FÖRSTUDIE OM SOLFÖLJANDE SYSTEM

FÖRSTUDIE OM SOLFÖLJANDE SYSTEM Mikael Svensson 2002-08-15

Förstudie om solföljande system Från Rapportdatum Rapportnr Vattenfall Utveckling AB, Decentraliserade energilösningar 2002-08-15 U 02:72 Författare Tillgänglighet Uppdragsnr Mikael Svensson Öppen 11302-17 Beställare Programstyrelsen för FUD-program Solvärme 2001-203 Teknisk granskning Stefan Larsson Sökord Antal textblad Antal bilagor Solvärme, FUD-program, 8 7 Denna rapport utgör ett delprojekt inom FUD-program solvärme 2001-2003 som koordineras av Vattenfall Utveckling AB och finansieras av Energimyndigheten, kraftföretagen via Vattenfall AB, Birka AB, Sydkraft AB, byggföretagen via SBUF AB samt fastighetsföretagen via Vasakronan AB. Sammanfattning Kan heliostatteknik tillämpas så solvärmeanläggningar så att heliostatfunktionen i sig blir ekonomiskt motiverad och att solvärme därvid blir mer kostnadseffektiv att producera? Hur kan i så fall en sådan systemlösning se ut? Dessa två frågor är grunden för detta projekt, Förstudie om solföljande system som under våren 2002 drivits av Vattenfall Utveckling AB inom ramen för det nationella FUD-programmet Solvärme 2001-2003. Under sommaren och hösten 2001 genomfördes ett examensarbete [1] på Vattenfall Utveckling AB i Älvkarleby där en heliostatfunktion, speciellt anpassad för koncentrerande solfångare av MaReCo-typ (Maximum Reflector Collector), designades och realiserades i en modifierad prototyp. Det är denna heliostatteknik som legat till grund för denna förstudie. Rapporten innehåller ett förslag på en, från examensarbetet vidareutvecklad, teknisk lösning för ett solvärmefält om 10 000kvm, en ekonomisk uppskattning av detta fält, samt slutsatser om detta är en teknik med potential. Den ekonomiska uppskattningen är genomförd i samarbete med Lennart Törnblom (Ee-kalkyl), Bernt Svensson (VVSkalkyl) samt Jonas Gräslund (Skanska). Slutsatserna av denna förstudie är att det är svårt att uppnå lägre specifik solvärmekostnad med heliostatteknik jämfört med konventionell teknik pg av de höga installationskostnader som identifierats i samband med elinstallationer i det föreslagna systemet.

Distributionslista Företag Avdelning Namn Antal FUD-programstyrelse

Innehållsförteckning Sida 1 INLEDNING 1 2 BAKGRUND 1 3 TEKNIK 2 3.1 Heliostatspecifika komponenter 2 3.1.1 Stativ och markförankring 2 3.1.2 Motorer 3 3.1.3 Elektronik 3 3.2 Systemlösning 3 3.2.1 Översikt av fält 3 3.2.2 Kommunikation i fältet 4 3.2.3 Strömförsörjning till styrelektronik och motorer 4 3.2.4 Central 7 3.3 Beräknade vinster med heliostatfunktionen 7 3.3.1 Energiutbytesökning 7 3.3.2 Överhettningsskydd 7 4 EKONOMI 7 4.1 Heliostatspecifika komponenters kostnader 7 4.2 Heliostatspecifika kostnader i systemlösning 8 5 RESULTAT 8 6 SLUTSATSER OCH FÖRSLAG TILL FRAMTIDA ARBETE 8 7 REFERENSER 8

Bilageförteckning Sidor BILAGA sid 1 Materialkostnader för heliostatfunktion exkl. stativ 1 2 Relativa kostnader för heliostatkomponenter 1 3 Kostnadsmatris för solfångarfält med heliostatfunktion 1 4 Precisionstest för prototypsystem 1 5 Skiss av solfångare med stativ och markförankring 1 6 Struktur hos det teoretiska solfångarfältet 1 7 Ekonomisk kalkyl från Ee-kalkyl 6

