OPTIMERET SOLVARMEPRODUKTION I ET LIBERALISERET ELMARKED DEMONSTRATION AF FULDSKALAANLÆG I BRÆDSTRUP

OPTIMERET SOLVARMEPRODUKTION I ET LIBERALISERET ELMARKED DEMONSTRATION AF FULDSKALAANLÆG I BRÆDSTRUP Projektet er støttet af Energinet.dk Marts 2009

Projektdeltagere: PlanEnergi (projektansvarlig) Jyllandsgade 1 9520 Skørping Kontaktperson: Per Alex Sørensen pas@planenergi.dk Brædstrup Fjernvarme Fjernvarmevej 2 8740 Brædstrup Kontaktperson: Per Kristensen pk@brædstrup-fjernvarme.dk BYG. DTU Danmarks Tekniske Universitet Brovej, Bygning 118 2800 Kongens Lyngby Kontaktperson: Simon Furbo sf@byg.dtu.dk Rambøll Englandsgade 25 5100 Odense C Kontaktperson: Flemming Ulbjerg fu@ramboll.dk Marstal Fjernvarme Jagtvej 2 5960 Marstal Kontaktperson: Leo Holm info@solarmarstal.dk Steinbeis-Research Institute for Solar and Sustainable Thermal Systems Nobelstr. 15 70569 Stuttgart, Tyskland Kontaktperson: Thomas Schmidt schmidt@solites.de Side 2 af 136

Indholdsfortegnelse 1. Indledning og resumé...5 2. Optimering af solfanger samt bygning og afprøvning af prototype...6 2.1. Baggrund...6 2.2. Forbedringsmuligheder...7 2.2.1. Solfangerstørrelse...7 2.2.2. Isolering...7 2.2.3. Flow og manifold...11 2.2.4. Hældning...12 2.2.5. Længde af solfangerrækkerne...13 2.2.6. Seriekobling af solfangere...13 2.3. Effektivitetsmåling for ny solfanger...15 2.4. Effektivitet og ydelse med en 30% propylenglykol/vand blanding som solfangervælske...19 2.5.. Flowfordelings-/kogningsproblemer...23 2.6. Varmetabsmålinger...27 2.7. Konklusion...34 3. Optimering af solfangerfelt og indkobling på eksisterende værk...35 3.1. Ønsker til feltets udformning...35 3.2. Optimering af solfangerfelt...38 3.3. Indkobling på eksisterende værk...46 3.3.1. Principper...46 3.3.2. Formler og detaljer...47 3.3.3. Udledning af formler...49 4. Etablering af 8.000 m² solfangere...51 4.1. Hvad er etableret...51 4.2. Erfaringer fra etableringen...56 4.2.1. Jordarbejde...56 4.2.2. Rør i jord og solfangere...56 4.2.3. Ændringer på værket...57 5. Målinger, analyser og optimering...58 5.1. Indkøring...58 5.2. Data og målere til måleprogram...58 5.3. Check af solfangereeffektivteten...60 5.4. Analyse af målinger...61 5.4.1. Introduktion og hovedkonklusioner...61 5.4.2. Målinger...62 5.4.3. Analyser...63 5.4.4. Temperaturniveau i solkreds...66 5.4.5. Opsummering...72 5.5. Sammenligning af solfangertyper...73 5.6. Driftsmæssige forhold...74 6. Formidling...75 6.1. Workshop i Marstal...75 6.2. Visualisering i pavillonen...75 6.3. Solvarmedata...76 6.4. Øvrige omtale...76 7. Mulige næste skridt...77 Side 3 af 136

7.1. Beregninger i forhold til situationen uden sol og alternativer med absorptions- eller kompressorvarmepumpe...77 7.1.1. Reduceret solfangerproduktion...78 7.1.2. Kondenserende drift på motorerne...79 7.1.3. CO 2 -varmepumpe på 1,2 MW køle-effekt...79 7.1.4. CO 2 -varmepumpe på 0,6 MW køle-effekt med koldtvandslager...80 7.1.5. Absorptions-varmepumpe på 1,2 MW køle-effekt...80 7.1.6. Absorptions-varmepumpe på 0,24 MW køle-effekt med koldtvandslager...81 7.1.7. Investeringer...81 7.2. Sæsonvarmelager og stor dækningsgrad...82 8. Opsamling af måleresultater, Marstal...85 8.1. Introduction...85 8.2. System heat balance...88 8.3. Solar collector fields...90 8.4. Seasonal thermal energy storage...91 8.4.1. Heat balance of the storage...91 8.4.2. Temperatures inside the storage volume...93 8.4.3. Temperature development in the surrounding ground...95 8.5. Water refill...102 8.6. Summary...103 BILAG 1: BILAG 2: BILAG 3: BILAG 4: BILAG 5: Dimensionering af pumper Specifikation for varmeveksler Program mv. fra workshop om sol i kraftvarmeområder Program for solenergikonference EnergyPRO-udskrifter Side 4 af 136

1. Indledning og resumé I vinteren 2005-06 gennemførtes i regi af Energinet.dk et udredningsarbejde, hvor de økonomiske og miljømæssige konsekvenser ved af kombinere solvarme med naturgasfyret kraftvarme blev undersøgt. Konklusionen var at der både var selskabs- og samfundsøkonomiske og miljømæssige fordele ved at kombinere de to teknologier. Energinet.dk efterlyste derfor i foråret 2006 projekter, som kunne demonstrere dette i praksis. Brædstrup Fjernvarme og Strandby Varmeværk søgte og fik tilskud til demonstrationsprojekter. Brædstrups anlæg etableredes i 2007 og nærværende rapport beskriver forløbet inden, under og efter etableringen. Rapportens kapitel 2 beskriver Danmarks Tekniske Universitets (DTU s) optimering af ARCONs HT-solfanger. ARCON var efter en licitation blevet udvalgt som solfangerleverandør i Brædstrup, men kravene til fremløbstemperatur fra solfangerne var 94 o C, således at temperaturen i den eksisterende lagertank fortsat kunne holdes på 90 o C. Det stiller nye krav til solfangere og solfangerfelt, hvorfor DTU havde som opgave at optimere ARCON s eksisterende HT-solfanger. Herunder undersøgtes bl.a. solfangerstørrelse, isolering, flow og manifold, hvorefter en ny solfanger HT 2006 blev fremstillet og afprøvet. I kapitel 3 redegøres for, hvordan solangerfeltet er udformet som et bindeled mellem boligbebyggelse og industri. Anlægget ligger på en skråning, som er opdelt i 10 vandrette plateauer, så solfangerfeltet er placeret på terrasser. Rækkerne i feltet er ikke lige lange og indkoblingen på det eksisterende kraftvarmeværk har skullet gøres, så lavest mulige fremløbstemperaturer fra solfangerne har kunnet benyttes. I afsnittet er i detaljer redegjort for, hvorledes dette har resulteret i styring af solfangerfelt og sekundærsiden af solvarmeveksleren. Kapitel 4 omhandler anlægsetableringen og erfaringerne hermed og kapitel 5 omhandler måleprogrammet og analyse af måleresultaterne. Solvarmeanlægget har ydet 13% mindre end forventet. Årsagen er primært, at anlægget kører med for høje temperaturer. Fremløbstemperaturen til solfangerne er ca. 8 o C højere end forudsat i de oprindelige beregninger og afgangstemperaturen fra solfangerne er ca. 10 o C højere end forudsat. Hovedårsagen hertil er at Brædstrup i modsætning til de fleste andre naturgasfyrede kraftvarmeværker - mellem motorerne og fjernvarmenettet til byen har en varmeveksler. Det overvejes derfor at fjerne denne varmeveksler. I kapitel 6 redegøres for formidlingen af projektets resultater. Brædstrup Fjernvarmes solvarmeanlæg har været startskuddet til etablering af foreløbigt 37.000 m² solvarmeanlæg i forbindelse med naturgasfyrede kraftvarmeanlæg og flere nye anlæg er på vej. Så formidlingsaktiviteterne har båret frugt. Også så langt at Legoland nu har en kopi af Brædstrups solfanger stående. I kapitel 7 beregnes de økonomiske konsekvenser for yderligere at tilføje en varmepumpe til Brædstrups energisystem og for at foretage en udvidelse af solfangerarealet til 40.000 m² og tilføje 60.000 m³ damvarmelager og en varmepumpe med 3 MW (termisk) effekt. Beregningerne er foreløbige, men viser at der tilsyneladende er gode muligheder for at forøge dækningsgraden af solvarme og varmepumper uden at varmeprisen ændres væsentligt. Side 5 af 136

Endelig er i kapitel 8 analyseret måleresultater fra SUNSTORE 2 projektet i Marstal. Anlægget består af 18.300 m² solfangere fordelt på 5 typer og et 10.000 m³ damvarmelager. Måleresultaterne, der analyseres, er fra 2007 og 2008. 2. Optimering af solfanger samt bygning og afprøvning af prototype 2.1. Baggrund Effektiviteten af Arcon Solvarme A/S s HT solfanger med teflonfolie mellem absorber og dækglas er igennem et intensivt udviklingsarbejde de sidste år blevet stærkt forbedret, [1], [2]. Effektivitet og indfaldsvinkelkorrektionsfaktor for solfangeren, som er vist skematisk på figur 1, blev i 2005 bestemt til: Tm Ta η = K 0,81 2,91* θ, hvor G K θ = 1 tan 4,4 ( θ / 2) Figur 2.1. Snit af HT solfanger med teflonfolie Solfangerens areal er 12,53 m² og solfangerens absorber består af 16 parallelle Sunstrips mellem to manifoldrør. Bagsiden af absorberen er isoleret med 75 mm mineraluld. Side 6 af 136

2.2. Forbedringsmuligheder Forskellige forbedringsmuligheder for solfangeren er vurderet i et samarbejde mellem Arcon Solvarme A/S og BYG.DTU. Mulighederne er beskrevet i de følgende afsnit, afsnit 2.2.1.- 2.2.6. 2.2.1. Solfangerstørrelse Det vurderes at solfangerens effektivitet samt solfangerfeltets ydelse kan forbedres en smule ved at gøre solfangerens højde og bredde større end henholdsvis 2,27 m og 5,96 m. Med større dimensioner kan solfangerens varmetabskoefficient nemlig reduceres da kanttabets betydning reduceres. Desuden kan længden af og dermed varmetabet fra rørene mellem solfangerne i rækkerne reduceres. Det bør bemærkes at der måske med større solfangerdimensioner er specielle problemer vedrørende flowfordeling gennem absorberne og termiske udvidelser. Dette bør klarlægges før solfangerdimensionerne gøres større. Det vurderes at de forøgede omkostninger ved at producere og transportere større solfangerelementer ikke inden for dette projekts rammer retfærdiggør udvikling af et større solfangerelement. 2.2.2. Isolering Indledningsvis blev der gennemført termovisionsundersøgelser af solfangeren, der blev afprøvet i 2005, for at klarlægge om isoleringsforholdene kan forbedres. Figur 2.2, 2.3 og 2.4 viser termovisionsbilleder af solfangeren. Figur 2.2 viser solfangerens overfladetemperaturer med solskin på solfangeren og med en middelsolfangervæsketemperatur på 55 C. Solfangervæsken pumpes igennem solfangeren fra højre mod venstre. Det ses at glastemperaturen er lidt højere i venstre del af solfangeren end i højre del, og at EPDM listerne mellem og omkring dækglassene er forholdsvis varme. Disse høje temperaturer, som skyldes den direkte solstråling på de mørke overflader, er de eneste høje overfladetemperaturer på forsiden af solfangeren. Figur 2.3 viser forsidens overfladetemperaturer efter solnedgang. Varm solfangervæske cirkuleres gennem solfangeren. Middelsolfangervæsketemperaturen er 42 C. Det ses at EPDM listernes overfladetemperaturer nu er forholdsvis lave. Termovisionsbillederne viser altså at forsiden af solfangeren ikke har kuldebroer af betydning. Figur 2.4 viser overfladetemperaturer for bagsiden af solfangeren efter solnedgang mens varm solfangervæske cirkuleres gennem solfangeren. Middelsolfangervæsketemperaturen er 42 C. Det ses at heller ikke bagsiden af solfangeren har kuldebroer af betydning. Det vurderes derfor at der ikke er behov for at ændre solfangeren for at reducere kuldebroer. Solfangerens varmetab kan reduceres ved at benytte vakuumisoleringspaneler som en del af bagsideisoleringen. På basis af priserne for forskellige markedsførte vakuumisoleringspaneler vurderes det dog at være for dyrt at benytte disse paneler i solfangeren. Side 7 af 136

Figur 2.2. Termovisionsbillede af forside af HT solfanger med teflonfolie af prøvet i 2005. 31. august kl. 16:30. Middelsolfangervæsketemperatur: 55 C. Figur 2.3. Termovisionsbillede af forside af HT solfanger med teflonfolie afprøvet i 2005. 31. august 2005 kl. 21:10. Middelsolfangervæsketemperatur: 42 C. Side 8 af 136

