Optimering av elproduktionen på Dåva kraftvärmeverk

UMEÅ UNIVERSITET Institutionen för Tillämpad fysik och elektronik 2006-09-29 Optimering av elproduktionen på Dåva kraftvärmeverk Tomas Spett Examensarbete C 10p inom högskoleingenjörsprogrammet i energiteknik Handledare: Umeå Energi, Jörgen Carlsson Umeå universitet, Lars Bäckström

Förord Detta examensarbete är utfört på uppdrag av Umeå Energi och ingår i den avslutande delen av min utbildning Högskoleingenjör i energiteknik på Umeå Universitet. Jag vill passa på att rikta ett stort tack till mina handledare som har hjälpt mig under arbetets gång: Jörgen Carlsson, Umeå Energi Lars Bäckström, Umeå Universitet Jag vill även passa på att tacka alla på Umeå Energi som hjälpt mig hitta den information jag behövt, ingen nämnd och ingen glömd. Dessutom vill jag tacka Johan Vinberg på Weckman AB för produktinformationen och alla andra som hjälpt mig så att jag kunnat genomföra detta arbete. TACK! Umeå 2006 Tomas Spett 2

Sammanfattning På uppdrag av Umeå Energi har jag fått i uppgift att undersöka möjligheten att minska den interna elförbrukningen på Dåva kraftvärmeverk som Umeå Energi äger. I dag producerar Dåva årligen cirka 350 GWh värme och 50 GWh el. Av den producerade elen går cirka 38 % till intern drift. Denna rapport undersöker möjligheten att minska interna elförbrukningen genom att sätta ångdrift på de stora förbrukarna. Dessutom så undersöks möjligheten att byta ut de kompressorvärmepumpar som finns idag för rökgaskondenseringen mot en absorptionsvärmepump. Fördelarna med att ha ångdrift är att priset på ångan inte varierar lika mycket som priset på el. Dessutom blir säkerheten bättre genom att pumparna inte stannar om strömmen skulle slås ut. Undersökningen började med att mäta dagens elförbrukning för att ha en referens. Därefter så kontaktades turbinleverantörer för att få turbindata. Under tiden växte fyra alternativ fram. Alternativ 1 innebar en absorptionsvärmepump i stället för kompressorvärmepump. Fjärrvärmepumparna, matarvattenpump2 och rökgasfläkten drevs av ånga. Alternativ 2; var samma som alternativ 1 men med en ångdriven kompressorvärmepump. Alternativ 3 var som alternativ 2 utan matarvattenpumpen med ångdrift. Alternativ 4 innebar att endast en av de två kompressorvärmepumparna konverteras till ångdrift. Med vetskapen om hur mycket ånga som behövdes till drift av dessa delar räknades nya effekter för turbinen fram samt nya förbrukningar. Data analyserades och gav ett resultat. Resultatet av denna undersökning visar att absorptionsvärmepumpen i dagsläget inte är något alternativ. Detta eftersom den inte klarar de temperaturer systemet har. Resultatet visar att det är alternativ 4 som ger den minsta reduktionen av effekten. Då minskar elproduktionen med 6 GWh/år och den egna förbrukningen minskar med 7776 MWh/år, vilket är ca 25 % av dagens totala interna förbrukning. Vid alternativ 4 så ser man också att försäljningen ökar med 1907 MWh/år. Ekonomiskt sett är alternativ 4 en lönsam investering vid ett spotpris över 200 kr/mwh. Denna investering är återbetald efter 2 år eller tidigare. Vid en eventuell investering föreslås först och främst investering i värmepumpen. Denna investering resulterar i minskade driftkostnader. Därefter bör man investera i fjärrvärmepumparna eftersom dessa också har en hög drifttid vilket i dagsläget leder till en hög elförbrukning. Rökgasfläkten och matarvattenpumpen bör bytas till ångdrift eftersom det ger en säkrare drift av pannan. 3

