UTREDNING AV MÖJLIGHETERNA TILL KRAFTVÄRMEPRODUKTION I STRÖMSUNDS FJÄRRVÄRMENÄT Andreas Andersson Civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå universitets tekniska högskola. (löpnr. som tilldelas)
Förord Examensarbetet på 20 veckor ingår som en avslutande del av civilingenjörsprogrammet i Energiteknik vid Umeå Universitet. Initiativtagare till arbetet har varit Jämtlandsvärme AB som med hjälp av E.ON Värme Sverige AB låtit utföra denna förstudie. Arbetet har utförts vid institutionen för tillämpad fysik och elektronik vid tekniska högskolan i Umeå. Jag vill tacka alla som ställt upp med tid och hjälp för detta arbete och vill rikta ett extra stort tack till följande personer: Örjan Lundberg Torbjörn Andersson Lars Bäckström Driftpersonalen i Strömsund E.ON Värme Sverige AB Jämtlandsvärme AB TFE, Umeå Universitet Jämtlandsvärme AB Östersund, januari 2007 Andreas Andersson 2
SAMMANFATTNING Sedan avregleringen av den svenska elmarknaden skedde år 1996 så har det svenska elpriset stigit kraftigt. År 2003 infördes elcertifikatsystemet som syftar till att gynna utbyggnaden av förnybar elproduktion däribland biobränslebaserad kraftvärme. Kraftvärmeanläggningar är dyra och ju mindre anläggningarna är desto dyrare blir dom per installerad effekt, men i takt med det stigande elpriset så börjar lönsamheten för kraftvärmeanläggningar att infinna sig även i mindre fjärrvärmenät. Var denna nedre gräns går är i dagsläget inte klart utan beror i stor utsträckning på de anläggningsspecifika kostnaderna och förutsättningar på anläggningsorten. Denna rapport är en förstudie som skall utreda möjligheterna för kraftvärmeproduktion i Strömsunds fjärrvärmenät. Nätet och anläggningarna ägs av det kommunalägda energibolaget Jämtlandsvärme AB. Nätets behov är 30 GWh och förstudien skall undersöka vilken teknikkombination av ångturbinen respektive ångmotorn som påvisar bäst lönsamhet med de förutsättningar som gäller för kraftvärmeområdet idag samt med de specifika förutsättningarna som finns i Strömsund. Fyra systemkonstruktioner (dimensioneringsalternativ) har dimensionerats och jämförts utifrån sina olika ekonomiska förutsättningar. Dimensioneringen och jämförelsen dessa emellan har utförts med en optimeringsprogramvara som heter WhatsBest! 8.0. Med programmets hjälp fås de optimala storlekarna på ångpannan och turbinen/motorn utan att man manuellt behöver fastställa olika dimensionerande parametrar, såsom alfa-värdet och utnyttjningstider, vilket vanligtvis görs vid konventionell dimensionering utifrån erfarenhetsvärden. Med optimeringsprogrammets hjälp fås en mer noggrann dimensionering då dessa parametrar faller ut av programmet för en given varaktighet över nätets behov. Dimensioneringsalternativ 3, som utgörs av en rökrörspanna som producerar mättad ånga på 16 bar(a) och som har försetts med en fåstegs ångturbin, är det alternativ som påvisar bäst lönsamhet. Total investeringsnivå för anläggningen uppgår till ca 48 Mkr och erhåller ett alfavärde på ca 13 %. Pay-off tiden för anläggningen hamnar på ca 10,3 år För att kraftvärme skall vara lönsam i små nät med dagens priser är den allra viktigaste parametern att hålla nere investeringsnivån på anläggningen. Elprisets inverkan på resultatet är litet då anläggningar i dessa storlekar har ett dåligt elutbyte. 3
SUMMARY Since the deregulation of the Swedish electricity market in the year of 1996, the cost of Swedish electricity has risen significally. In the year of 2003 an electricity certificate system was introduced to aid the expansion of the renewable electricity production. This system also included bio fuel based heat and power generation. Combined heat and power generation projects are costly and the smaller the project the more expensive they become per installed power unit. Due to the overall rise in the electricity price even the small projects are becoming more profitable. Whether a project do manage to generate profit is largely dependant on the specific costs associated with each project and other local variables. This report is a pre study aiming to investigate the possibilities of producing combined heat and power in the district heating system of Strömsund community. Today, a municipality owned energy company, Jämtlandsvärme AB, owns the power facilities and the district heating net in this region. The energy needs in this region is 30 GWh and this pre study aims to investigate which specific technical combination of steam turbine and steam engine that would generate the largest profit given the local circumstances. The possible economical profit of each of four different system constructions, or alternatives of dimensioning, have been compared. The computer software used to make the dimensioning and comparison between these systems is an optimization software named WhatsBest! 