Utökad värmedistribution från bioenergikombinatet i Hedensbyn

Utökad värmedistribution från bioenergikombinatet i Hedensbyn Markus Halén Civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå universitets tekniska högskola. (löpnr. som tilldelas)

Sammanfattning Bioenergikombinatet i Hedensbyn utgör basproduktionen för fjärrvärme i Skellefteå. På uppdrag av Skellefteå Kraft AB har undertecknad utfört detta examensarbete, som syftat till att utreda åtgärder för att öka värmedistributionen från Hedensbyn samt att minska oljeanvändningen för fjärrvärmeproduktionen. Arbetet har i huvudsak behandlat produktion samt distribution av fjärrvärme, och frågeställningen har främst centrerats kring utjämning av differenstryck samt spetslastkörning med olja. Målsättningen med detta examensarbete har varit att identifiera olika åtgärder som kan påvisa lönsamhet samt ligga till grund för beslut om vidare projektering. Utifrån sammanställda produktionsdata från 2007 har fyra alternativa åtgärdsförslag simulerats och analyserats. Simulerings- och beräkningsresultaten har påvisat att samtliga studerade alternativ möjliggör en utökning av värmedistributionen från Hedensbyn. Ekonomiska bedömningar har utförts för det av dessa alternativ som bedömts mest realistiskt, nämligen att installera en tryckhöjningspump. Dessutom har lönsamheten för att ersätta en befintlig oljeeldad spetslastenhet till en biobränslepanna utretts. För tryckhöjningspumpen har bedömningen, utifrån givna förutsättningar, visat att den mängd biobränsleproducerad energi som kan ersätta olja uppgår till drygt 220 MWh/år. Denna uppskattning kan anses vara konservativ men medför ändå att denna investering har en återbetalningstid på 5 år. För alternativet att ersätta en oljeeldad spetslastenhet med en biobränslepanna har bedömningen, utifrån givna förutsättningar, resulterat i att den mängd biobränsleproducerad energi som kan ersätta olja uppgår till drygt 3800 MWh/år. Denna investering ger i dagsläget en återbetalningstid på 6 år, men kommer i slutändan att måsta bedömas med hänsyn till de framtida planerna för fjärrvärmeutbyggnaden i Skellefteå. Baserat på det genomförda arbetet, har företaget inlett ett förprojekt för alternativet med tryckhöjningspumpen. Projektering ska genomföras och offertrar ska tas in innan beslut om genomförande fattas i april 2008. Detta är en extern version av examensarbetet där kostnader och vissa uppgifter maskerats eller modifierats av företagsekonomiska skäl. 2

Increased distribution of district heating from the integrated cogeneration plant fuel factory at Hedensbyn By: Markus Halén Swedish text Abstract The District Heating (DH) plant in Hedensbyn constitutes the base load unit of the DHnetwork in the town of Skellefteå. The aim of this project has been to investigate the economical feasibility as well as provide basic data for decision-making for different measures for increasing the distribution of heat from Hedensbyn and reducing the use of oil as fuel. The work has mainly treated production and distribution of district heating in terms of equalizing the differential pressure and thus reducing the use of oil in boilers for heat production. Based on data from district heat production 2007 four alternative measures have been investigated. The results have shown that all alternatives render a possibility to increase the distribution of district heating from Hedensbyn. Economical assessments have been performed for one of the alternatives (to install a pump) and also for the case of converting a boiler from oil to bio fuel. Based on the actual conditions, the alternative to install a pump has shown that the potential to replace oil with bio fuels, corresponding to 220 MWh/year. The estimated pay-off time for the investment is 5 years. For the case of converting a boiler from oil to bio fuel, the amount of oil that can be replaced by bio fuel corresponds to 3 800 MWh/year. The estimated pay-off time for this investment is 6 years. Based on these results, the company has initiated a project (planning and invitation of tenders) before the final decision in April 2008. 3

Förord Detta examensarbete är på 30 hp, D-nivå och har utförts på uppdrag av Skellefteå Kraft AB. Jag riktar ett stort tack till mina handledare: Tommy Sundqvist, Skellefteå Kraft AB Daniel Byström, Skellefteå Kraft AB Staffan Andersson, Umeå Universitet Vid Skellefteå Kraft AB vill jag även tacka samtliga anställda inom affärsområde värme som varit involverad i detta projekt och bidragit med ovärderlig information samt en trevlig arbetsmiljö. Skellefteå 2008-01-18 Markus Halén 4

Innehållsförteckning 1 INTRODUKTION 7 1.1 BAKGRUND 7 1.2 DEFINITIONER 7 1.3 SYFTE OCH PROBLEMFORMULERING 8 1.4 BERÄKNINGSVERKTYG OCH INFORMATIONSSYSTEM 9 2 LITTERATURSTUDIER 10 3 TEORI 12 3.1 VÄRMELAST 12 3.2 KRAFTVÄRME 17 3.3 BIOENERGIKOMBINATET HEDENSBYN 20 3.4 DISTRIBUTION AV FJÄRRVÄRME 23 3.5 PRODUKTION OCH DISTRIBUTION AV FJÄRRVÄRME I SKELLEFTEÅ 25 3.5.1 PRODUKTION 25 3.5.2 DISTRIBUTION 28 4 METOD 29 4.2 PRODUKTION 29 4.3 DISTRIBUTION 29 4.3.1 SIMULERINGAR I ETTNOLL FV 2.6 30 4.4 FÖRUTSÄTTNINGAR EKONOMI 33 5 RESULTAT 34 5.1 SIMULERINGAR 34 5.2 RESULTATSAMMANFATTNING SIMULERINGAR 38 5.2 EKONOMI39 6 DISKUSSION OCH SLUTSATSER 40 6.1 DISKUSSION 40 6.2 SLUTSATSER 41 REFERENSER 42 5

Bilageförteckning Bilaga 1: Pumpdata samt styrkurva för framledningstemperaturen Bilaga 2: Tid för fjärrvärmevattnet från Hedensbyn till Mobacken Bilaga 3: Tryckfallsberäkning i Ettnoll FV 2.6 6

