Utvärdering och driftplanering av Lidköpings värmeverk633333/FULLTEXT01.pdf · 2013. 6. 26. ·...

Karlstads universitet 651 88 Karlstad Tfn 054-700 10 00 Fax 054-700 14 60

[email protected] www.kau.se

Fakulteten för hälsa, natur- och teknikvetenskap

Miljö- och energisystem

Jarl Bergström

Utvärdering och driftplanering av

Lidköpings värmeverk

Evaluation and operational planning of Lidköpings

heating plant

Examensarbete 30 hp

Påbyggnadsprogram i energi- och miljöteknik mot

Civilingenjörsexamen

Juni 2013

Handledare: Henrik Ullsten

Examinator: Roger Renström

1

Sammanfattning

Lidköpings värmeverk har i uppgift att producera värme till Lidköpings invånare och företag.

Distributionen sker via kommunens fjärrvärmenät. Värmeverket har förutom ren värmeproduktion

även möjlighet att producera el och kyla bort ett visst effektöverskott sommartid.

I dagsläget har värmeverket inga klara riktlinjer för hur elproduktionen och bortkylningen av värmen

ska hanteras vilket är av betydande del för värmeverkets ekonomi. En ökad kunskap om hur man tar

tillvara på förfogad energi har efterfrågats och är en del i att hjälpa Sverige som land att uppnå

uppsatta miljö- och energimål.

Med linjärprogrammering har en beräkningsmodell tagits fram för att utifrån givna förutsättningar

optimera driften av värmeverket. Mot historiska lastdata har modellen använts för att:

Utreda hur väl värmeverket har tagit tillvara på förfogad energi. Parametrar som panndrift,

rökgaskondensering, spillvärme, turbindrift och bortkylning av värme har studerats.

Driftplanerat värmeverkets pannor. Förutom tidigare nämnda parametrar tillkommer drifttid,

total mängd bränsle och revisionsplanering.

Utrett typiska driftfall för vår, sommar, höst och vinter beroende på elpris och tillgång på

olika typer av bränsle.

Resultatet visar att:

Värmeverket har underutnyttjat möjligheten till elproduktion under större delen av året,

men också producerat el på förlust under kortare perioder.

Köpt spillvärme på förlust under delar av året, men att spillvärmen som helhet har varit en

god affär för värmeverket.

Det saknas tillförlitlighet hos mätutrustningen som hanterar bortkyld energi sommartid.

Värmeverket bör förbränna mer avfall än den mängd som är planerad sedan tidigare.

Bortkylning av värme för att hålla igång turbinerna sommartid har en väldigt liten påverkan

för resultatet vilket innebär att värmeverket bör vara restriktivt med att kyla bort energi vid

brist på avfall.

2

Abstract

Lidköping’s heating plant has the task to provide thermal energy to local residents and businesses.

The energy is distributed via the municipal district heating. The heating plant can also produce

electricity and dissipate some energy when necessary during the summer.

The current situation is that Lidköping’s heating plant has no clear guidelines on how to handle the

capability to produce electricity and dissipate energy which can have a hugh impact financially. An

increased knowledge on how to take advantage of the available energy has been requested, which

can also help Sweden as a country to achieve its environmental and energy goals.

A computational model based on linear programming has been developed in order to optimize the

heating plant under given circumstances. This model has been used based on historical loads to:

Investigate how well the heating plant has used the available energy. Parameters like boiler

usage, flue gas condensation, waste heat, turbine operation and heat dissipating have been

studied.

Plan the operational schedule for future use. Operational time, total fuel usage and planned

interruptions have been studied in addition to the aforementioned parameters.

Investigate typical operational conditions for spring, summer, fall and winter based on

electricity prices and the access to different types of fuels.

The result shows that:

The heating plant have underutilized the capability to produce electricity for the most part,

but also produced electricity with a negative result for short periods.

Purchased waste heat with a negative result during some periods of the year even though it

has been a good addition overall.

The equipment that measure heat dissipating lacks reliability.

The heating plant should if it’s possible combust more waste and wood chips compared to

the amount that was planned earlier.

The heat dissipating has a very small impact to the overall result which indicates that the

heating plant should be restricted to dissipate too much energy in order to run the turbines

during the summer, if the overall supply of fuel is decreasing.

3

Förord

Detta examensarbete har redovisats muntligt för en i ämnet insatt publik. Arbetet har därefter

diskuterats vid ett särskilt seminarium. Författaren av detta arbete har vid seminariet deltagit aktivt

som opponent till ett annat examensarbete.

Jag vill tacka värmeverkets personal, framför allt Christoffer Widen, Bengt-Olof Andersson, Peter

Smedberg och Peter Johansson för handledning och att jag fick möjligheten att göra mitt

examensarbete hos dem.

För handledning på universitetet vill jag tacka Henrik Ullsten för visat intresse och god stöttning i

projektet.

