Solvärme i småskaligt fjärrvärmenät

Solvärme i småskaligt fjärrvärmenät Solar heating in small-scale district heating Jonas Rossing EN 1304 Examensarbete för civilingenjörsexamen i energiteknik, 30 hp

Solva rme i sma skaligt fja rrva rmena t Förutsättningar och möjligheter för Umeå Energi Jonas Rossing 2011 01 20 Handledare Jörgen Carlsson, Umeå Energi Lars Bäckström, Umeå Universitet

Förord Denna rapport är resultatet av ett examensarbete, vilket avslutar mina studier på civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå universitet. Arbetet har genomförts på uppdrag av och i samarbete med Umeå Energi AB. Jag vill rikta ett stort tack till alla anställda på Umeå Energi som har hjälpt mig i mitt arbete genom att ha svarat på frågor, försett mig med nödvändiga data, tagit med mig på studiebesök, samt bidragit till en trivsam arbetsmiljö. Tack också till de personer på Umeå kommun som varit behjälpliga med information och material. Jag vill även tacka de solfångarleverantörer som tillhandahållit uppgifter om sina produkter. Jonas Rossing Januari 2011 i

Sammanfattning Satsningar på förnyelsebar energiproduktion är en viktig del i strävan efter ett mer hållbart samhälle. Att ta till vara på energin i solinstrålningen är både miljövänligt och relativt enkelt. Syftet med detta arbete har varit att undersöka möjligheterna att integrera solenergi i Umeå Energis mindre fjärrvärmenät i Hörnefors. De alternativ som har studerats är två olika anslutningsmöjligheter av solfångaranläggningar till fjärrvärmenätet. Med det första anslutningsalternativet, som kallas primäranslutning, kan en solfångaranläggning leverera värme direkt ut på fjärrvärmenätets primärledning, vilket gör att solvärmen blir tillgänglig för alla abonnenter på nätet. Med det andra alternativet, som kallas sekundäranslutning, kan en solfångaranläggning endast leverera värme till en abonnent, i detta fall ett badhus. Förutom de olika anslutningsalternativen har också olika typer av solfångare undersökts. Detta innefattar en plan solfångare, en vakuumrörsolfångare, en hybridsolfångare, samt en poolsolfångare. Resultaten visade att upp till 20 % av fjärvärmenätets totala behov kunde ersättas med solvärme vid primäranslutning och runt 0,7 % vid sekundäranslutning. Dock är inget av alternativen i dagsläget ekonomiskt lönsamt. Det alternativ som var närmast att uppnå lönsamhet var den sekundäranslutna poolsolfångaranläggningen. Med det alternativet erhölls en nuvärdeskvot på 0,43. De andra alternativen låg mellan 0,11 och 0,22. ii

Abstract Renewable energy production is a central part of a sustainable society. Therefore it is today important with investments in new technology and solutions in this field. The sun provides constantly earth with energy. To obtain and utilize this energy is both environmental friendly and quite simple. This report aims to investigate the possibilities of integrating solar energy with district heating in the district heating grid in Hörnefors owned by Umeå Energi. Two alternatives for connection of solar thermal collectors to the district heating grid have been studied. In the first alternative, called primary connection, solar collectors are connected to the district heating primary pipe and are therefore able to deliver heat to the whole grid. In the second alternative, called secondary connection, solar collectors are connected to a single user on the district heating grid, in this case a swimming pool complex. Different types of solar thermal collectors were also investigated, including a flat plate collector, an evacuated pipe collector, a hybrid collector and a pool collector. The results revealed that up to 20 % of the total heat demand in the grid could be replaced by solar heating by using the primary connection and about 0,7 % by using the secondary connection. However are none of the alternatives cost effective at the moment. The best alternative was the secondary connected pool collector. The present value ratio for this alternative was 0,43. The other alternatives had ratios from 0,11 to 0,22. iii

Innehållsförteckning 1. Inledning... 1 1.1 Bakgrund... 1 1.2 Syfte... 1 1.3 Mål... 1 1.4 Avgränsningar... 1 2. Anslutningsalternativ och förutsättningar i Hörnefors... 2 2.1 Primäranslutning... 2 2.2 Sekundäranslutning... 3 2.3 Hörnefors värmeverk och fjärrvärmenät... 5 2.4 Vallabadet... 7 2.4.1 Bassänger... 7 2.4.2 Tak... 8 3. Solfångare... 11 3.1 Allmänt... 12 3.2 Plana solfångare... 12 3.3 Vakuumrörsolfångare... 13 3.4 Koncentrerande solfångare... 14 3.5 Hybridsolfångare... 15 3.6 Poolsolfångare... 15 3.7 Verkningsgrad... 16 3.8 Certifiering... 17 3.9 Bidrag... 17 4. Metod och indataberäkningar... 18 4.1 Val av solfångare... 18 4.1.1 Plan solfångare Aquasol Big AR... 18 4.1.2 Vakuumrörsolfångare Svesol Optima III... 20 4.1.3 Hybridsolfångare Absolicon X10... 21 4.1.4 Poolsolfångare Texsun X flow... 23 4.2 Solinstrålning... 24 4.3 Solfångarutbyten... 28 4.3.1 Utbytesbaserat... 28 4.3.2 Verkningsgradbaserat... 30 iv

4.4 Anläggningsstorlek och placering... 31 4.4.1 Primäranslutning... 31 4.4.2 Sekundäranslutning... 31 4.4.3 Plan solfångare... 31 4.4.4 Vakuumrörsolfångare... 32 4.4.5 Hybridsolfångare... 32 4.4.6 Poolsolfångare... 32 4.5 Badhusets värmeförbrukning... 33 4.5 Ytterligare åtgärder... 40 4.5.1 Bassängtäckning... 40 4.6 Simuleringar... 41 4.6.1 Primäranslutning... 41 4.6.2 Sekundäranslutning... 41 4.7 Ekonomi... 42 5. Resultat... 43 5.1 Primäranslutning... 43 5.1.1 Plan solfångare... 43 5.1.2 Vakuumrörsolfångare... 43 5.1.3 Hybridsolfångare... 43 5.2 Sekundäranslutning... 44 5.2.1 Plan solfångare... 44 5.2.2 Vakuumrörsolfångare... 45 5.2.3 Hybridsolfångare... 46 5.2.4 Poolsolfångare... 47 5.2.5 Bassängtäckning... 47 5.3 Ekonomi... 48 5.3.1 Primäranslutning... 48 5.3.2 Sekundäranslutning... 49 5.4 Sammanfattning... 51 6. Diskussion... 53 6.1 Felkällor... 54 6.2 Rimlighetsuppskattning... 55 v

7. Slutsatser... 56 8. Rekommendationer... 56 9. Referenser... 57 Bilagor Bilaga 1 Hörnefors fjärrvärmenät Bilaga 2 Solfångare Bilaga 3 Solinstrålning Bilaga 4 Resultat vi

1. Inledning Idag är medvetenheten stor om att jordens resurser är begränsade och att mänskligheten just nu utarmar planeten genom sitt levnadssätt. De flesta är dessutom överens om att detta levnadsätt även påverkar miljön och klimatet i en riktning som till slut kommer att göra jorden obeboelig. I allt större utsträckning eftersträvas därför en förändring av vårt levnadsätt och satsningar på hållbara lösningar görs runt om i världen. En mycket viktig del av dessa satsningar är satsningen på förnyelsebar energiproduktion. Att utnyttja solenergi är mycket miljövänligt. Själva omvandlingen från solinstrålning till användbar energi i form av värme eller elektricitet sker helt utan miljöpåverkan. Den påverkan nyttjandet av solenergi har på miljön är i fråga om vilka material som används vid framställning och hur dessa material återanvänds efteråt, samt hur framställningen går till. 1.1 Bakgrund Det kommunala energibolaget Umeå Energi producerar idag energi, i form av värme och el, främst i avfalls och biobränsleeldade kraftvärmeverk. Satsningar görs dock även inom områdena sol, vind och vatten för att kunna leverera så mycket förnyelsebar energi som möjligt. Bolaget äger ett antal vindkraftverk i Hörnefors, Holmsund, Robertsfors och Håcksta och en mindre vattenkraftstation i Sävar. Dock saknar Umeå energi än så länge någon form av solenergianläggning. Umeå Energi var därför intresserade av att ta reda på hur solenergi kunde bli en del av energikällorna i deras produktion av värme och el. Tanken var att kunna minska bränsleförbrukningen i något av bolagets fjärrvärmenät med hjälp av tillskott av solproducerad värme. Mest intressant var då de mindre nät som finns i Sävar, Hörnefors och Bjurholm, då dessa försörjs av rena värmeverk. En minskad värmeproduktion i dessa verk skulle alltså inte leda till minskad elproduktion. Utav dessa tre fjärrvärmenät så stack nätet i Hörnefors ut lite extra eftersom det till detta nät fanns ett badhus anslutet, som dessutom hade sommaröppna utomhusbassänger. Här fanns det alltså ett stort värmebehov även under sommaren, vilken är den tid då produktionen av solvärme är som störst. 1.2 Syfte Detta arbete syftar till att klarlägga vilka möjligheter Umeå Energi har för att integrera solenergi i ett av sina småskaliga fjärrvärmenät, beläget i Hörnefors. 1.3 Mål Målet är att redovisa resultaten för olika alternativ av inkoppling på Hörnefors fjärrvärmenät för olika typer av solfångaranläggningar. Hur stor del av fjärrvärmeproduktionen som solvärmen kan stå för ska beräknas, samt de olika alternativens ekonomiska lönsamhet. 1.4 Avgränsningar Undersökningen görs för endast ett fjärrvärmenät, med dess specifika egenskaper och förutsättningar. Förutsättningar i form av värmeproduktion, värmebehov, solinstrålning, med mera, studeras för ett givet år. Utredningen görs dessutom för ett begränsat antal solfångarmodeller. 1

2. Anslutningsalternativ och förutsättningar i Hörnefors Syftet med att integrera solvärme i ett fjärrvärmenät är att minska användningen av primärbränsle i värmeverket som försörjer nätet med värme. Dessa bränslen är i de flesta fall biobränsle, olja eller avfall. För att åstadkomma en sådan minskning med hjälp av en solvärmeanläggning kan man tänka sig två alternativ där man antingen ser till produktionssidan eller förbrukningssidan. I det första fallet handlar det om att ersätta en del av värmeproduktionen med värme från solvärmeanläggningen. I det andra fallet rör det sig om att minska fjärrvärmeförbrukningen hos en eller flera förbrukare på fjärrvärmenätet. Eftersom en solvärmeanläggning levererar som mest värme under sommarhalvåret gäller det att för det andra fallet välja en förbrukare som har ett stort värmebehov under sommaren, till exempel ett badhus. Dessa två alternativ kan kallas för primäranslutning och sekundäranslutning. Båda alternativen har för och nackdelar. 2.1 Primäranslutning Med en anslutning på primärsidan fyller solvärmeanläggningen i princip samma funktion som värmeverket. Solvärmen levereras ut på fjärrvärmenätet och blir tillgänglig för alla abonnenter. Detta illustreras i figur 1 med ett badhus som exempel på en abonnent. Värmeverk Badhus Figur 1 Principskiss för primäranslutning 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. 2

