Kylvattenvärme från kärnkraft i fjärrvärmesystem

Transkript

1 Kylvattenvärme från kärnkraft i fjärrvärmesystem Etapp 1 Kärnkraftsanläggningen Elforsk rapport 11:53 Daniel Welander och Tom Sandberg November 2010

2 Kylvattenvärme från kärnkraft i fjärrvärmesystem Etapp 1 studie av kärnkraftsanläggningen Elforsk rapport 11:53 Daniel Welander och Tom Sandberg November 2010

3

4 Förord Elforsks programråd för Kärnkraftsfrågor har lyft fram möjligheterna att nyttja kylvattenvärme från framtida kärnkraftverk som en viktig fråga, speciellt med tanke på kommande tillståndsärenden. Föreliggande studie har därför genomförts av Vattenfall Power Consultant AB på uppdrag av Elforsk. Daniel Welander har varit projektledare med stöd från Tom Sandberg, Claes Göran Andersson och Lars Dahllöf, samtliga från Vattenfall Power Consultant. Inom området har också en övergripande systemstudie genomförts, se Elforskrapport nr 11:54. Projektet har följts av en styrgrupp med följande deltagare: Harri Tuomisto och Göran Hult Fortum Power, Jan-Erik Lindbäck Vattenfall AB, Inge Pierre, Svensk Energi, Tord Granhäll, E.ON Kärnkraft Sverige och Lars Wrangensten, Elforsk. Elforsk tackar styrgruppen för värdefulla råd och synpunkter. Stockholm i november 2010 Lars Wrangensten Elforsk AB Programområde Kärnkraft

5 Sammanfattning I föreliggande rapport värderas möjligheten att anpassa eventuella nya kärnkraftverk för fjärrvärmeleverans till närliggande fjärrvärmenät. I det ingår att ta fram tekniska konceptlösningar för avtappningar från turbinen och beräkna värmebalanser för att undersöka anläggningens prestanda vid samtidig eloch värmeproduktion, samt bedöma dess påverkan på elproduktionskostnaden. Studien behandlar alltså inte de delar av ett fjärrvärmeproduktionssystem som ligger utanför kärnkraftsanläggningen, såsom rörledningar, tunnlar, pumpar, fjärrvärmenät etc. Studien omfattar dels en tryckvattenreaktor (PWR), Arevas reaktordesign EPR, dels en kokarvattenreaktor (BWR), GE-Hitachis reaktordesign ESBWR. Förutsättningar och turbinberäkningar Två fall för maximalt värmeuttag studeras, 1000 MW och 1500 MW, och två fall för framledningstemperaturer, 95 C och 130 C, tillsammans med 60 C returtemperatur. Turbinens prestanda vid samtidig el- och värmeproduktion har beräknats med hjälp av simuleringsprogram och resultaten visas i figuren nedan. Elproduktionsminskning som funktion av fjärrvärmeuttag, PWR 0 Minskad elproduktion [MW] Max 1000 MW värme,t=130 C Max 1000 MW värme,t=95 C Max 1500 MW värme,t=130 C Max 1500 MW värme,t=95 C Värmeproduktion [MW] Figur 0-1. Elproduktion som funktion av fjärrvärmeuttag för PWR. Som väntat framgår det att det är mer gynnsamt ur elproduktionssynpunkt att ta ut fjärrvärme vid 95 C än 130 C. Resultatet blir sämre långt utanför turbinens utläggningspunkter, vilket givetvis påverkar hur turbinen lämpligen designas. Dock inte i så stor utsträckning att det förhindrar varierad värmeproduktion. Detta visar sig också genom att en turbin som har optimerats för ett mindre värmeproduktionsområde ger bättre resultat, men inte i dramatisk utsträckning. Resultaten för BWR är mycket lika. Storstockholms potentiella värmelast används som referenslastkurva med 12 TWh total årlig värmekonsumtion. Högsta månadsmedel är ca 2600 MW och lägsta ca 500 MW. Värmeproduktionen antas följa månadsmedel upp till

6 studerat värmeuttag. I nedanstående figur har resultaten överförts till hur produktionen skulle se ut över året för studiefallet max 1000 MW värmeproduktion. El- och värmeproduktion, max 1000 MW värmeproduktion Värmelast, Storstockholm Värmeproduktion Elproduktion, T=95 C Elproduktion, T=130 C 2000 MW Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Månad Figur 0-2. Årlig el- och värmeproduktion för ett potentiellt Storstockholm, maximalt 1000 MW värmeproduktion. Investeringsbedömning och elproduktionskostnad De tillkommande kostnaderna för att möjliggöra samtidig el- och värmeproduktion i ett potentiellt nytt kärnkraftverk uppskattades till 625 miljoner SEK för värmeproduktion upp till 1000 MW och 806 miljoner SEK för värmeproduktion upp till 1500 MW. I kalkylen för att jämföra elproduktionskostnad används en kalkylränta på 6 %, en avskrivningstid på 40 år, samt 50 miljarder SEK som investeringskostnad för en ny kärnkraftsanläggning. Utifrån kalkylparametrar och investeringskostnad enligt ovan, tillsammans med turbinprestanda enligt simuleringarna, beräknas elproduktionskostnaden för samtidig el- och värmeproduktion. I Figur 0-3 visas elproduktionskostanden för de fyra studiefallen, samt för en anläggning utan värmeproduktion. Som visas i figuren är elproduktionskostnaden lägre med värmeproduktion i samtliga studiefall och för hela det värmekrediteringsområde som studerats, jämfört med elproduktionskostnaden utan värmeproduktion.

7 Elproduktionskostnad för olika studiefall, r=6% 40 Elproduktionskostnad [öre/kwh] Utan värmeproduktion Max 1000 MW värme, T=130 C Max 1000 MW värme, T=95 C Max 1500 MW värme, T=130 C Max 1500 MW värme, T=95 C Värmekreditering [öre/kwh] Figur 0-3. Elproduktionskostnad för de 4 olika studiefallen med kalkylränta 6 %. Slutsatser Studien visar fördelaktiga resultat för värmeproduktion i en eventuell framtida kärnkraftsanläggning. Under de förutsättningar som studerats kan anläggningen producera mellan 7 och 10 gånger mer värme än vad som förloras i el. Detta innebär en totalverkningsgrad upp mot 66 %, brutto, att jämföra med ca 38 % vid normal kondensdrift. Det är dock svårt att jämföra värdet av el och värme. Beräkningarna har också visat fördelaktiga resultat för varierad last, vilket är viktigt då efterfrågan på fjärrvärme varierar stort över året. Turbinens prestanda försämras alltså endast i relativt liten utsträckning då turbinen körs utanför dess designpunkt. Framledningstemperaturen visar sig ha stor påverkan på turbinens resultat. Det är följaktligen viktigt att ha så låg framledningstemperatur som möjligt för att få bra prestanda i turbinen vid samtidig el- och värmeproduktion. Vidare kan det konstateras att den ökade investeringskostnaden för att möjliggöra samtidig el- och värmeproduktion är en liten andel i kalkylen. En försiktig slutsats kan därför vara att det är viktigare att nå turbinens mest optimala driftprestanda än den enklaste lösningen som ger lägst investeringskostnad. Inga slutsatser kan dock dras för hur attraktivt det är att leverera fjärrvärme ifrån ett kärnkraftverk eftersom endast en mindre del av det system som skulle krävas har analyserats i denna studie.

