m2 solvärme vid en energiviktad medeltemperatur av 63 Cel. Därav levereras 0,31 MWh/m2 till nätet. Detta är troligen de hitintills högsta värdena för en solvärmecentral i Sverige. • Dimensionering av en solvärmecentral med korttids- lager bör baseras på uppmätta värmebehov under sommartid. Nykvarnsanläggningen är underdimen- •sionerad beroende på att ett varaktighetsdiagram av "standardtyp" låg till grund för dimensio­ neringen. Detta ledde till en väsentlig under­ skattning av sommarlasten i Nykvarn. • En god anpassning av solvärmeanläggningen till den konventionella delen av värmecentralen är viktig för den totala funktionen. • Solvärmetekniken är driftsäker och behovet av un­ derhåll är måttligt, åtminstone de första åren. • Anläggningskostnaden i Nykvarn är 7,8 SEK per årlig levererad kilowattimme. Motsvarande kostnad för värme från solfångarfältet är 5,3 SEK. • Projekterad mängd solvärme till nät har ej upp­ nåtts. Värdet är ca 80 % av det projekterade och skillnaden beror till ungefär lika delar på att värmeförlusterna från ackumulatorn underskattades och att fjärrvärmereturens temperarur är högre än förutsatt. Några slutsatser beträffande själva experimentet och utvärderingen är värda att framhålla trots att andra gjort det före oss. • Gott samarbete med driftorganisationen är av avgö­ rande betydelse för projektet. Den bör engageras redan på projekteringsstadiet. Driften skall doku­ menteras noga. • Mätdatas kvalitet bör kontrolleras löpande. Det är mycket tidskrävande att i efterhand kontrollera och korrigera dessa. • Stora ansträngningar bör göras för att snabbt färdigställa anläggning och mätsystem samt övergå till planerad drift. Förseningar medför längre mätperiod, ökade kostnader och sen rapportering. Det genomförda projektet innebär alltså ett viktigt steg i utvecklingen av solvärmetekniken för fjärr­ värmesystem. Resultatet av detta projekt pekar på några möjligheter, problem och kunskapsluckor. • Kunskapen om specifika fjärrvärmesystems effekt och temperaturnivåer sommartid är otillräcklig som underlag för dimensionering. • Möjligheten att sänka fjärrvärmereturens tempe­ ratur under sommarhalvåret bör undersökas i ett antal olika nät. Tio graders lägre temperatur kan betyda ca 15 % högre solvärmeproduktion. • Alternativa systemlösningar bör studeras med detaljerade simuleringsberäkningar. Systemen kan säkert göras både enklare och billigare, samtidigt som det finns potential till högre prestanda i att begränsa värmeförluster och temperaturfall i över­ föringar mellan solfångare och fjärrvärmenät. • En detaljerad anvisning för enhetlig redovisning av kostnader är angelägen, ty det är idag mycket svårt att göra säkra kostnadsjämförelser mellan olika projekt. Markkostnaden, som är långtifrån försumbar, bör redovisas separat samt inkluderas i kostnaden för solvärmen. • En utbyggnad av solvärmeanläggningen i Nykvarn vore ett värdefullt projekt. Det finns goda praktiska förutsättningar, ett mycket bra underlag för en noggrann förstudie och möjligheter att höja andelen solvärme till det dubbla 11 LITTERATUR Bergquist, P, 1985. Protokoll: Provning av sol- fångare, TeknoTenn HT. Statens Provningsanstalt,85E2 1900, Borås. Bernestål, A & Hultmark, G, 1984. Solvärme med effektlagring - Nykvarn. Statens råd för bygg­ forskning, Rapport