Figur 2.4. Termovisionsbillede af bagside af HT solfanger med teflonfolie afprøvet i 2005. 31. august kl. 21:10. Middelsolfangervæsketemperatur: 42 C. Solfangerens varmetab kan også reduceres ved at erstatte Rockwool 40 med Rockwool 80 som varmeisoleringsmateriale, idet varmeledningsevnen for Rockwool 80 er lidt mindre varmeledningsevnen end Rockwool 40. For at vurdere hvor store ydelsesmæssige fordele der kan opnås herved blev der gennemført teoretiske beregninger af hvorledes solfangereffektiviteten og solfangerydelsen afhænger af isoleringsmaterialet. Der er gennemført beregninger med isoleringsmaterialet Rockwool 40, som blev anvendt i solfangeren der blev afprøvet i 2005, og Rockwool 80. Beregningerne er gennemført med beregningsprogrammet SOLEFF, [3] og regnearket Solvarmecentraler, [4]. Figur 2.5 viser for en solbestrålingsstyrke på 800 W/m² og en indfaldsvinkel på 0 den målte effektivitetskurve for solfangeren afprøvet i 2005 samt de beregnede effektivitetskurver, både med Rockwool 40 og Rockwool 80. Input til SOLEFF programmet er justeret således at den beregnede årlige ydelse af solfangeren med Rockwool 40 bliver identisk med den beregnede årlige ydelse af den afprøvede solfanger. Det ses, at effektivitetskurverne for de tre solfangere næsten er identiske. Kun for høje x-axe værdier er effektiviteten af solfangeren med Rockwool 80 en smule højere end effektiviteten af solfangeren med Rockwool 40. Figur 2.6 viser den beregnede årlige ydelse for solfangeren med Rockwool 40 og Rockwool 80 som funktion af solfangervæsketemperaturen, som holdes konstant igennem hele året. Solfangerne er sydvendte med en hældning på 40 og vejrdata fra det danske referenceår er benyttet. Figur 2.7 viser merydelsen ved at benytte Rockwool 80 i stedet for Rockwool 40. Merydelsen er 0,9% ved en solfangervæsketemperatur på 60 C, 1,3% ved en solfangervæsketemperatur på 80 C og 1,8% ved en solfangervæsketemperatur på 100 C. Side 9 af 136

90 80 70 G = 800 W/m 2 Effektivitet [%] 60 50 40 30 20 10 0 HT målt HT beregnet 40 HT beregnet 80 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 (T m -T a )/G, [Km 2 /W] Figur 2.5. Teoretisk beregnet effektivitet for HT solfanger med Rockwool 40 og Rockwool 80. Desuden er den i 2005 målte effektivitet vist. 1200 1100 1000 HT beregnet 40 HT beregnet 80 Årlig ydelse, [KWh/(år*m 2 )] 900 800 700 600 500 400 300 200 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.6. Beregnet årsydelse for HT solfanger med teflonfolie med Rockwool 40 og Rockwool 80. Side 10 af 136

1,02 1,018 1,016 HT beregnet 40 HT beregnet 80 1,014 1,012 Relativ ydelse 1,01 1,008 1,006 1,004 1,002 1 0,998 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.7. Beregnet ekstra årsydelse ved at benytte Rockwool 80 i stedet for at benytte Rockwool 40. På basis af beregningerne blev det besluttet at ændre solfangerens varmeisoleringsmateriale fra Rockwool 40 til Rockwool 80 og at forbedre kantisoleringen. Effektiviteten af den forbedrede solfanger blev målt i 2006, se afsnit 2.3. 2.2.3. Flow og manifold Der er gennemført CFD (Computational Fluid Dynamics) beregninger af effektiviteten af HT solfangeren uden teflonfolie for forskellige volumenstrømme mellem 3,3 l/min og 25 l/min for en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske, [5]. Beregningerne, som blandt andet tager flowfordelingen igennem absorberen i beregning, viser at flowfordelingen gennem absorberen er mest jævn for volumenstrømme mellem 6 l/min og 10 l/min. Hvis volumenstrømmen igennem solfangeren er lavere, vil volumenstrømmen igennem de øverste strips blive meget lav. Hvis volumenstrømmen igennem solfangeren er højere, vil volumenstrømmen igennem de nederste strips blive forholdsvis lav. Det bevirker at solfangereffektiviteten er højest for volumenstrømme mellem 6 l/min og 10 l/min, mens effektiviteten falder kraftigt hvis volumenstrømmen reduceres, og en smule når volumenstrømmen forøges, se figur 2.8. Side 11 af 136

Effektivitet, [-] 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 Volumenstrøm 3,3 l/min Volumenstrøm 4,0 l/min Volumenstrøm 6,0 l/min Volumenstrøm 10,0 l/min Volumenstrøm 25,0 l/min 0,2 0,1 0 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 (T m -T a )/G, [Km 2 /W] Figur 2.8. Beregnede effektiviteter for HT solfangeren uden teflonfolie for forskellige volumenstrømme. Hvis volumenstrømmen bliver så høj, at strømningen i de enkelte strips bliver turbulent vil solfangereffektiviteten dog forøges. Dette sker for volumenstrømme højere end 25 l/min. Normalt benyttes volumenstrømme noget højere end 25 l/min i solfangerfelter for solvarmecentraler. Derfor er effektiviteten for solfangere i solfangerfelter normalt lige så høj eller højere end effektiviteten for solfangeren for volumenstrømme mellem 6 l/min og 10 l/min. Flowfordelingen igennem solfangeren og dermed solfangereffektiviteten for forskellige volumenstrømme afhænger af dimensionerne for striprørene og manifoldrørene. Med tanke på de normalt høje volumenstrømme der benyttes i store solfangerfelter vurderes det at der ikke er behov for at ændre dimensionerne for striprørene og manifoldrørene. 2.2.4. Hældning I [2] er der gennemført beregninger af solfangereffektiviteten og årsydelsen af solfangeren for forskellige solfangerhældninger. Beregningerne viste at solfangereffektiviteten forøges lidt når solfangerhældningen forøges. Desuden viste beregningerne at den største årsydelse opnås når solfangerhældningen er placeret i intervallet 40-45. For lave driftstemperaturer er den optimale solfangerhældning 40, for høje driftstemperaturer er den optimale solfangerhældning 45. Der er i beregningerne ikke taget højde for skygger fra foranstående solfangere. Disse skygger vil reducere de optimale solfangerhældninger en smule. Side 12 af 136

2.2.5. Længde af solfangerrækkerne Jo længere solfangerrækkerne er des højere volumenstrøm bør benyttes igennem hver enkelt række. Som nævnt i afsnit 2.2.3. vil solfangereffektiviteten forøges når volumenstrømmen forøges til mere end 25 l/min. Desuden reduceres solfangerfeltets totale rørlængde ved at benytte lange solfangerrækker, hvorved varmetabet fra rørene reduceres. Ud fra et ydelsesmæssigt synspunkt er det derfor fordelagtigt med lange solfangerrækker. Selvfølgelig skal der tages højde for det forøgede tryktab i solfangerfeltet og det bør sikres at væskehastigheden ikke bliver så høj at der er risiko for turbulenskorrosion i solfangere og rør. Det vurderes at volumenstrømmen ikke bør være højere end 35 l/min, da væskehastigheden ellers bliver så høj i manifoldrørene, at der er risiko for korrosion. Det vurderes at en volumenstrøm på 35 l/min er passende til 14 seriekoblede solfangere. 2.2.6. Seriekobling af solfangere Solfangerrækker kan med fordel opbygges af en række forskellige seriekoblede solfangere. Billige laveffektive solfangere benyttes først i solfangerrækken hvor driftstemperaturen er lav. Dyre højeffektive solfangere benyttes sidst i solfangerrækken hvor driftstemperaturen er høj. Måske kan HT solfangere uden teflonfolie med fordel benyttes som de første par solfangere i en solfangerrække, mens HT solfangere med teflonfolie kan benyttes i resten af rækken? For at vurdere dette er der gennemført beregninger af årsydelsen for den nye HT solfanger med teflonfolie og for HT solfangeren uden teflonfolie. Figur 2.9 viser de beregnede årlige ydelser pr. m² solfanger for de to solfangere som funktion af solfangervæsketemperaturen, og figur 2.10 viser den beregnede ekstra årsydelse for den nye HT solfanger med teflonfolie i forhold til HT solfangeren uden teflonfolie som funktion af solfangervæsketemperaturen. Der er regnet med sydvendte solfangere med en solfangerhældning på 40. Det danske referenceårs vejrdata er benyttet i beregningerne. Det ses, at solfangeren uden teflonfolie yder mere end solfangeren med teflonfolie så længe driftstemperaturen er lavere end ca. 30 C. For højere driftstemperaturer yder solfangeren med teflonfolie mere end solfangeren uden teflonfolie. Selv ved højere driftstemperaturer end 30 C kan det være en fordel at benytte solfangere uden teflonfolie, da disse solfangere er lidt billigere end solfangere med teflonfolie. Figur 2.10 kan sammen med priser for solfangeren med og uden teflonfolie benyttes til en grov vurdering af ved hvilket temperaturniveau det er fordelagtigt at skifte fra den ene solfanger til den anden. En nøjagtig bestemmelse af hvor mange solfangere uden teflonfolie der bør benyttes i en solfangerrække for at opnå den økonomisk bedste løsning kræver detaljerede beregninger af ydelsen af hele rækken, idet en lille ydelsesreduktion for de første solfangere i en række delvist kan kompenseres af en forøget ydelse for de solfangere der er placeret sidst i rækken. På basis af ydelses- og prisvurderinger er det besluttet at anvende solfangere uden teflonfolie som de første 2 solfangere i rækker med 14 solfangere. Side 13 af 136

1200 1100 Uden Teflon: η = 0,83-3,48*(T m -T a )/G - 0,0056*(T m -T a ) 2 /G K θ =4,8 Med Tefon: η = 0,81-2,89*(T m -T a )/G K θ =4,4 Uden Teflon Med Teflon Årlig ydelse, [kwh/(år*m 2 )] 1000 900 800 700 600 500 2006 400 300 200 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.9. Beregnet årsydelse for ny HT solfanger med og uden teflonfolie som funktion af solfangervæsketemperaturen. 1,5 1,4 Uden Teflon Med Teflon 1,3 2006 Relativ ydelse 1,2 1,1 1 0,9 0,8 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.10. Beregnet ekstra årsydelse for ny HT solfanger med teflonfolie i forhold til solfanger uden teflonfolie. Side 14 af 136

Optimeret solvarmeproduktion i et liberaliseret elmarked 2.3. Effektivitetsmåling for ny solfanger På basis af undersøgelserne beskrevet i afsnit 2.2. blev det som nævnt i afsnit 2.2.2. besluttet at ændre solfangerens varmeisoleringsmateriale fra Rockwool 40 til Rockwool 80 og at forbedre kantisoleringen. Effektiviteten af den forbedrede solfanger blev målt i BYG.DTU s prøvestand for solfangere. Figur 2.11 viser et foto af solfangeren i prøvestanden. Figur 2.11. Foto af ny HT solfanger. Solfangeren har en hældning på 40, og som solfangervæske benyttes en 40% propylenglykol/vand blanding. Solfangerens effektivitet og indfaldsvinkelkorrektionsfaktor blev målt i 2006 som beskrevet i [2] med en volumenstrøm på 25 l/min. Figur 2.12 viser den målte solfangereffektivitet som funktion af forskellen mellem middelsolfangevæsketemperaturen og udelufttemperaturen ved en solbestrålingsstyrke på 870 W/m² og en indfaldsvinkel på 0. Side 15 af 136

90 80 T m -T a, K 0 50 100 150 200 η = 0,81-2,89*(T m -T a )/G Effektivitet [%] 70 60 50 40 30 Målinger G = 870 W/m 2 20 10 Effektivitetsudtryk 0 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 (T m -T a )/G, [Km 2 /W] Figur 2.12. Målt effektivitet for ny HT solfanger. Figur 2.13 viser effektiviteten for den nye HT solfanger og den solfanger som blev afprøvet i 2005 ved en solbestrålingsstyrke på 800 W/m² og en indfaldsvinkel på 0. Som forventet er varmetabskoefficienten for den nye HT solfanger en smule lavere end varmetabskoefficienten for den gamle solfanger. Forskellen er lille, og kun for høje x-axe værdier er der en lille effektivitetsmæssig fordel ved at benytte den nye solfanger. Figur 2.14 viser målte indfaldsvinkelkorrektionsfaktorer for solfangeren. Indfaldsvinkelkorrektionsfaktorerne er ens for den nye og den gamle solfanger. Effektivitet og indfaldsvinkelkorrektionsfaktor for den nye HT solfanger blev bestemt til: Tm Ta η = K 0,81 2,89 * θ, hvor G 4,4 K = 1 tan ( θ / 2) θ Til sammenligning er effektivitet og indfaldsvinkelkorrektionsfaktor for den gamle solfanger bestemt til:: Tm Ta η = K 0,81 2,91* θ, hvor G K = 1 tan θ 4,4 ( θ / 2) Side 16 af 136

90 T m -T a, K 0 50 100 150 200 80 70 HT - 2005 HT- 2006 η = 0,81-2,91*(T m -T a )/G η = 0,81-2,89*(T m -T a )/G Effektivitet [%] 60 50 40 30 20 G = 800 W/m 2 10 0 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 (T m -T a )/G, [Km 2 /W] Figur 2.13. Effektivitet for HT solfanger afprøvet i 2005 og den nye HT solfanger afprøvet i 2006. 1 Indfaldsvinkelkorrektionsfaktor 0.8 0.6 0.4 0.2 Målinger Tilnærmet kurve K θ = 1 - tan 4,4 (θ/2) 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Indfaldsvinkel, [ ] Figur 2.14. Indfaldsvinkelkorrektionsfaktor for HT solfanger afprøvet i 2006. Samme udtryk som for HT solfanger afprøvet i 2005. Side 17 af 136