8 Summary In this report the possibility to design a potentially new nuclear power plant for district heat production is examined. The study includes designing technical concepts for heat production and calculating heat balances to analyze the plant s performance with combined heat and power production. Also, how combined heat and power generation effect the plant s levelised energy cost are studied. The parts of the district heating system outside the nuclear power plant, such as pipelines, tunnels, pumps and district heating network, is not included in the study. The results are calculated for a Pressurized Water Reactor (PWR), using the Areva design EPR, and a Boiling Water Reactor (BWR), using the GE-Hitachi design ESBWR. Prerequisites and turbine simulations Two study cases for maximum heat generation is studied, 1000 MW and 1500 MW. Also, two water temperature cases are studied, 95 C and 130 C. 60 C returning water temperature applies in both cases. A simulation program is used to calculate the turbine performance when generating both heat and power. The results for a PWR are shown in Figure 0-4. Decreased electricity production vs heat production, PWR 0 Decreased electricity production [MW] Max 1000 MW heat,t=130 C Max 1000 MW heat,t=95 C Max 1500 MW heat,t=130 C Max 1500 MW heat,t=95 C Heat production [MW] Figure 0-4. Electricity versus heat generation for PWR. As expected, the calculations show more favourable turbine performance results for the lower water temperature case of 95 C. The difference between the MW and the MW cases is, at the most, approximately 6 MW less electricity production. The performance decreases when operating outside the turbine design point, which of course influences the optimum turbine design. Nevertheless, the results show that the plant can be operated within a wide range outside the design point, still with good performance. This is also shown as the study case

9 with a more narrow range of heat generation ( MW) gives only slightly better results. The conclusion from the above is that there seem to be a potential for even larger heat production, still with good results. The simulations show similar results for BWR. The combined district heating potential in the Stockholm area has been used as reference load curve, with an annual heat consumption of 12 TWh, a maximum monthly average of 2600 MW and a minimum of 500 MW. The heat generation from the plant is assumed to follow the monthly average heat demand up to the maximum heat generation. In Figure 0-5, the results are transferred to yearly production for the lower heat case Electricity and heat generation, max 1000 MW heat production Heat load, Stockholm Heat production Electricity production, T=95 C Electricity production, T=130 C 2000 MW Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Month Figure 0-5. Annual electricity and heat generation, study case maximum 1000 MW heat generation. Investment calculation and levelised energy cost The additional costs for combined heat and power generation, compared with only power generation, in a new nuclear power plant was estimated to 625 Million SEK for a plant with maximum 1000 MW heat generation and 806 Million SEK for a plant with maximum 1500 MW heat generation. The levelised energy costs for combined heat and power generation are derived out of the investment cost above, the parameters listed in Table 0-1 and the results from the turbine simulations.

10 Table 0-1. Input to calculations. Interest: 6 % Depreciation period: 40 years Investment, new NPP: 50 billion SEK Cost for operation & 11 öre/kwh,electricity maintenance, new NPP: Fuel costs, new NPP 2,4 öre/kwh,electricity Heat income: öre/mwh,heat, öre/mwh for sensitivity analysis Operating time: 8030 h/year, outage in July Nominal electricity 14,06 TWh production (without heat): The results from the calculations are shown in Figure 0-7, which also shows the cost for a plant without heat generation as a reference. 40 Electricity generation cost for different study cases, r=6% Electricity generation cost [öre/kwh] No heat generation Max 1000 MW heat, T=130 C Max 1000 MW heat, T=95 C Max 1500 MW heat, T=130 C Max 1500 MW heat, T=95 C Heat income [öre/kwh] Figure 0-7. Levelised electricity generation costs for 4 different study cases with 6 % interest. With a heat income between öre/kwh the electricity generation costs for the most favourable alternative is between 23 % and 51 % lower compared to the costs for the nominal case without heat generation. The investment cost for heat generation is difficult to determine, thus a slightly uncertain factor, but its effect on the electricity generation costs is very low. This can be concluded as the results for all four cases of combined heat and power generation are better than the nominal case, even for low a heat income. Conclusions The study shows favourable results for heat generation from a potential future nuclear power plant. The plant can generate between 7-10 times more heat than what is lost in electricity, which gives a gross total efficiency of around 66 % compared to approximately 38 % for a normal plant. However, the value of heat should not be directly compared with the value of power.

11 The calculations also show good load following capabilities, as the calculations show good turbine performance also when operating outside the design point. This is important as the heat demand vary significantly over the year. The water temperature appears to affect the turbine results greatly. Consequently, from the turbine performance point of view, it is favourable to generate as low water temperature as possible. The investment cost for heat generation constitutes a small part of the electricity generation costs. Thus it can be concluded that it is more important to develop a turbine with optimal operational performance, rather aiming at reduced investment costs. Finally, no conclusions can be drawn from this study of the general profitability of district heating distribution from nuclear power plants, as this study only evaluate a small part of the district heating system. Pipelines, tunnel construction and pumping energy to transport the heating water to appropriate district heating networks would be costly. Also, it would probably require large investments in the receiving district heating network, such as expansion and changed control capacity. Apart from this, such large heating source as a nuclear power plant would have to be very competitive to drive a large part of current district heating production out of the market.

12 Innehåll 1 Inledning 1 2 Sammanfattning av tidigare Studier Fjärrvärme från Forsmark, Ringhals miljöprövning. Utnyttjande av överskottsvärme från Ringhals 3 och 4, Värmeavtappning från Forsmark 3, Nuclear Energy District Heating, Studiens förutsättningar Referenslastkurva Temperaturer Turbinstudie Förutsättningar för simuleringar Modellering Turbinmodellering efter referensvärmebalans Utläggning av avtappningar Mottrycksturbin Indata till turbinmodell för PWR-reaktor Anpassning av och indata till turbinmodell för BWR-reaktor Analys av hur säkerheten påverkas Resultat Diskussion Ekonomisk analys Investeringsbedömning Påverkan på anläggningens elproduktionskostnad Beräkningsmodell Förutsättningar för beräkningar Resultat Slutsats 22 Bilagor Bilaga 1. Referensvärmebalans för PWR. Alstoms Arabelleturbin anpassad för EPR. Bilaga 2. Referensvärmebalans för BWR. Turbin från GE-Hitachis reaktordesign ESBWR. Bilaga 3. Bilaga 5. Värmebalans för PWR, 1500 MW fjärrvärmeproduktion och 130 C vattentemperatur. Bilaga 4. Värmebalans för BWR, 1500 MW fjärrvärmeproduktion och 130 C vattentemperatur. Bilaga 5. Resultat från turbinsimuleringar i tabellform.

13 1 Inledning Elforsks programråd för kärnkraftsfrågor har lyft fram möjligheterna att nyttja kylvattenvärme från framtida kärnkraftverk som en viktig fråga, speciellt med tanke på eventuellt kommande tillståndsärenden. Frågan om att tillvarata värmen i kylvattnet från exempelvis Forsmarks kärnkraftverk har utretts tidigare men fallit bland annat på för höga investeringskostnader för en hetvattenledning. Tekniskt kan nya kärnkraftverk förberedas för värmeproduktion redan från början genom avtappning av ånga från ångturbinen och efterföljande fjärrvärmekondensor. Värmeproduktion sker då på bekostnad av mindre elproduktion. Systemmässigt skulle värmeproduktionen kunna innebära minskad miljöbelastning genom att dagens fjärrvärmeproduktionsanläggningar i aktuellt fjärrvärmenät bara skulle behöva användas som reserv och spets. Mot denna bakgrund skall föreliggande turbinstudie värdera möjligheten att anpassa eventuella nya kärnkraftverk för produktion av fjärrvärme. I det ingår att ta fram tekniska konceptlösningar för avtappningar från turbinen och beräkna värmebalanser för att undersöka anläggningens produktionsförmåga vid samtidig el- och värmeproduktion, samt bedöma dess påverkan på elproduktionskostnaden. Studien behandlar alltså inte de delar av fjärrvärmeproduktionssystemet som ligger utanför kärnkraftsanläggningen, såsom rörledningar, tunnlar, pumpar, fjärrvärmenät etc. Flertalet parametrar som används i studien, t.ex. lämplig värmelast och framledningstemperatur, påverkas av dessa faktorer. Antaganden har därför gjorts för parametrar som kräver optimering av faktorer utanför studiens omfattning. Studien omfattar dels en tryckvattenreaktor, Arevas reaktordesign EPR, dels en kokarvattenreaktor, GE-Hitachis reaktordesign ESBWR. 1