Fördelen med denna typ av anslutning är att solvärmeproduktionen blir relativt obegränsad då den begränsas av hela fjärrvärmenätets värmebehov. Det som istället ofta blir den begränsande faktorn för solvärmeanläggningen är storleken på den yta med goda förutsättningar som finns tillgänglig för installation. Nackdelen med en primäranslutning är det minskade utbytet som fås från solvärmeanläggningen eftersom temperaturen i solvärmekretsen blir hög då den kyls med den relativt varma fjärrvärmereturen. 2.2 Sekundäranslutning En sekundäranslutning innebär att solvärmeanläggningen ansluts till en enskild abonnent på fjärrvärmenätet. Solvärmen är alltså i detta fall endast tillgänglig för en specifik förbrukare och kan inte levereras ut på fjärrvärmenätet. Då solvärmeproduktionen inte täcker förbrukarens behov sker komplettering med fjärrvärme. Detta illustreras i figur 2 med ett badhus som exempel på den specifika förbrukaren. Värmeverk Badhus Figur 2 Principskiss för sekundäranslutning 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. 3

Nackdelen är att solvärmeproduktionen begränsas till den specifika abonnentens värmebehov. Solvärmeanläggningens storlek måste alltså anpassas så produktionen inte överstiger behovet. Storleken begränsas givetvis också av den yta som finns tillgänglig för installation. För att minska produktionsbegränsningen kan systemet kompletteras med en ackumulatortank som möjliggör lagring av värme då produktionen överstiger behovet. Detta illustreras i figur 3. Värmeverk Badhus Figur 3 Principskiss för sekundäranslutning med ackumulatortank Nackdelen med en sådan lösning är att investeringskostnaden ökar betydligt eftersom en ackumulatortank är relativt dyr. Dessutom kräver den extra ledningsdragning och utrymme att ställa tanken på. 4

2.3 Hörnefors värmeverk och fjärrvärmenät Fjärrvärmenätet i Hörnefors försörjer drygt 80 abonnenter med värme. Vid årsskiftet 2009 2010 var siffran 82 abonnenter plus den större förbrukaren Hörnefors Företagscentra, vilken tillhandahåller ett antal industrilokaler i Hörnefors. För karta över nätet se figur 47 i bilaga 1. Värmen produceras till största delen med en pelletspanna på 1,5 MW. När denna inte räcker till finns det möjlighet även köra två oljepannor med en sammanlagd effekt på 2,5 MW. En ackumulatortank på 140 m 3 finns också tillgänglig för lagring av värme. Under 2009 producerade värmeverket lite drygt 10 700 MWh värme, varav ungefär 80 % kom från pelletspannan och resterande 20 % från oljepannorna. Av denna värme såldes cirka 9 700 MWh till abonnenterna, vilket medför distributionsförluster på omkring 10 %. Produktionen för vinterhalvåret uppgick till strax över 7 700 MWh och produktionen för sommarhalvåret var knappt 3 000 MWh. Fjärrvärmeproduktionen för varje månad redovisas i figur 4. Energi [MWh] 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0 Fjärrvärmeproduktion Jan Febr Mars Apr Maj Juni Juli Aug Sept Okt Nov Dec Pellets Olja Figur 4 Fjärrvärmeproduktionen i Hörnefors värmeverk under 2009 5

Framledningstemperaturen varierar normalt mellan 80 C och 100 C och returtemperaturen mellan 40 C och 50 C. I figur 5 redovisas månadsmedelvärdena för respektive temperatur under 2009. 120 Fjärrvärmetemperaturer Temperatur [ C] 100 80 60 40 20 Fram Retur 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 5 Fjärrvärmetemperaturerna i Hörnefors fjärrvärmenät under 2009 6

2.4 Vallabadet Badhuset i Hörnefors som numera heter Vallabadet byggdes 1970 1971 och är beläget på adressen Industrivägen 8, se markering på karta i bilaga 1. Badhuset är anslutet till fjärrvärmenätet och all uppvärmning sker med fjärrvärme. 2.4.1 Bassänger Inomhus finns en bassäng som är 16,7 meter lång med ett varierande djup på 1 till 1,8 meter, en mindre barnbassäng, samt sen sommaren 2010 även en bubbelpool. Vattentemperaturen ligger runt 28 C förutom på söndagar och måndagar då det erbjuds varmare bad med en vattentemperatur på 33 C. I figur 6 ses den större inomhusbassängen. Figur 6 Vallabadets inomhusbassäng 7

Från mitten av juni till mitten av augusti finns det även tillgång till utomhusbassänger, vilka kan ses i figur 7. En större bassäng som är 25 meter lång, 12,5 meter bred och 1,2 till 1,8 meter djup, en undervisningsbassäng med en längd på 12,5 meter, en bredd på 7,5 meter och ett djup på 0,7 meter, samt en mindre rund barnbassäng med diametern 10,5 meter och djupet 0,2 meter. Vattentemperaturen i utomhusbassängerna är 28 30 C. Figur 7 Vallabadets utomhusbassänger 2.4.2 Tak Taket på Vallabadet består av tre olika sektioner med numrering enligt figur 8. Den första sektionen är taket direkt över simbassängen samt taket till fläktrummet. Detta tak ungefär 350 m 2 stort och är svagt lutat (cirka 3 ) i rakt söderläge. Den andra sektionen är nyligen utökad vilket gör att figur 8 inte är helt korrekt. I figur 9 ser man en del av denna utbyggnad. Denna taksektion har kontorsrum under sig. Den tredje och sista sektionen är det tak som täcker reception och omklädningsrum, vilket ses i figur 10. Det är svagt lutat i rakt norrläge. Fläktrummet är beläget på denna sektion. Alla taksektioner är belagda med takpapp. 8

N Figur 8 Ritning över badhustaket Figur 9 Taksektion 1 och 2 9

Figur 10 Taksektion 3 Taksektion 1 skuggas i princip aldrig av intilliggande byggnader, träd eller andra föremål. Dessutom är detta tak riktat i rakt söderläge och svagt sluttande. Solinstrålningen är med andra ord mycket god mot denna taksektion. Taksektion 2 skuggas i relativt stor grad av den trädallé som är belägen strax bredvid taket i östlig riktning. Taket lutar också något åt öster. Solinstrålningen mot denna sektion är begränsad. En stor del av taksektion 3 skuggas under större delen av dagen helt av taksektion 1. Taksektion 3 sluttar dessutom svagt mot norr. Solinstrålningen är alltså mycket begränsad mot denna sektion. På taksektion 1 finns två ventilationshuvar, en större som är belägen på den del av taket som täcker fläktrummet och en mindre på den del av taket som befinner sig över simbassängen. Strax bredvid den mindre ventilationshuven finns även en lucka där man kan komma ner under taket. Utöver dessa tre hinder är taket helt tomt. Taksektion 2 är helt tomt så när som på fem små oanvända fästanordningar av något slag. På taksektion 3 finns en ventilationshuv, två spillvattenluftningar som sticker upp ur taket samt en lucka som leder ner under taket. 10

3. Solfångare Energianvändningen på hela jorden uppgår idag till cirka 140 000 TWh per år (1). Varje år tillförs jorden ungefär 750 000 000 TWh energi i form av instrålning från solen (2). Det finns alltså en enorm kapacitet i solinstrålningen, men dessvärre är det endast en ytterst liten andel utav denna energi som används till värme och elproduktion med hjälp av solceller och solfångare. I slutet av 2009 uppgick den installerade effekten solfångare i världen till omkring 180 GW och för solceller var effekten runt 24 GW (3). Ökningen av solenergianvändandet sker däremot snabbt. Från 2006 till 2009 har solfångareffekten mer än fördubblats och solcellseffekten nästan femdubblats (3) (4). Förutsättningarna för att använda solenergi i Sverige är relativt goda. Under sommaren har Sverige lika stor solinstrålning som länderna runt Medelhavet. Detta beroende på att dagarna är längre i Sverige under denna tid jämfört med dagslängden vid Medelhavet (5). För horisontella ytor varierar den årliga solinstrålningen från ungefär 800 kwh/m 2 i de norra delarna av landet till ungefär 1000 kwh/m 2 i de allra sydligaste delarna. Genom att luta solenergipaneler mellan 30 och 40 mot horisontalplanet ökar dessa värden med cirka 30 procent (2). I figur 11 från SMHI visas en mer detaljerad fördelning av solinstrålningen under ett år. Figur 11 Solinstrålningen i Sverige 11

3.1 Allmänt Solfångare används för att ta till vara på värmeenergin i solinstrålningen. Ett medium, ofta vatten eller en glykolblandning, värms och kan sedan användas för direkt uppvärmning eller värmeväxlas till ett annat uppvärmningssystem. Det finns fem huvudtyper av solfångare. Plana solfångare, vakuumrörsolfångare, koncentrerande solfångare, poolsolfångare och luftsolfångare. Den sistnämnda är egentligen uppbyggd på samma sätt som den plana solfångaren, men i betydligt enklare utförande och med luft som värmebärare. Som variant av den koncentrerande solfångaren kan också hybridsolfångaren nämnas. 3.2 Plana solfångare Plana solfångare består av en välisolerad låda av ett icke korrosivt material. I lådan finns det som kallas absorbatorn som är en metallplatta, ofta av koppar och/eller aluminium, med rörslingor innehållandes det mediet som för bort värmen. Ytan på absorbatorn består av ett selektivt skikt med hög absorptionsförmåga och med låg emittans av värmestrålning. Över absorbatorn finns ett täckglas, som även kan vara av plast, för att minska konvektionsförlusterna samt skydda mot slitage. (6) Uppbyggnaden framgår av figur 12. Livslängden för en plan solfångare är runt 20 30 år (7). De har ett relativt lågt kvadratmeterpris och hög driftsäkerhet (2). Figur 12 Plan solfångare 12

3.3 Vakuumrörsolfångare Vakuumrörsolfångare består av ett antal glasrör innehållandes absorbatorer som isoleras med vakuum. Dessa kan utformas på lite olika sätt. Antingen med dubbel eller enkelglas och antingen med U rör eller Heat pipe som absorbator. I varianten med dubbelglas befinner sig absorbatorn i atmosfärtryck och omges av ett dubbelglasat rör med vakuum. Med enkelglas befinner sig även aborbatorn i vakuum. Vakuumet isolerar mycket bra, vilket reducerar konvektionsförlusterna avsevärt jämfört med plana solfångare. I U rörstypen består absorbatorn av ett U format rör, ofta av koppar, som placeras i vakuumröret. I U röret cirkulerar värmebäraren, för det mesta en blandning av vatten och glykol. En Hot pipe är också oftast ett kopparrör, men med skillnaden att det är slutet i botten, alltså finns ingen möjlighet till cirkulation. Istället fylls röret med ett lättevaporerande vätska, till exempel etanol eller aceton. Även vatten har blivit ett vanligt alternativ på senare tid. Då röret värms upp förångas vätskan och stiger till toppen av röret. Där värmeväxlas ångan varpå den kondenseras och rinner ner i röret igen. Detta medför att en solfångare med Heat pipe alltid måste lutas. (8) En hel solfångarmodul visas i figur 13. Livslängden är något kortare för vakuumrörsolfångare än för plana solfångare och de är även generellt sett dyrare (2). Dock sjunker priserna allt mer och vakuumrörsolfångaren har ökat sin marknadsandel rejält under senare år. 2006 hade den stigit till 30 % jämfört med endast några få procent i början av 2000 talet (8). Figur 13 Vakuumrörsolfångare 13

3.4 Koncentrerande solfångare Koncentrerade solfångare har reflektorer som koncentrerar solenergin till ett begränsat område, alltså kan absorbatorytan minskas vilket sänker kostnaderna. På detta sätt erhålls mycket högre temperaturer än i andra typer av solfångare. Denna teknik kan med fördel kombineras med vakuumrörstekniken med mindre reflektorer bakom vakuumrören. Principen med reflektorplåtar illustreras i figur 14. För att de koncentrerande solfångarna ska fungera så bra som möjligt måste de följa solens väg på himlen. Detta leder till ökade kostnader samt högre driftosäkerhet. Ett projekt med koncentrerande solfångare i Ingelstad utanför Växjö visade på att denna teknik inte lämpar sig för svenska förhållanden. Den passar bättre i områden med högre solinstrålning som i till exempel Kalifornien där tekniken kan användas för att koka vatten och driva ångturbiner som genererar elektricitet. (8) Figur 14 Koncentrerande solfångare 14