4

Innehållsförteckning 1 Inledning .......................................................................................................................................... 7

1.1 Klimat- och miljömål ................................................................................................................ 7

1.1.1 FN:s klimatkonvention ..................................................................................................... 7

1.1.2 Kyotoprotokollet ............................................................................................................. 7

1.1.3 Nationella miljömål ......................................................................................................... 9

1.2 Energidistributionen i Sverige ................................................................................................. 9

1.2.1 Energitillförsel i Sverige ................................................................................................... 9

1.2.2 Fjärrvärme ....................................................................................................................... 9

1.3 Lidköpings värmeverk ............................................................................................................ 11

1.3.1 Värmeverkets uppbyggnad ........................................................................................... 11

1.3.2 Problembeskrivning ....................................................................................................... 12

1.3.3 Syfte ............................................................................................................................... 12

2 Metod ............................................................................................................................................ 13

2.1 Kartläggning ........................................................................................................................... 13

2.1.1 Inflöde............................................................................................................................ 13

2.1.2 Utflöde ........................................................................................................................... 14

2.2 Flödesbegränsingar ............................................................................................................... 15

2.2.1 Olikhetsvillkor ................................................................................................................ 16

2.2.2 Likhetsvillkor .................................................................................................................. 16

2.3 Målfunktional ........................................................................................................................ 17

2.3.1 Driftkostnader ............................................................................................................... 17

2.3.2 Intäkter .......................................................................................................................... 18

2.3.3 Objektfunktion .............................................................................................................. 19

2.4 Lösningsmetod ...................................................................................................................... 19

2.4.1 Lösningsalrogitm ........................................................................................................... 21

2.4.2 Simplexmetoden ........................................................................................................... 21

3 Resultat och diskussion ................................................................................................................. 23

3.1 Utvärdering av 2010 års driftläggning ................................................................................... 23

3.1.1 Avfallsförbränning ......................................................................................................... 23

3.1.2 Bortkyld energi .............................................................................................................. 24

3.1.3 Elproduktion och resultat .............................................................................................. 25

3.1.4 Rökgaskondensering ..................................................................................................... 27

3.1.5 Spillvärme ...................................................................................................................... 28

5

3.1.6 Verkningsgrad ................................................................................................................ 29

3.1.7 Fri panndrift ................................................................................................................... 29

3.1.8 Summering av 2010 ....................................................................................................... 30



3.2.2 Bortkyld energi .............................................................................................................. 32



3.2.5 Spillvärme ...................................................................................................................... 35

3.2.6 Verkningsgrad ................................................................................................................ 36

3.2.7 Fri panndrift ................................................................................................................... 37

3.2.8 Summering av 2011 ....................................................................................................... 37



3.3.2 Bortkyld energi .............................................................................................................. 39



3.3.5 Spillvärme ...................................................................................................................... 42

3.3.6 Verkningsgrad ................................................................................................................ 43

3.3.7 Fri panndrift ................................................................................................................... 44

3.3.8 Summering av 2012 ....................................................................................................... 44

3.4 Driftprediktering .................................................................................................................... 45

3.4.1 Lastdata från 2010 ......................................................................................................... 45

3.4.2 Lastdata från 2011 ......................................................................................................... 50

3.4.3 Lastdata från 2012 ......................................................................................................... 54

3.4.4 Summering av driftplanering ......................................................................................... 60

3.5 Utvärdering av särskilda driftlägen ....................................................................................... 63

3.5.1 Vår ................................................................................................................................. 63

3.5.2 Sommar ......................................................................................................................... 67

3.5.3 Höst ............................................................................................................................... 71

3.5.4 Vinter ............................................................................................................................. 74

4 Slutsats .......................................................................................................................................... 78

4.1 Förslag på vidare arbete, förbättringar och tillämpningar .................................................... 78

5 Bilagor ............................................................................................................................................ 79

6

5.1 Ritningar ................................................................................................................................ 79

5.2 Tabeller, matriser och vektorer ............................................................................................. 81

5.3 Underlag kostnader ............................................................................................................... 85

7

1 Inledning Ett väl fungerande energisystem är en förutsättning för att ett samhälle ska utvecklas1. I takt med att

utvecklingen går framåt och behovet av energi ökar ställs världens producenter och distributörer

inför stora utmaningar. Som det ser ut idag är vårt samhälle till stora delar byggt på ett sätt som gör

att fossil energi (kol, gas och olja) urholkas och växthusgaser sätter jordens klimat ur spel vilket kan få

katastrofala följder1. Det krävs stora förändringar i samhället för att lösa energifrågan. Varje

energienhet måste värderas och tas tillvara på bästa och mest kostnadseffektiva sätt.

1.1 Klimat- och miljömål Flera politiska överenskommelser har uppkommit i syfte att både minska och effektivisera

energianvändning. Tanken är att världens länder gemensamt ska reducera utsläppen av växthusgaser

och minska energianvändningen på jorden. Två av de mest betydelsefulla överenskommelserna är

FN:s klimatkonvention och Kyotoprotokollet.