14 2 Sammanfattning av tidigare Studier I detta kapitel sammanfattas tidigare genomförda studier. 2.1 Fjärrvärme från Forsmark, genomförde Stoseb och Vattenfall en utförlig studie av möjligheterna att komplettera Forsmark 3 med fjärrvärmeproduktion och hetvattenledning till Storstockholms fjärrvärmenät. Forsmark 3 är en kokarvattenreaktor som då producerade 1050 MW el. Alternativ med 1700 MW 2000 MW värmeuttag studerades. Värmen skulle överföras till Storstockholms fjärrvärmenät genom 185 km långa rörledningar. Projektet bedömdes kräva 7,5 år från start till dess att systemet var redo för testkörning. Nedan följer en kort sammanfattning av rapporten. Värmetransport För att överföra värme från Forsmark till Storstockholm krävs ett ledningssystem om totalt 185 km, medan sträckan mellan Forsmark och första anslutningspunkten i Storstockholm blir 120 km. Varmvattnet värms upp till en maximal temperatur av 160 C med en returtemperatur på 65 C. För 1700 MW värmeuttag beräknas rördiametern till 1400 mm, medan den för 2000 MW värmeuttag beräknas till 1500 mm, vilket resulterar i att hetvattnet får hastigheten 5 m/s. Rörledningarna designas för 25 bar. Så stora dimensioner och så långa rörledningar har vid tidpunkten för studien inte konstruerats tidigare. Pumpstationer placeras i Forsmark och Stockholmsområdet, samt vid fyra positioner utmed rörledningen. Värmen överförs till fjärrvärmenätet genom tio värmeväxlarcentraler utspridda över nätet. Omkring 1/3 av rörledningen förläggs i en tunnel och 2/3 i en kulvert. Kostnaderna för värmeöverföringen uppskattas till 3050 MSEK för systemet med 1700 MW värmeöverföring och 3300 MSEK för systemet med 2000 MW värmeöverföring. Detta inkluderar kostnader för tunnel och kulvert, pumpstationer och värmeöverföringsterminaler. Kostnader för årlig drift och underhåll uppskattas till 0,5 % av investeringskostnaden för värmeöverföringssystemet. Detta inkluderar inte drift- och underhållskostnader för pumpar, vilka antas kräva 2 % av kostnaderna för värmeöverföringssystemet. Vidare beräknas pumpstationerna kräva ca 0,4 TWh el årligen. Kostnaderna ges i 1980 års penningvärde. Värmeväxlare finns Forsmark, i varje anslutningspunkt i Storstockholm, samt hos varje abonnent. Dessa tre barriärnivåer mellan den radioaktiva ångkretsen i Forsmark och husens värmesystem bedöms tillräckligt. Värmeavtappning Två tekniska lösningar för ombyggnad av Forsmark 3 studerades, direktavtappning från huvudångledningen och mottrycksturbin. 2

15 Direktavtappning Det kalla returvattnet från fjärrvärmenätet värms upp i värmeväxlare av färskånga som leds direkt från reaktorn till värmeväxlarna. Med 2000 MW värmeproduktion produceras samtidigt 300 MW el, istället för normalt 1050 MW vid full kondensdrift, dvs. utan värmeproduktion. För investeringen uppskattas kostnaden till 900 MSEK med en årlig kostnad på 20 MSEK för drift och underhåll. Kostnaderna ges i 1980 års penningvärde. Mottrycksturbin I detta alternativ kompletteras kondensturbinen med en mottrycksturbin. Uppvärmningen av fjärrvärmevattnet sker genom avtappningar i tre steg från mottrycksturbinen. Mottrycksturbinen består av en högtrycksdel och två lågtrycksdelar och förutsätts dimensionerad för en värmeproduktion av 2000 MW värme, vilket medför en elproduktionskapacitet av ca 500 MW el. Den principiella utformningen påverkas inte då fjärrvärmeproduktionen ligger inom intervallet MW värme. Driften av kondensturbinen påverkas dock av vilken kapacitet som mottrycksturbinen har. Vid det lägre värdet 1700 MW värme kan kondensturbinen drivas samtidigt med mottrycksturbinen. Investeringskostnaden uppskattas till 1500 MSEK med en årlig kostnad på 35 MSEK för drift och underhåll. Kostnaderna ges i 1980 års penningvärde. 2.2 Ringhals miljöprövning. Utnyttjande av överskottsvärme från Ringhals 3 och 4, 2004 Rapporten är en studie av möjligheten att utvinna värme från Ringhals kärnkraftverk och överföra värmen till Göteborgs fjärrvärmenät MW värme extraheras från Ringhals 3 och 4 och överförs till fjärrvärmenätet genom 85 km långa rörledningar. Utgångspunkt för studien är att 500 MW värme tas ut från Ringhals 3, som då hade 2783 MW termisk effekt. Ringhals 3 är en PWR med två turbiner. Om även Ringhals 4, som är identisk med Ringhals 3, inkluderas kan ytterligare 500 MW värme tas ut. Som maximal framledningstemperatur används 150 C. Två koncept studeras, enstegsavtappning och trestegsavtappning. Enstegsavtappning innebär att returvattnet från fjärrvärmenätet värms upp i en värmeväxlare av ånga som tappas av efter högtrycksturbinen. Vardera av de två turbinerna genererar 250 MW värme och antas ge 50 MW mindre elproduktion. Med trestegsavtappning tappas ånga i tre steg, med en avtappning mellan högtrycksturbinen och lågtrycksturbinerna och två avtappningar från lågtrycksturbinerna. 250 MW värme genereras från varje turbinsträng, vilket antas ge 44 MW minskad elproduktion. I rapporten ingår också ett resonemang kring säkerhetsaspekten med slutsatsen att de nödvändiga anläggningsändringarna inte skulle inverka på anläggningens säkerhet. 3