1 Introduktion 1.1 Bakgrund Fjärrvärme marknadsförs ofta som ett enkelt, tryggt och bekvämt alternativ till uppvärmning vilket innebär att leveranssäkerheten av värme naturligtvis är högt prioriterad av fjärrvärmeproducenter. Vid distribution av fjärrvärme finns en rad parametrar och begränsningar att ta hänsyn till. Dessa bidrar i sin tur till att denna process alltid är mer eller mindre komplex beroende på vilket specifikt fjärrvärmenät som beaktas, dock alltid komplex. Byggnationen av Skellefteås centrala fjärrvärmenät inleddes 1977. Sedan dess har en kontinuerlig utbyggnad resulterat i dagens totala kulvertlängd på ca 155 km, motsvarande 4710 m 3, samt 2430 anslutna kunder, motsvarande totalt 148 MW installerad effekt. För att tillgodose fjärrvärmekundernas värmebehov produceras årligen ca 330 GWh fjärrvärme till Skellefteås centrala fjärrvärmenät. Bioenergikombinatet i Hedensbyn, 5 km öster om Skellefteå centrum, utgör basproduktionen av fjärrvärme i Skellefteå. I takt med kulvertnätets utbyggnad, samt fler anslutna kunder och därav högre installerad effekt, har värmedistributionen försvårats. Detta innebär att oljeeldade spetslastenheter har utnyttjats mer än önskvärt. 1.2 Definitioner Fjärrvärmenätet Förutom Skellefteå centrala fjärrvärmenät bedriver Skellefteå Kraft fjärrvärmeverksamhet i Skelleftehamn, Ursviken, Burträsk, Norsjö, Malå, Lövånger, Bureå, Boliden, Jörn, Robertsfors, Vindeln, Kåge, Byske, Lycksele, Kristineberg, Storuman och Stensele. I denna rapport beaktas Skellefteå centrala fjärrvärmenät och detta benämns, i samband med beräkningar av produktion och distribution av fjärrvärme i Skellefteå, som nätet eller fjärrvärmenätet. Difftryck Begreppet difftryck används flitigt i denna rapport. Difftryck (egentligen differenstryck) betecknar tryckskillnaden mellan framledning och returledning i fjärrvärmenätet och driver flödet av fjärrvärme. Sämsta punkt Varje fjärrvärmenät har en sämsta punkt där difftrycket är lägst och således begränsar distributionen genom att distributionspumparna styrs utifrån denna punkt. Styrgrupp för examensarbetet Styrgruppen för detta examensarbete utgörs av Tommy Sundqvist (handledare), Stig Lindkvist (nät- och närvärmechef, affärsområde värme) samt Daniel Byström (hjälphandledare). 7

1.3 Syfte och problemformulering Syftet med examensarbetet har varit att utreda åtgärder för att utöka värmedistributionen från Hedensbyn, samt att minska oljeanvändningen för fjärrvärmeproduktionen i Skellefteå. Arbetet har i huvudsak behandlat produktion samt distribution av fjärrvärme, och frågeställningen har främst centrerats kring difftrycksutjämning samt spetslastkörning med olja. Innan projektet inleddes hade tre möjliga alternativ fastställts av skrivande i samråd med styrgruppen för detta examensarbete. 1. Tryckhöjningspumpar. Utreda om, och i så fall hur, införande av en eller flera tryckhöjningspumpar på nätet främjar värmedistributionen från Hedensbyn, samt bedöma vilken potentiell reduktion av oljeanvändningen denna åtgärd bidrar till. 2. Biobränslepanna. Undersöka lönsamheten i att konvertera, alternativt ersätta, en befintlig oljeeldad spetslastenhet till ett alternativt bränsle, exempelvis biobränsle. 3. Ackumulatortank. Utreda möjligheten samt lönsamheten att komplettera nätet med ytterligare en ackumulatortank för difftrycksutjämning. Målet med detta examensarbete har varit att erhålla resultat som påvisar lönsamhet, dels genom att värmedistributionen från Hedensbyn kan utökas samt att en reducering av oljeanvändningen vid fjärrvärmeproduktion är möjlig. Den slutgiltiga versionen av examensarbetet skall vara en bra grund för beslut om vidare projektering för ett eller flera av ovan nämnda alternativ. Dessa tre alternativ skulle var för sig utredas utifrån lönsamhetsperspektiv. Tidiga litteraturstudier, samt resonemang inom företaget, resulterade i att alternativ 3 uteslöts. Reglertekniska erfarenheter saknas för denna typ av systemlösning, det vill säga två separata ackumulatortankar kopplade direkt till fjärrvärmenätet. Detta är en stor investering som främst beror på en hög kapitalkostnad [7] jämfört med alternativ 1 och 2, och kräver dessutom med fördel en mer omfattande utredning än vad detta projekts tidsramar tillåter. Relevansen hos påverkande faktorer och variabler har tämligen noggrant avvägts och värderats, vilket främst i inledningsskedet av detta arbete var av hög prioritet. En slutsats av detta blev att den fundamentala grunden till de slutliga ekonomiska bedömningarna förutsätter en så tillförlitlig sammanställning som möjligt av produktionsdata. Således har en stor del av arbetsinsatsen ägnats åt att behandla och sammanställa faktiska produktionsdata från 2007, vilket för övrigt även i sammanhang utanför examensarbetet kommit företaget till nytta. För detta ändamål har företagsinterna dokumenthanteringssystem samt databehandlingsprogram flitigt utnyttjats. Även distributionen av fjärrvärme har behandlats med hjälp av ett företagsinternt simuleringsprogram, och dessa simuleringar har baserats på de produktionsdata som sammanställts. 8

1.4 Beräkningsverktyg och informationssystem Microsoft Office Excel Excel hanterar de flesta beräkningar, ekonomiska som tekniska, och har bra funktioner för presentation. ETTNOLL FV 2.6 Ettnoll FV är en programvara utvecklad av MECAD för att dokumentera fjärrvärme. Systemet är uppbyggt så att man i Ettnoll kan utföra tryckfallsberäkningar, samt erhålla all relevant information, om aktuellt fjärrvärmenät. P.G.I.M. (Power Generation Information Manager) En företagsintern historikdatabas där levererad effekt, tryck, flöde mm. från samtliga produktionsenheter lagras. Data kan från ett givet tidsintervall, med valfri tidsupplösning, importeras och behandlas i Excel. PowerDOCS Ett företagsinternt dokumenthanteringssystem där bland annat produktionsuppföljningar samt fjärrvärmestatistik återfinns. 9

2 Litteraturstudier Det finns ett stort antal vetenskapliga studier inom området fjärrvärme som behandlar såväl produktion som distribution. När det gäller utökad fjärrvärmedistribution eller utjämning av differenstryck, blir antalet studier däremot begränsade. När forskningsområdet inom fjärrvärme beskrivs eller refereras till benämns ofta värmeforsk samt FoU-program från Svensk fjärrvärme. Nedanstående studier, hämtade från nedan beskrivna organisationer, har i omfattande grad bidragit med matnyttig information till detta examensarbete. Hetvattenteknik: Svensk fjärrvärme [11] har inom hetvattenteknik sedan 1995 drivit ett samlat FoU-program 1 med statlig delfinansiering från Statens Energimyndighet. Hetvattenprogrammet är avslutat sedan 2005-12-31. I Gunnar Larssons rapport REGLERDYNAMIK, TRYCKHÅLLNING OCH TRYCKSLAG I STORA RÖRSYSTEM från 2003 behandlas distribution av fjärrvärme. Komplexiteten inom detta område belyses bland annat genom en jämförelse mellan stel och elastisk teori, där elastisk teori rekommenderas. Ytterligare en rekommendation är att tryckgränserna lättast innehålls överallt i ett stort fjärrvärmenät genom att eftersträva en symmetrisk tryckhöjdsbild [3]. Värmeforsk: Värmeforsk är en samarbetsorganisation för tillämpad forskning inom produktions- och miljöområdet. Värmeforsks verksamhet finansieras gemensamt av staten och näringslivet. I Lars Atterhems rapport Integrerad bränslefabrik med kraftvärmeanläggning - en utvärdering jämförs det integrerade verket på Hedensbyn med ett konventionellt kraftvärmeverk. Teknikkonceptet presenteras och skillnaderna i ovan nämnda jämförelse belyses, främst med avseende på elproduktionen samt kraftvärmeverkets drifttid över året. Elproduktionen bedöms öka markant, dellastegenskaperna förbättras och således kan kraftvärmeverkets drifttid förlängas över året, jämfört med enbart kraftvärmeverksdrift [4]. I Johan Kvarnström, Erik Dortzauer och Erik Dahlqvists rapport Produktions- och distributionsplanering av fjärrvärme behandlas produktionsplanering av fjärrvärme, med fokus på hur distributionen kan beaktas. Resultaten visar att produktionsplanerna varierar beroende på om distributionen beaktas eller inte [5]. Examensarbeten: I Johan Stenlunds rapport Dimensionering av en ackumulatortank för Umeå Energis fjärrvärmesystem utreds lönsamheten i att investera i ytterligare ackumulatorkapacitet för Umeå Energis fjärrvärmenät. Såväl ekonomiska som tekniska aspekter utreds. Central fjärrvärmeackumulering under atmosfärtryck rekommenderas och utifrån en simuleringsmodell baserad på energibalanser i fjärrvärmesystemet föreslås en ackumulatorvolym på 50 000 m 3 [7]. 1 Forskning och utveckling som bedrivs av Svensk Fjärrvärme 10

