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

2

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

3

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.

4

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.

5

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

6

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

7

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.

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

MW

h

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec

2005

Egen produktionFörbrukning ställverk

Figur 1.Dåvas elproduktion och förbrukning, exklusive värmepumparna, under 2005.

8

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

60

70

80

90

100

110

120

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

År

Öre

/kw

h

20 000kwh

Pr iser inkl skatt och moms.

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]

9

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.

10

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 15MW1 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 kompressor-värmepumpar. 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

11

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 NOx. 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.

12

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 7752 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 6883 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.

13

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec

2005

MW

hInterna förbrukningenVärmepumparna

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.

01 0002 0003 0004 0005 0006 0007 0008 000

Jan

Mar Maj Jul

Sep Nov

MW

h

Egen produktion

Total egenförbrukning

Figur 6.Egen produktion och egna totala förbrukningen inkl värmepumparna.

14

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]

QP

=α (1)

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 (tf).

15

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]

16

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 Elcertifikatsavgift4

[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.

17

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]

18

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.

19

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.

20

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

)))((()))((()( 433213221211 hhmmmhhmmhhmWprod −−−+−−+−= &&&&&& (2) Där

prodW = 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 Tryck5 1,75 Bar

5 Motsvarar en fjärrvärmetemperatur på ca 116°C

21

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

turbin

turbinverklig D

WP = (3)

Där turbinW = Energin som går ut från turbinen [MWh]

turbinD =Drifttiden i timmar [h]

verkligP =Normerade medeleffektuttag under månaden [MW]

Max

verklig

PP

f = (4)

Där f =faktor

verkligP = Normerade medeleffektuttag under månaden [MW]

MaxP =Beräknad maximal effekt ur turbinen [MW]

22

NMaxNVerklig PfP ⋅= (5)

Där NVerkligP = Den nya normerande medeleffekten under månaden [MW]

NMaxP = Den beräknade max effekten [MW] När den nya effekten var beräknad antogs det att drifttiden blev densamma som 2005 (se bilaga 1) varje månad. För att få ut det nya energiuttaget så multiplicerades den nya effekten med drifttiden (ekvation 6). Därefter beräknades den nya förbrukningen genom att dra bort de förbrukarna som skulle drivas med ånga från den totala egna förbrukningen. Därefter så lade man på den elenergi som värmepump 2 behöver vid dubbeldrift av värmepumparna. Se bilaga 1. Denna nya förbrukning drogs från det nya energiuttaget och ger den energi som går till försäljning, vilket jämförs med den dagens siffror.

TurbinNVerkligNy DPE ⋅= (6) Där

NyE = Nya energiuttaget ur turbinen [MWh]

Mätningsbehandling För att få fram förbrukningen för varje pump gjordes en mätning. Resultatet av mätningen visas i tabell 10. I och med att denna avläsning gjordes under normal drift kan denna effekt antas till att vara en medeleffekt. Från månadsrapporterna kan vi få drifttiderna för varje komponent. Energiförbrukningen fås då genom ekvation 7. Resultatet visas i tabell 11.

TPE medel ⋅= (7) Där E= Energiförbrukning [kWh] Pmedel= Medel effektförbrukningen [kW] T= Driftid [h]

Rökgaskondenseringen För att få ut vilken effekt rökgaskondensorn hade så antogs det att de dimensionerade värdena stämmer. Dessa värden visas i tabell 7. Om dessa värden används kan man med hjälp av ekvation 8 få fram effekten hos rökgaskondensorn. [12]

)(2 inutOpH TTCmP −= & (8) Där P =Effekten [kW] m& =Flödet [kg/s]

OpHc 2 =Specifika värmekapaciteten 4,18 [kJ/kgK] T= temperaturen in och ut ur RGK [°C]

23

Tabell 7.Indata för beräkning av RGK m& 263 kg/s

inT 25 °C

utT 32 °C

Värmepumpen Enligt leverantören av absorptionsvärmepumpen behöver generatorn ett ångflöde på 8,2 ton/h (se bilaga 5) av 1 bars ånga. För att veta hur stort flöde 40 bars ånga detta motsvarar vid strypreglering användes ekvation 9. Det har antagits att denna strypning sker förlustfritt. Pin=Put

11hmP &=

4040 h

Pm =& (9)

Där h= Entalpiskillnad mellan ångan och dess kondensat [kj/kg]

.m = massflödet [kg/s] P= effekt [W]

