Energieffektivisering vid Stornorrfors vattenkraftsstation med fokus på värmeåtervinning Madeleine Hagelberg Civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå universitets tekniska högskola. (löpnr. som tilldelas) Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation
Sammanfattning På uppdrag av har detta examensarbete genomförts under våren 2010, som en del i ett pågående projekt, ventilationsåtgärder vid Stornorrfors kraftstation. Målet med examensarbetet var att ta fram ekonomiskt hållbara åtgärdsförslag som på sikt kunde minska Vattenkraftstationens energiförbrukning, med fokus på värmeåtervinning. En kartläggning av generatorerna G1-G4 samt huvudtransformatorerna T12 och T34 förluster, varierat över året, har genomförts. Dels värmeavgivning till omgivningen men även andel till kylvatten beräknades för värmeåtervinnings- samt ventilationsunderlag. Dessutom belystes samt övergripande lokaliserades möjliga energieffektiviseringsåtgärder för anläggningen. De totala förlusterna, dvs. värmeavgivning till både omgivande luft samt kylvatten, beräknades utifrån leveransprovers förlustresultat varav de viktades gentemot produktionens effekt. För förlustandel till omgivningen beräknades konvektions- och strålningsförluster varav omfattande temperaturmätningar genomfördes. Kylvattenmätningar genomfördes på generatorernas kylvattensystem. De totala förlusterna från generatorerna varierar mellan 1,5-8,6 MW beroende på årstid. Energimässigt produceras ca 40 GWh förluster per år. Kylvattenmätningar visar på ett totalt energiinnehåll i kylvattnet på ca 30 GWh per år. På grund av aggregatens oregelbundna drift är återvinning från alla aggregaten nödvändig, för att i kylvattnet behålla ett kontinuerligt lägsta effektinnehåll. De totala förlusterna från T12 och T34 är ca 5 GWh per år. Årstidens driftförhållanden medförde att kylvattenmätningar ej kunde genomföras varvid andelen till kylvatten har lägre tillförlitlighet än motsvarande resultat för generatorerna. Uppskattningsvis finns dock ca 1,2 GWh oktober-april att tillgå i kylvattnet. Effektinnehållet varierar kraftigt. Värmeavgivningen från generatorerna till maskinsal och generatorplan, i form av konvektion, strålning och varma luftflöden, är för vinterdriftfall ca 30 kw per aggregat. Transformatorernas värmeavgivning till transformatorsalen är något lägre. Dock bör beaktning tas till att värmeproblemen är avsevärt större under sommarhalvåret, då produktionen är som störst, varvid mätningar även under den perioden bör genomföras för än mer realistiskt underlag. De närmast anslutande, till värmeåtervinningssystem, energiförbrukarna, ligger ca 90 m ovanjord, och är stationens personal respektive verkstadsbyggnad. Byggnadernas totala effektbehov för uppvärmning och ventilation, beräknades vara 185 kw vid 23 o C samt 220 kw vid 30 o C. Motsvarande energiförbrukning är 440 MWh per år. Systemförslag 1, där en gemensam kylvattenkrets från huvudtransformatorerna T12 och T34 dras ovanjord till en ventilationsbyggnad, för uppvärmning av stationens tilluft, samt anslutningar till personalbyggnad och verkstad, anses som det mest kostnadseffektiva förslaget med en energibesparing på 220 MWh per år, lågt räknat ca 114 000 kr per år. Om ventilationsbygganden inte beräknas in till investeringskostnaderna är Pay-off tiden knappt 9 år, vilket är högt men realistiskt. Dock krävs både värmepump för att höja framledningstemperaturen samt elpanna för att täcka effekttoppar. Den överlägset största effekt- och energitillgången finns dock i generatorernas kylvattenkretsar. Dock krävs mer omfattande ombyggnationsarbeten nere i stationen, varvid risken för produktionsstörningar ökar. Den lågvärdiga energin, vintertid ca 22 o C, bidrar förutom behov av värmepump även till dyrare rör, för transport av det höga flödet. Dyrare systemlösning kräver att större energibehov kan anslutas för att investering skall vara lönsamt, spillvärmesystem. Systemförslag 3, där ett enrörssystem dragits ca 4 km ut till utskov/damm området, utnyttjar effekt- och energitillgångarna till en större utsträckning vilket motiverar för värmeåtervinning från generatorerna. Förslaget har dock allt för övergripliga kostnads- respektive besparingsuppskattningar för att avgöra lönsamhet i dagsläget. De dock i nuläget enorma, helt outnyttjade effekt- och energitillgångarna från generatorerna, samt att den grovt uppskattade Pay-off tiden på 20 år indikerar på realistiska möjligheter, motiverar till framtida undersökningar. Detta både för långsiktig ekonomisk men också miljömässig lönsamhet. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation
Abstract On behalf of Vattenfall AB, Hydro power this master thesis has been implemented in the spring of 2010, as part of an ongoing project: Renewal of the ventilation system at Stornorrfors Hydro power plant. The aim of the project was to develop economically viable proposals that ultimately could reduce the energy consumption of the power plant, with focus on heat recovery. The variation of heat losses from generator G1-G4 and main transformers, T12 and T34, to surroundings and cooling water was determined. These data were used for heat recovery and ventilation systems calculations. Furthermore, some possible overall energy-efficiency measures for the station were elucidated. The total losses, ie. heat to both ambient air and cooling water, were calculated by loss results from delivery tests, of which were weighted towards power production. Loss to the surroundings was estimated by convection and radiation calculations, based on numerous temperature measurements. Extensive measurements were carried out on the generator cooling water system. The total losses from the generators are 1.5 to 8.6 MW, depending on the season. The annual energy losses are approximately 40 GWh, of which about 30 GWh may be recovered from the cooling water. However, recycling from all aggregates is required due to irregular operation in order to maintain the required temperature. The total annual losses from the transformaters were about 5 GWh, of which about 1.2 GWh may be recovered from the cooling water during, October to April. The power content varies widely. Because of seasonal operating conditions, cooling water measurements could not be done and therefore results are less reliable compared with generator data. The heat from the generators