16 2.3 Värmeavtappning från Forsmark 3, 2007 Studien har utförts av Vattenfall Power Consultant. I rapporten ingår att studera lösningar för att utvinna värme från Forsmark 3. Referensanläggning är effekthöjd Forsmark 3, 125 %, vilket innebär 1414 MW generatoreffekt. Returvattnet från fjärrvärmenätet värms i tre steg av ånga, en avtappning efter högtrycksturbinen och två avtappningar från lågtrycksturbinerna. Framledningstemperatur och returtemperatur är 168 C och 65 C. Med 525 MW värmeproduktion beräknas anläggningen generera ungefär 1295 MW el. Uppskattad investeringskostnad för värmeanläggningen är 553 MSEK. 2.4 Nuclear Energy District Heating, 2008 Studien genomfördes av Vattenfall Power Consultant. I rapporten studerades värmeavtappning från en ny reaktor, 4500 MW termisk och 1660 MW nettoeffekt el. Turbinen består av en högtrycksturbin och tre lågtrycksturbiner. Ett utbyggt Storstockholms fjärrvärmenät används som referenslastkurva. I rapporten följer turbinens värmeproduktion referenslastkurvans månadsmedel, men med tre olika fall för maximalt värmeuttag; 1200 MW värmeuttag, 2000 MW värmeuttag, samt upp till referenslastkurvans maximala månadsmedel, 2600 MW värmeuttag. Två framledningstemperaturer från anläggningen studerades, 120 C och 165 C, samt 60 C returtemperatur. Ånga tas ut från anläggningen i tre steg; en avtappning efter högtrycksturbinen och två från lågtrycksturbinerna. Två veckors revisionsavställningar i juni antas i studien. I Tabell 2-1 nedan presenteras resultatet från studiens turbinberäkningar. Förlorad-el-till-värme-ratio definieras som förlorad el genom producerad värme. Tabell 2-1. Resultat från turbinberäkningar. Studiefall Fall A, 1200 MW värme. T=120 Fall A, 1200 MW värme. T=165 Fall B, 2000 MW värme. T=120 Fall B, 2000 MW värme. T=165 Fall C, upp till nätets värmelast. T=120 Fall C, upp till nätets värmelast. T=165 El [TWh] Värme Årligt förlorad-eltill-värme-ratio [TWh] 12, ,18 12, , ,26 11, ,30 11, , ,32 4

17 3 Studiens förutsättningar I ett system med fjärrvärmeproduktion från kärnkraft ingår, förutom turbinen, rörledningar, tunnlar, pumpstationer, värmeöverföringsstationer, mottagande fjärrvärmenät m.m. Flertalet val som påverkar utformning av turbinen och turbinens prestanda är i hög grad beroende av systemets utformning i övrigt. Exempelvis bestäms val av lämpligt värmeuttag också av rördimensioner och pumpeffekt, samt inte minst det mottagande fjärrvärmenätets behov och utformning. Eftersom studien endast behandlar kärnkraftsanläggningen kan inte fjärrvärmeproduktionssystemet med turbin, värmeöverföring och mottagande fjärrvärmenät optimeras. Därför måste istället antaganden göras för faktorer som påverkas av delar som inte behandlas i denna studie. Studiens förutsättningar har tagits fram i samråd med styrgruppen. 3.1 Referenslastkurva Referenslastkurva används för att ta fram årlig turbinprestanda och påverkan på anläggningens elproduktionskostnad. För att genomföra en stor investering med fjärrvärme från kärnkraft behövs en lämplig mottagare, vilket bl.a. innebär ett stort fjärrvärmenät som kan ta emot en stor värmelast. Storstockholms potentiella värmelast används som referenslastkurva, se Figur 3-1, då det är ett stort fjärrvärmenät och för att data finns tillgänglig. Studien Öppnade fjärrvärmenät i Storstockholm 1 har använts som underlag. Total årlig värmekonsumtion är 12 TWh, högst månadsmedel är ca 2600 MW under vintern och lägst ca 500 MW under sommaren. Effekt och energi i fjärrvärmenät motsvarande 12 TWh/år Effektkurva baserad på uteluftens månadsmedelvärden Varaktighetskurva 3500 Värmeeffekt [MW] jan feb mar nov dec 1500 apr okt maj jun jul aug sep Varaktighet [h/år] Figur 3-1. Värmelast för ett sammanbyggt Storstockholms fjärrvärmenät. I figuren visas dels månadsmedel, dels varaktighetskurva. 1 Dahlrot, B., Öppnade fjärrvärmenät i Storstockholm 5

18 Två fall för maximalt värmeuttag studeras, 1000 MW och 1500 MW. Värmeproduktionen antas följa månadsmedel upp till studerat värmeuttag. 3.2 Temperaturer I Figur 3-2 visas hur ett fjärrvärmenäts temperaturer normalt varierar över året. Data är hämtade från Öppnade fjärrvärmenät i Storstockholm 2. Figuren visar att baslast i nätet ligger på ca 75 C och spetslast kring 110 C, medan returtemperaturen varierar mellan C. FV-temperatur och Storstockholms värmelast Framledningstemperatur Returtemperature Utetemperatur Temperatur [ C] Varaktighet [h/år] Figur 3-2. Temperatur i fjärrvärmenätet som funktion av årets timmar och utomhustemperatur. Framlednings- och returtemperaturer är mycket viktiga parametrar för turbinens prestanda. I denna rapport har två fall för framledningstemperaturer studerats, 95 C och 130 C. Temperaturerna har valts för att de bedöms representera ungefärliga max- och minimigränser för rimliga temperaturer. Om temperaturdifferensen mellan kärnkraftverk och fjärrvärmenät antas vara 20 C måste temperaturen ut från kärnkraftverket vara minst 95 C för att nätets lägsta framledningstemperatur ska kunna upprätthållas. Över 130 C bedöms inte turbinens prestanda vara tillräckligt god för att investeringen ska vara lönsam. Utöver detta kan man tänka sig att en eventuell fjärrvärmeleverens från ett kärnkraftverk används antingen som baslast eller som både baslast och spetslast, bl.a. beroende på värmeuttaget storlek, och då representerar ovanstående temperaturer dessa två olika tillämpningar. I båda studiefallen används förenklat konstant framledningstemperatur och returtemperatur över året, med en returtemperatur på 60 C. 2 Dahlrot, B., Öppnade fjärrvärmenät i Storstockholm 6

19 4 Turbinstudie Principen för samtidig el- och värmeproduktion i en turbin är att så mycket ånga som möjligt ska flöda genom en så stor del av turbinen som möjligt innan ångan tappas av från turbinen för att värma fjärrvärmevattnet. Därför är det generellt bättre för anläggningens prestanda att tappa av ånga sent i processen vid en så låg temperatur som möjligt. Mer om detta i kapitel Som beskrivs i kapitel 3 studeras två olika vattentemperaturer efter uppvärmning, 95 C och 130 C. Utöver detta har två maximala värmeuttag från anläggningen studerats, 1000 MW respektive 1500 MW värmeuttag. Värmeuttaget antas följa månadsmedel under de månader som behovet är lägre än maximalt värmeuttag. 4.1 Förutsättningar för simuleringar Simuleringsprogrammet Thermoflex används för modellering av turbinens dimensioner och prestanda. Programmet levereras av Thermoflow Inc och är ett inom energibranschen och den akademiska världen accepterat beräkningsverktyg. Med tilläggsmodulen PEACE kan förutom mass- och värmebalanser även dimensioner på komponenter och kostnader beräknas. Modelleringen sker genom ett grafiskt gränssnitt med stora möjligheter att i detalj precisera turbinens parametrar. Båda anläggningstyperna tryckvattenreaktor (PWR) och kokarvattenreaktor (BWR) studeras. Som PWR-anläggning används AREVAs EPR (Evolutionary Power Reactor) och som BWR-anläggning används GE-Hitachi Nuclear Energys ESBWR (Economic Simplified Boiling Water Reactor). Areva designar inte turbinanläggningen utan samarbetar med bl.a. Alstom och Siemens. Som utgångspunkt för beräkningarna används Alstoms turbinprodukt Arabelle anpassad för EPR. Referensvärmebalans för denna turbin finns tillgänglig genom EPRs licensieringsförfarande i USA 3 och bifogas i Bilaga 1. Av Alstoms marknadsföring framgår att Arabelle har en helt anpassningsbar expansionslinje och kan anpassas för både PWR och BWR-reaktorer samt med fjärrvärmeuttag och även mottryck. Med tanke på detta bedömer vi att det är rimligt att använda denna PWR-turbin som grund för beräkningsmodellen och sedan anpassa den även för BWR, samt för olika fjärrvärmeuttag vad gäller temperatur och effekt. Följaktligen används modellen som byggts upp med referensvärmebalansen för PWR som utgångspunkt även för BWR, men anpassas till en BWR-anläggning med hjälp av ångdata från en referensvärmebalans för BWR 4. Dock 3 Referensvärmebalansen för EPR har hämtats från EPRs Final Safety Analysis Report, kap 10.1, från licensieringsprocessen i USA som presenteras på NRCs hemsida: 4 Referensvärmebalansen för ESBWR har hämtats från ESBWRs Design Certification Review, kap 10.1, från licensieringsprocessen i USA som presenteras på NRCs hemsida: 7