3.5 Hybridsolfångare Den koncentrerande solfångaren kan utvecklas genom att den kombineras med solceller. Koncentreringen gör att den utgående effekten från solcellerna höjs. Detta medför dock att solcellerna blir mycket varma, vilket påverkar deras verkningsgrad negativt. Genom att kyla solcellerna kan man kringgå detta problem, samtidigt som man kan ta till vara på den värmeenergi som kyls bort. Detta koncept kan man i solenergisammanhang kalla en hybridlösning, vilket alltså är en kombinerad solfångare och solcell. För att dra nytta av en sådan lösning krävs alltså både ett värme och elbehov. Från dessa hybrider fås i allmänhet ungefär fem gånger så mycket värme som el under normal drift. En möjlig utformning av en hybridsolfångare ses i figur 15. Figur 15 Hybridsolfångare 3.6 Poolsolfångare Den enklaste och också den billigaste varianten av solfångare är den så kallade poolsolfångaren, eller lågtemperatursolfångaren som den också kallas. Denna typ av solfångare liknar den plana solfångaren, men är oglasad och ofta helt oisolerad och med absorbator i plast eller gummi. Detta gör att den i mycket stor grad påverkas av omgivningens temperatur och vindförhållanden. I figur 16 visas ett exempel på hur en poolsolfångare kan utformas. Poolsolfångaren lämpar sig bra för arbetstemperaturer mellan 20 och 30 C och används, vilket framgår av namnet, främst till uppvärmning av utomhuspooler. I detta fall låter man vattnet i poolen cirkulera genom solfångaren och alltså behövs ingen värmeväxlare. (8) Figur 16 Poolsolfångare 15

3.7 Verkningsgrad Verkningsgraden för en solfångare beskrivs ofta på formen 1 Där η 0 är verkningsgraden utan förluster, k 0 och k 1 är förlustkoefficienter, E T är den tillgängliga solinstrålningen, T f är medeltemperaturen i solfångaren och T a är den omgivande lufttemperaturen. Denna beräkning av verkningsgraden tar alltså bara hänsyn till aktuell solinstrålning, temperaturskillnaden mellan solfångaren och omgivningen, samt egenskaper för den specifika solfångaren i form av maximal verkningsgrad och förlustkoefficienter. Det finns även andra faktorer som påverkar verkningsgraden för solfångaren, som till exempel vindförhållanden vid installationsplats, med mera. Ekvation 1 ger dock en relativt bra uppfattning om en solfångares prestanda. Då en jämförelse görs mellan de tre vanligaste typerna av solfångare, plan solfångare, vakuumrörsolfångare och poolsolfångare vid en solinstrålning på 800 W/m 2 och med varierande differens mellan solfångar och omgivningstemperaturen fås det resultat som redovisas i figur 17. Verkningsgrad för olika solfångare Verkningsgrad 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 20 40 60 80 100 Temperaturdifferens [ C] Plan Vakuum Pool Figur 17 Verkningsgrad för olika solfångare som funktion av temperaturdifferens mellan solfångare och omgivning Om en omgivande utomhustemperatur på 10 C antas och arbetstemperaturen i solfångaren är 50 C, vilket är normalt för plana solfångare och vakuumrörsolfångare, blir temperaturdifferensen 40 C. Vid denna temperaturdifferens fås ur figur 17 verkningsgraderna 60 % och 70 % för den plana solfångaren, respektive vakuumrörsolfångaren. För poolsolfångaren kan en normal arbetstemperatur antas vara 25 C. Med en utomhustemperatur på 10 C blir temperaturdifferensen 15 C och avläsning i figur 17 ger då en verkningsgrad på drygt 50 %. Som framgår av figur 17 påverkas vakuumrörsolfångaren minst av temperaturdifferensen mellan solfångare och omgivning. Detta gör vakuumrörsolfångaren bäst lämpad då höga solfångartemperaturer efterfrågas. Det är också tydligt att poolsolfångaren påverkas mest, vilket alltså gör den lämplig för låga arbetstemperaturer. 16

3.8 Certifiering I Sverige utfärdar Sveriges tekniska forskningsinstitut, SP, en så kallad P märkning av solfångare. Denna märkning innebär att solfångaren testats inom flera områden för att se att den uppfyller de egenskaper vad gäller prestanda och hållbarhet som tillverkaren har utlovat. Med en ekvation liknande ekvation 1, men något mer avancerad, görs också simuleringar där utbytet i kwh/m 2 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/m 2 för hela året, vilket ska motsvara en placering i Stockholm. (9) Den tillgängliga solinstrålningen för varje månad som beräkningarna utgår från framgår av figur 18. Tillgänglig solinstrålning Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 18 Månadsvis tillgänglig solinstrålning för SP:s beräkningar av utbyte Relativt nyligen har även en märkning som kallas Solar Keymark kommit till. Denna märkning kan fås efter provning enligt en europeisk standard och ett godkännande i ett europeiskt land gäller därefter i hela Europa. SP kan förutom P märkningen även utfärda Solar Keymark. Det som skiljer P märkningen och Solar Keymark åt är de omfattande materialtester som krävs för P märkningen. En P märkt solfångare har alltså genomgått alla de tester som behövs för Solar Keymark. (8) Vid val av solfångare är det rekommenderat att välja en produkt med antingen P märkning eller Solar Keymark. 3.9 Bidrag För uppförande av solfångaranläggningar finns det i dagsläget möjlighet att erhålla finansiellt stöd via bidrag. Stödet infördes 1 januari 2009 och ansökan görs hos Länsstyrelsen. Endast glasade solfångare med vätska som värmebärare omfattas av stödet och certifiering i form av P märkning, Solar Keymark eller motsvarande krävs. Stödet uppgår till 2,50 kronor per beräknat årligt utbyte i kwh, där det beräknade årliga utbytet är det samma som det utbyte SP angivit vid certifiering. Som mest utbetalas 3 miljoner kronor för en anläggning. Stödet utbetalas ej om annat statligt eller kommunalt stöd är beviljat för projektet. (10) 17

4. Metod och indataberäkningar För att kunna utvärdera hur solvärme kan integreras Hörnefors fjärrvärmenät gjordes simuleringar för att visa utfallet av olika scenairer. För att göra dessa behövde förutsättningarna fastställas. Första steget var att välja ut de modeller av solfångare som skulle studeras. Därefter behövdes information om solinstrålningen på den aktuella platsen. Med hjälp av detta kunde då utbytet från varje solfångarmodell beräknas. Efter det studerades storlek och placering av en tänkt anläggning. Till sist så krävdes information om badhusets värmebehov. Med all ovanstående information så kunde sedan simuleringarna genomföras. När det gäller data för solinstrålning, värmeproduktion och värmeförbrukning så har året 2009 studerats. Anledningen till att just detta år har studerats beror på att det var det enda hela år som det fanns tillgänglig statistik över badhusets fjärrvärmeförbrukning. 4.1 Val av solfångare Första steget var att välja ut en plan, en vakuumrör, en hybrid och en poolsolfångare. De modeller som valdes för respektive typ av solfångare valdes då det för dessa modeller har fanns god tillgång till beräknade utbyten, prisuppgifter, med mera. Det finns givetvis flertalet andra modeller att välja mellan, dock är variationen inte särskilt stor mellan olika modeller av samma typ. 4.1.1 Plan solfångare Aquasol Big AR Den plana solfångaren Aquasol Big AR monteras utgående från glasrutor på två kvadratmeter ihop till moduler i fem olika storlekar på 4 13 m 2. En möjlig modul ses i figur 19. Genom att använda så stora moduler som möjligt kan kantförluster och tätningsproblem minskas. Modulerna kan sedan monteras antingen stående eller liggande beroende på de aktuella förutsättningarna. Den uppskattade livslängden för Aquasol Big AR uppgår till 30 50 år och en garantitid på 15 år utlovas. (11) Mer information finns i bilaga 2. Figur 19 Aquasol Big AR 18

Enligt SP uppgår årsutbytet för Aquasol Big AR till 501 kwh per m 2 apparaturarea vid arbetstemperaturen 50 C. Utbytesfördelningen över året redovisas i figur 20 för olika arbetstemperaturer. (12) 140 Utbyte för Aquasol Big AR Utbyte [kwh/m 2 ] 120 100 80 60 40 20 25 C 50 C 75 C 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 20 Beräknat utbyte för Aquasol Big AR vid olika arbetstemperaturer 19

4.1.2 Vakuumrörsolfångare Svesol Optima III Vakuumrörsolfångaren Optima III tillverkas av det tyska företaget Philippine och säljs under olika namn av olika leverantörer, däribland Svesol. Solfångaren monteras med vakuumrören horisontellt och passar bra för alla typer av montage då absorbatorerna kan vinklas internt i rören. (13) Mer information finns i bilaga 2. Figur 21 visar hur solfångaren ser ut. Figur 21 Svesol Optima III Årsutbytet för Svesol Optima III uppgår vid arbetstemperaturen 50 C enligt SP till 718 kwh per m 2 apparaturarea. En årsfördelning av utbytet för olika arbetstemperaturer visas i figur 22. (14) 140 Utbyte för Svesol Optima III Utbyte [kwh/m 2 ] 120 100 80 60 40 20 25 C 50 C 75 C 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 22 Beräknat utbyte för Svesol Optima III vid olika arbetstemperaturer 20

4.1.3 Hybridsolfångare Absolicon X10 Absolicon X10 är alltså en koncentrerande hybridsolfångare som producerar både värme och el. Utformningen visas i figur 23. Reflektorplåtarna koncentrerar solljuset upp till tio gånger. Solcellerna är därför speciellt anpassade att klara hög koncentration. Baksidan av solcellerna kyls med vatten där kylflödet regleras av en reglercentral. Kylvattnet värms till temperaturer runt 70 80 C. Figur 23 Absolicon X10 Absolicon X10 har också ett solföljningssystem som kontrolleras av reglercentralen. Utefter astronomiska beräkningar styrs modulen så att den följer solens höjd på himlen. Detta system gör att produktionen blir högre under främst höst, vinter och vår jämfört med en fast monterad modul. Reglercentralen skyddar också modulen från överhettning och hårda vindar genom att vrida modulen till sitt säkerhetsläge då risker uppstår. Det finns också möjlighet till fjärrstyrning av reglercentralen och den kan logga produktions och väderdata. Absolicon X10 kan placeras både på tak och mark och tillverkas i längderna 6, 10, 14 och 18 meter. Modulerna kan serie och parallellkopplas så att installationer mellan 20 och 100 000 m 2 är möjliga. I figur 24 illustreras ett exempel där två tiometers moduler i serie parallellkopplas med ytterligare två seriekopplade moduler. Figur 24 Kopplingsexempel för fyra moduler 21

Absolicon X10 är mer miljövänlig än konventionella solcellsmoduler eftersom koncentreringen gör att en mindre yta solceller krävs för samma produktion. Enligt livscykelanalys ska Absolicon X10 ha fyra gånger mindre miljöpåverkan jämfört med vanliga solcellsmoduler. Det är även möjligt att i framtiden byta ut solcellerna i Absolicon X10 till nyare och mer effektiva celler. (15) Mer information finns i bilaga 2. Årsutbytet uppgår enligt SP till 402 kwh per m 2 apparaturarea vid arbetstemperaturen 50 C. Av detta utbyte beräknas 80 % vara värme och 20 % vara el. Fördelningen av utbytet över året redovisas i figur 25 för olika arbetstemperaturer. (16) 140 Utbyte för Absolicon X10 Utbyte [kwh/m 2 ] 120 100 80 60 40 20 25 C 50 C 75 C 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 25 Beräknat utbyte för Absolicon X10 vid olika arbetstemperaturer 22

