Värmeåtervinningspotential

Transkript

1 Värmeåtervinningspotential Inom storskalig vattenkraft Fredrik Ulinder Civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå universitets tekniska högskola. (löpnr. som tilldelas)

2 Sammanfattning SAMMANFATTNING Med stigande energipriser blir det allt mer angeläget för energibolag att inte bara satsa på åtgärder som ökar produktionen, utan även att se över möjligheter till energieffektiviseringsåtgärder. Att minska kraftstationernas egenförbrukning, kallad lokalkraft, är en sådan åtgärd. Syftet med detta arbete har varit att ta fram en uppskattning på hur mycket av lokalkraftanvändningen i Vattenfalls storskaliga vattenkraft som kan sparas genom värmeåtervinning. För att göra detta har en modell skapats som beräknar potentialen för värmeåtervinning. Två avgränsningar som gjorts är att enbart se över värmeåtervinning från krafttransformator och generator samt på användningsområdet för spillvärmen, vilket endast utgörs av stationens lokaluppvärmningsbehov. Arbetet delas in i tre delar: spillvärme, värmebehov, samt teknik. Utifrån de förluster som avges från transformator och generator kan den energimängd som är tillgänglig för värmeåtervinning beräknas. För detta har hänsyn tagits till bl.a. värmeöverföring till omgivningen och till skillnader mellan värmebehov och spillvärmetillgång. Stationens värmebehov antas vara en andel av dess totala lokalkraftanvändning. En anpassning av stationens lokalkraftbehov görs genom att justera bort den energimängd som åtgår till dammen med dess varmhållning vintertid av luckor och isfrihållning m.m., och den mängd som åtgår till övriga system inne i stationen som t.ex. belysning, pumpar, hjälpsystem m.m. På tekniksidan tas en del befintliga lösningar på värmeåtervinningssystem upp, och på vilka principiella sätt som värme kan återvinnas från de system som arbetet avgränsats till. En jämförelse görs med ett systemförslag tidigare framtaget av konsult, för att kunna sätta ett ekonomiskt perspektiv på åtgärder för värmeåtervinning. Resultatet visar att det totalt finns mycket spillvärme att tillgå för värmeåtervinning, klart mer än uppvärmningsbehovet. Således är potentialen begränsad av just uppvärmningsbehovet. De största osäkerheterna i modellen återfinns i bestämningen av uppvärmningsbehovet. Av Vattenfalls totala lokalkraftförbrukning på 110 GWh är 23 GWh uppvärmningsbehov i ett troligt medelfall. Detta är dock behäftat med en osäkerhet som gör att det både kan vara större eller mindre, beroende på parametrarna i modellen. Slutsatsen är att trots osäkerheten i det totala värmebehovet, är värmeåtervinning ett område där stora vinster kan göras. Detta p.g.a. att spillvärmetillgången är så mycket större än värmebehovet. Vidare arbete bör fokusera på att mer noggrant bestämma värmebehovet, samt dess påverkan från befintliga värmeåtervinningssystem. I samband med detta bör även energimätningen ses över, så att positiva effekter av värmeåtervinningssystem kan påvisas. Det bör också undersökas närmare vilka tekniker för värmeåtervinning som är lämpade att använda eller att vidareutvecklas med t.ex. pilotförsök. Två versioner har upprättats av denna rapport; i den externa versionen har alla bilagor utelämnats då de innehåller företagsintern information. II

3 Abstract ABSTRACT The rising energy prices are forcing energy producers to focus not only on ways to increase production, but also to increase their own effectiveness and reduce energy consumption as well. One way to accomplish this is by lowering a hydro power stations local need of electricity. The purpose of this study is to get an estimation of how much the need for electricity in hydro power stations can be lowered by utilising waste heat recycling. To accomplish this, a model has been created which calculates this from a set of parameters. Two limitations were made in advance: the first to only account for waste heat from the power transformer and generator. The second was that the waste heat only could be used for heating of the station premises, i.e. no heating of thrash racks, dam structures, spillway gates and such. Three major parts are identified: waste heat generation, heating need, and heat transfer systems. Heat generation is calculated from the inevitable losses that are arising in the power transformer and generator. From these heat losses, non-usable parts have been identified and deducted due to convection to the surroundings and mismatch in availability and need. The heating demand in a station is based on a statistical basis of its electricity usage. Considerations are then made to adjust for power needed for dam structures as mentioned above, and other electricity usage in a station e.g. lights, computers, pumps and such. An overview of some common systems used for waste heat recycling is made. A comparison is also made to an example proposed by a firm of consultants, in order to estimate the costs associated with waste heat recycling. The result of the model shows that the available waste heat clearly exceeds the heating demand. Thus is the potential for decreasing the local electricity usage by waste heat recycling, limited by the stations heating demand. The largest uncertainties are, however, in the determination of a stations heating need. Of the total need of 110 GWh, the heating need is 23 GWh in a probable mean case. This result is however in an interval and the potential could possibly be either somewhat higher or lower, depending on the parameters used in the model. The conclusion is that there exists a potential for waste heat recycling and that the amount of waste heat is by far sufficiently large. However, the heating demand should be determined more accurately, and with consideration of existing waste heat recycling systems. In combination with this the energy consumption measuring methods should also be investigated; the importance of accurate data is crucial in order to verify the effects of new waste heat recycling systems. Lastly a closer look should be made to the waste heat recycling systems themselves and, if possible, select some suitable for further development or pilot installations. This is an external version of the report, in which the appendix has been removed completely due to confidential corporate information. III

4 Förord FÖRORD Detta examensarbete omfattar 20 högskolepoäng och görs som en obligatorisk del i civilingenjörsutbildningen i energiteknik vid Umeå Universitet. Projektet finansieras av Vattenfall Vattenkraft AB på beställning av Roger Hugosson. Ett stort tack riktas till just Roger Hugosson, utan vem detta examensarbete inte blivit till. Vidare vill jag tack min handledare Gunilla Andrée som hjälpt till med både innehåll, form, och praktiska bestyr. Jag vill även passa på att tacka P-O Andersson, Mats Berg, Jan Dahlin, och Percy Söderqvist på Vattenfall Vattenkraft för stöd, engagemang och hjälp. Tack dessutom till Vola Abri, Robert Bengtsson, och Joakim Holmström på Vattenfall Power Consultant för ytterligare hjälp och diskussioner. Sist men inte minst vill jag tacka för alla trevliga stunder både på kontoret i Sundsvall och på Laboratoriet i Älvkarleby. Älvkarleby, februari 2008 Fredrik Ulinder IV