1.1.1 FN:s klimatkonvention

FN:s klimatkonvention är ett ramverk vars syfte är att förhindra klimatförändringen. Konventionen

antogs i samband med FN:s miljö- och utvecklingskonferens i Rio de Janeiro 1992 men trädde inte i

kraft förrän den 21:a september 1994. Konventionen är inte bindande men uppmanar de parter som

undertecknat avtalet att vidta förebyggande åtgärder för att förutse, förhindra och minimera

orsakerna till klimatförändringarna. I dagsläget har 194 länder plus den europeiska unionen

undertecknat FN:s klimatkonvention2.

1.1.2 Kyotoprotokollet

Kyotoprotokollet är en överenskommelse som slöts i slutet av 1997 i Kyoto, Japan och är en del i FN:s

klimatkonvention. Överenskommelsen är frivillig att skriva under men är sedan bindande till skillnad

från FN:s klimatkonvention. Bland annat innebär ett undertecknande av Kyotoprotokollet att man

som i-land förbinder sig att minska utsläppen av växthusgaser i etapper. Det första steget var att

under perioden 2008-2012 minska utsläppen med minst 5,2 % 1. En förlängning av Kyotoprotokollet

beslutades vid miljökonferensen i Doha 2012 då de flesta av medlemsländerna röstade för att

förlänga avtalet. Den nuvarande perioden sträcker sig fram till 2020 och innebär att om möjligen höja

ambitionsnivån under perioden. Samtidigt anser många att förhandlingarna gick i stöp då vissa

åtaganden endast gället ett begränsat antal i-länder, samtidigt som stora nationer som Kina och USA

står utanför avtalet. Vid sidan om detta känner sig vissa utvecklingsländer svikna av västvärlden då de

menar att utlovat bistånd uteblivit och att Kyotoprotokollet bromsar upp det egna landets

industrialiserade utveckling. På andra sidan står olika miljöorganisationer som menar att

förlängningen av Kyotoprotokollet är alldeles för kraftlöst och handlingsfattigt. I dagsläget har 192

länder tecknat Kyotoprotokollet. Figur 1.1 visar resultatet från den första perioden av

Kyotoprotokollet.

1 Gröndahl, Fredrik & Svanström, Magdalena, Hållbar utveckling - en introduktion för ingenjörer och andra

problemlösare, Liber, Stockholm, 2011 2 http://unfccc.int - UNITED NATIONS FRAMEWORK CONVENTION ON CLIMATE CHANGE UNITED NATIONS

1992

http://unfccc.int/

8

Figur 1.1: Visar respektive lands uppsatta mål och resultat under Kyotoprotokollets första period 3.

För Sveriges del innebär undertecknandet det ”nya” Kyotoprotokollet att man genom

energieffektiviseringsåtgärder ska minska energianvändningen till 2020 med 20 % jämfört med 2008.

Andelen förnybar energi ska uppgå till 50 % 1. De nya målen visas i Tabell 1.1.

2016 Sverige EU

Energieffektivisering 9 % 9 % 2020 Andel förnybar energi 50 % 20 % Andel förnybar energi inom transporter 10 % 10 % Energieffektivisering 20 % 20 % Minskade utsläpp av växthusgaser 40 % 20 % Tabell 1.1: Visar Sveriges och EU:s mål för Kyotoprotokollet fram till 2016 och 2020.


problemlösare, Liber, Stockholm, 2011 3 http://en.wikipedia.org/wiki/Kyoto_Protocol - maj 2013

http://en.wikipedia.org/wiki/Kyoto_Protocol

9

1.1.3 Nationella miljömål

Sverige har sedan april 1999 uppsatt 15 egna nationella miljömål (i november 2005 blev dessa 16)

som ligger utanför FN:s klimatkonvention och Kyotoprotokollet1. Syftet med dessa miljömål är bland

annat att främja människors hälsa, värna om den biologiska mångfalden, ta tillvara på de

kulturhistoriska värdarna, bevara ekosystemets långsiktiga produktionsförmåga och bygga en god

hushållning med de naturresurser som står till förfogande. Dessa miljömål ska uppnås samtidigt som

Kyotoprotokollet 20201.

1.2 Energidistributionen i Sverige På nationell nivå hanteras distributionen av svenska kraftnät som har systemansvar över Sveriges

stamnät och agerar ryggrad i det Svenska energisystemet. På regional nivå tas distributionen över av

Sveriges regionnätsägare som fördelar energin mot städer och industrier. Regionnätsägarna hjälper

även till att tillföra energi till delar av svenska kraftnät vid regionala produktionsöverskott eller vid

avbrott i stamnätet. I städer och kommuner är det ofta mindre energibolag som ansvarar för

distributionen ut mot slutkund. Förutom ren elenergi finns här även ett värmebehov som ska

distribueras ut till stadens invånare.