R175:1984, Stockholm. Bruce, T, Nilsson, J, et al, 1985. Solar heating plant with seasonal storage for 500 apartment in Södertuna. Swedish Council for Building Research, Document D8:1985, Stockholm. Chandrashekar, M, & Vanoli, K,H, 1986. Data Collec­ tion and Performance Reporting Specifications for Solar Energy Projects. Internatioal Energy Agency, Solar Heating and Cooling, Task VI, IEA-SHAC-TVI-2, . Jilar, T, 1984. Solvärmeteknik i stor skala. Ingelstad - en värmecentral utan värmepump. Statens råd för byggforskning, Rapport R103:1984, Stockholm. Josefsson, W, 1985. Solstrålning mot lutande ytor i Stockholm. Statens råd för byggforskning, Rapport R128:1985, p. 29-40. Stockholm. Perers, B, Zinko, H & Holst, P, 1985. Analytical model for the daily energy input/output relationship for solar collector systems. Swedish Council for Building Research, Document Dll:1985, Stockholm. Stolt, K, 1985. Elektromagnetisk mätare Flödeshinder och Mätnoggrannhet. Statens Provningsanstalt, SP-RAPP 1985:37, Borås. Wahlman, E, & Zinko, H , 1984 . Sol till fjärrvärme och gruppcentraler . Byggforkningsrådet , Rapport R147:1984 , Stockholm . Bilaga 1. Redovisade storheter Beteckningar. Beteckningarna för redovisade storheter bildas 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 tempe­ ratur etc. Siffrorna betecknar olika delar av anlägg­ ningen (delsystem), t.ex ' 1' för solfångarkretsen Beteckningen kan utökas med olika bestämningar (gemena) till storheten och till anläggningsdelarna. Beteckningarna är konstruerade på följande sätt: A a X b Y c bestämning till 'tillsystem' 'tillsystem' bestämning till 'frånsystem' 'frånsystem' bestämning till storheten typ av storhet 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.l, nästa sida ): 0 = Omgivningen inklusive elektrisk nät. 1 = Solfångarkretsen 2 = Laddkretsen 3 = Värmeackumulatorn 4 = Elpanna och oljepannor 5 = Shuntkretsen 6 = Fjärrvärmenätet Figur B.1 Schemat visar hur det totala systemet har delats upp i delsystem. Uppdelningen ligger till grund för definitionen av, och beteckningarna på, energiflöden inom systemet Bestämning till delsystem kan anta följande värden: b = botten t = topp Några exempel på beteckningar: Q12 betecknar värmet, som överförs från solfångar- kretsen till laddkretsen Tel2 betecknar den energiviktade medeltemperaturen med vilken värmet, Q12, levereras till ladd­ kretsen. N05 betecknar energiverkningsgraden i överföringen från omgivningen (solinstrålningen) till urladdningskretsen. I beteckningen görs ingen skillnad mellan medelvärden och summor, mellan totala värden och värden per kvadratmeter solfångararea eller mellan energier och medeleffekter. Beskrivning av beräknade storheter Här följer en utförlig beskrivning av samtliga stor­ heter, som förekommer i resultatredovisningen. I själva resultatredovisningen är beskrivningen av storheterna summarisk. För varje storhet anges här beteckning och en kort beskrivning på första raden. På följande rad ges en summarisk definition eller en hänvisning till mätdata och givare samt ett värde på onoggrannheten och stor­ hetens enhet. Därefter följer en beskrivning. Storheterna är ordnade i 'bokstavsordning'. Siffror kommer före bokstäver. 