5 Variabellista VARIABELLISTA E behov Årsvärmebehov för en station [MWh] E f Total värmeförlust från transformator eller generator [MWh] E lokal Årlig lokalkraftförbrukning för en station [MWh] E pot Teoretisk potential för värmeåtervinning [MWh] E pot,tek Teknisk begränsad potential för värmeåtervinning [MWh] E prod Producerad elenergi [MWh] E VÅ Tillgänglig energi för ett värmeåtervinningssystem [MWh] I Strömstyrka [A] k i Korrigeringsfaktor, allmän [-] k damm Korrigeringsfaktor för damm och isfrihållning [-] k konv Korrigeringsfaktor p.g.a. konvektion, strålning, samt icke önskad ledning [-] k tid Korrigeringsfaktor p.g.a. skillnader i värmebehov och spillvärmetillgång [-] k övr Korrigeringsfaktor för övrig energianvändning i en station [-] k VÅ Korrigeringsfaktor för ett befintligt värmeåtervinningssystem [-] η Verkningsgrad på värmeåtervinningssystem [%] η utf Verkningsgrad härrörande till VÅ-systemets utformning [%] P 0 Tomgångsförlust från transformator eller generator [kw] P b Belastningsförlust från transformator eller generator [kw] P f Effektförlust från transformator eller generator [kw] P ut Uteffekt [MW] V

6 Innehållsförteckning INNEHÅLLSFÖRTECKNING SAMMANFATTNING... II ABSTRACT... III FÖRORD...IV VARIABELLISTA... V 1. INLEDNING BAKGRUND Uppvärmning med lokalkraft Skäl till värmeåtervinning SYFTE AVGRÄNSNINGAR METOD GENOMFÖRANDE Inventering av stationer Upplägg SPILLVÄRME SPILLVÄRME FRÅN TRANSFORMATOR Effektförlust i transformatorer Effektförlustens andel Energiförlust från transformatorer Fleraggregatstationer SPILLVÄRME FRÅN GENERATOR Effektförlust i generatorer Effektförlustens andel Energiförlust från generatorer Fleraggregatstationer KONVEKTION, STRÅLNING OCH ICKE ÖNSKAD LEDNING Från transformator Från generator TIDSVARIATION Variation över året Variation över dygnet SUMMERING AV SPILLVÄRME VÄRMEBEHOV ENERGIÅTGÅNG DAMM ENERGIÅTGÅNG ÖVRIGT I STATION SKILLNADER MELLAN STATIONER Ovan- och underjordsstationer Transformatorplacering KORRIGERING FÖR BEFINTLIGT VÅ-SYSTEM TIDSVARIATION Variation över året Variation över dygnet VI

7 Innehållsförteckning 3.6 SUMMERING VÄRMEBEHOV POTENTIAL TEORETISK POTENTIAL TEKNISK POTENTIAL EKONOMISK POTENTIAL TEKNIK ENERGIEFFEKTIVISERING INOM VATTENKRAFTEN Värmeåtervinning från transformatorolja Värmeåtervinning från bärlager Älvkarleby storskaliga kraftstation Ludvika småskaliga kraftstation TRANSFORMATORKYLNING Tomgångsförluster Värmeåtervinningsmöjlighet GENERATORKYLNING Öppna och slutna kylsystem Statorkylning Bär- och styrlagerkylning Värmeåtervinningsmöjlighet SUMMERING TEKNIK SYSTEMEXEMPEL KRAV PÅ ETT VÅ-SYSTEM STORLEK JÄMFÖRELSE MELLAN LUFT- OCH VATTENBURET UTFORMNING PRISUPPGIFT SUMMERING SYSTEMEXEMPEL RESULTAT SPILLVÄRME VÄRMEBEHOV POTENTIAL EKONOMISK POTENTIAL DISKUSSION OSÄKERHETER I MODELLEN Osäkerhet i indata Osäkerhet i uppskattningar SPECIALFALL YTTERLIGARE POTENTIAL VID GYNNSAMMA FÖRHÅLLANDEN DRIFTKOSTNAD SLUTSATSER POTENTIAL BEGRÄNSAD AV VÄRMEBEHOV TEKNISK UTMANING ATT UTNYTTJA POTENTIALEN LÖNSAMHET VII

8 Innehållsförteckning 9.4 SYSTEMATISK VÄRMEÅTERVINNING FÖRSLAG PÅ FORTSATT ARBETE NOGGRANN ENERGIMÄTNING VÄRMEÅTERVINNINGSTEKNIK Nyttja varmluft från statorkammare Energilagring Bergvärme FÖRBÄTTRA MODELLEN Säkrare bestämning av parametrar Lägga till parametrar ELCERTIFIKAT P.G.A. MINSKAT KYLVATTENFLÖDE REFERENSLISTA VIII

9 Inledning 1. INLEDNING Energieffektivisering är ett brett område som innebär att befintliga resurser utnyttjas på ett bättre sätt. Vattenfall har som ambition att ha en stark miljöprofil, varför satsningar på energieffektivisering och förnyelsebara energikällor får stor uppmärksamhet. I Sverige råder ett förbud mot utbyggnad av vattenkraften [1] i de orörda älvarna, Torne älv, Kalix älv, Pite älv, samt Vindelälven. Dessutom är ett flertal älvsträckor i de redan utbyggda älvarna skyddade enligt samma lag. På grund av detta är varje förbättring som kan göras på de befintliga kraftstationerna av stor nytta. Vid förnyelse av aggregaten i stationerna renoveras och byts delar av eller hela turbiner och generatorer för att åstadkomma en verkningsgradhöjning på aggregatet. Produktionsökningen som följer av dessa förbättringar ger, förutom tillgång till extra effekt och energi, också ett berättigande till elcertifikat. Hittills har fokus i första hand lagts på dessa verkningsgradshöjande åtgärder, troligen mycket p.g.a. just systemet med elcertifikat. Ett stigande energipris och en ökad miljömedvetenhet har dock lett till att även åtgärder som syftar till energibesparing har blivit intressanta. Denna rapport beskriver tillvägagångssättet och resultatet av en undersökning av potentialen för spillvärmeåtervinning och dess nyttiggörande i vattenkraftstationer. Den återvunna spillvärmen används till att minska mängden direktverkande el som används för uppvärmning i stationen. Den el som frigörs kan istället säljas till elnätet. Två versioner har upprättats av denna rapport; i den externa versionen har alla bilagor utelämnats då de innehåller företagsintern information. 1.1 Bakgrund Vattenfall har en långsiktig ambition som bland annat innebär att öka elproduktionen fram till år Detta mål kan brytas ned i flera olika beståndsdelar, vilka för vattenkraftens del innebär att energieffektiviseringsåtgärder av den befintliga produktionen ska tillföra ytterligare 1 TWh elektricitet [2]. Det finns flera sätt att uppnå denna produktionsökning; bl.a. med produktionshöjande insatser som t.ex. verkningsgradshöjningar genom löphjulsbyte eller älvrensningar, eller med energieffektivisering som t.ex. minskad lokalkraftförbrukning. För att kunna nå det ambitiösa målet på 1 TWh kommer med stor sannolikhet en kombination av dessa åtgärder att krävas. För att produktionsökningen ska kunna genomföras på bästa möjliga sätt är det viktigt att inventera verksamheten och identifiera vad, hur mycket, och till vilken kostnad som det går att öka produktionen. I sämsta fall blir summan efter en inventering mindre än målet, varvid själva målet blir omöjligt att uppnå. I annat fall ger en sådan inventering möjlighet att kunna jämföra olika sätt till produktionsökning och därmed fatta bästa möjliga beslut Uppvärmning med lokalkraft I ett vattenkraftverk används en del av den producerade kraften till drift, vilket benämns lokalkraft. Lokalkraft behövs till en mängd olika saker, t.ex. belysning, uppvärmning, 1