20 används samma effekt och verkningsgrad för PWR och BWR för att resultaten lätt ska gå att jämföra. Värmebalansen som används är för den amerikanska marknaden vilket innebär att turbinen är för 60 Hz. Då turbinen går att beställas för 50 Hz så använder vi oss av samma värmebalans. För att specificera avloppsarea och turbinskovellängd för det sista steget används uppgifter från Flamanville 3, en EPR som för närvarande byggs i Frankrike. Ångtabellen IAPWS-IF97 används i alla beräkningar. 4.2 Modellering Turbinmodellering efter referensvärmebalans Turbinanläggningen i ett kärnkraftverk skiljer sig från en turbinanläggning i ett konventionellt termiskt kraftverk framförallt genom att färskångan från reaktorn är mättad och inte överhettad. De droppar som bildas under expansion av ångan kan skada turbinbladen. Turbiner till kärnkraftverk har konstruerats för att klara av en fukthalt av 10-15%. Eftersom expansionen börjar med fuktig ånga finns en fuktavskiljare och mellanöverhettare efter högtryckturbinen. Mellanöverhettningen sker med färskånga. Inloppet till mellantrycksturbinen och lågtrycksturbinerna är därför överhettat. Eftersom kärnkraftverk har hög effekt och lågtrycksturbinernas utloppsarea är begränsad av hållfastheten i de sista turbinstegen så delas flödet ofta upp i flera dubbelflödiga lågtrycksturbiner. Som utgångspunkt för simuleringarna togs en grundmodell fram. För hög- och mellantrycksturbinerna kunde verkningsgraderna anpassas så att entalpier i avtappningar och utlopp stämde med referensvärmebalansen. För lågtrycksturbinerna däremot saknas data för utloppens entalpier. Istället itererades verkningsgraden över de sista stegen så att generatoreffekten stämde överens med den från referensvärmebalansen. Interna läckage, spärrångflöden och blowdown modellerades som konstanter i modellen. Simuleringsprogrammets automatiska funktioner användes för att dimensionera turbinen och utloppsförlustkurva, som nämnts tidigare specificerades dock avloppsarea och skovellängden på sista steget manuellt. Grundmodellen stämmer mycket väl överrens med referensvärmebalansen, avvikelser i entalpier och större massflöden är mindre än 1 % mellan grundmodellen och referensvärmebalansen för en PWR. Referensvärmebalansen för PWR och BWR finns i Bilaga 1 och 2. För att anpassa beräkningarna efter nordiska förhållanden sänktes kondensortrycket till 0,035 mbar, vilket motsvarar en kylvattentemperatur på ca 7 C Utläggning av avtappningar Teoretiskt sett bör avtappningarna vara så många som möjligt och ligga så nära fjärrvärmevattnets temperatur som möjligt. Detta för att ångan skall expandera och bidra till elproduktion i största möjliga mån innan den tappas av för att värma fjärrvärme. Arabellecykelns tre första förvärmare av matarvattnet ligger vid temperaturnivåer som är lämpliga för fjärrvärmeavtapp- 8

21 ningar. I detta fall skall fjärrvärmevattnet höjas från 60ºC till 130 C vilket ger en temperaturdifferens på 70 C. Temperaturökningen fördelas jämt över tre värmeväxlare vid 83 C, 106 C och 130 C plus 2-3 C temperaturdifferens i fjärrvärmekondensorerna. I Figur 4-1 nedan illustreras Arabelleturbinanläggningen schematiskt med de avtappningar för fjärrvärme som föreslås. Avtappningar till de tre fjärrvärmeväxlarna är kombinerade med avtappningar till de första tre lågtrycksförvärmarna. Figur 4-1. Schematisk bild av turbin för PWR/BWR med avtappningar. 1. Reaktor 10. Kondensatpump 19. Matarvattenpump 2. Högtrycksturbin 11. Förvärmare Förvärmare 5 3. Fuktavskiljare 12. Förvärmare Förvärmare 6 4. Mellanöverhettare Förvärmare Förvärmare 7 5. Mellanöverhettare Förvärmare Fjärrvärmepump 6. Mellantrycksturbin 15. Kondensatpump FV2 24. Fjärrvärmeväxlare 1 7. Lågtrycksturbiner 16. Kondensatpump FV3 25. Fjärrvärmeväxlare 2 8. Generator 17. Kondensatpump FV4 26. Fjärrvärmeväxlare 3 9. Kondensor 18. Dearator/Mavatank 27. Flashtank Avtappning 1 och 2 tas från lågtrycksturbinerna medan avtappning 3 tas från utloppet från mellantryckturbinen. Valet av dessa tre avtappningar är en kompromiss mellan att behålla turbinmodellen så nära sin referensvärmebalans, hålla en rimlig anläggningskomplexitet och nå optimal prestanda. Turbinerna dimensioneras i en utläggningspunkt och samma dimensioner används sedan i beräkningar av prestanda vid dellast. Trycken i avtappningarna kommer att stiga vid lägre fjärrvärmeuttag än vid den punkten som anläggningen har optimerats för och sjunka vid högre uttag. I detta fall dimensioneras fjärrvärmekondensorer för 1000 MW och 1500 MW medan 9

22 turbinen läggs ut för 50 % av respektive maximalt fjärrvärmeuttag. På så sätt så kommer anläggningen att vara anpassad för drift i hela lastområdet från respektive MW. Eftersom avtappningarna även används till förvärmare påverkar de förhöjda avtappningstrycken anläggningens prestanda negativt vid drift utan fjärrvärmeuttag Mottrycksturbin Mottrycksturbiner används ofta vid fjärrvärmeproduktion där fördelen är att man inte behöver någon kallkondensor och att de sista stegen i turbinen kan exkluderas. Dock kommer värmebehovet att begränsa produktionen då möjligheten att låta ångan expandera vidare mot ett lägre tryck genom de sista stegen inte finns. Fördelen är främst lägre investeringskostnad men nackdelen är att reaktorns termiska effekt i princip måste följa värmebehovet och därmed begränsa elproduktionen i anläggningen. I en anläggning där det finns ett behov att variera värmeproduktionen och samtidigt behålla högsta möjliga elproduktion lämpar sig avtappningar bättre eftersom möjligheten alltid finns att låta ånga som inte behövs till värmeproduktion expandera vidare genom lågtrycksturbinen till ett lågt kondensortryck och på så sätt bidra till elproduktion. Kondensorn till en Arabelleturbin tar emot cirka MW värme vid normal kondensdrift. Om kondensorn istället används till fjärrvärmeproduktion måste kondensortemperaturen vara högre än returtemperaturen 60 C. Det innebär ett ännu högre värmeuttag jämfört med vad kondensorn tar emot vid kondensdrift. Det kan inte något svenskt fjärrvärmenät ta emot och överskottsvärmet skulle då behöva kylas bort. Ett alternativ skulle vara att lägga ut en lågtrycksturbin för mottrycksdrift och låta de andra två gå i kondensdrift. Detta skulle framförallt vara fördelaktigt på så sätt att avtappningen och fjärrvärmekondensorn vid lägst tryck skulle ersättas av mottryckskondensorn. Dessutom skulle något eller ett par expansionssteg i den berörda lågtrycksturbinen utgå. Hur detta skulle påverka totalkostnaden för anläggningen är dock svårt att spekulera i då detta är detaljlösningar som turbinleverantörer måste ta ställning till Indata till turbinmodell för PWR-reaktor Turbinmodellen för PWR-reaktor har tagits fram med hjälp av ångdata från referensvärmebalansen, Alstoms Arabelle-turbin anpassad för EPR, och tidigare beskrivet avtappningskoncept. 10