96 EOl Elektrisk energi till solfångarkrets och laddkrets Mätvärde (ET1.01) 1% kWh Elektrisk enegi för att driva insamlingen av solvärme. De dominerande elförbrukarna är pumparna i solfångarkretsen och laddkretsen. E03 Elektrisk energi för att driva ackumulatorn. Mätvärde (ET3.34) 1% kWh En ångpanna med märkeffekten, 10 kW, gene­ rerar ånga, som används tillsammans med ett vattenlås för att hålla ett litet övertryck över vattenytan i ackumulatorn. EOS Kl K2 N03 Elektrisk energi till solvärmecentralen EOS = EOl + E03 1% kWh Elektrisk enegi för att driva insamlingen av solvärme. De dominerande elförbrukarna är ackumulatorns ångapanna och pumpar. Solfångarkretsens drifttid Mätvärde (XT1.22) 0.1% h Solfångarkretsens drifttid är den tid då flöde går genom värmeväxlarens primärsida. Laddkretsens drifttid Mätvärde (XT2.08) 0.1% h Laddkretsens drifttid är den tid då flöde går genom värmeväxlarens sekundärsida. Ladd­ kretsen och solfångarkretsen har praktiskt taget identiska drifttider. Solfångarkretsens totalverkningsgrad. N03 = Q23 / Q01 6% Solfångarkretsens totalverkningsgrad är kvo­ ten mellan värmen, som tillförs ackumulatorn från laddkretsen, och all solinstrålning,som faller in mot solfångarnas glasade yta (totalt 4000 m2). Valet, att i definitionen använda värme till ackumulatorn, snarare än värme från solfångarfältet, beror på att denna är lättare att mäta med god noggrann­ het. N05 N9 No03 Q01 97 Solvärmecentralens verkningsgrad (Q35-E01-E03) / Q01 8% Solvärmecentralens verkningsgrad definieras här som kvoten mellan värmen, som levereras netto från ackumulatorn, och all solin­ strålning, som faller in mot solfångar- fältets glasade yta (4000 m2). Solvärmen belastas med hela värmeförlusten från acku­ mulatorn och med all elektrisk energi, som förbrukats för att driva solvärmeanlägg­ ningen. Onoggrannheten anges i procent av procent. När verkningsgraden t.ex anges till 50% så bedöms det sanna värdet ligga i in- tervallet mellan 46% och 54%. Andel solvärme (Q35-E01-E03) / Q56 7% Andelen solvärme definieras här som kvoten mellan värmen som levereras netto från ackumulatorn, och totala värmeleveransen till fjärrvärmenätet. Solvärmen belastas med hela värmeförlusten från ackumulatorn och med all elektrisk energi, som förbrukats för att driva solvärmeanläggningen. Onoggrannheten anges i procent av procent. När andelen solvärme t.ex anges till 6.5% så bedöms det sanna värdet ligga i intervallet mellan 6.0% och 7.0%. Solfångarkretsens verkningsgrad under drift. N03 = Q23 / QoOl 6% Solfångarkretsens verkningsgrad under drift är kvoten mellan värmen, som tillförs ackumulatorn från laddkretsen, och solinstrålningen, som faller in mot solfångarnas glasade yta (totalt 4000 m2) medan solfångaren levererar värme till ackumulatorn. Onoggrannheten anges i procent av procent. När verkningsgraden t.ex anges till 50% så bedöms det sanna värdet ligga i intervallet mellan 47% och 53%. Total solinstrålning mot solfångaren. Mätvärde (WT0.04) 3 % kWh Global solinstrålning i solfångarens plan (azimut=0 grader och resning = 42 grader) gånger arean av solfångarens glasade yta 98 Q2 3 Q35 Q45 (4000 m2). Onoggrannheten, 3%, avser årvärden, månadsvärden under sommarhalvåret samt dygnsvärden vid vackert väder och timvärden vid hög instrålning. Under övriga tider är onoggrannheten större. Insamlad solvärme Mätvärde (FT2.01,TT2.02,TT2.05) 4% kWh Värme, som överförs från laddkretsen till ackumulatorn. Onoggrannheten