Driftsekonomiska vinster med en sänkning av fjärrvärmetemperaturen Caroline Ödin Civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå universitets tekniska högskola. (löpnr. som tilldelas)
Sammanfattning För ett fjärrvärmebolag innebär det stora besparingar att ha en god avkylning, då det leder till en effektivare värmedistribution och värmeproduktion. På uppdrag av Umeå Energi har det i denna rapport undersökts vilka besparingar som kan göras vid en sänkt temperatur på fjärrvärmenätet samt hur dessa besparingar kan göras. Beräkningarna har gjorts för hur nätet förväntas se ut år 2010 och de förutsättningar och priser som väntas gälla då. En sänkt temperatur i fjärrvärmenätet påverkar dels energiproducerande enheter som värmepumpar, elproduktion i kraftvärmeverk, rökgaskondensering, spillvärmeåtervinning samt fjärrkyla. En förändrad temperatur påverkar även processer och enheter ute i nätet som förluster, pumpar, leveranskapacitet, fjärrvärmecentraler och ackumulatortankar. Dessa olika enheter och processer påverkas olika av en förändrad temperatur och beräkningar har därmed gjorts för dem var för sig där hänsyn har tagits till deras olika karakteristika. Då beräkningar har gjorts för de ovanstående enheter och processer anpassade till Umeå Energis fjärrvärmenät som det förväntas se ut år 2010 så leder en sänkning av returtemperaturen med en grad till en besparing på cirka 1,25 miljoner kronor eller 1,17 kr/mwh, C. En sänkning av framledningstemperaturen med en grad leder till en besparing på cirka 0,69 miljoner kronor eller 0,65 kr/mwh, C. I dessa resultat finns ej fjärrkylan med men den förväntas ge en vinst på cirka 132 000 kr på grund av ökad elproduktion i kraftvärmeverket Dåva 1. Vidare tar denna rapport även upp vilka aspekter som vid uppmärksammande och åtgärd kan ge en sänkt returtemperatur. När det gäller fjärrvärmecentraler (FC) har främst reglerventiler som fastnat i öppet läge, försmutsning, skötselfel, felkonstruktion samt överdimensionering tagits upp som sådant som kan ge en förhöjd returtemperatur. Även orsaker i sekundärsystemets radiatorkrets och tappvarmvattenkrets kan höja returtemperaturen. Ute i nätet bör sannolikt rundgångar och avtappningar vara det som har störst påverkan på returtemperaturen. I övrigt finns förslag på hur man kan nyttja returtemperaturen för markvärme samt i bostadshus för viss del av uppvärmningen. För att identifiera de FC samt sekundärsystem som fungerar undermåligt har begreppet QW samt överkonsumtionen nyttjats. QW är konsumtionen av fjärrvärmevatten dividerat med förbrukad energi och signalerar hur bra en FC fungerar. Bristen i detta är att det inte visar i vilken utsträckning den påverkar nätet. Överkonsumtion däremot är mått på hur stor den extra vattenvolymen som en FC förbrukar utöver vad den borde förbruka, därmed ser man i hur stor utsträckning en FC påverkar nätet. I Umeå Energis nät fanns det 3 067 FC under vintern 2005-2006 och av dessa hade 914 ett högre QW än målet. Därmed kan slutsatsen dras att potentialen till förbättring är stor. För att identifiera fel i nätet kan inte QW och överkonsumtionen användas, istället kan man förslagsvis göra en genomgång av de rundgångar och avtappningar som finns i nätet. Det rekommenderas att en handlingsplan görs för hur ett avkylningsarbete ska utföras samt att resurser avsätts för att arbeta med detta. Det bör även finnas ett larmsystem i drift som identifierar fel snabbt efter att de uppkommit så att dessa kan åtgärdas genast. Detta är en extern version av examensarbetet och därför har vissa uppgifter, så som kostnader, maskerats av företagsekonomiska skäl. 2
Operational and economical profits from decreased temperature in the district heating system Summary For a district heating company low temperature combined with a large cooling of the circulating water is associated with great profits since it gives a more efficient energy production as well as distribution. Commissioned by Umeå Energi this report investigates the economical gain from a reduced temperature and how this can be obtained. The calculations have been made for the system that is expected to be in operation 2010. A lower temperature in the district heating system affects different energy producing units, as for example heat pumps, power generation, flue gas condensing, and district cooling. A reduced temperature influences also different processes and units in the distribution net, for example energy losses, pumps, district heating substations, delivery capacity and accumulator capacity. These different units and processes are affected differently by a reduced temperature and therefore calculations have been made separately on each of them where their different characteristics have been taken into account. The result from these calculations shows that a reduction of the temperature in the return flow with one degree gives an estimated profit of 1,25 millions SEK which corresponds to 1,17 SEK/MWh, C. A reduction of the temperature in the supply flow with one degree gives an estimated profit of 0,69 millions SEK or 0,65 SEK/MWh, C. The district cooling is not included in these results but it has been calculated that it gives a profit of approximately 132 000 SEK because of increased power generation in the combined heat and power plant. Further this report investigates which steps can be taken to reduce the temperature of the return flow in the district heating system. In district heating substations it is mainly valves that are stuck in an open position, grimed substations, management errors, erroneously built substations and over-sized designs that are the most prominent causes of a higher temperature of the return flow. Errors in the radiator system and hot water supply system of the attached building may also cause an increase in the return temperature. In the distribution net, unnecessary by-pass solutions are expected to have the largest impact on the temperature of the return flow. In addition, more unorthodox proposals to reduce the temperature of the return flow by for example using the return flow for melting snow or partial heating of residential houses has also been discussed. To identify the district heating substations which have substandard performance, the measure QW have been used. QW is defined as the consumed volume of water divided by the consumed energy and is thus a