Optimization of electric produktion at Dåva combined heat and power plant By: Tomas Spett Abstract Commissioned by Umeå Energi I have investigated the possibility to reduce the internal electric consumption at Umeå Energis Dåva thermal power station. Today Dåva has a yearly production running at 350 GWh heat and 50 GWh electricity. Of the produced electricity approximately 38 % is used for internal operations. This report investigated the possibility to reduce the internal electric consumption by reequipping key units and operate them with steam. Another investigation in this report is the possibility to change the compressor heat pump used for the fuel gas condensation to one absorption heat pump. The advantage with steam operations is that the steam price is much more stable than that on electricity. Besides this, also improves safety since the pumps dosen t stop if the electricity turns off. The investigation begins with a measurement of today s electric consumption. This measurement is the reference value. After that the turbine supplier is contacted in order to collect turbine data. During the process three alternatives emerges. Alternative 1 involves an absorption heat pump instead of the compressor heat pump. The district heating pump, feed water pump 2 and the fuel gas fan is operated by steam. Alternative 2; is the same as alternative 1 but with a steam operated compressor heat pump. Alternative 3 is the same as alternative 2 without the steam operated feed water pump. In the fourth alternative only two of the compressor heating pumps were converted to be steam operated. Knowing how much steam that was needed to operate them; new effect and consumption values for the turbine was calculated. Afterwards all data was analyzed. The result of this investigation shows that the absorption heat pump is not an option today since this machine can not handle the temperature in the system. The report also shows that alternative 4 is the option that gives the smallest reduction of the output from the turbine. Then the production of electricity is reduced by 6 GWh/year and the reduction of the internal consumption is 7776 MWh/year. At alternative 4 the increased the electric selling is 1907 MWh/year. From a business point of view the fourth alternative is a profitable investment when the electricity spotprice reaches 200 SEK/MWh. This investment bares itself after two years. When an investment is considered it seems best to investment in the heat pump. This investment should result in reduced operational costs. Afterwards one should consider investing in the district heating pump since these have high operational time which today leads to high electric consumption. Fuel gas fan and the feed water pump should change to steam operation since that gives a safer running of the boiler. 4

Innehållsförteckning 1 INLEDNING... 7 1.1 BAKGRUND... 7 1.2 SYFTE... 9 1.3 BEGRÄNSNINGAR/AVGRÄNSNINGAR... 9 1.4 METODBESKRIVNING... 9 2. DÅVA KRAFTVÄRMEVERK... 10 2.1 ALLMÄNT... 10 2.2 BESKRIVNING AV PROCESSEN... 10 2.3 INTERNA ELFÖRBRUKNINGEN... 12 3.TEORI... 14 3.1 KRAFTVÄRME... 14 3.2 ABSORPTIONSMASKIN... 15 4. FÖRUTSÄTTNINGAR... 16 4.1 ELPRIS... 16 4.2 ÅNGPRIS... 16 5. SYSTEMKOPPLINGAR... 17 5.1 ALTERNATIV 1... 17 5.2 ALTERNATIV 2... 18 5.3 ALTERNATIV 3... 18 5.4 ALTERNATIV 4... 19 6. BERÄKNINGAR... 20 6.1 ENERGIBERÄKNING... 20 6.2 EKONOMISKA BERÄKNINGAR... 24 7. RESULTAT... 26 7.1 MÄTNING... 26 7.2 BERÄKNINGSRESULTAT... 26 7.3 ENERGIBERÄKNINGAR... 27 7.4 EKONOMISKA RESULTAT... 29 8. DISKUSSION... 34 8.1 MÄTNINGARNA... 34 8.2 TURBINBERÄKNING... 34 8.3 RESULTATET... 34 8.4 EKONOMI... 35 9. SLUTSATS... 37 10. REFERENSER... 38 5

Bilageförteckning: Bilaga 1 - Drifttider och energiförbrukning Bilaga 2 - Principskiss Dåva kraftvärmeverk Bilaga 3 - Turbindata Bilaga 4 - Tryck och flödesdata Bilaga 5 - Absorptionsvärmepumpen 6

