solvärme i småskaligt fjärrvärmenät€¦ · web view(6) uppbyggnaden framgår av figur 2....

Solvärme i småskaligt fjärrvärmenät

Förutsättningar och möjligheter för Umeå Energi

Jonas Rossing

2011-01-20

FörordDenna rapport är resultatet av ett examensarbete, vilket avslutar mina studier på civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå universitet. Arbetet har genomförts på uppdrag av och i samarbete med Umeå Energi AB.

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

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

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

Januari 2011

Jonas Rossing

i

SammanfattningSatsningar på förnyelsebar energiproduktion är en viktig del i strävan efter ett mer hållbart samhälle. Att ta till vara på energin i solinstrålningen är både miljövänligt och relativt enkelt. Syftet med detta arbete är att undersöka möjligheterna att integrera solenergi i ett mindre fjärrvärmenät.

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

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

Resultaten visar att inget av alternativen i dagsläget är ekonomiskt lönsamt. Det alternativ som är närmast att uppnå lönsamhet är en sekundäransluten poolsolfångaranläggning.

ii

AbstractRenewable energy production is a central part of a sustainable society. Therefore it is today important with investments in new technology and solutions in this field. The sun provides constantly earth with energy. To obtain and utilize this energy is both environmental friendly and quite simple. This report aims to investigate the possibilities of integrating solar energy with district heating,

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

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

The results reveal that none of the alternatives are cost-effective at the moment. The best alternative is a secondary connected pool collector.

iii

Innehållsförteckning1. Inledning.............................................................................................................................................1

1.1 Bakgrund......................................................................................................................................1

1.2 Syfte..............................................................................................................................................1

1.3 Mål...............................................................................................................................................1

1.4 Avgränsningar...............................................................................................................................1

2. Solenergi.............................................................................................................................................2

2.1 Svenska förutsättningar................................................................................................................2

2.2 Solfångare.....................................................................................................................................3

2.2.1 Plana solfångare....................................................................................................................3

2.2.2 Vakuumrörsolfångare............................................................................................................4

2.2.3 Koncentrerande solfångare...................................................................................................5

2.2.4 Hybridsolfångare...................................................................................................................6

2.2.5 Poolsolfångare.......................................................................................................................6

2.2.6 Verkningsgrad........................................................................................................................7

2.2.7 Certifiering.............................................................................................................................8

2.2.8 Bidrag....................................................................................................................................8

3. Metod.................................................................................................................................................9

4. Möjligheter.......................................................................................................................................10

4.1 Primäranslutning........................................................................................................................10

4.2 Sekundäranslutning....................................................................................................................11

5. Förutsättningar.................................................................................................................................13

5.1 Hörnefors värmeverk och fjärrvärmenät....................................................................................13

5.2 Vallabadet..................................................................................................................................15

5.2.1 Bassänger............................................................................................................................15

5.2.2 Tak.......................................................................................................................................16

5.2.3 Värmeförbrukning...............................................................................................................19

6. Val av solfångare..............................................................................................................................27

6.1 Plan solfångare - Aquasol Big AR................................................................................................27

6.2 Vakuumrörsolfångare - Svesol Optima III...................................................................................29

6.3 Hybridsolfångare - Absolicon X10...............................................................................................30

6.4 Poolsolfångare - Texsun X-flow..................................................................................................32

iv

7. Solinstrålning....................................................................................................................................33

8. Solfångarutbyten..............................................................................................................................37

8.1 Utbytesbaserat...........................................................................................................................37

8.2 Verkningsgradbaserat.................................................................................................................39

9. Anläggningsstorlek och placering.....................................................................................................40

9.1 Primäranslutning........................................................................................................................40

9.2 Sekundäranslutning....................................................................................................................40

9.2.1 Plan solfångare....................................................................................................................40

9.2.2 Vakuumrörsolfångare..........................................................................................................41

9.2.3 Hybridsolfångare.................................................................................................................41

9.2.4 Poolsolfångare.....................................................................................................................41

10. Ytterligare åtgärder........................................................................................................................42

10.1 Bassängtäckning.......................................................................................................................42

11. Simuleringar...................................................................................................................................43

11.1 Primäranslutning......................................................................................................................43

11.2 Sekundäranslutning..................................................................................................................43

12. Resultat..........................................................................................................................................44


12.1.1 Plan solfångare..................................................................................................................44

12.1.2 Vakuumrörsolfångare........................................................................................................46

12.1.3 Hybridsolfångare...............................................................................................................47


12.2.1 Plan solfångare..................................................................................................................48



12.2.4 Poolsolfångare...................................................................................................................57

12.2.5 Bassängtäckning................................................................................................................60

12.3 Sammanfattning.......................................................................................................................61

13. Ekonomi..........................................................................................................................................62


13.1.1 Plan solfångare..................................................................................................................63



v


13.2.1 Plan solfångare..................................................................................................................64



13.2.4 Poolsolfångare...................................................................................................................64

13.2.5 Bassängtäckning................................................................................................................65

13.3 Sammanfattning.......................................................................................................................66

14. Diskussion.......................................................................................................................................67

14.1 Felkällor....................................................................................................................................68

15. Slutsatser........................................................................................................................................69

16. Rekommendationer........................................................................................................................70

17. Referenser......................................................................................................................................71

Bilagor

vi

1. Inledning

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

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

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

1.2 SyfteDetta arbete syftar till att klarlägga vilka möjligheter det finns att integrera solenergi i ett småskaligt fjärrvärmenät.

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

1.4 AvgränsningarUndersökningen görs för endast ett fjärrvärmenät, med dess specifika egenskaper och förutsättningar. Förutsättningar i form av värmeproduktion, värmebehov, solinstrålning, med mera, studeras för ett givet år. Utredningen görs dessutom för ett begränsat antal solfångarmodeller.

1

2. SolenergiEnergianvändningen på hela jorden uppgår idag till cirka 140 000 TWh per år (1). Varje år tillförs jorden ungefär 750 000 000 TWh energi i form av instrålning från solen (2). Det finns alltså en enorm kapacitet i solinstrålningen, men dessvärre är det endast en ytterst liten andel utav denna energi som används till värme- och elproduktion med hjälp av solceller och solfångare. I slutet av 2009 uppgick den installerade effekten solfångare i världen till omkring 180 GW och för solceller var effekten runt 24 GW (3). Ökningen av solenergianvändandet sker däremot snabbt. Från 2006 till 2009 har solfångareffekten mer än fördubblats och solcellseffekten nästan femdubblats (3) (4).

2.1 Svenska förutsättningarFörutsättningarna för att använda solenergi i Sverige är relativt goda. Under sommaren har Sverige lika stor solinstrålning som länderna runt Medelhavet. Detta beroende på att dagarna är längre i Sverige under denna tid jämfört med dagslängden vid Medelhavet (5). För horisontella ytor varierar den årliga solinstrålningen från ungefär 800 kWh/m2 i de norra delarna av landet till ungefär 1000 kWh/m2 i de allra sydligaste delarna. Genom att luta solenergipaneler mellan 30° och 40° mot horisontalplanet ökar dessa värden med cirka 30 procent (2). I figur 1 från SMHI visas en mer detaljerad fördelning av solinstrålningen under ett år.

Figur 1 - Solinstrålningen i Sverige

2

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

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

2.2.1 Plana solfångarePlana solfångare består av en välisolerad låda av ett icke korrosivt material. I lådan finns det som kallas absorbatorn som är en metallplatta, ofta av koppar och/eller aluminium, med rörslingor innehållandes det mediet som för bort värmen. Ytan på absorbatorn består av ett selektivt skikt med hög absorptionsförmåga och med låg emittans av värmestrålning. Över absorbatorn finns ett täckglas, som även kan vara av plast, för att minska konvektionsförlusterna samt skydda mot slitage. (6) Uppbyggnaden framgår av figur 2.

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

Figur 2 - Plan solfångare

3

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

I U-rörstypen består absorbatorn av ett U-format rör, ofta av koppar, som placeras i vakuumröret. I U-röret cirkulerar värmebäraren, för det mesta en blandning av vatten och glykol. En Hot-pipe är också oftast ett kopparrör, men med skillnaden att det är slutet i botten, alltså finns ingen möjlighet till cirkulation. Istället fylls röret med ett lättevaporerande vätska, till exempel etanol eller aceton. Även vatten har blivit ett vanligt alternativ på senare tid. Då röret värms upp förångas vätskan och stiger till toppen av röret. Där värmeväxlas ångan varpå den kondenseras och rinner ner i röret igen. Detta medför att en solfångare med Heat-pipe alltid måste lutas. (8) En hel solfångarmodul visas i figur 3.

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

Figur 3 - Vakuumrörsolfångare

4

2.2.3 Koncentrerande solfångareKoncentrerade solfångare har reflektorer som koncentrerar solenergin till ett begränsat område, alltså kan absorbatorytan minskas vilket sänker kostnaderna. På detta sätt erhålls mycket högre temperaturer än i andra typer av solfångare. Denna teknik kan med fördel kombineras med vakuumrörstekniken med mindre reflektorer bakom vakuumrören. Principen med reflektorplåtar illustreras i figur 4.

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

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

Figur 4 - Koncentrerande solfångare

5

2.2.4 HybridsolfångareDen koncentrerande solfångaren kan utvecklas genom att den kombineras med solceller. Koncentreringen gör att den utgående effekten från solcellerna höjs. Detta medför dock att solcellerna blir mycket varma, vilket påverkar deras verkningsgrad negativt. Genom att kyla solcellerna kan man kringgå detta problem, samtidigt som man kan ta till vara på den värmeenergi som kyls bort. Detta koncept kan man i solenergisammanhang kalla en hybridlösning, vilket alltså är en kombinerad solfångare och solcell. För att dra nytta av en sådan lösning krävs alltså både ett värme- och elbehov. Från dessa hybrider fås i allmänhet ungefär fem gånger så mycket värme som el under normal drift. En möjlig utformning av en hybridsolfångare ses i figur 5.

Figur 5 - Hybridsolfångare

2.2.5 PoolsolfångareDen enklaste och också den billigaste varianten av solfångare är den så kallade poolsolfångaren, eller lågtemperatursolfångaren som den också kallas. Denna typ av solfångare liknar den plana solfångaren, men är oglasad och ofta helt oisolerad och med absorbator i plast eller gummi. Detta gör att den i mycket stor grad påverkas av omgivningens temperatur och vindförhållanden. I figur 6 visas ett exempel på hur en poolsolfångare kan utformas.

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

Figur 6 - Poolsolfångare

6

2.2.6 VerkningsgradVerkningsgraden för en solfångare beskrivs ofta på formen

η=η0−k 0ET

(T f−T a)−k1ET

(T f−T a )2(1)

Där η0 är verkningsgraden utan förluster, k0 och k1 är förlustkoefficienter, ET är den tillgängliga solinstrålningen, Tf är medeltemperaturen i solfångaren och Ta är den omgivande lufttemperaturen.

Denna beräkning av verkningsgraden tar alltså bara hänsyn till aktuell solinstrålning, temperaturskillnaden mellan solfångaren och omgivningen, samt egenskaper för den specifika solfångaren i form av maximal verkningsgrad och förlustkoefficienter. Det finns även andra faktorer som påverkar verkningsgraden för solfångaren, som till exempel vindförhållanden vid installationsplats, med mera. Ekvation 1 ger dock en relativt bra uppfattning om en solfångares prestanda.

Då en jämförelse görs mellan de tre vanligaste typerna av solfångare, plan solfångare, vakuumrörsolfångare och poolsolfångare vid en solinstrålning på 800 W/m2 och med varierande differens mellan solfångar- och omgivningstemperaturen fås det resultat som redovisas i figur 8.

0 20 40 60 80 1000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

Verkningsgrad för olika solfångare

PlanVakuumPool

Temperaturdifferens [°C]

Verk

ning

sgra

d

Figur 7 – Verkningsgrad för olika solfångare som funktion av temperaturdifferens mellan solfångare och omgivning

Om en omgivande utomhustemperatur på 10°C antas och arbetstemperaturen i solfångaren är 50°C, vilket är normalt för plana solfångare och vakuumrörsolfångare, blir temperaturdifferensen 40°C. Vid denna temperaturdifferens fås ur figur 7 verkningsgraderna 60 % och 70 % för den plana solfångaren, respektive vakuumrörsolfångaren. För poolsolfångaren kan en normal arbetstemperatur antas vara 25°C. Med en utomhustemperatur på 10°C blir temperaturdifferensen 15°C och avläsning i figur 7 ger då en verkningsgrad på drygt 50 %.

Som framgår av figur 7 påverkas vakuumrörsolfångaren minst av temperaturdifferensen mellan solfångare och omgivning. Detta gör vakuumrörsolfångaren bäst lämpad då höga solfångartemperaturer efterfrågas. Det är också tydligt att poolsolfångaren påverkas mest, vilket alltså gör den lämplig för låga arbetstemperaturer.

7

2.2.7 CertifieringI Sverige utfärdar Sveriges tekniska forskningsinstitut, SP, en så kallad P-märkning av solfångare. Denna märkning innebär att solfångaren testats inom flera områden för att se att den uppfyller de egenskaper vad gäller prestanda och hållbarhet som tillverkaren har utlovat.

Med en ekvation liknande ekvation 1, men något mer avancerad, görs också simuleringar där utbytet i kWh/m2 för varje månad beräknas för en solfångare vänd mot söder och med en lutning på 45° mot normalplanet. Dessa simuleringar utgår från en tillgänglig solinstrålning på 1156 kWh/m2 för hela året, vilket ska motsvara en placering i Stockholm. (9) Den tillgängliga solinstrålningen för varje månad som beräkningarna utgår från framgår av figur 8.