8.0. The optimization software suggests the optimal sizes of the furnace and the turbine/engine without having to determine different dimensioning parameters like the alfa-value and usage duration manually. This would normally be needed in conventional dimensioning using experience-based measures. The utilization of this optimization software programme enables more precise dimensioning due to these parameters being generated from the programme for any given duration. Dimension alternative 3, which constitutes of an exhaust boiler that produces saturated steam at 16 bar(a). This boiler has been equipped with a 4 stage steam turbine and is the most profitable alternative. The total investment of this construction amounts to approximately 48 MSEK with an alfa-value of 13 %. The pay-off time is estimated to approximately 10,3 years. The predominately most important factor enabling profit from heat and power generation facilities is to keep the economical investments low. The electricity price s influence on the profit is not significant due to the fact that small facilities have rather poor electricity exchange. 4
INNEHÅLLSFÖRTECKNING SAMMANFATTNING 3 SUMMARY 4 INNEHÅLLSFÖRTECKNING 5 1 INLEDNING 7 1.1 Bakgrund 7 1.1.1 Jämtlandsvärme AB 7 1.1.2 Nulägesanalys av Strömsunds fjärrvärmeverk 7 1.1.3 Varför kraftvärme 9 1.1.4 Svenska elmarknaden idag 10 1.1.5 Regler för småskalig elproduktion 11 1.2 Syfte 11 1.2.1 Energiläget och framtidsutsikterna för kraftvärme 11 1.2.2 Förutsättningar för förstudien 12 1.2.3 Avgränsning av förstudien 13 1.2.4 Mål med förstudien 13 2 TILLVÄGAGÅNGSSÄTT 14 3 TEORI 15 3.1 Rankinecykeln 15 3.1.1 Kondenskraftverk 16 3.1.2 Kraftvärmeverk 16 3.1.3 Strömsunds distributionsnät 19 3.2 Ångpannor 20 3.3 Elkraftgenerering 23 3.3.1 Ångturbiner 23 3.3.2 Ångmotorer 25 3.3.3 Inkoppling av generator 28 3.4 Kondensor och matarvattenpumpar 29 3.5 Val av ångdata 31 3.5.1 Allmänt 31 3.5.2 Besiktning och kontroller 32 3.6 Dimensionering av kraftvärmeanläggningar 33 3.6.1 Dimensionering av panna 33 3.6.2 Dimensionering av turbinen/motorn 36 3.6.3 Matarvattenbehandling 37 3.6.4 Värmeöverföring 38 3.6.5 Val av bränsle 38 3.7 Kraftvärmeanläggningar och deras ekonomi 40 3.7.1 Ekonomiska förutsättningar 40 3.7.2 Gröna elcertifikat 40 3.7.3 Driftekonomi, skötsel och underhåll av ångpannor 42 3.7.4 Driftekonomi, skötsel och underhåll av turbiner och ångmotorer 42 3.7.5 Investering 42 3.8 Optimeringsteori 45 3.8.1 Optimeringsverktyget, WhatsBest! 8.0 45 5
4 METOD 46 4.1 Optimeringsmodellen 46 4.1.1 Gemensamma förutsättningar 49 4.1.2 Dimensioneringsalternativ 1: 40 bar, 400 C, flerstegsturbin 50 4.1.3 Dimensioneringsalternativ 2: 40 bar, 295 C, ångmotor 51 4.1.4 Dimensioneringsalternativ 3: 16 bar, mättad ånga, fåstegsturbin 52 4.1.5 Dimensioneringsalternativ 4: 16 bar, mättad ånga, ångmotor 53 5 RESULTAT 54 5.1 Resultat av delmål 2 54 5.1.1 Resultat dimensioneringsalternativ 1 56 5.1.2 Resultat dimensioneringsalternativ 2 58 5.1.3 Resultat dimensioneringsalternativ 3 60 5.1.4 Resultat dimensioneringsalternativ 4 62 5.2 Känslighetsanalys av delmål 2 64 5.2.1 Förändringar i ingångsförutsättningarna 64 5.2.2 Förändringar under driftsperioden 66 5.3 Övriga jämförelseresultat av dimensioneringsalternativen 67 5.4 Resultat av delmål 1 och 3 67 6 DISKUSSION 68 7 SLUTSATSER 71 8 REFERENSER 72 9 BILAGOR i Bilaga 1 i Bilaga 2 ii Bilaga 3 iii Bilaga 4 iv Bilaga 5 vi Bilaga 6 viii Bilaga 7 x 6