10 Inledning isfrihållning av intagsgrindar och utskovsluckor, maskiner, pumpar, hjälpsystem m.m. En tidigare studie [3] har visat att drygt 50% av energiförbrukningen i själva stationen går till just uppvärmning. Samtidigt som uppvärmningsbehovet är betydande kyls betydande värmemängder bort i generatorer och transformatorer. Om denna överskottsvärme kunde användas på platser med värmebehov i stationen skulle lokalkraftförbrukningen kunna minskas. Tack vare minskad lokalkraftanvändning kan elenergi istället säljas till nätet. Den tidigare uppfattningen om lokalkraftförbrukningen har varit att den är så pass liten i förhållande till produktionen att den kan försummas; några kw har i jämförelse med uteffekten till nätet med storleksordningen MW ansetts försumbart. Med dagens energipriser är läget annorlunda och energibolag söker hela tiden efter sätt att öka produktionen. Lokalkraftförbrukningen i ett vattenkraftverk kan vara i storleksordningen 0,5 1,5% [6] av produktionen. Statistik (se bilaga 1) visar också att lokalkraftförbrukningen för Vattenfalls storskaliga vattenkraftverk har de senaste fyra åren varit 110 GWh i medeltal [4], se tabell 1. Detta motsvarar drygt 0,3% av den totala energiproduktionen för Vattenfalls vattenkraft. [7] Tabell 1: Lokalkraftförbrukningen åren År Lokalkraftförbrukning [GWh] Medel 110 Energimängden som åtgår till lokalkraft är mer än vad flera av de minsta kraftverken producerar under ett år (se bilaga 2), vilket innebär att effektivisering av lokalkraften kan ge ett betydande produktionstillskott. Energibehovet i en vattenkraftstation är mycket varierande beroende på station. Det geografiska läget, antal och typer av aggregat, stationens situation ovan eller under jord, antal och typer av utskov, m.m. avgör det totala energibehovet i stationen. Det som är gemensamt för de allra flesta stationer är att den värme som behövs i stationen tas genom att nyttja lokalkraften Skäl till värmeåtervinning Det finns flera fördelar med värmeåtervinning, samtidigt som det också finns flera skäl till att tänka till noga innan några stora systemförändringar genomförs. En sak som bör nämnas är att fokus inte får flyttas från kraftstationernas primära uppgift, nämligen att producera elektricitet. Ett värmeåtervinningssystem får inte på något sätt begränsa möjligheten till körning av aggregat t.ex. p.g.a. långsammare uppstartsförlopp. Detta är främst en teknisk fråga som inte omfattas av detta projekt. 2

11 Inledning Nedan ges två potentiella incitament ur en ren ekonomisk synvinkel till värmeåtervinning, om de kan utnyttjas. Men samtidigt som den ekonomiska aspekten är betydande, är energieffektivisering bra ur miljösynpunkt vilket också kan bidra till att stärka ett företags miljöprofil Elcertifikat Vattenfall har inte gjort någon formell ansökan om elcertifikat till Energimyndigheten för energieffektiviseringsåtgärder som minskar lokalkraftförbrukningen, och därmed har myndigheten inte provat om sådana åtgärder ger berättigande till elcertifikat. Däremot har de givit ett utlåtande som tyder på att så troligen ej är fallet. Värmeåtervinning i ett slutet system (beskrivet i avsnitt nedan) borde tidvis leda till ett minskat kylvattenbehov. Idag avleds vatten från älven till att använda som kylvatten, och denna vattenmängd kan därför inte användas till elproduktion. På samma sätt som elcertifikat sökts för genomförda tätningsåtgärder på ledskenor, vilket resulterar i en vattenbesparing, bör elcertifikat kunna sökas för ett värmeåtervinningssystem som reducerar kylvattenbehovet. Dock är det troligtvis klart mindre flöden det skulle handla om i detta fall, men principen skulle vara densamma. Skulle det bli aktuellt att utreda bör undersökningar gällande storleken på energimängden det rör sig om samt om den potentiella vinsten genomföras. Dessutom måste metoder för att mäta och verifiera en minskning i kylvattenåtgången utarbetas Vita elcertifikat På några ställen i Europa har försök gjorts med system för s.k. vita elcertifikat. Dessa är tänkta att fungera på motsvarande sätt som vanliga elcertifikat och utsläppsrätter, men syftar till att främja just energieffektivisering. Om, och i så fall när, ett sådant system införs borde lokalkraftsminskningen, förutom att möjliggöra mer elförsäljning, berättiga till vita elcertifikat. För närvarande är inget beslut taget om vita elcertifikat i Sverige, vilket innebär att ett sådant system antagligen inte ligger speciellt nära förestående. 1.2 Syfte Produktionsstöd på Vattenfall Vattenkraft AB vill undersöka möjligheten till produktionsökning genom energieffektivisering av lokalkraftanvändningen. Syftet med denna rapport är att tjäna som underlag och stöd vid beslut om systematisk satsning på energieffektiviseringsåtgärder vid vattenkraftstationer. Konkret ska denna rapport åskådliggöra potentialen i att minska lokalkraftförbrukningen genom värmeåtervinning. Målet är att fastlägga en potential för värmeåtervinning i Vattenfalls storskaliga vattenkraftstationer, och därmed ange en potentiell ökning i den totala leveransförmågan mot nätet. 3