Vattenfall Utveckling AB U 02:72 1 Inledning Det främsta målet inom solvärme är att sänka kostnaden för producerad energi, endera genom att höja energiutbytet på solfångaren eller att minska kostnaden för solfångaren. Det sistnämnda sättet kan göras antingen genom att minska kostnaden på komponenterna eller genom att ändra solfångarens konstruktion. En typ av konstruktion som uppkommit på senare tid är att använda koncentrerande teknik. Koncentrerande teknik är lämplig att använda tillsammans med heliostatteknik eftersom solen i en eller annan mening är fix sett från solfångaren och dess strålgång är enkel att förutse. Heliostatteknik i två axlar följer solen optimalt men ger ofta upphov till mekaniskt komplexa och därmed dyra konstruktioner. Detta arbete har handlat om att undersöka heliostatteknik i en dimension och på så sätt försöka finna ett optimum mellan ökad kostnad och ökat energiutbyte för heliostatfunktionen. 2 Bakgrund Under sommaren och hösten 2001 genomfördes ett examensarbete med titeln Utveckling av styrning till MaReCo-solfångare i Hammarby Sjöstad på Vattenfall Utveckling AB i Älvkarleby. Under examensarbetet realiserades en prototyp med heliostatfunktion till en MaReCo-solfångare. Under våren 2002 har driftsäkerheten hos denna prototyp testats i labmiljö med gott resultat (se bilaga 4). Denna heliostatfunktion har tre viktiga egenskaper: Tekniken är sensorfri och räknar ut solens position. Detta ger driftsäkerhet Billig elektronisk hårdvara och avancerad mjukvara reducerar kostnader Mekaniken baseras på väletablerade, kommersiella komponenter Dessa tre egenskaper har lett till en lovande lösning för en individuell solfångare. Tanken är då att utnyttja denna lösning (eventuellt med modifieringar) och sammanbinda solfångare med heliostatfunktion till ett fält. Problemställningar som då uppstår är bl a: Hur ska systemet kraftförsörjas? Hur ska elektroniken kommunicera? Hur görs systemlösningen så driftsäker som möjligt? Hur optimeras fältets form, ur ekonomisk synvinkel? Uppenbarligen finns en till synes obegränsad mängd parametrar som ska beaktas och optimeras för bästa ekonomi. Detta projekt rymmer inte möjligheten att ingående undersöka samtliga parametrar utan fokus ligger på de som har störst presumtiv påverkan på ett system. Sida 1 (8)

Vattenfall Utveckling AB U 02:72 En uppenbar svaghet för totalbedömningen av den slutgiltigt valda lösningen är att ingen verklig test av energiutbytet med denna teknik genomförts. För att kunna ge en total bild behövs både en uppfattning om kostnad och energiutbytesökning för en heliostatteknik. Innan dess kan lönsamhetens vara eller icke vara bestämmas med precision. I dagsläget finns en teoretiskt beräknad uppskattning och en modellbaserad beräkning på energiutbytesökningen [1] som pekar på en ökning på mellan 20-40%. 3 Teknik 3.1 Heliostatspecifika komponenter De heliostatspecifika komponenter som tillkommer till solfångaren är: Stativ och markförankring Motor Styrelektronik 3.1.1 Stativ och markförankring Solfångarna står på stålstativ som är förankrade i marken till frostfritt djup. Sett från söder skulle en del av en solfångarrad se ut enligt följande figur: Figur 3.1. En rad i solfångarfältet med symmetriska stativ, förankrade i marken. En mer detaljerad bild finns i bilaga 5. Genom att använda symmetriska stativ sparas materialkostnad samtidigt som tillverkning förenklas. Jämfört med fristående solfångare borde dessa stativ bidra till att solfångarna hjälper till att stödja varandra i östvästlig riktning och ta upp krafter från marken. Stativens del under mark består av ett jordankare, ett stålrör försett med flänsar som drivs ner i marken med hjälp av hydraulhammare. Inget grävarbete behöver alltså göras för stativen. Sida 2 (8)