to surrounding areas, in the form of convection, radiation and warm flow of air, was about 30 kw per unit for winter operation. The heat losses from the transformers to transformer room were slightly lower. However, the thermal problems are considerably greater during the summer months, when production has its peak, which should be taken into consideration. Measurements during that period should be made for more reliable results. The nearest energy consumers, suitable for connecting to heat recovery systems, are located about 90 m above ground, and are the station's staff and workshop building. The buildings total power demand for heating and ventilation, was calculated to be 185 kw at 23 o C and 220 kw at 30 o C. The corresponding annual energy consumption is 440 MWh. System Proposal 1, in which a common cooling water circuit of the main transformers T12 and T34 are dragged above ground to a ventilation building, for heat recover to the station's air supply, with connections to the staff building and workshop building, is considered as the most cost effective proposal. Energy saving of 220 MWh per year, conservative about 114 000 SEK per year are expected. If the ventilation building was not included into the estimated investment costs, the pay-off time are less than 9 years, which is high but realistic. However, both a heat pump, to raise the supply temperature, and an electric boiler to cover peak load are needed. However, the largest power and energy supply is, by far, the generator cooling water circuits. Nevertheless, more extensive reconstruction works close to production machines are needed, with increased risk of disruptions to production. The low-grade energy, in winter about 22 o C, contributes, in addition to the heat pump also the need of more expensive pipes, for transporting the large flow. Expensive system solution requires higher amount of energy consumers connected to profitable investment. Proposal 3, in which a pipe system reached about 4 km to the dam area, using power and energy assets to a greater extent justifies heat recovery from the generators. The cost and savings estimates however, are to widely to determine the viability of the current situation. However, the currently huge, completely untapped power and energy assets from the generators, and a pay-off period of 20 years, roughly estimated, indicates realistic options, both by long-term economic but also environmental viability, which warrants future studies. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation
Förord Detta examensarbete omfattar 30 högskolepoäng som är en obligatorisk del av Civilingenjörsutbildningen energiteknik vid Umeå Universitet, tekniska högskola. Arbetet utfördes vårterminen 2010 på uppdrag av Vattenfall AB, Vattenkraft, där examensarbetet blev en del i ett aktivt projekt, ventilationsåtgärder vid Stornorrfors kraftstation. Vattenfall AB tillhandahöll med handledare, kontorslokal, ekonomiskt stöd och diverse mätutrustning för att möjliggöra arbetet. Arbetet har varit lärorikt där främst möjligheten till att aktivt genomföra examensarbetet inom pågående projekt varit väldigt utvecklande. På så sätt ökades insikten inom företagets arbetssätt. Jag vill tacka, med företagshandledaren Mikael Berg, som gav mig de möjligheterna. Även Rune Eliasson, områdesansvarig, som belyste de önskemål för stationen som lämpligen kunde tilläggas i form av examensarbete, till det planerade ventilationsprojektet. Runes ofattbara kunskap om anläggningen samt positiva inställning till energiåtgärder har varit till stor hjälp i arbetet. Även Umeå Universitets handledare Staffan Anderson skall ha ett stort tack för stöd och hjälp. Jag vill även tacka Markus Sandström VSN, Vattenfall Services Nordic, för all hjälp med kylvattenmätningarna vid kraftstationen. Vill också belysa Tomas Holmqvist, Anders Berggren och Sten Oskarsson från VSN för dess ovärderliga insikt om stationens drift och funktion, likaså personalbyggnad och verkstad. Hela Stornorrfors kraftstations arbetare tackas för dess trevliga bemötande, hjälp och reflektioner vid platsbesöken. Erik Odén, Sodexo och Anders Häggström, Vattenfall fastighet, för deras kunskaper inom energikartläggning av byggnader samt Anders personliga engagemang för värmeåtervinningsfrågor. Jacob Wikner, avdelningschef Vattenfall projekt för hans förtroende, engagemang och vilja att ge mig insikt och kontakter inom företaget. Slutligen vill jag tacka hela kontorsavdelningen för dess positiva bemötande, otroliga kompetens samt engagemang i mitt arbete. Umeå, maj 2010 Madeleine Hagelberg Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation
Innehållsförteckning INLEDNING 1 1.1. Bakgrund 1 1.1.1. Vattenkraft 1 1.1.2. Lokalkraft 1 1.2. Stornorrfors kraftstation 1 1.2.1. Stornorrfors elförbrukning 2 1.3. Syfte och mål 2 1.4. Avgränsningar och upplägg 2 2. TEORI: KARTLÄGGNING AV GENERATORERNAS RESPEKTIVE TRANSFORMATORERNAS VÄRMEFÖRLUSTER 4 2.1. Förlustberäkningar 4 2.1.1. Generatorer 4 2.1.2. Transformatorer 4 2.1.3. Belastningsförluster 4 2.1.4. Naturlig konvektion 5 2.1.5. Påtvingad konvektion 6 2.1.6. Kombinerad påtvingad och naturlig konvektion 7 2.1.7. Strålningsförluster 7 2.1.8. Totala förluster 7 2.2. Effektberäkningar 8 3. METOD: KARTLÄGGNING AV GENERATORERNAS RESPEKTIVE TRANSFORMATORERNAS VÄRMEFÖRLUSTER 9 3.1. Beräknade, totala förluster 9 3.1.1. Generatorer 9 3.1.2. Transformatorer 9 3.2. Förluster till kylvatten 9 3.2.1. Generatorer 9 3.2.2. Transformatorer 11 3.3. Förluster omgivning 12 3.3.1. Generatorer 12 3.3.2. Transformatorer 14 4. RESULTAT: KARTLÄGGNING AV GENERATORERNAS RESPEKTIVE TRANSFORMATORERNAS VÄRMEFÖRLUSTER 15 4.1. Beräknade, totala förluster 15 4.1.1. Generatorer 15 4.1.2. Transformatorer 16 4.2. Förluster till kylvatten 18 4.2.1. Generatorer 18 4.2.2. Transformatorer 23 Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation
4.3. Förluster omgivning 25 4.3.1. Generatorer 25 4.3.2. Transformatorer 26 5. DISKUSSION: KARTLÄGGNING AV GENERATORERNAS RESPEKTIVE TRANSFORMATORERNAS VÄRMEFÖRLUSTER 28 5.1. Beräknade, totala förluster 28 5.1.1. Generatorer 28 5.1.2. Transformatorer 28 5.2. Förluster till kylvatten 28 5.2.1. Generatorer 28 5.2.2. Transformatorer 29 5.3. Förluster till omgivningen 30 5.3.1. Generatorer 30 5.3.2. Transformatorer 30 6. TEORI: KARTLÄGGNING AV ENERGIFÖRBRUKARE 32 6.1. Effektbehov 32 6.2. Energibehov 34 6.3. Normalårskorrigering 34 6.3.1. Gradtimmar 34 6.4. Energisignatur 35 6.5. Uppskattning av förbrukning utifrån schablonvärden 36 7. METOD: KARTLÄGGNING AV ENERGIFÖRBRUKARE 37 7.1. Personalbyggnaden 37 7.2. Verkstadsbyggnaden 38 7.3. Översikt lokalkraften samt övriga elabonnenter tillhörande Stornorrfors kraftstation 38 8. RESULTAT: KARTLÄGGNING AV ENERGIFÖRBRUKARE 39 8.1. Personalbyggnad 39 8.2. Verkstadsbyggnad 40 8.3. Översikt lokalkraft samt övriga elabonnenter tillhörande Stornorrfors kraftstation 43 9. DISKUSSION: KARTLÄGGNING AV ENERGIFÖRBRUKARE 45 9.1. Personalbyggnad 45 9.2. Verkstadsbyggnad 45 9.3. Översikt lokalkraften samt övriga elabonnenter tillhörande Stornorrfors kraftstation 46 10. TEORI: VÄRMEÅTERVINNINGSFÖRSLAG 47 Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation
10.1. Ekonomisk modell, Pay-off metoden 47 10.2. Energipris, Spotpris 47 11. METOD: VÄRMEÅTERVINNINGSFÖRSLAG 48 11.1. Tidigare värmeåtervinningssystem inom 48 11.2. Systemförslag 1: Värmeåtervinning från T12 och T34 för uppvärmning av stationens tilluft, personalbyggnad samt verkstad. Ventilationsrum ovanjord 49 11.3. Systemförslag 2: Värmeåtervinning från G1-G4 för uppvärmning av personalbyggnad, verkstad. 51 11.4. Systemförslag 3: Värmeåtervinning från G1-G4 för spillvärmesystem 52 12. RESULTAT: VÄRMEÅTERVINNINGSFÖRSLAG 54 12.1. Systemförslag 1: Värmeåtervinning från T12 och T34 för uppvärmning av stationens tilluft, personalbyggnad samt verkstad. Ventilationsrum ovanjord 54 12.2. Systemförslag 2: Värmeåtervinning från G1-G4 för uppvärmning av personalbyggnad samt verkstad 55 12.3. Systemförslag 3: Värmeåtervinning från G1-G4 för spillvärmesystem 55 13. DISKUSSION: VÄRMEÅTERVINNINGSFÖRSLAG 56 13.1. Systemförslag 1: Värmeåtervinning från T12 och T34 för uppvärmning av stationens tilluft, personalbyggnad samt verkstad 56 13.2. Systemförslag 2: Värmeåtervinning från G1-G4 för uppvärmning av personalbyggnad samt verkstad 57 13.3. Systemförslag 3: Värmeåtervinning från G1-G4 för spillvärmesystem 58 13.4. Värmeåtervinningssystem inom 59 14. SLUTSATS 60 14.1. Kartläggning av generatorernas respektive transformatorernas värmeförluster 60 14.2. Kartläggning av energiförbrukare 60 14.3. Värmeåtervinningsförslag 60 15. FÖRSLAG PÅ FORTSATT ARBETE 61 15.1. Kartläggning av generatorernas respektive transformatorernas värmeförluster 61 15.2. Kartläggning av energiförbrukare 62 15.2.1. Personalbyggnad 62 15.2.2. Verkstadsbyggnad 62 15.2.3. Översikt lokalkraft samt övriga elabonnenter tillhörande Stornorrfors kraftstation 63 15.3. Värmeåtervinningsförslag 63 16. REFERENSER 64 Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation
BILAGOR Generator- och transformatordata Produktionsdata 2007-2009 Beräknade, totala förluster, 2007-2009 Kylvattenmätningar Underlag konvektions- och strålningsförluster Temperaturmätningar Underlag för personalbyggnad och verkstadens transmissions- och ventilationsförluster Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation
Inledning 1.1. Bakgrund Vattenfalls verksamhet bygger på att så långt det är möjligt tillgodose dagens energibehov utan att äventyra kommande generationers möjligheter att tillgodose sina behov. En av ambitionerna är att är att vara Nummer Ett för miljön och vara erkänd för detta. Energieffektivisering av verksamheten är därför ett av många viktiga fokusområden inom Vattenfalls miljö policy. Dessutom skulle en minskning av den lokala förbrukningen, vid en elproduktionsanläggning, innebära att mer el istället kan gå till försäljning, vilket ökar företagets ekonomiska styrka. En förutsättning för att skapa miljömässiga och sociala värden [1, 2]. 1.1.1. Vattenkraft Vattenkraft är en förnyelsebar energikälla och orsakar näst intill inga växthusgaser under drift. Däremot påverkar den miljön lokalt genom landskapsförändringar i form av uppdämning och torrläggning. Huvudprincipen för kraftslaget är att älvarnas vattenflöde och fallhöjd utnyttjas. Vatten däms upp för att skapa bättre fallhöjd och vattenmagasin. Vattnet strömmar ned till den lägre nivån där turbiner omvandlar lägesenergin till mekanisk energi som i sin tur driver generatorn. Generatorn omvandlar turbinens roterande rörelse till elektrisk energi som sedan via transformatorn anpassas till en spänningsnivå som är lämplig för elnätet. Vattenkraften står för nästan hälften av Sveriges elproduktion och ca en femtedel av världens [2, 3]. 1.1.2. Lokalkraft För att en elektrisk produktions- och distributionsanläggning skall fungera så krävs elektrisk energi, lokalkraft. Exempel på vad lokalkraften används till är pumpmaskiner, kontrollutrustning, manöverdon, och belysning. Normalt för en vattenkraftstation står lokalkraften för ca 0,2-1 % av stationens installerade effekt. Vid normal drift används stationens huvudsystem men vissa system kräver tillgång till elektrisk ström även vid driftstörningar. Därför är exempelvis kontrollutrustningen försedd med batterier [3]. Lokalkraftsfördelningen kartlagdes 2008 för fyra av Vattenfall AB vattenkraftsstationer. Dessa var Grundfors, Letsi, Laxede och Boden [4]. 1.2. Stornorrfors kraftstation Stornorrfors vattenkraftstation ligger i Umeälven, ca 1,6 mil väster om Umeå och ägs till knappt 25 % av Umeå Kommun, Vattenfall AB resterande 75 %. Kraftstationen är den energimässigt största i Sverige med en årlig normalproduktion på 2 298 GWh samt besitter en total aktiv effekt på 595 MW. Stationen ligger ca 100 m under jord, med en fallhöjd på ca 75 m. Anläggningen togs i drift år 1958 och har fyra stycken Francis turbiner. De större ombyggnationer som utförts är installation av ett fjärde aggregat, G4, 1985, ombyggnad till slutna kylsystem för alla fyra aggregaten 2004 samt en förnyelse av aggregat G1 mellan 2005-2006. Sommaren 2007 startade arbeten för att ytterligare förstärka säkerheten kring kraftverket. Klimatförändringar kan bidra till stundtals extrema vattenflöden som kraftverken behöver anpassas till. Omfattande arbete pågår vid Norrforsdammen där bland annat en ny fisktrappa byggs. För att ta tillvara energi från det strömmande lockvattnet har ett litet kraftverk, 5 MW, installerat i anslutning till fisktrappan. I anslutning till dammen ligger även en av Vattenfalls största fiskodlingar. Den nya fisktrappan, för främst lax och havsöring, är ett resultat av Vattenfalls samarbete med Vindelälvens Fiskeråd och Sveriges Lantbruksuniversitet. Arbetet planeras vara klart maj 2010 [2]. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 1 (66)