12 Inledning 1.3 Avgränsningar P.g.a. den begränsade omfattningen på detta examensarbete både vad gäller tid och andra resurser, har värmeåtervinning i detta arbete begränsats till att enbart innefatta återvinning av värmeförluster från generator och krafttransformator. För att ytterligare begränsa arbetet och samtidigt göra förutsättningarna för eventuella åtgärder mer likartade, gjordes tillägget att den återvunna värmen skulle användas till uppvärmning av stationslokaler. Dammen, som i vissa fall inte ligger i anslutning till stationen, med isfrihållning och varmhållning av luckor vintertid uteslöts m.a.o. från omfattningen på arbetet. 1.4 Metod Då detta projekt är övergripande i sin karaktär, har arbetet i huvudsak utförts genom inventeringar och studier av tidigare undersökningar. Dessa är alla gjorda på enskilda stationer, och har fokuserat på olika delar inom energianvändning och effektivisering. Utifrån dessa har diskussioner förts med kunnig personal inom olika områden om hur resultaten från undersökningarna kan användas i ett mer generellt perspektiv. En inventering av alla stationer har sedan genomförts med avseende på att utgöra underlag med parametrar i arbetet. Dessa har sedan använts till att ta fram en modell, och i vissa fall även som indata i modellen. Utifrån modellen har potentialen för värmeåtervinning i hela verksamheten kunnat uppskattas. Till sist har de ekonomiska förutsättningarna för värmeåtervinning översiktligt undersökts. 1.5 Genomförande Inventering av stationer Det första som gjordes var en inventering av Vattenfalls storskaliga vattenkraftstationer. Inventeringen syftade till att öka kännedomen om åtgärder inom värmeåtervinning samt att samla in uppgifter om stationerna för användning i modellen. De parametrar som inventeringen resulterade i och som kommit modellen till nytta återfinns i bilaga 2. Inventeringen genomfördes främst genom samtal och intervjuer av drift- och underhållspersonal, samt områdesansvariga. Resultatet sammanställdes och återfinns i bilaga 2. En sak som har inverkan på det praktiska utförandet av värmeåtervinning i en station är dess planlösning; var värmebehovet finns i förhållande till spillvärmekällorna. När värmeåtervinning faktiskt ska installeras i en station är detta något som i allra högsta grad påverkar den tekniska lösningen och därmed även kostnaden. Vattenkraftstationernas olika utseende och krav på speciella lösningar gör det svårt att kvantifiera detta förhållande mellan värmebehov och spillvärme, varför detta utelämnades från inventeringen. I avsnitt 3.3 undersöks om antalet turbinaggregat i en station kan påverka dess energibehov, vilket i viss mån kan tjänstgöra som förenkling av storlek och avstånd på en station. 4

13 Inledning Upplägg Detta arbete ska uppskatta potentialen i värmeåtervinning för Vattenfalls storskaliga vattenkraft. Att ta reda på den faktiska potentialen är en oerhört komplex uppgift som skulle kräva djupa detaljstudier på varje enskild station, vilket skulle vara tidskrävande men framförallt förknippat med höga kostnader. Istället väljs här att basera potentialen på en uppskattning som görs genom en modell, vilket gör att tid- och resursåtgången minskar avsevärt även om svårighetsgraden nödvändigtvis inte gör det. Just på grund av komplexiteten i uppgiften har målet varit att göra en så pass enkel modell för värmeåtervinningen som möjligt. Att försöka göra en avancerad modell med många olika inparametrar skulle antagligen öka osäkerheten i resultatet. Arbetet är indelat i följande tre delar: Spillvärme: här behandlas de olika källorna till spillvärme som går att använda i en vattenkraftstation. Det visas hur spillvärmemängden kan uppskattas, samt hur tidsvariationer hos denna kan beaktas. Detta ämnar till att så bra som möjligt göra en uppskattning av total tillgänglig spillvärme. Värmebehov: på motsvarande sätt som ovan beskrivet för spillvärme, visas här hur värmebehovet i en station kan uppskattas. Tidsvariationer förekommer självfallet även på behovssidan vilket också undersöks. Olika typer av värmekällor används idag inom vattenkraften och en genomgång av några vanliga görs. Till slut beskrivs de antaganden som görs för uppskattningen av det totala uppvärmningsbehovet. När dessa två parametrar jämförs stationsvis fås den teoretiska potentialen för värmeåtervinning, d.v.s. en potential som inte tagit hänsyn till kostnader eller tekniska begränsningar. Det är här som den sista delen kommer in som länken emellan de båda. Värmeåtervinningsteknik: här beskrivs sätt att distribuera och avge värme i en station. Begränsningar och principiella egenskaper för dessa sätt lyfts fram. En enkel ekonomisk kalkyl görs genom ett räkneexempel för att grovt visa vad värmeåtervinning kan kosta att installera. Observera att målet är att uppskatta den totala potentialen för värmeåtervinning. Detta innebär att det för en given station varken ska ske en noggrann bestämning av potentialen i just den stationen eller ge förslag på värmeåtervinningssystem för den stationen. Om det däremot beslutas att genomföra ett projekt som syftar till värmeåtervinning i en viss station, måste således en fördjupad studie utföras både vad gäller mängden värme som kan återvinnas och lämpliga system att använda. 5

14 Spillvärme 2. SPILLVÄRME Som tidigare nämnts i avgränsningarna kommer denna del att enbart fokusera på spillvärme från generatorer och krafttransformatorer. Mindre potentiella värmekällor som exempelvis lokalkrafttransformatorer har antagits försumbara i jämförelse och undersöks således inte närmare i detta arbete. Modellen bestämmer den tillgängliga spillvärmen enligt ekvation (2.1). E = ki, ( 2.1) i VÅ E f där E VÅ = tillgänglig spillvärme för ett värmeåtervinningssystem, E f = den totala energiförlusten från maskinen, k i = ett antal korrigeringsfaktorer som definieras avsnitt 2.3 och 2.4 nedan. Utifrån generatorns och transformatorns verkningsgrader uppskattas mängden spillvärme som avges från dem. Då denna värmemängd är den totala spillvärmen, måste de energimängder som beräknas justeras till en mängd, E VÅ, som är möjlig att återvinna i ett värmeåtervinningssystem. Spillvärmen relateras till den energi som är möjlig att återvinna via ett antal korrigerinsfaktorer. De korrigeringsfaktorer som har identifierats är på olika sätt kopplade till en reduktion av den potentiella värmemängden som är möjlig att återvinna. Konvektion: förluster som uppstår i generator och transformator övergår i princip helt till värmeenergi. För att hålla temperaturerna på sunda nivåer kyls därför dessa med hjälp av olika kylsystem, och det är från dessa system som värme kan återvinnas. Men värme kommer oundvikligen också att avges från generator och transformator genom konvektion till luft, genom strålningsvärme, samt genom oönskad ledning till intilliggande objekt. För generatorer, och transformatorer som är placerade inne i stationer, innebär detta en värmeåtervinning som redan utnyttjas. Den innebär ändå en minskning av den energimängd som kan återvinnas i ett nytt värmeåtervinningssystem, vilket beskrivs mer detaljerat i avsnitt 2.3 nedan. Tidsvariation: både på kort och på lång sikt måste ett behov finnas för den spillvärme som produceras. Om behovet inte finns kan värmeåtervinningssystemet ej användas som planerat, och energimängden måste bortföras på annat sätt. Detta innebär att värmeåtervinningssystemet inte kan nyttiggöra den tillgängliga spillvärmen och potentialen reduceras. Denna tidsvariation kan uppstå i olika tidsperspektiv: t.ex. under dygnet, veckan, eller under året. Detta tas upp i avsnitt 2.4 nedan. VÅ-systemverkningsgrad: beroende på utformningen av det system som ska återvinna spillvärmen, kommer systemet att få en viss verkningsgrad. Denna verkningsgrad är dels 6