measure of how well a substation operates. The inadequacy of this method is that it does not show how the substation influences the rest of the distribution net. A too high value of QW shows an excessive water consumption of (or to high return temperature from) the substation. In Umeå Energi s distribution net there were 3 067 substations attached during 2005-2006, and of those 914 substations had a higher QW-value than desired. This indicates a large potential for improvement. To identify any errors in the distribution net, the measure QW is inadequate. For this case it is recommended that a review is made over all extra by-passes in the distribution net. It is also recommended that Umeå Energi initiates a survey in combination with measures to obtain an improved cooling and that resources are allocated for this project. An alarm or alert system should also be implemented in order to be able to swiftly identify errors and to be able to solve them promptly. 3
Förord Detta examensarbete är ett 20 poängs arbete på civilingenjörsutbildningen i Energiteknik vid Umeå Universitet. Examensarbetet är på D-nivå och har gjorts på uppdrag av Umeå Energi AB. Jag vill rikta ett stort tack till mina handledare som varit ett ovärderligt stöd Staffan Andersson, Umeå Universitet Sture Sikström, Umeå Energi AB Jörgen Carlsson, Umeå Energi AB Jag vill även passa på att tacka följande personer på Umeå Energi AB vars hjälp varit väldigt värdefull under arbetets gång. Bengt Jonsson Bo Fredriksson Fredrik Lundström Gun Lundin Göran Wikström Kristoffer Tornemar Lars Wikman Marie-Louise Marklund Simon Lysell Ett speciellt tack till Lindo Systems Inc. som så generöst lånat mig en licens till What s Best samt varit mycket behjälpliga vid felsökning. Umeå, januari 2007 Caroline Ödin 4
Innehållsförteckning 1 INTRODUKTION... 8 1.1 Bakgrund... 8 1.2 Syfte... 8 1.3 Begränsningar... 8 2 TEMPERATURENS PÅVERKAN PÅ OLIKA DELPROCESSER... 9 2.1 Produktion... 9 2.1.1 Värmepumpar... 9 2.1.2 Rökgaskondensering... 10 2.1.3 Elproduktion i kraftvärmeverk utan rökgaskondensering... 11 2.1.4 Elproduktion i kraftvärmeverk med rökgaskondensering... 12 2.1.5 Spillvärme... 13 2.1.6 Fjärrkyla... 13 2.1.7 Etanolanläggning... 14 2.2 Distribution... 14 2.2.1 Förluster... 14 2.2.2 Pumpar... 15 2.2.3 Leveranskapacitet... 16 2.2.4 Fjärrvärmecentraler... 17 2.2.5 Ackumulator... 17 3 ANPASSNING AV VÄRMEBEHOV OCH TEMPERATUR TILL 2010... 18 3.1 Graddagar... 18 3.2 Anpassning av värmebehovet... 18 3.3 Anpassning av temperaturerna... 19 4 PRODUKTION 2010... 21 5 BERÄKNINGAR... 26 5.1 Produktion... 26 5.1.1 Värmepumpar... 26 5.1.2 Rökgaskondensering... 28 5.1.3 Elproduktion i kraftvärmeverk... 30 5.1.4 Spillvärme... 33 5.1.5 Fjärrkyla... 33 5.1.6 Etanolproduktion... 34 5.2 Distribution... 35 5.2.1 Förluster... 35 5.2.2 Pumpar... 36 5.2.3 Leveranskapacitet... 39 5.2.4 Fjärrvärmecentraler... 39 5.2.5 Ackumulatortank... 39 6 VÄRDET AV EN SÄNKT TEMPERATUR... 40 7 PROCESSER SOM PÅVERKAR RETURTEMPERATUREN... 44 7.1 Fjärrvärmecentralen... 44 5
7.1.1 Reglerventiler som fastnar i öppet läge... 44 7.1.2 Försmutsning... 44 7.1.3 Skötselfel... 44 7.1.4 Val av kopplingsprincip... 44 7.1.5 Felkonstruktion... 45 7.1.6 Överdimensionering... 45 7.1.7 Fel som upptäcks av kund... 45 7.2 Sekundärsystemet... 46 7.2.1 Radiatorkretsen... 46 7.2.2 Tappvarmvatten... 46 7.3 Nätet... 46 7.3.1 Förändringar i produktionsmixen... 47 7.3.2 Rundgångar och avtappningar... 47 7.3.3 Blockcentraler... 48 7.4 Övrigt... 48 8 TILLVÄGAGÅNGSSÄTT FÖR ATT SÄNKA RETURTEMPERATUREN... 49 8.1 Överkonsumtion och QW... 49 8.2 Överkonsumtion och QW i Umeå Energis nät... 50 9 DISKUSSION OCH KÄNSLIGHETSANALYS... 52 9.1 Anpassning till 2010... 52 9.2 What s Best... 52 9.3 Värmepumpar... 54 9.4 Rökgaskondensering... 54 9.5 Elproduktionen... 56 9.6 Fjärrkyla... 57 9.7 Förlusterna... 57 9.8 Pumpar... 58 9.9 Fjärrvärmecentraler... 59 9.10 Resultat... 60 9.11 Sammanställning... 60 10 SLUTSATSER OCH REKOMMENDATIONER... 62 11 KÄLLOR... 63 Litteratur... 63 Internet... 63 Muntliga referenser... 64 Övriga referenser... 64 6
Bilageförteckning Bilaga 1: Graddagar Bilaga 2: Värmebehov 2010 Bilaga 3: Elintäkt för Dåva 1 och Dåva 2 Bilaga 4: Rökgaskondensering Dåva 2 Bilaga 5: Alfavärde Dåva 2 Bilaga 6: Eleffekt för Ålidhems distributionspumpar Bilaga 7: Verkningsgrad för Ålidhems distributionspumpar Bilaga 8: Eleffekt för Dåva 1 och Dåva 2 distributionspumpar Bilaga 9: Verkningsgrad för Dåva 1 och Dåva 2 distributionspumpar 7
1 Introduktion 1.1 Bakgrund Det är förknippat med stora ekonomiska vinster för ett fjärrvärmebolag att ha en god avkylning i nätet. Storleken av dessa ekonomiska vinster är beroende av många olika parametrar och högst unikt för varje fjärrvärmenät. Gemensamt för alla är dock att effektiviteten i värmedistribution och värmeproduktion förbättras vid lägre fjärrvärmetemperatur. I Umeå Energis fjärrvärmenät fanns under 2005 totalt 307 kilometer fjärrvärmekulvert nedlagd. Antalet kunder var cirka 4 090 stycken där det stora flertalet var småhuskunder. Det producerades totalt 870 204 GWh värme i huvudnätet. Den största av de anläggningar som producerade värme i huvudnätet var Dåva 1 som är ett avfallseldat kraftvärmeverk på 55 MW. Totalt fanns 425 MW installerad effekt i huvudnätet. Under denna rapports sammanställande projekteras det för ett nytt kraftvärmeverk, Dåva 2, som ska eldas med biobränslen och vara på totalt 90 MW. Dåva 2 beräknas vara i drift i slutet av 2009. Utöver dessa produktionsanläggningar finns flertalet andra produktionsanläggningar i nätet som nyttjas i olika grad. 1.2 Syfte Denna rapport syftar till att redogöra för hur en sänkt returledningstemperatur alternativt en sänkt framledningstemperatur påverkar Umeå Energis nät som det förväntas se ut år 2010. I detalj innebär detta att det har undersökts hur en förändrad temperatur i nätet påverkar värmepumpar, rökgaskondensering, elproduktion, spillvärme, fjärrkyla, förluster, tryckstegringspumpar, distributionspumpar, leveranskapacitet samt fjärrvärmecentraler. Syftet är även att ta fram ett nyckeltal för vad en sänkt temperatur betyder i kronor per producerad MWh. Vidare är syftet att göra en övergripande kartläggning av hur avkylningen ser ut idag i Umeå Energis fjärrvärmenät samt vilka olika åtgärder som är möjliga för att förbättra avkylningen i nätet. 1.3 Begränsningar Umeå Energis fjärrvärmenät består egentligen av ett stort nät och flera mindre som inte är kopplade till det stora. När det i denna rapport har undersökts påverkan av en sänkt fjärrvärmetemperatur har endast det stora sammanhängande centrala nätet i Umeå stad tagits i beaktande. 8