Stationen har relativt små reglermöjligheter av vattenflöde. Vindelälven, som är stort sett oreglerad, ansluter till Umeälv några kilometer innan kraftstationen. Detta innebär att kraftstationen produktionsnivå är beroende av älvens flödesförhållanden. Detta har lett till att stationen har sin absolut största produktion under sommarhalvåret, till följd av vårfloden. Anläggningens maskiner kräver kylning för att inte överhettas vilket sker främst med vatten från älven. Älvvattentemperaturen varierar mellan ca 1 o C vintertid till ca 20 o C sommartid. Detta betyder att de mesta förlusterna produceras när kylsystemskapaciteten är som sämst. Detta har kompenserats med högt älvvattenflöde vilket gett till följd att kylkretsen med älvvatten är kraftig överdimensionerad under vinterhalvåret. Ändå har, främst maskinsalen, stora klimatproblem. Sommartid är lufttemperaturer upp mot 40 o C normalt [5]. Till följd av detta startades vid slutet av år 2009 en förstudie och projektering av ventilationsåtgärder vid Stornorrfors kraftstation som fortfarande pågår. Huvudsakliga syftet med det projektet är att åtgärda värmeproblemet i maskinsalen. Examensarbetet har varit en del av projektet och fungerat som en fördjupning inom energieffektiviseringsåtgärder för anläggningen, med fokus på värmeåtervinning. I anslutning till stationen ligger kontorsbyggnad och verkstadslokal som finns ovan jord. Kontorsbyggnaden är utrustad med el-radiatorer där elen tas från kraftstationens lokalkraftsystem. Verkstadsbyggnaden har ett vattenburet värmesystem, samt fläktluftvärmare med en elpanna som värmekälla, och innefattas under el-abonnemang. 1.2.1. Stornorrfors elförbrukning Stornorrfors elförbrukning kan indelas i flera kategorier. Till lokalkraften för Stornorrfors räknas elförsörjningen till kraftstationens alla elektriska funktioner under jord, men också kontorsbyggnaden ovan jord. Denna kategori tar el från produktionen i storleksordningen 4,0 GWh per år. Utöver detta finns två andra kategorier. Den ena innefattar anläggningar som verkstad, utskovsluckor till dammen, fiskodling och diverse pumpstationer mm. som försörjs med el-abonnemang från Umeå Energi. Denna kategori förbrukar ca 2,0 GWh per år. Den andra kategorin innefattar också ett antal pumpstationer som försörjs med el-abonnemang från Vattenfall i storleksordningen 0,7 GWh per år [5, 6, 7]. 1.3. Syfte och mål Kartlägga och skapa en god uppfattning om generator- resp. transformatorförlusternas storleksordning, varierat över året, samt hur stor andel som går till kylvatten respektive omgivningen. Detta för att erhålla ett underlag till ventilationsåtgärder för stationen, samt undersöka möjligheterna till värmeåtervinning för att minska anläggningens energiförbrukning. Dessutom övergripande lokalisera och belysa möjliga energieffektiviseringsåtgärder för anläggningen. Målet med projektet är att på sikt minska Stornorrfors Vattenkraftstations egen energiförbrukning. Ta fram ett åtgärdsförslag för värmeåtervinning, samt förslag på ytterligare ekonomiskt hållbara investeringar som på sikt skulle bidra till minskade utgifter för stationen. 1.4. Avgränsningar och upplägg Rapporten har valts att delas upp i tre delar, med vardera teori-, metod och resultat avsnitt. Den första delen, avsnitt 2-5, innefattar kartläggningen och utredningen av generatorernas och transformatorernas förluster till omgivning respektive kylvatten. Arbetet begränsades till generatorerna G1-G4 samt huvudtransformatorerna T12 och T34. Kartläggningen kan ses som stationens energi- respektive effekttillgång för eventuell värmeåtervinning. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 2 (66)
Den andra delen, avsnitt 6-9, innefattar kartläggning av energiförbrukare, med fokus på verkstad respektive personalbyggnaden. Detta främst som underlag för att avgöra om en eventuell värmeåtervinning skulle täcka dessas värmebehov. En fullständig kartläggning och undersökning av hela stationens förbrukning blev allt för omfattande. Enbart en uppdelning över de olika abonnemangens förbrukning baserad på statistik genomfördes. Avslutningsvis presenteras värmeåtervinningsförslag med ekonomisk aspekt, avsnitt 10-13. Vid examensarbetets start var det oklart vilken omfattning som skulle krävas för den första delen. Detta i och med att det förelåg en stor osäkerhet om tillgången till data, som exempelvis uppdaterade ritningar, befintliga mätningar som kontinuerligt genomförs kontra egna kompletterande mätningar, samt stationens klimatsituation. Dock var önskemålet att fokus skulle läggas på del ett för att sedan vid mån av tid avgöra del tvås omfattning. Personalbyggnaden och verkstadens kartläggning fick slutligen begränsas till dess uppvärmningsbehov samt ventilationens uppvärmningsbehov. De huvuddelar som kan täckas upp av eventuell värmeåtervinning. Slutsats och förslag på fortsatt arbete för alla de tre delarna presenteras i slutet av rapporten, avsnitt 14-15. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 3 (66)
2. Teori: Kartläggning av generatorernas respektive transformatorernas värmeförluster Avsnitt 2-5 presenterar kartläggningen av generatorerna G1-G4, respektive huvudtransformatorerna T12 respektive T34 värmeförluster vid Stornorrfors Kraftstation. Avsnitt 2 behandlar den teori som tillhör kartläggningen. 2.1. Förlustberäkningar 2.1.1. Generatorer Vissa effektförluster är ofrånkomliga vid drift. För en synkrongenerator kan dessa delas upp i följande. Tomgångsförluster, P 0 Magnetiseringsförluster, P m. Belastningsförluster, P b Tomgångsförlusterna finns redan vid tomgång dvs. utan belastning. Dessa förluster kan delas upp i järnförluster och friktionsförluster. Järnförluster uppstår av flödesförändringar i kärnan. Järnförluster är av två slag, hysteresförluster som uppkommer av att kärnan ständigt ommagnetiseras, samt virvelströmsförluster som uppstår av att varierande flöde orsakar virvelströmmar. Vid konstant polspänning kan man anse att det magnetiska flödet är konstant och därmed är järnförlusterna konstanta. Vid konstant varvtal är friktionsförlusterna konstanta, vilket medför att tomgångsförlusterna kan antas konstanta under drift [8, 9]. Magnetiseringsförluster är strömvärmeförluster i magnetiseringslindningen, magnetiseringsutrustningen samt i borstarna [8, 9, 11, 19]. Den beror av magnetiseringsströmmen, vilken är proportionell mot borstarnas inverkan, samt kvadratiskt proportionell mot resistiv påverkan. Förenklat antas magnetiseringsförlusterna vara konstanta så länge generatorn är i drift [10, 12]. Belastningsförlusterna är strömvärmeförluster och orsakas av strömmen i ankarlindningen och varierar utifrån belastning, se avsnitt 2.1.3 [8]. 