har varierat under mätperioden och den är effektberoende. För månadsvärden under sommarhalvåret, för dygnsvärden vid vackert väder och för tim­ värden vid hög instrålning är är onoggrann heten 3%. Före 87-09-01 var dock onoggrann heten ungefär dubbelt så stor. För tolvmå nadsvärdet 87/88 är onoggrannheten 4%. Värme från ackumulatorn Mätvärde (FT8.01,TT6.03,TT8.05) 5% kWh Värme, som levereras från ackumulatorn till shuntkretsen. Under vintern har detta värmeflöde ofta små negativa värden, Q35<0, när returen från fjärrvärmenätet har högre temperatur än ackumulatorns övre del. I vissa diagram redovisas inte dessa negativa värden, men de ingår alltid i redovisade summor och medelvärden. Onoggrannheten hos Q35 är effektberoende och eftersom effekten under en stor del av tiden är låg, så får summor över olika tider olika onoggrannhet. För tolvmånaderssumman 87/88 är onoggrann­ heten 8%. Under perioder med mycket sol­ värme är onoggrannheten lägre. För månads­ värden under sommaren är den 5% och för sol­ rika perioder så låg som 3%. Värme från pannorna till shuntkretsen Mätvärde (FT4.01,TT8.03,TT6.03) 2% kWh Värme, som levereras från pannorna till shuntkretsen. Onoggrannheten för årsvärden, för månads- och dygnsvärden under vinterhalvåret samt för timvärden med oavbruten drift är 2%. Under sommaren är onoggrannheten 4% för dygns- och månadsvärden. Efter 88-06-08 tillkommer ett bidrag (ca 3%) till onoggrannheten från en extra krets för varmhållning av oljepannorna (se avsnitt 6.5.6). 99 Q56 QoOl TO T12 T21 Total värmeleverans till fjärrvärmenätet. Mätvärde (FT8.01,TT8.03,TT8.05) 2% kWh Värme från produktionscentralen till fjärr­ värmenätet. Värme för produktionscentralens eget undercentral, varmhållning av olje­ pannor och oljetankar samt för förvärmning av olja hämtas från fjärrvärmenätet och ingår alltså i fjärrvärmelasten. Onoggrann­ heten beror av fjärrvärmelasten. Under vin­ terhalvåret är onoggrannheten 2% och under sommarhalvåret 3% för alla värden. För års- summan är onoggrannheten 2%. Total solinstrålning mot solfångaren under drift. Mätvärde (WTO.04,XT2.08) 3% kWh Global solinstrålning i solfångarens plan, (azimut=0 grader och resning = 42 grader) gånger arean av solfångarens glasade yta (4000 m2), som infaller under den tid då laddkretsen är i drift. Onoggrannheten gäl­ ler års-, månads- och dygnsvärden samt tim­ värden med hög instrålning. Utomhustemperatur Mätvärde (TT0.01) 1 Cel Cel Lufttemperaturen på norrsidan av pannhallen. Returtemperatur från solfångarfältet. Mätvärde (TT1.05,XT1.22) 0.1 Cel Cel Returtemperaturen från solfångaren är endast definierad då värmebärare cirkulerar genom solfångarfältet. Framtemperatur till solfångarfältet. Mätvärde (TT1.04,XT1.22) 0.1 Cel Cel Framtemperaturen till solfångaren är endast definierad då värmebärare cirkulerar genom solfångarfältet. T2 3 T32 T3b T3t T56 T65 Framtemperatur till ackumulatorn. Mätvärde (TT2.05,XT2.08) 0.1 Cel Cel Framtemperaturen till ackumulatorn är endast definierad då värmebärare cirkulerar i laddkretsen. 