15 Spillvärme beroende på tekniska begränsningar som gör att en viss mängd oundvikligen kommer att gå förlorad, och dels beroende på själva designen. T.ex. kan utformningen av systemet göras så att en konstant mängd värme (maximalt) används av värmeåtervinningssystemet, vilket innebär att de tillfällen när det finns mer spillenergi kommer den att gå till spillo. Olika tekniker för värmeåtervinnings beskrivs i avsnitt 4, och i avsnitt 6 beskrivs ett exempel på värmeåtervinningssystem vars egenskaper kan användas i modellen. 2.1 Spillvärme från transformator I flera stationer tillämpas värmeåtervinning av krafttransformatorns värmeförluster. Oljan i transformatorn kyls, antingen med luft eller med vatten, och spillvärmen används sedan till att förvärma tillluften som tas in i stationen Effektförlust i transformatorer Den effektförlust som avges från transformatorn kan delas upp i tomgångsförluster och belastningsförluster [8] enligt P = P + P, (2.2) f 0 b där P f = effektförlusten, P 0 = tomgångsförlusten, P b = belastningsförlusten. Tomgångsförlusterna kan sägas vara konstanta så länge som transformatorn går, och uppstår även när maskinen går obelastad. Belastningsförlusterna uppstår som namnet antyder då maskinen belastas. Belastningsförlusterna varierar med strömstyrkan och relateras till de belastningsförluster, P b,n, som uppstår vid märkdata. Då spänningen approximativt är konstant kan de istället antas vara beroende av uteffekten. 2 I P 2 ut P b = Pb,n Pb,n, (2.3) I n Put,n där Index n betecknar märkdata, I är strömstyrkan, och P ut är uteffekten. 7

16 Spillvärme Både tomgångsförluster och belastningsförluster kan brytas ner i olika mindre delar, men för detta resonemang räcker denna uppdelning. Vid leveransprov mäts förlusterna från transformatorn noggrant vid märkdata för att verifiera att garantivärden uppfylls. Med dessa data kända kan effektförlusten relateras till transformatorns uteffekt genom P 2 ut P f P0 + Pb,n. (2.4) Put,n Effektförlustens andel För att bestämma mängden spillvärme som avges från transformatorn kommer det vara nödvändigt att undersöka kvoten mellan effektförlusten och uteffekten. Med hjälp av ekvation (2.4) skrivs kvoten Pf P ut ( P P ) 2 P0 + Pb,n ut ut,n P P 0 b,n = = + P 2 ut. (2.5) Put Put Put,n Som ses i ekvation (2.5) utgörs kvoten av två termer. En som beror på uteffekten P ut som 1/x, och den andra termen som är linjärt beroende av uteffekten. Beroende på konstanterna (för en given transformator) märkeffekt, tomgångsförlust samt belastningsförlust, kommer de två termerna i högerled i ekvation (2.5) att få olika vikt på kvoten. Figur 1 illustrerar hur detta kan se ut för en transformator. 8

17 Spillvärme Andel förluster 1,0% 0,8% Förlustandel [%] 0,6% 0,4% 0,2% 0,0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Uteffekt [%] Figur 1: Förlusternas andel i förhållande till uteffekten för en transformator. [9] Figur 1, som är en visualisering av hur ekvation (2.5) kan se ut för transformatorer, visar att förlustandelen har ett minimum vid ca 35% uteffekt på kurvan. Detta minimum antar generellt värden kring ca 2/3 av den förlustandel som gäller vid märkdata (fullast), d.v.s. ca 0,42% i figur 1. Den faktiska storleken på förlustandelen är dock beroende av storleken på tomgångsförlusten och belastningsförlusten, vilka kan skilja sig något beroende på transformator. Utifrån detta görs approximationen att förlustandelen är åtminstone lika stor som 2/3 av den vid märkdata, d.v.s. Pf P ut 2 3 P0 + P P ut,n b,n = konst. (2.6) I de flesta fall är det inte en vanligt förekommande driftsituation att köra på 40% av transformatorns kapacitet, varför approximationen i ekvation (2.6) om något borde vara i underkant. 9

18 Spillvärme Energiförlust från transformatorer Den energi som avges från en transformator i form av värmeförluster fås genom att vid varje ögonblick summera storleken på värmeeffektförlusten, P f : Ef = Pf dt, ( 2.7) där E f är spillenergi. Det är för analysen önskvärt att relatera storleken på förlusten till uppmätta parametrar som finns att tillgå. Första steget blir att ta in transformatorns uteffekt i sambandet: Pf Ef = Putdt. (2.8) P ut Nu kan kvoten enligt ekvation (2.6), som är konstant, lyftas ut ur integralen, d.v.s. följande kan uttryckas: E f 2 P0 + P 3 P ut,n b,n P dt. (2.9) ut Det som blir kvar i integralen är den sammanlagda energimängd som produceras under en viss tid, exempelvis under ett år. Spillenergin från en transformator kan alltså beskrivas m.h.a. märkdata samt dess energiproduktion, t.ex. årliga, enligt: E f 2 P0 + Pb,n Eprod, (2.10) 3 P ut,n där E prod = producerad energi under en tidsperiod Fleraggregatstationer I stationer med flera aggregat och fler än en krafttransformator uppstår problem med ovanstående metodik. Vetskap krävs om dels de olika transformatorernas märkdata och dels hur den producerade energin fördelas per transformator. Däremot i stationer med bara en transformator, antingen till enbart ett aggregat eller gemensam för flera, uppstår inga problem med metodiken. Det blir det heller ej om flera 10