2.1.2. Transformatorer Transformatorförlusterna består av tomgångs- och belastningsförluster. P.g.a. primärspänningen vid tomgång uppkommer ett flöde som ger upphov till en tomgångsström varvid järnförluster bildas. Precis som för generatorerna kan tomgångsförlusterna antas konstanta. När transformatorn belastas uppkommer resistansförluster som kan delas upp i tre slag. Ohmska lindningsförluster, tillsatsförluster orsakade av strömförträngning i ledarna samt virvelströmsförluster i andra konstruktionsdelar [8, 9, 13]. 2.1.3. Belastningsförluster Totala aktiva effekten i en trefasledning beräknas enligt ekvation (1) [8, 9, 11, 14, 15], [W] (1) där = Aktiv effekt [W] = Huvudspänning [V] = Huvudström genom lindningen [A] = Effektfaktorn. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 4 (66)
Belastningsförluster från en transformator och synkrongenerator kan beräkningstekniskt antas vara rent resistiva [10, 13, 14]. För en trefaslindning beräknas dessa förluster enligt ekvation (2), [W] (2) där = Resistiv förlust, belastningsförlust [W] = Resistans [Ω]. Vid diverse tester, exempelvis garantiprover från leverantör, bestäms belastningsförluster vid märklast. Det innebär den förlusteffekt som uppstått till följd av belastning vid märkström,. Antag att spänningen är konstant samt att effektfaktorn är den samma för alla driftfall. Då kan ett förhållande mellan belastningsförlusterna vid drift,, och belastningsförlusterna vid märklast,, erhållas via ekvation (1) och (2). [W] (3) [W] (4) Genom att dividera ekvation (3) med (4) samt omskrivning erhålls ett utryck för belastningsförlusterna vid aktuell drifteffekt, ekvation (5), [W] (5) där = Belastningsförluster vid drift [W] = Belastningsförluster vid märklast [W] = Aktiv effekt vid aktuell drift [W] = Aktiv effekt vid märkström [W]. 2.1.4. Naturlig konvektion Naturlig konvektion innebär värmeöverföring orsakad av naturlig fluidrörelse. En varm ytas temperatur värmer upp den närmast omkringliggande luften som får en lägre densitet och därmed stiger. Volymetriska expansionskoefficienten för en substans representerar substansens densitetsvariation jämte temperaturen. För en ideal gas uttrycks den via ekvation (6), [1/K] (6) där = Volymetriska expansionskoefficienten [1/K] = Filmtemperaturen [K]. Filmtemperaturen är medelvärdet av ytans temperatur och omgivningens temperatur (7), Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 5 (66)
[K] (7) där = Ytans temperatur [K] = Omgivningens temperatur [K]. Ur tabell kan nu Prandels tal, Pr, kinematiska viskositeteten ν [m 2 /s] och Termiska konduktiviteten, k [W/m o C] framtagas [16]. Flödesregimen beskriv av det dimensionslösa talet Grashofs tal, Gr, (8) där är den karakteristiska längden för ytan. Denna är olika för olika geometrier. Rayleighs tal kan sedan beräknas via Prandels och Grashofs tal. (9) För en vertikal yta motsvaras den karakteristiska längden av höjden. Nussels tal beräknas via (10) En cylinder där kan approximeras som en vertikal yta. En plan yta med varm sida uppåt har karakteristisk längd i form av ytarean dividerat med perimetern, L c =. Beroende på storleken på Rayleighs tal beräknas Nussels tal för denna geometri som Ra 10 4-10 7 (11) Ra 10 7-10 11 (12) En plan yta med varma sidan nedåt har samma karakteristiska längd som ovan men med Ra 10 5-10 11 (13) 2.1.5. Påtvingad konvektion Vi yttre påverkan som luftflöden, laminära som turbulenta påverkas en ytas värmeavgivning. För en plan platta med längden x beräknas Nussels tal enligt ekvation (14) resp. (15). laminär strömning (14) där = Reynolds tal [-] Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 6 (66)
(15) där V = lufthastighet [m/s] = viskositet [m 2 /s]. Turbulent strömning (16) 2.1.6. Kombinerad påtvingad och naturlig konvektion De allra flesta, verkliga, fall är kombinerad påtvingad och naturlig konvektion. Plustecknet i ekvation (17) motsvarar medströms eller vinkelrät strömning, medan negativt tecken motsvarar motströms strömning. Potensen n antar ett värde mellan 3 och 4 beroende på geometri. Experimentell data visar på att n = 3 motsvarar vertikala ytor medan ytor närmare n = 4 motsvarar horisontella. (17) Konvektions koefficienten,, beräknas via [W/m 2o C] (18) där Nu beräknats utifrån någon/några av ekvationerna (10-14) samt (16-17). Slutligen kan konvektionsförlusterna beräknas via ekvation (19). 2.1.7. Strålningsförluster [W] (19) [W] (20) där = emisitivitetsfaktor, varierar mellan 0 och 1 beroende på material. = Stefan Boltzmanns konstant 5,670 10-8 [W/m 2 K 4 ] 2.1.8. Totala förluster De totala förlusterna från en generator kan betraktas som summan av belastnings-, tomgångs- och magnetiseringsförlusterna. Dock avgår en viss del av dessa förluster i form av konvektions- och strålningsförluster till omgivningen. [W] (21) Motsvarande totala förlusterna för transformatorn är belastnings- och tomgångsförluster. [W] (22) Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 7 (66)
där = Tomgångsförluster [W] = Magnetisteringsförluster [W] = Belastningsförluster vid aktuell drift [W] Teoretiskt sett bör de totala förlusterna subtraherat med konvektions- och strålningsförlusterna att upptas av kylsystemet. [W] (23) där = Den effektförlust som teoretiskt sett avges till kylvatten [W] = Värmeavgivning från yta p.g.a. konvektion [W] = Värmeavgivning från yta p.g.a. strålning [W]. 2.2. Effektberäkningar Vid beräkning av vilken effekt som krävs respektive avges, vid temperaturhöjning eller temperatursänkning hos ett flöde används ekvation (24) [W] (24) där = effekt [W] = flöde [m 3 /s] = densitet [kg/m 3 ] = specifika värmekapaciteten [J/kg o C] = Temperaturdifferens [ o C] Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 8 (66)