1 INLEDNING 1.1 Bakgrund Jämtlandsvärme AB äger och driver en värmeproduktionsanläggning för fjärrvärme i samarbete med E.ON Värme Sverige AB i Strömsunds tätort. Strömsund är en mindre tätort på ca 6000 invånare som ligger belägen ca 10 mil norr om Östersund i Jämtlands Län. Produktionsanläggningen är idag en hetvattenanläggning som förser ortens fjärrvärmenät med värme. Befintlig anläggning uppfördes under tidigt 80-tal och en framtida reinvestering är att vänta då befintlig anläggning börjar bli sliten samt att nuvarande biobränslepanna inte täcker en acceptabel andel av årets energiproduktion. Styrelsen i Jämtlandsvärme AB har fått i uppdrag att utreda framtiden för värmeverket och möjlig utveckling mot att producera kraftvärme. Styrelsen har, med anledning av detta, beslutat att en förstudie skall göras över framtida möjligheterna till småskalig kraftvärmeproduktion.[1] 1.1.1 Jämtlandsvärme AB Jämtlandsvärme AB är det kommunalägda bolag som idag äger fjärrvärmenätet och produktionsanläggningarna till 100 %. Fram till årsskiftet 06/07 ägdes 28 % av anläggningarna av E.ON Värme Sverige AB (E.ON) men efter en affärsuppgörelse som ägt rum under hösten 2006 så har E.ON sålt sin andel i bolaget till Strömsunds kommun. Jämtlandsvärme AB äger även värmeverk i orterna Hammerdal, Hoting och Backe och har en årlig omsättning på 24 miljoner kronor och en total produktion på 44 GWh värme. E.ON har fram till och med årsskiftet 06/07 skött administrationen samt driften och underhållet av anläggningarna.[1] 1.1.2 Nulägesanalys av Strömsunds fjärrvärmeverk Värmeanläggningen har idag en hetvattenpanna av märket VEÅ och är byggd för 16 bar och 201,3 C. Pannan är av vattenrörstyp och är försedd med en ångdom som utgör en tryckhållare för pannan. Pannans ursprungliga märkeffekt uppgick till 7 MW med torvbränsle men eldas idag mestadels med en bark- och torrflismix, som har fukthalten ca 55 %, och levererar ca 6 MW. Pannan är försedd med en förugn som är utrustad med ett rörligt snedroster. Biobränslepannan är även utrustad med en rökgaskondensering som maximalt levererar 1,5 MW. Effekten från rökgaskondenseringen är bland annat beroende på fjärrvärmevattnets returtemperatur samt rökgasernas fukthalt och varierar mycket under vintern. Totalt sett matas fjärrvärmenätet från fem olika värmeproduktionsenheter. Spetslastenheterna utgörs av två oljepannor på 2,5 respektive 5 MW samt en elpanna på 3,3 MW och dessa pannor är installerade i samma pannhus som biobränslepannan. Utöver dessa pannor finns ytterligare en biopanna som ligger vid före detta sjukhuset och utgör även den en spetslast- samt sommarlastenhet på ca 1 MW och eldas enbart med flis. I detta pannhus finns även en oljepanna på 1 MW som idag dock inte är operativ. På senare tid har det visat sig att denna flispanna har varit i drift ca 8-9 månader per år se figur 1 samt bilaga 1 och 2. Total installerad effekt uppgår till ca 19,3 MW. Dessa fem enheter förser nätets årliga behov som ligger mellan 28 och 30 GWh, se figur 2 samt bilaga 2. Nätet innehåller ca 200 m 3 vatten. [2] 7
Driftelen samt elen till elpannan kommer idag från ett yttre fördelningsnät på 12 kv. En del transformeras ned till driftspänningen på 0,4 kv medan resterande del går via ett högspänt brytarfack till den högspända elpannan (12 kv). Det yttre fördelningsnätet kommer från ett ställverk som är beläget ca 600 m från panncentralen. Dagens elmätningsutrustning mäter förbrukad el. Driftelen uppgår idag till ca 800 MWh/år. 4500 4000 3500 MWh 3000 2500 2000 1500 1000 500 Sjukhuset Elpanna Oljepannor RGKA Biobränslepannor 0 Jan Mar Maj Juli/Aug Okt Dec Figur 1. Energifördelningen mellan produktionsenheterna år 2005 9 8 7 Dygnsmedeleffekt, MW 6 5 4 3 2 1 0 1 17 33 49 65 81 97 113 129 145 161 177 193 209 225 241 257 273 289 305 321 337 353 Tid, Dygn Figur 2. Varaktighetsdiagram över nätets behov år 2005. 8
1.1.3 Varför kraftvärme Sverige har en unik position i Europa genom väl utbyggda fjärrvärmenät samt en god tillgång på skogsråvaror. Trots detta har ännu inte fjärrvärmenäten använts till någon större elproduktion. Samtidig produktion av el och värme, kraftvärme utnyttjar bränslet mycket effektivt och ger därmed stor miljö- och klimatnytta. Elproduktionen i Europa sker till stor del, ca 50 %, i koleldade kondenskraftverk där endast cirka en tredjedel av den tillförda energin blir till elström, två tredjedelar går alltså till spillo i form av värmeförluster, se figur 3 och 4. Kraftvärmeanläggningar producerar samtidigt både el och värme och med en totalverkningsgrad på ca 85-95 % i moderna kraftvärmeverk beroende på