Figur 2.15 viser beregnede årsydelser for den nye og gamle HT solfanger som funktion af solfangervæsketemperaturen. Solfangerne er sydvendte og hælder 40 fra vandret. Vejrparametre for det danske referenceår er forudsat. Figur 2.16 viser den beregnede ekstra årsydelse for den nye HT solfanger i forhold til den gamle HT solfanger. Figurerne viser at der kun opnås en beskeden forøgelse af ydelsen med den nye solfanger. Ved en driftstemperatur på 40 C opnås en ydelsesmæssig forøgelse på 0,2%, ved 60 C en forøgelse på 0,3%, ved 80 C en forøgelse på 0,4% og ved 100 C en forøgelse på 0,6%. 1200 1100 1000 Med Teflon 2005 Med Teflon 2006 Årlig ydelse, [kwh/(år*m 2 )] 900 800 700 600 500 400 300 200 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.15. Beregnet årsydelse for HT solfangere afprøvet i 2005 og 2006. 1.01 Med Teflon 2005 1.005 Med Teflon 2006 Relativ ydelse 1 0.995 0.99 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.16. Beregnet ekstra årsydelse for HT solfanger afprøvet i 2006 i forhold til HT solfanger afprøvet i 2005. Side 18 af 136

2.4. Effektivitet og ydelse med en 30% propylenglykol/vand blanding som solfangervælske Solfangerkredsen og solfangerne frostbeskyttes af en propylenglykol/vand blanding, som benyttes som solfangervæske. Forskellige propylenglykol/vand blandingers frysepunkter og temperaturer for frostsprængningsrisiko for solfangerkreds/solfanger fremgår af tabel 2.1. Solfangervæske Frysepunkt Temperatur for frostsprængningsrisiko 40% propylenglykol/vand blanding -21,1 C -24 C 35% propylenglykol/vand blanding -16,5 C -19 C 30% propylenglykol/vand blanding -12,7 C -15 C 25% propylenglykol/vand blanding -9,6 C -11 C 20% propylenglykol/vand blanding -7,2 C -8 C Tabel 2.1. Frysepunkt og temperatur for frostsprængningsrisiko for en række propylenglykol/vand blandinger, [6]. På basis af tabellen vurderes det at det er muligt at benytte en 30% propylenglykol/vand blanding i stedet for den normalt anvendte 40% propylenglykol/vand blanding. Der er derfor gennemført teoretiske undersøgelser af hvor meget solfangerens effektivitet og ydelse forøges ved at benytte en 30% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske i stedet for en 40% propylenglykol/vand blanding. Figur 2.17 viser den målte og den med beregningsprogrammet Soleff [3] beregnede effektivitet for HT solfangeren med en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske for en solbestrålingsstyrke på 800 W/m² og en indfaldsvinkel på 0. Det ses at den målte og beregnede effektivitet næsten er ens så længe temperaturniveauet ikke er meget højt. Figur 2.18 viser teoretisk beregnede årsydelser for solfangeren som funktion af solfangervæsketemperaturen når der benyttes en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. Beregningerne, som er foretaget med beregningsprogrammet udviklet i [4], er gennemført både med det målte og beregnede effektivitetsudtryk. Det forudsættes at solfangeren er sydvendt og at solfangerhældningen er 40 fra vandret. Figur 2.19 viser den relative ydelse for HT solfangeren med det teoretisk beregnede effektivitetsudstryk, det vil sige forholdet mellem ydelsen af solfangeren med det teoretisk beregnede effektivitetsudstryk og ydelsen af solfangeren med det målte effektivitetsudtryk. Det ses, at i temperaturintervallet fra 40 C til 90 C er der højst 3% forskel mellem årsydelserne for solfangeren med det målte og teoretisk bestemte effektivitetsudtryk. Side 19 af 136

90 80 70 G = 800 W/m 2 Effektivitet [%] 60 50 40 30 20 10 HT 2006 Soleff 0 0 0,05 0,1 0,15 0,2 (T m -T a )/G, [Km 2 /W] Figur 2.17. Målt og beregnet solfangereffektivitet med en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. 1000 900 800 HT 2006 Soleff Årlig ydelse, [KWh/(år*m 2 )] 700 600 500 400 300 200 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.18. Beregnede årsydelser for HT solfangeren med det målte og beregnede effektivitetsudtryk med en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. Side 20 af 136

Det vurderes at nøjagtigheden af det teoretisk bestemte effektivitetsudtryk med en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske er god nok til at gennemføre en beregning af effektivitet og ydelse for solfangeren med en 30% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. 1,03 1,02 1,01 1 Relativ ydelse 0,99 0,98 0,97 0,96 HT 2006 Soleff 0,95 0,94 0,93 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.19. Relativ ydelse for HT solfangeren med en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. Figur 2.20 viser beregnede effektiviteter for HT solfangeren ved en solbestrålingsstyrke på 800 W/m² og en indfaldsvinkel på 0 med en 40% propylenglykol/vand blanding og en 30% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. Det ses, at effektiviteten for lave temperaturer er en smule højere når 30% propylenglykol/vand blandingen benyttes i stedet for 40% propylenglykol/vand blandingen. Figure 2.21 viser beregnede årsydelser for HT solfangeren som funktion af solfangervæsketemperaturen med en 30% propylenglykol/vand blanding og en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. Solfangeren er sydvendt og solfangerhældningen er 40 fra vandret. Årsydelsen forøges ved at benytte en 30% propylenglykol/vand blanding i stedet for en 40% propylenglykol/vand blanding. Figur 2.22 viser merydelsen for HT solfangeren når der benyttes en 30% propylenglykol/vand blanding i stedet for en 40% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. Merydelsen er størst ved lave temperaturer. Forøgelsen er ca. 1,2% ved en solfangervæsketemperatur på 40 C og 0,5% ved en solfangervæsketemperatur på 90 C. Side 21 af 136

90 80 70 G = 800 W/m 2 Effektivitet [%] 60 50 40 30 20 10 0 Soleff 40% propylenglykol/vand Soleff 30% propylenglykol/vand 0 0,05 0,1 0,15 0,2 (T m -T a )/G, [Km 2 /W] Figur 2.20. Beregnet effektivitet for HT solfangeren med en 40% propylenglykol/vand blanding og en 30% propylenglykol/vand blanding. 1200 1100 1000 40% propylenglykol/vand 30% propylenglykol/vand Årlig ydelse, [KWh/(år*m 2 )] 900 800 700 600 500 400 300 200 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.21. Beregnede årsydelser for HT solfangeren med en 40% propylenglykol/vand blanding og en 30% propylenglykol/vand blanding som solfangervæske. Side 22 af 136

1,02 40% propylenglykol/vand 1,015 30% propylenglykol/vand Relativ ydelse 1,01 1,005 1 0,995 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.22. Beregnet merydelse for HT solfangeren når der benyttes en 30% propylenglykol/vand blanding i stedet for en 40% propylenglykol/vand blanding. 2.5.. Flowfordelings-/kogningsproblemer Der er gennemført eksperimentelle og teoretiske undersøgelser for at klarlægge under hvilke driftsforhold flowfordelingen gennem absorberen bliver meget ujævn, og hvilke driftsforhold der resulterer i at der optræder kogning i dele af solfangeren, [7]. Undersøgelserne er gennemført for solfangeren uden teflonfolie. Undersøgelserne viste at hvis volumenstrømmen igennem solfangeren er lav og/eller hvis fremløbstemperaturen til solfangeren er høj kan flowfordelingen gennem absorberen blive så ujævn, at der opstår kogning i dele af solfangeren. Flowfordelingen kan faktisk blive så ujævn at flowretningen igennem de øverste sunstrips er modsatrettet solfangevæskens hovedstrømningsretning gennem solfangeren og at væskehastigheden i en eller flere sunstrips er meget tæt på 0 m/s. Det vil bevirke at solfangervæsken vil koge i disse sunstrips. Figur 2.23 viser et foto af solfangeren med teflonfolie i en periode med kogning i næstøverste og sjetteøverste sunstrip. De to sunstrips er på grund af den termiske udvidelse bøjet ud, så de presser mod dæklaget. Side 23 af 136

Figur 2.23. Foto af solfanger med teflonfolie med kogning i to sunstrips. Der kan ved kogning opstå skade på solfangeren og på solfangervæsken, som så senere kan beskadige solfangeren. Det er derfor vigtigt at forhindre at der opstår kogning i solfangeren. Ved hjælp af CFD beregninger er det for en varm solskinsperiode med en solbestrålingsstyrke på solfangeren på 1000 W/m² og en udelufttemperatur på 30 C beregnet hvor høj den maksimale solfangervæsketemperatur bliver i solfangeren uden teflonfolie for forskellige volumenstrømme og fremløbstemperaturer til solfangeren. De maksimale temperaturer fremgår af figur 2.24. Det ses at der kan opstå kritisk høje temperaturer hvis volumenstrømmen er lavere end 5 l/min. Det ses også at jo højere fremløbstemperaturen er des højere bliver den maksimale solfangervæsketemperatur. Side 24 af 136

180 160 Solfangerhældning 40, solfangervæske 40% glykol/vand blanding Solbestrålingsstyrke 1000 W/m 2, udelufttemperatur 30 C Maksimal solfangervæsketemperatur, C 140 120 100 80 60 40 20 0 Fremløbstemperatur 20 C Fremløbstemperatur 40 C Fremløbstemperatur 60 C Fremløbstemperatur 80 C Fremløbstemperatur 100 C 0 5 10 15 20 25 Volumenstrøm, l/min Kogepunkt ved 0,35 MPa Kogepunkt ved 0,2 MPa Kogepunkt ved 0,1 MPa Figur 2.24. Beregnede maksimale solfangervæsketemperaturer i solfangeren uden teflonfolie for forskellige volumenstrømme og fremløbstemperaturer. Solfangeren med teflonfolie vil opnå højere temperaturer end solfangeren uden teflonfolie. For at undersøge om der opstår flowfordelings-/kogningsproblemer for solfangeren med teflonfolie for en volumenstrøm på 25 l/min for høje fremløbstemperaturer blev der gennemført ekstra målinger af effektiviteten samtidig med at temperaturerne på bagsiden af absorberen registres. Figur 2.25 viser de ekstra målepunkter for effektiviteten med middelsolfangervæsketemperaturer mellem 94 C og 97 C. Det ses at de ekstra målepunkter ligger en smule lavere end effektivitetskurven bestemt ved hjælp af målinger ved lavere solfangervæsketemperaturer. Figur 2.26 viser de målte temperaturer på bagsiden af absorberens 16 sunstrips tæt på de to manifoldrør. Fremløbstemperaturen er 95,5 C og returtemperaturen er 99,1 C. På basis af disse temperaturer vurderes det at flowfordelingen igennem absorberen er forholdsvis jævn og at der ikke er kogningsproblemer, selv om middelsolfangervæsketemperaturen er 97,3 C. På basis af undersøgelserne vurderes det at der ikke opstår flowfordelings-/kogningsproblemer for solfangeren med teflonfolie når blot volumenstrømmen er højere end 6 l/min og fremløbstemperaturen ikke er højere end 90 C. Side 25 af 136

90 T m -T a, K 0 50 100 150 200 Effektivitet [%] 80 70 60 50 40 30 26 C 43 C η = 0,81-2,89*(T m -T a )/G 62 C 81 C G = 870 W/m 2 94-97 C Målinger 20 Effektivitetsudtryk 10 0 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 (T m -T a )/G, [Km 2 /W] Figur 2.25. Ekstra målte effektiviteter for HT solfangeren med teflonfolie afprøvet i 2006 ved høje middelsolfangervæsketemperaturer. 102 101 100 Temperatur, [ C] 99 98 12:45-13:00, 1.oktober, 2006 T frem 95,5 C T retur 99,1 C T middel 97,3 C Solbestrålingsstyrke 872 W/m 2 T luft 19,5 C Frem Retur 97 96 95 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Top strip nummer, [-] Bund Figur 2.26. Målte temperaturer på bagsiden af absorberen ved en fremløbstemperatur på 95,5 C, en solbestrålingsstyrke på 872 W/m² og en udelufttemperatur på 19,5 C. Side 26 af 136

2.6. Varmetabsmålinger Der er gennemført målinger af varmetabet for den ny HT solfanger med teflonfolie om natten således at kølekapaciteten for solfangerfeltet kan bestemmes. Solfangervæsken, som er en 40% propylenglykol/vand blanding, cirkuleres gennem solfangeren med en konstant fremløbstemperatur og en konstant volumenstrøm. Figur 2.27 viser den målte fremløbstemperatur, returtemperatur, udelufttemperatur og volumenstrømmen gennem solfangeren natten mellem den 26. og 27. oktober 2006. Baseret på målingerne beregnes solfangerens varmetabskoefficient. Der er også her regnet med det transparente areal for solfangeren på 12,53 m². Figur 2.28 viser de målte varmetabskoefficienter om natten for perioden 18.-29. oktober 2006. I hele perioden er der benyttet en volumenstrøm på 24,5 l/min og en fremløbstemperatur på 90,0 C. Det ses at varmetabskoefficienten varierer igennem måleperioden. De højeste varmetabskoefficienter forekommer i nætter med regn og blæst, mens varmetabskoefficienten er mindst i nætter med oveskyet og vindstille vejr. Den gennemsnitlige varmetabskoefficient i hele måleperioden er 3,0 W/Km². Figur 2.29 viser tilsvarende målte varmetabskoefficienter for en volumenstrøm på 11,7 l/min og en fremløbstemperatur på 89,8 C. Den gennemsnitlige varmetabskoefficient er for måleperioden 3,1 W/Km². Figur 2.30 viser tilsvarende målte varmetabskoefficienter for en volumenstrøm på 5,1 l/min og en fremløbstemperatur på 91,0 C. Den gennemsnitlige varmetabskoefficient er for måleperioden 3,1 W/Km². 100 90 27 80 70 25 Temperatur [ C] 60 50 40 T frem T retur Udeluft Volumenstrøm 18:00 Oktober 26-7:00 Oktober 27, 2006 23 21 Flow [l/min.] 30 19 20 10 17 0 18:00 18:30 19:00 19:30 20:00 20:30 21:00 21:30 22:00 22:30 23:00 23:30 00:00 00:30 01:00 01:30 02:00 02:30 03:00 03:30 04:00 04:30 05:00 05:30 06:00 06:30 Klokken 15 Figur 2.27. Målte temperaturer og flow under køleforsøg om natten med HT solfangeren den 26.- 27. oktober 2006. Side 27 af 136