1 Inledning 1.1 Bakgrund Umeå Energi är ett energi- och kommunikationsföretag som helt ägs av Umeå kommun. Umeå Energi AB äger i sin tur Umeå Energi Elnät AB, Umeå Energi Elhandel AB och Umeå Energi UmeNet AB. Ett fjärde affärsområde är Värme. Företaget är ägare av Dåva kraftvärmeverk som är beläget norr om Umeå. Dåva kraftvärmeverk är ett av värdens mest energieffektiva och miljöanpassade kraftvärmeverk med avfall som huvudsakligt bränsle. Kraftvärmeverket producerar årligen cirka 350 GWh värme och 50 GWh el. Av den producerade elen så går cirka 38 procent till drift av kraftvärmeverkets pumpar, fläktar osv. [1] Figur 1 nedan visar Dåvas elproduktion samt elförbrukning under 2005. Detta ger en snitteffekt för 2005 på cirka 14 MW el, varav 5 MW gick till drift av fläktar, pumpar och kompressorer i anläggningen osv. 5 MW motsvarar cirka en tredjedel av den totala produktionen. Om den interna elförbrukningen kan minimeras kommer företaget att kunna få ut mer el till försäljning vilket leder till ökade intäkter. 8 000 7 000 6 000 5 000 MWh 4 000 3 000 Egen produktion Förbrukning ställverk 2 000 1 000 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec 2005 Figur 1.Dåvas elproduktion och förbrukning, exklusive värmepumparna, under 2005. 7

Elpriset När man talar om elpriset så menar man priset inklusive skatter och moms. För privata kunder består priset på elräkningen av många olika delar. Kostnader för framställning av el är cirka 25 procent av elpriset. 35 procent går till nättariffen och de resterande 40% går till staten i form av skatter och avgifter.[2] Elprisets utveckling Den gamla ellagen från 1902 innebar att en elleverantör hade ensamrätt på en viss del av landet och man kunde endast köpa av denna leverantör om man bodde i området. Ensamrätten för leverantören innebar att det inte fanns någon möjlighet att påverka sitt elpris. 1995 beslutade regeringen att öppna elmarknaden för konkurrens. Detta beslut gjorde att man tillsammans med Norge 1996 öppnade den nordiska elbörsen Nord Pool. I och med att Nord Pool öppnades så blev elen billigare. År 2001 så vände priserna uppåt och efter år 2001 har elpriset stigit med 40 %. Se figur 2.[2] Elprisetsutveckling 120 Priser inkl skatt och moms. Öre/kwh 110 100 90 80 70 20 000kwh 60 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 År Figur 2. Elprisets utveckling de senaste åren. Priserna är inkl skatt och moms för januari månad.[3] Genom att priserna började stiga så tillsattes en utredning av regeringen eftersom den nya börsen skulle ge lägre elpriser. I januari 2002 var elkonkurrensutredningen klar. Utredningen kom fram till att det stigande elpriset berodde på höjda elskatter och brist på billig vattenkraft pga. lite nederbörd. Det fanns också fler faktorer som spelar in. Utredningen föreslog att energimyndigheten skall följa upp prisutvecklingen framöver. [2] 8

1.2 Syfte Syftet med projektet är att minska den interna elförbrukningen på Dåva kraftvärmeverk. Den frågeställning som ska besvaras är: Är det möjligt att installera ångdrivna pumpar och fläktar för att minska den interna elförbrukningen och kan det bli ekonomiskt? Finns möjligheten att byta ut de befintliga värmepumparna i anläggningen mot en absorptionsvärmepump för att minska elförbrukningen? 1.3 Begränsningar/avgränsningar På grund av den begränsade tiden så kommer denna rapport endast betrakta de stora matarvattenpumparna och fjärrvärmepumparna. Fyra alternativ kommer att undersökas. Data från år 2005 kommer att användas för att begränsa mätningar, vilket tar tid. 1.4 Metodbeskrivning För att besvara frågeställningarna så kommer projektet att inledas med en litteraturstudie inom ämnet. En systemundersökning kommer att inledas samtidigt som en kartläggning hur den interna elförbrukningen ser ut i dag på Dåva kraftvärmeverk. Tyngdpunkten kommer att ligga på rökgasfläktar, matarvattenpumparna, fjärrvärmepumparna och kompressorer till rökgaskondenseringen. Eftersom Dåva kraftvärmeverk har kontinuerliga mätningar på anläggningen så kommer det inte att behövas göra några stora mätningar. Efter detta så kommer värmebalansberäkningar göras för ångavtappning. I samband med beräkningarna så kommer alternativa fläktar, pumpar och kompressorer med ångdrift tas fram. Därefter kommer en sammanställning av materialet att göras. Mätning För att bestämma den elenergi som pumparna och rökgasfläkten förbrukar så kommer en momentan mätning av effekten att göras. För denna mätning används de fasta frekvensomriktarna som sitter på Dåva. Frekvensomriktarna är ABB s AC601 frekvensomriktare. Dessa mäter varvtal, strömförbrukning och effektförbrukning. Drifttider och annan data Drifttider och totala energiförbrukning för Dåva är hämtade från månadsrapporterna för 2005 (se bilaga 1). Resterande data såsom temperaturer, flöden och tryck är hämtade från dataloggningsprogrammet LabView som loggar data från Dåva. 9