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Tillgänglig solinstrålning

Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 8 – Månadsvis tillgänglig solinstrålning för SP:s beräkningar av utbyte

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

Det som skiljer P-märkningen och Solar Keymark åt är de omfattande materialtester som krävs för P-märkningen. En P-märkt solfångare har alltså genomgått alla de tester som behövs för Solar Keymark.(8)

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

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

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

8

3. MetodFör att kunna utvärdera hur solvärme kan integreras i mindre fjärrvärmenät undersöks ett antal faktorer. Till att börja med studeras olika alternativ för anslutning av en solvärmeanläggning. Detta görs främst genom litteraturstudier.

Därefter analyseras de förutsättningar som finns i dagsläget i form av produktion och förbrukning av fjärrvärme, solinstrålning, samt möjlig placering av solfångare. Information om fjärrvärmeproduktion och förbrukning fås till stor del genom kontakt med anställda på Umeå Energi och Umeå kommun. Även platsbesök genomförs för att få ytterligare kunskap. Vid dessa platsbesök undersöks också placeringsalternativ för solfångarmoduler. För information om solinstrålning nyttjas data från SMHI.

Ett antal leverantörer av solfångare kontaktas därefter för att erhålla information om olika solfångarmodeller. Utgående från ett urval av solfångare beräknas sedan möjliga energibesparingar för året 2009.

9

Värmeverk

Badhus

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

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

4.1 PrimäranslutningMed en anslutning på primärsidan fyller solvärmeanläggningen i princip samma funktion som värmeverket. Solvärmen levereras ut på fjärrvärmenätet och blir tillgänglig för alla abonnenter. Detta illustreras i figur 9 med ett badhus som exempel på en abonnent.

10

Figur 9 – Principskiss för primäranslutning

Värmeverk

Badhus

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

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

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

4.2 SekundäranslutningEn sekundäranslutning innebär att solvärmeanläggningen ansluts till en enskild abonnent på fjärrvärmenätet. Solvärmen är alltså i detta fall endast tillgänglig för en specifik förbrukare och kan inte levereras ut på fjärrvärmenätet. Då solvärmeproduktionen inte täcker förbrukarens behov sker komplettering med fjärrvärme. Detta illustreras i figur 10 med ett badhus som exempel på den specifika förbrukaren.

11

Figur 10 – Principskiss för sekundäranslutning

Värmeverk

Badhus

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

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

Nackdelen är att solvärmeproduktionen begränsas till den specifika abonnentens värmebehov. Solvärmeanläggningens storlek måste alltså anpassas så produktionen inte överstiger behovet. Storleken begränsas givetvis också av den yta som finns tillgänglig för installation.

För att minska produktionsbegränsningen kan systemet kompletteras med en ackumulatortank som möjliggör lagring av värme då produktionen överstiger behovet. Detta illustreras i figur 11.

Nackdelen med en sådan lösning är att investeringskostnaden ökar betydligt eftersom en ackumulatortank är relativt dyr. Dessutom kräver den extra ledningsdragning.

12

Figur 11 – Principskiss för sekundäranslutning med ackumulatortank

5. Förutsättningar

5.1 Hörnefors värmeverk och fjärrvärmenät Fjärrvärmenätet i Hörnefors försörjer drygt 80 abonnenter med värme. Vid årsskiftet 2009-2010 var siffran 82 abonnenter plus den större förbrukaren Hörnefors Företagscentra, vilken tillhandahåller ett antal industrilokaler i Hörnefors. För karta över nätet se bilaga.

Värmen produceras till största delen med en pelletspanna på 1,5 MW som visas i figur 12. När denna inte räcker till finns det möjlighet även köra två oljepannor med en sammanlagd effekt på 2,5 MW, vilka kan ses i figur 13. En ackumulatortank på 140 m3 finns också tillgänglig för lagring av värme.

Figur 12 – Pelletspannan i Hörnefors värmeverk

Figur 13 – Oljepannorna i Hörnefors värmeverk

13

Under 2009 producerade värmeverket lite drygt 10 700 MWh värme, varav ungefär 80 % kom från pelletspannan och resterande 20 % från oljepannorna. Av denna värme såldes cirka 9 700 MWh till abonnenterna, vilket medför distributionsförluster på omkring 10 %. Produktionen för vinterhalvåret uppgick till strax över 7 700 MWh och produktionen för sommarhalvåret var knappt 3 000 MWh. Fjärrvärmeproduktionen för varje månad redovisas i figur 14.

Jan Febr Mars Apr Maj Juni Juli Aug Sept Okt Nov Dec0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

Fjärrvärmeproduktion

Pellets Olja

Ener

gi [M

Wh]

Figur 14 – Fjärrvärmeproduktionen i Hörnefors värmeverk under 2009

Framledningstemperaturen varierar normalt mellan 80°C och 100°C och returtemperaturen mellan 40°C och 50°C. I figur 15 redovisas månadsmedelvärdena för respektive temperatur under 2009.


20

40

60

80

100

120

Fjärrvärmetemperaturer

FramRetur

Tem

pera

tur [

°C]

Figur 15 – Fjärrvärmetemperaturerna i Hörnefors fjärrvärmenät under 2009

14

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

Figur 16 - Vallabadet i Hörnefors

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

Figur 17 – Vallabadets inomhusbassäng

15

Från mitten av juni till mitten av augusti finns det även tillgång till utomhusbassänger. En större bassäng som är 25 meter lång, 12,5 meter bred och 1,2 till 1,8 meter djup, en undervisningsbassäng med en längd på 12,5 meter, en bredd på 7,5 meter och ett djup på 0,7 meter, samt en mindre rund barnbassäng med diametern 10,5 meter och djupet 0,2 meter. Vattentemperaturen i utomhusbassängerna är 28-30°C.

Figur 18 – Vallabadets utomhusbassänger

5.2.2 TakTaket på Vallabadet består av tre olika sektioner med numrering enligt figur 19. Den första sektionen är taket direkt över simbassängen samt taket till fläktrummet. Detta tak ungefär 350 m2 stort och är svagt lutat (cirka 3°) i rakt söderläge. Den andra sektionen är nyligen utökad vilket gör att figur 19 inte är helt korrekt. I figur 20 ser man en del av denna utbyggnad. Denna taksektion har kontorsrum under sig. Den tredje och sista sektionen är det tak som täcker reception och omklädningsrum. Det är svagt lutat i rakt norrläge. Fläktrummet är beläget på denna sektion. Alla taksektioner är belagda med takpapp.

17

Figur 19 - Ritning över badhustaket

Figur 20 - Taksektion 1 och 2

18

N

Figur 21 - Taksektion 3

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

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

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

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

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

På taksektion 3 finns ett ventilationsutsläpp, två mindre rör som sticker upp ur taket samt en lucka som leder ner under taket.

19

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

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

Den energiförbrukningsstatistik som i dagsläget finns att tillgå för badhuset är fjärrvärmeförbrukningen. Det finns ingen separat mätning för bassänguppvärmning, tappvarmvattenberedning eller lokaluppvärmning. Fjärrvärmeförbrukningen för varje månad under 2009 illustreras i figur 22.

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

Badhusets fjärrvärmeförbrukning

Fjärr

värm

eför

bruk

ning

[MW

h]

Figur 22 - Badhusets fjärrvärmeförbrukning under 2009

20

Utomhustemperaturen i Umeå för samma år varierade enligt figur 23. De redovisade temperaturerna är medelvärden för varje månad baserade på medelvärdet av temperaturen under alla timmar av året. (11)

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec-15

-10

-5

0

5

10

15

20

UtomhusmedeltemperaturTe

mpe

ratu

r [°C

]

Figur 23 – Utomhusmedeltemperaturen i Umeå under 2009

För alla månader utom juni, juli och augusti kan ett tydligt omvänt proportionellt förhållande mellan fjärrvärmeförbrukning och utomhustemperatur urskiljas. Med hjälp av detta samband kan den förväntade fjärrvärmeförbrukningen i juni, juli och augusti uppskattas för fallet att utomhusbadet inte hade funnits. På så sätt kan förbrukningen för utomhusbadet särskiljas från den totala förbrukningen. Det är alltså för dagarna 15 juni till 15 augusti som denna uppskattning ska göras.

Då förhållandet mellan fjärrvärmeförbrukningen och utomhustemperaturen för de resterande dygnen av året studeras går det att ana ett linjärt samband. Dock med relativt stora avvikelser ifrån det, vilket kan ses i figur 24.

-25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 250

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Samband för värmeförbrukning

Utomhustemperatur [°C]

Fjärr

värm

eför

bruk

ning

[MW

h]

Figur 24 – Samband mellan badhusets fjärrvärmeförbrukning och utomhustemperaturen på dygnsbasis

21

Detta kan förklaras om dygnsvariationen av fjärrvärmeförbrukningen studeras närmare. Ett tydligt mönster kan då nämligen upptäckas. För exemplet de fem första veckorna av 2009 visas det i figur 25.

01/Jan

03/Jan

05/Jan

07/Jan

09/Jan

11/Jan

13/Jan

15/Jan

17/Jan

19/Jan

21/Jan

23/Jan

25/Jan

27/Jan

29/Jan

31/Jan

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Fjärrvärmeförbrukning i januariFjä

rrvä

rmef

örbr

ukni

ng [M

Wh]

Figur 25 - Badhusets fjärrvärmeförbrukning i januari 2009

Fjärrvärmeförbrukningen har tydliga toppar och dalar som inte beror på utomhustemperaturen. Dessa beror istället på att börvärdet för vattentemperaturen i inomhusbassängen höjs under söndagar och måndagar från normala 28°C till 33°C. Detta avspeglar sig tydligt i fjärrvärmeförbrukningen där topparna uppträder under lördagar och söndagar då vattnet värms upp till den högre temperaturen medan dalarna främst uppkommer under tisdagar då uppvärmningsbehovet blir mycket litet eftersom en lägre temperatur än dagen innan tillåts.

Mönstret upprepas alltså för varje vecka, så därför antas istället varje veckas totala fjärrvärmeförbrukning vara beroende av veckans medelvärde av utomhustemperaturen. Detta antagande visar sig stämma mycket bra för veckorna 2-22, 35-39 och 42-52. Vecka 1 och 53 är inte medräknade då dessa inte är hela veckor med sju dagar. Vecka 23 är den vecka utebadet börjar värmas och vecka 34 särskiljer sig eftersom innebadet då värms upp till normal temperatur igen. Vecka 40 och 41 är borträknade eftersom badhuset då var stängt. Sambandet illustreras i figur 26.

22

-15 -10 -5 0 5 10 15 200

5

10

15

20

25

30

Linjäranpassning

Utomhustemperatur [°C]

Fjärr

värm

eför

bruk

ning

[MW

h]

Figur 26 - Samband mellan badhusets fjärrvärmeförbrukning och utetemperatur på veckobasis

Med detta linjära samband kan nu den förväntade fjärrvärmeförbrukningen för veckorna 23 till och med 34 beräknas för fallet utan utebad. Resultatet redovisas på månadsbasis i figur 27, att jämföras med figur 22.


20

40

60

80

100

120

Badhusets fjärrvärmeförbrukning

Fjärr

värm

eför

bruk

ning

[MW

h]

Figur 27 - Badhusets uppskattade fjärrvärmeförbrukning för fallet utan utebad

Den kvarvarande förbrukningen som kan kallas baslasten innefattar uppvärmning av lokaler, inomhusbassänger samt tappvarmvatten. Av dessa är det lokaluppvärmningen som är beroende av utomhustemperaturen. Uppvärmningen av bassänger styrs som tidigare setts främst av den börvärdesförändring av vattentemperaturen som görs för söndagar och måndagar. Tappvarmvattenförbrukningen är en så kallad social last som till stor del varierar med antalet besökare.

För att kunna särskilja lokaluppvärmningen från baslasten kan ett enkelt antagande göras. Varje vecka antas ha konstant lokaluppvärmning då utomhustemperaturen antas variera lite under en vecka. Ingen uppvärmning av bassängerna antas ske på tisdagar. Värmeförbrukningen under tisdagar består alltså enbart av uppvärmning av lokaler och tappvarmvatten. Uppvärmningen för

23

tappvarmvatten antas uppgå till 30 kWh för varje tisdag. Återstående del antas alltså gå till lokaluppvärmning och sätts till samma värde för hela veckan. Detta värde kan nu dras från den totala fjärrvärmeförbrukningen för varje dag i veckan och på så sätt erhålls den del som antas gå till uppvärmning av bassänger och tappvarmvatten.

Hade bassängtemperaturen hållits konstant över veckan hade också en relativt konstant fjärrvärmeförbrukning för detta ändamål kunnat antas och då hade uppvärmning av bassänger och tappvarmvatten kunnat skiljas åt. Å andra sidan hade inte antagandet för att få fram lokaluppvärmningsdelen kunnat göras. På grund av detta görs ingen uppdelning av bassäng- och tappvarmvattenuppvärmning.

För veckorna 25 till och med 33 som omfattar datumen 15 juni till och med 16 augusti beräknas uppvärmningen av innebadet och tappvarmvattnet på ett annat sätt. Denna tidsperiod sammanfaller precis med öppethållandet av utebadet. Under denna period hålls fortfarande inomhusbassängerna varma, men med lägre temperatur än normalt. Denna uppvärmning inklusive tappvarmvattenberedning approximeras för denna tidsperiod att vara konstant med ett värde på 300 kWh per dag. Detta värde motsvarar halva medelvärdet för uppvärmning av inomhusbassänger samt beredning av tappvarmvatten för resterande del av året avrundat uppåt till närmaste hundratal. Uppvärmningen av utebadet beräknas för varje dag som den totala lasten subtraherat med baslasten.