Varmetab om natten 4 3,5 Series1 Varmetabskoefficient, W/K m2 3 2,5 2 1,5 1 Volumenstrøm: 24,5 l/min Fremløbstemperatur: 90,0 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 3,0 W/K m 2 Gennemsnitlig udelufttemperatur: 12,5 C 0,5 18/10 19/10 20/10 21/10 22/10 23/10 24/10 25/10 26/10 27/10 28/10 29/10 0 Dato Figur 2.28. Målte varmetabskoefficienter for HT solfangeren om natten med en volumenstrøm på 24,5 l/min og en fremløbstemperatur på 90,0 C. Varmetab om natten 4 3,5 Series1 Varmetabskoefficient, W/K m2 3 2,5 2 1,5 1 Volumenstrøm: 11,7 l/min Fremløbstemperatur: 89,8 C Gennemsnitlig udelufttemperatur: 8,3 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 3,1 W/K m 2 0,5 0 06/11 07/11 08/11 09/11 10/11 11/11 12/11 13/11 14/11 15/11 16/11 Dato Figur 2.29. Målte varmetabskoefficienter for HT solfangeren om natten med en volumenstrøm på 11,7 l/min og en fremløbstemperatur på 89,8 C. Side 28 af 136

Varmetab om natten 3,5 3 Series1 Varmetabskoefficient, W/K m2 2,5 2 1,5 1 Volumenstrøm: 5,1 l/min Fremløbstemperatur: 91,0 C Gennemsnitlig udelufttemperatur: 8,2 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 3,1 W/K m 2 0,5 0 17/11 18/11 19/11 21/11 22/11 23/11 24/11 25/11 26/11 Dato Figur 2.30. Målte varmetabskoefficienter for HT solfangeren om natten med en volumenstrøm på 5,1 l/min og en fremløbstemperatur på 91,0 C. Varmetabsforsøgene blev desuden gennemført ved et lavere temperaturniveau, således at solfangerens varmetabskoefficient om natten kan bestemmes med god nøjagtighed, når blot volumenstrømmen gennem solfangeren og driftstemperaturen kendes. Figur 2.31 viser målte varmetabskoefficienter for en volumenstrøm på 24,7 l/min og en fremløbstemperatur på 41,0 C. Den gennemsnitlige varmetabskoefficient er for måleperioden 2,6 W/Km². Figur 2.32 viser tilsvarende målte varmetabskoefficienter for en volumenstrøm på 11,7 l/min og en fremløbstemperatur på 42,4 C. Den gennemsnitlige varmetabskoefficient er for måleperioden 2,7 W/Km². Figur 2.33 viser tilsvarende målte varmetabskoefficienter for en volumenstrøm på 4,9 l/min og en fremløbstemperatur på 42,1 C. Den gennemsnitlige varmetabskoefficient er for måleperioden 2,8 W/Km². Varmetabsmålingerne er sammenfattet i figur 2.34, der viser varmetabskoefficienten for solfangeren om natten for forskellige volumenstrømme og middelsolfangervæsketemperaturer. Det ses, at varmetabskoefficienten først og fremmest afhænger af temperaturniveauet. Jo højere temperaturen er des højere er varmetabskoefficienten. Side 29 af 136

Varmetab om natten 3 2,5 Varmetabskoefficient, W/K m2 2 1,5 1 Series1 Volumenstrøm: 24,7 l/min Fremløbstemperatur: 41,0 C Gennemsnitlig udelufttemperatur: 7,9 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 2,6 W/K m 2 0,5 0 27/11 28/11 29/11 30/11 01/12 02/12 03/12 04/12 05/12 06/12 07/12 08/12 Dato Figur 2.31. Målte varmetabskoefficienter for HT solfangeren om natten med en volumenstrøm på 24,7 l/min og en fremløbstemperatur på 41,0 C. Varmetab om natten 3,5 3 Series1 Varmetabskoefficient, W/K m2 2,5 2 1,5 1 Volumenstrøm: 11,7 l/min Fremløbstemperatur: 42,4 C Gennemsnitlig udelufttemperatur: 6,1 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 2,7 W/K m 2 0,5 0 08/12 18/12 19/12 20/12 21/12 22/12 23/12 24/12 25/12 Dato Figur 2.32. Målte varmetabskoefficienter for HT solfangeren om natten med en volumenstrøm på 11,7 l/min og en fremløbstemperatur på 42,4 C. Side 30 af 136

Varmetab om natten 3.5 3 Series1 Varmetabskoefficient, W/K m2 2.5 2 1.5 1 Volumenstrøm: 4,9 l/min Fremløbstemperatur: 42,1 C Gennemsnitlig udelufttemperatur: 6,7 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 2,8 W/K m 2 0.5 0 08/01 09/01 10/01 11/01 12/01 13/01 14/01 15/01 16/01 17/01 18/01 Dato Figur 2.33. Målte varmetabskoefficienter for HT solfangeren om natten med en volumenstrøm på 4,9 l/min og en fremløbstemperatur på 42,1 C. 3.5 Varmetab om natten Varmetabskoefficient, W/K m2 3 2.5 2 1.5 1 0.5 Volumenstrøm 24,7 l/min Volumenstrøm 11,7 l/min Volumenstrøm 5,0 l/min 0 0 20 40 60 80 100 Solfangervæsketemperatur, [ C] Figur 2.34. Målte varmetabskoefficienter for HT solfangeren om natten for forskellige volumenstrømme og middelsolfangervæsketemperaturer. Side 31 af 136

Flowfordelingen gennem absorberen er undersøgt ved hjælp af temperaturmålinger for bagsiden af absorberen for varmetabsforsøgene med høje driftstemperaturer. Figur 35 viser målte temperaturer på bagsiden af absorberens 16 strips tæt ved de to manifoldrør. Volumenstrømmen gennem absorberen er 24,4 l/min og fremløbstemperaturen er 89,8 C. Der er ikke store temperaturvariationer fra solfangerens top til solfangerens bund. Det vurderes derfor at flowfordelingen gennem solfangeren om natten er forholdsvis jævn når volumenstrømmen er 24,4 l/min. Figur 2.36 viser målte temperaturer på bagsiden af absorberens 16 strips tæt ved de to manifoldrør når volumenstrømmen gennem absorberen er 11,8 l/min og fremløbstemperaturen er 86,2 C. Kun temperaturerne i den nederste strip er noget lavere end temperaturerne i de øvrige strips. Det vurderes derfor at flowfordelingen gennem solfangeren om natten også er forholdsvis jævn når volumenstrømmen er 11,8 l/min. Figur 2.37 viser målte temperaturer på bagsiden af absorberens 16 strips tæt ved de to manifoldrør når volumenstrømmen gennem absorberen er 5,1 l/min og fremløbstemperaturen er 91,5 C. Temperaturerne er lavere i bunden af solfangeren end i den øverste del af solfangeren. Det vurderes derfor at flowfordelingen er ujævn med små flow igennem de nederste sunstrips og høje flow gennem de øverste sunstrips. Forklaringen er at tryktabet igennem de nederste strips er større end tryktabet gennem de øverste strips og at de naturlige kræfter om natten på grund af temperaturforskellen mellem de to manifoldrør vil forhindre et højt flow gennem de nederste strips. 95 90 Temperatur, [ C] 85 80 75 70 65 Indløb Udløb Volumenstrøm: 24,4 l/min Fremløbstemperatur: 89,8 C Gennemsnitlig udelufttemperatur: 12,9 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 3,0 W/K m 2 60 55 50 bund 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Stripnummer, [-] Figur 2.35. Målte temperaturer på bagsiden af absorberens 16 strips tæt ved indløb og udløb om natten med en volumenstrøm på 24,4 l/min og en fremløbstemperatur på 89,8 C. top Side 32 af 136

Temperatur, [ C] 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 bund Volumenstrøm: 11,8 l/min Fremløbstemperatur: 86,2 C Gennemsnitlig udelufttemperatur: 10,3 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 3,0 W/K m 2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Stripnummer, [-] Indløb Udløb Figur 2.36. Målte temperaturer på bagsiden af absorberens 16 strips tæt ved indløb og udløb om natten med en volumenstrøm på 11,8 l/min og en fremløbstemperatur på 86,2 C. 95 90 85 top Temperatur, [ C] 80 75 70 65 60 Indløb Udløb Volumenstrøm: 5,1 l/min Fremløbstemperatur: 91,5 C Gennemsnitlig udelufttemperatur: 8,5 C Gennemsnitlig varmetabskoefficient: 3,1 W/K m 2 55 50 bund 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Stripnummer, [-] Figur 2.37. Målte temperaturer på bagsiden af absorberens 16 strips tæt ved indløb og udløb om natten med en volumenstrøm på 5,1 l/min og en fremløbstemperatur på 91,5 C. top Side 33 af 136

2.7. Konklusion HT solfangeren er undersøgt teoretisk og eksperimentelt med hensyn til effektivitet, ydelse, flowfordelingsproblemer og kogningsproblemer. På basis af de teoretiske undersøgelser og prisvurderinger blev en ny solfanger med forbedret isolering opbygget og afprøvet. Effektivitet og indfaldsvinkelkorrektionsfaktor for den nye HT solfanger er bestemt til: Tm Ta η = K 0,81 2,89 * θ G, hvor 4,4 K = 1 tan ( θ / 2) θ Effektiviteten og ydelsen for den nye solfanger er en smule bedre end effektivitet og ydelse for den gamle solfanger, specielt for høje driftstemperaturer. På basis af undersøgelserne vurderes det at der ikke opstår flowfordelings-/kogningsproblemer for den nye HT solfanger når blot volumenstrømmen er højere end 6 l/min og fremløbstemperaturen ikke er højere end 90 C. Solfangerens varmetabskoefficient om natten er bestemt til ca. 2,7 W/Km² ved et temperaturniveau på 40 C og ca. 3,1 W/Km² ved et temperaturniveau på 90 C. Referencer [1] Undersøgelse af HT solfangere med og uden teflonfolie. J. Fan, J. M. Schultz, S. Furbo. Rapport SR-04-12. 2004. BYG.DTU, DTU. [2] Effektivitet og flowfordeling for HT solfangere. J. Fan, S. Furbo. Rapport SR-05-11. 2005. BYG.DTU, DTU. [3] SolEff Program til beregning af solfangeres effektivitet. Brugervejledning og generel programdokumentation. P. B. Rasmussen, S. Svendsen. 1996. Laboratoriet for Varmeisolering, DTU. [4] Solfangerydelser i solvarmecentraler ved forskellige temperaturniveauer. K.L. Jensen, T. Nielsen, K.R. Andersen. Fagpakkeprojekt. 2001. BYG.DTU, DTU. [5] The effect of volume flow rate on the efficiency of a solar collector. J. Fan, S. Furbo. EuroSun 2006 Congress Proceedings, Glasgow, Scotland. 2006. [6] Information fra Tyforop Chemie GmbH, Hamborg, Tyskland [7] Buoyancy effects on thermal behaviour of a flat plate solar collector. J. Fan, S. Furbo. Artikel fremsendt til Solar Energy Engineering, 2007. Side 34 af 136

3. Optimering af solfangerfelt og indkobling på eksisterende værk 3.1. Ønsker til feltets udformning Det til placering af solfangeranlægget valgte område er placeret umiddelbart øst for Brædstrup Fjernvarme. Størstedelen af det anvendte areal (ca. 20.000 m 2 ) er ejet af Horsens kommune og er lejet for 25 år. For at kunne disponere over et tilstrækkeligt areal blev der udover det lejede areal - - købt ca. 3.000 m 2 af en industrivirksomhed. Placeringen er illustreret på figur 3.1. Figur 3.1. Areal til placering af solfangere Det lejede areal var inden etableringen af solvarmeanlægget et uproduktivt grønt område, der adskilte erhvervsområder med boligområder. Herved repræsenterede området en lang række tilsvarende områder i de fleste byer og projektet anviser således et eksempel på en konstruktiv og meget aktiv anvendelse af et ellers uproduktivt område. I dag repræsenterer området stadig en adskillelse mellem bolig og erhverv men nu som et energiaktivt VE-element. Andre kendte store jordplacerede solvarmeanlæg er placeret på så godt som flade arealer. Dette er ingenlunde tilfældet i Brædstrup. Da arealet inden bearbejdning var særdeles kuperet, og som sådan rent højdemæssigt steg mod nord, valgtes at se bort fra en planeringsløsning, der kunne efterlade arealet fladt som en fodboldbane. I stedet valgtes en løsning, hvor det etableredes 10 terrasser, med individuelle terrænspring mod nord. Af æstetiske årsager er hver terrasse planeret fuldstændig fladt. Side 35 af 136

Optimeret solvarmeproduktion i et liberaliseret elmarked Udformningen af solfangerfelt og terrasser skete i samarbejde med en landskabsarkitekt, som fik til opgave at forene ønskerne om samtidigt at opnå Et effektivt solfangerfelt (opnås bedst med lige lange rækker og et firkantet felt) Åbne områder og brud, som gør feltet mindre kompakt Placering på vandrette terrasser Plads til pavillon, sø og bænke Resultatet ses på ovenstående billede og figur 3.2. Side 36 af 136

Figur 3.2. Solfangerfeltet. Fjernvarmeværket er nederst til venstre Side 37 af 136