1.2.1 Energitillförsel i Sverige

Sen 1970-talet har den totala energianvändningen i Sverige ökat med över 30 % 4. Andelen olja har

till stor del reducerats till förmån av kärnkraft och biobränsle vilket visas i Figur 1.2.

Figur 1.2: Visar total tillförd energi till alla sektorer fördelat per energibärare i Sverige från 1970 till 20104.

1.2.2 Fjärrvärme

För Sveriges mindre energibolag spelar fjärrvärmen en central roll för värmedistributionen. Det är en

kostnadseffektiv distributionsväg där vatten hettas upp i en central anläggning för att sedan föra

med sig energin ut mot kund. I den centra anläggningen förbränns till största del bioenergi som visas

i Figur 1.3. Till bioenergi räknas skogsavfall, trädbränsle och hushållsavfall.


problemlösare, Liber, Stockholm, 2011 4Energimyndigheten: Energiindikatorer 2012: Uppföljning av Sveriges energipolitiska mål ER 2012:20

0

100

200

300

400

500

600

700

19

70

19

72

19

74

19

76

19

78

19

80

19

82

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

[TW

h]

Kärnkraft

Vindkraft

Vattenkraft

Fjärrvärme från värmepumpar

Biobränsle

Oljeprodukter inkl råolja

Naturgas och stadsgas

Kol och koks

10

Figur 1.3: Visar total tillförd energi för distribution via fjärrvärme per energibärare i Sverige från 1970 till 20105.

Jämfört med andra länder i Europa har Sverige en relativt hög andel av värmebehovet som täck via

fjärrvärmedistribution. Sett till stora länder som Frankrike, Tyskland och Storbritannien ligger Sverige

långt före i utvecklingen, men samtidigt en bra bit efter föregångslandet Danmark vilket man kan se i

Figur 1.4.

Figur 1.4: Visar andelen i procent av det totala värmebehovet som täcks av fjärrvärme6.

5 http://www.svenskfjarrvarme.se/Statistik--Pris/Fjarrvarme/Energitillforsel/ - Svensk fjärrvärme, tillförd energi

2011 6 http://www.svenskfjarrvarme.se fjärrvärme i europa: hinder att övervinna för svensk export, Rapport I 2009:3

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

19

70

19

72

19

74

19

76

19

78

19

80

19

82

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

[TW

h]

Spillvärme

Värmepumpar

Elenergi

Oljeprodukter

Biobränsle

Kol och koks

Naturgas och stadsgas

http://www.svenskfjarrvarme.se/Statistik--Pris/Fjarrvarme/Energitillforsel/

http://www.svenskfjarrvarme.se/

11

1.3 Lidköpings värmeverk Lidköpings kommun har precis som många andra kommuner ett värmeverk som levererar värme till

stadens invånare och företag. Värmen distribueras ut via kommunens fjärrvärmenät. Värmeverket

producerar ca 90 % av stadens värmebehov för bostäder och säljer även värme till Lantmännen

Reppe AB (benämns vidare som reppe) och Odal energi AB (benämns vidare som odal). Bolaget ägs

till 100 % av kommunen.

I huvudsak är det hushållsavfall, industriavfall och avfallsklassad RT-flis som förbränns i värmeverkets

pannor (vidare benämns hushålls- och industriavfallet som sopor och RT-flisen som flis, tillsammans

benämns de avfall). Värmeverket har även möjlighet att förbränna fett och olja för att klara

eventuella topplaster då det är som allra kyligast på året.

Huvudanläggningen ”PC Filen” är placerad i östra hamnen och består av fyra fastbränslepannor och

tre fett- och oljepannor. Total effekt vid PC Filen uppgår till 107 MW varav 69 MW av dessa är

fördelat på värmeverkets fyra fastbränslepannor. Vid PC Filen tar värmeverket även emot spillvärme

från reppe. När fjärrvärmelasten går över 85 MW har värmeverket en begränsning i distributionen ut

från PC Filen vilket gör att värmeverkets andra anläggning ”PC Släggan” måste startas. PC Släggan är

placerad på andra sidan av Lidan och består av 3 oljepannor på totalt 75 MW.

Förutom ren värmeproduktion har värmeverket även möjlighet att driva två turbiner för

elproduktion på totalt 9,5 MW samt kyla bort värme i två kylstationer på totalt 25 MW. Att kyla bort

värme kan bli nödvändigt för att kunna hålla igång elproduktionen när den övriga lasten är låg.

1.3.1 Värmeverkets uppbyggnad

Värmeverket består i huvudsak av ett ångsystem och ett hetvattensystem. Hetvattensystemet kan

delas in i en yttre och en inre hetvattenkrets. En översikt av värmeverkets olika flödes visas i Figur 1.5

där:

Panna 1 och panna 2 är kopplade till den inre hetvattenkretsen.