Resultatet av denna uppdelning för år 2009 redovisas i figur 28.

01/Jan15/Ja

n29/Ja

n12/Fe

b26/Fe

b

12/Mar

26/Mar

09/Apr

23/Apr

07/May

21/May04/Ju

n18/Ju

n02/Ju

l16/Ju

l30/Ju

l

13/Aug

27/Aug10/Se

p24/Se

p08/O

ct

22/Oct

05/Nov

19/Nov03/D

ec

17/Dec

31/Dec

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Fördelning av fjärrvärmeföbrukning

Lokaler Utebad Innebad + tvv

Fjärr

värm

eför

bruk

ning

[MW

h]

Figur 28 - Fördelning av badhusets fjärrvärmeförbrukning under 2009

Viss justering av dessa värden görs för fall då särskilda omständigheter råder. Exempelvis är utomhustemperaturen för tisdagarna i vecka 2 och 3 betydligt högre än för övriga dagar under dessa veckor. Detta gör att uppvärmningen av lokaler för denna tidsperiod blir för låg. Dessa fall och flertalet liknande är justerade så att lokaluppvärmingen sätts till värden i närheten av värden för andra dygn med liknande utomhustemperatur. En jämn föruppvärmning av utebadet från den 4 juni fram till öppnandet den 15 juni har också antagits. Tappvarmvattenförbrukningen har dessutom antagits vara obefintlig för de dygn under vecka 40 och 41 som badhuset höll stängt.

24

Dessa justeringar resulterar i den förändring av årsfördelningen som redovisas i figur 29.

01/Jan15/Ja

n29/Ja

n12/Fe

b26/Fe

b

12/Mar

26/Mar

09/Apr

23/Apr

07/May

21/May04/Ju

n18/Ju

n02/Ju

l16/Ju

l30/Ju

l

13/Aug

27/Aug10/Se

p24/Se

p08/O

ct

22/Oct

05/Nov

19/Nov03/D

ec

17/Dec

31/Dec

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Fördelning av fjärrvärmeförbrukning

Lokaler Utebad Innebad + tvv

Fjärr

värm

eför

bruk

ning

[MW

h]

Figur 29 - Justerad fördelning av badhusets fjärrvärmeförbrukning under 2009

En uppskattad fördelning av badhusets värmeförbrukning finns nu på dygnsbasis. En konvertering av dessa dygnsvärden till timvärden är nästa steg. Detta görs genom att som tidigare först skilja uppvärmningen av utebadet från den totala värmeförbrukningen. För de dygn utebadet förbrukar värme antas den beräknade baslasten för varje dygn vara jämnt fördelad över dygnets timmar. För varje timme kan då baslasten subtraheras från den totala lasten, vilket ger utebadets uppvärmingsbehov.

Därefter fördelas lokaluppvärmningen för varje dygn över dygnets timmar. I ett första steg antas fördelningen vara jämn över dygnet, men i vissa fall överstiger då behovet för lokaluppvärmning den totala förbrukningen. För dessa fall antas hela den totala förbrukningen gå till lokaluppvärmning och en jämn fördelning görs över de resterande timmarna av dygnet så att den totala lokaluppvärmningslasten motsvarar den last som beräknats på dygnsbasis.

Slutligen fås behovet för inomhusbad och tappvarmvatten som baslasten subtraherat med lokaluppvärmningslasten.

För perioden 1-10 januari visas i figur 30 ett exempel på hur fördelningen ser ut på timbasis, vilket kan jämföras med fördelningen på dygnsbasis för samma period i figur 31.

25

01/Jan 01/Jan 02/Jan 03/Jan 04/Jan 04/Jan 05/Jan 06/Jan 07/Jan 07/Jan 08/Jan 09/Jan 10/Jan 10/Jan0

20

40

60

80

100

120

140

160

Timdata

Lokaler Innebad + tvv

Fjärr

värm

eför

bruk

ning

[kW

]

Figur 30 – Timdata för 1-10 januari 2009

01/Jan 02/Jan 03/Jan 04/Jan 05/Jan 06/Jan 07/Jan 08/Jan 09/Jan 10/Jan0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Dygnsdata

Lokaler Innebad + tvv

Fjärr

värm

eför

bruk

ning

[kW

h]

Figur 31 – Dygnsdata för 1-10 januari 2009

Om resultatet av denna fördelning av fjärrvärmeförbrukningen summeras över hela året fås en total fördelning enligt tabell 1.

Tabell 1 - Uppdelning av energianvändningen för Hörnefors badhus

Uppdelning EnergibehovkWh/år

Lokaler 648 860Utomhusbad 224 000Inomhusbad + tappvarmvatten 191 930Totalt 1 094 790

26

5.2.3.1 RimlighetsuppskattningEtt EPC-projekt för bland annat badhuset genomförs just nu av Umeå tillsammans med Siemens. Deras kartläggning av badhusets energianvändning, vilken till största delen är baserad på nyckeltal, redovisas i tabell 2.

Tabell 2 - Energikartläggning för Hörnefors badhus


Transmission 420 050Varmvatten/avlopp 269 488Ventilation 395 378Totalt 1 084 916

Den totala energiförbrukningen för denna kartläggning motsvarar ungefär den uppmätta för 2009 som uppgick till drygt 1 090 MWh. I ventilationsdelen ingår avdunstning av bassängvatten uppgående till 125 388 kWh per år. En värmemängd som alltså måste tillföras bassängerna. Subtraheras avdunstningen från ventilationen och istället adderas till varmvattendelen, samtidigt som den kvarvarande ventilationsdelen adderas till transmissionen fås en uppdelning som bättre kan jämföras med den tidigare beräknade som redovisades i tabell 1.

Tabell 3 - Justering av energikartläggning


Lokaler 690 040Varmvatten/avlopp 394 876Totalt 1 084 916

Utifrån detta antas den beräkning som gjorts där andelen energi som 2009 användes för uppvärmning av lokaler uppgick till drygt 648 MWh vara rimlig.

För att kontrollera om även uppdelningen mellan utomhusbad och inomhusbad verkar stämma beräknas uppvärmningen av utomhusbad med hjälp av nyckeltal. Enligt dessa kräver en utomhusbadanläggning ungefär 700 kWh per kvadratmeter poolarea och säsong, där säsongen normalt antas sträcka sig från början av mig till slutet av augusti. (8) Med en poolarea på 400 m2 ger detta ett energibehov på 280 MWh per säsong. I och med att utomhusbadet i Hörnefors har en kortare säsong än normalt kan ett behov på 224 MWh per säsong antas vara rimligt.

27

6. Val av solfångareMed dessa möjligheter och förutsättningar beräknas olika scenarier utifrån val av solfångare. De solfångare som beräkningar görs för är en plan-, en vakuumrör-, en hybrid- och en poolsolfångare. De modeller som valts för respektive typ av solfångare har valts då det för dessa modeller har funnits god tillgång till beräknade utbyten, prisuppgifter, med mera. Det finns givetvis flertalet andra modeller att välja mellan, dock är variationen inte särskilt stor mellan olika modeller av samma typ.

6.1 Plan solfångare - Aquasol Big ARDen plana solfångaren Aquasol Big AR monteras utgående från glasrutor på två kvadratmeter ihop till moduler i fem olika storlekar på 4-13 m2. Genom att använda så stora moduler som möjligt kan kantförluster och tätningsproblem minskas. Modulerna kan sedan monteras antingen stående eller liggande beroende på de aktuella förutsättningarna. Den uppskattade livslängden för Aquasol Big AR uppgår till 30-50 år och en garantitid på 15 år utlovas. (12)

Figur 32 - Aquasol Big AR

28

Enligt SP uppgår årsutbytet för Aquasol Big AR till 501 kWh per m2 apparaturarea vid arbetstemperaturen 50°C. Utbytesfördelningen över året redovisas i figur 33 för olika arbetstemperaturer. (13)


20

40

60

80

100

120

140

Utbyte för Aquasol Big AR

25°C50°C75°C

Utby

te [k

Wh/

m2]

Figur 33 – Beräknat utbyte för Aquasol Big AR vid olika arbetstemperaturer

1967 grundades Arnes Plåtslageri av Arne Andersson i Örebro. Verksamheten utökades 1989 i och med att en första solfångare lanserades. 1998 bytte företaget namn till Aquasol AB med de underliggande verksamheterna och varumärkena Arnes Plåtslageri och Aquasol Solvärmesystem. I och med plåtslagarbakgrunden är Aquasol är ett företag med unika erfarenheter av takarbeten som möjliggör montage av solpaneler på alla typer av tak. (14)

Aquasol har mottagit flera utmärkelser, däribland: Bäst i test enligt Råd & Rön, Svensk Solenergis pris för årets anläggning 2003, 2004 och 2009, Örebro kommuns miljöpris 2006 och The energy globe price 2007.

29

6.2 Vakuumrörsolfångare - Svesol Optima IIIVakuumrörsolfångaren Optima III tillverkas av det tyska företaget Philippine och säljs under olika namn av olika leverantörer, däribland Svesol. Solfångaren monteras med vakuumrören horisontellt och passar bra för alla typer av montage då absorbatorerna kan vinklas internt i rören. (15)

Figur 34 - Svesol Optima III

Årsutbytet för Svesol Optima III uppgår vid arbetstemperaturen 50°C enligt SP till 718 kWh per m2 apparaturarea. En årsfördelning av utbytet för olika arbetstemperaturer visas i figur 35. (16)


20

40

60

80

100

120

140

Utbyte för Svesol Optima III

25°C50°C75°C

Utby

te [k

Wh/

m2]

Figur 35 – Beräknat utbyte för Svesol Optima III vid olika arbetstemperaturer

1997 startades företaget Solentek AB i Djurmo. I början gick verksamheten främst ut på att ordna kurser och utbildningar samt tillhandahålla komponenter för folk som ville bygga sin egen solfångare. Därefter utökades verksamheten med egen tillverkning av solfångare, men med den ökade takten på solfångarutvecklingen förändrades förutsättningarna för Solentek. Tillverkningen minskade och företaget valde att istället rikta in sig på att importera komponenter och med dessa skapa flexibla paketlösningar för villor och fastigheter. I och med detta blev Solentek istället Svesol värmesystem. (17)

2009 erhöll grundaren Klaus Lorenz Dala Energis årliga klimatpris Energibollen.

30

6.3 Hybridsolfångare - Absolicon X10Absolicon X10 är alltså en koncentrerande hybridsolfångare som producerar både värme och el. Reflektorplåtarna koncentrerar solljuset upp till tio gånger. Solcellerna är därför speciellt anpassade att klara hög koncentration. Baksidan av solcellerna kyls med vatten där kylflödet regleras av en reglercentral. Kylvattnet värms till temperaturer runt 70-80°C.

Figur 36 - Absolicon X10

Absolicon X10 har också ett solföljningssystem som kontrolleras av reglercentralen. Utefter astronomiska beräkningar styrs modulen så att den följer solens höjd på himlen. Detta system gör att produktionen blir högre under främst höst, vinter och vår jämfört med en fast monterad modul. Reglercentralen skyddar också modulen från överhettning och hårda vindar genom att vrida modulen till sitt säkerhetsläge då risker uppstår. Det finns också möjlighet till fjärrstyrning av reglercentralen och den kan logga produktions- och väderdata.

Absolicon X10 kan placeras både på tak och mark och tillverkas i längderna 6, 10, 14 och 18 meter. Modulerna kan serie- och parallellkopplas så att installationer mellan 20 och 100 000 m2 är möjliga. I figur 37 illustreras ett exempel där två tiometers moduler i serie parallellkopplas med ytterligare två seriekopplade moduler.

Figur 37 - Kopplingsexempel för fyra moduler

31

Absolicon X10 är mer miljövänlig än konventionella solcellsmoduler eftersom koncentreringen gör att en mindre yta solceller krävs för samma produktion. Enligt livscykelanalys ska Absolicon X10 ha fyra gånger mindre miljöpåverkan jämfört med vanliga solcellsmoduler. Det är även möjligt att i framtiden byta ut solcellerna i Absolicon X10 till nyare och mer effektiva celler. (18)

Årsutbytet uppgår enligt SP till 402 kWh per m2 apparaturarea vid arbetstemperaturen 50°C. Av detta utbyte beräknas 80 % vara värme och 20 % vara el. Fördelningen av utbytet över året redovisas i figur 39 för olika arbetstemperaturer. (19)


20

40

60

80

100

120

140

Utbyte för Absolicon X10

25°C50°C75°C

Utby

te [k

Wh/

m2]

Figur 38 – Beräknat utbyte för Absolicon X10 vid olika arbetstemperaturer

2002 påbörjades ett forskningsprojekt om koncentrerande solfångare med flera högskolor och universitet inblandade. Projektet började under 2005 rikta in sig på att utveckla en kommersiell produkt och 2007 bildades företaget Arontis Solar Concentrator i Härnösand som utvecklar hybridsolfångaren Solar8. Under hösten 2008 byter företaget namn till Absolicon Solar Concentrator AB och Solar8 blir Absolicon X10. (20)

Abolicon riktar sig tillkunder som uppfyller följande tre kriterier.

Kunden har ett stort värmebehov på sommaren t.ex. ett hotell med mer än 50 rum, en industri som använder hetvatten, ett större hyreshus eller sjukhus.

Kunden skall vara intresserad av att investera i förnyelsebar energi och se nyttan av att stärka sitt varumärke med revolutionerande miljöteknik.