3.2. Optimering af solfangerfelt Det bemærkes at der i dette afsnit er benyttet de oprindelige forudsætninger vedr. glykolprocent (40% i forhold til de faktisk valgte 30%) ligesom feltets udformning blev ændret en smule i forhold i forbindelse med etableringen (se afsnit 4.1). Disse forhold anses dog ikke for så betydende at de ville have haft indflydelse på de valgte rørdimensioner. Optimering af solfangerfeltet omfatter: - layout - dimensionering af tilslutningsrør - dimensionering af veksler - dimensionering af pumper (både på primær og sekundærside). Der tages udgangspunkt i følgende data: Antal paneler: 640 stk Areal pr panel: 12,53 m 2 Samlet areal: 8019 m 2 Design solindstråling (E) 1000 W/m2 Design afgangstemperatur fra paneler:(ta) 90 o C Design tilgangstemperatur til paneler: (Tt) 40 o C Design udetemperatur: (Tu) 20 o C Solfangerligning: η = 0,81 2,91 * (Ta + Tt 2*Tu)/(2*E) Solfangervæske: 40% propylenglykol Vægtfylde 60 o C : 1013 kg/m3 (ekstrapoleret fra VDI-Warmeatlas Dd 17) Kinematisk viskositet: 1,4 * 10-6 m 2 /s (do.) Varmefylde: 3,86 kj/kgk (do.) (1,09 kw/m3k) Varmeledningsevne: 0,428 W/mK (do.) Tryktab i solfangerpaneler beregnes som: 12,9 * m^1.21 kpa, hvor m er masseflow i kg/s.[3]. Der tillægges 5% fordi denne formel er udledt for 35% glykol. Trykfaldet over en samlet række tillægges yderligere 5% forårsaget af forbindelsesrør og indreguleringsventil. Som udgangspunkt udlægges feltet med 14 elementer pr. række. På grund af grunden og terrænets udformning vil nogle rækker dog have færre elementer. Tabel 3.1 viser hvorledes den ønskede afgangstemperatur, 90 o C, kan opnås ved passende indregulering af rækkerne. Den viste indregulering udgør et kompromis mellem på den ene side at benytte samme flow i alle elementer af hensyn til de eventuelle problemer, der kan opstå ved lave flow ved lav solindstråling (kogning ved dårlig flowfordeling) og på den anden side at indregulere efter samme afgangstemperatur fra alle rækker for at holde den maksimale afgangstemperatur fra de enkelte rækker nede. Side 38 af 136

antal elementer pr. række Antal rækker Antal elementer Afgangstemperatur ved designdata Gennemsnitlig produktion pr. element ved designdata Gennemsnitlig temperaturstigning pr. element oc kw oc m3/h l/min Bar 14 30 420 92,5 8,46 3,75 2,07 34,51 1,02 12 8 96 88,5 8,54 4,04 1,94 32,29 0,81 11 4 44 86,5 8,57 4,23 1,86 31,01 0,70 10 8 80 84,5 8,61 4,45 1,77 29,58 0,60 Total 50 640 90,1 5440 Flow i række Flow i række Trykfald over række Tabel 3.1. Flow og temperaturstigning i de enkelte rækker. (1000 W/m 2 ) Det ses i tabel 3.1 at de længste rækker med 14 elementer kommer tæt på det flow, som DTU i afsnit 2.6 har angivet som maksimalt af hensyn til faren for strømningskorrosion i manifoldrørene.(35 l/min). Denne angivelse bygger på standardregler for dimensionering af kobberrør, som anbringes svært tilgængelige steder (indstøbning) i byggeri. Den bygger endvidere på rent vand, som må antages at slide mere på rørene end solfangervæske pga. lavere viskositet. Det anses derfor ikke for problematisk at gå tæt på denne grænse, især når det kun forekommer ved maksimal produktion. Ved fuld produktion vil der ikke være problemer med flowfordelingen i elementerne på grund af de høje flow. I tabel 3.2 vises forholdene ved væsentligt lavere produktion (ca. 400 W/m 2 ). Ved fastholdt flowfordeling (uændret indregulering) og fastholdt setpunkt fås en lidt anden temperaturfordeling. Sammenholdes de fundne flow og temperaturer med DTU s undersøgelser af flowfordelinger i afsnit 2.6 findes, at der heller ikke ved denne lave produktion vil være problemer med kogning i strips med lavt flow. Den samlede produktion på ca. 1,5 MW er væsentligt lavere end minimum grundlast i Brædstrup. antal elementer pr. række Antal rækker Antal elementer Afgangstemperatur ved designdata Gennemsnitlig produktion pr. element ved grundlast Gennemsnitlig temperaturstigning pr. element oc kw oc m3/h l/min Bar 14 30 420 92,1 2,32 3,72 0,57 9,53 0,21 12 8 96 88,8 2,38 4,07 0,54 8,95 0,17 11 4 44 87,3 2,41 4,30 0,51 8,56 0,15 10 8 80 85,6 2,44 4,56 0,49 8,18 0,13 Total 50 640 90,1 1504 Tabel. 3.2. Flow og temperaturstigning i de enkelte rækker. (400 W/m 2 ) Flow i række Flow i række Trykfald over række Side 39 af 136

I tabel 3.3 ses endeligt de tilsvarende fordelinger, hvis setpunktet sænkes til 80 o C i situationer, hvor hele produktionen kan benyttes direkte til delvis dækning af forbruget. Heller ikke her vil der være problemer med flowfordelingen, da der både er lavere temperaturer og højere flow. Det bemærkes at den samlede produktion pga det nedsatte tab i solfangerne er øget med ca. 8% på bekostning af ca. 50% forøgelse af trykfaldet. antal elementer pr. række Antal rækker Antal elementer Afgangstemperatur ved lavere setpunkt (direkte dækning af grundlast) Gennemsnitlig produktion pr. element ved grundlast Gennemsnitlig temperaturstigning pr. element oc kw oc m3/h l/min Bar 14 30 420 81,7 2,51 2,98 0,77 12,88 0,31 12 8 96 78,9 2,56 3,24 0,72 12,08 0,25 11 4 44 77,5 2,59 3,41 0,70 11,60 0,21 10 8 80 76,1 2,61 3,61 0,66 11,06 0,18 Total 50 640 80,0 1622 Flow i række Flow i række Trykfald over række Tabel. 3.3. Flow og temperaturstigning i de enkelte rækker, setpunkt 80 o C. (400 W/m 2 ) Tryktab i tilslutningsrør vurderes efter monogram for vand i svejste og sømløse stålrør ved 80 o C. Ved at sammenholde de heraf bestemte værdier i det berørte område (omkring 200 pa/m ved flow fra ca. 2 m 3 /h til ca. 100 m 3 /h) med tilsvarende værdier fundet ved brug af de forudsatte parametre for solfangervæsken, beregning af Reynolds tal og brug af Moodys diagram, fås at monogrammerne kan benyttes med god tilnærmelse hvis de bestemte flow reduceres med 10% som følge af den øgede viskositet i solfangervæsken sammenlignet med vand ved 80 o C. Resultatet fremgår af figur 3.3. Side 40 af 136

Trykfald for stålrør med solfangervæske Monogramaflæsning (flow - 10%) Trykfald pa/m 300 250 200 150 100 50 0 1 10 100 1000 Flow m3/h 37,2 mm 43,1 mm 54,5 mm 70,3 mm 82,5 mm 107,1 mm 132,5 mm 160,3 mm 184,7 mm Figur 3.3. Trykfald for stålrør med solfangervæske (40% Propylenglykol, 60 o C). Rørene er angivet ved indre diameter. Bestemt ved aflæsning på monogram. Bemærk logaritmisk skala for flow. På baggrund af de fundne sammenhænge i figur 3.3 er tilnærmede formler konstrueret, som kan benyttes til at beregne modtryk i et rørstykke, når længde, flow og rørdimension er kendt. Disse formler muliggør fremstilling af et regneark, som på baggrund af oplysninger om længde og flow af de enkelte rørstykker kan foretage valg af rørdimensioner under forudsætning af et givent ønske om trykfald pr. m (f.eks. 50, 150 og 250 pa/m). Det samlede trykfald for tilslutningsrørene og den samlede indkøbspris vil herefter kunne udregnes for de angivne specifikke trykfald og en økonomisk optimering kan foretages. Som kontrol af de benyttede formler beregnes trykfald pr m for de flow, der blev fundet i monogrammerne for trykfaldene 40, 115, 190 og 270 pa/m og gengivet i figur 3.3. Resultatet vises i figur 3.4. Det ses at formlerne rekonstruerer sammenhængen mellem trykfald og flow med god nøjagtighed. Side 41 af 136

Trykfald for stålrør med solfangervæske Tilnærmet beregning. 300,0 Trykfald pa/m 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 1 10 100 1000 Flow m3/h 37,2 mm 43,1 mm 54,5 mm 70,3 mm 82,5 mm 107,1 mm 132,5 mm 160,3 mm 184,7 mm Figur 3.4. Trykfald for stålrør med solfangervæske (40% Propylenglykol, 60 o C). Rørene er angivet ved indre diameter. Bestemt analytisk ved tilnærmede formler. Bemærk logaritmisk skala for flow. Ved optimeringen af rørdimensioner benyttes en principiel ledningsplan som vist i figur 3.5. Opmåling af de konkrete rørlængder foretoges på arkitekternes layout af feltet (se f.eks. figur 3.2) De første 9 elementer i dette layout udelades dog for at få antallet 640 til at passe. I tabel 3.4. vises resultatet af den ovenfor nævnte beregning over trykfald og pris for rørsystemet ved tre forskellige forudsætninger for specifikt trykfald. De anvendte priser er listepriser minus 35% for et gennemsnit mellem normal- og plusisolering. I tabel 3.4. regnes for enkelheds skyld kun på returledningen (tilførselsledningen til feltet). Ved optimeringen ganges priser og trykfald med to. Dimension mm 42,4 48,3 60,3 76,1 88,9 114,3 139,7 Pris pr. m kr/m 260 270 330 395 470 650 760 I tabel 3.4 er der forudsat gennemsnitlige produktioner og temperaturer. Ud fra følgende værdier fundet ved simuleringer: 2100 timer og 4000 MWh, er en gennemsnitlig produktion på 1,9 MW fastsat. Dette svarer til en solindstråling på 450 W/m 2. Flow og trykfald i rækkerne ses i tabel 5. Side 42 af 136

Figur 3.5. Ledningsplan Side 43 af 136

Antal forsynede rækker. Ved 50 pa/m Ved 150 pa/m Ved 250 pa/m Nr. Start række 10 elementer 11 elementer 12 elementer 14 elementer Flow Længde Indvendig dia. Trykfald Pris m3/h m mm pa kr mm pa kr mm pa kr 1 28A 1 0 0 0 0,698 4,3 37,2 200,0 726,7 37,2 200,0 726,7 37,2 200,0 726,7 2 27A 2 0 0 1 2,217 4,3 43,1 265,4 754,7 37,2 598,9 726,7 37,2 598,9 726,7 3 26A 3 0 0 1 2,915 4,3 43,1 456,4 754,7 43,1 456,4 754,7 37,2 1008,7 726,7 4 25A 4 0 0 2 4,434 4,3 54,5 343,9 922,4 54,5 343,9 922,4 43,1 1015,6 754,7 5 24A 5 0 0 2 5,132 4,3 70,3 330,0 1103,0 54,5 457,1 922,4 54,5 457,1 922,4 6 23A 6 0 0 3 6,651 8,6 70,3 337,5 2205,9 70,3 337,5 2205,9 54,5 1498,5 1844,7 7 22A 6 0 0 5 8,294 8,6 82,5 330,0 2627,3 70,3 548,4 2205,9 70,3 548,4 2205,9 8 21A 6 0 0 7 9,937 8,6 82,5 330,0 2627,3 70,3 786,3 2205,9 70,3 786,3 2205,9 9 20A 6 0 0 9 11,58 8,6 107,1 330,0 3633,5 70,3 1055,5 2205,9 70,3 1055,5 2205,9 10 19A 6 0 0 11 13,22 8,6 107,1 330,0 3633,5 82,5 642,5 2627,3 70,3 1358,7 2205,9 11 18A 6 0 0 13 14,87 8,6 107,1 330,0 3633,5 82,5 809,0 2627,3 70,3 1697,8 2205,9 12 17A 6 0 0 15 16,51 8,6 107,1 330,0 3633,5 82,5 989,9 2627,3 70,3 2074,5 2205,9 13 16A 6 0 0 17 18,15 8,6 107,1 330,0 3633,5 82,5 1186,3 2627,3 82,5 1186,3 2627,3 14 15A 6 0 0 19 19,79 8,6 107,1 343,1 3633,5 107,1 343,1 3633,5 82,5 1398,7 2627,3 15 14A 6 0 0 21 21,44 8,6 107,1 412,1 3633,5 107,1 412,1 3633,5 82,5 1627,8 2627,3 16 13A 6 0 1 22 23,02 8,6 132,5 350,0 4248,4 107,1 481,2 3633,5 82,5 1865,5 2627,3 17 7B 7 0 1 23 24,54 8,6 132,5 350,0 4248,4 107,1 549,8 3633,5 82,5 2108,3 2627,3 18 12A 7 0 1 24 25,36 4,3 132,5 350,0 2124,2 107,1 294,0 1816,8 107,1 294,0 1816,8 19 6B 7 0 2 24 26,13 4,3 132,5 350,0 2124,2 107,1 312,2 1816,8 107,1 312,2 1816,8 20 11A 7 0 2 25 26,95 8,6 132,5 350,0 4248,4 107,1 664,3 3633,5 107,1 664,3 3633,5 21 10A 7 0 3 26 28,54 8,6 132,5 350,0 4248,4 107,1 743,7 3633,5 107,1 743,7 3633,5 22 9A 7 1 3 27 30,1 8,6 132,5 350,0 4248,4 107,1 824,6 3633,5 107,1 824,6 3633,5 23 8A 7 1 4 28 31,68 8,6 132,5 350,0 4248,4 107,1 910,7 3633,5 107,1 910,7 3633,5 24 7A 7 1 5 29 33,27 8,6 132,5 333,1 4248,4 107,1 1000,2 3633,5 107,1 1000,2 3633,5 25 6A 7 1 6 30 34,86 8,6 132,5 371,8 4248,4 107,1 1093,3 3633,5 107,1 1093,3 3633,5 26 5A 7 2 6 30 35,59 21,1 132,5 956,7 10423,4 107,1 2790,9 8914,8 107,1 2790,9 8914,8 27 4A 7 3 6 30 36,33 8,6 132,5 408,2 4248,4 107,1 1182,6 3633,5 107,1 1182,6 3633,5 28 KV 8 4 8 30 39,29 63,0 132,5 3545,6 31122,0 132,5 3545,6 31122,0 107,1 10056,5 26617,5 Indvendig dia. Trykfald Pris Indvendig dia. Trykfald Pris Sum 277,6 13,4 121,2 23,6 107,0 40,4 96,7 m kpa kkr kpa kkr kpa kkr Tabel 3.4. Resultat af rørberegning antal elementer pr. række Antal rækker Antal elementer Afgangstemperatur ved lavere setpunkt (direkte dækning af grundlast) Gennemsnitlig produktion pr. element ved grundlast Gennemsnitlig temperaturstigning pr. element oc kw oc m3/h l/min Bar 14 30 420 86,7 2,99 3,34 0,82 13,69 0,33 12 8 96 83,7 3,04 3,64 0,77 12,77 0,26 11 4 44 82,2 3,07 3,84 0,73 12,23 0,23 10 8 80 80,7 3,10 4,07 0,70 11,63 0,20 Total 50 640 84,9 1929 Tabel 3.5. Flowfordeling ved gennemsnitlige produktioner og temperaturer. Flow i række Flow i række Trykfald over række Side 44 af 136