2. Dåva kraftvärmeverk Figur 3. Dåva kraftvärmeverk[1] 2.1 Allmänt År 2000 startades Dåva kraftvärmeverk (se figur 3) med en termisk effekt på 65 MW varav 15MW 1 är el. Anläggningen är byggd för att klara en verkningsgrad på 99 %. Detta genom att både värme och el utvinns, även värmen i rökgaserna återvinns genom kompressorvärmepumpar. I anläggningen finns en 4-drags ångpanna med rörlig roster där det huvudsakliga bränslet är hushålls- och verksamhetsavfall. Förbränningskapaciteten är 20 ton/h vilket motsvarar 65 MW. Årligen producerar anläggningen ca 350 GWh värme och 50 GWh el. Detta kan värma 18 000 normalvillor under ett helt år och försörja ca 6 500 villor med hushållsel.[1],[4] 2.2 Beskrivning av processen Figur 4.Principskiss över Dåvamyran kraftvärmeverk. 1 Vid generatorklämmorna vid 75 graders framtemp på fjv 10

Figur 4 och bilaga 2 visar en principskiss över Dåvamyran kraftvärmeverk. Med dessa går de att förstå processen bättre. Bränslets/rökens väg Avfallet lyfts med hjälp av en gripklotravers ner i en tratt. Längst ner i tratten sitter en pucher som trycker in rätt mängd bränsle in på rostret för att fullständig förbränning ska ske. På rostret torkas först bränslet. Det fasta bränslet förgasas och förbränns. Efter förbränningen så sker en slutförbränning av koksåterstoden. Askan ramlar ner i vattnet som kyler och transporterar aska förbi en stor magnet där all metall avskiljs innan de transporteras in i slagghuset behandling. Vid rostret tillförs ca hälften av luften som behövs för förbränningen. En bit högre upp i pannan tillförs den resterande luften tillsammans med renade rökgaser. Högst upp i pannan sprutas ammoniak in i pannan. Detta görs för att bryta ned redan bildad NO x. Rökgaserna kyls till viss del i 1:a draget från ca 1100 C ned till ungefär 950 C i vändpassagen in i de vertikala dragen 2 och 3. Innan det 4:e draget, det horisontella, är rökgaserna nere i en temperatur under 650 C. Detta görs för att minska risken för högtemperaturkorrosion på överhettarna. När rökgaserna når överhettarna kyls de ner ytterligare. Efter att ha passerat ekonomisern har rökgaserna en temperatur på ca 180 grader. Sen kyls rökgaserna ytterligare till ca 150 grader när de passerar matarvattenförvärmaren. Efter matarvattenförvärmaren ska rökgaserna renas innan de går ut genom skorstenen. Reningsprocessen börjar med att aktivt kol tillsätts i rökgaserna. Kolet tillsätts för de binder upp dioxiner. Därefter så passerar gaserna slangfiltret där stoft, dioxiner och tungmetaller avskiljs. Efter slangfiltret fuktas rökgaserna, som nu har en temperatur på ca 60 grader, innan de kommer till scrubbern. I scrubbern tvättas saltsyra och vätefluorid ut ur gaserna. Svavel bildar gips. När rökgaserna kommer till rökgaskondensorn kyls de under daggpunkt så att fukten fälls ut. Kondenseringsvärmen tas sedan ut genom kompressorvärmepumpen. Det finns 2 kompressorvärmepumpar. Denna rapport kommer endast att undersöka ett byte av ena pumpen till ångdrift. Här kyls rökgaserna till ca 25-35 grader. Gaserna värms från 30 grader till 60 grader innan de passerar rökgasfläkten och ut genom skorstenen. [1] Vattnet /ångan Vattnet i matarvattentanken har en temperatur på 130 C. Från matarvatten tanken pumpas vattnet förbi de tre ekonomiserna till ångdomen. Efter ekonomiserna har temperaturen höjts till 230 C. Vattnet går genom pannan så att förångning sker. Ångan från domen tas sedan ut ur domen på ovansidan och går sedan genom de tre överhettarna. Efter överhettarna har ångan en temperatur på 400 C och ett tryck på 40 bar. Denna ånga leds sedan till turbinen. Vid normal drift, som är full last, är ångflödet 75 ton/timme. Ångan kan antingen ledas genom turbin eller om det är riktigt kallt genom en direktkondensor. Det finns alltid ett litet ångflöde genom direktkondensorn för att kunna snabbt dumpa ånga där vid fel på turbinen. Turbinen är en Allen modular Mod3 turbin, från den kan ångan tappas av vid 2 och 6 bar. Efter turbinen kommer ångan till varmkondensorn, där kondenseras ångan till vatten och pumpas tillbaka till matarvattentanken. Ångan som tappas av vid 6 bar går till det 6 bars system som finns. Från detta system tas ånga till bla NH4OH insprutningen, NH3 återvinningen och till turbinånga. Från 40 bars ångan finns det en ventil som upprätthåller trycket 6 bar i systemet. Värmen från kondensorerna tas upp av fjärrvärmenätet. 11