I Daniel Byströms rapport Optimering av Skellefteå Krafts fjärrkyle- och fjärrvärmenät utreds värmeåtervinningens påverkan på fjärrvärmenätet samt möjligheten till en sammanbyggnation av de två fjärrkylanäten [8]. 11

3 Teori Detta kapitel inleds med en genomgång av värmelasten i ett fjärrvärmesystem, där fundamentala samband, orsaker till variationer samt arbetsverktyg presenteras. Kapitlet innefattar även en generell beskrivning av produktion samt distribution av fjärrvärme. Den generella principen för kraftvärmeproduktion prioriteras, för att sedan beskriva teknikkonceptet vid bioenergikombinatet i Hedensbyn. Kapitlet avslutas med en nulägesbaserad sammanställning av den totala produktionen samt distributionen av fjärrvärme i Skellefteå. 3.1 Värmelast Värmebehovet från fjärrvärmenätets ca 2400 anslutna kunder bildar den värmelast som fjärrvärmesystemets produktionsanläggningar och distributionsledningar skall kunna omvandla och överföra. Värmelasten behandlas utifrån två grundläggande dimensioner: effekt och energi. Värmeeffekten är den hastighet med vilken värme produceras, distribueras eller levereras. Denna storhet uttrycker storleken på det flöde av fjärrvärme som i varje ögonblick passerar fjärrvärmesystemet. Vid varje leveranspunkt i hela fjärrvärmesystemet beräknas effekten enligt: P FV = m& Cp T (3-1), där m& = Fjärrvärmevattnets massflöde [kg/s] Cp = Vattnets specifika värmekapacitet [J/kg C]? T = Temperaturdifferensen mellan fram- och returledningen (T F -T R ) [ C] Värmeenergin utgör den mängd värme som passerar systemet under ett visst tidsintervall, t ex ett år. Tidsintegralen, som bildar en yta, under en effektkurva (exempelvis ett varaktighetsdiagram) motsvarar alltså den energimängd som angivet tidsspann avser. Den totala värmelasten i fjärrvärmesystemet kan delas in i två principiellt olika grupper, fysikalisk och social värmelast. Fysikalisk värmelast associeras till utetemperaturen. Byggnadsuppvärmning samt distributionsförluster tillhör denna grupp. Hur stort värmeflöde som erfordras för att upprätthålla en önskad temperatur i en given byggnad har en fysikalisk orsak, nämligen hur kallt det är ute. Eftersom distributionsförlusterna ökar, om temperaturdifferensen mellan det värmebärande mediet i distributionsledningarna och omgivande mark ökar, kategoriseras även denna värmelast som fysikalisk värmelast [2]. 12

Social värmelast associeras till brukarbeteende, varför värmebehovet för varmvattenberedning tillhör denna grupp [2]. Ovanstående kategoriseringar och definitioner är viktiga för att kunna fastställa orsaker till den totala värmelastens variationer i tiden. Mängden energi som åtgår för uppvärmning (fysikaliska värmelasten) är proportionell mot utetemperaturen. Omkring 70 % av den totala årliga värmelasten för fjärrvärmenätet är i huvudsak beroende av utetemperaturen. För kortare perioder måste den faktiska varmvattenförbrukningen (sociala värmelasten) tas i beaktning. Tabell 1 visar den ungefärliga storleksordningen av den totalt producerade fjärrvärmen i Skellefteå som månadsvis åtgår till den sociala värmelasten. Tabell 1. Månadsvis varmvattenbehov (%) av total producerad fjärrvärme i Skellefteå [6]. % varmvatten (social Månad last) Jan 10 Feb 10 Mars 15 April 20 Maj 30 Juni 60 Juli 70 Aug 60 Sept 50 Okt 30 Nov 25 Dec 20 Graddagar Utomhustemperaturen är alltså den parameter som starkast påverkar storleken på den värmeeffekt som erfordras. För att beskriva utomhustemperaturens inverkan på den fysikaliska värmelasten används begreppet graddagar. Graddagar definieras enligt följande [2]: 31dec G = ( tinne, effektiv tute) (3-2), där 1 jan G = antalet graddagar under uppvärmningssäsongen för en ort [graddagar] t inne, effektiv= effektiv innetemperatur [ C] t ute = utetemperatur [ C] Den effektiva innetemperaturen, t inne, effektiv, används för att beakta interna värmetillskott i byggnaden. Fjärrvärmesystemet svarar för uppvärmningen till denna och resterande uppvärmningsbehov svarar de interna värmetillskotten för. Den effektiva innetemperaturen för Skellefteå över året redovisas i tabell 2. 13

Tabell 2. t inne, effektiv över året för Skellefteå [8]. Månad t inne,effektiv [ C] Januari 17 Februari 17 Mars 17 April 12 Maj 10 Juni 10 Juli 10 Augusti 11 September 12 Oktober 12 November 17 December 17 Begreppet graddagar är exempelvis användbart för att normalårskorrigera energianvändningen för ett år, eller jämföra energianvändningen mellan två temperaturmässigt olika år [2]. Graddagskorrigering Graddagskorrigering för en bestämd period (år, månad) utförs enligt följande [2]: Qv Q n = (3-3) α + β ( 1 α ), där Q n = beräknat värmebehov under en normalperiod Q = verkligt värmebehov för aktuell period v Q = värmebehov som är oberoende av graddagtalet o α = Q o / Qn G v = meterologiskt graddagtal för aktuell period G n = klimatologiska graddagtalet för en normalperiod β = G v /G n Graddagsvärden för en normalperiod kan erhållas från SMHI och bygger på statistik från 30 år. Sammanlagring Sammanlagring är ett begrepp som används för att beskriva att enskilda kunders effekttoppar inte inträffar samtidigt. Detta innebär att fjärrvärmesystemets produktionsanläggningar inte byggs för summan av alla enskilda kunders maximala behov, utan dimensioneras för en lägre effekt. Sammanlagringsfaktorn, s, definieras enligt [2]: s P tot,max = n i= 1 P i,max (3-4) 14