I tabel 3.6. opsummeres nu resultaterne af optimeringen. Først anføres trykfaldet i den række, der er dimensionerende for alle rækkerne på grund af sin længde og placering: række 21B. (alle andre rækker vil skulle indreguleres med reguleringsventiler, der øger modtrykket, så det passer med denne række.) Herefter benyttes de trykfald i tilslutningsrørene, der er fundet i tabel 3.4. (ganget med to og tillagt 10% for bøjninger og dimensionsskift mv.) Trykfaldet i veksleren bestemmes ud fra data angivet af leverandør. (100 kpa ved 8400 kw) Elforbruget bestemmes nu ved at gange det samlede trykfald i kredsen med det fundne samlede flow fra tabel 3.4. (39,29 m 3 /h) og de antagne antal driftstimer (2100 h). Der antages endvidere en relativt lav pumpevirkningsgrad fordi pumperne i en stor del af tiden kører langt fra deres optimale driftspunkt (50%). Pris for tilslutningsrør tages fra tabel 3.4. (ganget med to). Udgifter til nedlægning mv. antages at være ens for tre beregnede eksempler. Pris for pumper findes som listepriser for Grundfos type TP for de pumper, som vil kunne klare de samlede modtryk ved maksimal produktion (tabel 3.1. med tillæg af 15% sikkerhedsmargin). Det drejer sig om følgende pumpetryk: 3, 5,2 og 7,9 Bar. Priserne ganges med to, da der regnes med brug af 100% reservepumpe. Kapitaludgiften beregnes som 7,5% af investeringen. (svarende til en realrente på ca. 4% over 20 år) Specifikt trykfald, Pa/m 50 150 250 Trykfald, række, kpa 33 33 33 Trykfald, tilslut, kpa 29,5 51,8 88,8 Trykfald, veksler, kpa 6,7 6,7 6,7 I alt, kpa 69,2 91,5 128,5 elforbrug kwh 3170,6 4193,8 5887,9 pris for rør kkr 242 214 193 pris for pumper kkr 31 44 62 Investering kkr 273 258 255 Kapitaludgift kkr/år 20,5 19,4 19,2 Eludgift kkr/år 1,7 2,3 3,2 Sum kkr/år 22,2 21,7 22,4 Tabel 3.6. Bundlinien i tabel 3.6. viser at den lavere investering forbundet med valg af mindre rørdimensioner modsvares af de øgede udgifter til indkøb af pumper og drift af samme. De mellemste dimensioner giver dog en lidt mindre totaludgift over 20 år og vælges derfor. Dermed undgås også brug af pumper med meget høje pumpetryk. Side 45 af 136

I figur 3.5 er de valgte dimensioner udmøntet i praksis. (Bemærk at der i tabellen benyttes mål for indvendig diameter). Dimensionen 48,3 er sprunget over af praktiske hensyn. 3.3. Indkobling på eksisterende værk Ved indkobling af solvarmeanlægget blev der taget hensyn til følgende ønsker til funktionen: 1. Maksimal produktion i kraft af minimale fremløbstemperaturer. 2. Mulighed for at bortkøle evt. overskudsproduktion om sommeren. Som det fremgår af styringsbeskrivelsen blev det første hensyn besværliggjort af værkets opbygning med en hovedveksler mellem motor/akkumuleringstank og kedel/hovedpumpe. Akkumuleringstank Figur 3.6. principdiagram, Brædstrup Sol 3.3.1. Principper Solvarmepumpen, P1, starter når udetemperaturen og solindstrålingen er tilstrækkelige til, at der teoretisk set er noget at hente i forhold til temperaturen i bunden af akkumuleringstanken. Pumpen, Side 46 af 136

P2, på sekundærsiden starter, når temperaturen fra solfangerne, T2, overstiger den ønskede afgangstemperatur på sekundærsiden, SBT4, minus f.eks. 3 o C. P1 og P2 reguleres så en valgt sætpunktstemperatur for T4 (SPT4) fra solfangerne opnås. Når solvarmeproduktionen er større end byens behov sættes SPT4 til den ønskede temperatur i lageret (f.eks. 90 o C). For at maksimere produktionen sættes den i andre situationer lavere. Følgende kriterier skal dog være opfyldt for at dette er muligt: Den ønskede fremløbstemperatur til byen skal kunne opretholdes. Flow til hovedveksler skal være større end flow fra solvarmeanlæg, således at der ikke tilføres vand af for lav temperatur på lager. Når lageret er så fuldt at motorerne køretid begrænses benyttes solvarmeanlægget til køling af lageret om natten. Dette opnås ved at omstille flowretningen ved hælp af de fire motorventiler MO1 til MO4 og starte pumperne. 3.3.2. Formler og detaljer 1. Normalstilling for motorventilerne MO1 til MO4, når solfangerfeltet ikke er aktivt, er at alle ventiler er lukkede undtagen MO1, som er åben af hensyn til ekspansion af væske i varmeveksler. 2. Primærpumpen, P1, startes på minimum effekt (SPminE, f.eks. 10%) når den potentielle solvarmeproduktion, Pp, er større end et givet sætpunkt, SPPp. Pp = A * (S*η o a1(tb Tu) a2(tb Tu) 2 ) > SPPp (A = solfangerareal i m 2, S = solindstråling i W/m 2, η o, a1 og a2 er konstanter, som opgives af Arcon. (a2 kan sættes til 0,0014) Disse skal dog kunne justeres i forbindelse med indkøringen, således at potentiel og målt produktion bringes til at være i overensstemmelse.) Solindstrålingen måles som middelværdi for tre solarimetre anbragt på tre repræsentative steder i feltet. Værdien midles over et tidsrum, som skal kunne ændres (f.eks. 2 min.). Der skal være mulighed for at udelukke én eller to af disse målere fra beregningen i tilfælde af fejl på den pågældende måler. Som sikkerhed startes P1 også hvis blot én af temperaturerne målt ved afgange af solfangerrækkerne er over et valgt sætpunkt (f.eks. 95 o C) 3. Motorventilen MO2 åbnes og sekundærpumpen, P2, startes på minimum effekt når T2 er over BT4 minus 4 oc. 4. P2 må kun være i drift når P1 er i drift og enten MO1 plus MO2 eller MO3 plus MO4 er åbne. Side 47 af 136

5. P2 stoppes igen og MO2 lukkes når T4 er mindre end BT4 minus 3 o C i mere end 2 min. Denne stopbetingelse skal dog ikke være aktiv de første 10 minutter efter start af P2. 6. P1 stoppes når T2 er mindre end f.eks. 1 grad (SPdT12) over T1. 7. For alle start/stop gælder at der skal gå 10 minutter mellem start/stop af en pumpe. 8. Hastighedsregulering af P1 påbegyndes, når T2 når den ønskede værdi, BT2. Denne bestemmes som følger: En forventet produktion beregnes af formlen Psb = A * (S*η o k o ((T1+BT2)/2 Tu) k 1 ((T1+BT2)/2 Tu) 2 ) hvor BT2 er en beregnet værdi, som angiver den ønskede værdi for T2. Denne beregnes af den ønskede værdi for T4, BT4, således: BT2 = BT4 + 6 o C * ((S-150)/850) For at finde den lavest mulige værdi for BT4 findes først den laveste værdi, der opfylder uligheden (4) (se udledning af formler afsnit 3.3.3.). Denne kaldes BT4-1. Derefter bestemmes den lavest mulige værdi, der sikrer at der ikke tilføres vand til lageret med temperaturer under den ønskede værdi, SPTt (f.eks. 90 o C). Denne værdi findes ved formlerne (6) eller (7) afhængig af om lageret er tomt eller ikke. Den kaldes BT4-2. BT4 bestemmes nu som den højeste af værdierne BT4-1 eller BT4-2. Den sættes dog mindst lig med en fasatsat minimumsværdi (SPminT4) og højst lig med værdien af SPTt. BT4 sættes ligeledes til SPTt, når det vurderes at lageret har nået den ønskede fyldning og der derfor ikke er grund til at maksimere produktionen ved at benytte lavere sætpunkt for T4. Denne vurdering foretages ved at sammenligne en valgt føler i lageret med et givet sætpunkt. Det ønskede primærflow bestemmes nu som: Fp = Psb/(Cs*(BT2-T1x)), hvor Cs er solfangervæskes varmefylde, 1,11 kwh/m3 o C. og T1x er den forventede fremløbstemperatur = T3 + 6 o C * ((S-150)/850) Frekvensomformeren for P1 styres af det målte flow Fp. Nødvendigt flow på sekundærsiden (Fs) er beregnet Fp * Cs/C. Dette flow opnås ved en PID styring i forhold til det målte flow ved M2. Når P2 når minimumsflow (5 Hz) overtages flowstyringen af regulering af motorventil i sekundærkreds (ikke vist på principdiagram). Side 48 af 136

Udgangssignal til P 1 og P 2 skal ligge indenfor en max grænse (100%) og en min grænse (10%). Hvis T1 > BT2 skal P 1 og P 2 køre på max flow. 10. Når følgende tre betingelser er opfyldt benyttes solfangerfeltet til køling af lagertanken: 9. Til kontrol af beregninger og følere skal såvel beregnet som målt solvarmeproduktion vises og logges. Lageret nærmer sig fyldning (vurderet ved temperaturer af en af de nederste følere i lageret) Klokken er mellem f.eks. 18.00 og 06.00. Psb = A * (S*η o k o ((BT4+Tt)/2-2 Tu) k 1 ((BT4+Tt)/2-2 Tu) 2 ) < - SPPs (Potentiel solvarmeproduktion er negativ med numerisk værdi over et givet sætpunkt.) (bemærk at temperaturerne i primærkredsen vurderes at ligge ca. 2 grader under temperaturerne i sekundærkredsen). Køling etableres ved at åbne motorventilerne MO3 og MO4 mens MO1 lukkes således at flowet vendes. Processen stoppes når der atter er den ønskede plads i lageret eller den beregnede køleeffekt kommer under sætpunktet. Under processen benyttes et sætpunkt for T4, BT4, som ligger lidt under den ønskede temperatur i bunden af lageret (f.eks. 38 o C). (bemærk at T4 stiger ved stigende flow i modsætning til hvad der er tilfældet, når solfangerne producerer varme). Pumperne P1 og P2 styres på samme måde som ved varmeproduktion, idet dog måleren M3 benyttes ved flowstyringen. 3.3.3. Udledning af formler (Fede typer betyder størrelser, der kan anses for givet. Fremløbstemperatur for kedel, Tk, forventes sat til f.eks. 90 o C i alle situationer, hvor solvarmeanlægget er aktivt, undtagen i situationer, hvor SB4 er sat til 90 o C eller mere, hvor den sættes lig med den ønskede fremløbstemperatur, Tf.) Fjernvarmeflowet, Ff, er sammensat således: Ff = Fk + F7 Temperatur fra hovedveksler sættes til T7 = T6 10 o C, idet pumpen P4 styres efter at opnå denne lave temperaturforskel. Hvis temperaturen T7 er minimal vil shuntflowet være nul, hvorfor fremløbstemperaturen bestemmes af: Tf = (T7*F7 + Tk*Fk)/ Ff => T7 = (Tf*Ff Tk*Fk)/ (Ff Fk) => T6 = (Tf*Ff Tk*Fk)/ (Ff Fk) + 10 o C (1) Side 49 af 136