2 Temperaturens påverkan på olika delprocesser Det finns flertalet olika enheter och processer i ett fjärrvärmenät som påverkas av en förändrad framlednings- eller returtemperatur. Nedan har dessa delats upp i produktion och distribution beroende på om påverkan från temperaturförändringen finns i produktionen av värmen eller i distributionen av denna. 2.1 Produktion I ett fjärrvärmenät finns flertalet enheter som producerar värme. Då olika tekniker och energikällor används kommer dessa att påverkas olika av en sänkt temperatur i returledningen eller framledningen. Nedan redovisas hur värmepumpar, rökgaskondensering, spillvärme, elproduktion och fjärrkyla påverkas av en sänkt temperatur i fjärrvärmenätet. 2.1.1 Värmepumpar Värmepumpar används i många fjärrvärmenät för att återvinna värme ur lågvärdiga energikällor såsom spillvärme från industrier, avlopp, havs- eller sjövatten med mera. Värmefaktorn är ett mått på värmepumpens effektivitet och kan beräknas med följande ekvation. 1 T 1 Φ Carnot = (2-1) T1 T2 T 1 är temperaturen i Kelvin vid vilken värme bortförs från värmepumpen och T 2 är temperaturen i Kelvin vid vilken värme tillförs. Denna ekvation gäller för Carnot cykeln och innebär alltså att det är den högsta möjliga värmefaktorn som en reversibel värmepump kan ge. I verkligheten kommer en värmepump som arbetar mellan temperaturerna T 1 och T 2 alltid att ge en värmefaktor som är lägre än denna. Detta beror på att det kommer att uppstå friktionsförluster som gör värmepumpen icke reversibel. 2 För att ta hänsyn till detta införs en korrektionsfaktor, k, som tar hänsyn till hur stor den praktiskt möjliga värmefaktorn är i relation till Carnot processens värmefaktor. Denna ligger vanligen i närheten av 0,7. 3 Den korrigerade värmefaktorn blir då T 1 Φ k = k. (2-2) T1 T2 Ett annat sätt att beräkna värmefaktorn är att utgå från den producerade värmeeffekten och den förbrukade eleffekten hos en värmepump. Värmefaktorn blir då P värme Φ = (2-3) P el Både framlednings- och returtemperaturen kan ha påverkan på den högsta effekt som en värmepump kan leverera samt dess värmefaktor. 4 Detta beror på om värmepumpen är kopplad 1 Nordling, Carl & Österman, Jonny, 1999, s 191 2 Cengel, Yunus A & Boles, Michael A., 2002, s 275, 279, Alvarez, Henrik, 2006, s 316f 3 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 4 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 4 9
mot fram eller returledningen samt om den styr mot ett fast T 1 eller ej. Vid en koppling mot returflödet ökar den maximala effekten som kan tas ut när returtemperaturen sänks eftersom spannet där värme kan tas ut blir större. Som har fastställts i ekvation 2-2 ovan så är värmefaktorn främst beroende av skillnaden mellan T 1 och T 2. I Figur 1 visas en principskiss över en värmepump med ett kondenseringssteg som är kopplad mot returflödet och där T 1 är temperaturen som värmepumpen producerar och T 2 är temperaturen på spillvärmen. Utifrån detta så kan det förstås att det är brukligt att värmepumpen kopplas mot returledningen eftersom den lägsta temperaturen finns där vilket resulterar i en lägre T 1 och därmed en högre värmefaktor. 5 Om värmepumpen däremot alltid producerar ett konstant T 1 så kommer ej Figur 1: Principskiss för en värmepump returtemperaturen kunna påverka värmefaktorn. Om två kondensorer är seriekopplade kommer T 1 vara densamma som temperaturen efter den första värmepumpen. T 2 är fortfarande temperaturen på värmekällan. En sänkt returtemperatur kommer därför att resultera i en ökad värmefaktor eftersom det resulterar i en sänkt T 1. 6 När värmefaktorn ökas kan elförbrukningen minskas och på så sätt betyder en ökad värmefaktor en bättre ekonomi. 2.1.2 Rökgaskondensering Rökgaskondensering innebär att en del av den energi som finns i vattenångan i rökgaserna tas tillvara genom att vattenångan kondenseras. Detta betyder att en del av den energi som gått åt till att torka det fuktiga bränslet innan förbränningen kan återvinnas. Detta sker genom att rökgaserna kyls med den inkommande returen från fjärrvärmenätet och energin som frigörs överförs till denna. Detta betyder att ju lägre returtemperaturen är, ju mer energi kan utvinnas ur rökgaserna. Det är inte bara returtemperaturen som påverkar hur effektiv rökgaskondenseringen är. Annat som påverkar dess effektivitet är hur bränslet är sammansatt, dess fukthalt samt rökgasernas temperatur. 7 Dessa saker påverkar bland annat hur mycket vattenånga det finns i rökgaserna och hur långt ner de kan kylas utan att andra ämnen, som kan vara icke önskvärda, också kondenserar. I vissa fall finns det även en luftuppfuktare som ökar mängden vatten i förbränningsluften och därmed gör så att en större effekt kan utvinnas i rökgaskondenseringen. 8 Då mer värme kan utvinnas ur rökgaskondenseringen kan följaktligen värmeproduktionen minskas någon annanstans. Hur mycket energi som tas upp av fjärrvärmereturen i rökgaskondenseringen kan beräknas med hjälp av ekvation 2-4. 5 Fredriksen, Svend & Werner, Sven, 1993, s 120 6 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 12f 7 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 9f, Fredriksen, Svend & Werner, Sven, 1993, s 98 8 Axby, Fredrik m.fl., 2000, s2, 5 10