23 Tabell 4-1. Indata till turbin för PWR. Massflöde, inlopp 2606,8 kg/s Temperatur, inlopp 292 C Tryck, inlopp 76,6 bar Ångkvalitet, inlopp 99,8 % Kondensortryck 0,035 mbar Skovellängd sista steget 1750 mm Total utloppsarea 155 m 2 Avtappning 1 (design) 0,51 bar Avtappning 2 (design) 1,139 bar Avtappning 3 (design) 3,0/3,6* bar Max fjärrvärmetemp. 130 C Returtemp. fjärrvärme 60 C *I fallet MW måste avtappningstrycket höjas för att inte avtappningstemperaturen skall sjunka under 130 C vid fullast Anpassning av och indata till turbinmodell för BWR-reaktor I beräkningsfallet för BWR-reaktor används ångdata från GE-Hitachi Nuclear Energys reaktordesign ESBWR. Jämfört med PWR-modellen har inloppstrycket (vidheten) för högtrycksturbinen ändrats och de komponenter som berörs av färskånga har anpassats till det nya trycket. Förenklat kan man säga att endast högtrycksturbinen berörs. Tabell 4-2. Indata för turbin till BWR. Massflöde, inlopp 2606,8 kg/s Temperatur, inlopp 285 C Tryck, inlopp 69,6 bar Ångkvalitet, inlopp 99,8 % Kondensortryck 0,035 mbar Skovellängd sista steget 1750 mm Total utloppsarea 155 m 2 Avtappning 1 (design) 0,51 bar Avtappning 2 (design) 1,14 bar Avtappning 3 (design) 3,00/3,6* bar Max fjärrvärmetemp. 130 C Returtemp. fjärrvärme 60 C *I fallet MW måste avtappningstrycket höjas för att inte avtappningstemperaturen skall sjunka under 130 C vid fullast. 4.3 Analys av hur säkerheten påverkas Säkerhetsaspekten vid samtidig el- och värmeproduktion måste utredas avseende dels kärnkraftsanläggningens säkerhet, dels antal barriärer för att förhindra att radioaktivitet sprids till fjärrvärmesystemet. Införandet av värmeanläggningen skulle ge ett antal tillkommande inledande händelser och addera några analysfall till säkerhetsredovisningen, SAR. Den viktigaste förändringen skulle vara att kondensorn inte har full kapacitet som värmesänka under drift om all ånga skulle behöva dumpas. För att förhindra att radioaktivitet kommer in i överföringsledningarna måste en extra barriär installeras. Detta innebär normalt att en extra mellankrets installeras med högre tryck på fjärrvärmesidan än på reaktorsidan. PWRreaktorer har genom ånggeneratorn en extra barriär mellan den radioaktiva 11

24 ångkretsen och värmekondensorerna jämfört med BWR-reaktorer, vilket eventuellt gör det överflödigt med en mellankrets. Ovanstående resonemang ger slutsatsen att säkerhetsaspekten måste beaktas men att den inte utgör ett hinder för samtidig el- och värmeproduktion i kärnkraftverk. 4.4 Resultat Nedanstående diagram visar elproduktionsbortfallet som funktion av fjärrvärmeproduktion för de olika studiefallen. Beräkningar gjordes för MW och MW, samt för 130 C respektive 95 C som framledningstemperatur på fjärrvärme. I båda fallen var returtemperaturen 60 C. En del elproduktion går förlorad i och med att anläggningen anpassats för fjärrvärmeproduktion. Huvudorsaken till detta är framför allt att trycken i avtappningar blir högre än vad som är optimalt för kondensdrift. I fallet PWR rör det sig om upp till 14 MW jämfört med grundmodellen. För BWR är tappet 12 MW som störst. I Bilaga 5 visas turbinresultaten i tabellform. Elproduktionsminskning som funktion av fjärrvärmeuttag, PWR 0 Minskad elproduktion [MW] Max 1000 MW värme,t=130 C Max 1000 MW värme,t=95 C Max 1500 MW värme,t=130 C Max 1500 MW värme,t=95 C Värmeproduktion [MW] Figur 4-2. Elproduktion som funktion av fjärrvärmeuttag för PWR. Som väntat framgår det att det är mer gynnsamt ur elproduktionssynpunkt att ta ut fjärrvärme vid 95 C än 130 C. Skillnaden mellan MW och MW är cirka 6 MW mindre elproduktion i det senare. Kurvorna för 1000 MW och 1500 MW närmar sig varandra vid ökande värmeuttag, men det faktum att trycket i avtappning 3 höjdes för att klara av 130 C vid fullast i fallet 1500 MW gör att detta studiefall bestraffas prestandamässigt eftersom ånga vid ett onödigt högt tryckt tas ut vid dellast. I fallet med 1500 MW viker kurvan för 95 C ner något efter 1200 MW. Under 1200 MW tas ingen ånga ut från tredje avtappningen, men vid 1200 MW har trycket sjunkit så mycket att ånga måste tas även från den tredje avtappningen för att nå 95 C. 12

25 Tabell 4-3. Förlorad-el-till-värme-ratio för de fyra studiefallen (PWR). Turbinens utläggningspunkt är hälften av maximal värmeproduktion. Studiefall (PWR) Vid turbinens utläggningspunkt Medelvärde Max 1000 MW värme, T=130 C 8,1 7,6 Max 1000 MW värme, T=95 C 10,8 10,1 Max 1500 MW värme, T=130 C 7,5 7,0 Max 1500 MW värme, T=95 C 10,3 9,3 Anläggningens förlorad-el-till-värme-ratio beräknas som producerad värme genom förlorad elproduktion. Värdet kan användas som ett lämpligt jämförelsetal och beskriver anläggningens prestanda vid samtidig el- och värmeproduktion. Sammantaget kan man konstatera att resultatet blir sämre långt utanför turbinens utläggningspunkter, vilket givetvis påverkar hur turbinen lämpligen designas. Dock inte i så stor utsträckning att det förhindrar varierad värmeproduktion. Detta visar sig också genom att en turbin som har optimerats för ett mindre värmeproduktionsområde ( MW) ger bättre resultat, men inte i dramatisk utsträckning. Mot bakgrund av dessa iakttagelser ser det ur turbinperspektiv ut att finnas potential för en större andel värmeproduktion från turbinen. Elproduktionsminskning som funktion av fjärrvärmeuttag, BWR 0 Minskad elproduktion [MW] Max 1000 MW värme,t=130 C Max 1000 MW värme,t=95 C Max 1500 MW värme,t=130 C Max 1500 MW värmet=95 C Värmeproduktion [MW] Figur 4-3. Elproduktion som funktion av fjärrvärmeuttag för BWR. Resultaten för BWR är mycket lika de för PWR. Skillnaden mellan PWR- och BWR-fallet är att effekten i högtrycksturbinen blir något mindre vilket dock till viss del kompenseras av de andra turbinerna. I detta fall skiljer eleffekten cirka 10 MW. I Bilaga 3 och 4 finns värmebalanser för vardera ett fall för PWR och BWR med samtidig el- och värmeproduktion. 13