Kunden finns på en marknad med goda marknadsförutsättningar för solenergi.

Absolicon har tilldelats ett antal utmärkelser. Bland annat Sustainable Stockholm Award 2006, andrapris I VentureCup Nord 2007, WWF Carl Mannerfeldt Priset 2007 och Svensk Solenergis utmärkelse Årets prestation 2010.

32

6.4 Poolsolfångare - Texsun X-flowPoolsolfångaren X-flow är en solfångare anpassad att försörja större badanläggningar med värme under badsäsongen. Den är tillverkad av ett svart polymermaterial som är UV-beständigt, frys-, korrosion- och kemikalietåligt samt resistent mot kalkbeläggningar. Absorbatorn har ett så kallat x-kanalsystem vilket ger ett turbulent vattenflöde och en stor aktiv absorptionsyta. Detta ger X-flow en av marknadens högsta verkningsgrader. Solfångaren kan leverera temperaturer upp till 50°C och temporärt ända upp till 70°C. (21)

Figur 39 - Texsun X-flow

Texsun AB bildades 1997 i Skellefteå. Under de första åren satsade företaget mycket på produktutveckling och byggandet av en automatiserad produktionslinje. 2003 skedde en omorganisation med nya ägare, däribland energibolaget Skellefteå Kraft AB, och en mer marknadsinriktad expansion påbörjades. Under 2005 och 2006 inleddes de första försöken med att ta sig in på utlandsmarknaden, något som också företaget lyckades med i och med utvecklingen av varumärket El Niño. 2007 utökades utbudet med X-flow, en serie produkter avsedda för större pooler och kommersiella bad. (22) I slutet av 2010 övertogs ägandet av plastikföretaget Plastex (23) .

2009 mottog Texsun Svensk Solenergis utmärkelse Årets prestation.

33

7. SolinstrålningFör att kunna beräkna hur mycket energi en solfångare kan leverera krävs information om solinstrålningen för den aktuella platsen.

SMHI tillhandahåller på sin hemsida en tjänst där solinstrålningen i W/m2 kan beräknas för områden på 11 x 11 km i Skandinavien. Beräkningarna sker med en datormodell kallad STRÅNG och bygger på analyser av väderobservationer, radar- och satellitinformation. Modellen utvecklades i ett samarbete mellan SMHI, Statens strålskyddsinstitut och Naturvårdsverket och drivs nu av SMHI med stöd av Miljöövervakningen. (24)

Efter angivning av önskade koordinater kan solinstrålningsdata för varje timme sedan 1999 erhållas. Beräkningarna görs för instrålning mot horisontalplanet och både för global och direkt strålning.

Badhuset i Hörnefors är beläget på latitud 63,6213 och longitud 19,9080 (25). Beräkningar i STRÅNG för dessa koordinater ger en solinstrålning för varje månad under 2009 enligt figur 41.


20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Solinstrålning i Hörnefors

Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 40 – Solinstrålning i Hörnefors under 2009

Den totala solinstrålningen ligger på ungefär 870 kWh/m2, vilket stämmer väl överens med de siffror som anges för instrålningen i Sverige i det inledande stycket om solenergi. Intervallet som anges där är 800-1000 kWh/m2 och där värdet minskar med stigande breddgrad. Det stämmer dessutom bra med den faktiskt uppmätta solinstrålningen i Umeå för 2009 som uppgick till cirka 864 kWh/m2 (11).

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

I rapporten ”Solinstrålningen i Sverige” av Weine Josefsson finns kartor över Sverige med isolinjer för månadsmedelvärden av globalinstrålningen för perioden 1961-1983 för de olika lutningarna 0°, 30°,

34

60° och 90° mot horisontalplanet i söderläge (26). Genom avläsning av dessa kartor för Hörnefors fås värden som redovisas i figur 42.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20406080

100120140160180200

Solinstrålning vid olika vinklarJanFebMarAprMajJunJulAugSepOktNovDec

Vinkel mot normalplanet [°]

Solinst

rålning

[kWh/m

2]

Figur 41 – Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet

35

Genom att varje månads värden för de olika vinklarna antas ligga på en andragradskurva kan en ekvation för instrålningen som funktion av vinkeln mot horisontalplanet erhållas för varje månad. Med hjälp av dessa ekvationer kan sedan instrålningen vid 45° lutning bestämmas. Resultaten redovisas i figur 43.


20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Solinstrålning vid 45°

Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 42 - Solinstrålning vid lutningen 45° mot normalplanet

Därefter beräknas förhållandet mellan solinstrålningen vid 45° och 0° för varje månad. Resultaten framgår av tabell 5.

Tabell 4 – Förhållande för solinstrålning mellan 45° och 0°

Månad FörhållandeG45°/G0°

Januari 1,96Februari 1,90Mars 1,59April 1,29Maj 1,10Juni 1,02Juli 1,06Augusti 1,20September 1,41Oktober 1,81November 2,26December 2,01Totalt 1,23

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

36

Genom att multiplicera de tidigare värdena från STRÅNG med förhållandet för instrålningen vid 45° och 0° fås värden som motsvarar en instrålningen mot en södervänd yta i 45° lutning. Resultatet av detta redovisas i figur 44.


20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Solinstrålning i Hörnefors vid 45°So

linst

råln

ing [

kWh/

m2]

Figur 43 - Solinstrålning i Hörnefors under 2009 vid lutningen 45° mot normalplanet

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

37

8. Solfångarutbyten

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

Därför studeras de månadsvärden för solinstrålningen i Stockholm som SP:s beräkningar bygger på som beskrevs i tidigare stycke och illustrerades i figur 8.

En kvot för varje månad mellan solinstrålningen i Hörnefors och solinstrålningen i Stockholm beräknas. Resultaten redovisas i tabell 6.

Tabell 5 - Solinstrålningsförhållande mellan Hörnefors och Stockholm

Månad FörhållandeHörneforsfors/Stockholm


Här syns det tydligt att de stora skillnaderna i solinstrålning mellan Hörnefors och Stockholm uppträder under vinterhalvåret då Hörnefors har en betydligt lägre solinstrålning än Stockholm. Under sommarhalvåret visar det sig att solinstrålningen i Hörnefors i själva verket överstiger den i Stockholm.

Dessa kvoter kan nu användas för att beräkna månadsutbytena för en solvärmeanläggning om en anläggning skulle placeras i Hörnefors.

38

För exemplet med den plana solfångaren fås då månadsutbyten för olika medeltemperaturer i solfångaren enligt figur 45.


20

40

60

80

100

120

140

Utbyte för plan solfångare

25°C50°C75°C

Utby

te [k

Wh/

m2]

Figur 44 - Utbyte för plan solfångare placerad i Hörnefors

Dessa värden kan nu omvandlas till dyngsvärden som i sin tur kan omvandlas till timvärden. Timvärdena anger då effekten en anläggning ger som då kan jämföras med det aktuella effektbehovet.

För att omvandla månadsvärden till dygnsvärden utnyttjas de dygnsvärden för solinstrålningen som tidigare beräknats i STRÅNG. Solvärmeanläggningen kommer leverera värme då solen skiner, så genom att beräkna ett dygns solinstrålningsandel av den totala solinstrålningen för månaden kan dygnsutbytet uppskattas som samma andel av månadsutbytet. För exemplet juni månad fås då de dygnsutbyten för medeltemperaturen 50°C i solvärmeanläggningen som framgår av figur 46.

01/Jun

03/Jun

05/Jun

07/Jun

09/Jun

11/Jun

13/Jun

15/Jun

17/Jun

19/Jun

21/Jun

23/Jun

25/Jun

27/Jun

29/Jun

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

Dygnsdata för plan solfångare

Utby

te [k

Wh/

m2]

Figur 45 – Dygnsdata för plan solfångare placerad i Hörnefors under juni 2009

39

Omvandling till timvärden fås på samma sätt genom att beräkna andelen av solinstrålningen för varje timme av den totala solinstrålningen för dygnet. För exemplet 1 juni fås då timutbyten för medeltemperaturen 50°C i solvärmeanläggningen enligt figur 47.

00:0001:00

02:0003:00

04:0005:00

06:0007:00

08:0009:00

10:0011:00

12:0013:00

14:0015:00

16:0017:00

18:0019:00

20:0021:00

22:0023:00

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

Timdata för plan solfångareUt

byte

[kW

/m2]

Figur 46 - Timdata för plan solfångare placerad i Hörneors under 1 juni 2009

8.2 VerkningsgradbaseratFör poolsolfångaren finns inte beräknade månadsutbyten tillgängliga. För att beräkna utbytet från denna används istället ekvation 1. Från tillverkaren finns värden för den förlustfria verkningsgraden och förlustkoefficienterna tillgängliga. Utgående från solinstrålningsdata, en uppskattad medeltemperatur i solfångaren på 25°C och temperaturdata från Umeå kan verkningsgraden och då även solfångareffekten för varje timme beräknas.

40

9. Anläggningsstorlek och placeringDå förväntat utbyte per installerad kvadratmeter solfångare är känd krävs det givetvis också kännedom om hur stor anläggning som kan uppföras. Detta beror på tillgänglig yta på den plats man väljer att placera anläggningen, samt hur stort behovet som ska tillgodoses är.

9.1 PrimäranslutningSom tidigare nämnts är valfriheten stor när den gäller val av plats för en primäransluten solvärmeanläggning. Detta gör att den tillgängliga ytan för uppförande kan anses vara i det närmaste obegränsad. Istället är det behovet av värme som är den begränsande faktorn. En anläggning bör alltså dimensioneras så att dess produktion inte överstiger behovet. Enligt Lars Andrén bör större anläggningar av det här slaget dimensioneras efter energibehov och inte effektbehov. Dimensioneringen bör göras så att en total årstäckningsgrad på 10-20 % uppnås (8).

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

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

9.2.1 Plan solfångareDen plana solfångaren bör monteras på stativ för att maximera värmeutbytet. För att beräkna hur stor anläggning som kan uppföras då den tillgängliga ytan är den begränsande faktorn kan skissen i figur 48 användas. Solfångarna bör monteras i 45° lutning mot normalplanet och placeras så att infallsvinkeln från toppen av solfångaren framför mot solfångaren bakom är 35° mot normalplanet. (27)

41

2,14 m 1,70 m

3°

35°

42°

2,40 m1,61 m

9.2.2 VakuumrörsolfångareVakuumrörsolfångaren monteras på liknande sätt som den plana solfångaren.

9.2.3 HybridsolfångareHybridsolfångaren placeras normalt med 2,5 meters mellanrum för att enheterna inte ska skugga varandra på det sätt som visas i figur 49. I och med att dessa har ett solföljningssystem som hela tiden vrider solfångarna mot solen kan inte avståndet bestämmas på samma sätt som för den plana solfångaren och vakuumrörsolfångaren. (28)

Figur 48 - Placeringsavstånd för hybridsolfångaren

9.2.4 PoolsolfångarePoolsolfångaren kan placeras på plant underlag. Detta gör att i princip hela takytan på badhuset kan utnyttjas. En installation som motsvarar 50 – 100 % av poolarean rekommenderas. (21)

42

Figur 47 - Placeringsavstånd för den plan solfångaren

2,5 m

10. Ytterligare åtgärderDenna rapport syftar till att beskriva möjligheter att integrera solvärme i småskaliga fjärrvärmenät för att på så sätt minska bränsleåtgången i värmeverk. En kort beskrivning görs dock för ett annat sätt att åstadkomma en minskning som egentligen inte har med solvärme att göra.

10.1 BassängtäckningVid uppvärmning av utomhusbassänger kan stora energibesparingar göras genom övertäckning av bassängerna under tider då badanläggningen ej används. På detta sätt kan avdunstningsförlusterna reduceras markant och en minskning av energiförbrukningen med upp till 40 % är möjlig. (29)

43

11. SimuleringarUtgående från de givna förutsättningarna och möjligheterna utformas modeller i Microsoft Excel. Tre modeller för primäranslutna solfångare och fyra modeller för sekundäranslutna solfångare konstrueras. I alla modeller används samma indata för solinstrålning. Dessa data är anpassad för de sekundäranslutna solfångarna, men antas gälla för de primäranslutna också då området som solinstrålningen beräknas för är 11 x 11 km.

11.1 PrimäranslutningFör primäranslutna solfångare ta en modell fram för plana solfångare, en för vakuumrörsolfångare och en för hybridsolfångare.

Modellerna görs på månadsbasis där den förväntade produktionen jämförs med det faktiska behovet.

I alla modeller är det värmebehov som ska tillgodoses satt till hela fjärrvärmeproduktionen i Hörnefors, alltså totalt 10 700 MWh. Medeltemperaturen i solfångarna i de olika modellerna antas vara 75°C. Denna temperatur stämmer relativt bra med medeltemperaturen i fjärrvärmenätet under året, se figur 15. Dessutom kan de beräknade utbytena vid denna temperatur för de olika solfångarna användas. Arean på anläggningen anpassas så att en årstäckningsgrad på omkring 20 % uppnås, samtidigt som täckningsgraden för en månad inte överstiger 90 %.

11.2 SekundäranslutningFör sekundäranslutna solfångare tas även där en modell fram för plana solfångare, en för vakuumrörsolfångare och en för hybridsolfångare. Därtill tillkommer en modell för poolsolfångare.

Modellerna görs dels på dygnsbasis och dels på timbasis där den förväntade solvärmeproduktionen jämförs med behovet. Modellerna på dygnsbasis jämför produktion och behov av energi, medan modellerna på timbasis jämför produktion och behov av effekt.