4.1.4 Poolsolfångare Texsun X flow Poolsolfångaren X flow är en solfångare anpassad att försörja större badanläggningar med värme under badsäsongen. Den är tillverkad av ett svart polymermaterial som är UV beständigt, frys, korrosion och kemikalietåligt samt resistent mot kalkbeläggningar. Absorbatorn har ett så kallat x kanalsystem vilket ger ett turbulent vattenflöde och en stor aktiv absorptionsyta. Detta ger X flow en av marknadens högsta verkningsgrader. Utformningen ses i figur 26. Solfångaren kan leverera temperaturer upp till 50 C och temporärt ända upp till 70 C. (17) Mer information finns i bilaga 2. Figur 26 Texsun X flow 23

4.2 Solinstrålning För att kunna beräkna hur mycket energi en solfångare kan leverera krävdes information om solinstrålningen för den aktuella platsen. SMHI tillhandahåller på sin hemsida en tjänst där solinstrålningen i W/m 2 kan beräknas för områden på 11 x 11 km i Skandinavien. Beräkningarna sker med en datormodell kallad STRÅNG och bygger på analyser av väderobservationer, radar och satellitinformation. Modellen utvecklades i ett samarbete mellan SMHI, Statens strålskyddsinstitut och Naturvårdsverket och drivs nu av SMHI med stöd av Miljöövervakningen. (18) Efter angivning av önskade koordinater kan solinstrålningsdata för varje timme sedan 1999 erhållas. Beräkningarna görs för instrålning mot horisontalplanet och både för global och direkt strålning. Badhuset i Hörnefors är beläget på latitud 63,6213 och longitud 19,9080 (19). Beräkningar i STRÅNG för dessa koordinater gav en solinstrålning för varje månad under 2009 enligt figur 27. Solinstrålning i Hörnefors Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 27 Solinstrålning i Hörnefors under 2009 Den totala solinstrålningen ligger på ungefär 870 kwh/m 2, 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/m 2 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/m 2 (20). De årsutbyten som SP har beräknat för flertalet solfångare på den svenska marknaden är beräknade för solfångare vända mot söder och i 45 lutning mot horisontalplanet. Då den solinstrålningen beräknad med STRÅNG är given för instrålning mot horisontalplanet behöver den korrigeras för att även den motsvara södervänd och lutande 45. 24

I rapporten Solinstrålningen i Sverige av Weine Josefsson finns kartor över Sverige med isolinjer för månadsmedelvärden av globalinstrålningen för perioden 1961 1983 för de olika lutningarna 0, 30, 60 och 90 mot horisontalplanet i söderläge (21). Genom avläsning av dessa kartor för Hörnefors erhölls värden som redovisas i figur 28. 200 Solinstrålning vid olika vinklar Solinstrålning [kwh/m 2 ] 180 160 140 120 100 80 60 40 20 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec 0 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 28 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet 25

Genom att varje månads värden för de olika vinklarna antogs ligga på en andragradskurva kunde en ekvation för instrålningen som funktion av vinkeln mot horisontalplanet erhållas för varje månad, se bilaga 3. Med hjälp av dessa ekvationer kunde sedan instrålningen vid 45 lutning bestämmas. Resultaten redovisas i figur 29. Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Solinstrålning vid 45 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 29 Solinstrålning vid lutningen 45 mot normalplanet Därefter beräknades förhållandet mellan solinstrålningen vid 45 och 0 för varje månad. Resultaten framgår av tabell 1. Tabell 1 Förhållande för solinstrålning mellan 45 och 0 Månad Förhållande G 45 /G 0 Januari 1,96 Februari 1,90 Mars 1,59 April 1,29 Maj 1,10 Juni 1,02 Juli 1,06 Augusti 1,20 September 1,41 Oktober 1,81 November 2,26 December 2,01 Totalt 1,23 Som väntat fås den största skillnaden mellan de olika lutningarna under vinterhalvåret då solen står lågt på himlen. Under sommarhalvåret när solen står högre är skillnaden betydligt mindre. För hela året ökar utbytet med ungefär 23 % när vinkeln mot horisontalplanet förändras från 0 till 45. Detta verkar rimligt då, som nämnts i det inledande stycket om solenergi, en lutning mellan 30 och 60 kan öka årsutbytet med runt 30 %. 26

Genom att multiplicera de tidigare värdena från STRÅNG med förhållandet för instrålningen vid 45 och 0 fås värden som motsvarar en instrålningen mot en södervänd yta i 45 lutning. Resultatet av detta redovisas i figur 30. Solinstrålning i Hörnefors vid 45 Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 30 Solinstrålning i Hörnefors under 2009 vid lutningen 45 mot normalplanet Den totala solinstrålningen mot en yta som lutar 45 och är vänd mot söder i Hörnefors uppgick till cirka 1060 kwh/m 2 under 2009. 27

4.3 Solfångarutbyten Med hjälp av informationen om solinstrålningen så kunde nu utbytet av en solfångare placerad i Hörnefors beräknas. 4.3.1 Utbytesbaserat Den beräknade solinstrålning jämfördes med den årliga instrålning på 1156 kwh/m 2 som varit tillgänglig vid SP:s beräkningar av årsutbyten. Den årliga solinstrålningen i Hörnefors motsvarade alltså ungefär 90 % av solinstrålningen som använts av SP. De årsutbyten som SP anger skulle därför kunna antas reduceras med 10 % om anläggningarna installeras i Hörnefors. Detta antagande blir dock något felaktigt i och med att skillnaden i solinstrålning för Stockholm och Hörnefors inte är konstant över året. Skillnaden är i själva verket mycket större än 10 % under vinterhalvåret och mycket mindre än 10 % under sommarhalvåret. Därför studerades de månadsvärden för solinstrålningen i Stockholm som SP:s beräkningar bygger på som beskrevs i tidigare stycke och illustrerades i figur 18. En kvot för varje månad mellan solinstrålningen i Hörnefors och solinstrålningen i Stockholm beräknades. Resultaten redovisas i tabell 2. Tabell 2 Solinstrålningsförhållande mellan Hörnefors och Stockholm Månad Förhållande Hörneforsfors/Stockholm Januari 0,33 Februari 0,70 Mars 0,79 April 0,93 Maj 1,08 Juni 1,01 Juli 0,76 Augusti 1,05 September 1,05 Oktober 1,04 November 0,40 December 0,26 Totalt 0,92 Här syns det tydligt att de stora skillnaderna i solinstrålning mellan Hörnefors och Stockholm uppträder under vinterhalvåret då Hörnefors har en betydligt lägre solinstrålning än Stockholm. Under sommarhalvåret visar det sig att solinstrålningen i Hörnefors i själva verket överstiger den i Stockholm. Dessa kvoter kunde sedan användas för att beräkna månadsutbytena för en solvärmeanläggning om den skulle placeras i Hörnefors. 28

För exemplet med den plana solfångaren fås då månadsutbyten för olika medeltemperaturer i solfångaren enligt figur 31. 140 120 Utbyte för plan solfångare Utbyte [kwh/m 2 ] 100 80 60 40 20 25 C 50 C 75 C 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 31 Utbyte för plan solfångare placerad i Hörnefors Dessa värden kunde sedan omvandlas till dyngsvärden som i sin tur kunde omvandlas till timvärden. Timvärdena anger då effekten en anläggning ger vilket sedan kunde jämföras med det aktuella effektbehovet. För att omvandla månadsvärden till dygnsvärden utnyttjades de dygnsvärden för solinstrålningen som tidigare beräknats i STRÅNG. Solvärmeanläggningen kommer leverera värme då solen skiner, så genom att ett dygns solinstrålningsandel av den totala solinstrålningen för månaden beräknades så kunde dygnsutbytet uppskattas som samma andel av månadsutbytet. För exemplet juni månad fås då de dygnsutbyten för medeltemperaturen 50 C i solvärmeanläggningen som framgår av figur 32. Dygnsdata för plan solfångare 4,5 4 Utbyte [kwh/m 2 ] 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 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 Figur 32 Dygnsdata för plan solfångare placerad i Hörnefors under juni 2009 29

Omvandling till timvärden gjordes på samma sätt genom att andelen av solinstrålningen för varje timme av den totala solinstrålningen för dygnet beräknades. För exemplet 1 juni fås då timutbyten för medeltemperaturen 50 C i solvärmeanläggningen enligt figur 33. 0,4 Timdata för plan solfångare 0,3 Utbyte [kw/m 2 ] 0,3 0,2 0,2 0,1 0,1 0,0 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 Figur 33 Timdata för plan solfångare placerad i Hörneors under 1 juni 2009 4.3.2 Verkningsgradbaserat För poolsolfångaren fanns inte beräknade månadsutbyten tillgängliga. För att beräkna utbytet från denna användes istället ekvation 1. Från tillverkaren erhölls värden för den förlustfria verkningsgraden och förlustkoefficienterna. Utgående från solinstrålningsdata, en uppskattad medeltemperatur i solfångaren på 25 C och temperaturdata från Umeå kunde verkningsgraden och då även solfångareffekten för varje timme beräknas. 30

4.4 Anläggningsstorlek och placering Då förväntat utbyte per installerad kvadratmeter solfångare var känd krävdes det givetvis också kännedom om hur stor anläggning som kunde tänkas uppföras. Detta beror på tillgänglig yta på den plats man väljer att placera anläggningen, samt hur stort behovet som ska tillgodoses är. 4.4.1 Primäranslutning Som tidigare nämnts är valfriheten stor när den gäller val av plats för en primäransluten solvärmeanläggning. Detta gör att den tillgängliga ytan för uppförande kan anses vara i det närmaste obegränsad. Istället är det behovet av värme som är den begränsande faktorn. En anläggning bör alltså dimensioneras så att dess produktion inte överstiger behovet. Enligt Lars Andrén bör större anläggningar av det här slaget dimensioneras efter energibehov och inte effektbehov. Dimensioneringen bör göras så att en total årstäckningsgrad på 10 20 % uppnås (8). En möjlig placering i Hörnefors är på taket till de lokaler värmeverket är beläget i. 4.4.2 Sekundäranslutning För en sekundäranslutning måste hänsyn tas till både tillgänglig yta och behovet av värme. Ansluts solfångaranläggningen utan ackumulatortank bör dimensionering ske så att produktionen inte överstiger behovet nämnvärt. Med en ackumulatortank i systemet kan anläggningen dimensioneras så att produktionen överstiger behovet under vissa perioder. En solvärmeanläggning som ansluts till badhuset i Hörnefors bör placeras på taksektion 1 på badhuset, då denna plats har mycket gynnsamma förutsättningar. 4.4.3 Plan solfångare Den plana solfångaren bör monteras på stativ för att maximera värmeutbytet. För att beräkna hur stor anläggning som kan uppföras då den tillgängliga ytan är den begränsande faktorn användes skissen i figur 34. Solfångarna bör monteras i 45 lutning mot normalplanet och placeras så att infallsvinkeln från toppen av solfångaren framför mot solfångaren bakom är 35 mot normalplanet. (22) 1,61 m 2,40 m 35 2,14 m 1,70 m 42 3 Figur 34 Placeringsavstånd för den plan solfångaren 31