100 Returtemperatur från ackumulatorn. Mätvärde (TT2.02,XT2.08) 0.1 Cel Cel Returtemperaturen från ackumulatorn är endast definierad då värmebärare cirkulerar i laddkretsen. Temperaturen i ackumulatorns botten Mätvärde ( TT3.03 ) 0.1 Cel Cel Temperaturen i ackumulatorn en halv meter över utloppet på solfångarsidan. Givaren TT3.03 (se figur 5.1) har inte visat några tecken på förhöjd onoggrannhet. Temperaturen i ackumulatorns topp Mätvärde ( TT3.30 ) 0.1 Cel Cel Temperaturen i ackumulatorn en meter under övre utloppet på fjärrvärmesidan. Givaren TT3.30 (se figur 5.1) har inte visat några tecken på förhöjd onoggrannhet. Fjärrvärmenätets framtemperatur Mätvärde (TT8.03) o.l Cel Cel Temperaturen hos värmebäraren, som skickas ut på fjärrvärmenätet. Fjärrvärmenätets returtemperatur Mätvärde (TT8.01) o.l Cel Cel Temperaturen hos värmebäraren, som kommer tillbaka från fjärrvärmenätet. Solfångarfältets övertemperatur (T21+T12)/2) - T0 l.o Cel Cel Solfångarfältets övertemperatur är den ge­ nomsnittliga skillnaden mellan temperaturen TdOl 101 hos värmebäraren i solfångaren och uteluf­ ten. Mätningen är indirekt, vilket bidrar till att onoggrannheten är stor. T.ex förutsätter den utnyttjade algoritmen att värmebärarens temperatur stiger linjärt i solfångarfältet, vilket är en inte oväsent­ lig approximation. Beteckningen används en­ bart för timvärden då solfångaren är i drift. Td2 3b Temperaturskillnad vid ackumulatorns nedre inlopp Mätvärde ( TT2.05, TT3.07 ) 0.1 Cel Cel Temperaturskillnaden mellan inströmmande vatten och vattnet, innanför ackumulatorns nedre inlopp på solfångarsidan. Givaren TT3.07 (se figur 6.1) har inte visat några tecken på förhöjd onoggrannhet. Td23t Temperaturskillnad vid ackumulatorns övre inlopp Mätvärde ( TT2.05, TT3.27 ) 0.1 Cel Cel Temperaturskillnaden mellan inströmmande vatten och vattnet, innanför ackumulatorns övre inlopp på solfångarsidan. Givaren TT3.27 (se figur 6.1) har inte visat några tecken på förhöjd onoggrannhet. Td53 Temperaturskillnad vid ackumulatorns inlopp Mätvärde ( TT8.05, TT3.03 ) 0.1 Cel Cel Temperaturskillnaden mellan inströmmande vatten och vattnet, innanför ackumulatorns inlopp på fjärrvärmesidan. Givaren TT3.03 (se figur 6.1) har inte visat några tecken på förhöjd onoggrannhet. TdeOl Solfångarfältets energiviktade övertem­ peratur sum (Q23*((T21+T12)/2-TO)) / sum (Q23) 1.0 Cel Cel Denna temperatur är det energiviktade medelvärdet av skillnaden mellan genom snittstemperaturen hos värmebäraren och utomhustemperaturen. Mätningen är indirekt, vilket bidrar till att onoggrannheten är stor. T.ex förutsätter den utnyttjade algoritmen att värmebärarens temperatur stiger linjärt i solfångarfältet, vilket är TdoOl TeO Tel2 Te23 en inte oväsentlig approximation. Beteck­ ningen, dTeOl, har använts i figurerna 7.4 - 7.7. 102 Solfångarfältets övertemperatur under drift sum (Kl*((T21+T12)/2-TO)) / sum (Kl) 1.0 Cel Cel Solfångarfältets övertemperatur är den ge nomsnittliga skillnaden mellan temperaturen hos värmebäraren i solfångaren och ute luften. Mätningen är indirekt, vilket bid rar till att onoggrannheten är stor. T.ex förutsätter den utnyttjade algoritmen att värmebärarens temperatur stiger linjärt i solfångarfältet, vilket är en inte väsentlig approximation. Energiviktad utomhustemperatur Sum (TO * Q23) / Sum (Q23) , 1 Cel Cel Lufttemperaturen på norrsidan av pannhallen. Vid medelvärdesberäkning används värmen , Q23, som viktsfaktor. Solfångarfältets energiviktade arbetstempe­ ratur Sum(Q23*(T21+T12)/2) / Sum(Q23) 0.1 Cel Cel Energiviktad arbetstemperatur för solfångar­ fältet . Denna