Vattenfall Utveckling AB U 02:72 Figur 3.2. Motorenhetens infästning i stativ och solfångare. Tjälpåverkan på jordankare är inte mer än i storleksordningen millimeter så länge jordankarets längd överstiger frostfritt djup [2]. 3.1.2 Motorer Motorerna som vrider solfångarna är en kommersiell typ som används till motorstyrda parabolantenner och drivs med 24VDC. På grund av att produkten redan har en etablerad kommersiell marknad, blir priset mycket attraktivt jämfört med specialtillverkade alternativ. 3.1.3 Elektronik Själva styrelektroniken för en solfångare beskrivs utförligt i [1]. 3.2 Systemlösning Under arbetet har ett tänkt fält med struktur enligt bilaga 6 använts som grund för beräkningar. 3.2.1 Översikt av fält Det teoretiska solfångarfält som denna förstudie avser är ett 10 080m 2 stort fält bestående av 2400 solfångare, fördelade på 60 rader med 40 solfångare i varje. Solfångarna är av MaReCo-typ och har en glasad area på 4,2m 2 (6m*0,7m). Centrumavstånd mellan raderna är ca 1,65m. Detta ger att fältets yttermått blir ca 100m*250m. Solfångarna styrs individuellt genom att med hjälp av styrelektronik (noddator) och motor vrida solfångare runt en öst-västlig axel. Varje motor och noddator styr två solfångartråg, dvs 8,4m 2 solfångararea per styrenhet (10 080/8,4=1 200 styrenheter). Fältet har inga optiska sensorer utan beräknar solposition, och därmed önskat läge för solfångarna, i en central dator (Master). Master och de 1 200 noddatorerna kommunicerar seriellt över ett enkelt datanät enligt RS485-standard. För mer detaljerad information angående styrelektroniken, se [1]. Sida 3 (8)

Vattenfall Utveckling AB U 02:72 3.2.2 Kommunikation i fältet För större system och längre sträckor är RS485 standarden lämplig. RS485 ska vid användande av lämpliga kablar och interfacekretsar kunna överföra data mellan 32 enheter och maximala avståndet 1 000m för rimliga överföringshastigheter (>100kbps). Problemet här är att det inte är 32 utan 1 200 enheter som skall kopplas ihop. Detta bör teoretiskt kunna lösas genom att dela upp de 1 200 enheterna i kluster om 20 enheter, dvs en rad, och låta varje rad vara kopplad till en kroppspulsåder som sammanbinder kommunikationen mellan raderna i solfångarfältet. Via en kommunikationsbrygga som fysiskt frikopplar de olika RS485-klustren men via 0/5Vlogik överför informationen med minimala fördröjningar, kan informationen spridas till 1 200 enheter trots att datanätet egentligen består av drygt 60 RS485-nätverk. Figur 3.3. Kommunikationsnätets sammansättning. Exempel på olika kluster markerade med rött. Figuren ovan illustrerar kommunikationens uppdelning i kluster där pulsådern är vertikal och varje rads RS485-nät är horisontellt. 3.2.3 Strömförsörjning till styrelektronik och motorer 3.2.3.1 Primär strömförsörjning Motorns styrning, de så kallade noddatorerna, kan via spänningsreglering drivas med 24VDC och förbrukar max 10mA under viloläge (motor avstängd) och försummas därför i beräkningar för kabeldimensionering. I ett fält med ca 10 000m 2 glasad solfångaryta där varje motor driver två solfångare om vardera 4,2m 2 åtgår 1 200 motorer. Om var och en av dessa motorer maximalt förbrukar 2A vid full belastning kräver fältet i sin helhet 2 400A om samtliga motorer körs samtidigt. Som synes ställer detta enorma och orimliga krav på kablar och ström- Sida 4 (8)