3. Metod: Kartläggning av generatorernas respektive transformatorernas värmeförluster Kartläggningen delades upp i beräknade totala förluster från generatorer respektive transformatorer, förluster till kylvatten, samt förluster till omgivningen. 3.1. Beräknade, totala förluster Utifrån produktionsdata för vardera timmen från år 2007-2009 [17, 18], viktades förlusterna gentemot produktionen via ekvation (5). Förlustfaktorerna utgicks ifrån värmeprover samt intervjuer [12, 19-22]. En översiktlig analys över förlusternas variation över åren, genomfördes. Resultaten från den översiktliga analysen presenteras under avsnitt 4.1 samt bilaga Beräknade förluster 2007-2009. 3.1.1. Generatorer För generatorerna antogs att när produktionen är noll är aggregatet avstängt dvs. inga förluster. Detta ansågs även rimligt av driftpersonal och områdesansvarig [5, 23]. Dock finns lagrad värme kvar i luften inne i generatorn, samt lagrat i generatormaterialet p.g.a. tröghet i materialet. Detta innebär att konvektions- samt strålningsvärme kommer att fortsätta avges till omgivningen trots aggregatstopp. För att få ett mer lättläst intervall på graferna togs dygnsmedelvärden för de sammanlagda generatorförlusterna. För att ge en så god uppfattning som möjligt om andelen som gått till kylvatten genomfördes mätningar, se avsnitt 3.2.1. Totala förluster på timbasis under denna period beräknades för att kunna jämföra skillnaden mellan totala, kontra kylvattnets effektinnehåll. 3.1.2. Transformatorer Transformatorerna antogs aldrig vara avstängda, vilket medför konstanta tomgångsförluster, vilket bekräftades av driftpersonal och områdesansvarig [5, 23]. Även för transformatorerna togs dygnsmedelvärden för presentation av ett mer lättläst intervall, dock för respektive transformator. En djupare analys av månaderna oktober-april, dvs. de månader med störst värmebehov hos eventuella värmeåtervinningsbrukare, genomfördes för att avgöra hur väl förlusterna kunde täcka diverse behov. 3.2. Förluster till kylvatten 3.2.1. Generatorer Mätningar av de effektförluster som går till kylvatten genomfördes i mars månad. För att avgöra mätpunkter samt regleringssystemets påverkan på mätningarna krävdes grundlig insikt i kylsystemen. Dokumentationen från ombyggnationerna 2004 var bristfällig. Via intervjuer med stationsrelaterad personal kunde övergripande insikt inom vad kylsystemen försörjer skapas [6, 24, 26]. Efter diverse arkivsökning insågs att uppdaterat flödesschema vid det tillfället ej fanns att tillgå. Flödesschema över hela stationens kylsystem är i skrivandets stund under upparbetning av TM-konsult. Systemets uppbyggnad baserades istället på egen övergripande inventering samt ytterligare intervjuer. Via databasen Conwide [17] observerades ventilernas procentuella öppning samt statorluftens respektive bärlageroljans temperaturförändringar under mätperioden. Detta för att öka förståelsen för systemets reglering, undersöka hur väl regleringen fungerar, samt vilka de maximala flödena för kylsystemen är. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 9 (66)
Figur1: Principskiss över mätpunkterna. Motsvarande princip även för G2-G4. Figur 1 visar hur varje generators slutna kylvattensystem med cirkulationspump är uppbyggt. Runt generatorns statorparti sitter luftkylare. Styrventiler finns för att reglera en statorluftstemperatur på 25 o C. Reglering sker även för att bärlageroljans krets till tubvärmeväxlare skall hålla 30 o C. Styrning av kylvatten tilloppstemperatur till 15 o C sker via reglering av älvvattenflödet. Älvvattnen upptas från turbinens tilloppstub, och avges till returvattenutlopp i respektive aggregats sugrörsort, (förutom G4 som även har ett utlopp vid G3 sugrörsort) [27]. Total kyleffekt för G1-G3 respektive kylsystem är 2600 kw medan G4 2500 kw [28]. Flödesmätningar valdes att genomföras på den slutna inre kylvattenkretsen intill kylvatten/älvvatten plattvärmeväxlaren, se figur 1. För optimal analys skulle älvvattenflöde för respektive aggregat ha mätts samtidigt som kylvattenflödet, men eftersom enbart en flödesmätare fanns att tillgå begränsades flödesmätningarna till kylvattensidan med följande motivering. Det mesta talar för att de slutna kylvattenkretsarna kommer att bestå flera år framöver, varvid resultat för flöden från denna krets även kan vara användbara för andra framtida projekt. Vid ett eventuellt värmeåtervinningsprojekt är det också troligt att den slutna kretsen består. Återvinningskretsen skulle mest sannolikt anslutas parallellt med älvkretsen. Detta för att minimera återvinningens påverkan på aggregatets huvudsyfte, elproduktion. Att mäta alldeles innan värmeväxlaren innebar även att resultatet motsvarade de totala effektförluster från både stator-, styrlager- och bärlagerkylning. Även temperaturmätningar för tillopp och retur kylvatten respektive älvvatten genomfördes. Genom att anta att värmeväxlaren är ideal, dvs. att all effekt från kylvattnet överförs till älvvattnet, kunde även älvvattenflöden uppskattas, via ekvation (24). Vattnets densitet samt Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 10 (66)
specifika värmekapacitet viktades för varje beräkning mot medeltemperaturen vid mättillfället. Mätningarna genomfördes under ca en vecka för respektive aggregat. Mätinstrumentet som användes hette PT 878-P. För att minska kostnaden för hyra av utrustning antogs G2 kylsystem ha samma kylvattenflöde som G3. Detta beslut grundades på att G2 inom snar framtid skall bytas ut, varvid mätningsnoggrannheten för detta aggregat ansåg minst prioriterat. Under mätningarna på G4 skedde ett kabelhaveri, varvid ca två dygns mätning av kylvatten returtemperatur gick förlorad. Älvvattentemperaturer mättes ej för G1 p.g.a. dess resultats vikt ej hade insetts vid det tillfället. Kylvattenflöde och temperaturskillnad hos kylvatten respektive älvvatten avlästes vid varje sekund. Ventilernas procentuella öppning samt stator- och bärlageroljans temperatur anpassades efter bästa förmåga till motsvarande tidpunkt vid mätserien. Datasystemet Conwide är begränsat till ett visst antal registreringar varvid sekundintensitet ej gick att tillgå. Resultaten presenteras under avsnitt 4.2.1. 3.2.2. Transformatorer I samband med mätningarna på generatorernas kylsystem, planerades motsvarande mätningar för transformatorerna T12 och T34. Dock är dessa uppbyggda så att viss andel av oljan går till uppvärmning av tilluften till stationen. Vid fall av haveri eller brist på värmeeffekt i oljerören finns batterier som vid sådana fall skall kunna försörja uppvärmningsbehovet. Resterande värmeförluster, två stycken oljekretsar, värmeväxlas via respektive plattvärmeväxlare till en gemensam sluten kylvattenkrets, för att sedan värmeväxlas med älvvatten, se figur 2. Eftersom att enbart en flödesmätare fanns att tillgå valdes mätpunkten vid kylvatten/älvvatten värmeväxlaren. Dock var flödet obefintligt vid den tidpunkten, varvid slutsats drogs att all värme hade använts för uppvärmningen. Figur 2: Principskiss över T12 kylsystem samt tänkt mätpunkt för flödesmätaren. T34 har samma princip över kylsystemet. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 11 (66)