19 Spillvärme transformatorer och turbinaggregat finns i stationen, så länge som transformatorerna har identiska märkdata. Problemet uppstår alltså när en station har flera transformatorer med olika märkdata, och därmed olika förlustandelar. Problemet bottnar i att ingen komplett sammanställning av alla transformatorers märkdata har kunna göras. På grund av detta kommer en och samma förlustandel att användas för alla transformatorer, och därmed blir aggregatfördelningen ovidkommande för att beräkna spillvärmen från transformatorn. För att undvika att överskatta spillvärmemängden approximeras förlustandelen för alla transformatorer att vara något lägre än den som visas i figur 1 ovan: P P f ut 0,0025. (2.11) Stationens producerade energi under ett normalår kan sedan användas som parameter in i ekvation (2.10). 2.2 Spillvärme från generator Den största posten rent energimässigt för spillvärme återfinns i generatorn. Beroende på generatorns utformning och storlek finns det olika mycket spillvärme att återvinna. T.ex. i Messaure har beräkningar [10] visat att mellan kw spillvärme finns att återvinna från aggregat G2 som är på 145 MW. Detta är i storleksordningen 0,5 1% av uteffekten, vilket kan jämföras med att verkningsgraderna på generatorerna som används inom vattenkraften generellt ligger mellan 97,5 99%. [11] Naturligtvis är det inte tekniskt möjligt att återvinna all spillvärme, då en viss värmemängd alltid kommer att avges genom ledning till oönskade objekt samt genom strålning och konvektion. Generatorn kyls på flera sätt; det största kylbehovet tillgodoses genom kylning av stator, men kylning sker även av bär- och styrlager och vid magnetiseringen. Förutom dessa ställen som kyls, leds värme till intilliggande strukturer och avges till omgivningen. Den totala spillvärmemängden korrigeras för m.h.a. faktorer på det sätt beskrivet ovan, men det som beskrivs i detta avsnitt är en uppskattning av den totala spillvärmemängden från generatorerna i en station Effektförlust i generatorer Den effektförlust som avges från generatorn kan på liknande sätt som för transformatorn delas upp i tomgångsförluster och belastningsförluster enligt: P = P + P. (2.12) f 0 b Tomgångsförlusterna är approximativt konstanta så länge som generatorn går, och 11

20 Spillvärme belastningsförlusterna beror även i detta fall på strömstyrkan i kvadrat. Detta gör att samma resonemang och antaganden som görs i motsvarande avsnitt för transformatorn, avsnitt 2.1.1, kan göras här, vilket leder fram till att effektförlusten skrivs P 2 ut P f P0 + Pb,n. (2.13) Put,n Det som ekvation (2.13) innebär är att effektförlusten är beroende på de för en given generator konstanta parametrarna tomgångsförlust, belastningsförlust, samt märkeffekt. Vid drift ändras effektförlusten enbart med uteffekten Effektförlustens andel Då ekvation (2.13) ovan är identisk med motsvarande ekvation (2.3) i avsnittet för transformatorn, kommer följaktligen även kvoten av denna och uteffekten att vara lika, Pf P ut ( P P ) 2 P0 + Pb,n ut ut,n P P 0 b,n = = + P 2 ut. (2.14) Put Put Put,n Ekvation (2.14) är identisk med ekvation (2.5), som härleddes för transformatorn. Då en generator är helt skiljd i uppbyggnaden jämfört med transformatorn kommer storleken på effektförlusten vara annorlunda, och så även förhållandet mellan tomgångs- och belastningsförlust. Detta innebär att för generatorn kommer första och andra termen i ekvation (2.14) ovan att få olika vikt på kvoten jämfört med transformatorn. Figur 2 exemplifierar detta genom att illustrera hur det ser ut för generator G1 i Bergeforsen. 12

21 Spillvärme Andel förluster 10% Förlustandel [%] 5% 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Uteffekt [%] Figur 2: Förlusternas andel i förhållande till uteffekten för G1 i Bergeforsen. Figur 2, som är en visualisering av hur ekvation (2.14) kan se ut för en generator, visar att förlustandelen generellt faktiskt är som lägst vid märkdrift. Alltså, vid körning på dellast kommer andelen förluster i förhållande till uteffekten att vara minst lika stor som vid märklast. Detta kan uttryckas som Pf P ut P + P 0 P ut,n b,n = konst. (2.15) Det ska här också sägas att det finns ett fåtal aggregat som inte har det principiella utseende som det som visas i figur 2 för Bergeforsen G1. De aggregat det handlar om har en klart mindre tomgångsförlust än vanligt vilket innebär att andra termen i ekvation (2.14) får en större inverkan. Dessa har istället ett minimum någonstans i intervallet % av uteffekten, och ett utseende som kan jämföras med det som visas för transformatorn i figur 1 i avsnitt För dessa aggregat innebär ovanstående resonemang en viss approximation. Effekten av approximationen är dock inte speciellt stor, då det först och främst är få aggregat det handlar 13

22 Spillvärme om, och dels är inte differensen speciellt stor (maximalt ca 25%). Dessutom p.s.s. som för transformatorn är det ej särskilt troligt att aggregaten hela tiden körs på just förlustandelsminimum. Detta sammantaget gör att approximationen i ekvation (2.15) är relativt godtagbar Energiförlust från generatorer Energiförlusten beräknas på samma sätt som i avsnittet om transformatorer, men med skillnaden som beskrivs i avsnitt ovan och uttrycks i ekvation (2.15). Denna skillnad mellan resonemangen får utslag på energiförlusten, som för generatorn skrivs E f P0 + Pb,n Eprod. (2.16) P ut,n Fleraggregatstationer Den uppskattning av spillvärme från generator som görs i ekvation (2.16) använder aggregatets producerade energi som parameter. Då en stations produktion är olika från år till år beroende på tillrinningen till magasinen, är även ett enskilt aggregats produktion olika. Det som istället är lämpligt att använda är stationens normalårsproduktion. Normalårsproduktion är ett värde på hur mycket el som stationen producerar under ett normalår, d.v.s. ett genomsnitt baserat på tidigare år, och är en vedertagen parameter för att beskriva en stations energiproduktion. Problem uppstår då i stationer som har fler än ett aggregat, vilka dessutom är olika vad avser förlusternas andel av produktionen. Det är i dessa stationer intressant att veta hur de olika aggregaten körs i förhållande till varandra. I stationer med enbart ett aggregat innebär detta ingen praktisk skillnad; normalårsproduktionen för stationen är ju i de fallen densamma som det enda aggregatets producerade energi under normalåret. Ett antagande görs här att fördelningen mellan aggregaten är densamma över en längre tidsperiod, d.v.s. oavsett tillrinning. I bilaga 3 visas förlusterna för alla aggregat tillsammans med den genomsnittliga fördelningen över de senaste fem åren. Denna fördelning används sedan till att beräkna ett viktat medel på aggregatens förlustandelar, vilket sedan kan användas tillsammans med stationens normalårsproduktion för att beräkna spillvärmen i den stationen. Data från Harsprånget, enligt tabell 2, får exemplifiera metoden. I tabellen har de ingående värdena maskerats då informationen i bilagorna är exkluderade i den externa versionen av rapporten. 14