26 Tabell 4-4. Förlorad-el-till-värme-ratio för de fyra studiefallen (BWR). Turbinens utläggningspunkt är hälften av maximal värmeproduktion. Studiefall (BWR) Vid turbinens utläggningspunkt Medelvärde Max 1000 MW värme, T=130 C 8,1 7,8 Max 1000 MW värme, T=95 C 11,1 10,4 Max 1500 MW värme, T=130 C 7,7 7,2 Max 1500 MW värme, T=95 C 10,5 9,6 För att visa ett realistiskt fall visas i Figur 4-4 och Figur 4-5 hur el- och värmeproduktionen varierar över ett år. Värmeproduktionen antas följa referenslastkurvans månadsmedel upp till maximalt värmeuttag. Dessa produktionskurvor används i de ekonomiska kalkylerna i kapitel 5.2. Figurerna gäller för en PWR-anläggning. El- och värmeproduktion, max 1000 MW värmeproduktion Värmelast, Storstockholm Värmeproduktion Elproduktion, T=95 C Elproduktion, T=130 C 2000 MW Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Månad Figur 4-4. El- och värmeproduktion över året för ett potentiellt Storstockholm, maximalt 1000 MW värmeproduktion. 14

27 El-och värmeproduktion, max 1500 MW värmeproduktion Värmelast, Storstockholm Värmeproduktion Elproduktion, T=95 C Elproduktion, T=130 C 2000 MW Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Month Figur 4-5. El- och värmeproduktion över året för ett potentiellt Storstockholm, maximalt 1500 MW värmeproduktion. 4.5 Diskussion Beräkningarna visar hur ett kärnkraftverk med ångturbinen Arabelle skulle kunna bete sig prestandamässigt vid fjärrvärmeproduktion genom avtappningar från turbinen. Det finns många olika faktorer att beakta för optimeringen men för att få så tillförlitliga resultat som möjligt inom ramen för denna studie har utgångspunkten varit att skapa en modell av en anläggning som liknar den traditionella kondensvariant från Arabelle som stått som förebild. Beräkningarna visar att även ett stort uttag av fjärrvärme leder till relativt liten minskning i elproduktion. Vid de massflöden av ånga som krävs i avtappningarna blir rördimensionerna stora, upp till 3,6 meter i diameter. Det är säkert en utmaning att konstruera lågtrycksturbinerna på detta sätt och det är naturligtvis en fråga för en leverantör vad det skulle innebära kostnadsmässigt då turbinkonstruktionen måste modifieras. För att få en enklare anläggning skulle all ånga till en lågtrycksturbin kunna ledas om till en fjärrvärmekondensor. Detta motsvarar 1300 MW och om vi utgår från den ursprungliga värmebalansen utan fjärrvärmeavtappningar så ser vi att en lågtrycksturbin ger cirka 250 MWel i både PWR och BWR fallet. Detta produktionsbortfall är större än de cirka 175 MWel som förloras i fallet med avtappningar. Dessutom blir skillnaden ännu större vid mindre värmeuttag då de två återstående turbinerna inte kan anses klara av 50 % ökning i massflöde. Detta alternativ skulle vara mindre komplext att genomföra och kräva mindre ändringar i ursprungsanläggningen men skulle leda till att anläggningens verkningsgrad sjunker avsevärt. 15

28 Ett tredje alternativ vore att dimensionera en av lågtrycksturbinerna för mottrycksdrift och behålla en eller två avtappningar. På detta sätta kan de två lösningarna kombineras och på så sätt mildra verkningsgradsförlusten och begränsa anläggningskomplexiteten något. Mottrycksdrift av en turbin skulle dock kräva cirka 1000 MW eller högre laster för att inte höggradig värme skulle behöva kylas bort. Under denna last skulle anläggningens prestanda vara sämre. Det finns många tänkbara varianter och att utreda alla dessa noggrannare ligger utanför omfånget på denna studie. 16

29 5 Ekonomisk analys I investeringsanalysen ingår att beräkna dels investeringskostnaden för ett nytt kärnkraftverk med samtidig el- och värmeproduktion jämfört med ett nytt kärnkraftverk utan värmeproduktion, dels vilken påverkan samtidig eloch värmeproduktion får på anläggningens elproduktionskostnad. Resultaten som togs fram i kapitel 4 för PWR och BWR är så lika att de inte ger någon större skillnad i den ekonomiska beräkningen. Därför görs analysen i detta kapitel endast för PWR. 5.1 Investeringsbedömning För att bestämma ökad investeringskostnad för möjliggörande av fjärrvärmeproduktion från en kärnkraftsanläggning har tillkommande komponenter i enlighet med den tekniska studien i kapitel 4, samt övriga tillkommande poster, identifierats. Kostnaderna för komponenter, utrustning och byggnader har tagits fram genom tidigare beskriven modul i beräkningsprogrammet Thermoflex, PEACE, i vilken kostnaden för tillkommande komponenter och rör beräknats, samt utifrån tidigare erfarenheter från montage- och komponentinstallationer. En grov uppskattning har gjorts för att bedöma kostnaden för tillkommande säkerhetsanalysarbete och turbinleverantörens konstruktionsarbete. Tabell 5-1. Uppskattning av investeringskostnaden för att möjliggöra samtidig el- och värmeproduktion. Kostnad [MSEK] Kostnadspost Max 1000 MW Max 1500 MW värme värme Fjärrvärmeledning lokalt 3,1 3,1 Kondensatledning (65 C) 1,9 1,9 Avtappningsledning 1 8,1 8,1 Avtappningsledning 2 6,5 8,1 Avtappningsledning 3 3,2 3,7 Värmekondensor 1 22,2 33,4 Värmekondensor 2 20,4 31,4 Värmekondensor 3 10,0 14,3 Kondensatpump 0,3 0,3 Ventiler 5,0 5,0 Delsumma Kostnadspålägg för kärnkraft, 50% Totalsumma för 3 strängar Byggnad Kontrollutrustning Hjälpsystem Elkraftsutrustning Säkerhetsanalys Turbinleverantörens konstruktionsarbete Totalsumma

30 Kärnkraftsindustrin ställer andra krav jämfört med konventionell industri och det är därför svårt att ta fram underlag för investeringskostnader för fjärrvärmeproduktion vid en kärnkraftsanläggning, speciellt eftersom liknande projekt inte har genomförts tidigare. Ovanstående kostnader för utrustning har därför tagits fram för konventionell industri och för att kompensera för ökade kostnader relaterade till kärnkraft har en schablon på 50 % adderats. 5.2 Påverkan på anläggningens elproduktionskostnad Beräkningsmodell En förenklad beräkningsmodell används för att beräkna anläggningens elproduktionskostnad utan att anläggningen är förberedd för värmeuttag från turbinen: EPK = nuv Gkkv + K kkv + B P 0 Anläggningens elproduktionskostnad vid samtidig el- och värmeproduktion beräknas som följer: ( Gkkv + Gavtappning ) + K kkv + B I värme nuv EPK = P1 I ovanstående ekvationer står G kkv för grundinvestering för kärnkraftverket utan avtappningar, G avtappning för investeringskostnaden för avtappningar för värme, K är kostnad för drift och underhåll, B är bränslekostnad I är kreditering för värme, P 0 är årlig elproduktion utan värmeproduktion och P 1 är årlig elproduktion med värmeproduktion. Ökade driftkostnader för samtidig el- och värmeproduktion anses i sammanhanget vara små och beaktas inte i denna studie. Vidare påverkas inte bränslekostnaden av att anläggningen producerar värme Förutsättningar för beräkningar Påverkan från samtidig el- och värmeproduktion på anläggningens elproduktionskostnad beräknas med indata enligt nedan: Turbinprestanda vid samtidig el- och värmeproduktion från kapitel 4 Investeringskostnad från kapitel 5.1 Värmeunderlag enligt kapitel 3 Investeringskostnad för kärnkraftverk och andra indata till kalkylen (kalkylränta, avskrivningstid, värmekreditering o.s.v.) i enlighet med Elforskstudien El från nya anläggningar, eller enligt överenskommelse med projektets styrgrupp De förutsättningar som används för kalkylen presenteras i Tabell 5-2 nedan. 18