24

6.2 Ekonomiska beräkningar För att kunna bestämma lönsamheten i dessa investeringar beräknades dagens och tänkta driftkostnaderna för varje del i investeringen. Priser på el och ånga för denna beräkning hämtades från kapitel 4. En medelavgift på elcertifikatsavgiften beräknades för åren 2006 till 2010. Denna beräkning gav de elprisintervall som används vid jämförelse med dagens driftkostnad. Kostnaderna för de olika delinvesteringarna visas i tabellen nedan. Investeringen gäller för turbinen. Tabell 8.Investeringskostnad i kronor för de olika alternativen.[10] Användningsområde Alternativ 2 Alternativ 3 Alternativ 4 Fjärrvärme6 1 225 000 1 225 000 Fläkt 2 500 000 2 500 000 Matarvatten7 1 025 000 Värmepump 4 000 000 4 000 000 4 000 000 Totalt 8 750 000 7 725 000 4 000 000 För att bestämma dagens driftkostnad så behöver man veta den årliga energiförbrukningen för de olika delarna. Tabell 9 redovisar dessa data. Driftkostnaden får man genom att använda ekvation 10. I bilaga 1 kan man se hur mycket energi Dåva har importerat under året. Den förbrukade mängden dras ifrån den totala energimängden för alternativen. Detta ger den förbrukade mängd energi som man producerat på Dåva. För alternativ 4 där endast värmepumpen ska drivas av ånga antas all el produceras på Dåva. För att kunna räkna ut vad driftkostnaden blir vid en ombyggnation till ångdrift så används ekvation 11. Värden är hämtade från tabell 9. Tabell 9.Data som används för beräkning av årlig driftskostnad. Användningsområde Drifttid [h] Ångförbrukning

[ton/h] Elförbrukning [MWh]

Ångförbrukning totalt under ett år [ton]

Fjärrvärme 2824 5,3 1335 15000 Fläkt 7507 13,2 3625 99000 Matarvatten 3299 7,5 653 24500 Värmepump 7360 11,4 12446 83900 Totalt 18059 222400 Alternativ 3 17406 197900

pegenprodegenprodpimportimport EEEEK ⋅+⋅= (10) Där

elK = Driftkostnad eldrift [kr]

importE = Importerad energi [MWh]

EgenprodE = Förbrukade el som producerats på Dåva [MWh]

pimportE = Elpris på importerad el [kr/MWh]

6 Inklusive pump Omega 350-510C [15] 7 inklusive pump HGM 4/4 [15]

25

pegenprodE = Energipris [kr/MWh]

pfånga ÅÅK ⋅= (11) Där

ångaK = Driftkostnad ånga [kr]

pÅ = Ångpris [kr/ton]

fÅ = Ångförbrukning [ton] I ekvation 10 så varieras spotpriset på el inom det ovannämnda intervallet. När man vet driftkostnaderna för både ångdriften och eldriften kan man genom ekvation 12 räkna ut vad besparingen för driften blir. Denna besparing ger inte ett sanningsenligt resultat eftersom intäkterna har minskat genom att man minskat andelen el till försäljning. För att få ett mer sanningsenligt resultat så måsten man använda ekvation 13.

ångaelDrift KKBesparing −= (12)

)*( pelDrift EMBesparingBesparing −= (13) Där

elM = Minskad elproduktion [MWh]

pE = Intäkt på exporterad el [Kr/MWh] När man vet denna besparing kan man räkna ut hur många år det tar innan investeringen är betald. Detta gör man genom ekvation 14.

BesparinggskostnadInvesterinpayofftid = (14)

LCC beräkning För att kunna jämföra investeringen med dagens befintliga system så gjordes en LCC beräkning. För denna beräkning användes en kalkylränta på 4 % och en ekonomisk livslängd på 20 år8. LCC kostnaden fås genom ekvation 15 och ekvation 16. [13]

rrbB

n)1(11+

−⋅= (15)

LCC kostnad= B + I (16) Där B= Nuvärdet b= årligkostnad n= antal år r= kalkylräntan I= Investering

8 Källa: Umeå energi

26

7. Resultat

7.1 Mätning Mätning gjordes vid normaldrift, vilket är full last. Vid avläsningen var det ca –8°C i Umeå. Avläsningen utfördes på förmiddagen vid 10 tiden. En sammanställning av mätdata visas i tabell 10 och resultatet av beräkningen visas i tabell 10. Tabell 10.Effektförbrukningen för de olika komponenterna. Nominell

power(kW) Effektförbrukning

(kW) Varvtal (rpm)

I (A)

Matarvattenpump 2 400 198 2490 405 Fjärrvärmepump 2 615 190,65 1124,25 315 Rökgasfläkt 1073 482,85 968 735

7.2 Beräkningsresultat

Värmepumpen Med hjälp av ekvation 9 får vi att det krävs 6,8 ton 40 bars ånga i timmen för att driva absorptionsvärmepumpen. Enligt figur 9 ska vattnet efter förångaren in i rökgaskondensorn. Enligt ekvation 8 har RGK en effekt på 7,7 MW. Om temperaturen ut ur förångaren är 25°C och flödet är 77 kg/s skulle det ge vid omskrivning av ekvation 8 en ut temperatur ur RGK på 48 °C.