Flödesmätaren är optimal för vatten som fluid, samt rör med diametrar kring 30 cm. Rör med olja samlar beläggningar på innerväggarna. Dessutom var rören smalare, samt belägna väldigt ergonomiskt olämpligt. Därav beslutades att i första läget teoretiskt undersöka förlusternas andel till kylvatten, baserat på ekvation (23) med tillägget att subtrahera effekten som går till uppvärmning av tilluften. TM-konsult ansvarade för kartläggningen av det värmebehovet [27]. Se avsnitt 3.3.2 för metod till konvektions- och strålningsberäkningarna. Arkivsökning av värmeväxlarnas dimensionerade temperaturer samt flöden genomfördes. Dessutom avlästes kylvattnets temperaturer vid två enstaka tillfällen, en i slutet av april och en gång i början av maj månad. Reglerventilernas procentuella öppning vid avläsningarnas tidpunkter jämfördes. Därefter uppskattades kylvattnets effektinnehåll utifrån ekvation (24) där vattnets specifika värmekapacitet samt densitet viktades mot medeltemperatur. Detta för att skapa en uppskattning om effektinnehållet i kylvattnet vid den aktuella tidpunkten, att jämföra med totalt beräknad effekt. 3.3. Förluster omgivning 3.3.1. Generatorer Fokus lades på uppskattning av värmeavgivningen från generatorerna till maskinplan samt generatorplan. Konvektions- och strålningsförlusterna beräknades utifrån flera antaganden. G1-G3 antogs vara likvärdiga till yta och form. Detta är inte riktigt korrekt eftersom att G1 byttes ut 2005 till ett aggregat med något högre effekt. Dock antas måtten vara den samma. Dels för att uppdaterade ritningar för G1 ej har hittats, dels för att det som till synes kan skilja är storleken på topphöljet. Detta anses dock vara försumbar skillnad. Även diverse upprustningar har skett kontinuerligt hos G3, men detta antas inte bidra till någon relevant skillnad i mått. Måtten uppskattades utifrån ritningar [29]. Även mått för G4 har uppskattats utifrån ritningar [30]. Dock var dessa ritningar inte lika detaljerade som de för G1-G3 varvid en något större felmarginal för måttstorleken kan ha uppstått. För att rimligt genomföra konvektions- respektive strålningsberäkningarna krävdes diverse antaganden. Två olika approximationsmetoder utgicks ifrån. 1. Statorpartiet antas ha en geometri i form av en cylinder, med varmt lock respektive botten som horisontella ytor. 2. Betonghöljet som omger generatorkammaren antas även det ha cylindrisk form, med stålplatta som lock respektive golvet mellan generator- och turbinkammaren. Topphöljet antas ha formen av två cylindrar med olika stora diametrar samt en topplatta med varm yta uppåt. För konvektionsberäkningarna innebar det att cylinderapproximationerna antogs vara vertikala varma ytor, men cylindrarnas höjd som karakteristisk längd, ekvation (10). De plana ytorna liknades med en horisontell yta med varma sidan uppåt, ekvation (11-12), respektive nedåt, ekvation (13). Se bilaga Underlag för konvektions- och strålningsberäkningar, figur 1, för överskådlig bild om antagandena. Yttemperaturmätningar genomfördes med en digital, infraröd, yttermometer. Temperaturmätningar har genomförts en gång i månaden, februari till och med maj. Maskinsalens temperatur avlästes manuellt från en termometer placerad intill G2. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 12 (66)
Vid första mättillfället togs enbart temperaturer aktuella för konvektions resp. strålningsberäkningar för de två approximationsmetoderna. I första läget antogs även topphöljet vara försumbart, p.g.a. dess i jämförelse till statorpartiet, små ytor. Efter mättillfälle 1 drogs slutsatsen att cylinderapproximationen av statorpartiet var för osäker. Det sker för komplicerade luftflöden i generatorkammaren att beräkningarna skulle kräva allt för grova antaganden. Fokus lades på cylinderapproximation 2. Mättillfälle 2 uteslöt därför mätning av statorns yttemperatur. En första beräkning genomfördes utifrån antagandet om enbart naturligt konvektionsfall. Dock visade det på orealistiskt låga värden. Topphöljets inverkan beslutades ej vara försumbar varvid även dessas yttemperaturer mättes. Dessutom insågs att maskinsalen respektive generatorplan innefattade många faktorer som kunde påverka tillståndet så pass att ett antagande om enbart naturlig konvektion var orealistisk. Delar av generatorplan har inget tak till maskinsalens plan. Detta betyder att värme från exempelvis tryckoljepumpar, kompressorer mm. som alstras vid generatorplan kommer att stiga. Tilluftintag finns vid G1 på generatorplan medan frånluftsutsuget sitter ca 3 m upp vid G4, maskinsalsplan. Dessa faktorer bidrar till luftflöden som ger upphov till påtvingad konvektion. Dessutom finns flera luckor med galler på topphöljet som släpper ut luft, från cirkulerande axel. Detta luftflöde är kännbart. I de slutgiltiga konvektionsberäkningarna har betonghöljets sidor antagits enbart utsatts för naturlig konvektion, medan cylinderns lock stålplattan antas vara en kombination av naturlig och påtvingad konvektion. Detta baserat på det kännbara luftflödet från topphöljet. Cylinderns botten, turbinkammarens tak, antas också vara en kombination på grund av den roterande axeln i rummet. Eftersom att påtvingade konvektionens inverkan beror på lufthastighet över en yta, blir ej dennes inverkan lika stor vid driftstopp. Därför antogs naturlig konvektion från turbinkammarens tak vid driftstopp, eftersom den roterande axeln stannat. Dock behölls kombinerade konvektionsfaktorn för stålgolvet, p.g.a. att varm luft fortsätter stiga ur topphöljet, även vid driftstopp. För varje mättillfälle beräknades konvektions- respektive strålningsförlusternas effekt. Dock körs stationens aggregat med relativt många korta driftstopp, se bilaga Produktion 2007-2009. Det går alltså inte att enbart beräkna effekten vid ett visst tillfälle och