P = mc & T (2-4) p Denna tar dock bara hänsyn till temperatursänkningen av rökgaserna och vattnet. För att få den totala energin måste den energi som frigörs i form av kondenseringsvärme tas med och då fås; P rg = m& C + h (2-5) rökgaser p, rökgaser Trökgaser + m& vattenc p, vatten Tvatten m& kond fg @ Tkond På fjärrvärmesidan av värmeväxlaren kommer följande mängd energi upptas P fjärrvärme = m& * T (2-6) fjärrvärme * C p, fjärrvärme fjärrvärme Under antagandet att det inte finns några förluster eller att de är försumbara så är den energi som frigörs ur rökgaserna detsamma som den energi som tas upp av fjärrvärmen. För att öka värmeåtervinningen ur rökgaskondensorn kan värmepumpar användas. Detta förutsätter dock att tillräckligt stor effekt inte kan utvinnas ur systemet på något annat rimligt sätt, en värmepump har nämligen högre investeringskostnad och driftkostnad än traditionell rökgaskondensering där direkt värmeväxling mellan fjärrvärmeflödet och rökgasflödet sker. Vinsten med en värmepump blir att fjärrvärmetemperaturen in i rökgaskondenseringen sänks ytterligare och att mer energi kan utvinnas ur rökgaserna. Sammankopplingen mellan fjärrvärmevattnet och värmepumpen kan göras på olika sätt. Fjärrvärmeflödet kan gå endast genom kondensorn alternativt delas upp för att gå genom både förångaren och kondensorn. Figur 2 visar det första av dessa Figur 2: Rökgaskondensering med värmepump alternativ. En annan lösning innebär att direkt värmeväxling av fjärrvärmen mot rökgaserna kombineras med en värmeväxlare där fjärrvärmen går genom kondensorn. De olika kopplingarna ger ungefär samma värmeutbyte till fjärrvärmesystemet. 9 2.1.3 Elproduktion i kraftvärmeverk utan rökgaskondensering I ett kraftvärmeverk med ångturbin som inte har rökgaskondensering kommer elproduktionen påverkas av temperaturen på fjärrvärmen. I det fall där turbinen bara har ett kondenseringssteg kommer den i allra högsta grad påverkas av en förändrad framledningstemperatur. Ju lägre framledningstemperatur som behöver levereras desto mer kan kondenseringstrycket sänkas och mer el kan därmed produceras. 10 Returtemperaturen däremot kommer inte att påverka elproduktionen i någon större grad. Hur stor påverkan är beror på fjärrvärmekondensorn och hur slingorna i denna går, d.v.s. den tekniska lösningen. Därmed kräver beräkningar på detta utförlig information om fjärrvärmekondensorn och av den orsaken har det approximerats bort. 11 9 Axby, Fredrik & Pettersson, Camilla., 2004, s 3-9 10 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 14f 11 Fredrik Lundström, 2006 11
Då det finns flera kondenseringssteg kan dock en sänkt returtemperatur öka elproduktionen, men inte i lika hög grad som genom en sänkt framledningstemperatur. 12 För att åskådliggöra anledningen till detta studeras ett kraftvärmeverk som har två kondenseringssteg och därmed en kall- och en varmkondensor. Här kommer temperaturen mellan kondensatorerna att sjunka när returtemperaturen sjunker. Detta medför att mer el kommer att kunna tas ut i det andra turbinsteget på grund av att kondensatortrycket i kallkondensorn sjunker. 13 För ett kraftvärmeverk med flera kondenseringssteg kan dock varken framledningen eller returen öka elproduktionen i samma grad som framledningstemperaturen kan påverka elproduktionen i ett kraftvärmeverk med endast ett kondenseringssteg. 14 För att räkna på hur mycket arbete som utvinns ur turbinen kan följande ekvation användas. 15 2 2 v in vut m& h + + = + + + in gzin W& ut m& hut gzut (2-7) 2 2 Allt arbete blir inte elektricitet eftersom det sker förluster mellan generatorn och turbinen. Generatorn har en verkningsgrad η gen. W & = η W& (2-8) e gen ut där W & e är det resulterande elektriska arbetet i Watt. 2.1.4 Elproduktion i kraftvärmeverk med rökgaskondensering När ett kraftvärmeverk har en rökgaskondenseringsanläggning kan stora besparingar göras genom att värme som annars skulle ha gått förlorad återvinns, som har beskrivits ovan. Under den tid av året då kraftvärmeverket ensam står för all produktion av värme till nätet kommer en återvinning av 1 MWh värme i rökgaskondenseringen att betyda att 1 MWh mindre behöver produceras i kraftverkets turbinkondensor. Detta i sin tur leder till att elproduktionen kommer att minska med α MWh, där α är elutbytet. Detta kommer att generera en utebliven inkomst med anledning av den minskade elproduktionen men det kommer även att bli en utebliven kostnad i och med att mindre bränsle behöver användas. För varje MWh värme som återvinns kommer bränsleförbrukningen i MWh att minska med Q bränsle + α = 1, η pannan MWh MWh bränsle värmeåtervinning (2-9) Detta betyder alltså att eftersom en sänkt returtemperatur orsakar en ökad energiåtervinning i rökgaskondenseringen så kommer alltså elproduktionen minskas men även bränslekostnad kommer sjunka. 16 En sänkt temperatur i framledningen eller returledningen kommer även att påverka förluster och pumpar. Den värme som sparas in alternativt förloras i dessa resulterar i att värmeproduktionen kan skiftas. Om inga andra produktionsanläggningar än 12 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 14f 13 Axby, Fredrik m.fl., 2000, s 50 14 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 14f 15 Cengel, Yunus A & Boles, Michael A., 2002, s 190 16 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 15f 12
kraftvärmeverket är igång och en besparing av värme sker för förluster och pumpar så betyder det minskad värmeproduktion i kraftvärmeverket och därmed mindre elproduktion. I praktiken så är det dock inte troligt att detta sker. Detta beror på att elproduktionen har högsta prioritet och därmed minskas den inte. Värmeproduktionen hålls hellre uppe och överskottet kyls bort än att elproduktionen minskas. 17 När andra produktionsenheter är igång utöver basproduktionsenheten, dvs. kraftvärmeverket, kommer en ökad energiåtervinning däremot leda till att produktionen dras ned i någon av de dyrare produktionsenheterna. Detta leder till att produktionskostnaden minskas i den dyrare produktionsenheten. 2.1.5 Spillvärme Då returtemperaturen sänks medför det att mängden spillvärme, från exempelvis industrier, som kan återvinnas ökar eftersom att spillvärme med lägre energiinnehåll blir möjlig att använda sig av. 18 Detta sker oftast med hjälp av värmepumpar eller värmeväxling mellan de två flödena. Eftersom värmepumpar redan har behandlats i Kapitel 2.1.1 så tas här endast det andra alternativet upp. I en värmeväxlare kan ekvation 2-4 användas som grund för att räkna ut den värme som överförs från spillvärmen till fjärrvärmen. Att ta tillvara spillvärme kan många gånger vara en lönsam affär eftersom den värme som kan produceras med hjälp av spillvärmen ofta är mycket billigare än övrig värmeproduktion. 19 2.1.6 Fjärrkyla Fjärrkyla kan produceras på flertalet olika sätt men bland de vanligaste produktionsteknikerna är absorptionskylmaskiner (nedan kallad AKM), frikyla, kyla från kylmaskiner och kyla från värmepumpar. 