Vattenfall Utveckling AB U 02:72 källa om samtliga motorer skulle anslutas direkt till en strömkälla, varför detta är uteslutet. Den höga strömförbrukningen är alltså ett problem som måste lösas och lösningen ligger i att studera fältets krav på strömförsörjning över tiden. Visserligen fordrar motorerna 2A under drift men faktum är att motorerna till allra största delen står still. På ett dygn är en motor normalt aktiv under max 200 sekunder, förutsatt att inte överhettning inträffar. I [A] 2400A tid Figur 3.4. Principiell skiss över motorernas strömförbrukning som funktion av tiden. Som synes består alltså förbrukningen av ett antal spikar och trots att strömförbrukningen blir hög så är det totala energiåtgången låg (proportionellt mot att integrera I över tiden). Vad som önskas är alltså ett sätt att åstadkomma en mer kontinuerlig användning av solfångarfältets strömförsörjning. Resultatet skulle då bli att den maximala strömförbrukningen skulle sjunka drastiskt men i gengäld skulle ström förbrukas under en längre tid. I det ideala fallet skulle strömförsörjningen vara konstant. Med 2400A förbrukning under 200 sekunder per dygn skulle detta medföra att den maximala strömförbrukningen blir: 2400A* 200s I max 5, 6A 86400s Tolkningen av detta är alltså att om strömförbrukningen kunde fördelas jämnt över tiden så skulle den maximala strömmen från strömkällan behöva vara knappt 6A. Den totala energiförbrukningen är densamma men stora ekonomiska vinster görs då kablarna från strömkällan bara behöver dimensioneras för 6A belastning istället för 2 400A! Hur realiseras då ett utjämnande av strömförsörjningen i praktiken? Betrakta följande bild: Sida 5 (8)

Vattenfall Utveckling AB U 02:72 230V/ >n*0,6a Batteriladdare 12V / 300mA Blyack 12V/25Ah Rad 1 Batteriladdare 12V / 300mA Blyack 12V/25Ah Nod 1 Motor 1 Nod 2 Motor 2 Nod20 Motor20 Batteriladdare 12V / 300mA Blyack 12V/25Ah Rad 2 Batteriladdare 12V / 300mA Blyack 12V/25Ah Nod 1 Motor 1 Nod 2 Motor 2 Nod20 Motor20 Batteriladdare 12V / 300mA Blyack 12V/25Ah Rad n Batteriladdare 12V / 300mA Blyack 12V/25Ah Nod 1 Motor 1 Nod 2 Motor 2 Nod20 Motor20 Figur 3.5. Principiell uppbyggnad av primär strömförsörjning. Dela upp de 1 200 noderna i 60 rader med 20 noder i varje rad. Detta ger ett fysiskt fält på ca100m*250m. Varje rad kommer att kräva 40A under drift. Varje rad försörjs från två seriekopplade blyackumulatorer á 12VDC som seriekopplas för att ge 24VDC. Det maximala strömuttaget [A] bör inte överskrida en faktor tre gånger ackumulatorns kapacitet [Ah]. Ska 40A förbrukas bör kapaciteten hos ackumulatorn således vara mer än 13,3Ah. Genom att modifiera kopplingen ovan till att låta blyackumulatorerna sitta i mitten på varje rad och belasta dessa med två kablar med tio noder vardera, kan strömmen i kablarna mellan ackumulator och nod begränsas till maximalt 20A. Ackumulatorerna underhållsladdas kontinuerligt med hjälp av två 12VDC laddare vars laddström är begränsad till 300mA. För totalt 60 rader krävs 120 laddare vilket ger en maximal strömförbrukning på 72A (24VDC). Överfört till 230VAC så innebär detta att med en säkerhetsmarginal på tre så bör kablar och säkringar till hela fältet klara 32A/230VAC. Sida 6 (8)