Turbineffekt I tabell 11 visas resultatet av effekt beräkningarna för turbinen i dagsläget och vid de olika alternativen. Tabell 11.Maximala effekten för turbinen. Dagsläget 14 300 kW Alternativ 1 8 200 kW Alternativ 2 7 300 kW Alternativ 3 8 700 kW Alternativ 4 11 800 kW

27

Enligt bilaga 5 kan man se att den högsta inloppstemperatur till absorbatorn/kondensor är 36 grader vilket innebär att den 40-gradiga returen måste shuntas ner med utgående köldbärare à 19°C. Eftersom det blir en blandning här så går det alltså åt kyleffekt för denna shuntning. Dessutom måste även inloppet till förångaren shuntas ner från fjv-returens 40 grader till 23 grader inlopp, vilket betyder att det endast kommer ut 45,5 l/s till RGK och för behovet av shuntning till abs-inloppet. Gör man en passningsberäkning för blandningstemperaturerna och dess flöden så kommer man fram till att vid fjv-temp=39,6 grader så går hela kyleffekten åt till att shunta "kyla ner" abs-inloppet till 36 grader. Då finns ingen kyleffekt kvar till RGK. Om fjv-temp = 36 grader behövs ingen shuntning och hela kyleffekten (4 MW) kan nyttjas till RGK. [14] Detta gör att alternativ 1 förkastas och kommer inte fortsättningvis vara med i beräkningarna.

7.3 Energiberäkningar I tabell 12 så redovisas resultatet av hur mycket energi turbinen kommer att producera varje månad. Tabell 12.Turbinens produktion i dagsläget och vid de olika alternativen i MWh. Dagens

produktion Alternativ 1 Alternativ 2 Alternativ 3 Alternativ 4

Jan 5362 3 076 2755 3278 4 442 Feb 3883 2 227 1995 2374 3 217 Mar 2695 1 546 1385 1648 2 233 Apr 7148 4 100 3673 4370 5 922 Maj 3116 1 787 1601 1905 2 581 Jun 6589 3 780 3386 4028 6 589

jul 6801 3 901 3495 4158 6 801 Aug 3186 1 828 1637 1948 3 186 Sep 0 0 0 0 0 Okt 3208 1 840 1648 1961 2 658 Nov 6034 3 461 3101 3689 4 999 Dec 2758 1 582 1417 1686 2 285 Året 50780 29 129 26093 31043 44 911

28

Tabell 13 visar dagens och den nya förbrukningen vid alternativ 2, 3 & 4. den visar även hur stor försäljningen av el blir vid dessa alternativ. Tabell 13.Den interna förbrukningen och hur mycket som går till försäljning i MWh. Förbrukning

idag Till försäljning idag

Förbrukning alternativ 2

Till försäljning alternativ 2

Förbrukning alternativ 3

Till försäljning alternativ 3

Förbrukning alternativ 4

Till försäljning alternativ4

Jan 4596 766 3383 -628 3436 -158 3580 862 Feb 4185 -302 2429 -434 2429 -56 3334 -117 Mar 3378 -683 1646 -261 1751 -104 2153 80 Apr 3779 3369 2095 1578 2222 2148 2732 3190 Maj 1996 1120 832 769 907 998 1327 1254 Jun 2237 4352 1339 2125 1483 2545 1925 4664 jul 1992 4809 1324 2510 1414 2744 1992 4809

Aug 905 2281 853 1204 853 1095 905 2281 Sep 399 -399 399 -399 399 -399 399 -399 Okt 2003 1205 1080 568 1080 881 1458 1200 Nov 2958 3076 1734 1366 1734 1954 2036 2963 Dec 3725 -967 1649 -232 1708 -22 2536 -251

Året 32153 18627 18764 8167 19417 11626 24377 20534 Tabellen nedan visar hur mycket den interna förbrukningen minskar vid de olika alternativen och hur elförsäljningen ökar eller minskar vid dessa alternativ. Negativ siffra innebär minskad försäljning. Tabell 14.Skillnaden mot dagens försäljning och förbrukning i MWh. Minskad

Förbrukning Alternativ 2

Förändrad försäljning Alternativ 2

Minskad förbrukning Alternativ 3

Förändrad försäljning Alternativ 3

Minskad förbrukning Alternativ 4

Förändrad försäljning Alternativ 4

Jan 1213 -1394 1160 -924 1016 96Feb 1756 -132 1756 246 851 185Mar 1732 422 1627 579 1225 763Apr 1684 -1791 1557 -1221 1047 -179Maj 1164 -351 1089 -122 669 134Jun 898 -2227 754 -1807 312 312jul 668 -2299 578 -2065 0 0Aug 52 -1077 52 -1186 0 0Sep 0 0 0 0 0 0Okt 923 -637 923 -324 545 -5Nov 1224 -1710 1224 -1122 922 -113Dec 2076 735 2017 945 1189 716Året 13389 -10460 12736 -7001 7776 1907

29

I diagrammet nedan ser man hur mycket av den egna produktionen som förbrukas för driften av anläggningen.

0%20%40%60%80%

100%120%140%160%

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec

Dagens Alternativ 2 Alternativ 3 Alternativ 4

Figur 11.Hur mycket av den egna produktionen som går till internförbrukning.