4.4.4 Vakuumrörsolfångare Vakuumrörsolfångaren monteras på liknande sätt som den plana solfångaren. 4.4.5 Hybridsolfångare Hybridsolfångaren placeras normalt med 2,5 meters mellanrum för att enheterna inte ska skugga varandra på det sätt som visas i figur 35. I och med att dessa har ett solföljningssystem som hela tiden vrider solfångarna mot solen kan inte avståndet bestämmas på samma sätt som för den plana solfångaren och vakuumrörsolfångaren. (23) 2,5 m Figur 35 Placeringsavstånd för hybridsolfångaren 4.4.6 Poolsolfångare Poolsolfångaren kan placeras på plant underlag. Detta gör att i princip hela takytan på badhuset kan utnyttjas. En installation som motsvarar 50 100 % av poolarean rekommenderas. (17) 32

4.5 Badhusets värmeförbrukning Badhuset förbrukade under 2009 drygt 1090 MWh fjärrvärme och utgjorde därmed alltså drygt 10 % av den totala fjärrvärmelasten i Hörnefors. Under sommarhalvåret, från april till och med september, uppgick förbrukningen till nästan 570 MWh, vilket alltså utgjorde runt 20 % av fjärrvärmenätets last och var mer än halva badhusets årsförbrukning. Att uppvärmningsbehovet är större under sommaren än under vintern beror på att uppvärmning av utebadet tillkommer under juni, juli och augusti. Den förbrukade medeleffekten uppgick under 2009 till 125 kw. Det högsta effektbehovet låg på 570 kw och det lägsta på 20 kw, undantaget de fem timmar under året då ingen effekt förbrukades. Den energiförbrukningsstatistik som fanns att tillgå för badhuset var fjärrvärmeförbrukningen. Det fanns ingen separat mätning för bassänguppvärmning, tappvarmvattenberedning eller lokaluppvärmning. Fjärrvärmeförbrukningen för varje månad under 2009 illustreras i figur 36. Fjärrvärmeförbrukning [MWh] 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 Badhusets fjärrvärmeförbrukning Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 36 Badhusets fjärrvärmeförbrukning under 2009 Utomhustemperaturen i Umeå för samma år varierade enligt figur 37. De redovisade temperaturerna är medelvärden för varje månad baserade på medelvärdet av temperaturen under alla timmar av året. (20) 33

Utomhusmedeltemperatur 20 15 Temperatur [ C] 10 5 0 5 10 15 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 37 Utomhusmedeltemperaturen i Umeå under 2009 För alla månader utom juni, juli och augusti kunde ett tydligt omvänt proportionellt förhållande mellan fjärrvärmeförbrukning och utomhustemperatur urskiljas. Med hjälp av detta samband kunde den förväntade fjärrvärmeförbrukningen i juni, juli och augusti uppskattas för fallet att utomhusbadet inte hade funnits. På så sätt kunde förbrukningen för utomhusbadet särskiljas från den totala förbrukningen. Det är alltså för dagarna 15 juni till 15 augusti som denna uppskattning gjordes. Då förhållandet mellan fjärrvärmeförbrukningen och utomhustemperaturen för de resterande dygnen av året studerades gick det att ana ett linjärt samband. Dock med relativt stora avvikelser ifrån det, vilket kan ses i figur 38. Samband för värmeförbrukning Fjärrvärmeförbrukning [MWh] 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 25 15 5 5 15 25 Utomhustemperatur [ C] Figur 38 Samband mellan badhusets fjärrvärmeförbrukning och utomhustemperaturen på dygnsbasis 34

Detta kunde förklaras då dygnsvariationen av fjärrvärmeförbrukningen studerades närmare. Ett tydligt mönster kunde då nämligen upptäckas. För exemplet de fem första veckorna av 2009 visas det i figur 39. Fjärrvärmeförbrukning i januari Fjärrvärmeförbrukning [MWh] 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 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 Figur 39 Badhusets fjärrvärmeförbrukning i januari 2009 Fjärrvärmeförbrukningen har tydliga toppar och dalar som inte beror på utomhustemperaturen. Dessa beror istället på att börvärdet för vattentemperaturen i inomhusbassängen höjs under söndagar och måndagar från normala 28 C till 33 C. Detta avspeglar sig tydligt i fjärrvärmeförbrukningen där topparna uppträder under lördagar och söndagar då vattnet värms upp till den högre temperaturen medan dalarna främst uppkommer under tisdagar då uppvärmningsbehovet blir mycket litet eftersom en lägre temperatur än dagen innan tillåts. Mönstret upprepas alltså för varje vecka, så därför antogs istället varje veckas totala fjärrvärmeförbrukning vara beroende av veckans medelvärde av utomhustemperaturen. Detta antagande visade sig stämma mycket bra för veckorna 2 22, 35 39 och 42 52. Vecka 1 och 53 är inte medräknade då dessa inte är hela veckor med sju dagar. Vecka 23 är den vecka utebadet börjar värmas och vecka 34 särskiljer sig eftersom innebadet då värms upp till normal temperatur igen. Vecka 40 och 41 är borträknade eftersom badhuset då var stängt. Sambandet illustreras i figur 40. 35

Fjärrvärmeförbrukning [MWh] Linjäranpassning 30 25 20 15 10 5 0 15 10 5 0 5 10 15 20 Utomhustemperatur [ C] Figur 40 Samband mellan badhusets fjärrvärmeförbrukning och utetemperatur på veckobasis Med detta linjära samband kunde sedam den förväntade fjärrvärmeförbrukningen för veckorna 23 till och med 34 beräknas för fallet utan utebad. Resultatet redovisas på månadsbasis i figur 41, att jämföras med figur 36. 120 Badhusets fjärrvärmeförbrukning Fjärrvärmeförbrukning [MWh] 100 80 60 40 20 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 41 Badhusets uppskattade fjärrvärmeförbrukning för fallet utan utebad Den kvarvarande förbrukningen som kan kallas baslasten innefattar uppvärmning av lokaler, inomhusbassänger samt tappvarmvatten. Av dessa är det lokaluppvärmningen som är beroende av utomhustemperaturen. Uppvärmningen av bassänger styrs som tidigare setts främst av den börvärdesförändring av vattentemperaturen som görs för söndagar och måndagar. Tappvarmvattenförbrukningen är en så kallad social last som till stor del varierar med antalet besökare. För att kunna särskilja lokaluppvärmningen från baslasten kunde ett enkelt antagande göras. Varje vecka antogs ha konstant lokaluppvärmning då utomhustemperaturen antogs variera lite under en vecka. Ingen uppvärmning av bassängerna antogs ske på tisdagar. Värmeförbrukningen under 36

tisdagar består alltså enbart av uppvärmning av lokaler och tappvarmvatten. Uppvärmningen för tappvarmvatten antogs uppgå till 30 kwh för varje tisdag. Återstående del antogs alltså gå till lokaluppvärmning och sattes till samma värde för hela veckan. Detta värde kunde sedan dras från den totala fjärrvärmeförbrukningen för varje dag i veckan och på så sätt erhölls den del som antogs gå till uppvärmning av bassänger och tappvarmvatten. Hade bassängtemperaturen hållits konstant över veckan hade också en relativt konstant fjärrvärmeförbrukning för detta ändamål kunnat antas och då hade uppvärmning av bassänger och tappvarmvatten kunnat skiljas åt. Å andra sidan hade inte antagandet för att få fram lokaluppvärmningsdelen kunnat göras. På grund av detta gjordes ingen uppdelning av bassäng och tappvarmvattenuppvärmning. För veckorna 25 till och med 33 som omfattar datumen 15 juni till och med 16 augusti beräknades uppvärmningen av innebadet och tappvarmvattnet på ett annat sätt. Denna tidsperiod sammanfaller precis med öppethållandet av utebadet. Under denna period hålls fortfarande inomhusbassängerna varma, men med lägre temperatur än normalt. Denna uppvärmning inklusive tappvarmvattenberedning approximerades för denna tidsperiod vara konstant med ett värde på 300 kwh per dag. Detta värde motsvarar halva medelvärdet för uppvärmning av inomhusbassänger samt beredning av tappvarmvatten för resterande del av året avrundat uppåt till närmaste hundratal. Uppvärmningen av utebadet beräknades för varje dag som den totala lasten subtraherat med baslasten. Resultatet av denna uppdelning för år 2009 redovisas i figur 42. Fjärrvärmeförbrukning [MWh] 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Fördelning av fjärrvärmeföbrukning Lokaler Utebad Innebad + tvv Figur 42 Fördelning av badhusets fjärrvärmeförbrukning under 2009 Viss justering av dessa värden gjordes för fall då särskilda omständigheter rådde. Exempelvis var utomhustemperaturen för tisdagarna i vecka 2 och 3 betydligt högre än för övriga dagar under dessa veckor. Detta gjorde att uppvärmningen av lokaler för denna tidsperiod blir för låg. Dessa fall och flertalet liknande justerades så att lokaluppvärmingen sattes till värden i närheten av värden för andra dygn med liknande utomhustemperatur. En jämn föruppvärmning av utebadet från den 4 juni 37

fram till öppnandet den 15 juni har också antagits. Tappvarmvattenförbrukningen antogs dessutom vara obefintlig för de dygn under vecka 40 och 41 som badhuset höll stängt. Dessa justeringar resulterade i den förändring av årsfördelningen som redovisas i figur 43. Fjärrvärmeförbrukning [MWh] 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Fördelning av fjärrvärmeförbrukning Lokaler Utebad Innebad + tvv Figur 43 Justerad fördelning av badhusets fjärrvärmeförbrukning under 2009 En uppskattad fördelning av badhusets värmeförbrukning fanns nu på dygnsbasis. En konvertering av dessa dygnsvärden till timvärden var nästa steg. Detta gjordes genom att som tidigare först skilja uppvärmningen av utebadet från den totala värmeförbrukningen. För de dygn utebadet förbrukar värme antogs den beräknade baslasten för varje dygn vara jämnt fördelad över dygnets timmar. För varje timme kunde då baslasten subtraheras från den totala lasten, vilket gav utebadets uppvärmningsbehov. Därefter fördelades lokaluppvärmningen för varje dygn över dygnets timmar. I ett första steg antogs fördelningen vara jämn över dygnet, men i vissa fall översteg då behovet för lokaluppvärmning den totala förbrukningen. För dessa fall antogs hela den totala förbrukningen gå till lokaluppvärmning och en jämn fördelning gjordes över de resterande timmarna av dygnet så att den totala lokaluppvärmningslasten motsvarade den last som beräknats på dygnsbasis. Slutligen erhölls behovet för inomhusbad och tappvarmvatten som baslasten subtraherat med lokaluppvärmningslasten. 38

För perioden 1 10 januari visas i figur 44 ett exempel på hur fördelningen ser ut på timbasis, vilket kan jämföras med fördelningen på dygnsbasis för samma period i figur 45. Fjärrvärmeförbrukning [kw] Timdata 160 140 120 100 80 60 40 20 0 01 jan 02 jan 03 jan 04 jan 05 jan 06 jan 07 jan 08 jan 09 jan 10 jan Lokaler Innebad + tvv Figur 44 Timdata för 1 10 januari 2009 Fjärrvärmeförbrukning [kwh] 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Dygnsdata Lokaler Innebad + tvv Figur 45 Dygnsdata för 1 10 januari 2009 Då resultatet av denna fördelning av fjärrvärmeförbrukningen summerades över hela året erhölls en total fördelning enligt tabell 3. Tabell 3 Uppdelning av energianvändningen för Hörnefors badhus Uppdelning Energibehov kwh/år Lokaler 648 860 Utomhusbad 224 000 Inomhusbad + tappvarmvatten 191 930 Totalt 1 094 790 39

4.5 Ytterligare åtgärder Denna 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. 4.5.1 Bassängtäckning Vid 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. (24) 40