I de tre förstnämnda modellerna ärr det värmebehov som ska tillgodoses satt till badhusets uppvärmningsbehov av bassänger och tappvarmvatten. Totalt sett ungefär 416 MWh. Medeltemperaturen i solfångarna antas i dessa fall vara 50°C. Detta i och med att de ska kunna värma både bassänger och tappvarmvatten och för att solfångarutbyten finns tillgängliga vid denna temperatur.

För poolsolfångarmodellen är värmebehovet satt till utomhusbassängernas uppvärmningsbehov, vilket totalt uppgår till cirka 224 MWh. Här antas medeltemperaturen i solfångarna vara 25°C. Omgivningstemperatur är tagen från mätningar gjorda i Umeå. En kombination med bassängtäckning görs också gjorts i modellen med poolsolfångare.

Arean på alla anläggningar med sekundärkoppling anpassas efter storleken på badhustaket.

44

12. Resultat

12.1 Primäranslutning

12.1.1 Plan solfångareFör att solvärmeproduktionen under en månad ska uppgå till 90 % av fjärrvärmebehovet i Hörnefors krävs en installation med en apparaturarea på 6 600 m2 för fallet med den plana solfångaren. Den faktiska byggarean blir cirka 7 100 m2.

Med en sådan installation fås en förväntad årlig solvärmeproduktion på ungefär 1 990 MWh, vilket motsvarar nästan 19 % av det totala fjärrvärmebehovet. Fördelat under året fås en produktion enligt figur 50.


50

100

150

200

250

300

350

400

450

Solvärmeproduktion

Solvä

rmep

rodu

ktion

[MW

h]

Figur 49 - Solvärmeproduktion med plan solfångare

45

En fördelning för den totala fjärrvärmeproduktionen redovisas i figur 51 och tabell 22 i bilaga.


200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Årsproduktion

SolvärmePellets

Fjärr

värm

epro

dukti

on [M

Wh]

Figur 50 - Total fjärrvärmeproduktion med solvärme installerat

46

12.1.2 VakuumrörsolfångareMed vakuumrörsolfångare behövs en solfångaranläggning med en apparaturarea på 3 650 m2 för att uppnå täckningsgraden 90 % under en månad. Byggarean blir i detta fall drygt 5 900 m2.

Solvärmeproduktionen under ett år förväntas med en sådan anläggning uppgå till cirka 2 100 MWh, vilket motsvarar nästan 20 % av det totala fjärrvärmebehovet. Fördelat under året fås en produktion enligt figur 52.


50

100

150

200

250

300

350

400

450

Solvärmeproduktion

Solvä

rmep

rodu

ktion

[MW

h]

Figur 51 – Solvärmeproduktion med vakuumrörsolfångare



200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Årsproduktion

SolvärmePellets

Fjärr

värm

epro

dukti

on [M

Wh]


47

12.1.3 HybridsolfångareEn hybridsolfångaranläggning kräver en apparaturarea på 9 000 m2, vilket medför en byggarea på drygt 9 500 m2, för att tillgodose 90 % av fjärrvärmebehovet under en månad.

Under ett år förväntas en sådan anläggning producera nästan 2 200 MWh värme, samt upp emot 550 MWh el. 2 200 MWh värme motsvarar drygt 20 % av det totala fjärrvärmebehovet. Fördelat under året fås en produktion enligt figur 52.


50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

Solenergiproduktion

SolelSolvärme

Sole

nerg

ipro

dukti

on [M

Wh]

Figur 53 - Produktion av solvärme och solel med hybridsolfångare



200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Årsproduktion

SolvärmePellets

Fjärr

värm

epro

dukti

on [M

Wh]


48

12.2 Sekundäranslutning

12.2.1 Plan solfångarePå badhustaket i Hörnefors ryms tolv moduler av den plana solfångaren om den största modulstorleken används. En sådan installation ger en apparaturarea på cirka 148 m2 och byggarea på 159 m2. En möjlig placering illustreras i figur 56.

Figur 55 - Möjlig placering av plana solfångare

49

Den förväntade årliga solvärmeproduktionen för en sådan anläggning är ungefär 70 MWh, vilket motsvarar nästan 17 % av badhusets totala uppvärmningsbehov för bassänger och tappvarmvatten. Fördelat under året fås en produktion enligt figur 57.


2

4

6

8

10

12

14

SolvärmeproduktionSo

lvärm

epro

dukti

on [M

Wh]

Figur 56 – Solvärmeproduktion med plan solfångare

Denna täckningsgrad på 17 % fås om all producerad solvärme kan nyttjas fullt ut. Om den förväntade solvärmeproduktionen studeras på dygns- och timbasis ses att solvärmeproduktionen inte hela tiden sammanfaller med uppvärmningsbehovet.

På dygnsbasis sammanfaller produktionen och behovet så att nästan 59 MWh, alltså runt 84 % av den totala solvärmeproduktionen, kan tas tillvara. Detta ger en täckningsgrad på drygt 14 % istället för 17 %. För detta fall redovisas fördelningen av badhusets värmeförsörjning av bassänger och tappvarmvatten i figur 58.


20

40

60

80

100

120

Värmeförsörjning

SolvärmeFjärrvärme

Värm

eför

sörjn

ing [

MW

h]

Figur 57 - Fördelning av värmeförsörjning med solvärme installerat

50

Då produktionen och behovet studeras på timbasis fås en ytterligare en sänkning av täckningsgraden. Då kan endast drygt 72 % av solvärmeproduktionen utnyttjas, vilket ger en täckningsgrad på 12 %.

Med en ackumulatortank ansluten till systemet kan en större andel av solvärmeproduktionen utnyttjas. För att kunna ta till vara på all överskottsproduktion krävs en ackumulatorvolym på över 32 m3. På dygnsbasis kan då ungefär 95 %, alltså nästan 67 MWh användas. Att inte hela värmeproduktionen kan tas till vara beror på lagringsförluster i ackumulatortanken. Täckningsgraden blir i detta fall 16 %. Fördelningen av badhusets värmeförsörjning med en ackumulatortank ansluten redovisas i figur 58.


20

40

60

80

100

120

Värmeförsörjning

AckumulatorSolvärmeFjärrvärme

Värm

eför

sörjn

ing [

MW

h]

Figur 58 – Fördelning av värmeförsörjning med solvärme och ackumulatortank

För fallet med ackumulatortank i systemet blir skillnaderna mellan dygnsbasis och timbasis mycket små.

Vad som egentligen är det intressanta är hur mycket fjärrvärmeproduktionen i Hörnefors värmeverk kan minskas tack vare en solfångarinstallation på badhustaket. I och med fjärrvärmenätets distributionsförluster på 10 % innebär en minskning av fjärrvärmebehovet på 59 MWh, för fallet utan lagringsmöjlighet, en minskning av fjärrvärmeproduktionen med 65 MWh. Detta motsvarar en minskning med ungefär 0,6 % av fjärrvärmeproduktionen. För fallet med ackumulatortank, då 67 MWh av solvärmeproduktionen kan tas till vara, kan fjärrvärmeproduktionen i värmeverket minskas med drygt 74 MWh, eller 0,7 %.

51

12.2.2 VakuumrörsolfångareMed vakuumrörsolfångare får 30 sektioner plats på badhusets tak. Varje sektion består av tre solfångarmoduler, så totalt blir det alltså 90 solfångarmoduler. Detta resulterar i en apparaturarea på nästan 91 m2 och en byggarea på ungefär 148 m2. En möjlig placering illustreras i figur 60.

Figur 59 – Möjlig placering av vakuumrörsolfångare

52

Under ett år förväntas en sådan anläggning producera nästan 61 MWh, vilket motsvarar nästan 15 % av badhusets totala uppvärmningsbehov för bassänger och tappvarmvatten. Fördelat under året fås en produktion enligt figur 61.


2

4

6

8

10

12

14

SolvärmeproduktionSo

lvärm

epro

dukti

on [M

Wh]

Figur 60 – Solvärmeproduktion med vakuumrörsolfångare

På samma sätt som för den plana solfångaren sammanfaller inte alltid solvärmeproduktionen med badhusets uppvärmningsbehov. På dygnsbasis kan nästan 85 % utnyttjas direkt, vilket ger en täckningsgrad på drygt 12 %. Badhusets värmeförsörjning för detta fall redovisas i figur 62.


20

40

60

80

100

120

Värmeförsörjning


Värm

eför

sörjn

ing [

MW

h]

Figur 61 – Fördelning av värmeförsörjning med solvärme installerat

På timbasis sammanfaller 73 % av solvärmeproduktionen med uppvärmningsbehovet. Detta ger en täckningsgrad på strax under 10 %.

53

Med en ackumulatortank med volymen 28 m3 kan drygt 58 MWh, nästan 96 % av solvärmeproduktionen, tas till vara, vilket medför en täckningsgrad på 14 %. Badhusets värmeförsörjning fördelas då enligt figur 63.


20

40

60

80

100

120

Värmeförsörjning


Värm

eför

sörjn

ing [

MW

h]

Figur 62 - Fördelning av värmeförsörjning med solvärme och ackumulatortank

Även här fås små skillnader mellan dygnsbasis och timbasis för fallet med ackumulatortank.

Den minskning av producerad fjärrvärme i värmeverket som kan göras för fallet utan ackumulatortank uppgår till 58 MWh, eller drygt 0,5 %. För fallet med ackumulatortank blir minskningen drygt 64 MWh, vilket motsvarar cirka 0,6 %.

54

12.2.3 HybridsolfångareFör fallet med hybridsolfångare kan en anläggning bestående av åtta moduler installeras på badhustaket. Detta medför en apparaturarea på drygt 83 m2 och en byggarea på 88 m2. En möjlig placering illustreras i figur 64.

Figur 63 - Möjlig placering av hybridsolfångare

55

En sådan anläggning förväntas producera drygt 24 MWh solvärme och ungefär 6 MWh solel under ett år. 24 MWh motsvarar nästan 6 % av badhusets totala uppvärmningsbehov för bassänger och tappvarmvatten. Fördelat under året fås en produktion enligt figur 65.


2

4

6

8

10

12

14

Solenergiproduktion

SolelSolvärme

Sole

nerg

ipro

dukti

on [M

Wh]

Figur 64 - Produktion av solvärme och solel med hybridsolfångare

Av denna värmeproduktion sammanfaller nästan 22 MWh, drygt 89 %, med badhusets uppvärmningsbehov på dygnsbasis. Detta ger en täckningsgrad på strax över 5 %. Badhusets värmeförsörjning för detta fall redovisas i figur 66.


20

40

60

80

100

120

Värmeförsörjning


Värm

eför

sörjn

ing [

MW

h]


På timbasis sammanfaller runt 79 % av solvärmeproduktionen med badhusets uppvärmningsbehov, vilket ger en täckningsgrad på en bit under 5 %.

56

För fallet med ackumulatortank kan cirka 97 % av solvärmeproduktionen utnyttjas, vilket ger en täckningsgrad på nästan uppemot 6 %. Ackumulatorvolymen som krävs för detta är 13 m3. En fördelning av värmeförsörjningen för detta fall redovisas i figur 67.


20

40

60

80

100

120

Värmeförsörjning


Värm

eför

sörjn

ing [

MW

h]

Figur 66 - Fördelning av värmeförsörjning med solvärme och ackumulatortank

Återigen är skillnaderna små mellan dygnsbasis och timbasis för fallet med ackumulatortank.

I värmeverket kan en minskning med över 24 MWh göras för fallet utan ackumulatortank, vilket innebär en minskning med ungefär 0,2 %. Med ackumulatortank uppgår minskningen till nästan 27 MWh, eller 0,3 %.

57

12.2.4 PoolsolfångareEn poolsolfångaranläggning bestående av 272 moduler kan placeras på taket till badhuset. Den totala arean för en sådan anläggning blir nästan 245 m2 och för poolsolfångaren är apparaturarean samma som byggarean. 245 m2 ligger i det rekommenderade intervallet på 50-100 % av den totala poolarean. En möjlig placering illustreras i figur 68.

Figur 67 – Möjlig placering av poolsolfångare

58

Utomhusbassängerna fylls med vatten i början av maj och i mitten av augusti stänger utomhusbadet för säsongen. Det är alltså under denna tidsperiod solvärmeproduktionen från poolsolfångaranläggningen kan användas. Denna totala förväntade solvärmeproduktionen från 1 maj till 16 augusti uppgår till cirka 55 MWh, vilket motsvarar nästan 25 % av utomhusbassängernas totala uppvärmingsbehov. Fördelat per månad fås en produktion enligt figur 69.

Maj Jun Jul Aug0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Solvärmeproduktion

Solvä

rmep

rodu

ktion

[MW

h]

Figur 68 – Solvärmeproduktion med poolsolfångare

För att få en tydligare bild av hur solvärmeproduktionen varierar visas i figur 70 en fördelning av solvärmeproduktionen baserad på varje dygn under den aktuella tidsperioden.

01/May

05/May

09/May

13/May

17/May

21/May

25/May

29/May02/Ju

n06/Ju

n10/Ju

n14/Ju

n18/Ju

n22/Ju

n26/Ju

n30/Ju

n04/Ju

l08/Ju

l12/Ju

l16/Ju

l20/Ju

l24/Ju

l28/Ju

l

01/Aug

05/Aug

09/Aug

13/Aug

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

Solvärmeproduktion

Solvä

rmep

rodu

ktiio

n [M

Wh]

Figur 69 – Solvärmeproduktion med poolsolfångare på dygnsbasis

59

Om man bortser från maj månad, då inget uppvärmningsbehov finns, följer solvärmeproduktionen uppvärmningsbehovet mycket väl. Nästan 96 % av solvärmeproduktionen kan nyttjas direkt. Genom att låta bassängtemperaturerna följa solvärmeproduktionen kan även de återstående 4 % användas fullt ut. Detta medför alltså att bassängtemperaturerna kan tillåtas överstiga börvärdet under korta tidsperioder då solvärmeproduktionen överstiger uppvärmningsbehovet.