7.4 Ekonomiska resultat Resultatet av vad driftskostnaderna för fjärrvärmepumpen, rökgasfläkten och matarvattenpumpen blir visas i figur 12-14.

600 000

700 000

800 000

900 000

1 000 000

1 100 000

1 200 000

200

240

280

320

360

400

440

480

520

560

600

Spotpris (Kr/MWh)

Årlig

kost

nad

(Kr)

ElÅnga

Figur 12. Driftkostnaderna för fjärrvärmepumparna.

30

1 500 0001 700 0001 900 0002 100 0002 300 0002 500 0002 700 0002 900 0003 100 0003 300 000

200

240

280

320

360

400

440

480

520

560

600

Spotpris (Kr/MWh)

Årlig

kost

nad

(Kr)

ElÅnga

Figur 13.Driftkostnaderna för rökgasfläkten.

500 000600 000700 000800 000900 000

1 000 0001 100 0001 200 0001 300 0001 400 000

200

240

280

320

360

400

440

480

520

560

600

Spotpris (Kr/MWh)

Årlig

kost

nad

(Kr)

ElÅnga

Figur 14.Driftskostnaderna för matarvattenpump2.

31

I figur 15 så redovisas det ekonomiska resultatet för alternativ 2 där alla delar drivs av ånga. Av resultatet kan man se att det är billigare att driva dessa maskiner med ånga. Man får en avsevärd minskning av elproduktionen, vilket leder till en minskad intäkt. Räknar man med denna minskade intäkt så blir slutresultatet att detta alternativ inte är ett lönsamt.

-6000000-4000000-2000000

02000000400000060000008000000

100000001200000014000000

200

240

280

320

360

400

440

480

520

560

600

Spotpris (Kr/MWh)

Årlig

kos

tnad

/Intä

kt (K

r)

Driftkostnad el

Driftkostnad ånga

Minskad elintäkt

Besparing

Figur 15.Det ekonomiska resultatet för alternativ 2. I figur 16 ser man ekonomiska resultatet för alternativ 3. Där ser man att detta alternativ är olönsamt för alla dessa elpriser. Att även detta alternativ blir olönsamt beror på den minskade elproduktionen.

-4 000 000-2 000 000

02 000 0004 000 0006 000 0008 000 000

10 000 00012 000 000

200

240

280

320

360

400

440

480

520

560

600

Spotpris (Kr/MWh)

Årlig

kos

tnad

/intä

kt (K

r)

Driftkostnad el

Driftkostnad ånga

Minskad elintäkt

Besparing

Figur 16.De ekonomiska resultatet av alternativ 3. I figuren nedan kan man se resultatet av alternativet där endast en av kompressorvärmepumparna är ångdriven. Värmepumpen förbrukar mycket mer el jämfört med de andra undersökta maskinerna. Dessa maskiner förbrukar ändå nästan lika mycket ånga som värmepumpen gör. Detta resulterar i att detta alternativ blir lönsamt. Att totala besparingen blir större än besparing drift beror på ökad försäljningsintäkt.

32

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

7 000 000

200

240

280

320

360

400

440

480

520

560

600

Spotpris (Kr/MWh)

Årli

g ko

stna

d/in

täkt

(Kr)

Driftkostnad el

Driftkostnad ånga

Besparing driftBesparing

Figur 17.De ekonomiska resultatet av alternativ 4. I figur 18 ser man hur resultatet för alternativ 4 ser ut i november där värmepumpen har beräknats gått 618 timmar under månaden och elförsäljningen har minskat med 113 MWh. Vid eldrift förbrukade värmepumpen 922 MWh, vilket är minskningen av interna elförbrukningen vid ångdrift.

0100 000200 000300 000400 000500 000600 000700 000800 000

200

240

280

320

360

400

440

480

520

560

600

Spotpris (Kr/MWh)

Årlig

kos

tnad

/intä

kt (K

r)

El

Ånga

Besparing drift

Minskad elintäkt

Besparing

Figur 18.De ekonomiska resultatet för alternativ 4 under November månad.

33

Vid LCC beräkningen användes ett medelelpris på 601,50 Kr/MWh. Resultatet visas i tabell 17. Tabell 15.Resultatet av LCC-beräkningarna. Beräknad med 4 % kalkylränta och payofftid på 20 år. Befintliga Alternativ 2 Alternativ 3 Alternativ 4 Årligkostnad 9 538 767 4 858 096 5 269 138 5 240 699 Inköp 0 8 750 000 7 725 000 4 000 000 LCC kostnad 129 634 956 74 773 110 79 334 304 75 222 809 I tabell 15 kan man se att alla alternativen ger en lägre LCC-kostnad. I alternativ 3 & 4 är matarvattenpump 2:s elförbrukning inräknad i årskostnaden. I alternativ 4 är även rökgasfläktens och fjärrvärmepumpens elförbrukning inräknad. Det är inte inräknat någon service i dessa beräkningar eftersom kostnaden antas vara lika stor som i dagsläget. I tabell 16 nedan har de olika del investeringarna delats upp var för sig. Tabell 16.Resultatet av LCC-beräkningarna. Beräknad med 4 % kalkylränta och payofftid på 20 år. Värmepump Fjärrvpump Fläkten Mava2 Befintlig årligkostnad 4 677 264 803 076 2 180 290 958 143 Ny Årligkostnad 1 299 190 820 698 2 191 108 547 100 Inköp 4 000 0009 1 225 00 2 500 000 1 025 000 Befintlig LCC kostnad 63 565 544 10 914 064 29 630 852 13 021 476 Ny LCC kostnad 21 656 416 12 378 553 32 277 872 8 460 267