, där P tot,max = Totallastens maximala effekt n P i max i= 1, = Summan av dellasternas maximala effekter Sociala lasten är starkt sammankopplad med sammanlagring, ty s kan endast uppstå för belastningar som individuellt inträffar slumpmässigt i tiden. Den totala värmelastens variationer Variationerna i producerad värmeeffekt i ett fjärrvärmesystem består främst av års- och dygnsvariationer. Det finns även en veckovariation, då en stor del av nätets verksamhetskunder drar ner sitt effektbehov under helgerna [2]. Leveranssäkerhet samt produktionsplanering av fjärrvärme är starkt sammankopplade med dessa variationer. Som tidigare nämnts är utetemperaturen den parameter som starkast påverkar storleken på den värmeeffekt som erfordras. I figur 1 illustreras sambandet mellan timupplöst utetemperatur och effekt. Figur 1. Total producerad fjärrvärme i Skellefteå vid varierande utomhustemperatur. Som figur 1 visar kan nätets effektbehov variera i storleksordningen 20 MW vid samma utetemperatur. Detta är en följd av de dygnsvariationer som uppträder i den totala värmelasten, exempelvis på grund av dygnstimme (morgontoppar), solinstrålning, vindkylning samt transienter i byggnadsväggar. Den totala negativa lutningen illustrerar årsvariationerna i den totala värmelasten, där utetemperaturen är starkast påverkande. 15

Varaktighetsdiagram För att veta hur ofta en viss effektnivå överskrids i fjärrvärmesystemet används ett diagram där inträffade värmeeffekter rangordnas efter storleksordning. Ett sådant diagram kallas varaktighetsdiagram och är exempelvis användbart för att skaffa lämpliga produktionsanläggningar samt beräkningar av energimängder för fjärrvärmesystemet. Figur 2 visar en jämförelse mellan producerad effekt till fjärrvärmenätet 2003 samt 2007. Figur 2. Varaktighetskurvor över producerad fjärrvärmeeffekt i Skellefteå 2003 samt 2007. Som figur 2 visar är varaktigheten längre främst för högre effektnivåer 2007, vilket är ett resultat av den kontinuerliga utbyggnaden av fjärrvärmenätet. 16

3.2 Kraftvärme Ett kraftvärmeverk producerar mekanisk effekt och värmeeffekt i en och samma process. De flesta konventionella kraftvärmeverk baseras på ångkraftcykeln (Clausius-Rankine cykeln) enligt figur 3. Figur 3. Ångkraftcykelns principiella funktion (till vänster) [1], samt en illustration av principen i ett konventionellt kraftvärmeverk (till höger) [9]. 1-2: Mättat vatten tillförs pumparbete och således höjs trycket 2-3: Ånga produceras samt överhettas i ångpannan (ÅP) 3-4: Den överhettade ångan expanderar i turbinen där mekanisk kraft (el) genereras 4-1: Vätske-ång blandningen kondenserar (värmeväxlas) i kondensorn till mättad vätska. T-s-diagrammet i figur 4 åskådliggör vattnets olika tillstånd, där punkterna 1-4 korresponderar med ångkraftcykeln till vänster i figur 3. Figur 4. Temperatur- och entropidiagram för en överhettad ångkraftcykel [1]. Trycket samt temperaturen i kondensorn, och därmed ångexpansionen genom turbinen och utvunnen eleffekt, beror på vilket aktuellt fjärrvärmebehov som råder. Vid högre fjärrvärmebehov måste således temperaturen och därmed trycket hållas högre i kondensorn och därför talar man om mottrycksproduktion. Fjärrvärmesystem fungerar som stora värmesänkor och innebär därför ett storskaligt utnyttjande av kraftvärme principen. Det sägs 17

ibland att kraftvärmeverk kan fördubbla verkningsgraden 2. Detta kan kritiseras i det avseende att man lägger kaka på kaka, det vill säga räknar 1 kwh nyttiggjord värme på samma sätt som 1 kwh elektrisk kraft [2]. Likväl antyder den enkla jämförelsen att kraftvärmeprincipen erbjuder stora möjligheter till energihushållning. Ett rent mottrycksverk måste slaviskt följa fjärrvärmenätets effektvariationer över året vilket begränsar kraftvärmeverkets elproduktion och drifttid. Ett flexibelt kraftvärmeverk för helårsbruk är ett så kallat blandkondensverk, se figur 5. En sådan variant medför däremot en betydligt högre investeringskostnad jämfört med ett kraftvärmeverk baserat på ren mottrycksdrift som illustreras i figur 3. Figur 5. Principiell uppbyggnad av en variant av ett blandkondensverk [11]. Principen bygger på att ångan tillåts expandera i flera turbinsteg beroende på det aktuella fjärrvärmebehovet, vilket ökar verkets drifttid, och därmed elproduktion, över året. Vid lågt mottrycksunderlag, det vill säga fjärrvärmebehovet under årets varma perioder, expanderar ångan i ytterligare en turbin vid lägre tryck (Turbin 3 enligt figur 5) varefter ångan kyls i kallvattenkondensorn till mättat vatten för att sluta ångkraftcykeln. Oberoende av vilken tillämpbar variant av kraftvärmeproduktion som appliceras finns ett godhetstal för kraftvärmeverket som alltid är av stor betydelse. Om den mekaniska effekten tas ut som eleffekt, vilket här förutsätts, definieras elutbytesfaktorn (α-värdet) enligt P α = (3-5) Q, där P = producerad mekanisk effekt [W] Q = producerad värmeeffekt [W] Generellt gäller vid mottrycksdrift att utvunnen eleffekt P ökar med fjärrvärmeeffekten Q. Det vill säga: Ju större mottrycksunderlag (fjärrvärmeeffekt) dess mer ånga expanderar genom turbinen, tills maximalt admissionsflöde nåtts, och ju mer eleffekt genereras. 2 Vid jämförelse med ren kraftproduktion där spillvärmen från kondensorn ej nyttiggörs 18

Utvunnen eleffekt vid kraftvärmeproduktion beror dock på fjärrvärmenätets framledningstemperatur [2]. Högre framledningstemperatur kräver ett högre mottryck till turbinen som i sin tur ger mindre ångexpansion och eleffekt. 19