T6 fremkommer ved blanding af tre flow: T6 = (Tt*Fa + Tm*Fm + BT4*Fs)/(Fa + Fm + Fs) => BT4 = (T6 * (Fa + Fm + Fs) Tt*Fa Tm*Fm)/ Fs (2),hvor BT4 angiver den beregnede ønskede værdi af T4. (1) + (2) giver: BT4 = (((Tf*Ff Tk*Fk)/ (Ff Fk) + 10 o C) * (Fa + Fm + Fs) Tt*Fa Tm*Fm)/ Fs (3) Denne formel kan ikke uden videre benyttes til at beregne BT4, da de indgående variable alle afhænger af T4 fordi det valgte sætpunkt for denne temperatur har indflydelse på solvarmeproduktionen. I stedet findes en tilnærmet værdi for BT4, som opfylder uligheden BT4 >= (((Tf*Ff Tk*Fk)/ (Ff Fk) + 3 o C) * (Fa + Fm + Fs) Tt*Fa Tm*Fm)/ Fs (4) Dette kan gøres enten ved en trinvis iteration eller ved sideløbende at vurdere uligheden for en række værdier af BT4, f.eks. de 15 værdier mellem 50 og 95 o C med 3 graders spring. I (4) anses Fm som vist for at være givet, idet det afgøres af andre dele af styringen hvor stor motorproduktionen skal være på baggrund af lagerindhold, mulig solvarmeproduktion samt energipriser mv. Fs bestemmes af solfangereffektivitetsformlen: Ps = A * (S*η o k o ((T1+BT2)/2 Tu) k 1 ((T1+BT2)/2 Tu) 2 ) hvor BT2 er en beregnet værdi, som angiver den ønskede værdi for T2. Denne beregnes af den ønskede værdi for T4, BT4, således: BT2 = BT4 + 6 o C * (S/1000) Fs = Ps/(C * (BT4-T3)), hvor C er varmefylden for vand, 1,16 kwh/m3 o C. (5) Med hensyn til bestemmelse af Fa og Fk skelnes mellem to tilfælde: a. På baggrund af temperaturen af en valgt føler i toppen af tanken vurderes at der er tilstrækkeligt indhold i lageret til at eventuel nødvendig supplering af solvarme plus motorvarme kan foregå fra lageret. Kedlen vil derfor være stoppet (Fk = 0). b. I dette tilfælde vurderes omvendt at der ikke kan trækkes på lageret, hvorfor kedlen vil være aktiv, når der er brug for supplement til motorer plus sol. (Fa <= 0). I tilfælde a) kan Fa beregnes som: Pa = Pf Pm Ps Side 50 af 136

Fa = Pa/(C*(Tt-Tb)) (6) Negative værdier af Fa svarer til at der tilføres lageret energi. I tilfælde b) kan Fk beregnes som: Pk = Pf Pm Ps Fk = Pk/(C*(Tk-Tr)) (7) Negative værdier er ikke mulige. I praksis svarer de til at kedlen er stoppet og at der tilføres lageret energi. TILFØJELSE: Ovenstående beregninger af Fa og Fk forudsætter at effekten af kedlen styres automatisk, således at der aldrig tilføres varme produceret på kedlen til lageret. Således styres den ikke i dag, hvor effekten sættes manuelt på baggrund af en vurdering af lagerets indhold og det kommende behov. Efter igangsætning af solvarmeanlægget vil det blive vanskeligere at vurdere behovet for kedeldrift, hvorfor automatisk styring af effekten anbefales. Hvis kedlen styres manuelt tages Fk fra kedlens flowmåler eller beregnes ud fra effekten og temperaturøgningen. Herefter beregnes Pa = Pf Pm Ps Pk og formel (6) kan benyttes. Referencer [1] Lokalplan for området [2] Projektforslag [3] Prøverapport D2160A 4. Etablering af 8.000 m² solfangere 4.1. Hvad er etableret Solfangere. En typisk solfangerrække består af 14 solfangere, hvor indgangstemperaturen er omkring 40 o C og afgangstemperaturen er 90-95 o C. ARCONs HT-solfanger fås i 3 forskellige udgaver, som beskrevet i afsnit 2. Priserne er følgende Solfanger Pris HT uden teflon 16.750 kr for 12,5 m² HT 2005 17.500 kr. for 12,5 m² HT 2006 17.750 kr. for 12,5 m² Årsydelserne for solfangerne fremgår af figur 2.9, 2.10, 2.15 og 2.16. For at opnå det bedste samlede pris/ydelsesforhold for solfangerfeltet er varmeproduktionsprisen beregnet for forskellige temperaturer. Ved beregningen er anvendt en annuitetsfaktor på 0,075. Side 51 af 136

Varmeproduktionspris, kr/kwh Solfanger 40 o C 50 o C 90 o C 100 o C HT uden teflon 0,1675 0,1907 HT 2005 0,1707 0,1875 0,2897 0,3500 HT 2006 0,2922 0,3526 Tabel 4.1. Varmeproduktionspris/kWh Ved 40 o C har HT uden teflon det bedste pris/ydelsesforhold. Hvorimod HT 2005 er bedst ved 50 o C. Skiftet sker omkring 45 o C Ved 90 o C og ved 100 o C har HT 2005 det bedste pris/ydelsesforhold sammenlignet med HT 2006. Ydelsen er ganske vist 0,6% højere for HT 2006 ved 100 o C, men da ydelsen er lav (300 kwh/m²) svarer dette til 2 kwh/m², hvilket ikke er nok til at opveje merprisen på 20 kr/m². Strengt taget burde det optimerede solfangerfelt derfor ikke indeholde HT 2006 -solfangere. Merydelsen er imidlertid målt for solfangere i 2 forskellige produktionsforløb, hvor der kan være forskelle i strips og glas. Derfor besluttedes det at afslutte rækkerne med 2 stk. HT 2006 -soflangere for at få disse afprøvet i praksis. Endvidere besluttedes det, at indlede rækkerne med 2 stk HT uden teflon, da temperaturen ved udløb af solfanger nr. 2 forventedes at blive ca. 47 o C. En række på 14 solfangere kom derfor til at bestå af 2 HTuden teflon, 10 HT 2005 og 2 HT 2006. I rækker med færre solfangere reduceredes antallet af de 3 solfangertyper relativt. Desuden etableredes: 1 række (14 solfangere) med HT 2005 1 række med HT 2006 og 1 normal række (2 HT uden teflon,10 HT 2005 og 2 HT 2006 ) med hver sin energimåler for at kunne sammenligne ydelsen fra samme produktionsforløb under ens vilkår. Fordelingen af solfangere i det samlede solfangerfelt fremgår af figur 4.1. De endelige dimensioner af rør i solfangerfeltet fremgår af figur 4.2. Side 52 af 136

Figur 4.1. Oversigt over solfangertyper Side 53 af 136

Figur. 4.2. Rør i solfangerfelt Side 54 af 136

*) Til indluftning i forbindelse med tømning. Kun i de yderste rækker i hver ende af hovedledning. (Række 1A og 24A) *) DN 40 Hovedledninger i felt DN 25 Tømmebrønd. Placeret ved hovedledningers laveste punkt. DN 150 DN 100 Ekspansions Tanke. I alt ca. 2 m3 DN 50 DN 20 Eksempel på solfangerrække Temperaturføler Skivetermometer PEX 40, 6 Bar Opsamle- Tank 15 m3 DN 32 PEX 40, 6 Bar, Iltspærre DN 50 Værk P Manometer Trykføler Autoudlufter Hal DN 32 Brædstrup Sol. Solfangerkreds. 23-03-2007 PlanEnergi. Figur 4.3. Oversigt over etablerede dele på primærsiden (solfangersiden) Det etablerede system er for primærsiden vist i figur 4.3. Opbygningen på sekundærsiden fremgår af diagrammet i styringsbeskrivelsen (figur 3.6.). Bemærk dog at sekundærpumperne også er dublerede og at der er tilføjet en reguleringsventil i sekundærkredsen, som kan begrænse flowet i de tilfælde hvor pumpen P4 forårsager et højere flow end ønsket på trods af at sekundærpumpen køres på minimumsfrekvens. Primærpumpen er dimensioneret som angivet i BILAG 1.(100 m3/h 5,2 Bar) Den valgte pumpe er Grundfos TP 80-570/2. Sekundærpumpen er dimensioneret til samme flow men til væsentlig lavere trykfald (2 Bar): Grundfos TP 100-240/2. Veksleren er dimensioneret til 5 graders temperaturfald ved 8400 kw jvf. BILAG 2. Styringen blev implementeret som en udvidelse af det eksisterende styringsanlæg af YIT. Side 55 af 136

Optimeret solvarmeproduktion i et liberaliseret elmarked 4.2. Erfaringer fra etableringen 4.2.1. Jordarbejde Som nævnt under pkt. 3.1 blev der i forbindelse med klargøringen af solvarme-arealet flyttet en del jord i forbindelse med etableringen af de 10 terrasser. Jordarbejdet, der var en af Brædstrup Fjernvarmes entrepriser, var stærkt præget af et usædvanligt regnfuldt 2007. Nedbøren sammenholdt med den usædvanlig lerede bonitet gjorde jordarbejdet meget besværlig og resultatet blev ikke helt tilfredsstillende. I det tilfælde at anlægsejere selv påtager sig ansvaret for klargøring af et solvarmeareal anbefales på det kraftigste, at der afholdes en afleveringsforretning mellem jordentreprenør/anlægsejer og det firma (evt. solvarmeentreprenøren), der skal overtage arealet efter planering. I forbindelse med overdragelsesforretningen bør solvarmeentreprenøren skriftlig godkende overtagelsen af solvarmearealet. 4.2.2. Rør i jord og solfangere Rørarbejdet var ligesom jordarbejdet en del af Brædstrup Fjernvarmes egen entreprise og arbejdet blev udført af egne medarbejdere. Rørarbejdet var, ligesom jordarbejdet, præget af det dårlige vejr men arbejdet blev udført tilfredsstillende. I tilrettelægningsfasen blev det besluttet, at der skulle anvendes så mange præfabrikerede rørstykker som muligt. Dette er begrundet i et ønske om at reducere svejsearbejdet i terræn så meget som muligt. Denne strategi viste sig særdeles nyttig ikke mindst set i lyset af det omtalte dårlige vejrlig. Efter et udbud med konkrete krav til leverancen blev Starpipe valgt som rørleverandør. Side 56 af 136

Optimeret solvarmeproduktion i et liberaliseret elmarked Arbejdet med placering af betonfundamenter til solfangere og montage af solfangere forløb tilfredsstillende igen set i lyset af det generelt dårlige vejr. Da der, som en del af projektet, skulle monteres i alt 3 forskellige typer af solvarmemoduler var der fra solvarmeleverandøren (ARCON Solvarme) en del logistiske problemer med leverancen af de korrekte solfangere til de rigtige steder. Projektstyringen var fra ARCONs side ikke prangende men jævnt tilfredsstillende. 4.2.3. Ændringer på værket På værket skulle der foretages en del omforandringer af styringssystemer og rørføringer. Sidstnævnte voldte ikke de store problemer. Det var ikke nødvendigt med bygningsudvidelse for at få plads til pumper, varmeveksler mv. da der var et ca. 20 m² ledigt areal i den eksisterende varmecentral. Styringen af solvarmeanlægget har været en noget større udfordring end antaget i projektfasen. Dette forhold skyldes, at Brædstrup Fjernvarmes anlæg var det første i Danmark (måske i verden?) hvor solvarme kombineredes med kraftvarme. Samtidig viste det sig, at det forhold, at der er indbygget en hovedveksler mellem motoranlæg, lagertank og sekundærside af veksleren til solvarmeanlægget på den ene side og rørledningerne ud til byen på den anden side, giver anledning til styringsmæssige problemer. Samtidig kan konstateres, at solvarmeproduktionen ikke helt er på højde med det beregnede - bl.a. p.g.a. tilstedeværelsen af den omtalte veksler. De økonomiske og tekniske konsekvenser ved at fjerne hovedveksleren vurderes i øjeblikket ligesom de styringsmæssige forhold justeres. Side 57 af 136

5. Målinger, analyser og optimering 5.1. Indkøring Følgende problemer har været konstateret under indkøringen: 1. Opbygningen med hovedveksler har vanskeliggjort optimering af ydelsen ved minimering af fremløbstemperatur. Dels fordi temperaturfaldene over hovedveksleren har vist sig større end forudsat (forudsat ca. 3 grader, men konstateret ca. 8 grader) og dels fordi kedlen ikke som anbefalet er blevet omstillet til automatisk styring af flow i forhold til det øjeblikkelige behov, således at brug af hovedshunt kan minimeres. 2. Flowstyring af primærkredsen er blevet vanskeliggjort fordi den monterede flowmåler tilsyneladende måler for lidt. Der er mistanke om at det skyldes montering umiddelbart efter en bøjning, men Brunatas installationsvejledning angiver at dette er tilladt. Problemet er foreløbigt klaret ved at indbygge en korrektionsfaktor i styringen. 3. Flowstyring i sekundærkredsen blev vanskeliggjort af at pumpen på hovedvekslerens primærside (P4) i nogle situationer fremkaldte et flow i sekundærkredsen, som var større end den ønskede på trods af at denne var kørt ned på minimums frekvens. Dette forhold medførte behov for indbygning af en ekstra reguleringsventil i sekundærkredsen. 4. Manglende balance i feltet medførte temperaturforskelle på fremløbstemperaturerne på ca. 15 grader, hvorfor en ekstra indregulering med kontrol af alle strengventiler blev nødvendig. 5. M-bus systemet (styringen) kører for langsomt og er ikke velegnet til solfangerstyringer. 6. Det har endvidere taget lang tid at få styringen til at fungere i alle detaljer herunder at få checket pålideligheden af de opsamlede data, således at man kunne komme videre med indkøring og optimering af det samlede system. 5.2. Data og målere til måleprogram Placering af måleudstyr fremgår af principdiagrammet vist på figur 3.6. Varmemålinger Følgende varmestrømme registreres med intervaller på 5 minutter Varme ab værk (måles allerede) Prod. Solfanger, efter veksler Køling, solfanger, efter veksler Varmeprod., motorer (måles allerede) Varmeprod., kedler (måles allerede) Varmeprod. i række HT 2005 solfangere 1) Varmeprod. i række med HT 2006 -solfangere 1) Varmeprod i række med blandede solfangere 1) Side 58 af 136