Fjärrvärmenreturen varierar under året men den ligger på ca 35-55 C. Först värms vattnet med värmen från rökgaskondenseringen. Därefter pumpas vattnet genom turbinkondensorn och sedan vidare genom direktkondensorn. Temperaturen efter turbinkondensorn beror på hur och om turbinen körs, men den brukar ligga på ca 70 90 C. Efter direktkondensorn brukar temperaturen ligga ett 10 tal grader högre, men det beror helt på hur ångan fördelas mellan dessa kondensorer. Därefter pumpas vattnet ut till fjärrvärmenätet igen.[1] 2.3 Interna elförbrukningen Turbinen producerar under året ca 50 GWh el. Av denna energimängd så går endast 31 GWh till försäljning resterande 19 GWh går till drift av kraftvärmeanläggningen. Den största delen av den interna förbrukningen går till drift av pumpar och fläktar för att hålla i gång förbränningsprocessen. En annan stor förbrukare är de 2 värmepumpar som används för rökgaskondenseringen. Tabell 1 visar den interna energiförbrukningen för varje månad samt hur mycket energi pumparna och rökgasfläkten har förbrukat under samma period. Tabellen visar även hur stor del av den totala interna förbrukningen som pumparna och rökgasfläkten står för. I denna tabell så är inte värmepumparna inräknade[4] Tabell 1.Årlig elförbrukning för pumparna och rökgasfläkten. Interna energiförbrukning (MWh) Fj1 Fj2 RGF Mava2 Övrig Total Jan 144 0 0 53 1897 2094 Feb 130 0 775 2 0 987 1892 Mar 123 0 279 105 1190 1697 Apr 136 0 374 127 1233 1870 Maj 0 72 349 75 832 1327 Jun 0 139 303 144 1339 1925 Jul 129 21 427 90 1324 1992 Aug 52 0 0 0 853 905 Sep 0 0 0 0 399 399 Okt 27 84 267 0 1080 1458 Nov 0 139 163 0 1734 2036 Dec 57 84 688 3 59 1225 2112 Totalt 797 538 3625 653 14094 19707 Procent 4% 3% 18% 3% 72% 100%. Av tabell 1 kan man se att rökgasfläkten står för 1/5 av den interna förbrukningen och att matarvattenpump 2 står för endast 2 procent av den. Den totala interna energiförbrukningen för varje månad är hämtad från månadsrapporten och i denna är inte energi till värmepumparna inräknad. I figur 5 visas den interna förbrukningen och värmepumparnas förbrukning. 2 Att februari har hög förbrukning beror på avläsningen för januari är med på februari. 3 Att december har hög förbrukning beror på en del av förbrukningen för november är med på december. 12

3 000 2 500 Interna förbrukningen Värmepumparna 2 000 MWh 1 500 1 000 500 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec 2005 Figur 5.Den interna förbrukningen exkl värmepumparna samt värmepumparnas förbrukning. Av diagrammet kan man konstatera att värmepumparna står för en stor del av den interna energiförbrukningen under året. I figur 6 visas den producerade elen och den totala interna energiförbrukningen inklusive värmepumparna. Slutsatsen blir att det är en liten del el som inte går till egen användning. MWh 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Egen produktion Total egen förbrukning Jan Mar Maj Jul Sep Nov Figur 6.Egen produktion och egna totala förbrukningen inkl värmepumparna. 13