Panna 3 och panna 4 är i huvudsak kopplade till värmeverkets ångsystem men har även en

hetvattenavtappning till den inre hetvattenkretsen motsvarande ca 15 % av pannornas totala

effekt.

Panna 5, panna 6 och panna 8 är kopplade till värmeverkets ångsystem.

Från ångsystemet matas två dumpkondensorer (DK1 och DK2), två turbinkondensorer (TK1

och TK2) samt reppe.

DK1 är kopplad till den inre hetvattenkretsen. Den inre hetvattenkretsen matar odal och den

yttre hetvattenkretsen.

DK2, spillvärmen, rökgaskondenseringen (RGK) och kondensatet från TK1 och TK2 är kopplat

till den yttre hetvattenkretsen. Från TK1 har man dessutom möjlighet att kyla bort maximalt

15 MW värmeöverskott i Vänern (denna kylstation benämns vidare somt kyla TK1).

Den yttre hetvattenkretsen matar fjärrvärmenätet och om behov finns även en kylstation

som ligger ut med fjärrvärmenätet (denna kylstation benämns vidare som kylstation FV,

alternativt kyla FV).

PC Släggan med panna 21, panna 22 och panna 23 är värmeverkets sista utpost mot

fjärrvärmenätet.

Fullständiga ritningar för ång- och hetvattensystemet återfinns som bilagor under stycke 5.1.

12

Figur 1.5: Visar värmeverkets huvudsakliga effektflöden. DK1 och DK2 har för enkelhetens skull slagits ihop då det i det här fallet inte finns någon anledning till att ha dem åtskilda.

1.3.2 Problembeskrivning

I dagsläget har värmeverket inga klara riktlinjer för vad som gäller överproduktion för drift av de två

turbinerna samt bortkylning av värme vilket är av betydande del för värmeverkets ekonomi. En

bättre kunskap om hur man tar tillvara på förfogad energi efterfrågas och är en del i att hjälpa

Sverige som land att uppnå uppsatta miljö- och energimål.

Vid årsskiftet 2012/2013 var byggnationen av den fjärde avfallspannan (panna 6) klar och

driftprovningen igång. Värmeverket har en önskan att utreda anläggningens nya driftplanering mot

värmelasten tidigare år för att bland annat kunna planera inköp av bränsle och planera stop för

revision.

1.3.3 Syfte

Detta examensarbete syftar till att:

Utreda hur väl värmeverket har tagit tillvara på förfogad energi ekonomiskt mot historiska

lastdata. Samtliga in- och uteffektflöden som visas i Figur 1.5 ska tas i beaktande.

Driftplanera värmeverkets pannor nu efter att den 4:e avfallspannan (panna 6) har tagits i

drift. Förutom respektive effektflöde ska hänsyn tas till drifttid, revisionsplanering och behov

av bränsle.

Utreda typiska driftfall för vår, sommar, höst och vinter beroende på elpris och tillgång på flis

kontra sopor.

Tillsammans ska detta bidra till ett verktyg för planeringen av den dagliga driften av anläggningen.

RGK Panna1 Panna2 Panna3 Panna4 Panna5 Panna6 Panna8x4 x6

x5 x8

x3

Spillvärme x9 Ångax1 x2 x14

x7 x11 x12 x13

x10 DK 1-2 TK1 TK2 Reppe

x19 x14

x29 x11 x16 x20

x18

SlägganPanna21 Panna22 Panna23 Inre Elproduktion

x17

x15 x28

x21 x22 x23

Yttre x27 Kyla TK1x24

<85 x26 x17

Odal <15

Fjärrvärme Kyla FVx27

x25 x26

<10

Filen

13

2 Metod För att göra utredningen kring hur väl värmeverket har driftlagts tidigare år krävs en referensmodell

mot vilken man kan se och jämföra tidigare driftläggning mot den teoretiskt mest optimala. Denna

modell kommer även att nyttjas för att beräkna den framtida driftläggningen med panna 6, samt

beräkna de typiska driftfallen för respektive årstid.

Referensmodellen kommer beräkna den ekonomiskt mest lönsamma driftläggningen för

värmeverkets övergripande nettoeffektflöden. Mindre interna flöden som inte påverkar

anläggningens in- och utflöden försummas. Utgångspunkt för optimeringen kommer vara aktuell

fjärrvärmelast, behovet för odal och reppe samt historiskt spotpris på el.

Det första steget blir att kartlägga anläggningen och identifiera viktiga punkter och flöden i systemet.

Här kommer bivillkor för modellen att sättas som sedan läggs till grund för optimeringen.

2.1 Kartläggning

2.1.1 Inflöde

Värmeverket består av två anläggningar: PC Filen och PC Släggan. PC Filen är värmeverkets

huvudanläggning och producerar den största delen av värmeenergin medan PC Släggan startas vid

behov eller som reserv. Behov innebär att den totala fjärrvärmelasten överstiger begränsningen på

85 MW och reserv innebär att PC Släggan startas vid planerat eller oplanerat stop av någon av PC

Filens pannor som resulterar i att det totala effektbehovet överstiger vad PC Filen kan leverera.