1) Der er etableret en række udelukkende med HT 2005 -solfangere og en række udelukkende med HT2006-solfangere med henblik på at måle forskellen i produktionen. Begrundelsen er, at den målte forskel på DTU ikke afspejler, at der kan være forskel i absorberkvalitet (og i glaskvalitet). Derfor etableres rækker á 14 med samme generation absorber og glas. Desuden måles varmeproduktionen i en normal række med 2 HT-solfangere uden teflon, 10 HT 2005 -solfangere og 2 HT 2006 - solfangere. Temperaturmålinger Desuden registreres følgende temperaturer med intervaller på 5 minutter. Temperaturer i lager (måles allerede) T 1, T 2, T 3, T 4, T 6 og T 7 Temperaturer i solfangerfelt (udetemp.) Elproduktion Elproduktion, motorer registreres med intervaller på 5 minutter. Oversigt over målere og dataopsamling i styring Tre pyranometre, fabrikat SolData 80 SPC placeret 3 forskellige steder i solfangerfelt (øverst, i midten og nederst). En temperaturmåler, (T u,pt 100 ), placeret sammen med midterste pyranometer i solfangerfelt. Flowmåler, fabrikat Brunata HGP-SIV, type HGP150, DN 125 placeret på primærsiden (solfangersiden) af varmeveksler. T 1, T 2 og flow registreres. To trykfølere henholdsvis en før og en efter primærpumper (max 6 Bar). Energimåler. Fabrikat Kamstrup Ultraflow, type 65-S/R, qp = 150 m 3 /h DN 150. placeret på sekundærsiden (fjernvarmesiden) af varmeveksler. T 3, T 4 og flow registreres foruden energiproduktion. Desuden signalkabler fra P1, P2, MV1 og MV2. Energimåler, fabrikat Kamstrup Ultraflow, type 65 S/R, qp = 25 m 3 /h DN 65 placeret på sekundærsiden til måling af bortkølet varme T 3, T 4 og flow registreres foruden bortkølet energi. Energimåler, fabrikat Brunata HGQ3-R2 placeret for enden af række 8B til måling af varmeproduktion i rækken. Energimåler, fabrikat Brunata HGQ3-R2 placeret for enden af række 9B til måling af varmeproduktion i rækken. Energimåler, fabrikat Brunata HGQ3-R2 placeret for enden af række 10B til måling af varmeproduktion i rækken. Side 59 af 136

Signaler fra eksisterende styring : 14 stk. temperaturer i lagertank. (herunder Tt og Tb). Flow og temperaturer for fjernvarmenet: Ff, Tf og Tr. Flow og temperatur for varmeproduktion på motorer: Fm og Tm. Fremløbstemperatur på gaskedel, når solfangere er startet: Tk. 5.3. Check af solfangereeffektivteten Figur 5.1. viser sammenligning mellem målt og garanteret solfangereffektivitet. Solfangerne yder (i gennemsnit) 2% mindre end garanteret. Anvendte måledata er alle 5 min. værdier mellem kl. 12 og kl. 14 (sommertid) med en solindstråling > 800 W/m² (ingen anden frasortering er foretaget). Når der kun er medtaget værdier omkring solar noon, er det for ikke at få indfaldsvinkelkorrektion ind i billedet. Solhøjden midt på dagen i måleperioden har været ca. 40. Solfangereffektivitetsgarantien er opfyldt (da måleusikkerheden er > 2%). Anvendt garantikurve m.v.: n0 = 0,81 a1 = 2,91 W/(m²K) a2 = 0,00 W/(m²K²) Rørtab: 3% (trækkes fra garantikurve) Areal pr. solfanger: 12,53 m² Antal solfangere: 641 Side 60 af 136

Figur 5.1. Sammenligning mellem målt og garanteret solfangereffektivitet 5.4. Analyse af målinger 5.4.1. Introduktion og hovedkonklusioner Solvarmeanlægget i Brædstrup ydede i perioden 1/8-2007 til 31/7-2008: 3 224 MWh. Dette er 13 % under den forventede årsydelse på 3 686 MWh. På basis af mere omfattende måledata fra perioden 1/4-31/7 2008 er der lavet en mere detaljeret analyse af målinger versus oprindelige beregninger. Det vurderes at hovedårsagen til at den oprindeligt beregnede ydelse ikke nås, skyldes et højere temperaturniveau (+10 K) i solfangerkredsen under de faktiske forhold, i forhold til temperaturniveauet oprindeligt antaget. De 10 K højere temperaturniveau svarer godt overens med de 13% mindre ydelse. Der fundet flg. årsager til det højere temperaturniveau: Uens kapacitetsstrøm på de to sider af varmeveksleren Oprindelig beregning har ikke ekstra varmeveksler med i modellen (se figur 5.2.) Side 61 af 136

Oprindelig beregning forudsætter begrænsning af solfangertemperatur til max. 95 C - dette lykkes ikke i virkeligheden. Figur 5.2.1. Princip diagram for systemet (i oprindelig beregningsmodel dog kun én varmeveksler) Der er registreret meget høje udløbstemperaturer (>100 C) flere gange over længere perioder i juni og især juli. Det må anbefales at holde udløbstemperaturen under 95 C for at undgå risiko for damplommer og reduceret ydelse. Det konkluderes at den reducerede ydelse primært skyldes at anlægget har kørt ved et højere temperaturniveau end oprindeligt antaget. 5.4.2. Målinger Der er anvendt målinger for perioden 1/4-31/7 2008. Der er måledata (timeværdier) for: Solindfald: Midlet værdi af totalstråling målt tre steder i feltet på et plan parallelt med solfangerplan, G Udelufttemperatur, Ta Indløbstemperatur til solfangerfelt: Målt ved udløb af varmeveksler, T1 Udløbstemperatur fra solfangerfelt: Målt ved indløb til varmeveksler, T2 Temperatur ud af veksler, sekundær side: Målt ved udløb af varmeveksler, T4 Side 62 af 136

Temperatur ind i veksler, sekundær side: Målt ved indløb til varmeveksler, T3 Energi afgivet fra solveksler, sekundær side, Qsol Data for solfangervæske anvendt ved beregning: Propylenglycol/vand, Rho*cp = 3 915 J/(liter*K). 5.4.3. Analyser Solfangerfeltets ydelse ved aktuelle/målte driftsforhold Der er lavet en ny TRNSYS model for selve solfangerfeltet, hvor reduktion i solindfald som følge af skæve indfaldsvinkler er medtaget (dette var ikke med i oprindelig model). For at kunne køre modellen skal det målte solindfald opdeles i direkte og diffus stråling. Data anvendt i den nye model er givet herunder (oprindelige data er givet i parenteser): Solfangerfelt o Areal: m² o Effektivitetsparametre: n0 = 0.815 (0.82) a1 = 2.43 W/(m²K) (2.64) a2 = 0.012 W/(m²K²) (0.0055) b0 (IAM): -0.063 (0) o Orientering: fra syd 0, hældning 32 (40) o Afstand mellem rækker: 4,5 m o Antal solfangere i en række: 13 (10) Rørtab: o Fremløb (varm): 107 W/K (700) o Retur (kold): 209 W/K (700) Med den nye solfangerfeltmodel er der lavet beregninger, hvor aktuelt målt flow og indløbstemperatur er anvendt som input til beregninger. Resultater er vist - sammen med målte værdier - på figur 5.3. 5.6. Side 63 af 136

Figur 5.3. Daglige ydelser af Solfangerfelt. Sammenligning af målinger og beregninger. April. Figur 5.4.. Daglige ydelser af Solfangerfelt. Sammenligning af målinger og beregninger. Maj. Figur 5.5. Daglige ydelser af Solfangerfelt. Sammenligning af målinger og beregninger. Juni. Side 64 af 136

Figur 5.6. Daglige ydelser af Solfangerfelt. Sammenligning af målinger og beregninger. Juli. Side 65 af 136

For de 4 måneder fås samlet: Qmålt Qber (Qber-Qmålt) % April 409 417 1.9% Maj 722 731 1.2% Juni 581 606 4.2% Juli 445 478 6.9% Total 2158 2233 3.4% Tabel 5.1. Målte og beregnede værdier for solfanger feltets ydelse (MWh). Indeks henviser til: målt: målte værdier ber: beregnede værdier med modificeret model - mindre ændringer i selve solfangermodellen, målte input for vejrdata og indløbstemperatur og flow - og med mindre rørtab (tabelværdier for faktisk anvendte rør) Det ses at der er god overensstemmelse dag for dag mellem målinger og beregninger. De målte ydelser i juni-juli ligger dog noget under de beregnede. Det må konstateres at solfangerfeltet yder som man kan forvente under de givne betingelser (flow og indløbstemperatur) - dog yder det lidt i underkanten i juni og juli måned. I juni og specielt juli måned køres med meget høje udløbstemperaturer fra solfangerfeltet (>100 C), som det vil fremgå af næste afsnit. 5.4.4. Temperaturniveau i solkreds Plot af temperaturer Oprindeligt beregnede temperaturer Temperaturniveau i solkredsen i de oprindelige beregninger med oprindelige forudsætninger ses på figur 5.7. 5.10. Side 66 af 136

T2 T4 T1 T3 Middeltemperaturer og varmeveksler temperatur-effektivitet: T2 T1 T3 T4 ε 60.4 40.2 38.0 58.2 0.90 Figur 5.7. Ind- og udløbstemperaturer v. solveksler. Opr. solfangermodel. Opr. forudsætninger. April. T2 T4 T1 T3 Middeltemperaturer og varmeveksler temperatur-effektivitet: T2 T1 T3 T4 ε 75.4 42.9 38.0 70.4 0.87 Figur 5.8. Ind- og udløbstemperaturer v. solveksler. Opr. solfangermodel. Opr. forudsætninger. Maj. Side 67 af 136

T2 T4 T1 T3 Middeltemperaturer og varmeveksler temperatur-effektivitet: T2 T1 T3 T4 ε 78.3 42.5 37.9 73.8 0.89 Figur 5.9. Ind- og udløbstemperatur v. solveksler. Opr. solfangermodel. Opr. forudsætninger. Juni. T2 T4 T1 T3 Middeltemperaturer og varmeveksler temperatur-effektivitet: T2 T1 T3 T4 ε 76.7 43.1 37.9 71.5 0.87 Figur 5.10. Ind- og udløbstemperaturer v. solveksler. Opr. solfangermodel. Opr. forudsætninger. Juli. Side 68 af 136

Beregnede gennemsnitstemperaturer i april-juli (i driftstid): T2 T1 T3 T4 ε April 60.4 40.2 38.0 58.2 0.90 Maj 75.4 42.9 38.0 70.4 0.87 Juni 78.3 42.5 37.9 73.8 0.89 Juli 76.7 43.1 37.9 71.5 0.87 Middel 72.7 42.2 38.0 68.5 0.88 Middel dt 30.5 30.5 Tabel 5.2. Beregnet middeltemperaturer og middel varmevekslereffektivitet - måned for måned - og for hele perioden - oprindelige forudsætninger. Målt temperaturniveau i solkredsen. Den målt temperaturniveau i solkredsen ses på figur 5.11.-5.14. Det bemærkes at det for alle måneder ligger væsentligt over det beregnede niveau vist i forrige afsnit. T2 T4 T1 T3 Middeltemperaturer og varmeveksler temperatur-effektivitet: T2 T1 T3 T4 ε 79.2 52.6 41.5 78.1 0.70 Figur 5.11. Ind- og udløbstemperaturer v. solveksler. Målt. April. Side 69 af 136

T2 T4 T1 T3 Middeltemperaturer og varmeveksler temperatur-effektivitet: T2 T1 T3 T4 ε 89.0 50.4 43.0 86.2 0.84 Figur 5.12. Ind- og udløbstemperatur v. solveksler. Målt. Maj. T2 T4 T1 T3 Middeltemperaturer og varmeveksler temperatur-effektivitet: T2 T1 T3 T4 ε 81.5 49.0 43.1 78.4 0.83 Figur 5.13. Ind- og udløbstemperatur v. solveksler. Målt. Juni. Side 70 af 136

T2 T4 T1 T3 Middeltemperaturer og varmeveksler temperatur-effektivitet: T2 T1 T3 T4 ε 83.2 50.0 43.0 79.1 0.83 Figur 5.14. Ind- og udløbstemperatur v. solveksler. Målt. Juli. Det ses at temperaturniveauet ligger noget højere for de målte værdier (figur 5.11.-5.14) end i de oprindelige beregninger (figur 5.7.-5.10). Målte gennemsnitstemperaturer i april-juli (i driftstid): T2 T1 T3 T4 ε April 79.2 52.6 41.5 78.1 0.70 Maj 89.0 50.4 43.0 86.2 0.84 Juni 81.5 49.0 43.1 78.4 0.83 Juli 83.2 50.0 43.0 79.1 0.83 Middel 83.2 50.5 42.7 80.5 0.80 Middel dt 32.7 37.8 Tabel 5.3. Målte middeltemperaturer i solfangerkreds og middel varmevekslereffektivitet - måned for måned - og for hele perioden. Side 71 af 136