3.Teori 3.1 Kraftvärme Vid kombinerad kraft- och värmeproduktion kan 70-95 % av bränslets värmeinnehåll nyttiggöras. I ren kraftproduktion kan endast 25-45 % nyttiggöras. Kraftvärmeprincipen används mycket inom processindustrin, där ångan tas ut efter turbinen och används i processen. Storskaligt utnyttjande av denna princip är för att producera fjärrvärme. Vid ren kraftproduktion har man en s k kallvattenkondensor som har ett lägre mottryck för turbinen än en s k varmvattenkondensor. Ju lägre mottryck turbinen har desto mer energi kommer den att producera. I ett kraftvärmeverk värmer varmvattenkondensor fjärrvärmevattnet i allmänhet från ca 30-60 C till ca 70-120 C. Temperaturen bestämmer turbinens mottryck. I en kallvattenkondensor används kallare vatten vilket kan ge ett lägre mottryck. Kraftvärmeverket möjliggör också att kunna skicka ånga från pannan förbi turbinen till en direktkondensor. Detta möjliggör värmeförsörjning även när turbinen står. I kraftvärmeverk produceras både mekanisk effekt och värmeeffekt. Man kan då definiera elutbytesfaktorn enligt ekvation 1. Kraftvärmen är en kompromiss eftersom ju högre framledningstemperatur man har desto högre mottryck, vilket resulterar i mindre el ur turbinen. Se figur 7. [7],[8] P α = (1) Q Där α= elutbytesfaktorn P= producerad mekanisk effekt [W] Q= producerad värmeeffekt [W] Figur7. Producerad mekanisk effekt (P) som funktion av producerad värmeeffekt(q) vid olika framledningstemperaturer (t f ). 14

3.2 Absorptionsmaskin En absorptionsmaskin använder sig av fjärrvärme eller spillvärme för att producera kyla. Systemet består av en kondensor och förångare. I stället för en kompressor som man har i en värmepump så har man en absorbator, pump och en generator. I ett absorptionsaggregat (se figur 8) utnyttjas drivenergin i form av värme från t ex fjärrvärme/spillvärme för att koka bort vatten ur en blandning av vatten och litiumbromid. Detta sker vid en temperatur av cirka 30 grader. Vid det tryck som råder i generatorn, cirka 0,1 bar förångas vattnet i lösningen, och förs vidare till kondensorn. Där kondenseras vattnet med hjälp av kyltorn eller dylikt. Vattnet förs sedan vidare till förångaren. Litiumbromiden förs i sin koncentrerade form från generatorn till en behållare där den används till att skapa ett kraftigt undertryck. I anslutning till denna behållare finns förångaren som är i kontakt med det köldbärarsystem som man skall använda för att kyla exempelvis hus och dylikt. Tack vare undertrycket som skapas av litiumbromiden, kokar vattnet i förångaren vid mycket låg temperatur, vilket gör att värme tas upp från köldbäraren som därmed kyls. Den vattenånga som bildas i förångaren förs vidare till absorbatorn där ångan absorberas av en litiumbromidlösning. Litiumbromid har egenskapen att det suger upp vatten med en väldig kraft. Lösningen av litiumbromid och vatten (från vattenångan) pumpas kontinuerligt till generatorn. [9] Figur 8.Tekniken i ett litiumbromid absorptionsaggregat. [9] 15