Tabell 2.1 och Tabell 2.2 visar respektives anläggnings olika pannor.

Panna Maxeffekt [MW] Mineffekt [MW] Typ av bränsle Verkningsgrad

1 15 6 Fett 0,9

2 15 6 Fett 0,9

3 14 12 Sopor/flis 0,88

4 14 12 Sopor/flis 0,88

5 20 15 Sopor/flis 0,88

6 21 15 Sopor/flis 0,88

8 8 3 Olja 0,9

Tabell 2.1: Visar PC Filens olika pannor, dess effekt, vilken typ av bränsle som förbränns och pannornas verkningsgrad.

Panna Maxeffekt [MW] Mineffekt [MW] Typ av bränsle Verkningsgrad

21 25 10 Olja 0,9

22 25 10 Olja 0,9

23 25 10 Olja 0,9

Tabell 2.2: Visar PC Släggans olika pannor, dess effekt, vilken typ av bränsle som förbränns och pannornas verkningsgrad.

Förutom pannorna finns det ytterligare två värmetillskott till PC filen. Dels en rökgaskondensering

och dels ett spillvärmetillskott från reppe. I rökgaskondenseringen finns en möjlighet att återvinna

värmeenergi från rökgaserna som ger en effekt motsvarande 17 % av den totala värmeproduktionen

från PC Filens fastbränslepannor. Spillvärmen varierar mellan 1-1,5 MW.

14

2.1.2 Utflöde

Som mottagare av värmeenergin finns det förutom fjärrvärmenätet, reppe och odal ytterligare tre

uttagspunkter som kan nyttjas vid behov. Dels en sammanlagd turbindrift och dels två kylstationer

som kan om det är lönsamt tas i drift för att kyla bort överskottsvärme sommartid. Tabell 2.3

sammanfattar värmeverkets uttagspunkter.

Betalande uttagskunder Eventuella uttagspunkter vid överproduktion

Uttagspunkt Effekt ca [MW] Uttagspunkt Effekt ca [MW]

Fjärrvärmenätet 8-100 Elproduktion 0-9,5

Reppe 4 Kyla TK1 0-15

Odal 3-15 Kylstation FV 0-10

Tabell 2.3: Visar värmeverkets uttagspunkter samt vilken effekt som kan eller brukar matas ut den vägen.

Lasten för fjärrvärmenätet, reppe och odal benämns vidare som behov. Den totala elproduktionen

och kylningen benämns tillsammans vidare som överproduktion.

Figur 2.1, Figur 2.2 och Figur 2.3 visar värmeverkets totala last under 2010, 2011 och 2012, enligt

uppgift från värmeverket.

Figur 2.1: Visar värmeverkets lastdata för 2010.

0102030405060708090

100

Dyg

nsm

ed

ele

ffe

kt [

MW

]

Lastdata 2010

Reppe

Odal

Fjärrvärme

15



2.2 Flödesbegränsingar I Figur 1.5 är respektive effektflöde markerat som en variabel till . För varje variabel gäller ett

villkor för vilket effektflöde som kan flöda genom noden.

Respektive flödesbegränsning återfinns som bilaga under stycke 5.2.

0102030405060708090

100

Dyg

nsm

ed

ele

ffe

kt [

MW

] Lastdata 2011

Reppe

Odal

Fjärrvärme

0

20

40

60

80

100

Dyg

nsm

ed

ele

ffe

kt [

MW

]

Lastdata 2012

Reppe

Odal

Fjärrvärme

16

2.2.1 Olikhetsvillkor

Eftersom värmeverket har möjlighet till en överproduktion och en delvis reglerad rökgasåtervinning

gäller för modellen följande olikhetsvillkor:

totalt effektflöde in behov + överproduktion

totalt effektflöde in behov

total elproduktion och kyla överproduktion

total rökgaskondensering 17 % av den sammanlagda effekten från panna 3 till panna 6

Matematiskt skrivs det på matrisform:

( )

där matrisen och vektorn återfinns som bilagor under stycke 5.2.

Vektorn innehåller designvariabeln

som bestämmer effektflödet för

( )

( )

( )

2.2.2 Likhetsvillkor

Vidare gäller energibalanser för modellen där i respektive led. Verkningsgradsförluster

i systemet försummas. För respektive panna hanteras det separat i målfunktionalen under stycke 2.3.

Nedan följer likhetsvillkor för systemet i följande ordning:

Energibalans panna3

Energibalans panna4

Energibalans ånga

Energibalans TK1

Energibalans TK2

Energibalans reppe

Energibalans Inre hetvattenkrets

Energibalans yttre hetvattenkrets

Energibalans TK1

Energibalans TK2

Energibalans elproduktion

Energibalans fjärrvärme

Energibalans odal

Energibalans spillvärme

Energibalans totalt

Matematiskt ger det: ( )

där matrisen och vektorn återfinns som bilagor under stycke 5.2.