3.3 Bioenergikombinatet Hedensbyn I kapitel 3.2 visades två principiellt grundläggande typer av kraftvärmeverk. Det finns emellertid fler varianter av systemlösningar för en sluten ångkraftcykel. Sett ur ett termodynamiskt perspektiv finns det alltid en teoretisk möjlighet att optimera cykeln genom omfattande systemintegrering. Detta medför dock att investeringskostnaderna ofta ökar till en ekonomisk oacceptabel nivå. Bioenergikombinatet i Hedensbyn skiljer sig i flera avseenden från ett konventionellt kraftvärmeverk. Kombinatet är ett unikt teknikkoncept där kraftvärmeverket (H2) är integrerat med en bränslefabrik (H5), inkluderande bränsletork, där pellets produceras. Integrationen är ett sätt att utnyttja den i kraftvärmeverket producerade energin maximalt. Kraftvärmeverket är baserat på CFB-tekniken vilket ger stor bränsleflexibilitet. Det biobränsleeldade kraftvärmeverket förbrukar omkring 200 000 ton bränsle per år, motsvarande ca 450 GWh. Bränslet består till största delen av sågspån, men även bark, torv och grot eldas. Figur 6 nedan visar ett schematiskt flödesschema över det integrerade bioenergikombinatet. Figur 6. Översiktsbild bioenergikombinatet Hedensbyn [4]. Integreringen utgörs av de anslutande ång- och kondensatledningarna enligt figur 6. Högtrycksturbinen är försedd med en tvåhålsavtappning av vilka det ena vanligtvis används. Trycknivån på uttagsångan kan regleras mellan 7-26 bar (e) 3 så att ångan kan tappas av vid önskat tryck när så mycket el som möjligt genererats i kraftvärmeturbinen. Den avtappade ångan används därefter för att torka biobränsle, sedan omvandlas kondensatet från denna 3 bar (e) innebär övertryck, dvs. tryck över atmosfärstryck. 20

process till lågtrycksånga i ångomformaren. Detta sker med den smutsiga ångan som genererats i torken av bränslets vatteninnehåll. Därefter leds den nya processångan till en lågtrycksturbin som kyls med älvvatten för att generera mer el. Processånga kan även ledas direkt till lågtrycksturbinen i bränslefabriken via en så kallad cross-over ledning, se figur 6. Integreringen möjliggör att utnyttja ångan maximalt i syfte att optimera elkraft- och pelletsproduktionen beroende på den lokala fjärrvärmelasten. Kondensatet från bränslefabriken leds tillbaka till kraftvärmeverket i två ledningar, se figur 6. Detta kondensat blandas med kondensatet från fjärrvärmekondensatorerna i kraftvärmeverket samt förvärms av avtappningsånga från lågtrycksturbinen och sluter på så vis ångkraftcykeln, jämför punkt 1 i figur 3, kapitel 3.2. I Lars Atterhems rapport, Integrerad bränslefabrik med kraftvärmeanläggning en utvärdering [4], jämförs teknikkonceptet med ett konventionellt kraftvärmeverk. Eftersom kraftvärmeverket (H2) utgör fjärrvärmenätets basproduktion sammanställs nedan några aspekter från ovan nämnda rapport med avseende på värmelasten. Integreringen möjliggör generellt att den producerade ångan kan utnyttjas till ett maximum i syfte att optimera elkraft- och pelletsproduktionen beroende på den lokala fjärrvärmelasten. En driftaspekt av kraftvärmeverket H2 är att värmebehovet på fjärrvärmenätet alltid prioriteras. Detta innebär att pelletsproduktionen kraftigt reduceras från december till februari på grund av att all ånga som kraftvärmeverket genererar måste gå igenom kraftvärmeturbinen för att sedan kondenseras emot nätet i fjärrvärmekondensatorerna (jämför mottrycksdrift i kapitel 3.2). De anslutande ångledningarna till bränslefabriken medför att kraftvärmeverkets drifttid kan förlängas över året enligt figur 7. Det vill säga ned till en lägre fjärrvärmelast jämfört med om endast kraftvärmeverket körs. Detta innebär en ökning av biobränsleomsättningen, både konsumtion (i ångpannan) och produktion (i bränslefabriken). Ångan som erfordras för bränsletorkningen genererar dessutom mer el, dels i kraftvärmeturbinen och dels i pelletsfabrikens kondensturbin. Cross-over ledningen direkt till kondensturbinen (se figur 6) kan jämföras med blandkondensdrift, enligt kapitel 3.2. Kraftvärmeverkets lastökning p.g.a. bränslefabriken åskådliggörs i figur 7 nedan. Figur 7. Lastvariationer över året med och utan pelletstillverkning [4]. 21

Ångpanna och turbin har möjlighet till överlast med 10 %. Vid konventionell drift, dvs. utan integreringen och utan möjlighet till blandkondensdrift, skulle kraftvärmeverket följa fjärrvärmenätets effektvariationer slaviskt över året. Detta skulle begränsa både elutbytet, men även omsättningen av biobränsle. Integreringen innebär istället att kraftvärmeverkets produktionskapacitet även kan nyttiggöras när denna inte fullt ut behövs för fjärrvärmeproduktion. Det vill säga inom dellastområdet. Produktionsnivån för pellets varierar beroende på fjärrvärmebehovet (följaktligen ångtillgången) samt efterfrågan på pellets. Slutsatser (kopplat till fjärrvärme) Bränslefabriken ger möjlighet att förlänga drifttiden för kraftvärmeverket Drift är möjligt mot ett mindre mottrycksunderlag i fjärrvärmenätet än vad som annars skulle vara möjligt (10,6 MW jämfört med 18 MW för detta fall) En högre elproduktion kan erhållas, dels i kraftvärmeturbinen och dels i lågtryckskondensturbinen. Integreringen möjliggör en ökning av elproduktionen med 40-50 % per år (134 GWh (bara H2) till 175 GWh) med oförändrat mottrycksunderlag för kraftvärmeverket. 22

3.4 Distribution av fjärrvärme Distribution av fjärrvärme är en ytterst komplex process som i sin natur är icke-linjär. Detta innebär att det är mycket svårt, för att inte säga omöjligt, att behandla fjärrvärmedistributionen i ett specifikt fjärrvärmenät heltäckande och tillförlitligt. Generellt ökar dessutom komplexiteten med nätets storlek, antal ringmatningar och förgreningar mm, vilket figur 8 visar att Skellefteå centrala fjärrvärmenät i synnerhet är ett exempel på. Figur 8. Översiktsbild över Skellefteå centrala fjärrvärmenät. Tryckgränser I ett fjärrvärmenät med hetvatten som värmebärare begränsas distributionen först och främst av vilka tryckgränser som råder i nätet. Tryckhållningen och nätregleringen måste vara sådan, att såväl maximi- som minimitryck innehålls överallt i nätet [2]. Konstruktionstryck (eller absoluttryck) betecknar det maximala tryck som tillåts och begränsas av de trycksatta elementen som ingår i ett fjärrvärmenät. Rör, värmeväxlare, ventiler mm. brukar därför vara dimensionerande för samma tryck. Nedåt begränsas det tillåtna trycket i ett fjärrvärmenät av olika sorters kokningsfenomen [2]. Konsekvenserna om denna trycknivå underskrids är exempelvis ångimplosioner, tryckslag samt kavitationsrisk i pumpar. Trycknivån bör ligga så att lägsta trycket i systemet överstiger kokpunkten vid framledningstemperaturen med viss marginal [2]. Även höjdvariationer inom topografin påverkar tryckfördelningen i ett fjärrvärmenät. I låga områden kan trycket i framledningen vara högre än efter cirkulationspumpen, och i höga områden kan trycket i returledningen vara lägre än före cirkulationspumpen. 23