4. Förutsättningar 4.1 Elpris Dåva kraftvärmeverk producerar och förbrukar el. Vissa perioder så förbrukas mer el än vad som produceras. Då måste import av el ske. För den exporterade elen så är inkomsten lika med spotpriset minus en årlig fast utmatningsavgift på 470 000 kr och en rörlig utmatningsavgift på 4 öre/kwh. För den förbrukade elen tillkommer skatt och elcertifikatsavgift på spotpriset. För den elen som importeras så tillkommer även en nätavgift på 14 öre/kwh. För att ha möjlighet att importera betalar Umeå energi en fast årsavgift på 800 000 kr. Vid de ekonomiska beräkningarna har ett medelpris för el räknats fram för varje månad. Dessa priser bygger på ett årsmedelpris på 350 kr/mwh. Avvikelsen för varje månad bygger på verkliga månadsmedelvärden för Nord Pools spotpris för varje år under perioden 1996-2004. Detta månadsmedelvärde har dividerats med det antagna årsmedelvärde för att erhålla avvikelsefaktorn. Därefter har ett medelvärde för varje månads avvikelsefaktor beräknats [5]. I tabell 2 så visas elpriset för varje månad. Tabell 2.Elpris/månad exkl skatt [kr/mwh]. Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Elpris 430 378 337 316 302 315 260 327 341 358 392 443 På detta elpris tillkommer skatt, elcertifikatsavgift och en nätavgift. Skatten är på 220 kr/mwh och nätavgiften på 60 kr/mwh. Elcertifikatavgiften är satt till 250 kr/mwh och kvotplikten varierar fram till år 2010 enligt tabell 3 [6]. Detta ger den certifikatsavgift som visas i tabell 3. Tabell 3.Elcertificatsavgiften för 2006 2010. År Kvotplikt Elcertifikatsavgift 4 [kr/mwh] 2006 0,126 31,5 2007 0,141 35,25 2008 0,153 38,25 2009 0,160 40 2010 0,169 42,25 4.2 Ångpris Ångpriset kan variera en hel del under året. Speciellt dyrt är det under vintern, och beroende på vid vilket tryck ångan ska tappas av. I denna rapport har ångpriset antagits till 200 kr/mwh för 40 bars ånga. [4] 4 Elcertifikatsavgiften beräknas genom att multiplicera kvotplikten med 250 kr/mwh. 16

5. Systemkopplingar När det gäller att byta ut eldrift mot ångdrift går det att göra på många olika sätt. I denna rapport har alternativen begränsats till 4. Dessa alternativ har begränsats till att endast fokusera på fjärrvärmepumparna, matarvattenpump2, rökgasfläkten och värmepumparna. Alternativen har växt fram under studien. De ångförbrukningar som används har tagits fram med hjälp av turbinleverantör. Alternativen ska ge en lägre driftkostnad än i dagsläget. När det gäller ångförbrukningen till de turbiner som ska driva exempelvis pumparna fanns tre möjligheter eftersom det finns ett 6 bars system: Man kan ta ångan från 40 bar och ha mottryck på 6 bar. Ta ångan från 6 bar och ha mottryck på 0,6 bar Ta ångan från 40 bar och ha ett mottryck på 0,6 bar Förbrukningen för dessa olika alternativ finns i bilaga 3. Eftersom alternativet 40-0,6 bar gav den minsta ångförbrukningen så har endast detta används i alternativen genom olika kombinationer. Tabell 4 visar hur mycket vardera del förbrukar. Tabell 4.Ångförbrukningen vid 40-0,6 bar [10] Värmepump 11,4 t/h Fläkt 13,2 t/h Fjärrvärme 5,3 t/h Mava2 7,5 t/h Summa 37,4 t/h Att fläkten förbrukar mer ånga än värmepumpen beror på att värmepumpens turbin har en kuggväxel, vilket gör att ångförbrukningen minskar. För att kunna köra pumparna med en turbin måste de befintliga pumparna bytas ut. Fjärrvärmepumpen måste bytas mot en Omega 350-510C och matarvattenpumpen måste bytas mot en HGM 4/4. [15] 5.1 Alternativ 1 Det första alternativet är att alla delar byts mot ångdrift. Ångan till turbinerna tas från 40 bars systemet och kondenserar ut vid 0,6 bar. I stället för den kompressordrivna värmepumpen sätts en absorptionsvärmepump som kopplas enligt figur 9. Denna koppling är tagen från Värmeforsks rapport Rökgaskondensering med värmepump. [11] 17