20 Av dessa är det främst AKM och kylmaskiner som har påverkan på fjärrvärmenätet. Det är vanligt att värmen som avges från kondensorn i kylmaskiner återvinns i fjärrvärmesystemet. Oftast är det fördelaktigare att återvinna till returledningen än att mata in värme i framledningen. Då kan billigare kylmaskiner användas och mindre el förbrukas. Vid en sänkt returtemperatur så kommer denna effekt att öka. 21 En AKM är en ideal sommarlast i ett fjärrvärmesystem då värmebehovet är lågt. Detta är dock inte lika självklart då rökgaskondensering eller värmepumpar finns i fjärrvärmesystemet på grund av den höga returtemperaturen som en AKM lämnar. 22 En AKM kräver relativt höga framledningstemperaturer, ungefär 95 C och de lämnar ifrån sig en hög returtemperatur, cirka 80 C. 23 Detta betyder att de kommer att kräva en hög framledningstemperatur på nätet under sommaren även då övrig last inte skulle behöva fullt 95 C i framledningstemperatur. Detta påverkar alla de andra delprocesser som tagits upp. Dessutom produceras mer el eftersom värmelasten hålls uppe. Samtidigt stiger dock bränsleförbrukningen. 17 Jörgen Carlsson 2006 18 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 4 19 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 14 20 www.fvf.se 21 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 4 22 Zinko, Heimo m.fl., 2004, sammanfattningen 23 www.fvf.se 13
En möjlighet att komma förbi detta med hög framledningstemperatur på sommaren skulle kunna vara att värma innan AKM med till exempel en elpatron. Den lägre framledningstemperaturen skulle ge en större elproduktion som möjligen skulle kunna täcka elpatronens behov. 2.1.7 Etanolanläggning En etanolanläggning i sig påverkas inte av temperaturerna på fjärrvärmenätet. Men den kommer däremot att påverka produktionen i den panna som den kopplas till då den behöver ånga från denna för att fungera. Efter etanolproduktionen kommer det att finnas spillvärme kvar som kan nyttjas till fjärrvärme. Detta kommer sammantaget att leda till en förändrad produktionsbild. 24 2.2 Distribution Retur- och framledningstemperaturen påverkar flera olika processer och enheter i ett fjärrvärmenät, bland annat förluster, pumpar, leveranskapacitet, fjärrvärmecentraler och ackumulatortank. Nedan åskådliggörs hur dessa olika processer och enheter påverkas av en förändrad temperatur. 2.2.1 Förluster Då framlednings- eller returtemperaturen sänks kommer distributionsförlusterna i nätet att bli mindre eftersom temperaturdifferensen mellan omgivningen och värmekulvert kommer att bli mindre. Vanligen bestäms förlusterna genom att hitta differensen mellan producerad och levererad energimängd. Då måste det tas i beaktande att alla mätfel i alla energimätare i nätet kommer att räknas med som en förlust och det betyder att denna siffra kan vara missvisande. För att undvika detta kan förlusterna i nätet hittas genom att begagna sig av gradtidtalet, G. G = 31dec T F + T 2 1 jan R T omg dt (2-10) där t är tid i timmar och T omg är temperaturen på omgivningen som satts till 6 C hela året. Gradtidtalet är direkt proportionellt mot distributionsförlusten så på detta sätt kan den procentuella ändringen i distributionsförlusterna enkelt beräknas. Men gradtidtalet säger dock inget om den faktiska förlusten som uppstår i fjärrvärmenätet. För att få detta måste gradtidtalet multipliceras med nätets genomsnittliga värmegenomgångskoefficient, U, och den totala mantelytan på kulverten, A. 25 Alternativet är att multiplicera med överföringskoefficienten, K, och halva längden, L. Det blir halva längden eftersom att K baseras på värmeförlusterna i en kulvertgrav med två parallella rör, en framledning och en returledning. 26 L Q = UAG = K G (2-11) 2 Den minskade förlusten sparas in genom att den inte behöver produceras längre. Den dyraste produktionsenheten som är i drift kan alltså minska sin produktion. 24 Franzén, Jonas, 2006, s 8, 29f 25 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 8f, 17 26 Logstor rör 14
2.2.2 Pumpar I ett fjärrvärmenät finns flertalet pumpar som används för bland annat cirkulation och tryckhöjning av fjärrvärmevattnet. 27 Även ackumulatortankar i nätet ger statisk tryckhållning. Tryckhållningssystemet har till uppgift att upprätthålla ett visst tryck i nätet och därmed justera för volymsvariationer av vattnet på grund av temperaturförändringar samt in- och utläckage av vatten. Ett tryckhållningssystem kan se ut på olika sätt men för större nät är det vanligt med tryckhållningspumpar. 28 En förbättring av avkylningen kommer att medföra mindre flödesbehov i nätet vilket i sin tur leder till minskat pumpbehov. Vid minskat pumpbehov kommer elförbrukningen i pumparna att minska. 29 Om däremot både returtemperaturen och framledningstemperaturen sänks lika mycket så kommer inte flödesbehovet att minska. En del av energin som tillförs pumparna kommer vattnet tillgodo eftersom den omvandlas till värme. Detta betyder att när energin som tillsatts till pumparna minskar så kommer även den värme som tillförs vattnet i pumparna att minska och den värmen måste tillföras vattnet någon annanstans. 30 Den andel av den tillförda elenergin som kommer vattnet tillgodo i form av värme uppskattas till att vara ungefär Andelvärme = (1 η ) (2-12) 100 pump Där Andelvärme är procent av tillförd el som blir förluster i form av värme och η pump är pumpens verkningsgrad. Detta baseras på antagandet att all den energi som inte omvandlas till mekanisk energi i pumpen blir förluster och därmed värme som tillförs vattnet. 31 Pumpens verkningsgrad kan räknas ut på följande sätt ρqgh η pump = (2-13) 1000 *3600 * P Där ρ är densiteten i kg/m 3 på det medium som pumpas, q är flödet i m 3 /h, g är 9,81 m/s 2, H är uppfodringshöjden i meter och P är effekten i kw. 32 Pumpens effekt är relaterad till flödet på följande sätt: 33 3 P q (2-14) Detta kan styrkas då följande två affinitetslagar kombineras P P I II n = n I II 3, q I ni P 3 = II qii = qii n II PI qi (2-15) 27 Fredriksen, Svend & Werner, Sven, 1993, s 216 28 Fredriksen, Svend & Werner, Sven, 1993, s 316-321 29 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 4, 18 30 Fredriksen, Svend & Werner, Sven, 1993, s 216f 31 Sture Sikström 2006 32 Henriksson, Harry, 1987, s 44 33 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 s 18 15