4.6 Simuleringar Utgående från de givna förutsättningarna och möjligheterna utformades modeller i Microsoft Excel. Tre modeller för primäranslutna solfångare och fyra modeller för sekundäranslutna solfångare konstruerades. I alla modeller användes samma indata för solinstrålning. Dessa data var anpassade för de sekundäranslutna solfångarna, men antogs gälla för de primäranslutna också då området som solinstrålningen beräknades för var 11 x 11 km. 4.6.1 Primäranslutning För primäranslutna solfångare togs en modell fram för plana solfångare, en för vakuumrörsolfångare och en för hybridsolfångare. Modellerna gjordes på månadsbasis där den förväntade produktionen jämfördes med det faktiska behovet. I alla modeller sattes det värmebehov som skulle tillgodoses till hela fjärrvärmeproduktionen i Hörnefors, alltså totalt 10 700 MWh. Medeltemperaturen i solfångarna i de olika modellerna antogs vara 75 C. Denna temperatur stämde relativt bra med medeltemperaturen i fjärrvärmenätet under året, se figur 5. Dessutom kunde de beräknade utbytena vid denna temperatur för de olika solfångarna användas. Arean på anläggningen anpassades så att en årstäckningsgrad på omkring 20 % uppnåddes, samtidigt som täckningsgraden för en månad inte översteg 90 %. 4.6.2 Sekundäranslutning För sekundäranslutna solfångare togs även där en modell fram för plana solfångare, en för vakuumrörsolfångare och en för hybridsolfångare. Därtill tillkom en modell för poolsolfångare. Modellerna gjordes dels på dygnsbasis och dels på timbasis där den förväntade solvärmeproduktionen jämfördes med behovet. Modellerna på dygnsbasis jämförde produktion och behov av energi, medan modellerna på timbasis jämförde produktion och behov av effekt. I de tre förstnämnda modellerna sattes det värmebehov som skulle tillgodoses till badhusets uppvärmningsbehov av bassänger och tappvarmvatten. Totalt sett ungefär 416 MWh. Medeltemperaturen i solfångarna antogs i dessa fall vara 50 C. Detta i och med att de skulle kunna värma både bassänger och tappvarmvatten och för att solfångarutbyten fanns tillgängliga vid denna temperatur. För poolsolfångarmodellen sattes värmebehovet till utomhusbassängernas uppvärmningsbehov, vilket totalt uppgick till cirka 224 MWh. Här antogs medeltemperaturen i solfångarna vara 25 C. Omgivningstemperatur togs från mätningar gjorda i Umeå. En kombination med bassängtäckning gjordes också gjorts i modellen med poolsolfångare. Arean på alla anläggningar med sekundärkoppling anpassades efter storleken på badhustaket. 41

4.7 Ekonomi För att göra bedömningar av den ekonomiska lönsamheten för de olika alternativ som redovisats beräknades nuvärdet för dessa, vilket därefter jämfördes med investeringskostnaden. Nuvärdet beräknades enligt: 1 2 Där C är årliga besparingar, p är kalkylräntan, f är inflationen och n är avskrivningstiden. De årliga besparingarna antogs vara samma för hela tidsperioden och beräknades för varje alternativ som möjlig energibesparing i värmeverket multiplicerat med bränslepriset för pellets. Pelletspriset antogs vara 30 öre per kwh. Kalkylräntan var given till 8 % och inflationen antogs uppgå till 2 %. Avskrivningstiden sattes till 25 år. För hybridsolfångaren tillkom även den förtjänst som kan göras på den elproduktion en anläggning förväntas ge upphov till. Denna vinst adderades till den årliga besparingen och beräknades utifrån medelvärdet på elspotpriset för 2009, vilket var 39 öre per kwh (25). För att kunna jämföra olika alternativ beräknades också en nuvärdeskvot, vilket är nuvärdet dividerat med investeringskostnaden. För att en investering ska vara lönsam ska nuvärdeskvoten överstiga ett. 42

5. Resultat De resultat som simuleringarna gav gällande anläggningsstorlek och energiproduktion redovisas nedan, följt av hur de olika alternativen står sig ur en ekonomisk synvinkel. 5.1 Primäranslutning För alternativet med primäranslutning redovisas resultaten för varje typ av solfångare nedan. 5.1.1 Plan solfångare För att solvärmeproduktionen under en månad ska uppgå till 90 % av fjärrvärmebehovet i Hörnefors krävs en installation med en apparaturarea på 6 600 m 2 för fallet med den plana solfångaren. Den faktiska byggarean blir cirka 7 100 m 2. Med en sådan installation fås en förväntad årlig solvärmeproduktion på ungefär 1 990 MWh, vilket motsvarar nästan 19 % av det totala fjärrvärmebehovet. En fördelning för den totala fjärrvärmeproduktionen redovisas i tabell 22 i bilaga 4. 5.1.2 Vakuumrörsolfångare Med vakuumrörsolfångare behövs en solfångaranläggning med en apparaturarea på 3 650 m 2 för att uppnå täckningsgraden 90 % under en månad. Byggarean blir i detta fall drygt 5 900 m 2. Solvärmeproduktionen under ett år förväntas med en sådan anläggning uppgå till cirka 2 100 MWh, vilket motsvarar nästan 20 % av det totala fjärrvärmebehovet. En fördelning för den totala fjärrvärmeproduktionen redovisas i tabell 23 i bilaga 4. 5.1.3 Hybridsolfångare En hybridsolfångaranläggning kräver en apparaturarea på 9 000 m 2, vilket medför en byggarea på drygt 9 500 m 2, 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. En fördelning för den totala fjärrvärmeproduktionen redovisas i tabell 24 i bilaga 4. 43

5.2 Sekundäranslutning För alternativet med sekundäranslutning redovisas resultaten för varje typ av solfångare, samt för bassängtäckning nedan. 5.2.1 Plan solfångare På badhustaket i Hörnefors ryms tolv moduler av den plana solfångaren om den största modulstorleken används. En sådan installation ger en apparaturarea på cirka 148 m 2 och byggarea på 159 m 2. En möjlig placering illustreras i figur 60 i bilaga 4. Den förväntade årliga solvärmeproduktionen för en sådan anläggning är ungefär 70 MWh, vilket motsvarar nästan 17 % av badhusets totala uppvärmningsbehov för bassänger och tappvarmvatten. 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 tabell 25 i bilaga 4. 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 m 3. 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 tabell 26 i bilaga 4. 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 %. 44

5.2.2 Vakuumrörsolfångare Med 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 m 2 och en byggarea på ungefär 148 m 2. En möjlig placering illustreras i figur 61 i bilaga 4. Under ett år förväntas en sådan anläggning producera nästan 61 MWh, vilket motsvarar nästan 15 % av badhusets totala uppvärmningsbehov för bassänger och tappvarmvatten. 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 tabell 27 i bilaga 4. På timbasis sammanfaller 73 % av solvärmeproduktionen med uppvärmningsbehovet. Detta ger en täckningsgrad på strax under 10 %. Med en ackumulatortank med volymen 28 m 3 kan drygt 58 MWh, nästan 96 % av solvärmeproduktionen, tas till vara, vilket medför en täckningsgrad på 14 %. Badhusets värmeförsörjning fördelas då enligt tabell 28 i bilaga 4. 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 %. 45

5.2.3 Hybridsolfångare För fallet med hybridsolfångare kan en anläggning bestående av åtta moduler installeras på badhustaket. Detta medför en apparaturarea på drygt 83 m 2 och en byggarea på 88 m 2. En möjlig placering illustreras i figur 62 bilaga 4. 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. 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 tabell 29 i bilaga 4. På timbasis sammanfaller runt 79 % av solvärmeproduktionen med badhusets uppvärmningsbehov, vilket ger en täckningsgrad på en bit under 5 %. 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 m 3. En fördelning av värmeförsörjningen för detta fall redovisas i tabell 30 i bilaga 4. 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 %. 46

5.2.4 Poolsolfångare En poolsolfångaranläggning bestående av 272 moduler kan placeras på taket till badhuset. Den totala arean för en sådan anläggning blir nästan 245 m 2 och för poolsolfångaren är apparaturarean samma som byggarean. 245 m 2 ligger i det rekommenderade intervallet på 50 100 % av den totala poolarean. En möjlig placering illustreras i figur 63 i bilaga 4. 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 uppvärmningsbehov. För att få en tydligare bild av hur solvärmeproduktionen varierar visas i figur 64 i bilaga 4 en fördelning av solvärmeproduktionen baserad på varje dygn under den aktuella tidsperioden. 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 tabell 31 i bilaga 4. Poolsolfångaranläggnigen kan medföra en minskning av värmeverkets fjärrvärmeproduktion med 61 MWh, vilket motsvarar en minskning med strax under 0,6 %. 5.2.5 Bassängtäckning En 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 tabell 32 i bilaga. Den minskning av fjärrvärmeproduktionen i värmeverket som bassängtäckningen ger upphov till uppgår till 100 MWh. 47

5.3 Ekonomi Här presenteras de ekonomiska beräkningar som gjorts för de olika anslutningsmöjligheterna och de olika solfångarmodellerna. 5.3.1 Primäranslutning För alternativet med primäranslutning redovisas resultaten för varje typ av solfångare nedan. 5.3.1.1 Plan solfångare Den 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/m 2 (12). För ett fullständigt system och med installationsomkostnader uppskattas priset till det dubbla (26), alltså 6 600 kr/m 2. Med en anläggningsstorlek på 7 100 m 2 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. 5.3.1.2 Vakuumrörsolfångare För 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/m 2 (14) och för ett helt system blir det ungefär 9 500 kr/m 2. En anläggning på 5 900 m 2 får då en investeringskostnad på cirka 56,1 miljoner kronor. Med bidrag på 3 miljoner kronor blir nuvärdeskvoten 0,11. 5.3.1.3 Hybridsolfångare Anläggningen 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/m 2 (23). 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 m 2 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. 48

5.3.2 Sekundäranslutning För alternativet med sekundäranslutning redovisas resultaten för varje typ av solfångare, samt för bassängtäckning nedan. 5.3.2.1 Plan solfångare Med 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 m 2. 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/m 3 (12). Med en tankvolym på 32 m 3 blir investeringskostnaden cirka 450 000 kronor. Nuvärdeskvoten för hela anläggningen blir för fallet med ackumulatortank 0,13. 5.3.2.2 Vakuumrörsolfångare Den årliga besparingen beräknas till 17 000 kronor för vakuumrörsolfångaranläggningen. Nuvärdet blir då 150 000 kronor enligt ekvation 2. Investeringskostnaden för den 148 m 2 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. 5.3.2.3 Hybridsolfångare För 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 m 2 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. 5.3.2.4 Poolsolfångare Poolsolfångaranläggningen 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/m 2 och för totalentreprenad på ungefär 1 500 kr/m 2 (17). En anläggning på 451 m 2 har en investeringskostnad på runt 380 000 kronor. Då inget bidrag kan fås för anläggningen blir nuvärdeskvoten 0,43. 49

5.3.2.5 Bassängtäckning Genom 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. (27) Med motoriserad upprullning till båda bassängerna blir den totala investeringskostnaden ungefär 325 000 kronor. Nuvärdeskvoten blir då 0,84. 50