Tryckhållning Tryckhållningssystem används som beteckning för det delsystem som har till uppgift att upprätthålla en önskad trycknivå i nätet och att ombesörja kompensation för den inneslutna vattenmassans volymvariationer vid olika temperaturer och för in- och utläckande vatten [2]. Beroende på fjärrvärmenätets storlek mm. finns en rad olika lösningar för detta ändamål som generellt kan delas in i två grupper. Dynamiska tryckhållningssystem där en eller flera tryckhållning- alternativt tryckhöjningspumpar arbetar parallellt med ventiler. Dynamiska tryckhållningssystem har fördelen att man med olika typer av reglertekniska lösningar kan variera börvärdet för det kontrollerade nättrycket på ett lämpligt sätt med driftläget, vilket innebär att man inte behöver konstanthålla trycket [3]. Dynamiska tryckhållningssystem reagerar även snabbare än statiska tryckhållningssystem, men är dock mer känsliga för strömavbrott. Statiska tryckhållningssystem baseras på olika möjliga varianter av vattenpelarprincipen. I ett fjärrvärmenät tillämpas denna princip genom en icketrycksatt ackumulatortank som är så pass hög att den ger ett erforderligt statiskt tryck vid anslutningen till nätet. Statiska tryckhållningssystem har fördelen att de är mindre känsliga för strömavbrott och ovan nämnda princip har dessutom fördelarna sett ur produktionsperspektivet [7]. Ett skäl till att det finns en tendens att välja olika lösningar på tryckhållningen i stora och små system är, att de vattenflöden som vid volymsvariationer eller läckage måste matas in och ut ökar med nätets storlek. I kombinationslösningar kan man utnyttja fördelar med de båda typerna, statisk och dynamisk tryckhållning. 24

3.5 Produktion och distribution av fjärrvärme i Skellefteå 3.5.1 Produktion Den totala fjärrvärmeproduktionen i Skellefteå 2007 utgörs av basproduktionsanläggningen på Hedensbyn, 1, samt spetslastenheterna 2-5 enligt figur 9. Figur 9. Fjärrvärmenätet med produktionsanläggningarna som utnyttjats 2007. I tabell 3 visas information om pannorna, där numreringen korresponderar med figur 9. Tabell 3. Skellefteås centrala näts spetslastpannors bränsletyp, verkningsgrad och nominella effektområde. Nummer Anläggning Bränsle Nominellt? effektområde [MW] Hedensbyn 1 H2 Träbr. / torv 24-98 0,91 1 H1 Träbr. / torv 6,25-25 0,91 1 PPC10 VRD 2-12 0,87 2 Lasarettet e01 2,5-25 0,9 3 Kuggstången e01 2-12 0,87 4 Skruven e01 2,4-12 0,85 5 Dalen olja VRD 2-12 0,85 Förutom kraftvärmeverket H2 som utgör den största delen av fjärrvärmeproduktionen finns ytterligare två värmeproducerande pannor på Hedensbyn, hetvattenpannan H1 samt PPC10 som reservlast, se tabell 3. Hetvattenpannan H1 är baserad på BFB-teknik och bränslet för både H1 och H2 är i huvudsak trädbränsle och torv. För uppstart, nedeldning samt varmhållning finns dock oljebrännare som eldas med VRD-olja. Dessutom finns en ackumulatortank med en höjd av 55 m och en total volym på 15 000m 3. Urladdningskapaciteten för ackumulatortanken framgår av ekvation (3-6). 25

c p V T Pack = ρ max (3-6) t, där? = Densitet [kg/m 3 ] C p = Värmekapacitet [J/kg C] T = Temperaturskillnaden [ C] V = volym [m 3 ] Genom att ta hänsyn till dödvolymer i toppen och botten på ackumulatortanken, som är nödvändiga för att förhindra hastig kondensation [7], är ackumulatortankens kapacitet cirka 660 MWh. Figur 10 visar den totala fjärrvärmeproduktionen under årets kallaste del med kronologisk tidsaxel. Ytan Olja centralort netto i figur 10, motsvarar summan av spetslastenheterna 2-5 i figur 9. Som man kan se fungerar ackumulatortanken som en säkerhet när driftproblem uppstår i H2. Figur 10. Nettoproduktionen från samtliga produktionsenheter under årets kallaste del. Fördelningen av den totala årliga fjärrvärmeproduktionen, mellan enheterna i tabell 3 åskådliggörs i figur 11. 26

Figur 11. Fjärrvärmeproduktionen för 2007, där bidraget från de olika produktionsenheterna är redovisade. Driftfallen för H2, H2:1, H2:2 samt H2:3 visas i tabell 4. Tabell 4. Driftfall för kraftvärmeverket H2 [12]. Nettoeffekt Värmeeffekt Eleffekt Torkeffekt [MW] [MW] [MW] [MW] H2:1 89 47 28 14 H2:2 66 32 19 15 H2:3 38 12 6 10 27

3.5.2 Distribution Fjärrvärmenätets parallellkopplade kunder har ett minimikrav på att difftrycket är minst 1 bar över abonnentcentralen för att det skall vara tillräckligt med primärt flöde i värmeväxlaren för att kunna få ut den önskade effekten. Kunderna märker alltså av ett för lågt difftryck genom en lägre temperatur på varmvatten till värmesystemet. I figur 12 visas under angivet tidsspann i nätets periferi, motsvarande två mätpunkter av difftrycket längst till vänster i figur 9. Som figur 12 visar har det inträffat att leveransen av fjärrvärme vid ett antal tillfällen inte varit tillfredsställande. Figur 12. Difftryck i nätets periferi. Fjärrvärmen distribueras från Hedensbyn med ett maximalt difftryck på 9 bar som blir begränsande för distributionen. Konstruktionstrycket (materialkvalitet) är anpassat till 16 bar (vid 120 C), men i praktiken uppgår detta till maximalt 14 bar på grund av topografiska variationer i fjärrvärmenätet. Den 50 meter höga ackumulatortanken på Hedensbyn är tryckhållande för fjärrvärmenätet och skapar ett systemtryck på 5 bar i returledningen. Distributionspumpen på Hedensbyn varvtalsstyrs efter difftrycket på Sirius, som är en mätpunkt i centrala stan. Indirekt är difftrycket på Mobacken styrande och erfarenhetsmässigt är sambandet mellan difftrycket på Mobacken och Sirius känt av driftteknikerna på Hedensbyn. I bilaga 1 visas teknisk data för distributionspumpen på Hedensbyn samt styrkurva för framledningstemperaturen [12], och i bilaga 2 visas en illustration av fjärrvärmenätets cirkulationstid [13]. 28