Där q är flödet och n är varvtalet. Eftersom att effekten räknas ut med hjälp av ekvation 2-4 så blir totala effekten i nätet innan temperaturförändringen P = m& C ( T T ) (2-16) tot, I I p F R och effekten efter temperaturförändringen, dt, P tot, II = m& IIC p ( TF TR dt ) (2-17) P I och P II är samma eftersom behovet inte har förändrats. Då dessa två kombineras blir det q q II I m& m& II F R = = = 1 I T T dt T T F R dt T T F R (2-18) Vilket i slutändan ger att den procentuella förändringen av eleffekten som behöver tillsättas i pumpen, p för, vid en ändring av temperaturen därmed blir 1 PII dt 1 1 p = = för (2-19) PI TF TR En annan aspekt på hur pumparna påverkas av lägre returtemperatur är att om massflödet kan sänkas så är det möjligt att det kan undvikas att en investering i ytterligare tryckstegringspumpar behövs. 34 Detta förstärks genom att pumparna måste finnas i dubbel uppsättning som säkerhetsåtgärd vid den händelse att den ena faller ur drift. Även en mindre ökning i värmebehovet ger relativt stor ökning av pumpbehovet. Enligt Sikström så ger exempelvis en ökning av flödet med 25 % ett ökat behov av pumpkapacitet på 60%. 35 2.2.3 Leveranskapacitet När returtemperaturen minskas eller framledningstemperaturen höjs kommer det största möjliga effektuttaget att öka. Detta beror på att temperaturdifferensen blir större vilket i sin tur leder till att mer energi kan tas ut ur ett visst flöde enligt ekvation 2-4. Om temperaturdifferensen ökas innan ledningarna läggs är det därmed möjligt att välja en mindre dimension på kulvert och därmed spara pengar. Men när väl kulverten är lagd är fördelen den att fler kunder kan anslutas vid en kulvert med en viss dimension. Det finns ytterligare en situation som kan uppstå och det är när massflödet är maximalt och en ny ledning behöver byggas för att tillgodose behovet. Då kan mycket tjänas på att sänka returtemperaturen då kulvert och grävning är synnerligen dyrt. Då detta inte är helt och hållet lätt att värdera i kronor har leveranskapaciteten lämnats utanför den kommande beräkningen av värdet i att sänka fjärrvärmetemperaturen. 36 3 34 Sture Sikström 2006 35 Sikström, Sture, 1989, s 4f 36 Nilsson, Gunnar m.fl., 2000, Del 2 16
2.2.4 Fjärrvärmecentraler I ett fjärrvärmenät finns många kunder och varje kund har en central där fjärrvärmen växlas mot kundens sekundärsystem. Hur dessa centraler ser ut varierar bland annat beroende på storleken av kunden. De kan även vara kopplade på olika sätt. När framledningens temperatur sänks så blir följden att massflödet i fjärrvärmecentralen ökar för att överföra samma mängd värme och då försämras avkylningen. Det vill säga returen hinner inte kylas lika mycket genom värmeväxlaren då det är ett större flöde. Detta betyder att för varje grad sänkt framledning kommer returtemperaturen att öka lite. 2.2.5 Ackumulator Vid sänkning av den lägsta temperaturen i ackumulatorn, som vanligen är densamma som returtemperaturen, så kommer mer värme kunna lagras i ackumulatortanken eftersom detta beror av hur stor temperaturskillnad det är mellan den högsta och lägsta temperaturen i ackumulatorn. Om den högsta temperaturen i ackumulatorn sänks sker det omvända. 37 P = V ρ C T (2-20) p I ekvation 2-20 åskådliggörs det tydligt hur en ökad temperaturdifferens ger en ökad effekt. Hur mycket detta är värt ur en ekonomisk synvinkel beror på situationen. Om det är så att en ny ackumulatortank ska byggas kan det finnas stora pengar att spara om dess storlek kan minskas. För de dagar som energibehovet skulle kunna täckas av ackumulatorn om den hade lite större kapacitet istället för att starta en topplastpanna finns det även en ekonomisk vinst att hämta. 37 Sikström, Sture, 1989, s 3 17
3 Anpassning av värmebehov och temperatur till 2010 När värmebehov mellan olika år ska jämföras är det viktigt att det befrias från det klimatberoende som finns och beräknas för ett så kallat normalår. Detta görs genom en så kallad normalårskorrigering, d.v.s. värdena räknas om till en given årstemperatur. 38 Vidare måste hänsyn tas till det faktum att värmebehovet kommer att öka i framtiden vilket beror på att nätet byggs ut och fler kunder ansluts. 3.1 Graddagar Begreppet graddagar tar hänsyn till hur utetemperaturen påverkar värmebehovet. Med hjälp av detta kan värmebehovet göras om för ett visst år att gälla för ett normalår. Antalet graddagar beräknas enligt Gd 31Dec = ( T i, e Tu ) (3-1) 1Jan Denna gäller för de dagar som T u, utetemperaturen, är lägre än en gränstemperatur T g. T g är under maj, juni och juli 10 C, 11 C i augusti, 12 C i april och september och 13 C i oktober. T i,e är den effektiva innetemperaturen som enligt praxis är 17 C i Sverige. 39 De graddagar som har använts här har dock inte räknats fram utifrån Umeå Energis temperaturmätningar utan har tagits från SMHI, se Bilaga 1, och gäller för Umeå. 3.2 Anpassning av värmebehovet Värmebehovet som ligger som underlag för denna rapport är dygnsmedelvärden uppmätta under 2005 för Umeå Energis alla olika produktionsenheter och är hämtat från företagets mätdatabas. Dessa data har korrigerats för större mätfel som exempelvis består i att värden har loggats trots att anläggningen i fråga ej har varit i drift. Andra fel som även har korrigerats för kan härröras till arbetet med datasystemet som gjordes under juni månad. Dessa felaktiga data har ersatts med antagna värden utifrån värden före och efter tidpunkten för felet. När det gäller framlednings- och returledningstemperaturer så har dessa tagits från mätningar på Dåva 1 och då Dåva 1 ej har varit i drift har dess temperaturer antagits. De antagna värdena har även här baserats på värden före och efter tidpunkten för felet. Klimatet år 2005 var avvikande från ett normalår och hade därmed ett avvikande värmebehov. Därför har dessa data korrigerats till ett normalår med hjälp av antalet graddagar. När normalårskorrigeringen beräknas kan olika ekvationer användas men i detta fall har följande ekvation nyttjats: G P ) n korrigerad = Pko + ( Ptotalt Pko (3-2) Ga Där P korrigerad är den normalårskorrigerade värmebehovet, P ko är den klimatoberoende delen av värmebehovet, P totalt är det totala värmebehovet och G n samt G a är graddagar för ett normalår respektive det aktuella året. 40 38 Schulz, Linda, 2003, s 3 39 Schulz, Linda, 2003, s 5f och Fredriksen, Svend & Werner, Sven, 1993, s 26f 40 Schulz, Linda, 2003, s 6f 18