dess storlek. Resterande del utgörs av strålnings- och verkningsgradsförluster i pannan och övriga systemet. [3] Figur 3. Principskillnaden mellan kondenskraft- och kraftvärmeverk. [3] Figur 4. Den europeiska kondenskraften använder sig vanligen av kyltorn för att kondensera ångan ur turbinerna åter till vätskefas. I dessa kyltorn går stora mängder energi till spillo. Kraftvärme är ett av de i dag effektivaste sätten att producera ny el på, trots det finns idag endast ett fåtal kraftvärmeanläggningar i storleksordningen passande ett värmeunderlag på cirka 30 GWh i drift. E.ON Värme Sverige AB, region syd äger och driver en småskalig kraftvärmeanläggning i Kungsbacka. Anläggningen är kombinerad med ett industriellt mottryck dit delar av den producerade ångan går. Panneffekten är 6 MW och anläggningen producerar årligen ca 1,7 GWh el. [4] 9
Även i Eksjö finns en anläggning, i denna storleksordning som är försedd med en ångmotor. Hittills har det varit svårt att finna lönsamhet för kraftvärme i fjärrvärmenät mindre än 50 GWh/år.[5] I och med att totalverkningsgraden är hög i kraftvärmeverk så motiveras den svenska utbyggnaden genom våra goda förutsättningar med fjärrvärmenäten. Varje producerad kilowattimme el i ett svenskt biobränslebaserat kraftvärmeverk ersätter ungefär ett kilo CO 2 i form av utsläpp från den Europeiska kondenskraften till atmosfären.[3] 1.1.4 Svenska elmarknaden idag Sveriges elmarknad styrs idag av marknadsmässiga krafter som gör att det svenska elpriset med stor sannolikhet kommer att anta en europeisk nivå som idag ligger högre än den svenska. Sedan det nordiska elproduktionssystemet byggdes ihop med det europeiska och den nordiska elhandeln öppnades upp och utsattes för konkurrens av priserna ute på kontinenten, så har det svenska elpriset stigit, se figur 5. Detta beror att det är marknadskrafterna som styr och det svenska elpriset har historiskt sett legat långt under det europeiska priset. Prisskillnaden har främst berott på att Sverige har haft en billig produktion från, vår nordiska specialitet, vattenkraften. Det är endast länderna i Skandinavien som har vattenkraft i någon större utsträckning och detta har lett till att vi ur ett historiskt perspektiv har haft gott om billig elkraft. Till skillnad mot Europa där cirka 50 % av den elkraft som produceras kommer från fossilbaserade kraftverk. Denna situation har lett till att vi svenskar och även norrmän har haft en väldigt hög elförbrukning per capita, ca 3 gånger så hög som för en medeleuropé. Sedan det nordiska elsystemet byggdes ihop med det europeiska så har vi i Norden blivit mer beroende av att kunna importera elkraft under de perioder där vår egen produktion inte räcker till. Det innebär att den svenska elkonsumtionen bidrar till en ökning av de miljöfarliga utsläppen från kolkondenskraften i Europa eftersom vi är de som per person använder oss av mest elström av alla inom EU. För att bidra till en mer hållbar utveckling och en effektivare energianvändning så har den svenska regeringen valt att från år 2003 satsa på ett elcertifikatsystem som skall gynna utbyggningen av miljövänlig elproduktion, se vidare under avsnittet 3.7.2 Gröna elcertifikat. Genom att satsa på småskalig kraftvärme i Strömsund skulle detta bidra till denna högeffektiva energianvändning som skulle leda till att vi i Sverige behöver importera mindre fossilproducerad elkraft från Europa. Så för varje producerad MWh el i ett svenskt biobränsleeldat kraftvärmeverk så ersätts ca 3 MWh tillfört kol i ett kondenskraftverk ute på kontinenten. Detta leder till en effektiv energianvändning som de moderna riktlinjerna inom energisektorn strävar efter. [3] 10