5.4 Sammanfattning I tabell 4 och 5 redovisas en sammanfattning av resultatet för de olika solfångaranläggningarna med primäranslutning respektive sekundäranslutning. Tabell 4 Resultat för primäranslutning Plan solfångare Vakuumrörsolfångare Hybridsolfångare Apparaturarea 6 600 m 2 3 650 m 2 9 000 m 2 Byggarea 7 100 m 2 5 900 m 2 9 500 m 2 Värmeproduktion 1 990 MWh 2 100 MWh 2 200 MWh Andel av behov 19 % 20 % 20 % Elproduktion 550 MWh Tabell 5 Resultat för sekundäranslutning Plan Vakuumrör Hybrid Pool Apparaturarea 148 m 2 91 m 2 83 m 2 245 m 2 Byggarea 159 m 2 148 m 2 88 m 2 245 m 2 Värmeproduktion 70 MWh 61 MWh 24 MWh 55 MWh Användningsgrad 84 % 85 % 89 % 100 % Andel av lokalt 14 % 12 % 5 % 25 % behov Möjlig besparing 65 MWh 58 MWh 24 MWh 61 MWh av pellets 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 Här ser man tydligt att skillnaderna mellan de olika solfångarmodellerna blir större för alternativet med sekundäranslutning jämfört med primäranslutning. Detta på grund av att den begränsande ytan för sekundäranslutningsalternativet påverkar de olika modellerna på olika sätt utifrån modulstorlek och avstånd mellan moduler. Vid en sekundäranslutning är det alltså viktigt att studera den tillgängliga yta som finns och hur den påverkar olika solfångarmodeller. 51

I figur 46 visas en jämförelse mellan nuvärdeskvoterna för de olika alternativen. 0,5 Nuvärdeskvot 0,4 Nuvärdekvot 0,3 0,2 0,1 Primär Sekundär 0 Plan Vakuum Hybrid Pool Figur 46 Nuvärdeskvoter för olika alternativ I tabell 6 och 7 redovisas en sammanfattning av de ekonomiska resultaten för primäranslutna respektive sekundäranslutna solfångaranläggningar. Tabell 6 Ekonomi för primäranslutning Plan Vakuumrör Hybrid Pris 6 600 kr/m 2 9 500 kr/m 2 11 000 kr/m 2 Investering 46,9 miljoner kr 56,1 miljoner kr 106,9 miljoner kr Bidrag 3 miljoner kr 3 miljoner kr 64,1 miljoner kr Möjlig besparing 600 000 kr/år 630 000 kr/år 870 000 kr/år Nuvärde 5,4 miljoner kr 5,7 miljoner kr 7,9 miljoner kr Nuvärdeskvot 0,12 0,11 0,18 Tabell 7 Ekonomi för sekundäranslutning Plan Vakuumrör Hybrid Pool Pris 6 600 kr/m 2 9 500 kr/m 2 11 000 kr/m 2 1500 kr/m 2 Investering 1,05 miljoner kr 1,41 miljoner kr 0,99 miljoner kr 380 000 kr Bidrag 160 000 kr 150 000 kr 590 000 kr 0 kr Möjlig besparing 20 000 kr 17 000 kr 9 600 kr/år 18 000 kr Nuvärde 180 000 kr 150 000 kr 87 000 kr 160 000 kr Nuvärdeskvot 0,20 0,12 0,22 0,43 Figur 46 och tabell 6 och 7 klargör att alla de olika alternativen i dagsläget är långt ifrån lönsamma. 52

6. Diskussion Ett 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. 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. 53

6.1 Felkällor Ett 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. 54

6.2 Rimlighetsuppskattning Ett 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 8. Tabell 8 Energikartläggning för Hörnefors badhus Uppdelning Energibehov kwh/år Transmission 420 050 Varmvatten/avlopp 269 488 Ventilation 395 378 Totalt 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 3. Tabell 9 Justering av energikartläggning Uppdelning Energibehov kwh/år Lokaler 690 040 Varmvatten/avlopp 394 876 Totalt 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 m 2 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. 55

7. Slutsatser En 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. 8. Rekommendationer Om 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. 56

9. Referenser 1. International Energy Statistics. [Online] U.S. Energy Information Administration. [Citat: 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. u.o. : REN21, 2010. 4. Eric Martinot. Renewables Global Status Report 2006 Update. u.o. : REN21, 2006. 5. Sol. Energikunskap. [Online] Energimyndigheten. [Citat: 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. [Cited: Oktober 11, 2010.] http://www.sp.se/sv/units/energy/documents/etk/forteckning_pmarkta_och_ovriga_solfangare.pdf. 10. Boverket. [Online] [Citat: den 10 December 2010.] http://www.boverket.se/global/bidrag_o_stod/dokument/blanketter/solvarmestod_nytt/1168 2 Info Solvarmestod.pdf. 11. Aquasol Big. [Online] Aquasol AB. [Citat: den 22 September 2010.] http://www.aquasol.se/docs/produktblad/4.1.1 Aquasol Big.pdf. 12. David Wiman. Aquasol. Telefon och mailkontakt. 13. Optima. [Online] Svesol värmesystem. [Citat: den 22 September 2010.] http://www.svesol.se/gismo/bildarkiv/org/993/datablad%20optima%20iii%2055.pdf. 14. Niklas Hagman. Svesol. Telefon och mailkontakt. 15. Absolicon X10. [Online] Absolicon AB. [Citat: den 22 September 2010.] http://www.absolicon.se/_solfangare_solvarme/1027_x10_se.php. 16. Tekniska data. [Online] Absolicon AB. [Citat: den 22 September 2010.] http://www.absolicon.se/_solfangare_solvarme/1026_x10_data_se.php. 17. X flow. [Online] Texsun AB. [Citat: den 22 September 2010.] http://texsun.se/modules.php?name=content&op=showcontent&id=32&cat=7. 18. STRÅNG. [Online] SMHI. [Citat: den 8 November 2010.] http://produkter.smhi.se/strang/]. 57

19. hitta.se. [Online] [Citat: den 8 November 2010.] http://www.hitta.se/largemap.aspx?var=industriv%e4gen+8%2c+h%f6rnefors. 20. TFE:s väderstation. [Online] Umeå universitet. [Citat: den 17 November 2010.] www8.tfe.umu.se/weatherold/csv.html. 21. Weine Josefsson. Solinstrålningen i Sverige. Stockholm : Byggforskningsrådet, 1987. 22. Platsbehov. [Online] Aquasol AB. [Cited: November 17, 2010.] http://www.aquasol.se/docs/platsbehohov_ben.pdf. 23. Stefan Jonsson. Absolicon. Telefon och mailkontakt. 24. Bengt Perers. Solvärme för badanläggningar. Stockholm : Byggforskningsrådet, 1992. 25. Spotpris. [Online] Kundkraft. [Citat: den 12 Januari 2011.] http://www.kundkraft.se/?fto=content/prices&name=prices_spot. 26. Ola Thorén. S Solar. Telefonkontakt. 27. Jens Rosander. Malmsten AB. Mailkontakt. 58

Bilagor Bilaga 1 Hörnefors fjärrvärmenät N BADHUS VÄRMEVERK Figur 47 Karta över Hörnefors fjärrvärmenät i

Bilaga 2 Solfångare Tabell 10 Produktegenskaper för den plana solfångaren Aquasol Big AR (11) 4 AR 6AR 8 AR 10 AR 13 AR Bredd 1 910 mm 2 860 mm 3 810 mm 4 760 mm 5 710 mm Längd 2 320 mm 2 320 mm 2 320 mm 2 320 mm 2 320 mm Höjd 145 mm 145 mm 145 mm 145 mm 145 mm Vikt 110 kg 168 kg 227 kg 285 kg 344 kg Byggarea 4,43 m 2 6,60 m 2 8,80 m 2 11,0 m 2 13,25 m 2 Apparaturarea 4,09 m 2 6,14 m 2 8,20 m 2 10,26 m 2 12,32 m 2 Årsutbyte 2 049 kwh 3 076 kwh 4 108 kwh 5 140 kwh 6 172 kwh Max tryck 900 kpa 900 kpa 900 kpa 900 kpa 900 kpa Max drifttemperatur 150 C 150 C 150 C 150 C 150 C Stagnationstemperatur 191 C 191 C 191 C 191 C 191 C Garanti 15 år 15 år 15 år 15 år 15 år Godkännande av SP P märkning P märkning P märkning P märkning P märkning Tabell 11 Produktegenskaper för vakuumrörsolfångaren Svesol Optima III (13) Bredd 775 mm Längd 2 180 mm Höjd 110 mm Vikt 26,8 kg Byggarea 1,64 m 2 Apparaturarea 1,01 m 2 Årsutbyte 725 kwh Antal rör 10 st Max tryck 6 bar Stagnationstemperatur 296 C Godkännande SP Solar Keymark i

Tabell 12 Produktegenskaper för hybridsolfångaren Absolicon X10 (16) 6 10 14 18 Bredd 1 100 mm 1 100 mm 1 100 mm 1 100 mm Längd 6 000 mm 10 000 mm 14 000 mm 18 000 mm Vikt 195 kg 315 kg 435 kg 555 kg Byggarea 6,6 m 2 11 m 2 15,4 m 2 19,8 m 2 Apparaturarea 6,2 m 2 10,4 m 2 14,6 m 2 18,7 m 2 Årsutbyte 2490 kwh 4180 kwh 5869 kwh 7517 kwh (Värme 80 % El 20 %) Total volym 4,4 l 6,7 l 9,0 l 11,2 l Rekommenderat 10 l/min 10 l/min 11 l/min 14 l/min flöde Elektrisk 600 W 1000 W 1400 W 1800 W maxeffekt Solcellsyta 0,35 m 2 0,58 m 2 0,82 m 2 1,1 m 2 Tabell 13 Produktegenskaper för poolsolfångaren Texsun X flow (17) Bredd 600 mm Längd 1 500 mm Höjd 110 mm Vikt 1,5 kg Byggarea 0,9 m 2 Apparaturarea 0,9 m 2 Vattenvolym Ca 2 liter Max tryck 1,0 bar ii

Bilaga 3 Solinstrålning Tabell 14 Beräkning av solinstrålningen i Hörnefors under 2009 Månad Solinstrålning kwh/m 2 Januari 3,3 Februari 19,1 Mars 49,5 April 97,8 Maj 168,6 Juni 170,0 Juli 115,5 Augusti 124,7 September 76,9 Oktober 34,4 November 4,2 December 1,7 Totalt 865,8 Tabell 15 Solinstrålning i Hörnefors för olika vinklar Månad 0 30 60 90 kwh/m 2 kwh/m 2 kwh/m 2 kwh/m 2 Januari 6 10 13 13 Februari 23 37 48 46 Mars 67 98 110 100 April 113 140 145 125 Maj 160 180 165 122 Juni 180 190 170 120 Juli 170 182 170 120 Augusti 122 146 140 100 September 68 90 97 80 Oktober 29 47 55 51 November 8 15 20 18 December 3 5 7 7 Totalt 949 1140 1140 902 i

Solinstrålning i januari Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 150 100 50 0 y = 0,0011x 2 + 0,18x + 5,9 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 48 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under januari 200 Solinstrålning i februari Solinstrålning [kwh/m 2 ] 150 100 50 0 y = 0,0044x 2 + 0,6667x + 22,5 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 49 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under februari ii

Solinstrålning i mars Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 150 100 50 0 y = 0,0114x 2 + 1,395x + 66,85 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 50 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under mars 200 Solinstrålning i april Solinstrålning [kwh/m 2 ] 150 100 50 0 y = 0,0131x 2 + 1,3117x + 112,85 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 51 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under april iii

Solinstrålning i maj Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 150 100 50 0 y = 0,0175x 2 + 1,145x + 160,35 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 52 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under maj 200 Solinstrålning i juni Solinstrålning [kwh/m 2 ] 150 100 50 0 y = 0,0167x 2 + 0,8333x + 180 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 53 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under juni iv

Solinstrålning i juli Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 150 100 50 0 y = 0,0172x 2 + 1,01x + 169,3 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 54 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under juli 200 Solinstrålning i augusti Solinstrålning [kwh/m 2 ] 150 100 50 0 y = 0,0178x 2 + 1,36x + 121,8 0 20 40 60 80 100 Vinkel Figur 55 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under augusti v