Solvärmeproduktionen i maj uppgår till drygt 15 MWh, vilket ungefär motsvarar den uppskattade föruppvärmning av utomhusbassängerna på 14,8 MWh som har antagits dagarna innan badsäsongen startar. Med en poolsolfångaranläggning installerad antas därför behovet av föruppvärmning i juni försvinna.

Detta gör att över 24 % av utomhusbassängernas uppvärmningsbehov kan tillgodoses med hjälp av solvärme. Uppvärmningen av utomhusbassängerna kan ske med fördelning enligt figur 71.

Maj Jun Jul Aug0

20

40

60

80

100

120

Värmeförsörjning


Värm

eför

sörjn

ing [

Mw

h]


Poolsolfångaranläggnigen kan medföra en minskning av värmeverkets fjärrvärmeproduktion med 61 MWh, vilket motsvarar en minskning med strax under 0,6 %.

60

12.2.5 BassängtäckningEn reduktion med 40 % av uppvärmningsbehovet för utomhusbassängerna tack vare bassängtäckning innebär en sänkning med nästan 90 MWh. Med samma antagande som tidigare att föruppvärmningen i juni ersätts av uppvärmning under maj med solvärme kan en poolsolfångaranläggning stå för drygt 39 % av utomhusbassängernas uppvärmningsbehov. Uppvärmningen av utomhusbassängerna kan då ske med fördelning enligt figur 72.

Maj Jun Jul Aug0

20

40

60

80

100

120

Värmeförsörjning


Värm

eför

sörjn

ing [

MW

h]

Figur 71 – Fördelning av värmeförsörjning med solvärme och bassängtäckning installerat

Den minskning av fjärrvärmeproduktionen i värmeverket som bassängtäckningen ger upphov till uppgår till 100 MWh.

61

12.3 SammanfattningI tabell 7 och 8 redovisas en sammanfattning av resultatet för de olika solfångaranläggningarna med primäranslutning respektive sekundäranslutning.

Tabell 6 - Resultat för primäranslutning

Plan solfångare Vakuumrörsolfångare HybridsolfångareApparaturarea 6 600 m2 3 650 m2 9 000 m2

Byggarea 7 100 m2 5 900 m2 9 500 m2

Värmeproduktion 1 990 MWh 2 100 MWh 2 200 MWhAndel av behov 19 % 20 % 20 %Elproduktion - - 550 MWh

Tabell 7 - Resultat för sekundäranslutning

Plan Vakuumrör Hybrid PoolApparaturarea 148 m2 91 m2 83 m2 245 m2

Byggarea 159 m2 148 m2 88 m2 245 m2

Värmeproduktion 70 MWh 61 MWh 24 MWh 55 MWhAnvändningsgrad 84 % 85 % 89 % 100 %Andel av lokalt behov

14 % 12 % 5 % 25 %

Möjlig besparing av pellets

65 MWh 58 MWh 24 MWh 61 MWh

Produktionsandel 0,6 % 0,5 % 0,2 % 0,6 %Med ackumulator 74 MWh 64 MWh 27 MWh -Produktionsandel 0,7 % 0,6 % 0,3 % -Elproduktion - - 6 MWh -

62

13. EkonomiFör att göra bedömningar av den ekonomiska lönsamheten för de olika alternativ som redovisats beräknas nuvärdet för dessa, vilket därefter jämförs med investeringskostnaden. Nuvärdet beräknas enligt:

NV=∑i=1

n Ci(1+p+f )i

(2)

Där C är årliga besparingar, p är kalkylräntan, f är inflationen och n är avskrivningstiden.

De årliga besparingarna antas vara samma för hela tidsperioden och beräknas för varje alternativ som möjlig energibesparing i värmeverket multiplicerat med bränslepriset för pellets. Pelletspriset antas vara 30 öre per kWh. Kalkylräntan är given till 8 % och inflationen antas uppgå till 2 %. Avskrivningstiden är satt till 25 år.

För hybridsolfångaren tillkommer även den förtjänst som kan göras på den elproduktion en anläggning förväntas ge upphov till. Denna vinst adderas till den årliga besparingen och beräknas utifrån medelvärdet på elspotpriset för 2009, vilket var 39 öre per kWh (30).

För att kunna jämföra olika alternativ beräknas också en nuvärdeskvot, vilket är nuvärdet dividerat med investeringskostnaden. För att en investering ska vara lönsam ska nuvärdeskvoten överstiga ett.

63

13.1 Primäranslutning

13.1.1 Plan solfångareDen primäranslutna anläggningen med plana solfångare beräknas kunna producera 1 990 MWh värme. Med en så stor energibesparing i värmeverket kan ungefär 600 000 kronor sparas varje år. Enligt ekvation 2 blir då nuvärdet för en sådan anläggning 5,4 miljoner kronor.

Priset för själva solfångarmodulerna är ungefär 3 300 kr/m2 (13). För ett fullständigt system och med installationsomkostnader uppskattas priset till det dubbla (31), alltså 6 600 kr/m2. Med en anläggningsstorlek på 7 100 m2 blir investeringskostnaden nästan 46,9 miljoner kronor. Anläggningen kan erhålla det maximala bidraget på 3 miljoner kronor. Med detta inräknat fås en nuvärdeskvot på 0,12.

13.1.2 VakuumrörsolfångareFör vakuumrörsolfångaranläggningen beräknas den årliga besparingen uppgå till 630 000 kronor. Detta ger ett nuvärde enligt ekvation 2 på 5,7 miljoner kronor.

Priset för solfångarmodulerna är strax under 4 800 kr/m2 (16) och för ett helt system blir det ungefär 9 500 kr/m2. En anläggning på 5 900 m2 får då en investeringskostnad på cirka 56,1 miljoner kronor. Med bidrag på 3 miljoner kronor blir nuvärdeskvoten 0,11.

13.1.3 HybridsolfångareAnläggningen med hybridsolfångare beräknas medföra en besparing på ungefär 660 000 kronor per år. Dessutom tillkommer en förväntad elproduktion på 550 MWh, vilket ger en förtjänst på drygt 210 000 kronor per år. Nuvärdet för anläggningen blir enligt ekvation 2 7,9 miljoner kronor.

En installation av en hybridsolfångaranläggning kostar strax över 11 000 kr/m2 (28). I detta pris ingår installation av moduler, solvärmesystem och solelsystem anslutet till elnät, driftstart av solföljningssystem, solvärme och solel. Med en anläggning på 9 500 m2 landar investeringskostnaden på cirka 106,9 miljoner kronor. Då hybridsolfångaren även har solceller kan de erhålla ett solelstöd som motsvarar 60 % av investeringskostnaden. Alltså kan runt 64,1 miljoner kronor fås i bidrag. Nuvärdeskvoten blir då 0,18.

64

13.2 Sekundäranslutning

13.2.1 Plan solfångareMed en sekundäransluten anläggning med plana solfångare uppgår den möjliga besparingen till cirka 20 000 kronor per år. Detta resulterar i ett nuvärde runt 180 000 kronor enligt ekvation 2.

Med samma kvadratmeterpris som för den primäranslutna anläggningen fås en investeringskostnad på ungefär 1,05 miljoner kronor för en anläggning på 159 m2. Bidraget på 2,50 kr/kWh ger 160 000 kr. Detta resulterar i en nuvärdeskvot på 0,20.

Om solvärmeanläggningen kompletteras med en ackumulatortank ökar den möjliga besparingen till 22 000 kronor per år. Nuvärdet blir då 200 000 kronor.

Ackumulatortankpriset ligger ungefär på 14 000 kr/m3 (13). Med en tankvolym på 32 m3 blir investeringskostnaden cirka 450 000 kronor. Nuvärdeskvoten för hela anläggningen blir för fallet med ackumulatortank 0,13.

13.2.2 VakuumrörsolfångareDen årliga besparingen beräknas till 17 000 kronor för vakuumrörsolfångaranläggningen. Nuvärdet blir då 150 000 kronor enligt ekvation 2.

Investeringskostnaden för den 148 m2 stora anläggningen uppgår till 1,41 miljoner kronor. Bidrag på 150 000 kronor kan erhållas. Nuvärdeskvoten blir 0,12 utan ackumulatortank och 0,10 med.

13.2.3 HybridsolfångareFör anläggningen med hybridsolfångare fås en besparing på 7 200 kronor per år. Förtjänsten på den förväntade elproduktionen beräknas till 2 400 kronor per år. Enligt ekvation 2 fås ett nuvärde på 87 000 kronor.

Med en anläggning på 88 m2 fås en investeringskostnad på cirka 990 000 kronor. Av dessa kan 590 000 kronor fås i bidrag. Detta ger en nuvärdeskvot på 0,22 utan ackumulatortank och 0,17 med.

13.2.4 PoolsolfångarePoolsolfångaranläggningen beräknas medföra årliga besparingar på cirka 18 000 kronor. Detta ger ett nuvärde på 160 000 kronor enligt ekvation 2.

Priset för själva solfångarmodulerna ligger på 500 kr/m2 och för totalentreprenad på ungefär 1 500 kr/m2 (21). En anläggning på 451 m2 har en investeringskostnad på runt 380 000 kronor. Då inget bidrag kan fås för anläggningen blir nuvärdeskvoten 0,43.

65

13.2.5 BassängtäckningGenom att övertäcka de två större utomhusbassängerna då badanläggningen inte har öppet beräknas en besparing på 30 000 kronor om året kunna göras. Enligt ekvation 2 fås då ett nuvärde på 270 000 kronor.

Bassängtäckning till 25-metersbassängen kostar cirka 200 000 kronor fördelat ungefär lika på täcke och upprullningsanordning. Till denna storlek av bassänger krävs motoriserad upprullning på grund av täckets vikt. Därtill kommer elanslutning, gjutning av fundament och montage, vilket uppskattas kosta 25 000 kronor. För den mindre bassängen kostar bassängtäckning cirka 75 000 kronor med motoriserad upprullning, eller cirka 50 000 kronor med manuell upprullning. 25 000 kronor för installation tillkommer även för den mindre bassängen. (32)

Med motoriserad upprullning till båda bassängerna blir den totala investeringskostnaden ungefär 325 000 kronor. Nuvärdeskvoten blir då 0,84.

66

13.3 SammanfattningI figur 73 visas en jämförelse mellan nuvärdeskvoterna för de olika alternativen.

Plan Vakuum Hybrid Pool0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Nuvärdeskvot

PrimärSekundär

Nuvä

rdek

vot

Figur 72 - Nuvärdeskvoter för olika alternativ

I tabell 12 och 13 redovisas en sammanfattning av de ekonomiska resultaten för primäranslutna respektive sekundäranslutna solfångaranläggningar.

Tabell 8 - Ekonomi för primäranslutning

Plan Vakuumrör HybridPris 6 600 kr/m2 9 500 kr/m2 11 000 kr/m2Investering 46,9 miljoner kr 56,1 miljoner kr 106,9 miljoner krBidrag 3 miljoner kr 3 miljoner kr 64,1 miljoner krMöjlig besparing 600 000 kr/år 630 000 kr/år 870 000 kr/årNuvärde 5,4 miljoner kr 5,7 miljoner kr 7,9 miljoner krNuvärdeskvot 0,12 0,11 0,18

Tabell 9 - Ekonomi för sekundäranslutning

Plan Vakuumrör Hybrid PoolPris 6 600 kr/m2 9 500 kr/m2 11 000 kr/m2 1500 kr/m2Investering 1,05 miljoner kr 1,41 miljoner kr 0,99 miljoner kr 380 000 krBidrag 160 000 kr 150 000 kr 590 000 kr 0 krMöjlig besparing 20 000 kr 17 000 kr 9 600 kr/år 18 000 krNuvärde 180 000 kr 150 000 kr 87 000 kr 160 000 krNuvärdeskvot 0,20 0,12 0,22 0,43

67

14. DiskussionEtt av de största problemen med att integrera solvärme i fjärrvärmesystem är att det inte går att styra produktionen av solvärme. Solfångare producerar solvärme vid goda solinstrålningsförhållanden, vilket innebär att de levererar som mest värme under sommarhalvåret. Alltså sammanfaller tiden för den största solvärmeproduktionen med den tid då värmebehovet är som minst.

En fördel med detta är dock att det är under denna period som eldade värmepannor har som lägst verkningsgrad eftersom de endast går på halvfart. Om en stor primäransluten solvärmeanläggning står för hela värmeproduktionen under sommarhalvåret kan dessa värmepannor stängas av helt under perioden.

Att värmebehovet alltid är som minst under sommarhalvåret stämmer inte fullt ut. För till exempel utomhusbadanläggningar är situationen istället den omvända. För sådana fall passar sekundäranslutna solvärmeanläggningar perfekt.

Problemet med att det inte går att styra solvärmeproduktionen uppkommer även på en lägre nivå än halvårsbasis. Ofta uppkommer behov av att kunna lagra producerad solvärme under kortare tid då produktionen inte sammanfaller med behovet. För primäranslutna solfångaranläggningar är detta problem inte så stort i och med att behovet jämnas ut tack vare att systemet försörjer flera förbrukare. Dessutom finns det i regel en större ackumulatortank ansluten till systemet. För sekundäranslutna solfångaranläggningar är dock problemet större. Även om anläggningarna dimensioneras för att bara täcka en mindre del av behovet kommer en del av produktionen gå förlorad om det inte finns någon lagringsmöjlighet.