800 700 600 500 400 300 200 100 0 jan-96 sep-96 maj-97 jan-98 sep-98 maj-99 jan-00 sep-00 maj-01 jan-02 sep-02 maj-03 jan-04 sep-04 maj-05 jan-06 sep-06 Figur 5. Det svenska elprisets utveckling i kr/mwh sedan avregleringen år 1996 där en uppåtgående trend kan ses. [6] 1.1.5 Regler för småskalig elproduktion Elproduktionsanläggningar med en märkeffekt på max 1500 kw räknas som småskaliga.[7] Det svenska elnätet är öppet för alla svenska elproducenter och elkonsumenter. Elnätet har delats upp i ett antal mindre områden där både en nät- och en leveranskoncession finns. Detta får dock inte innehas av samma bolag inom ett visst område. Den som har leveranskoncession är skyldig att köpa ström från en småskalig elproduktionsanläggning inom det nätområde de har leveranskoncession för, samt lämna denne en skälig ersättning. På motsvarande sätt är den som innehar nätkoncession för området skyldig att ansluta elproduktionsanläggningen mot en ersättning.[7] 1.2 Syfte På uppdrag av Jämtlandsvärme AB skall denna förstudie undersöka de tekniska och ekonomiska förutsättningarna för kraftvärmeproduktion i Strömsunds fjärrvärmenät. Undersökningen skall omfatta möjligheterna att producera el med den teknik som idag påvisar den bästa lönsamheten. 1.2.1 Energiläget och framtidsutsikterna för kraftvärme Omfattande analyser har gjorts av forskare och branschfolk inom kraftvärmeområdet och de påstår bland annat i rapporten Kraftvärme i framtiden [8] att minst en fördubbling av elproduktionen från kraftvärmeverk är att vänta fram till år 2015 jämfört med dagens nivå. Idag står elproduktionen från kraftvärmesystemen för ca 7 TWh/år vilket motsvarar ca 3 % av den totala elproduktionen. I Finland är motsvarande siffra ca 30 % [9]. Figur 6 visar hur utvecklingen av kraftvärmeområdet kommer att se ut i framtiden enligt svenska fjärrvärmeföreningen. Den omfattande utbyggnaden kommer att driva upp priserna på anläggningarna samtidigt som utbudet av leverantörer och tillverkare kommer att öka vilket i 11
sin tur kommer att driva utvecklingen av kraftvärmetekniken framåt. Med stigande elpriser och effektivare anläggningar och tekniker kommer också lönsamheten att infinna sig även för mindre anläggningar.[10] Figur 6. Framtidsutsikterna för kraftvärmeområdet enligt svenska fjärrvärmeföreningen. [10] I Sverige och även internationellt sker omfattande globala omställningar mot förnybar energiproduktion och Sveriges regering har uttalat sig genom att säga att utvecklingen av kraftvärmeanläggningar skall stimuleras. I och med denna förväntade utbyggnad kommer Sverige bidra till att minska de europeiska koldioxidutsläppen med 6,5 miljoner ton per år. [9] Framtidsutsikterna för kraftvärmeområdet är goda då det pågår forskning, utveckling och demonstration av befintlig teknik. Forskningen lägger sin fokus på att förbättra anläggningarnas bränsleflexibilitet, prestanda, kostnadseffektivitet och utsläppsemissioner. Utvecklingen av nya tekniker syftar till att förbättra elverkningsgraden med bibehållna eller förbättrade miljödata till en konkurrenskraftig kostnad. [11] 1.2.2 Förutsättningar för förstudien Förutsättningarna för att bedöma möjligheterna för kraftvärmeproduktion i Strömsunds fjärrvärmenät är följande: Värmesänka är det befintliga fjärrvärmenätet som idag kräver ett årsenergibehov på cirka 30 GWh. Framledningstemperaturen, T F, för nätet varierar enligt styrkurvan i figur 30 med en högsta T F på 120 C och en lägsta T F på sommaren på 70 C vilket i sin tur skulle påverka elproduktionen. Hänsyn skall tas till befintlig anläggning i övrigt med avseende på plats i pannhus, anläggningens lay-out, infrastruktur, möjligheten till inkoppling av generator mot yttre elnät mm. Samtliga mätdata och övrig information från dagens driftstatistik som är av intresse för förstudien skall vara tillgängliga. Endast dygnsmedeleffekter finns tillgängliga över nätets behov, hur detta påverkar resultatet tas upp i senare delar av rapporten. 12
1.2.3 Avgränsning av förstudien Jämtlandsvärme AB vill tillsammans med E.ON Värme Sverige AB utreda framtidsutsikterna för dagens befintliga anläggning utifrån följande tre delmål. Delmål 1: Delmål 2: Delmål 3: Komplettera befintlig anläggning med ångturbin alternativt ångmotor. Förse befintlig anläggning med en ny ångpanna som anpassas till befintlig anläggning i övrigt, främst tillgängligt utrymme, som konstrueras för optimal elkraftproduktion med ångturbin alternativt ångmotor. Upprätta en helt ny kraftvärmeanläggning på annan plats. Befintlig hetvattenanläggning är avskriven och en större reinvestering blir sannolikt nödvändig inom en 5-10 års period. Förstudien avser att tydliggöra vilket av ovanstående alternativ som utgör den ekonomiskt och tekniskt bästa investeringen. 1.2.4 Mål med förstudien De uppsatta målen för denna förstudie är följande: Kartlägga möjligheterna till småskalig kraftvärmeproduktion vid fjärrvärmeverket i Strömsund. Att ge övergripande information och kunskap kring kraftvärmeområdet. Belysa de tekniska för- respektive nackdelarna med ångturbin kontra ångmotor i småskaliga kraftvärmeanläggningar. Slutligen beskriva de ekonomiska effekterna en konvertering till ett kraftvärmesystem skulle leda till i Strömsund. Visa hur resultaten påverkas av förändrade ekonomiska förutsättningar. Detta kommer att ske genom så kallade känslighetsanalyser där intressanta variabler varieras för att se deras enskilda inverkan på resultatet. Minska utsläppen av CO 2 i ton/år med motsvarande mängd MWh/år som elproduktionen står för. 13