När det normalårskorrigerade värmebehovet skall räknas ut är det viktigt att det klimatoberoende värmebehovet, P ko, inte korrigeras, alltså den del av det totala värmebehovet som inte är uppvärmning. Detta består av värmebehov för tappvarmvatten. Detta beror på att det endast är uppvärmningen som är beroende av utetemperaturen medan tappvarmvattenbehovet väsentligen varierar på samma sätt över året. 41 Enligt Stenlund är det klimatoberoende värmebehovet i Umeå Energis fjärrvärmenät ungefär 40 MW. Detta är baserat på mätvärden från 2004 och inkluderar framförallt tappvarmvatten. Dock kommer de flesta av de mätvärden Stenlund grundat sin uppskattning på från semesterperioden och ger därför en underdimensionerad uppskattning av tappvarmvatten användningen då aktiviteten är lägre på många företag och på universitetet. Det finns dock en extra last, nämligen en absorptionskylmaskin på 2,5 MW. På grund av detta kan inte detta värde anses vara helt korrekt men tas ändå här som en acceptabel uppskattning. 42 Tappvarmvattenbehovet har dock ökat sedan 2004. Därför justeras dessa 40 MW med hjälp av det maximala effektbehovet. 2004 då detta tal bestämdes var den maximala effekten 231,4754 MW detta betyder att 40 MW var 17,28% av max effekten. År 2005 var det maximala effektuttaget 249,04 MW vilket med hjälp av den beräknade procentsatsen ger ett klimatoberoende värmebehov i Umeå på 43,04 MW år 2005. Den dag som den maximala effektbehovet inföll 2004 var temperaturen ute -16,34 C och den dag som motsvarande skedde 2005 var utetemperaturen -15,499 C, båda var den kallaste dagen under respektive år. Då dessa temperaturer inte skiljer sig åt i någon större grad så borde det inte vara temperaturskillnaden som ger förändringen utan dessa data torde vara jämförbara. Effekten har inte graddagkorrigerats för juni, juli och augusti. Detta beror på att det endast är ett fåtal graddagar under perioden vilket lätt leder till onormalt höga korrigeringsfaktorer. 43 Även Schulz har konstaterat att under de varma månaderna då graddagarna är få finns det risk att korrigeringsfaktorn blir onormalt stor. 44 Utöver normalårsanpassningen måste värmebehovet även justeras för den ökning av värmebehovet som väntas under åren fram till 2010. Enligt Stenlund så har Umeå Energi i sin 2015-utredning uppskattat värmebehovets ökning och utifrån detta kan en faktor räknas ut för hur värmebehovet 2010 skiljer sig från 2005. Denna faktor är 1,23291, se Bilaga 2. 45 3.3 Anpassning av temperaturerna Även temperaturen på framledning, returledning samt utomhus är hämtade från Umeå Energis mätdatabas. Dessa värden är dygnsmedelvärden för 2005 och måste därför anpassas till att gälla år 2010. När det gäller framledningen så styrs den utifrån utetemperaturen. 46 Då utetemperaturen är kallare än 4 C styrs framledningstemperaturen efter utetemperaturen enligt en viss kurva som visas i Figur 3. Dock är den korrigerad då driftpersonalen har angett att den lägsta temperaturen är 90 C men absorptionskylmaskinerna i nätet kräver 95 C. 47 Då 41 Fredriksen, Svend & Werner, Sven, 1993, s 26f 42 Stenlund, Johan, 2005, s 39f 43 Stenlund, Johan, 2005, s 15 44 Schulz, Linda, 2003, s 1 45 Stenlund, Johan, 2005, s 41 46 Jörgen Carlsson 2006 47 Driftpersonalen Ålidhem 2006 19
utetemperaturen är varmare än 4 C styrs framledningen att konstant vara 95 C och då det är kallare än -20 C är den konstant 120 C. Därmed har framledningstemperaturen beräknats med ekvationen i Figur 3 för utetemperaturer mellan 4 och -20 C. Framledningstemperaturen i förhållande till utetemperaturen Framledningstemperatur (Celsius) 130 120 110 100 y = -1,0417x + 99,167 90 80 70 60-25 -20-15 -10-5 0 5 10 Utetemperatur (Celsius) Figur 3: Framledningstemperaturen styrs efter utetemperaturen på detta sätt. När det gäller returtemperaturen är denna givetvis beroende av framledningstemperaturen och därför i förlängningen av utetemperaturen. I Figur 4 har returtemperaturen plottats mot utetemperaturen för 2005. Denna ekvation har sedan använts för att räkna ut returtemperaturen för 2010, detta torde vara ett korrekt antagande förutsatt att det gäller att returtemperaturen varierar med utetemperaturen på samma vis. Returtemperaturen 2005 i förhållande till utetemperaturen Returtemperatur (Celsius) 60 55 50 45 40 y = 0,0338x 2-0,1259x + 41,9 35 R 2 = 0,7678 30-20 -10 0 10 20 30 Utetemperatur (Celsius) Figur 4: Returtemperaturen beror av utetemperaturen på detta sätt. 20
4 Produktion 2010 För att få produktionsdata för de olika produktionsanläggningarna i Umeå Energis nät för 2010 har programmet What s Best använts, vilket är en simulerings applikation i Excel. Här har driften av de största produktionsanläggningar som finns i nätet 2010 optimerats utifrån det tidigare beräknade värmebehovet. De pannor som har tagits med i beräkningarna visas i Tabell 1 samt deras verkningsgrad samt maximala och minimala effekter. Produktionsenhet P min P max Verkningsgrad [MW] [MW] [%] Dåva 1 30 55 85 Dåva 1 VP 4 15,3 500 P6 18 30 85 P7 8 18 85 P3-5 18 132 90 VP 1 7 20 317 VP 2 7 15 317 Röbäck 6,3 25 85 Dåva 2 rgk 0 18 100 Dåva 2 54 90 85 Tabell 1: Pannor i simuleringarna och deras max- och min effekter, verkningsgrad och bränsle. 48 Panna 3-5 är en sammanslagning av P3, P4 och P5 som alla är nästan likadana och eldas med olja. Detta har gjorts då de ändå kommer användas ytterst sällan. För båda Dåva pannorna ingår elproduktion i de maximala och minimala effekterna. För Dåva 1 har i simuleringarna delats upp i elproduktion, turbinkondensor och direktkondensor. Turbinkondensorn har begränsats mot en maximal effekt på 40 MW och direktkondensorn har begränsats mot en minimal effekt på 3,5 MW. Dåva 2 har endast delats upp i turbinkondensor och elproduktion där den maximala värmeproduktionen har satts till 60 MW. Vid denna rapports sammanställande är alla dessa pannor i drift utom Dåva 2 som är under uppförande. Röbäckspannan är helt nyligen tagen i drift. Även två ackumulatortankar har tagits med i beräkningar då Umeå Energi till 2010 ska ha byggt ytterligare en ackumulatortank på cirka 51 000 m 3 att komplettera den som finns idag på 18 000 m 3. Volymen på den nya ackumulatortanken är beräknad utifrån preliminära uppgifter att den kommer bli 45 m hög och 38 m i inre diameter 49. Den maximalt lagrade energimängden i ackumulatortanken är baserat på att temperaturskillnaden är 38 C mellan de kalla och varma skikten. 50 Det har även antagits att den effekt som den nya ackumulatortanken momentant ersätter aldrig överstiger 65 MW. 51 Då det har antagits att den befintliga ackumulatortanken har något mindre maximal effektersättning har denna satts till 45 MW. Alltså är den totala effektersättningen från de två ackumulatortankarna maximalt 110 MW. Det totala elpriset har uppskattats för 2010 utifrån dess olika delar; spotelpris, skatt, nätavgift och elcertifikat. En sammanställning av detta visas i Tabell 2. 48 Stenlund, Johan, 2005, s 43 samt mätdata från 2005 49 Anders Hedbäck, Hedbäck AB Tore J, 2006 50 Stenlund, Johan, 2005, s 31, Bilagor s 30, 34 51 Stenlund, Johan, 2005, s 56, Bilagor s 33 21