Fördelen med sekundäranslutna anläggningar jämfört med primäranslutna är att utbytet blir större eftersom de kan arbeta vid lägre temperaturer. Då lönsamheten studeras ser man att detta överväger nackdelen med att en del av produktionen går förlorad.

För att konceptet med solvärme integrerat med fjärrvärme ska bli lönsamt krävs det att priset på solfångaranläggningar minskar. För att priserna ska sjunka krävs det en ökad omsättning inom solfångarbranschen, vilket till en börja med skulle kunna åstadkommas med hjälp av mer generösare bidrag.

En annan faktor som påverka lönsamheten är priset på biobränsle. Skulle detta i framtiden stiga skulle det givetvis bidra till att öka lönsamheten för solvärmeanläggningar.

Något som dessutom är viktigt att ha i åtanke när man studerar lönsamheten är att den i detta fall är beräknad utifrån fjärrvärmeproducentens perspektiv. Om man istället ser det från konsumentens perspektiv, som betalar ett högre pris för förbrukad fjärrvärme än vad fjärrvärmeproducenten betalar för biobränsle, kan en sekundäranläggning vara lönsam.

68

Även om solvärme integrerat med fjärrvärme i dagsläget inte är helt ekonomiskt lönsamt kan det finnas andra anledningar att trots allt satsa på konceptet. Framför allt kan stora klimat- och miljövinster göras i och med att solvärme i det närmaste är helt miljövänlig.

Dessutom kan det också finnas ett stort marknadsföringsvärde i att satsa på solenergi för ett företag som vill profilera sig som framåttänkande, miljövänligt och hållbart.

14.1 FelkällorEtt flertal faktorer kan bidra till att antaganden och beräkningar är felaktiga.

I och med att ett specifikt år studeras kommer specifika förutsättningar för detta år påverka de indata som sedan används. Om man till exempel studerar den solinstrålningsdata som ligger till grund för hur stor solvärmeproduktion som kan förväntas på den aktuella platsen ser man att solinstrålningen under juli månad är mindre än förmodad. Detta är sannolikt inte representativt för en längre tidsperiod över ett flertal år då solinstrålningen i juli i genomsnitt troligen överstiger den för det valda året. Om man jämför den data för solinstrålning som använts med uppmätt solinstrålning i Umeå för det aktuella året, vilken bör överensstämma relativt bra med solinstrålningen i Hörnefors, ser man att denna är högre i Umeå under juli, men lägre under resten av året. Den totala solinstrålningen under hela året överensstämmer nästan exakt. Därför kan den totala solvärmeproduktion som redovisas i resultaten antas vara tillförlitlig, men månadsfördelningen bör egentligen se något annorlunda ut.

Den fördelning av badhusets energiförbrukning som ligger till grund för vilket behov som solfångaranläggningarna ska tillfredsställa är ej baserad på mätningar utan till största delen på antaganden. Fördelningen stämmer i och för sig relativt bra med den fördelning som gjorts vid tidigare energikartläggning, men det gäller för hela året. De största felen ligger troligen i den uppdelning som gjorts på dygns- och timbasis, där framför allt uppdelningen på timbasis får anses mycket osäker. Av denna anledning har fokus lagts på resultaten för beräkningar gjorda på dygnsbasis.

Vid uppskattningen av ovanstående fördelning samt vid uppskattningen av poolsolfångarens verkningsgrad har data för utomhustemperaturen tagits från mätningar gjorda i Umeå. Detta ger givetvis en felmarginal då utomhustemperaturen kan variera relativt mycket lokalt.

När det gäller de ekonomiska beräkningarna är priserna för fullständiga system när det gäller den plana solfångaren och vakuumrörsolfångaren grovt uppskattade enligt tumregel. Dock visar det sig att inget alternativ med dessa solfångare blir lönsamt ens om investeringskostnaden halveras, alltså om endast priset för modulerna inkluderas.

69

15. SlutsatserEn integrering av solvärme i fjärrvärmesystem är möjlig att genomföra på flera olika sätt. I dagsläget visar det sig dock ännu inte vara ekonomiskt lönsamt.

Närmast att uppnå lönsamhet är sekundäranslutna solfångaranläggningar. Även om stora fjärrvärmeförbrukare kan tillgodose en del av sitt värmebehov med solvärme bidrar detta endast till en ytterst liten sänkning av den totala fjärrvärmeproduktionen.

Den solfångartyp som är mest kostnadseffektiv är poolsolfångaren, vilken samtidigt är den solfångaren med mest begränsade användningsområden.

70

16. RekommendationerOm endast ekonomisk lönsamhet ska beaktas bör Umeå Energi i dagsläget inte investera i någon solvärmeanläggning för inkoppling på ett mindre fjärrvärmenät.

Om man trots allt vill satsa på solenergi för att framstå som en föregångare och för att minska sin egen miljö- och klimatpåverkan skulle en fjärrvärmeansluten solfångaranläggning vara en lämplig investering.

För att en sådan satsning ska ha någon mening bör absolut en stor primäransluten anläggning väljas och solfångartypen som skulle vara mest lämplig är hybridsolfångaren. Då den ekonomiska lönsamheten i detta fall är åsidosatt är primäranslutning att föredra eftersom solvärmen då kan ersätta en stor andel av den totala fjärrvärmeproduktionen. Att valet faller på hybridsolfångaren beror på att den är en nytänkande svensk innovation som visar på Sveriges framåtanda inom utvecklingen av förnyelsebar energi. Detta gör att den passar perfekt för ändamålet. En sådan anläggning skulle få stor medial genomslagskraft och inspirera till liknande satsningar.

71

17. Referenser1. International Energy Statistics. [Online] U.S. Energy Information Administration. [Besökt: den 14 September 2010.] http://tonto.eia.doe.gov/cfapps/ipdbproject/IEDIndex3.cfm?tid=44&pid=44&aid=2.

2. Tomas Kåberger, Björn Andersson, Maria Brogren. El och värme från solen. Stockholm : IVA, 2004.

3. Janet L. Sawin, Eric Martinot. Renewables 2010 Global Status Report. REN21, 2010.

4. Eric Martinot. Renewables Global Status Report 2006 Update. REN21, 2006.

5. Sol. Energikunskap. [Online] Energimyndigheten. [Besökt: den 14 September 2010.] http://energikunskap.se/sv/FAKTABASEN/Vad-ar-energi/Energibarare/Fornybar-energi/Sol/.

6. Lars Andrén. Solvärmeboken. Västerås : Ica bokförlag, 2007.

7. Marja Lundgren, Fredrik Wallin. Aktiv solenergi i hus- och stadsbyggnad. Stockholm : Stiftelsen Arkus, 2003.

8. Lars Andrén. Solenergi, Praktiska tillämpningar i bebyggelse. Karlshamn : AB Svensk Byggtjänst, 2007.

9. Förteckning över godkända solfångare. [Online] Sveriges tekniska forskningsinstitut. [Besökt: den 11 Oktober 2010.] http://www.sp.se/sv/units/energy/Documents/ETk/Forteckning_P-markta_och_ovriga_solfangare.pdf.

10. Boverket. [Online] [Besökt: den 10 December 2010.] http://www.boverket.se/Global/Bidrag_o_stod/Dokument/Blanketter/Solvarmestod_nytt/1168-2-Info-Solvarmestod.pdf.

11. TFE:s väderstation. [Online] Umeå universitet. [Besökt: den 17 November 2010.] www8.tfe.umu.se/weatherold/csv.html.

12. Aquasol Big. [Online] Aquasol AB. [Besökt: den 22 September 2010.] http://www.aquasol.se/docs/produktblad/4.1.1-Aquasol-Big.pdf.

13. David Wiman. Aquasol. Telefon- och mailkontakt.

14. Om Aquasol. [Online] Aquasol AB. [Besökt: den 22 September 2010.] http://www.aquasol.se/om-aquasol/default.aspx.

15. Optima. [Online] Svesol värmesystem. [Besökt: den 22 September 2010.] http://www.svesol.se/Gismo/Bildarkiv/org/993/datablad%20optima%20iii%2055.pdf.

16. Niklas Hagman. Svesol. Telefon- och mailkontakt.

17. Om Svesol. [Online] Svesol värmesystem. [Besökt: den 22 September 2010.] http://www.svesol.se/system/visa.asp?HID=993&FID=923&HSID=17952.

72

18. Absolicon X10. [Online] Absolicon AB. [Besökt: den 22 September 2010.] http://www.absolicon.se/_solfangare_solvarme/1027_x10_se.php.

19. Tekniska data. [Online] Absolicon AB. [Besökt: den 22 September 2010.] http://www.absolicon.se/_solfangare_solvarme/1026_x10_data_se.php.

20. Om Absolicon. [Online] Absolicon AB. [Besökt: den 22 September 2010.] http://www.absolicon.se/_fakta_om_solenergi/1010_joakim_bystrom_se.php.

21. X-flow. [Online] Texsun AB. [Besökt: den 22 September 2010.] http://texsun.se/modules.php?name=Content&op=showcontent&id=32&cat=7.

22. Om Texsun. [Online] Texsun AB. [Besökt: den 22 September 2010.] http://texsun.se/modules.php?name=Content&op=showcategory&cat=1.

23. Norran. [Online] [Besökt: den 14 December 2010.] http://norran.se/nyheter/norrochvasterbotten/article1111899.ece.

24. STRÅNG. [Online] SMHI. [Besökt: den 8 November 2010.] http://produkter.smhi.se/strang/].

25. hitta.se. [Online] [Besökt: den 8 November 2010.] http://www.hitta.se/LargeMap.aspx?var=industriv%e4gen+8%2c+h%f6rnefors.

26. Weine Josefsson. Solinstrålningen i Sverige. Stockholm : Byggforskningsrådet, 1987.

27. Platsbehov. [Online] Aquasol AB. [Cited: November 17, 2010.] http://www.aquasol.se/docs/platsbehohov_ben.pdf.

28. Stefan Jonsson. Absolicon. Telefon- och mailkontakt.

29. Bengt Perers. Solvärme för badanläggningar. Stockholm : Byggforskningsrådet, 1992.

30. Spotpris. [Online] Kundkraft. [Besökt: den 12 Januari 2011.] http://www.kundkraft.se/?fto=content/prices&name=prices_spot.

31. Ola Thorén. S-Solar. Telefonkontakt.

32. Jens Rosander. Malmsten AB. Mailkontakt.

73

Bilagor

Hörnefors fjärrvärmenät

Figur 73 - Karta över Hörnefors fjärrvärmenät

i

BADHUS

VÄRMEVERK

N

Solfångare

Tabell 10 – Produktegenskaper för den plana solfångaren Aquasol Big AR (12)

4 AR 6AR 8 AR 10 AR 13 ARBredd 1 910 mm 2 860 mm 3 810 mm 4 760 mm 5 710 mmLängd 2 320 mm 2 320 mm 2 320 mm 2 320 mm 2 320 mmHöjd 145 mm 145 mm 145 mm 145 mm 145 mmVikt 110 kg 168 kg 227 kg 285 kg 344 kgByggarea 4,43 m2 6,60 m2 8,80 m2 11,0 m2 13,25 m2

Apparaturarea 4,09 m2 6,14 m2 8,20 m2 10,26 m2 12,32 m2

Årsutbyte 2 049 kWh 3 076 kWh 4 108 kWh 5 140 kWh 6 172 kWhMax tryck 900 kPa 900 kPa 900 kPa 900 kPa 900 kPaMax drifttemperatur 150°C 150°C 150°C 150°C 150°CStagnationstemperatur 191°C 191°C 191°C 191°C 191°CGaranti 15 år 15 år 15 år 15 år 15 årGodkännande av SP P-märkning P-märkning P-märkning P-märkning P-märkning

Tabell 11 - Produktegenskaper för vakuumrörsolfångaren Svesol Optima III (15)

Bredd 775 mmLängd 2 180 mmHöjd 110 mmVikt 26,8 kgByggarea 1,64 m2

Apparaturarea 1,01 m2

Årsutbyte 725 kWhAntal rör 10 stMax tryck 6 barStagnationstemperatur 296°CGodkännande SP Solar Keymark

Tabell 12 - Produktegenskaper för hybridsolfångaren Absolicon X10 (19)

6 10 14 18Bredd 1 100 mm 1 100 mm 1 100 mm 1 100 mmLängd 6 000 mm 10 000 mm 14 000 mm 18 000 mmVikt 195 kg 315 kg 435 kg 555 kgByggarea 6,6 m2 11 m2 15,4 m2 19,8 m2

Apparaturarea 6,2 m2 10,4 m2 14,6 m2 18,7 m2

Årsutbyte(Värme 80 % El 20 %)

2490 kWh 4180 kWh 5869 kWh 7517 kWh

Total volym 4,4 l 6,7 l 9,0 l 11,2 lRekommenderat flöde

10 l/min 10 l/min 11 l/min 14 l/min

Elektrisk maxeffekt

600 W 1000 W 1400 W 1800 W

Solcellsyta 0,35 m2 0,58 m2 0,82 m2 1,1 m2

i

Tabell 13 - Produktegenskaper för poolsolfångaren Texsun X-flow (21)