Vattenfall Utveckling AB U 02:72 3.2.3.2 Sekundär strömförsörjning För att kunna säkerställa drift av elektronik och kortare drift av motor i syfte att under nödläge styra solfångaren ur fokus, är varje nod försedd med 4st NiMH-batterier á 8,4VDC/150mAh. Genom att dela upp dessa fyra batterier i två var för sig seriekopplade enheter fås 16,8VDC, vilket är tillräckligt för att driva motor och under drygt en minut. Eftersom reflektorerna är framtunga och back-up-spänningen endast nyttjas då solfångarna ska tippas framåt så kommer motorn aldrig belastas maximalt under detta nödläge och strömuttaget ur NiMH-batterierna blir relativt begränsat. 3.2.4 Central I en central finns en huvuddator som genomför solhöjdsberäkningar i realtid, kommunicerar med fältet och som via en uppkoppling kan kontrolleras på distans. 3.3 Beräknade vinster med heliostatfunktionen 3.3.1 Energiutbytesökning Energiutbytesökningen som heliostatfunktionen medför är inte fastställd. Matematiska modeller har pekat på ett ökat årsutbyte mellan 20-40%. Då ska hänsyn tas till att solfångaren tack vare heliostatfunktionen får årstidsutjämnande egenskaper. Detta innebär att en del av energiutbytesökningen inträffar höst och vår när efterfrågan på den tillvaratagna energin är större än om samma energiökning erhållits sommartid. 3.3.2 Överhettningsskydd Förutom energiutbytesökningen följer en intressant möjlighet med denna heliostatteknik, nämligen möjligheten att individuellt och automatiskt skydda varje solfångare från överhettning. Fördelarna med detta är bland annat att risken minskar att förstöra värmebäraren. Om systemet kokar kan det dessutom medföra miljökonsekvenser, driftbortfall samt mekaniska reparationer och återfyllning av systemet med ny värmebärare. 4 Ekonomi Det är svårt att uppskatta potentialen i en teknik när varken etablerade referensprodukter eller rationella tillverkningsmetoder existerar. Felmarginalen är därför relativt stor. 4.1 Heliostatspecifika komponenters kostnader För kostnader på noddator och motor hänvisas till [1]. Sida 7 (8)