Elkostnad [kr/mwh] Spotelpris 400 Skatt 201 Nätavgift 60 Elcertifikat 30,4 Totalt 691,4 Tabell 2: Elpriset 2010. Spotelpriset har för 2010 antagits vara 400 kr/mwh och skatten 201 kr/mwh 52. När det gäller nätavgiften så är denna svår att bestämma då det beror vilken typ av abonnemang det är, fast eller spot 53. Det har dock antagits vara 60 kr/mwh 54. Elcertifikat har introducerats i syfte att främja förnyelsebar el. Det fungerar som så att de som producerar el från förnyelsebara källor, sol, vind, vatten eller biobränslen, får ett elcertifikat för varje MWh de producerar. De som använder el blir skyldiga att köpa certifikaten så att en viss andel av den el som köps in stödjer förnyelsebar el. Detta kallas för kvotsystemet och hur stor denna kvot är ökar med tiden. För 2010 är kvotnivån ca 17,9% vilket betyder att då ska 17,9% av den energi som köps komma från elcertifikatsberättigad produktion 55. Priserna på elcertifikat uppskattas ligga på ca 170 kr per producerad MWh år 2010 vilket genom kvotplikten resulterar i att det kostar 30,43 kr per MWh el som köps 56. Bränslepriserna som har använts vid simuleringen har tagits fram i samråd med Gun Lundin, se Tabell 3, men även Stenlunds arbete har till viss del legat till grund. Produktionsenhet Elpris intäkt Bränslepris Huvudbränsle [kr/mwh] [kr/mwh] Dåva 1 387-98 avfall Dåva 1 VP 631 el/rökgaser P6 160 biobränsle P7 160 biobränsle P3-5 635 olja VP 1 721 el/spillvärme VP 2 721 el/spillvärme Röbäck 250 biopulver Dåva 2 rgk 0 rökgaser Dåva 2 536 160 biobränsle Tabell 3: Bränslepriser samt intäkt från elförsäljning. 57 Intäkterna från el har räknats ut utifrån siffror som till största delen härrör från Gun Lundin men beräkningarna har gjorts på samma sätt som i Stenlunds arbete, se Bilaga 3. Bränslepriset för värmepumparna på Dåva 1 har uppskattats utifrån att den el som används antas komma ifrån egenproduktion och är därmed elpriset utan nätkostnaden. Bränslepriset på avfall har beräknats som i Stenlunds arbete, alltså som kostnader för behandling av avfallet minus intäkter för mottagande av avfall. Enligt Stenlund är kostnader för behandling av avfallet 25 kr/mwh och intäkter för mottagandet av avfallet är 123 kr/mwh, totalt blir detta en intäkt på 52 Gun Lundin 2006 53 Gun Lundin 2006 54 Stenlund, Johan, 2005, s 35 55 www.stem.se el, elmarknader, om elcertifikat, www.svenskenergi.se/energifakta/elcertifikat.htm 56 Gun Lundin 2006 57 Gun Lundin 2006 22
98 kr/mwh för perioden 2005-2015 58. Enligt Lundin är kostnader för behandling (balning, sortering och transporter) samt den nya skatten på förbränning av hushållsavfall 50 kr/mwh år 2010, alltså 25 kronor högre än Stenlund har räknat med. Lundin menar också att intäkten från det mottagna avfallet är svår att uppskatta för år 2010 då den kommer att höjas för att täcka bland annat den nya avfallsförbränningskatten. 59 Därför har det här antagits att den kommer att stiga lika mycket som behandlingskostnaden vilket ger ett resulterande bränslepris för avfall på -98 kr/mwh, vilket är detsamma som Stenlund har kommit fram till. Elproduktionen för Dåva 1 respektive Dåva 2 har beräknats utifrån alfavärdena för respektive anläggning som tas fram i Kapitel 5. För Dåva 1 baseras alfavärdet på en empirisk modell med framledningstemperaturen och flödet som variabler. Flödet är i sin tur beroende av producerad effekt, därmed måste denna variabel sättas konstant i dessa beräkningar då den producerade effekten skall tas fram, annars blir det cirkelreferering. Därför har flödet satts till 903 m 3 /h för Dåva 1 och detta värde valdes av den orsaken att det är medelvärdet på flödet för 2005. För Dåva 2, som ännu ej är uppförd, så beräknas alfavärdet utifrån fabrikanten och antas vara en funktion av framledningstemperaturen. När det gäller driftkostnader och start- och stoppkostnader för de olika anläggningarna visas de antagna värdena i Tabell 4. Produktionsenhet Start- stoppkostn Drift och U-håll [kkr/gång] [kr/mwh] Dåva 1 50 115 Dåva 1 VP 0 40 P6 10 75 P7 10 75 P3-5 20 80 VP 1 0,5 40 VP 2 0,5 40 Röbäck 6 80 Dåva 2 rgk 0 20 Dåva 2 40 60 Tabell 4: Start- och stoppkostnader samt drift- och underhållskostnader. 60 Med ovan redovisade priser för dessa pannor har driften optimerats för lägsta driftkostnad utifrån bränslekostnader och driftkostnader samt start och stoppkostnader. Vid beräkningar av produktionsanläggningarnas bränslekostnader har verkningsgraderna för de pannorna tagits med. Alla produktionsenheterna har begränsats mot sina individuella max- och mineffekter. Eftersom att pannorna har olika karakteristik gällande bränsle, utformning och storlek blir detta en avancerad uppgift och programmet What s Best har därför nyttjats. För att göra modellen mer verklighetstrogen har det antagits att enheterna har driftstopp enligt Tabell 5. Dessa är en blandning av planerade avbrott och abrupta avbrott. Övriga enheter som används som spetsenheter har inga driftstopp på grund av de relativt korta drifttiderna de har samt att om de är ur funktion finns andra enheter att tillgå. 61 58 Stenlund, Johan, 2005, s 35 59 Gun Lundin 2006 60 Stenlund, Johan, 2005, s 36, 43 61 Stenlund, Johan, 2005, s 44 23
Produktionsenhet Driftstopp (datum, dagar utan produktion) VP Ålidhem 10 dec, 1 dag P6 27 jan, 1 dag P7 12 jan, 1 dag Dåva 1 19 mars, 7 dagar 29 maj, 21 dagar 19 okt, 7dagar Dåva 2 17 feb, 2 dagar Tabell 5: Antagna driftstopp för simuleringen. 62 Simuleringen har gjorts utifrån ovanstående produktionsenheter och dygnsmedelvärden på förväntad efterfrågan för 2010, se kap 3. Att dygnsmedelvärden anses räcka baseras på att ackumulatortankarna förväntas jämna ut de variationer som är mindre än så 63. Den resulterande produktionsbilden efter genomförd simulering ser ut som Figur 5 nedan visar. Där visas dels hur de olika pannorna körs, det totala värmebehovet samt hur ackumulatorn laddas i och ur. Dessa data har använts som indata i de kommande beräkningarna. 62 Stenlund, Johan, 2005, Tabell 4.9 s 44 63 Stenlund, Johan, 2005, s 30 24