9 Inköp för 1 st värmepump

34

8. Diskussion I dag går den största delen av Dåvas elproduktion till drift av anläggningen. Den största förbrukaren är värmepumparna till rökgaskondenseringen, dessa förbrukar lika mycket som alla andra elförbrukare i anläggningen tillsammans under de kallaste månaderna då värmeproduktionen är störst och värmepumparna går mycket.

8.1 Mätningarna En möjlig felkälla i detta arbete är de mätningar som gjordes på Dåva kraftvärmeverk för att kunna beräkna energin som de olika pumparna förbrukar. Dessa mätningar var momentanmätningar. Man skulle självklart ha mätt under en viss tidsperiod för att få ett mer exakt värde. Felmarginalen på mätningen blev inte så stor genom att mätningarna till viss del kunde kontrolleras mot en energimätare. En annan felkälla som måste tas i stor beaktning är de värden som är tagna från loggningsprogrammet. Ingen granskning av dessa värden är gjorda, dvs. vad hände under året, var det några oförbredda längre stopp, hur var vädret osv. Egentligen skulle man ha jämfört driften under flera år. Förutsättningarna har varit de samma för alla dessa alternativ, så resultatet blir ändå tillförlitligt.

8.2 Turbinberäkning Om man skulle byta ut eldrift mot ångdrift kommer turbinens uteffekt minska eftersom en del av ångan som går till turbinen idag kommer att gå till drift av pumparna och fläkten. En felkälla i dessa beräkningar kan vara antagandet om att avtappningarna blir lika stora. Men det borde det bli eftersom de förbrukar lika mycket ånga. Det man kan göra är att den ventil som förser 6 bars systemet med ånga från 40 bars systemet skulle kunna byggas bort med en pumpturbin. Vid ett sånt alternativ skulle det behövas mer drivånga och då skulle elproduktionen minska ytterligare. För att få ett bättre resultat borde man ha gjort mätningar under en längre tidsperiod. Genom den begränsade tiden till arbetet fanns det ingen möjlighet. En ytterligare felkälla är att turbinverkningsgraden troligen sjunker vid minskat ångflöde.

8.3 Resultatet När man ser på resultatet av alternativ 1 var det väl inte det resultat man önskade men fortfarande så är absorptionstekniken en ny teknik. Denna teknik är inte tillräckligt utvecklad för att klara den uppgift den var tänkt att utföra. Eftersom om fjv-temp=39,6 grader så går hela kyleffekten åt till att shunta "kyla ner" abs-inloppet till 36 grader, som är den maximala intemperaturen. Då finns ingen kyleffekt kvar till RGK. Dessutom är denna teknik mycket temperaturkänslig. I ett fjärrvärmenät kan temperaturen variera en del genom varierande belastning i nätet. Om denna teknik utvecklas kan den bli intressant genom att den kan användas som kylmaskin i ett fjärrkylnät på sommaren. En fortsatt studie med absorptionsvärmepumpen som man borde undersöka är möjligheten att koppla inloppet till förångaren mot rökgaskondensorn i stället för mot fjärrvärmereturen.