17

2.3 Målfunktional Modellens målfunktional består av respektive nods kostnad eller intäkt.

2.3.1 Driftkostnader

I driftkostnaden inkluderas alla kostnader som kan hänföras till driften för respektive panna. Bland

annat finns här kostnader för förbrukningsmateriel (kemikalier, sand, kalk och kol), spolning och

sprängning, drift och underhåll, el, deponi och avfallshantering. Här vägs värmeverkets miljöpåverkan

in och dess ekonomiska konsekvenser värdesätts efter utfallet från 2012.

Fastbränslepannorna är dyrare i drift än fett- och oljepannorna p.g.a. avfallshanteringen. Den nya

pannan nr 6 är billigare än övriga fastbränslepannor då soporna inte behöver krossas innan de går till

förbränning. Figur 2.4 sammanfattar kostnaderna för drift och underhåll för respektive panna. En

mer detaljerad uppdelning av kostnaderna återfinns som bilaga under stycke 5.3.

Figur 2.4: Visar kostnaderna för drift och underhåll för värmeverkets samtliga pannor.

2.3.1.1 Bränslekostnader

Avfallet som förbränns i värmeverket delas in i sopor och flis. Innan panna 6 var i drift hade

värmeverket tillstånd att förbränna ca 100 kiloton avfall (sopor och flis) årligen vilket nu har höjt till

ca 130 kiloton då panna 6 är byggd. I dagsläget finns det inte underlag för så mycket sopor utan

värmeverket får fylla upp en viss del med flis. I framtiden är målet att all avfall som förbränns ska

komma från sopor. Bränslekostnaderna visas i Tabell 2.4. Värmeverket får ersättning för varje ton

sopor som tas emot vilket förklarar den negativa kostnaden för den posten.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

[kr/

MW

h]

Drift och underhållskostnader från 2012

Drift och underhåll pannor

Drift och underhållavfallshantering

Spolning och sprängning

Förbrukningsmateriel, slitage ochel

18

Tabell 2.4: Visar intäkter och kostnader för bränslet, dess energidensitet och tillgång.

2.3.2 Intäkter

I slutändan får värmeverket ersättning för levererad energi. Fjärrvärme, odal och reppe ger en fast

ersättning per levererad megawattimme medan ersättningen för levererad elenergi varierar under

året. Elpriset varierar enligt Figur 2.5. Vidare kommer aktuellt elpris benämnas elpris.

Figur 2.5: Elprisets variation under 20107, 2011

8 och 2012

8

Elpriset för 2010 motsvarar medelvärdet per månad7. Elpriset för 2011 och 2012 kommer från

nordpool8.

Spillvärmen genererar både en kostnad och en ersättning beroende på tid på året. Under perioden

maj till augusti får värmeverket en ersättning på 10 kr/MWh och resterande del av året betalar

värmeverket 92 kr/MWh för energin. Vidare kommer aktuell kostnad eller intäkt för spillvärmen

benämnas spillpris.

Tabell 2.5 visar respektive uttagspunkts ersättningsnivå.

7 http://www.vattenfall.se/sv/roerligt-elpris-historik-elomrade-3.htm - maj 2013

8 http://www.nordpoolspot.com/ - maj 2013

0

200

400

600

800

1000

1200

[kr/

MW

h]

elpris 2010

elpris 2011

elpris 2012

Bränsle Tillgång/år [ton]

Tillgång/år [MWh]

Kostnad [kr/ton]

Energidensitet [MWh/ton]

Kostnad [kr/MWh]

Fett ∞ ∞ 5800 10 580

Sopor 100000 330000 -390 3,3 -118

Flis 30000 99000 313,5 3,3 95

Olja ∞ ∞ 6800 10 680

http://www.vattenfall.se/sv/roerligt-elpris-historik-elomrade-3.htm

http://www.nordpoolspot.com/

19

Uttagspunkt Ersättning [kr/MWh]

Turbin 1 elpris

Turbin 2 elpris

Kyla TK1 0

Kylstation FV 0

Reppe 500,0

Odal 500,0

Fjärrvärme 500,0

Spillvärme spillpris

Tabell 2.5: Visar värmeverkets uttagspunkter och vilket intäkt den genererar per megawattimme.

Slutligen summeras varje kostnad och intäkt för respektive flöde i kostnadsvektorn [kr/MWh].

Som exempel som återfinns kostnadsvektorn som bilaga under stycke 5.2 då avfallspannorna

förbränner 95 % sopor och 5 % flis. I kostnadsvektorn har verkningsgradsförlusterna för respektive

panna inkluderats.

2.3.3 Objektfunktion

Eftersom det handlar om en kostnadsminimering blir objektfunktionen blir ett

minimeringsproblem:

∑

{

( )

( )

( )

( )

2.4 Lösningsmetod Optimeringsproblemet går att lösa med linjärprogrammering, i detta fall simplexmetoden. Men

eftersom varje panna har tre driftytterlägen (maxeffekt, mineffekt och helt avstängd) krävs det att

varje möjligt driftfall beräknas och jämförs var för sig.