31 Tabell 5-2. Kalkylparametrar Ordinarie Känslighetsanalys Kalkylränta: 6 % 10 % Avskrivningstid: 40 år Investeringskostnad, ny 50 Mdr SEK kärnkraftsanläggning: Driftkostnad, ny kärnkraftsanläggning 11 öre/kwh,el (utan avtappningar) Bränslekostnad, ny kärnkraftsanläggning 2,4 öre/kwh,el (utan avtappningar) Värmekreditering öre/mwh,värme öre/mwh,värme Anläggningens 8030 h/år, avställning i juli utnyttjningstid Elproduktion utan värmeavtappningar 14,06 TWh/år Intäkterna för värmeproduktionen har stor inverkan på elproduktionskostnaden. Av den anledningen studeras ett antal olika värmekrediteringsnivåer med vid spridning. De högre nivåerna skall spegla nuvarande värmekrediteringsnivåer utan hänsyn till kostnader för överföringssystem och anpassning av fjärrvärmenät till en ny stor värmeproduktion. Den högsta nivån är troligtvis inte en rimlig intäkt för baslastproduktion. De lägre nivåerna skall spegla intäkt från fjärrvärmeproduktion med hänsyn till kostnader för överföringssystem och anpassning av fjärrvärmenät, som tas ut i form av lägre värmekreditering. Nusummefaktorn påverkas starkare av ändrad kalkylränta från 6 % till 10 % än vid minskad avskrivningstid från 40 år till 20 år. Därför anses känslighetsanalysen för kalkylräntan inbegripa även ändrad avskrivningstid. Även om resultaten för elproduktionskostnaden påverkas starkt av vilken avskrivningstid som väljs så är påverkan liten på skillnaden mellan elproduktionskostnaden för anläggningen utan värmeuttag och de olika studiefallen. Driftkostnad och bränslekostnad anges förvisso i öre/kwh el, men är desamma oavsett värmeproduktion. Beräkningarna görs utan hänsyn till skatter, bl.a. eftersom det är oklart om dessa skulle vara desamma för en ny anläggning jämfört med en befintlig. Back-endkostnaden (summan av alla kostnader för avfallshantering och rivning) ingår i den redovisade driftkostnaden Resultat Elproduktionskostnaden för de olika studiefallen presenteras i figurerna nedan. 19

32 Elproduktionskostnad för olika studiefall, r=6% 40 Elproduktionskostnad [öre/kwh] Utan värmeproduktion Max 1000 MW värme, T=130 C Max 1000 MW värme, T=95 C Max 1500 MW värme, T=130 C Max 1500 MW värme, T=95 C Värmekreditering [öre/kwh] Figur 5-1. Elproduktionskostnad för de 4 olika studiefallen med kalkylränta 6 %. Det kan konstateras att resultaten är mycket fördelaktiga för fjärrvärmeproduktion från kärnkraftverk. Mellan öre/kwh värmekreditering är elproduktionskostnaden för det mest fördelaktiga alternativet mellan 23 % till 51 % lägre än nominell elproduktionskostnad utan värmeproduktion. Som mest är skillnaden mellan de studerade alternativen ca 5 öre/kwh. Investeringskostnaden för värmeproduktion är en osäker faktor, men dess påverkan på elproduktionskostnaden är låg. Om investeringskostnaden skulle stiga med 1 Mdr sek, alltså mer än 100 %, skulle elproduktionskostnaden öka med omkring 0,5 öre/kwh. Detta visas även genom att det för mycket låg värmekreditering ger fördelaktiga resultat för samtliga fyra studiefall med samtidig el- och värmeproduktion. Turbinens investeringskostnad är alltså liten i förhållande till övriga faktorer. 20

33 Elproduktionskostnad för olika studiefall, r=10% 50 Elproduktionskostnad [öre/kwh] Utan värmeproduktion Max 1000 MW värme, T=130 C Max 1000 MW värme, T=95 C Max 1500 MW värme, T=130 C Max 1500 MW värme, T=95 C Värmekreditering [öre/kwh] Figur 5-2. Elproduktionskostnad för de 4 olika studiefallen med kalkylränta 10 %. En högre kalkylränta har en viss inverkan på de inbördes relationerna mellan graferna procentuellt sett. I faktiska tal är skillnaden nästan densamma mellan elproduktionskostnad utan värmeproduktion och elproduktionskostnad med värmeproduktion, men den procentuella skillnaden minskar. Mellan öre/kwh värmekreditering är elproduktionskostnaden för det mest fördelaktiga alternativet mellan 13 % till 51 % lägre än nominell elproduktionskostnad utan värmeproduktion. Som mest är skillnaden mellan de studerade alternativen ca 5 öre/kwh. 21

34 6 Slutsats Studien visar fördelaktiga resultat för värmeproduktion i en eventuell framtida kärnkraftsanläggning. Under de förutsättningar som studerats kan anläggningen producera mellan 7 och 10 gånger mer värme än vad som förloras i el. Detta innebär en totalverkningsgrad upp mot 66 %, brutto, att jämföra med ca 38 % vid normal kondensdrift. Det är dock svårt att jämföra värdet av el och värme. Beräkningarna har också visat fördelaktiga resultat för varierad last, vilket är viktigt då efterfrågan på fjärrvärme varierar stort över året. Turbinens prestanda försämras alltså endast i relativt liten utsträckning då turbinen körs utanför dess designpunkt. Framledningstemperaturen visar sig ha stor påverkan på turbinens resultat. Det är följaktligen viktigt att ha så låg framledningstemperatur som möjligt för att få bra prestanda i turbinen vid samtidig el- och värmeproduktion. Vidare kan det konstateras att den ökade investeringskostnaden för att möjliggöra samtidig el- och värmeproduktion är en liten andel i kalkylen. En försiktig slutsats kan därför vara att det är viktigare att nå turbinens mest optimala driftprestanda än den enklaste lösningen som ger lägst investeringskostnad. Inga slutsatser kan dock dras för hur attraktivt det är att leverera fjärrvärme ifrån ett kärnkraftverk eftersom endast en mindre del av det system som skulle krävas har analyserats i denna studie. Rörledningar, tunnelbyggen och pumpenergi för att kunna transportera hetvattnet till lämpligt fjärrvärmenät medför mycket stora kostnader. Likaså skulle det troligtvis krävas stora investeringar i mottagande nät i form av förstärkning, utbyggnad och ändrad reglerbarhet. Utöver detta skulle en stor fjärrvärmekälla som ett kärnkraftverk behöva vara mycket konkurrenskraftig för att kunna slå ut en stor del av befintlig basproduktion i aktuellt nät. 22

35 Refere 23