2 TILLVÄGAGÅNGSSÄTT Arbetet med denna förstudie inleddes med en litteraturstudie kring kraftvärmeområdet. Litteraturstudierna har legat till grund för valet av ångdata och vilka olika tänkbara tekniska lösningar som är av intresse för en eventuell småskalig kraftvärmeetablering i Strömsund. Efter att nödvändig driftinformation lämnats av driftpersonalen i Strömsund kunde anläggningens driftstatistik och fjärrvärmenätets varaktighet studeras och en ungefärlig kondenserings- samt turbineffekt fastställas. Med denna vetskap har sedan två olika typer av konstruktioner valt att studeras, dels en billigare systemkonstruktion med mättad ånga på 16 bar, som produceras i en rökrörspanna, och dels en riktig kraftvärmeanläggning med ångdata på 40 bar och 400 C som produceras i en vattenrörspanna. Dessa två olika konstruktioner har valts att jämföras då de skiljer sig mycket i pris och prestanda. Det lägre trycket ger en enklare anläggning och en billigare investering. Det överhettade systemet ger ett högre elutbyte men leder således till en större investering. I de flesta kraftvärmesystem sker elkraftgenereringen med hjälp av en ångturbin. En intressant jämförelse skulle vara att se om det finns någon alternativ teknik till dessa. Här görs därför en jämförelse mellan ångmotorer och ångturbiner, för att försöka finna vilken teknikkombination (av ovan nämnda delar) som lämpar sig bäst för småskaliga kraftvärmeanläggningar. I och med att denna förstudie skall ge svaret på vilken tekniklösning som ger den ekonomiskt optimala investeringen så har här fyra olika systemlösningar jämförts och utvärderats. Dessa fyra alternativ redovisas i metodkapitlet 4.1.2 Dimensioneringsalternativ 1 till och med 4.1.5. Dimensioneringsalternativ 4. Jämförelsen, mellan dimensioneringsalternativen, har genomförts med hjälp av ett optimeringsprogram som heter WhatsBest! 8.0. För att kunna optimera anläggningen måste priserna, på anläggningens olika delar samt hur dessa beror av effekten, vara kända. Prisuppgifterna inhämtades från budgetofferter lämnade av olika leverantörer. Med simuleringsverktygets hjälp fastställs anläggningens alfa-värde samt utnyttjningstid. Detta väljs normalt vid konventionell dimensionering utifrån erfarenhetsvärden, men som inte nödvändigtvis är optimalt för småskalig kraftvärmeproduktion i allmänhet och för Strömsunds fjärrvärmenät i synnerhet. Med simuleringens hjälp erhålls de optimala storlekarna på anläggningens olika delar för det givna värmeunderlaget och dess förutsättningar. Resultatet från simuleringarna ligger sedan till grund för valet av storlek på ångpanna och turbin för respektive dimensioneringsalternativ. Storlekarna ger i sin tur en total investeringsnivå som skall utvärderas ekonomiskt. De ekonomiska lönsamhetskalkylerna skall sedan ge svar på vilken av systemlösningarna som utgör det bästa alternativet för Jämtlandsvärme AB. 14
3 TEORI 3.1 Rankinecykeln En ångcykel har till uppgift att producera arbete, och i vissa fall även värme. Det finns två typer av cykler, en som jobbar med överhettad ånga och en som jobbar med mättad ånga, se figur 7 och 8. Ångcykeln, eller Rankinecykeln, åskådliggörs principiellt av figur 9 och bygger i huvudsak på att vatten förångas i en ångpanna vid konstant tryck till mättad eller överhettad ånga beroende på systemtyp, delförlopp 2 till 3. Ångan leds vidare från pannan till en värmemotor, vanligast förekommande är ångturbinen. Ångan som har högt tryck och hög temperatur tillåts expandera och omvandla sin värmeenergi till mekanisk rörelseenergi i denna, delförlopp 3 till 4. Ångan lämnar sedan turbinen i fuktigt, eller lätt överhettat, tillstånd och leds vidare