Vattenfall Utveckling AB U 02:72 4.2 Heliostatspecifika kostnader i systemlösning Materialkostnaden finns uppskattat i bilaga 1 och 2. För kompletta kostnadsuppskattningar, se bilaga 4 och 7. Sammanfattningsvis kan investeringskostnaden för ett 10 000 m² solfångarfält med heliostatteknik uppskattas till 22 856 kkr. Energiutbytet för detta solfångarfält beräknas till 420 kwh/m² & år, eller 4 200 000 kwh. Den specifika kostnaden blir således 5,44 kr/kwh & år. 5 Resultat Arbetet har visat på att det är möjligt att ta fram kärnan i tekniken till ett rimligt pris. Däremot är det svårare att få god ekonomi i en komplett systemlösning, baserad på denna heliostatteknik. Framför allt är det installationskostnader (kostnader för strömförsörjning och kommunikation) som har stor inverkan på den totala kostnaden. Rationella anläggningsmetoder för heliostatteknik i stor skala saknas i stort sett helt idag. 6 Slutsatser och förslag till framtida arbete Det mest framträdande problemet att lösa för storskalig heliostatteknik är att åstadkomma metoder för att realisera billig och redundant strömförsörjning och kommunikation. Slutsatserna av denna förstudie är att det är svårt att uppnå lägre specifik solvärmekostnad med heliostatteknik jämfört med konventionell teknik pg av de höga installationskostnader som identifierats i samband med elinstallationer i det föreslagna systemet. Energi från solel, antingen i form av platta paneler eller koncentrerande hybrider, har högre kostnad än solvärme. Där finns med andra ord ett större kostnadsutrymme för heliostattekniken, dvs heliostatfunktionen får kosta mer vid solelapplikationer än vid solvärme. 7 Referenser 1. Svensson, M, Utveckling av solföljande MaReCo-hybrid i Hammarby Sjöstad, Rapport: UD 01:116, Vattenfall Utveckling AB, 2001 2. Nilsson, U, Profound jordankare en studie i tjälpåverkan, Examensarbete: 1992:110E, Luleå Tekniska Universitet, 1992. Sida 8 (8)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 1 U 02:72 Materialkostnader för heliostatfunktion exkl. stativ Geometriska parametrar Variabel Värde Enhet Tolkning A 10200 [m2] Total glasad area på fält k 1214 [-] Antal noder i fält per yta A A verklig 10080 [m2] Verklig fältarea k verklig 1200 [-] Verkligt antal noder n 60 [-] Antal rader i fält m 20 [-] Antal noder i en rad (styrenheter) l s 6 [m] Längd på ett solfångartråg l m 0,2 [m] Avstånd mellan solfångare i en rad (kant-kant) l n 1,65 [m] Avstånd mellan rader i ett fält (c-c) A s 4,2 [m2] Yta på en solfångare A m 8,4 [m2] Solfångaryta på en nod k m 2 [-] Antal solfångartråg per nod Elektriska parametrar Variabel Värde Enhet Tolkning I motor 2 [A] Max strömförbrukning per motor I ladd 0,3 [A] Max strömförbrukning per laddare I kraft230 31,9 [A] Strömkrav på kraftkabel 230V (inkl x3 marginal) I kraft24 20,0 [A] Strömkrav på kraftkabel 24V (ackumulator=ca 3*Ah) Kostnadsparametrar Variabel Värde Enhet Tolkning p nod 87 [kr] kostnad för styrdator p motor 220,5 [kr] kostnad för motor p ack 371 [kr] kostnad för ackumulator 12V/25Ah (Elfa 6953285) p ladd 224 [kr] kostnad för batteriladdare (Elfa 6939649) p bkp 120 [kr] kostnad för backupspänning nod 4x8,4V NiMH(GP) p skåp 1000 [kr] kostnad för skåp p kraft230 8,39 [kr/m] kostnad för kraftkabel 230V (Farnell 721566) p kraft24 5,47 [kr/m] kostnad för kraftkabel 24V (Farnell 721785) p komm 9,28 [kr/m] kostnad för kommunikationskabel (Farnell 961747) p hd 5000 [kr] kostnad för huvuddator Kvantiteter Variabel Värde Enhet Tolkning Noddatorer n nod 1200 [-] Antal styrdatorer Motorer n motor 1200 [-] Antal motorer Ackumulatorer n ack 120 [-] Antal ackumulatorer Ack-laddare n ladd 120 [-] Antal batteriladdare Backup-spg n bkp 1200 [-] Antal backupspänningspaket nod Skåp n skåp 60 [-] Antal skåp Kabel(230V) n kraft230 198 [m] Antal meter kraftkabel 230V Kabel(24V) n kraft24 14880 [m] Antal meter kraftkabel 24V Kabel(Data) n komm 14979 [m] Antal meter kommunikationskabel Huvuddator n hd 1 [-] Antal huvuddatorer SUMMA: per kvm: 871440,3 [kr] 86,45 [kr/m2] Sida 1 (1)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 2 U 02:72 Relativa kostnader för heliostatfunktion Relativ kostnad för heliostatkomponenter Del av total kostnad [%] 35 30 25 20 15 10 5 0 12,0 Noddatorer 30,4 Motorer 5,1 Ackumulatorer 3,1 Ack-laddare 16,5 Backup-spg 15,9 9,3 6,9 0,2 0,6 Skåp Kabel(230V) Kabel(24V) Kabel(Data) Huvuddator Sida 1 (1)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 3 U 02:72 Kostnadsmatris för solfångarfält med heliostatfunktion Reflektor 203 kr/m 2 Absorbator 75 kr/m 2 Glas+tätning 120 kr/m 2 Montering 600 kr/m 2 Solfångare 1238 kr/m 2 Plåt 50 kr/m 2 (VUAB 11/3) Övrigt 190 kr/m 2 Transport 15 kr/m 2 Stativ 470 kr/m 2 (Vägverket 11/3) Förankring +montage 15 kr/m 2 Noddator 10 kr/m 2 Solfångarfält 1738 kr/m 2 Motor 26 kr/m 2 Strömförsörjning 27 kr/m 2 Montage (12%) Heliostatfunktion 10 kr/m 2 95 kr/m 2 (Mikael Svensson, se [1]) Kabel kraft+data 22 kr/m 2 Rör, inklusive schakt och montage? kr/m 2 Solvärmeanläggning 1833+? kr/m 2 Sida 1 (1)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 4 U 02:72 Precisionstest för prototypsystem Sida 1 (1)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 5 U 02:72 Skiss av solfångare med stativ och markförankring Sida 1 (1)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 6 U 02:72 Struktur hos det teoretiska solfångarfältet Sida 1 (1)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 7 U 02:72 Ekonomisk kalkyl från Ee-kalkyl Sida 1 (6)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 7 U 02:72 Sida 2 (6)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 7 U 02:72 Sida 3 (6)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 7 U 02:72 Sida 4 (6)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 7 U 02:72 Sida 5 (6)

Vattenfall Utveckling AB Bilaga 7 U 02:72 Sida 6 (6)