23 Spillvärme Tabell 2: Data från Harsprånget till underlag för viktat medelvärde på förlustandelen. Generator Maxeffekt [MW] Tomgångsförlust [kw] Belastningsförlust [kw] Magnetiseringsförlust [kw] Förlustandel [%] Aggregatfördelning [%] G1 xx xx xx xx 1,9% 9% G2 xx xx xx xx 1,7% 0% G3 xx xx xx xx 1,8% 13% G4 xx xx xx xx 1,2% 23% G5 xx xx xx xx 1,0% 55% I tabellen ovan listas även generatorernas magnetiseringsförlust (om uppmätt). Även den mäts vid leveransprov, och beroende på bl.a. rotorns utformning kommer olika andelar av magnetiseringsförlusten att sägas tillhöra tomgångsförlust respektive belastningsförlust. För att inte överskatta spillvärmemängden vid körning på dellast har hela magnetiseringsförlusten räknats med i belastningsförlusterna. Detta påverkar enligt ekvation (2.15) inte de faktiska värdena på förlustandelen i tabell 2 ovan. Det som däremot påverkas är utseendet på grafen i figur 2. Belastningsförlusten påverkar den andra termen i ekvation (2.14) och en större tyngd på den får till följd att kurvan tidigare kommer att börja växa linjärt mot uteffekten. Att belastningsförlusten konsekvent kan vara något överskattad innebär att sannolikheten att minimipunkter på förlustandelskurvan uppstår ökar. De konstaterade fall med kurvor med minimipunkter kan beroende på detta egentligen vara ännu färre. Detta styrker med andra ord den approximation som görs i ekvation (2.15). Harsprångets normalårsproduktion är 2131 GWh enligt bilaga 2. Den viktade förlustandelen för generatorerna beräknas till 1,9 0,09 + 1, ,8 0,13 + 1,2 0,23 + 1,0 0,55 = 1,2 %. (2.17) Ur detta fås att den totala spillvärmemängden från generatorerna i Harsprånget uppskattas till 26 GWh. För fleraggregatsstationer används alltså ett viktat värde på förlustandelen, beräknat på det sätt som beskrivs ovan. 2.3 Konvektion, strålning och icke önskad ledning De energimängder som beräknas enligt ovan ger en uppskattning på total spillvärme från transformator respektive generator. Hela mängden kommer dock inte att hamna i kylarna, och därmed vara tillgänglig för värmeåtervinning, utan en viss del kommer att avges på andra sätt. Det finns tre grundläggande principer för värmetransport: konvektion till omgivande luft, strålning mot omgivande ytor, samt ledning till omgivande strukturer. 15

24 Spillvärme För att beräkna tillgänglig värmemängd för värmeåtervinning måste den totala spillvärmemängden minskas med motsvarande energimängd Från transformator I en tidigare studie av kraftstationen Rebnis [3] undersöktes de konvektiva förlusterna från en krafttransformator. Transformatorns totala värmeöverskott under ett år beräknades till ca 850 MWh. Samtidigt var de konvektiva förlusterna från transformatorn i storleksordningen MWh. Detta utgjorde alltså ca 2 4% av de totala förlusterna från transformatorn. Strålningsförlusterna beräknades ej, vilket innebär att den högre delen i intervallet kan vara en säkrare uppskattning. Förluster som uppstår p.g.a. oönskad ledning tas inte upp, men antas försumbara då det i princip endast är neråt marken som det är möjligt. Transformatorn i den undersökningen är placerad utanför stationen och i ett bås utan tak. Detta gör att mer värme kommer att avges via konvektion, p.g.a. att den omgivande temperaturen kommer att variera med utomhustemperaturen, samt att vindens påverkan ökar värmetransporten. En transformator som är placerad inne i en station kommer att ha en mycket jämnare omgivning både temperaturmässigt och vindmässigt, och kan därför antas ha något mindre konvektions- och strålningsförluster. Den faktor som ska korrigera för konvektiva förluster från transformatorn uppskattas utifrån detta till k 0,96, ( 2.18) konv, trans = där k konv,trans = faktor som justerar ner spillvärmemängden från transformatorn p.g.a. konvektion och strålning. Uppskattningen innebär att 4% av spillenergin ej går att återvinna då den avgår på de sätt beskrivna ovan Från generator Vid uppmätning av förluster från en generator kan en kalorimetrisk metod användas. Metoden [11] går vanligtvis till så att generatorns topp och botten isoleras och temperaturgivare placeras runtom på dess sidor. Andra temperaturgivare placeras en bit ifrån för att kunna bestämma den spillvärmemängd som avges genom konvektion mot omgivningen. Slutligen mäts temperatur och flöde på kylvattenkretsen för att kunna bestämma energimängden som kyls bort. Andel av värmeförlusterna som avges genom konvektion vid dessa prov har storleksordningen 0,1 1% [11], med tyngdpunkt på den lägre delen av intervallet. Som beskrivet ovan är emellertid maskinen delvis isolerad vid dessa prov, varför andelen är mindre än vid normal drift. 16

25 Spillvärme Då inte hela generatorn isoleras vid dessa tester och konvektionsandelen är så pass liten, och temperaturen på en generator och transformator är relativt lika, görs antagandet att konvektionsförlusten från generatorn maximalt är densamma som för transformatorn. k 0,96. ( 2.19) konv, gen = där k konv,gen = faktor som justerar ner spillvärmemängden från generatorn p.g.a. konvektion och strålning. Uppskattningen innebär att 4% av spillenergin ej går att återvinna då den avgår till omgivningen. 2.4 Tidsvariation Den energimängd som beräknas på det sätt beskrivet i avsnitt 2.1 och 2.2 ovan är den totala över hela året. Det är intressant att undersöka hur spillvärmetillgången ändras med tiden. En överensstämmelse mellan spillvärme och värmebehov är önskvärd, även om totalt sett värmebehovet ser ut att kunna täckas. Då både spillvärmen från transformator och generator är korrelerad till den aktuella elproduktionen, undersöks denna ur såväl långt som kort tidsperspektiv Variation över året Sett över året varierar elproduktionen och följaktligen även spillvärmeproduktionen. Figur 3 visar hur Vattenfalls totala elproduktion från vattenkraft varierar över året. Uppgifterna [12] bygger på simuleringar enligt Samkörningsmodellen, som är ett analysverktyg som används av Vattenfall Elproduktion Produktionsledning för att optimera kraftsystemet i Norden på årsoch flerårsbasis. Modellen är baserad på information om tillrinningen de senaste 50 åren och resultatet blir ett medelvärde av dessa. 17