35

Resultaten av alternativ 2, där alla delar drivs av ånga och värmepumpen drivs av en ångturbin, och alternativ 3, där alla delar drivs av ånga utom matarvattenpumpen, visar på minskad elproduktion, vilket leder till minskade försäljningsintäkter. De leder också till minskad intern förbrukning vilket är kostnader. Resultatet visar att dessa alternativ blir olönsamma. Att alternativ 2 ger ett sämre resultat än alternativ 3 beror på att matarvattenpumpen inte är en stor elförbrukare (se tabell 1) medan den är en stor ångförbrukare. De ångflöden som används vid beräkningarna (se tabell 3) är från en leverantör och dessa flöden är vid pumpens normala driftförhållanden. Vid alternativ 4, där endast en av värmepumparna konverteras till ångdrift, kommer den interna elförbrukningen att minska. Turbinens produktion kommer också att minska, men inte i lika mycket, så man kan sälja mer el än idag I rapporten har ingen hänsyn tagits till förluster i ledningar eftersom dessa kan anses försumbara. Att månaden september avviker så mycket från resultatet beror på att under den månaden så är inte anläggningen i drift. Då görs den årliga servicen på pannan. En möjlig felkälla kan vara att de data som har tagits från månadsrapporterna inte har granskats. Ingen undersökning har gjorts av hur mycket ånga som passerat via direktkondensorn när turbinen gått. För att korrigera detta fel så beräknades korrigeringsfaktorn fram. För värmepumpen, som endast går ibland, finns det ett fel genom att de månader som värmepumpen inte går fullt hela månaden uppkommer ett fel i den beräknade elproduktionen genom att den går på en lägre effekt än vad som är möjligt medan turbinen gör det. Detta har endast tagits hänsyn till i juli och augusti för alternativ 4. Om man tittar ur ett energiperspektiv så är det alternativ 4 som ger det bästa resultatet. Detta alternativ minskar den interna förbrukningen från 32153 MWh till 24 377 MWh, vilket motsvarar en minskning på 25 %. Den årliga energiproduktionen minskar med 12 % av dagens produktion. Men det är mindre än vad alternativ 2 och 3 som minskar den med 50 respektive 40 %. Om man delar upp dessa alternativ så är det värmepumpen som ger den största energibesparingen. Den står ju själv för nästan hälften av Dåvas årsförbrukning av energi. Matarvattenpumpen är ur energiperspektiv inte intressant men om man tittar ur ett säkerhetsperspektiv så kan det vara värt att investera. Skulle det bli något problem med anläggningen så är det viktigt att domen aldrig blir tom på vatten. Det finns säkerhetssystem för detta idag men det ger en extra säkerhet. Denna säkerhetsaspekt gäller för alla investeringar. Skulle strömtillförseln på något sätt slås ut och dessa viktiga pumpar drivs av ånga så skulle det bli ett säkrare system.

8.4 Ekonomi Tittar man i tabell 15 så ser man att dagens alternativ har den högsta LCC kostnaden. Enligt LCC beräkningen är alternativ 2 ekonomiskt bästa alternativet. Det man bör tänka på är att alternativ 2 minskade energiproduktionen mest och då minskar försäljningen mer också. Alternativ 4 har en högre LCC kostnad men i detta alternativ utvinns mer energi till försäljning än i alternativ 2, vilket sänker kostnaderna. Detta resulterar i att man inte minskar el-intäkten lika mycket som i alternativ 2. I figur 15 och 16 ser man att intäktsförlusten är så stora att både alternativ 2 och alternativ 3 är två olönsamma alternativ. Alternativ 4 är däremot lönsamt. Vid ett spotpris på 200 kr/MWh ligger återbetalningstiden på 2 år, men återbetalningstiden minskar med ökande elpris.

36

En sak man ska tänka på när man ser på dessa ekonomiska beräkningar är att de priser som används är förutspådda priser. Det går inte med säkerhet gissa vad det blir för priser i framtiden. En annan möjlig felkälla är att använda ett fast ångpris i beräkningarna, det kommer också att ändras. Delar man upp dessa investeringar så ser man i figur 12-14 och i tabell 16 att värmepumparna och fjärrvärmepumparna är de två investeringar som har en lägre driftkostnader vid ångdrift. Att LCC kostnaderna blir högre i tabell 15 beror på investeringskostnaderna inte finns med i dagens system.

37

9. Slutsats Av resultatet kan man se att mycket av den el som produceras på Dåvamyra kraftvärmeverk går till stor del till egen förbrukning, främst under vinterhalvåret då värmebehovet är stort. Av de stora förbrukarna på Dåva är det värmepumparna som är de största. Värmepumparna förbrukar ungefär lika mycket el som de resterande förbrukarna på anläggningen gör tillsammans. Vid byte till ångdrivna pumpar, fläktar och kompressorer kommer den maximala effekten som turbinen kan leverera att minska. Det kommer även den egna förbrukningen att göra. Alternativ 4 ger den minsta minskningen av effekten. Då minskar elproduktionen med 12 % och den egna förbrukningen minskar med 7776 MWh, vilket är ca 25 %. Vid alternativ 4 ser man också att försäljningen ökar med 1907 MWh. Alternativ 2 och 3 är inte lönsamma alternativ eftersom dessa minskar elproduktionen mer än vad de förbrukar. Osäkerheterna i beräkningarna är trots allt betydande beroende på mängden indata som används och kan inte heller vara heltäckande. Det man också kan konstatera är att investering i en absorptionsvärmepump inte är något alternativ i dagsläget. Alternativ 4 är en lönsam investering vid ett spotpris på 200 kr/MWh. Denna investering är återbetald efter 2 år. Väljer man att dela upp dessa alternativ i delinvesteringar, föreslås att man först och främst gör investeringen i värmepumpen. Denna investering minskar kostnaderna. Därefter bör man göra investeringen i Fjärrvärmepumparna eftersom dessa har också en hög driftid vilket i dagsläget leder till en hög elförbrukning. Vid fortsatta investeringar kan rökgasfläkten och matarvattenpumpen bytas till ångdrift, vilket ger en säkrare drift av pannan.