temperatur är ett energiviktat medelvärde av medelvärdet mellan fram- och returtemperaturerna till solfångarfältet. Onoggrannheten hos denna temperatur är stor före 87-09-01 och detaljerade jämfö­ relser mellan dess värde under somrarna 1987 och 1988 får inte göras. Sannolikt är värdet för perioden före 87-09-01 någon grad för högt. Laddkretsens energiviktade arbetstemperatur Sum(Q23*(T32+T23)/2) / Sum(Q23) 0.1 Cel Cel Energiviktad arbetstemperatur för laddkret- sen. Denna temperatur är ett energiviktat medelvärde av medelvärdet mellan fram- och returtemperaturerna till solfångarfältet. Onoggrannheten hos denna temperatur är stor före 87-09-01 och detaljerade jämförelser mellan dess värde under somrarna 1987 och 1988 får inte göras. Sannolikt är värdet för perioden före 87-09-01 någon grad för hög. 103 Te35 Te45 Te56 ToO Tol To23 Värmets, Q35, energiviktade temperatur Sum(Q35*(T35+T53)/2) / Sum(Q35) 0.1 Cel Cel Energiviktade temperaturen hos värmet, som överförs från ackumulatorn till shuntkret- sen. Onoggrannheten hos denna temperatur är stor efter 88-06-08, ca 0.5 Cel. Värmets, Q45, energiviktade temperatur Sum(Q45*(T45+T54)/2) / Sum(Q45) 0.1 Cel Cel Energiviktade temperaturen hos värmet, som överförs från pannorna till shuntkretsen. Värmets, Q56, energiviktade temperatur Sum(Q56*(T56+T65)/2) / Sum(Q56) 0.1 Cel Cel Energiviktade temperaturen hos värmet, som överförs från shuntkretsen till fjärrvärme­ nätet. Utomhustemperatur under drift Mätvärde (TT0.01,XT2.08) 1 Cel Cel Lufttemperaturen på norrsidan av pannhallen då värmebärare cirkulerar i laddkretsen. Solfångarfältets arbetstemperatur under drift Sum(Kl*(T21+T12)/2) / Sum(Kl) 0.1 Cel Cel Solfångarfältets arbetstemperatur under drift är tidsmedelvärdet av medelvärdet mellan fram- och returtemperaturerna till solfångarfältet då ackumululatorn laddas. Onoggrannheten hos denna temperatur är stor före 87-09-01 och detaljerade jämförelser mellan dess värde under somrarna 1987 och 1988 får inte göras. Sannolikt är värdet för perioden före 87-09-01 någon grad för högt. Laddkretsens arbetstemperatur under drift Sum(K2*(T32+T2 3)/2) / Sum(K2) 0.1 Cel Cel Laddkretsens arbetstemperatur under drift är tidsmedelvärdet av medelvärdet mellan fram- och returtemperaturerna till ackumululatorn då denna laddas. Onoggrannheten hos denna temperatur är stor före 87-09-01 och detal­ jerade jämförelser mellan dess värde under somrarna 1987 och 1988 får inte göras. San­ nolikt är värdet för perioden före 87-09-01 någon grad för högt. Princip flödesschemg ,Varm frånledning Detalj halv solfångarrad elpanna oljepannahalv solfingarrad "kall" ledning expansions-och tryckh. kärl oljepanna 5 MW el- 5ng- panna blandnings ventil blandarese detalj ovan D' — Vstart solfångar- ■ värme- j krets [ växlare \ solkretspump, j r väljare + laddstopp0_y___ fjärrvärmepumpmax. begr. kylning ©-------- blandare—varm ledning väljar- solstart- pump ventil p-start start solkrets tempskillnad till och frftn Nykvarns samhälle Denna rapport hänför sig till forskningsanslag 850656-6 från Statens råd för byggnadsforskning till Teige Energi AB, Södertälje. R26: 1989 ISBN 91-540-5014-6 Art.nr: 6709026 Abonnemangsgrupp : W. Installationer Distribution: Svensk Byggtjänst 171 88 Solna Statens råd för byggnadsforskning, Stockholm Cirkapris: 50 kr exkl moms