26 Spillvärme Månadsmedel elproduktion Energi [GWh] Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Figur 3: Totala elproduktionen baserat på simuleringsmodell. [12] Även om dessa siffror naturligtvis kan se annorlunda ut år från år, visar figuren att i medeltal produceras det mera energi under vintermånaderna än under övriga månader. Variationen är inte drastisk, men så mycket som 20 25% mer energi produceras under vintermånaderna november, december, och januari jämfört med andra månader. I [3] beräknades årsvärmebehovet till ca 460 MWh. Värmeåtervinning från transformatorn undersöktes och resultatet visade att 270 MWh kunde förses med spillvärme från transformatorn. Detta av dess totala spillvärmemängd på ca 850 GWh. Andelen som kunde återvinnas var alltså 270/850 = 32%. Den största delen spillvärme som inte kunde återvinnas uppstod sommartid, då stationens värmebehov var i det närmaste noll, och kan därmed sägas vara relaterad till årsvariationen. En mindre del av den spillenergi som ej kunde nyttiggöras relateras till korttidsvariationer. De gick dock inte att särskilja från årsvariationen; därför uppskattas tidsvariationen totalt sett över året, både lång- och kortsiktig, i en och samma parameter. Utifrån ovanstående uppskattas en parameter för både lång- och korttidsvariation: k tid = 0,3, (2.20) där k tid = faktor som justerar spillvärmemängden p.g.a. ej matchat behov med spillvärmetillgång. 18

27 Spillvärme Då denna uppskattning bygger på den producerade energimängden i stationen kommer denna faktor att vara densamma för både transformator och generator, eftersom modellen också baserar spillvärmen från dem på producerad energi. Uppskattningen innebär att så mycket som 70% av spillvärmen inte går att återvinna p.g.a. skillnaderna mellan värmebehov och tillgänglig spillvärme. Detta är en faktor som kan variera mycket beroende på station, vilket alltså innebär en ganska stor osäkerhet i modellen. Uppskattningen är gjord utifrån underlaget ovan och anses godtagbar som riktlinje för uppskattningen Variation över dygnet Variationen i produktion över dygnet är svår att generalisera. Dels ser dagarna olika ut beroende på säsong och årstid på året, och dels beror det på att olika stationer har olika körstrategier. I figur 4 presenteras en graf över timmedelvärden för Vattenfalls elproduktion från vattenkraft under åren Timmedel elproduktion Energi [MWh] Timme Figur 4: Timmedelvärden för elproduktionen åren [12] I figuren syns tydligt, trots eventuella skillnader i körstrategier och årstidsförändringar, hur elproduktionen minskar under natten. Dagtid är energiproduktionen relativt jämn, även om två toppar kan skönjas. En topp vid lunchtid runt kl , och senare en topp vid middagstid ungefär runt kl

28 Spillvärme Inverkan av dygnsvariationen bör vara mindre än årsvariationen. Sett under året kan värmebehovet sommartid sjunka till i princip noll, vilket är en mycket stor skillnad mot t.ex. medelbehovet. Under dygnet kan värmebehovet ändras så att mer värme behövs nattetid än dagtid, men skillnaden dem emellan bör vara mindre än i det förra fallet. Båda fallen täcks dock in i resonemanget i avsnittet ovan om årsvariationer. 2.5 Summering av spillvärme En sammanfattning av ovanstående avsnitt visar hur spillvärmemängden kan uppskattas: E VÅ = k k E + k k E. (2.21) konv,trans tid,trans f,trans konv,gen tid,gen f,gen Här har index trans och gen lagts till för att skilja på spillvärme från transformator respektive generator. Spillvärmen från transformator, E f,trans, och från generator, E f,gen, beräknas utifrån ekvation (2.10) respektive ekvation (2.16) ovan. Tidsvariationen är densamma för både transformator och generator, vilket gör att sambandet kan förenklas till E VÅ tid ( k E + k E ) = k. (2.22) konv,trans f,trans konv,gen f,gen I tabell 3 nedan visas de olika faktorernas värde. Tabell 3: De olika korrigeringsfaktorernas värden för uppskattning av tillgänglig spillvärme. Korrigeringsfaktor Värde k tid 0,3 k konv,trans 0,96 k konv,gen 0,96 20

29 Värmebehov 3. VÄRMEBEHOV Då målet med studien är att uppskatta en potentiell minskning av lokalkraftförbrukning inom vattenkraften, relateras i modellen en stations värmebehov till dess lokalkraftanvändning. I modellen uppskattas en stations värmebehov med ekvation (3.1): E = ki. ( 3.1) i behov E lokal där E behov = årsbehovet av värme i en station, E lokal = stationens totala årliga lokalkraftförbrukning, k i = ett antal korrigeringsfaktorer som definieras avsnitt 3.1, 3.2, och 3.4 nedan. Följande saker utgör de faktorer som ska reducera lokalkraftbehovet i en station till en uppskattning av uppvärmningsbehovet. Energiåtgång damm: Detta är ett antagande som gjorts för att kunna generalisera en stations energianvändning. Antagandet bygger på att en viss andel av en stations energiförbrukning går till dammen med dess olika förbrukare. Beskrivs mer detaljerat i avsnitt 3.1. Energiåtgång övrigt i station: Detta är ett antagande på liknande sätt som det om dammen ovan. Av den energimängd som inte går till dammen enligt ovan, går en viss del till uppvärmning och resterande del till övrig elförbrukning. Beskrivs mer detaljerat i avsnitt 3.2. Stationsparameter: Eftersom vattenkraftstationer kan vara utformade på olika sätt, kan skillnader förekomma mellan olika typer av stationer. Exempel på detta kan vara ovanjordsstationer kontra underjordsstationer, eller stationer som har transformatorn placerad inne i stationen kontra de som har den utanför. Dessa två saker undersöks i avsnitt 3.3 nedan. Befintligt värmeåtervinningssystem: I stationer där ett befintligt värmeåtervinningssystem finns bör uppvärmningsbehovet självfallet vara mindre än om ett sådant inte fanns. Denna faktor ska korrigera ned värmebehovet för stationer som har befintlig värmeåtervinning. I avsnitt 3.4 tas detta upp. Tidsvariationer: Värmebehovet ändras liksom spillvärmetillgången över tiden. Att behovet ändras över tiden innebär inte att den totala mängden ändras; ett värmebehov måste uppfyllas oavsett när det uppstår. Detta påverkar således inte årsvärmebehovet i en station, men kan ändå vara viktigt att ha en uppfattning om. Detta tas upp i avsnitt Energiåtgång damm Strategin för att uppskatta värmebehovet utgår från den statistik över lokalkraftförbrukningen som finns för varje station, för att kunna uppskatta hur mycket av denna som används för just stationsuppvärmning. 21