Solinstrålning i september Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 150 100 50 0 y = 0,0108x 2 + 1,1183x + 67,55 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 56 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under september 200 Solinstrålning i oktober Solinstrålning [kwh/m 2 ] 150 100 50 0 y = 0,0061x 2 + 0,7967x + 28,9 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 57 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under oktober vi

Solinstrålning i november Solinstrålning [kwh/m 2 ] 200 150 100 50 0 y = 0,0025x 2 + 0,3417x + 7,75 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 58 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under november 200 Solinstrålning i december Solinstrålning [kwh/m 2 ] 150 100 50 0 y = 0,0006x 2 + 0,0967x + 2,9 0 20 40 60 80 100 Vinkel mot normalplanet [ ] Figur 59 Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet under december vii

Tabell 16 Solinstrålning vid 45 Månad Solinstrålning kwh/m2 Januari 11,8 Februari 43,6 Mars 106,5 April 145,3 Maj 176,4 Juni 183,7 Juli 179,9 Augusti 147,0 September 96,0 Oktober 52,4 November 18,1 December 6,0 Totalt 1166,7 Tabell 17 Solinstrålningen i Hörnefors under 2009 för en yta mot söder i 45 lutning Månad Solinstrålning kwh/m 2 Januari 6,6 Februari 36,2 Mars 78,7 April 126,2 Maj 185,5 Juni 173,4 Juli 122,4 Augusti 149,6 September 108,5 Oktober 62,2 November 9,5 December 3,3 Totalt 1062,2 viii

Tabell 18 Solinstrålning i Stockholm och förhållandet med Hörnefors Månad Solinstrålning Stockholm Förhållande kwh/m 2 Hörneforsfors/Stockholm Januari 20 0,33 Februari 52 0,70 Mars 100 0,79 April 136 0,93 Maj 172 1,08 Juni 172 1,01 Juli 162 0,76 Augusti 142 1,05 September 103 1,05 Oktober 60 1,04 November 24 0,40 December 13 0,26 Totalt 1156 0,92 Tabell 19 Månadsutbyte för den plana solfångaren placerad i Hörnefors Månad 25 50 75 kwh/m 2 kwh/m 2 kwh/m 2 Januari 2,3 0,7 0,3 Februari 17,4 10,5 4,9 Mars 43,3 28,3 15,7 April 78,9 53,8 35,3 Maj 124,0 88,4 57,2 Juni 121,0 85,7 58,5 Juli 88,4 61,2 39,3 Augusti 108,5 74,8 47,4 September 71,6 46,3 28,4 Oktober 36,3 21,8 13,5 November 4,3 2,0 0,8 December 0,8 0,3 0,0 Totalt 696,9 473,8 301,3 ix

Tabell 20 Omvandling från månadsdata till dygnsdata Datum Solinstrålning Andel Utbyte kwh/m 2 % kwh/m 2 2009 06 01 6,67 3,8 % 3,30 2009 06 02 4,40 2,5 % 2,17 2009 06 03 4,62 2,7 % 2,28 2009 06 04 5,01 2,9 % 2,48 2009 06 05 3,83 2,2 % 1,89 2009 06 06 5,08 2,9 % 2,51 2009 06 07 6,01 3,5 % 2,97 2009 06 08 7,94 4,6 % 3,92 2009 06 09 8,21 4,7 % 4,06 2009 06 10 3,58 2,1 % 1,77 2009 06 11 1,79 1,0 % 0,88 2009 06 12 3,38 1,9 % 1,67 2009 06 13 4,58 2,6 % 2,26 2009 06 14 1,65 1,0 % 0,82 2009 06 15 2,78 1,6 % 1,37 2009 06 16 3,74 2,2 % 1,85 2009 06 17 6,53 3,8 % 3,23 2009 06 18 8,43 4,9 % 4,17 2009 06 19 5,82 3,4 % 2,88 2009 06 20 4,52 2,6 % 2,23 2009 06 21 7,21 4,2 % 3,56 2009 06 22 7,68 4,4 % 3,80 2009 06 23 5,68 3,3 % 2,81 2009 06 24 7,41 4,3 % 3,66 2009 06 25 8,20 4,7 % 4,05 2009 06 26 8,13 4,7 % 4,02 2009 06 27 8,14 4,7 % 4,02 2009 06 28 7,91 4,6 % 3,91 2009 06 29 7,98 4,6 % 3,94 2009 06 30 6,53 3,8 % 3,23 Totalt 173,4 100 % 85,7 x

Tabell 21 Omvandling från dygnsdata till timdata Klockslag Solinstrålning Andel Utbyte Wh/m 2 % Wh/m 2 2009 06 01 00:00 0,0 0,0 % 0,0 2009 06 01 01:00 2,8 0,0 % 1,4 2009 06 01 02:00 15,7 0,2 % 7,8 2009 06 01 03:00 43,4 0,6 % 21,4 2009 06 01 04:00 108,5 1,6 % 53,6 2009 06 01 05:00 291,2 4,4 % 143,9 2009 06 01 06:00 442,8 6,6 % 218,8 2009 06 01 07:00 584,9 8,8 % 289,0 2009 06 01 08:00 667,6 10,0 % 329,9 2009 06 01 09:00 671,6 10,1 % 331,9 2009 06 01 10:00 449,4 6,7 % 222,1 2009 06 01 11:00 476,1 7,1 % 235,3 2009 06 01 12:00 660,1 9,9 % 326,2 2009 06 01 13:00 529,4 7,9 % 261,6 2009 06 01 14:00 547,4 8,2 % 270,5 2009 06 01 15:00 433,9 6,5 % 214,4 2009 06 01 16:00 346,1 5,2 % 171,0 2009 06 01 17:00 216,6 3,2 % 107,1 2009 06 01 18:00 121,5 1,8 % 60,0 2009 06 01 19:00 51,3 0,8 % 25,4 2009 06 01 20:00 9,4 0,1 % 4,6 2009 06 01 21:00 0,0 0,0 % 0,0 2009 06 01 22:00 0,0 0,0 % 0,0 2009 06 01 23:00 0,0 0,0 % 0,0 Totalt 6669,7 100 % 3296,1 xi

Bilaga 4 Resultat Tabell 22 Primäranslutning med plan solfångare Månad Pellets Solvärme Andel solvärme MWh 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 solvärme MWh 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 Solel MWh MWh MWh Januari 1397,72 14,17028 1,0 % 3,5425706 Februari 1468,109 85,29138 5,5 % 21,322845 Mars 1044,032 158,5981 13,2 % 39,64953 April 635,8347 220,5053 25,7 % 55,126322 Maj 125,8497 396,0003 75,9 % 99,000087 Juni 44,22833 384,7717 89,7 % 96,192918 Juli 156,8614 239,4286 60,4 % 59,857154 Augusti 74,398 280,702 79,0 % 70,175501 September 210,3632 219,9368 51,1 % 54,984195 Oktober 903,4441 149,3459 14,2 % 37,336463 November 966,8621 28,46786 2,9 % 7,116966 December 1493,099 12,91081 0,9 % 3,2277013 Totalt 8520,8 2190,1 20,4 % 547,5 ii

Figur 60 Möjlig placering av plana solfångare vid sekundäranslutning iii

Tabell 25 Sekundäranslutning med plan solfångare utan ackumulatortank Månad Fjärrvärme Solvärme Andel solvärme MWh MWh Januari 25,51301 0,096988 0,4 % Februari 22,04329 1,396709 6,0 % Mars 15,20502 3,634981 19,3 % April 8,179014 6,410986 43,9 % Maj 4,024852 8,825148 68,7 % Juni 79,70756 12,07244 13,2 % Juli 99,5596 9,050402 8,3 % Augusti 46,53898 10,11102 17,8 % September 8,699679 5,430321 38,4 % Oktober 11,70489 1,195107 9,3 % November 18,88773 0,29227 1,5 % December 17,31213 0,037872 0,2 % Totalt 357,3758 58,55424 14,1 % Tabell 26 Sekundäranslutning med plan solfångare med ackumulatortank Månad Fjärrvärme Solvärme Från ackumulator Andel solvärme MWh 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 % iv

Figur 61 Möjlig placering av vakuumrörsolfångare v

Tabell 27 Sekundäranslutning med vakuumrörsolfångare utan ackumulatortank Månad Fjärrvärme Solvärme Andel solvärme MWh MWh Januari 25,37147 0,238533 0,9 % Februari 21,90382 1,536184 6,6 % Mars 15,12518 3,71482 19,7 % April 8,591373 5,998627 41,1 % Maj 5,085083 7,764917 60,4 % Juni 82,21694 9,563058 10,4 % Juli 101,3278 7,282167 6,7 % Augusti 48,06756 8,582441 15,1 % September 9,084414 5,045586 35,7 % Oktober 11,67605 1,223951 9,5 % November 18,74871 0,431288 2,2 % December 17,25686 0,093142 0,5 % Totalt 364,4553 51,47471 12,4 % Tabell 28 Sekundäranslutning med vakuumrörsolfångare med ackumulatortank Månad Fjärrvärme Solvärme Från ackumulator Andel solvärme MWh 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 % vi

Figur 62 Möjlig placering av hybridsolfångare vii

Tabell 29 Sekundäranslutning med hybridsolfångare utan ackumulatortank Månad Fjärrvärme Solvärme Andel solvärme Solel MWh MWh MWh Januari 25,43534 0,174662 0,7 % 0,043665 Februari 22,52638 0,913623 3,9 % 0,243499 Mars 17,20893 1,631068 8,7 % 0,445082 April 12,32053 2,269466 15,6 % 0,602269 Maj 9,235287 3,614713 28,1 % 1,094652 Juni 87,68447 4,095529 4,5 % 1,057033 Juli 105,8936 2,716426 2,5 % 0,679107 Augusti 53,494 3,156001 5,6 % 0,789 September 12,07365 2,056353 14,6 % 0,595936 Oktober 12,29549 0,604508 4,7 % 0,396928 November 18,8642 0,315804 1,6 % 0,078951 December 17,19655 0,153454 0,9 % 0,038364 Totalt 394,2284 21,70161 5,2 % 6,064485 Tabell 30 Sekundäranslutning med hybridsolfångare med ackumulatortank Månad Fjärrvärme Solvärme Från ackumulator Andel solvärme Solel MWh MWh MWh Januari 25,43534 0,174662 0 0,7 % 0,043665 Februari 22,47204 0,913623 0,054334 4,1 % 0,243499 Mars 17,14761 1,631068 0,061321 9,0 % 0,445082 April 12,12187 2,269466 0,198661 16,9 % 0,602269 Maj 8,834876 3,614713 0,400411 31,2 % 1,094652 Juni 87,35666 4,095529 0,327807 4,8 % 1,057033 Juli 105,8936 2,716426 0 2,5 % 0,679107 Augusti 53,494 3,156001 0 5,6 % 0,789 September 11,779 2,056353 0,294652 16,6 % 0,595936 Oktober 11,73819 0,604508 0,557301 9,0 % 0,396928 November 18,8642 0,315804 0 1,6 % 0,078951 December 17,19655 0,153454 0 0,9 % 0,038364 Totalt 392,3339 21,70161 1,894488 5,7 % 6,064485 viii

Figur 63 Möjlig placering av poolsolfångare Solvärmeproduktion 1,6 Solvärmeproduktiion [MWh] 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 01 maj 08 maj 15 maj 22 maj 29 maj 05 jun 12 jun 19 jun 26 jun 03 jul 10 jul 17 jul 24 jul 31 jul 07 aug 14 aug Figur 64 Solvärmeproduktion med sekundäransluten poolsolfångare på dygnsbasis ix