38

10. Referenser

1. Umeå Energi, www.umeaenergi.se 2. Statens Energimyndigheten, www.energikunskap.se/web/otherapp/Ekunskap.nsf

3. SCB, www.scb.se

4. Jörgen Carlsson, Umeå Energi, Umeå 2006

5. Håkan Sköld, Kraftvärme i framtiden, Elforsk rapport 05:37 6. Carola Lindberg, Finansiella elmarknaden, Statens energimyndighet

7. Fredriksen, Fjärrvärme, studentlitteratur, Lund,1993

8. Alvarez H., Energi teknik del2, Studentlitteratur, Lund,2003 9. Svensk Fjärrvärme, www.svenskfjarrvarme.se 10. Johan Vinberg, Weckman AB, 2006 11. Fredrik Axby, Camilla Petterson, Rökgaskondensering med värmepump, Värmeforsk

12. Cengel Y.A., Thermodynamics an engineering approach, Mc Graw Hill, New York,

2002

13. Ljung, Företag och marknad sammarbete och konkurrens, Studentlitteratur, Lund, 1998

14. Lars Jacobson, York, 2006

15. Magnus Werner, KSB Mörck, 2006

39

Drifttider och energiförbrukning Bilaga1 Fjärrvärmepump

Drifttid (h)

Energiförbrukning (MWh)Månad Fj1 Fj2 Fj1 Fj2 Jan 755 0 143,9408 0Feb 680 0 129,642 0Mar 645 0 122,9693 0Apr 712 0 135,7428 0Maj 0 377 0 71,87505Jun 0 727 0 138,6026Jul 679 112 129,4514 21,3528Aug 272 0 51,8568 0Sep 0 0 0 0Okt 139 440 26,50035 83,886Nov 0 729 0 138,9839Dec 297 439 56,62305 83,69535Summa 4179 2824 796,7264 538,3956

Matarvattenpump

Drifttid (h) Energi- förbrukning (MWh)

Månad Mava1 Mava2 Mava2 Jan 478 267 53 Feb 680 0 0 Mar 26 531 105 Apr 0 641 127 Maj 0 377 75 Jun 0 728 144 Jul 334 456 90 Aug 272 0 0 Sep 0 0 0 Okt 523 1 0 Nov 729 0 0 Dec 439 298 59 Summa 3481 3299 653

Rökgasfläkt

Månad Drifttid

(h) Energiförbrukning

(MWh) Jan 0 0 Feb 160510 775 Mar 577 279 Apr 775 374 Maj 722 349 Jun 628 303 Jul 885 427 Aug 0 0 Sep 0 0 Okt 554 267 Nov 337 163 Dec 1424 688 Summa 7507 3625

10 Att februari har för många drifttimmar beror på avläsningen för januari är med på februari.

40

Värmepump Timmar

(h) VP1(h) VP2(h) Summa(h) Spetstimmar

(h) spetsenergi (MWh)

Jan 744 749 738 1487 743 1486 Feb 627 674 674 1348 721 1442 Mar 744 494 478 972 228 456 Apr 720 591 560 1151 431 862 Maj 744 221 187 408 0 0 Jun 720 65 129 194 0 0 Jul 744 0 0 0 0 0 Aug 744 0 0 0 0 0 Sep 720 0 0 0 0 0 Okt 744 37 318 355 0 0 Nov 720 0 618 618 0 0 Dec 744 328 628 956 212 424 Summa 8715 3159 4330 7489 2335 4670 Kompressor effekt: 2MW Turbin Månad Drifttid Produktion H MWh Jan 744 5 362 Feb 653 3883 Mar 436 2695 Apr 594 7148 Maj 295 3116 Jun 715 6589 Jul 740 6801 Aug 297 3186 Sep 0 0 Okt 488 3208 Nov 689 6034 Dec 473 2758 Året 6124 50 780 Dåvas energiomsättning Förbrukning11 Import Export MWh MWh MWh Jan 2 094 1109 2071Feb 1892 1440 1286Mar 1697 1455 356Apr 1870 313 3884Maj 1327 627 1962Jun 1925 371 4953Jul 1992 249 5355Aug 905 243 2496Sep 399 228 0Okt 1458 685 2018Nov 2036 301 3562Dec 2112 1550 756Året 19 707 8571 28699