till en kondensor där ångan kyls och tillåts kondensera åter till vätskefas. Ångan kondenseras vid konstant tryck och temperatur och avger sin kondenseringsvärme till kylmediumet, delförlopp 4 till 1. Kondensorn kyls av tillgängligt kylmedium, vanligtvis vatten, men även kyltorn där luft utgör kylmedium är ofta förekommande. Kondensationstrycket och kondensationstemperaturen beror av kylmediumtemperaturen. Kondensatet som lämnar kondensorn pumpas med matarvattenpumpar åter till pannan. Matarvattenpumparnas huvudsakliga uppgift är att höja trycket på vätskan så att den återigen når det tryck som pannan jobbar vid, delförlopp 1 till 2. [12] Figur 7 och 8. Temperatur- och entropidiagram för Rankinecykeln. Det vänstra diagrammet åskådliggör en överhettad ångcykel medan det högra schematiskt visar hur cykeln ser ut för mättad ånga. [13] Figur 9. Ångkraftcykelns principiella funktion och var de olika tillstånden, punkt 1-4, befinner sig. [13] 15
3.1.1 Kondenskraftverk Kondenskraftverk är ångkraftanläggningar som är avsedda att producera elkraft, se figur 10. Här kondenseras avloppsångan antingen i kallvattenkondensorer som kyls med kallvatten (oftast havsvatten) eller i kyltorn där luft används som kylmedium, se figur 4. Ångtrycket i kondensorn orsakas av vilken temperatur det är på kylmedlet och ju kallare det är desto lägre blir trycket. Detta leder till att mer energi kan tas ur turbinen vilket är intressant då dessa verk bara skall producera el och inte värme. Då stora delar av energin kyls bort i kondensorn så har dessa typer av kraftverk har en total verkningsgrad på ca 40 %. [12] Figur 10. Schematisk skiss över ett kondenseringskraftverk där stora mängder energi kyls bort i en kallvattenkondensor eller i ett kyltorn. [3] 3.1.2 Kraftvärmeverk Elproduktion kan med fördel kombineras med värmeproduktion i ett mottryckskraftvärmeverk. I dessa verk kondenseras turbinens avloppsånga i varmvattenkondensorer, se figur 11, där fjärrvärmevatten utgör kylmedium. I varmvattenkondensorn uppvärms fjärrvärmevattnet i normala fall från 30-60 C till ca 70-120 C. Dessa temperaturer orsakar de mottryck som avloppsångan kan expandera mot innan den kondenserar. I och med att kondenseringstemperaturen här ligger högre än vid kondenskraftverk så är elutbytet i kraftvärmeverk något lägre än i ett kondensverk. Vid händelse av driftstopp på turbinen kan även högtrycksångan direktkondenseras i direktkondensorer. Kombinerad el- och värmeproduktion ger en mycket hög verkningsgrad och ett högt energiutnyttjande och kraftvärmeverken når en total verkningsgrad på ca 90 %. [14] 16
Figur 11. Energifördelningen i ett kraftvärmeverk där kondenseringsvärmen värmer i varmvattenkondensorer fjärvärmevattnet som utgör kylmedlet. [3] 17
Kraftvärmeverkets huvudsakliga uppgift är att förse fjärrvärmenätet med värme. Figur 12 visar kraftvärmeverkets ingående komponenter. Figur 12. 1 Förugnen: Här kommer biobränslet in via bränsleinmatningssystemet. Bränslet förbränns under tillsatsen av primär- och sekundär luft. 2 Ångpanna: Rökgaserna passerar genom ångpannan. Här överförs energi genom att ett värmeutbyte sker mellan eldstaden/rökgaserna och vattnet. 3 Ångturbin: Här tillåts ångan expandera över turbinstegen. Ångans värmeenergi omsätts här till rörelseenergi hos turbinen. 4 Generator: Här tas turbinens rörelseenergi tillvara och omvandlas till elektricitet. 5 Kondensor: Här kondenseras avloppsångan ur turbinen åter till vätskefas genom att avge sin ångbildningsvärme till fjärrvärmevattnet som här utgör kylmedlet. 6 Fjärrvärmenätet: Fjärrvärmenätets energibehov tillgodoses i kondensorn. 7 Kondensatpumpar: Pumpar som pumpar kondensatet från kondensorn vidare i systemet. 8 Matarvattentank: Här samlas kondensatet upp som späds med nytt vatten som måste tillsättas för att täcka eventuella läckage i systemet och för eventuell ångsotning. 9 Matarvattenpumpar: Pumpar matarvattnet vidare i systemet och tryckhöjer detta vatten åter till panntrycket. 10 Vattenreningsutrustning: Det vatten som måste tillsättas i matarvattentanken måste behandlas innan det kan tillsättas. 11 Reducerventil: I händelse av driftproblem med turbinen skall ångan kunna direktkondenseras i kondensorn för att värmebehovet hela tiden skall kunna tillgodoses. 12 Elektrofilter: Rökgaserna passerar ut genom pannan och vidare genom ett elektrofilter där gaserna renas från partiklar. 13Fläkt för förbränningsluften: Primär- och sekundärluftsfläkt som tillgodoser eldstaden i förugnen med nödvändigt syre för en optimal förbränning. 14: Rökgasåterföring för styrning av ugnstemp och NO x - bildning på grund av hög temperatur. 15: Rökgasfläkt för att evakuera rökgaserna. 16 och 17: Containrar för askhantering, (våtaska resp. flygaska)[5][30] 18