Bredd 600 mmLängd 1 500 mmHöjd 110 mmVikt 1,5 kgByggarea 0,9 m2

Apparaturarea 0,9 m2

Vattenvolym Ca 2 literMax tryck 1,0 bar

ii

Solinstrålning

Tabell 14 - Beräkning av solinstrålningen i Hörnefors under 2009

Månad SolinstrålningkWh/m2


Tabell 15 - Solinstrålning i Hörnefors för olika vinklar

Månad 0° 30° 60° 90°kWh/m2 kWh/m2 kWh/m2 kWh/m2

Januari 6 10 13 13Februari 23 37 48 46Mars 67 98 110 100April 113 140 145 125Maj 160 180 165 122Juni 180 190 170 120Juli 170 182 170 120Augusti 122 146 140 100September 68 90 97 80Oktober 29 47 55 51November 8 15 20 18December 3 5 7 7Totalt 949 1140 1140 902

i

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.00111111111111111 x² + 0.18 x + 5.9

Solinstrålning i januari


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 74 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under januari

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.00444444444444444 x² + 0.666666666666667 x + 22.5

Solinstrålning i februari


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 75 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under februari

ii

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.0113888888888889 x² + 1.395 x + 66.85

Solinstrålning i mars


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 76 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under mars

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.0130555555555556 x² + 1.31166666666667 x + 112.85

Solinstrålning i april


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 77 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under april

iii

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

f(x) = − 0.0175 x² + 1.145 x + 160.35

Solinstrålning i maj


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 78 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under maj

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

f(x) = − 0.0166666666666667 x² + 0.833333333333333 x + 180

Solinstrålning i juni


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 79 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under juni

iv

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

f(x) = − 0.0172222222222222 x² + 1.01 x + 169.3

Solinstrålning i juli


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 80 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under juli

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.0177777777777778 x² + 1.36 x + 121.8

Solinstrålning i augusti

Vinkel

Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 81 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under augusti

v

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.0108333333333333 x² + 1.11833333333333 x + 67.55

Solinstrålning i september


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 82 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under september

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.00611111111111111 x² + 0.796666666666667 x + 28.9

Solinstrålning i oktober


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 83 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under oktober

vi

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.0025 x² + 0.341666666666667 x + 7.75

Solinstrålning i november


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 84 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under november

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

50

100

150

200

f(x) = − 0.000555555555555555 x² + 0.0966666666666666 x + 2.9

Solinstrålning i december


Solin

strå

lnin

g [kW

h/m

2]

Figur 85 - Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under december

vii

Tabell 16 - Solinstrålning vid 45°



Tabell 17 - Solinstrålningen i Hörnefors under 2009 för en yta mot söder i 45° lutning



viii

Tabell 18 - Solinstrålning i Stockholm och förhållandet med Hörnefors

Månad Solinstrålning Stockholm FörhållandekWh/m2 Hörneforsfors/Stockholm

Januari 20 0,33Februari 52 0,70Mars 100 0,79April 136 0,93Maj 172 1,08Juni 172 1,01Juli 162 0,76Augusti 142 1,05September 103 1,05Oktober 60 1,04November 24 0,40December 13 0,26Totalt 1156 0,92

Tabell 19 - Månadsutbyte för den plana solfångaren placerad i Hörnefors

Månad 25° 50° 75°kWh/m2 kWh/m2 kWh/m2

Januari 2,3 0,7 0,3Februari 17,4 10,5 4,9Mars 43,3 28,3 15,7April 78,9 53,8 35,3Maj 124,0 88,4 57,2Juni 121,0 85,7 58,5Juli 88,4 61,2 39,3Augusti 108,5 74,8 47,4September 71,6 46,3 28,4Oktober 36,3 21,8 13,5November 4,3 2,0 0,8December 0,8 0,3 0,0Totalt 696,9 473,8 301,3

ix

Tabell 20 - Omvandling från månadsdata till dygnsdata

Datum Solinstrålning Andel UtbytekWh/m2 % kWh/m2

2009-06-01 6,67 3,8 % 3,302009-06-02 4,40 2,5 % 2,172009-06-03 4,62 2,7 % 2,282009-06-04 5,01 2,9 % 2,482009-06-05 3,83 2,2 % 1,892009-06-06 5,08 2,9 % 2,512009-06-07 6,01 3,5 % 2,972009-06-08 7,94 4,6 % 3,922009-06-09 8,21 4,7 % 4,062009-06-10 3,58 2,1 % 1,772009-06-11 1,79 1,0 % 0,882009-06-12 3,38 1,9 % 1,672009-06-13 4,58 2,6 % 2,262009-06-14 1,65 1,0 % 0,822009-06-15 2,78 1,6 % 1,372009-06-16 3,74 2,2 % 1,852009-06-17 6,53 3,8 % 3,232009-06-18 8,43 4,9 % 4,172009-06-19 5,82 3,4 % 2,882009-06-20 4,52 2,6 % 2,232009-06-21 7,21 4,2 % 3,562009-06-22 7,68 4,4 % 3,802009-06-23 5,68 3,3 % 2,812009-06-24 7,41 4,3 % 3,662009-06-25 8,20 4,7 % 4,052009-06-26 8,13 4,7 % 4,022009-06-27 8,14 4,7 % 4,022009-06-28 7,91 4,6 % 3,912009-06-29 7,98 4,6 % 3,942009-06-30 6,53 3,8 % 3,23Totalt 173,4 100 % 85,7

x

Tabell 21 - Omvandling från dygnsdata till timdata

Klockslag Solinstrålning Andel UtbyteWh/m2 % Wh/m2

2009-06-01 00:00 0,0 0,0 % 0,02009-06-01 01:00 2,8 0,0 % 1,42009-06-01 02:00 15,7 0,2 % 7,82009-06-01 03:00 43,4 0,6 % 21,42009-06-01 04:00 108,5 1,6 % 53,62009-06-01 05:00 291,2 4,4 % 143,92009-06-01 06:00 442,8 6,6 % 218,82009-06-01 07:00 584,9 8,8 % 289,02009-06-01 08:00 667,6 10,0 % 329,92009-06-01 09:00 671,6 10,1 % 331,92009-06-01 10:00 449,4 6,7 % 222,12009-06-01 11:00 476,1 7,1 % 235,32009-06-01 12:00 660,1 9,9 % 326,22009-06-01 13:00 529,4 7,9 % 261,62009-06-01 14:00 547,4 8,2 % 270,52009-06-01 15:00 433,9 6,5 % 214,42009-06-01 16:00 346,1 5,2 % 171,02009-06-01 17:00 216,6 3,2 % 107,12009-06-01 18:00 121,5 1,8 % 60,02009-06-01 19:00 51,3 0,8 % 25,42009-06-01 20:00 9,4 0,1 % 4,62009-06-01 21:00 0,0 0,0 % 0,02009-06-01 22:00 0,0 0,0 % 0,02009-06-01 23:00 0,0 0,0 % 0,0Totalt 6669,7 100 % 3296,1

xi

Resultat

Tabell 22 – Primäranslutning med plan solfångare

Månad Pellets Solvärme Andel solvärmeMWh MWh

Januari 1409,725 2,164904 0,2 %Februari 1521,207 32,19332 2,1 %Mars 1098,786 103,844 8,6 %April 623,5844 232,7556 27,2 %Maj 144,6144 377,2356 72,3 %Juni 43,01835 385,9816 90,0 %Juli 136,909 259,381 65,5 %Augusti 42,1552 312,9448 88,1 %September 242,5953 187,7047 43,6 %Oktober 963,8048 88,98524 8,5 %November 990,1109 5,219108 0,5 %December 1506,01 0 0,0 %Totalt 8722,5 1988,4 18,6 %

Tabell 23 - Primäranslutning med vakuumrörsolfångare

Månad Pellets Solvärme Andel solvärmeMWh MWh

Januari 1404,706 7,183546 0,5 %Februari 1497,445 55,95505 3,6 %Mars 1059,058 143,5722 11,9 %April 605,673 250,667 29,3 %Maj 140,031 381,819 73,2 %Juni 75,68765 353,3124 82,4 %Juli 142,5017 253,7883 64,0 %Augusti 35,88577 319,2142 89,9 %September 214,9979 215,3021 50,0 %Oktober 946,7959 105,9941 10,1 %November 982,3415 12,98846 1,3 %December 1503,205 2,805026 0,2 %Totalt 8608,3 2102,6 19,6 %

i

Tabell 24 - Primäranslutning med hybridsolfångare

Månad Pellets Solvärme Andel solvärme SolelMWh MWh MWh

Januari 1397,72 14,17028 1,0 % 3,5425706Februari 1468,109 85,29138 5,5 % 21,322845Mars 1044,032 158,5981 13,2 % 39,64953April 635,8347 220,5053 25,7 % 55,126322Maj 125,8497 396,0003 75,9 % 99,000087Juni 44,22833 384,7717 89,7 % 96,192918Juli 156,8614 239,4286 60,4 % 59,857154Augusti 74,398 280,702 79,0 % 70,175501September 210,3632 219,9368 51,1 % 54,984195Oktober 903,4441 149,3459 14,2 % 37,336463November 966,8621 28,46786 2,9 % 7,116966December 1493,099 12,91081 0,9 % 3,2277013Totalt 8520,8 2190,1 20,4 % 547,5

Tabell 25 - Sekundäranslutning med plan solfångare utan ackumulatortank

Månad Fjärrvärme Solvärme Andel solvärmeMWh MWh


ii

Tabell 26 - Sekundäranslutning med plan solfångare med ackumulatortank

Månad Fjärrvärme Solvärme Från ackumulator Andel solvärmeMWh MWh MWh

Januari 25,51301 0,096988 0 0,4 %Februari 21,91163 1,396709 0,131658 6,5 %Mars 14,91872 3,634981 0,2863 20,8 %April 7,134229 6,410986 1,044785 51,1 %Maj 1,499475 8,825148 2,525377 88,3 %Juni 78,42621 12,07244 1,281345 14,5 %Juli 99,5596 9,050402 0 8,3 %Augusti 45,79011 10,11102 0,748877 19,2 %September 7,69765 5,430321 1,002029 45,5 %Oktober 10,53608 1,195107 1,16881 18,3 %November 18,88773 0,29227 0 1,5 %December 17,31213 0,037872 0 0,2 %Totalt 349,1866 58,55424 8,18918 16,0 %

Tabell 27 – Sekundäranslutning med vakuumrörsolfångare utan ackumulatortank



iii

Tabell 28 - Sekundäranslutning med vakuumrörsolfångare med ackumulatortank

Månad Fjärrvärme Solvärme Från ackumulator Andel solvärmeMWh MWh MWh

Januari 25,37147 0,238533 0 0,9 %Februari 21,75178 1,536184 0,152041 7,2 %Mars 14,82339 3,71482 0,301788 21,3 %April 7,659579 5,998627 0,931793 47,5 %Maj 3,202648 7,764917 1,882435 75,1 %Juni 81,24976 9,563058 0,967183 11,5 %Juli 101,3278 7,282167 0 6,7 %Augusti 47,63898 8,582441 0,428578 15,9 %September 8,167338 5,045586 0,917076 42,2 %Oktober 10,4889 1,223951 1,187144 18,7 %November 18,74871 0,431288 0 2,2 %December 17,25686 0,093142 0 0,5 %Totalt 357,6872 51,47471 6,768038 14,0 %

Tabell 29 – Sekundäranslutning med hybridsolfångare utan ackumulatortank

Månad Fjärrvärme Solvärme Andel solvärme SolelMWh MWh MWh

Januari 25,43534 0,174662 0,7 % 0,043665Februari 22,52638 0,913623 3,9 % 0,243499Mars 17,20893 1,631068 8,7 % 0,445082April 12,32053 2,269466 15,6 % 0,602269Maj 9,235287 3,614713 28,1 % 1,094652Juni 87,68447 4,095529 4,5 % 1,057033Juli 105,8936 2,716426 2,5 % 0,679107Augusti 53,494 3,156001 5,6 % 0,789September 12,07365 2,056353 14,6 % 0,595936Oktober 12,29549 0,604508 4,7 % 0,396928November 18,8642 0,315804 1,6 % 0,078951December 17,19655 0,153454 0,9 % 0,038364Totalt 394,2284 21,70161 5,2 % 6,064485

iv

Tabell 30 - Sekundäranslutning med hybridsolfångare med ackumulatortank

Månad Fjärrvärme Solvärme Från ackumulator Andel solvärme SolelMWh MWh MWh

Januari 25,43534 0,174662 0 0,7 % 0,043665Februari 22,47204 0,913623 0,054334 4,1 % 0,243499Mars 17,14761 1,631068 0,061321 9,0 % 0,445082April 12,12187 2,269466 0,198661 16,9 % 0,602269Maj 8,834876 3,614713 0,400411 31,2 % 1,094652Juni 87,35666 4,095529 0,327807 4,8 % 1,057033Juli 105,8936 2,716426 0 2,5 % 0,679107Augusti 53,494 3,156001 0 5,6 % 0,789September 11,779 2,056353 0,294652 16,6 % 0,595936Oktober 11,73819 0,604508 0,557301 9,0 % 0,396928November 18,8642 0,315804 0 1,6 % 0,078951December 17,19655 0,153454 0 0,9 % 0,038364Totalt 392,3339 21,70161 1,894488 5,7 % 6,064485

Tabell 31 – Sekundäranslutning med poolsolfångare

Månad Fjärrvärme Solvärme Andel solvärmeMWh Mwh

Maj 0 15,30053 100,0 %Juni 48,02 18,2026 27,5 %Juli 87,28 12,02749 12,1 %Augusti 34,25 9,420808 21,6 %Totalt 169,5491 54,95142 24,5 %

Tabell 32 – Sekundäranslutning med poolsolfångare och med bassängtäckning


Maj 0 15,30053 100,0 %Juni 21,53 18,2026 45,8 %Juli 47,56 12,02749 20,2 %Augusti 16,78 9,420808 36,0 %Totalt 85,86911 54,95142 39,0 %

v