11 Förbrukning exklusive värmepumpen.

41

Principskiss Dåva kraftvärmeverk Bilaga 2

42

Turbindata Bilaga 3 Matarvattenpump: a1) 0,6 bar (g) mottryck samt 6 bar och 150 grad C och 3383 rpm Normalfall 474,5 kW = 15 289 kg/h Max 600 kW = 18 383 kg/h Min 200 kW = 9 563 kg/h a2) 0,6 bar (g) mottryck samt 6 bar och 150 grad C och 3600 rpm Normalfall 474,5 kW = 14 976 kg/h Max 600 kW = 17 879 kg/h Min 200 kW = 9 494 kg/h a3) 0,6 bar (g) mottryck samt 6 bar och 220 grad C och 3383 rpm Normalfall 474,5 kW = 14 623 kg/h Max 600 kW = 17 557 kg/h Min 200 kW = 9 047 kg/h a4) 0,6 bar (g) mottryck samt 6 bar och 220 grad C och 3600 rpm Normalfall 474,5 kW = 14 044 kg/h Max 600 kW = 16 884 kg/h Min 200 kW = 8 722 kg/h b1) 0,6 bar (g) mottryck samt 40 bar och 250 grad C (mättnadstemp) och 3383 rpm Normalfall 474,5 kW = 7735 kg/h Max 600 kW = 9770 kg/h Min 200 kW = 2765 kg/h b2) 0,6 bar (g) mottryck samt 40 bar och 250 grad C (mättnadstemp) och 3600 rpm Normalfall 474,5 kW = 7463 kg/h Max 600 kW = 9424 kg/h Min 200 kW = 3677 kg/h c1) 6 bar (g) mottryck samt 40 bar och 250 grad C (mättnadstemp) och 3383 rpm Normalfall 474,5 kW = 14 674 kg/h Max 600 kW = 18 293 kg/h Min 200 kW = 6328 kg/h c2) 6 bar (g) mottryck samt 40 bar och 250 grad C (mättnadstemp) och 3600 rpm Normalfall 474,5 kW = 14 363 kg/h Max 600 kW = 17 889 kg/h Min 200 kW = 6207 kg/h

43

Fjärrvärmepump: Denna turbin måste ha kuggväxel pga. av det låga varvtalet!! Därmed kan turbinaxel snurra med 5-7000 rpm vilket ger en bättre verkningsgrad. d1) 0,6 bar (g) mottryck samt 6 bar och 150 grad C och 1492 rpm Normalfall 480 kW = 12 963 kg/h Max 560 kW = 15 691 kg/h Min 250 kW = 9 247 kg/h d2) 0,6 bar (g) mottryck samt 6 bar och 220 grad C och 1492 rpm Normalfall 480 kW = 11 724 kg/h Max 560 kW = 13 335 kg/h Min 250 kW = 8 233 kg/h d3) 0,6 bar (g) mottryck samt 40 bar och 250 grad C (mättnadstemp) och 1492 rpm Normalfall 480 kW = 15 289 kg/h Max 560 kW = 6 457 kg/h Min 250 kW = 4 369 kg/h d4) 6 bar (g) mottryck samt 40 bar och 250 grad C (mättnadstemp) och 1492 rpm Normalfall 480 kW = 10 062 kg/h Max 560 kW = 11 381 kg/h Min 250 kW = 7 167 kg/h

44

Tryck och flödesdata Bilaga 4

45

Absorptionsvärmepumpen Bilaga 5

Issue Date:12/04 Project: Umeå Universitet Engineer:

Program: Isoflow Rev: v1_07 Date: Jun 15 2006Page: 1

Model YIA14F3 Modification Level C Capacity (kW) 4000.0 COP 0.781 Altitude (m) 50 Evaporator Passes 1 Absorber Passes 1 Condenser Passes 1 Generator Passes 1 Evaporator Liquid Type Chilled Water Concentration (%) 100.0 Flow Rate (l/sec) 239.00 Fouling (m² K/kW) 0.01760 Entering temperature (°C) 23.0 Leaving temperature (°C) 19.0 Tube Material COPPER Tube Wall (mm) 0.711 Absorber/Condenser Liquid Type Cooling Water Concentration (%) 100.0 Flow Rate (l/sec) 260.00 Fouling (m² K/kW) 0.04400 Entering temperature (°C) 36.0 Leaving temperature (°C) 44.5 Absorber Tube Material COPPER Absorber Tube Wall (mm) 0.711 Condenser Tube Material COPPER Condenser Tube Wall (mm) 0.711 Generator Steam Pressure At Generator (barA) 0.98 Steam Pressure To Fisher

Valve (barA) 2.10

St. Pr. To Samson Valve (barA) 2.10

Flow Rate (kg/hr) 8165.6 Fouling (m² K/kW) 0.00000 Tube Material 90/10 CUNI Tube Wall (mm) 0.889 Pressure Drops

Chilled Fluid In Evap (kPa) 35.0 Cooling Fluid In Abs/Cond (kPa) 44.8

Fisher Steam Valve Size (DIN) ----- Fisher Steam Valve Type --------- Samson Steam Valve Size (DIN) DN150 Samson Steam Valve Type Butterfly Fisher Steam Valve Capacity (kg/hr) 0.0

Samson Steam Valve Capacity (kg/hr) 11341.5

Warning : Note 1: Computer program assumes zero PD for steam piping to generator. Add appropriate PD to valve inlet pressure. Note 2: Added appropriate PD for all field piping.