4 Metod Detta kapitel inleds med en kortfattad beskrivning av metoden för insamling och behandling av produktionsdata som applicerats, och följs därefter av en beskrivning av programmet Ettnoll FV 2.6, inkluderat dess approximationer och begränsningar, som behandlat distributionen av fjärrvärme i detta examensarbete. Därefter beskrivs och motiveras de olika fall som simulerats i ovan nämnda program, med syfte att utöka värmedistributionen från Hedensbyn. Kapitlet avslutas med företagsekonomiska resonemang och förutsättningar, dels kring alternativet att konvertera eller ersätta någon av de befintliga spetslastenheterna till en biobränsleeldad produktionsenhet, samt alternativet tryckhöjningspump. 4.2 Produktion Genom loggning av mätdata från varje produktionsenhet i fjärrvärmenätet, lagras all produktionshistorik i P.G.I.M (Power Generation Information Manager). Varje mätt parameter från respektive enhet tilldelas en signal, en så kallad tagg. Kontinuerliga produktionsuppföljningar utförs av företaget med data främst från denna historikdatabas. Genom att importera tillgänglig data från historikdatabasen till MS Excel (eller något alternativt databehandlingsprogram), kan sammanställningar och beräkningar utföras där. I detta projekt har data behandlats i MS Excel, främst utifrån effekter med timupplösning från de aktuella produktionsenheterna, det vill säga bas- samt spetslastenheterna som listats i kapitel 3.5.1. På detta sätt har en nulägesbild över produktionen skapats och analyserats. I tabell 5 nedan redogörs vilka signaler (taggar) från P.G.I.M. som använts. Tabell 5. Använda mätta parametrar från P.G.I.M. Enhet Prod. Hedensbyn [MW] Prod. Lasarettet [MW] Prod. Kuggstången [MW] Prod. Skruven [MW] Prod. H2 [MW] Prod. H1 [MW] Ackumulatortank Hedensbyn [MW] Utomhustemperatur [ C] Signal \\PGIM\HCS\800XA\UI2307_1.IN \\PGIM\FIX2SIRI\FIX2SIRI\LA1_EC393_AR.F_CV \\PGIM\FIX2SIRI\FIX2SIRI\KS_FQ235-1.F_CV \\PGIM\FIX2SIRI\FIX2SIRI\SK_UC262_PV.F_CV \\PGIM\HCS\800XA\UI2330.IN \\PGIM\HCS\800xA\UC1306.PV \\PGIM\HCS\800XA\UI2706.IN \\PGIM\HCS\800XA\TI1302_1.IN En analys av mätosäkerheten har utförts genom att verifiera samt korrigera energimängder månadsvis från befintliga produktionsuppföljningssdokument. 4.3 Distribution Frågor rörande distributionen av fjärrvärme i Skellefteå har behandlats i programmet Ettnoll FV 2.6. I Ettnoll FV 2.6 finns en beräkningsmotor, utvecklad av MECAD, som beräknar påverkande parametrar för distributionen av fjärrvärme, så som exempelvis tryckfall, flöden och hastigheter. Fjärrvärmenätet med dess faktiska rördimensioner samt alla 29

produktionsanläggningar med geografisk placering är skapad i programmet. Varje enskild tryckfallsberäkning byggs upp av inställningar i olika steg som ingående beskrivs i bilaga 3. Beräkningsresultat från simuleringarna har jämförts med behandlad produktionsdata. De approximationer som beräkningarna begränsats till är följande: Fjärrvärmenätet approximeras som statiskt vid beräkningarna enligt steg 3, se bilaga 3. Detta innebär att belastningen, eller andelen av abonnerad/debiterad effekt, blir samma för samtliga kunder. Tidsgradienter för avkylning vid fjärrvärmedistribution är ej utvecklad i denna version av programmet. 4.3.1 Simuleringar i Ettnoll FV 2.6 Varje simulerat fall har byggt på följande förutsättningar. Samma grundinställningar har använts, men nätbelastningen (effektfaktorn) har justerats utifrån varje fall. Beräkningarna har kontrollerats och korrigerats mot uppmätta data från givare. Utjämning av difftryck har prioriterats i simuleringarna. Simuleringarna har syftat till att maximera värmedistribution från Hedensbyn. Fall 1: Referensfall Den första frågeställningen som prioriterades var hur mycket fjärrvärmeeffekt som i dagsläget kan distribueras från Hedensbyn. Följande inställningar har använts: T F = 110 C ; T R = 55 C?T=55 C Minsta difftryck över abonnentcentral = 1 bar Detta kan ses som ett optimalt fall med maximal avkylning i fjärrvärmenätet samt att ingen spetslastenhet utnyttjas. Nätets belastning, eller effektfaktorn, har beräknats för ett maximalt difftryck på 9 bar i Hedensbyn. Denna maximala trycknivå baseras på tillgängliga historiska produktionsdata. Fall 2: Tryckhöjning 2 bar Kuggstången Efter övervägande med styrgruppen beslutades att genom simuleringar utreda om distributionen gynnas, samt hur nätdynamiken utformas, om nätets sämsta punkt i periferin reduceras med en tryckhöjningsstation. Olika placeringar av pumpstationen simulerades och utvärderades. Den mest intressanta placeringen av pumpstationen befanns i närheten av Kuggstången, se figur 13. Detta motiveras dels av att tryckhöjningspumpen gynnar ett tillräckligt stort distributionsområde, samt av att företaget har mark på Kuggstången (spetslastpanna) där en pumpstation relativt enkelt kan placeras. Ett annat möjligt alternativ till nybyggnad av en pumpstation kan med denna placering också vara att utnyttja den befintliga distributionspumpen i spetslastanläggningen. 30

Figur 13. Fjärrvärmenätet utan karta där tryckhöjningsstationens geografiska placering är markerad med pilen. Fall 3: Tryckhöjning 2 bar Kuggstången samt 1 bar Sunnanåskolan Simuleringarna i fall 2 indikerade att nätets nya sämsta punkt lokalt flyttades till Sunnanå, se figur 14, när denna reducerades från Mobacken. Figur 14. Lokalisering av nätets nya sämsta punkt (enligt fall 2) och Sunnanåsskolan. Företaget installerade 1992 en tryckhöjningspump på Sunnanåskolan, som höjde trycket 2 bar på returledningen. Denna fungerade inte tillfredsställande och nyttjades därför inte under någon längre tid. Pumpen finns dock kvar på plats med kulvert dragen till returledningen. Genom att nätets sämsta punkt flyttades till Sunnanå, samt möjligheten att utnyttja den befintliga pumpen på Sunnanåskolan och samköra den med pumpen på Kuggstången så simulerades också detta fall. 31

Fall 4: Ny kulvert (DN 125 250) mellan Tuböleskolan och Företagsvägen, med samt utan tryckhöjning 2 bar Kuggstången Förtaget byggde älvsledningen i slutet av 2006, se figur 15, vilket förändrade nätdynamiken. Efter det att älvsledningen togs i drift, flyttade nätets sämsta punkt permanent till Mobacken. Motivet för att dra en ny kulvert mellan Tuböleskolan och Företagsvägen på Anderstorp, se figur 15, är att minska det höga tryckfall som illustreras i figur 15, och på så vis gynna distributionen på Sörböle och Sunnanå. Detta fall simulerades både med och utan tryckhöjningen på Kuggstången. Figur 15. Inom det inringade området visas ett högt tryckfall, markerat med rött. Den blå linjen motsvarar den tänkta nya kulverten mellan Tuböleskolan och Företagsvägen. Figur 16. Den streckade linjen motsvarar den nya kulverten med en längd av 440 meter. 32

4.4 Förutsättningar ekonomi Den ekonomiska besparingspotentialen som de olika fallen (eventuella investeringarna) bygger på, är att återbetalningen består av att minska oljeanvändningen vid fjärrvärmeproduktion och ersätta denna med biobränsleproducerad fjärrvärme. Bedömningen av den biobränsleproducerade energimängd som kan ersätta oljeproducerad energi baseras på sammanställd produktionsdata från 2007. Drifttekniska aspekter, så som höjd framledningstemperatur, samt förändrad pelletsproduktion i bioenergikombinatet inkluderas ej i de ekonomiska bedömningarna. 33