3.1.3 Strömsunds distributionsnät Lasten i fjärrvärmenätet består i huvudsak av en värme- och tappvarmvattenlast samt kulvertförluster, se figur 13. Figur 13. Schematisk skiss över fjärrvärmelastens olika delar i Strömsund. Tappvarmvattnet och kulvertförlusterna står för ungefär 27 respektive 10 % av lasten på årsbasis men varierar över året med framledningstemperaturen, se figur 13. Detta beror på att förlusterna ökar vid ökande framledningstemperatur. Minimilasten för nätet i Strömsund uppgår till cirka 1-1,5 MW. Nätlastens olika delar har följande fördelning: A = Värmelasten som utgör ca 63 % av totala energin. B = Tappvarmvattenbehovet står för ca 27 % av den totala energin. C = Kulvertförlusterna uppgår till ca 10 % av den totala energin. Fjärrvärmenätets behov av värme beror på utetemperaturen och fjärrvärmenätets momentana effektbehov beräknas enligt ekvation (ekv) 3.1. P FJV nät = M& C ( T T ) R [kw] ekv 3.1 p F där: C p = Vattnets specifika värmekapacitet [kj/kg, C] M & = Sekundärmassflöde, fjärrvärme [kg/s] T F = Framledningstemperatur, fjärrvärme [ C] T = Returtemperatur, fjärrvärme [ C] R Energin som sedan tillförs nätet är tidsintegralen av nätet under ett års tid beräknas med ekv 3.2 P över en viss tid. Energin tillfört FJV nät 19
E tot 8760 = PFJV 0 nät dt [kwh] ekv 3.2 Utnyttjningstiden för en värmeproduktionsenhet definieras genom att beskriva hur länge anläggningen skulle utnyttjas per år om den arbetade på full effekt. Ekvation 3.3 beskriver utnyttjningstiden. E tot τ = [h] ekv 3.3 P max där: E tot = totalt producerad energi per år [kwh] P = maximal effekt på produktionsenheten [kw] max 3.2 Ångpannor I ångpannan sker värmeutbytet mellan eldstaden/rökgaserna och vattnet i primärkretsen. Ångpannor består oftast av panntuber där vattnet kokas och förångas. Ångan samlas i en ångdom, som är belägen högt upp i pannan, där ångan separeras från vattnet för att sedan i överhettade pannsystem överhettas i en eller flera strålnings- eller konvektionsöverhettare. Ångdomen har till uppgift att agera balanskärl för kokningen i ångtuberna. Ju högre panntryck pannan har desto svårare är det att bibehålla en god kvalitet på ångan. Med god kvalitet menas att ångan innehåller lite vätska. Vattenseparationen i ångdomen bygger på densitetsskillnaden mellan ångan och vattnet, vilken är mindre vid höga tryck. Lägre tryck ger i regel alltså enklare system och högre kvalitet på ångan. Detta leder också till att kostnaden för pannor med lägre tryck blir lägre då dessa inte behöver avancerad ångseparationsutrustning. Ångpannor som är avsedda för extremt höga tryck, 150-170 bar(a), kallas för genomströmningspannor. Dessa saknar domfunktion och har inget vätskemagasin. Genomströmmingspannor utnyttjar pumpar för sin cirkulation då densitetsskillnaden inte är tillräckligt stor. I vanliga ångpannor med dom låter man vattnet/ångan cirkulera genom självcirkulation på grund av densitetsskillnaden mellan stigande och fallande fluid. Driftpunkten för självcirkulerande ångpannor uppstår då pdriv = p friktion, där p friktion är den sammanlagda tryckförlusten i kretsen från fallrör till stigrör och pdriv är själcirkulationens drivtryck. Sambandet visas av ekv 3.4. [15] driv ( ρ fallande ρstigande) p = g h ekv 3.4 där: g = gravitationskonstanten [m/s 2 ] h = stigrörets höjd [m] ρ fallande = medeldensiteten på det nedfallande vattnet i tuberna [kg/m 3 ] ρ stigande = medeldensiteten på det uppstigande vattnet i tuberna [kg/m 3 ] För att kunna leverera ånga i en ångpanna krävs att rökgaserna har en viss temperatur och förekommer med ett visst massflöde. Detta för att effekten i rökgaserna skall räcka till för att överhetta den mättade ångan från ångdomen till önskad överhettartemperatur. Oftast är ångpannorna generellt designade så att de kan leverera ånga med bibehållna ångdata ned till 20