anse att denna effekt är konstant. Detta problem har försökt skildras via de olika mätningarnas tidpunkter samt observerat driftfall. För realistiskt värmeavgivningsförlopp undersöktes aggregatens avkylningsförlopp, via temperaturhistorik över statorpartiet samt statorluften, hämtade ur Conwide [17]. Dessutom beslutades att återinföra yttemperaturmätningar av statorpartiet. Ungefärlig tidsperiod för aggregaten att sjunka i temperatur från driftstopp till omgivningstemperatur för vinter- respektive sommarhalvår uppskattades. För att skildra en normal konvektionsförlustavgivning vid driftfall med relativt korta stopp, beräknades totala producerade förluster under 48 timmar, 24 timmar innan mättillfället samt 24 timmar efter. Under denna tidsperiod antogs samma yttemperaturer, baserad på tröghet i materialen. Slutligen beräknades den procentuella andelen som konvektions- och strålningsförlusterna uppnått jämfört med totalt producerade. Eftersom att så många olika faktorer och driftfall påverkar värmeavgivningen beslutades att mer omfattande temperaturmätningar behövdes. Detta för att uppnå realistiskt underlag till dimensionering av kylmaskiner vid generatorerna samt ökad insikt om stationens klimatsituation. Dessutom ger det en referens för jämförelse efter ventilationens ombyggnationer. Yttemperaturmätningar på väggar, golv och tak vid maskinsalsplan, generatorplan, turbinplan samt spiral/montageplan utfördes. För att få en uppfattning om storleksordningen för den värmemängd som stationen avger som helhet gjordes försök till mätning av luftflöde samt temperaturer vid tilluft-, TF1 och TF2, respektive frånluftsfläktar, Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 13 (66)
FA1 och FA2. Kombination av enklare mätinstrument, ergonomiskt svåra mätpunkter, alternativt svår turbulens anses flödesmätningar icke tillförlitliga för detta fall. Därav har enbart temperaturernas resultat valts att presenteras i bilaga Temperaturmätningar, tabell 4. Strålningsförlusterna beräknades utifrån ekvation (20), där samma mått användes som vid konvektionsberäkningarna. Dock beräknades enbart ytor mot generator- och maskinsalplan. Emissivitetsfaktorn har antagits vara 1, dvs. att generatorn approximerats som en svart kropp. Ledning via axeln har ej tagits i beaktning. Försök till mätning av det kännbara luftflödet samt temperatur ur generatortopphöljena har gjorts, där ekvation (24) har använts. Luftens specifika värmekapacitet samt densitet har viktats gentemot medeltemperaturen. Dock ligger stor osäkerhet i luftflödets resultat p.g.a. turbulent strömning. Resultaten presenteras under avsnitt 4.3.1. 3.3.2. Transformatorer Transformatorernas approximerades att ha formen av en rektangel med mått baserat utifrån ritningar [25]. För konvektionsberäkningarna innebar det att respektive transformator hade fyra stycken vertikala varma sidor, ekvation (10), en plan sida med varm yta uppåt, ekvation (11, 12), och en plan yta med varm yta nedåt, ekvation (13). Här antogs naturlig konvektion vara tillräckligt för att skildra fallet. Detta p.g.a. mycket mindre strömning av luft, jämfört med generatorfallet. Respektive transformator står inneslutna i var sitt rum. Rummen approximerades också vara rektanglar med varma yttre ytor. Strålningsförlusterna beräknades utifrån ekvation (20), med samma mått som för konvektionsberäkningarna. Mätningar genomfördes vid tre tillfällen, februari-maj, som innefattade yttemperatur av transformatorvägg, väggarna runt transformatorerna, samt takets temperatur. Botten och toppens temperatur hos transformatorerna uppskattades enbart, p.g.a. ergonomiska och säkerhetsskäl. Transformatorsalens temperatur hämtades ur Conwide [17]. Under mätningarna upptäcktes att vardera transformatorrum har två brandluckor på taket. Dessa är öppna, mest troligt för att vädra ut den varma luften inifrån transformatorrummen. Luftflöde och temperatur mättes, dock med ett relativt enkelt instrument, anemometer, men gav åtminstone indikation om flödets storleksordning. Den överförda energin beräknades utifrån ekvation (24) där luftens specifika värmekapacitet och densitet viktades gentemot medeltemperaturen. Anledningen till att beräkna konvektion och strålning dels från själva transformatorn dels från rummens ytor berodde på att två beräkningsmetoder ger ökad rimlighet i resultaten gentemot en. Konvektion och strålning från transformatorns ytor bör vid ett idealt fall motsvara konvektion och strålning från rummets ytor samt luftflödet från brandluckorna. Resultaten analyserades gentemot beräknade, totala förluster under 24 timmar före respektive efter mättillfället. Detta för att även ge en jämförelse i energi. Den effekt vid konvektion respektive strålning som beräknades antogs vara densamma över 48 timmar, baserat på materialtröghet. Resultaten presenteras under avsnitt 4.3.2. Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 14 (66)
4. Resultat: Kartläggning av generatorernas respektive transformatorernas värmeförluster 1 Avsnitt 4 presenterar resultaten från kartläggningen uppdelade i beräknade, totala förluster, förluster till kylvatten respektive förluster till omgivningen. 4.1. Beräknade, totala förluster 4.1.1. Generatorer Avsnittet presenterar de beräknade, totala förlusterna från generatorerna, varierat över åren 2007-2009. Figur 3 visar de sammanlagda generatorförlusterna, dvs. den totala effektmängden från alla aggregaten. Tabell 1 och 2 visar sammanställning över aggregatens förlusteffekter samt energiproduktion och producerade förluster. Figur 3: De sammanlagda generatorförlusterna över åren 2007-2009. Den totala förlusteffekten från G1-G4 ligger mellan 1,5-8,6MW, varierat över året. Tabell 1: Sammanställning över G1-G4 förlusteffekter Max förlusteffekt [MW] Medel förlusteffekt (drift) [MW] G1 1,7 1,5 G2 2,4 2,2 G3 2,3 2,1 G4 2,0 1,6 Tabell 2: Sammanställning över generatorernas energiproduktion samt producerade förluster 2007-2009 Produktion 2007 [GWh] Producerade förluster 2007 [GWh] Produktion 2008 [GWh] Producerade förluster 2008 [GWh] Produktion 2009 [GWh] Producerade förluster 2009 [GWh] G1 499 6,06 508 6,08 653 7,80 G2 662 14,8 486 11,0 383 8,44 G3 680 14,6 461 10,0 372 8,28 G4 722 9,26 865 11,3 919 12,1 Tot 2 563 44,7 2 320 38,7 2 327 36,6 1 tar inget ansvar för examensarbetets resultat Energieffektivisering vid Stornorrfors Vattenkraftstation 15 (66)