5 Resultat De resultat som presenteras i detta kapitel är dels vilken potentiell utökad värmedistribution från Hedensbyn som är möjlig för respektive simulerat fall i Ettnoll FV 2.6, samt vilka nätdynamiska aspekter som enligt simuleringarna skulle bli följden av respektive åtgärd. Det vill säga var den nya sämsta punkten hamnar. Tryckfallsberäkningarna i kombination med behandlad produktionsdata ligger till grund för dessa resultat. 5.1 Simuleringar Fall 1: Referensfallet Utifrån de förutsättningar som presenteras i kapitel 4.3 visar simuleringarna att 99 MW i dagsläget kan distribueras från Hedensbyn. Difftrycksituationen i olika mätpunkter samt var de högsta tryckfallen återfinns i nätet vid detta höglastfall visas i figur 17. Figur 17. Difftryck i olika mätpunkter i fjärrvärmenätet efter simuleringen enligt fall 1. Med grund från de produktionsdata som insamlats och behandlats är det rimligt att 99 MW kan distribueras vid dessa förhållanden. Difftrycken som visas enligt simuleringen stämmer bra överens med de difftrycksgivare som finns tillgänglig i P.G.I.M från liknande driftfall. Som tidigare nämnts, och som även simuleringsresultatet i figur 17 visar, blir difftrycket på Mobacken (längst till vänster i figuren) styrande för hur mycket värme som kan distribueras från Hedensbyn. 34

Fall 2: Tryckhöjning 2 bar Kuggstången Figur 18 visar att utifrån samma nätbelastning (effektfaktor) som i fall 1, kan samma effekt (99 MW) distribueras vid ett difftryck på drygt 8 bar på Hedensbyn. Figur 18. Difftryck i olika mätpunkter i fjärrvärmenätet med tryckhöjningspump 2 bar på Kuggstången vid samma nätbelastning som referensfallet. Eftersom 9 bar i difftryck är begränsade vid Hedensbyn indikerade detta att det finns utrymme att distribuera mer värme. Effektfaktorn, det vill säga belastningen på nätet, höjdes således till denna gräns uppnåddes. Figur 19 visar difftrycksituationen vid maximal värmedistribution för detta fall. 35

Figur 19. Difftrycket i olika punkter vid maximal värmedistribution för fall 2. Vid detta fall visade simuleringarna att drygt 105 MW kunde distribueras från Hedensbyn, det vill säga en möjlig ökning med 6 MW genom att införa en tryckhöjningspump som höjer framledningstrycket 2 bar på Kuggstången. Nätets sämsta punkt är enligt figur 19 lokalt på Sunnanå (1,02 bar). Dock återfinns nätets sämsta område på Medlefors, där difftrycket ligger i storleksordningen 0,3-0,5 bar under difftrycket på Sunnanå. Fall 3: Tryckhöjning 2 bar Kuggstången samt 1 bar Sunnanåskolan Genom att kombinera körningen i fall 2 med 1 bar höjning av framledningstrycket vid Sunnanåskolan visade simuleringarna att 106,5 MW kunde distribueras från Hedensbyn. Alltså en dryg höjning med 7,5 MW jämfört med referensfallet. Både sämsta punkten samt sämsta området flyttades till Medlefors. Difftryck för detta fall på Sörböle samt Sunnanå illustreras i figur 20. 36

Figur 20. Difftrycket nära tryckhöjningspumpen vid Sunnanåskolan efter simuleringen enligt fall 3. Fall 4: Ny kulvert (DN 125 250) mellan Tuböleskolan och Företagsvägen, med samt utan tryckhöjning 2 bar Kuggstången Efter att den nya kulverten lagts in i simuleringarna erhölls följande resultat: UTAN tryckhöjning 2 bar Kuggstången Hedensbyn: 100,5 MW, 9 bars difftryck. Sämsta punkten och sämsta området för detta fall utan tryckhöjningspumpen på Kuggstången återfinns på Mobacken MED tryckhöjning Kuggstången Hedensbyn 107 MW, 9 bars difftryck. Sämsta punkten och sämsta området för detta fall med tryckhöjningspumpen på Kuggstången återfinns på Medlefors. 37

5.2 Resultatsammanfattning simuleringar I resultatsammanfattningen nedan anges levererad effekt från Hedensbyn (9 bars difftryck), det område som har det genomsnittligt lägsta difftrycket samt difftrycket och placering av den sämsta punkten i hela fjärrvärmenätet. Fall 1: Referensfallet Hedensbyn: 99 MW Sämsta område: Mobacken, difftryck = 1-1,35 bar Sämsta punkt: Mobacken, difftryck = 1 bar Fall 2: Tryckhöjning 2 bar Kuggstången Hedensbyn: 105 MW Sämsta område: Medlefors, difftryck = 1,20-1,35 bar Sämsta punkt: Sunnanå, difftryck = 1 bar Fall 3: Tryckhöjning 2 bar Kuggstången samt 1 bar Sunnanåskolan Hedensbyn: 106,5 MW Sämsta område: Medlefors, difftryck = 1-1,35 bar Sämsta punkt: Medlefors, difftryck = 1 bar Fall 4: Ny kulvert (DN 125 250) mellan Tuböleskolan och Företagsvägen - UTAN tryckhöjning 2 bar Kuggstången Hedensbyn: 100,5 MW Sämsta område: Mobacken, difftryck = 1-1,35 bar Sämsta punkt: Mobacken, difftryck = 1 bar - MED tryckhöjning 2 bar Kuggstången Hedensbyn: 107 MW Sämsta område: Medlefors, difftryck = 1-1,35 bar Sämsta punkt: Medlefors, difftryck = 1 bar 38

5.2 Ekonomi Två grova ekonomiska kalkyler har gjorts för de mest intressanta fallen. I kalkylerna redovisas använda förutsättningar samt beräknad återbetalningstid. 1: Tryckhöjning 2 bar Kuggstången Förutsättningar som använts är: Befintlig pump till oljepannan utnyttjas Från Hedensbyn kan valet tryckhöjning/panndrift göras Sommartid bypassas panna/pump med manuell ventil Systemverkningsgrad olja = 0,82 Kostnadsuppskattning för projektet: 430 tkr [14] Besparing: Fastbränsleproducerad energi ersätter olja Bedömning av denna energimängd är 220 MWh/år, [14] [12], enligt belastningsdiagrammet i figur 10. Prisskillnad mellan olja & fastbränsle: 400 kr/mwh [17] Återbetalningstid: 5 år. 2: Biobränslepanna Kuggstången Förutsättningar som använts är: Pelletspanna 3 MW ersätter befintlig oljepanna Systemverkningsgrad olja = 0,82 Kostnadsuppskattning: 1 Mkr [13] Besparing: Fastbränsleproducerad energi ersätter olja Bedömning av denna energimängd är 3863 MWh/år, enligt varaktighetsdiagrammet i figur 12. Prisskillnad mellan olja & pellets: 270 kr/mwh [17] Återbetalningstid: 6 år. 39