Figur 9.Tänkta systemkopplingen med absorptionsvärmepumpen. 5.1.1 Värmepumpen Tanken med denna koppling är att man kör in fjärrvärmetemperaturen på 40 C och delar på denna så att en del går genom förångaren och kyls. Därefter går det genom värmeväxlaren och värms av denna. Den del av fjärrvärmeflödet som inte går genom förångaren går istället genom absorbatorn och kondensorn och tar upp den bortkylda värmen. Därefter blandas dessa flöden innan de går in i turbinkondensorn. 5.2 Alternativ 2 Detta alternativ är i stort sett lika som i alternativ 1. Alla delar drivs med hjälp av ånga istället för el. Skillnaden från alternativ 1 är det man driver en av kompressorvärmepumparna med en turbin i stället för att koppla in en temperaturkänslig absorptionsvärmepump. Fördelen med denna koppling är att det går att använda den befintliga kompressorvärmepumpen, man behöver endast investera i en turbin. Tanken är att man kör den ångdrivna värmepumpen och spetsar med den eldrivna värmepumpen. 5.3 Alternativ 3 Enligt tabell 1 står matarvattenpump 2 endast för 2 % av den interna energiförbrukningen. Pumpen behöver ändå ungefär lika mycket ånga för att drivas som fjärrvärmepumpen som är en större förbrukare i dagsläget. I alternativ 3 är matarvattenpumpen inte ångdriven. Värmepumpen är en ångdriven kompressorvärmepump. Fjärrvärmepumpen och rökgasfläkten är även i detta alternativ ångdrivna. 18

5.4 Alternativ 4 Värmepumparna till rökgaskondenseringen står för cirka 50 % av den totala interna energiförbrukningen. Alternativ 4 innebär att en av de två kompressorvärmepumparna som finns för rökgaskondenseringen byts ut till ångdrift. Denna pump blir baslast vid drift av rökgaskondenseringen. Den eldrivna kompressorvärmepumpen spetslast och används endast då den ångdrivna pumpen inte klarar av att ta ut de önskade värmeuttaget ur rökgaserna själv. 19

6. Beräkningar 6.1 Energiberäkning Att jämföra olika alternativ innebär att dagens effekt ur turbinen måste räknas fram. Detta görs genom att använda ekvation 2. För att kunna göra detta måste först entalpierna för de olika avtappningarna, se figur 10, på turbinen bestämmas. Vid denna beräkning används de indata som visas i tabell 5. Trycken och flödena är hämtade från bilaga 4. Temperaturer är hämtade från Umeå Energis dataloggningsprogram Labwiev. Entalpierna är hämtade från en entalpitabell.[12] Figur 10.Turbinens olika utlopp 1.Inlopp 2.6Bar 3.2Bar 4.Utlopp W prod = m& h h ) + (( m& m& )( h h )) + (( m& m& m& )( h )) (2) 1( 1 2 1 2 2 3 1 2 3 3 h4 Där W prod = Producerad turbineffekt [kw] m& =Ångflöde [kg/s] h =entalpi kj/kg Tabell 5.Indata som användes vid beräkningar. Inlopp Flöde 22 Kg/s Tryck 40 Bar Temp 400 C Avtappning 6Bar Flöde 1,9 Kg/s Tryck 6 Bar Avtappning 2Bar Flöde 1,2 Kg/s Tryck 2 Bar Utlopp Flöde 18,9 Kg/s Tryck 5 1,75 Bar 5 Motsvarar en fjärrvärmetemperatur på ca 116 C 20

Efter att dagens effektuttag är beräknat dras flödet som behövs för de olika alternativen bort, delvis så minskas flödet in i turbinen. Det har antagits att det kommer att vara ett lika stort avtappningsflöde vid ett lägre inflöde. De nya flödena förs in i ekvation 2 för att få den nya effekten från turbinen. Indata som användes visas i tabell 6. Tabell 6. Indata som användes vid de olika alternativen. Inlopp Alt1 Alt2 Alt3 Flöde 12,9 11,61 13,69 Kg/s Tryck 40 40 40 Bar Temp 400 400 400 C Avtappning 6Bar Flöde 1,9 1,9 1,9 Kg/s Tryck 6 6 6 Bar Avtappning 2Bar Flöde 1,2 1,2 1,2 Kg/s Tryck 2 2 2 Bar Utlopp Flöde 9,824 8,534 10,614 Kg/s Tryck 1,75 1,75 1,75 Bar Den nya effekten multipliceras sedan med en faktor som ger ett verkligare effektuttag (ekvation 5). Denna faktor har beräknats genom ekvation 3 och 4 W turbin P verklig = (3) Dturbin Där W D P turbin turbin verklig = Energin som går ut från turbinen [MWh] =Drifttiden i timmar [h] =Normerade medeleffektuttag under månaden [MW] Pverklig f = (4) P Max Där f =faktor P verklig = Normerade medeleffektuttag under månaden [MW] P Max =Beräknad maximal effekt ur turbinen [MW] 21