Tabell 2.6 visar hur några av värmeverkets 10 pannor kan kombineras. Totalt finns det för

panndriften möjliga driftläggningar som måste jämföras för att hitta den mest

kostnadseffektiva driftläggningen.

20

m P1 P2 P3 P4 P5 P6 P8 P21 P22 P23

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 På

2 0 0 0 0 0 0 0 0 På 0

3 0 0 0 0 0 0 0 0 På På

4 0 0 0 0 0 0 0 På 0 0

5 0 0 0 0 0 0 0 På 0 På

6 0 0 0 0 0 0 0 På På 0

7 0 0 0 0 0 0 0 På På På

8 0 0 0 0 0 0 På 0 0 0

9 0 0 0 0 0 0 På 0 0 På

10 0 0 0 0 0 0 På 0 På 0

11 0 0 0 0 0 0 På 0 På På

12 0 0 0 0 0 0 På På 0 0

13 0 0 0 0 0 0 På På 0 På

14 0 0 0 0 0 0 På På På 0

15 0 0 0 0 0 0 På På På På

16 0 0 0 0 0 På 0 0 0 0

- - - - - - - - - - -

1024 På På På På På På På På På På

Tabell 2.6: Visar exempel på olika tänkbara driftkombinationer som var och en måste jämföras för att hitta den optimala lösningen. Om en panna kan vara i drift markeras den i tabellen som ”På”, annars ”0”.

21

2.4.1 Lösningsalrogitm

Algoritmen går ut på att hitta en lösning med hjälp av simplexmetoden för varje driftfall m utifrån

Tabell 2.6 och spara värdet på i F om bivillkoren uppfylls. Lägsta värdet på F motsvarar lägst

kostnad och är således modellens svar för vilken driftläggning som är optimal.

2.4.2 Simplexmetoden

Simplexmetoden används för att lösa ∑ . Metoden bygger på att man med bivillkoren

begränsar ett område där en lösning kan verka för att i varje extrempunkt av den inneslutna

mängden beräkna resultatet utifrån objektfunktioen .

I Figur 2.6 exemplifieras simplexmetoden då endast panna 1 och panna 2 är i drift. På x-axeln

begränsas panna 1 ( ) enligt Tabell 5.1 inom intervallet vilket även gäller för panna 2

och y-axeln. Vidare i exemplet är fjärrvärmebehovet 15 MW vilket tillsammans med kylstation FV ger

olikhetsvillkoren och .

𝑓(𝑚)

𝑚𝑖𝑛 ∑ 𝑘𝑛 𝑥𝑛

{

𝑨𝑇(𝑚𝑎𝑥) �� ?

𝑨𝒆𝒒𝑇(𝑚𝑎𝑥) �� 𝒃𝒆𝒒

𝑥𝑛(𝑚𝑖𝑛)

𝑥𝑛(𝑚𝑎𝑥) 𝑠𝑛 ?

?

Uppfylls

𝑗𝑎 𝑢 𝑢

𝐹(𝑢) 𝑚𝑖𝑛(𝑓(𝑚))

𝑚 𝑚

𝑛𝑒𝑗 𝑚 𝑚

𝐹(𝑢)

Optimal lösning:

𝑥𝑜𝑝𝑡 min (F(u))

22

Figur 2.6: Visar exempel på simplexmetoden med två variabler för m=3.

Skärningspunkterna och resultatet ges i Tabell 2.7. Eftersom det enbart handlar om en kostnad och

ingen intäkt för överproduktion då varken panna 1 eller panna 2 är kopplade till värmeverkets

ångsystem ges svaret att panna 1 ska leverera 9 MW och panna 2 leverera 6 MW, med anledning av

att panna 1 är något billigare i drift än panna 2.

Skärningspunkt {x1,x2} funktionsvärde

1 {9,6} 9987

2 {6,9} 9993

3 {15,6} 13977

4 {6,15} 13995

5 {15,10} 16645

6 {10,15} 16655 Tabell 2.7: Visar respektive skärningspunkt ut exemplet med simplexmetoden

23

3 Resultat och diskussion Resultatet är uppdelat i tre delar.

Utvärdering mot tidigare år.

Driftplanering med panna 6.

Beräkning av typiska driftfall för vår, sommar, höst och vinter.

Den första delen är indelad mot 2010, 2011 och 2012 års driftsituation. Lasten och prissättningen för

el och spillvärme kommer vara densamma för modellen som för verkligheten dag för dag. Parametrar

som panndrift, rökgaskondensering, bortkyld energi, turbindrift och nyttjande av spillvärme är fria

och ska utvärderas. Tabell 3.1 sammanfattar förutsättningarna för utvärderingen mot tidigare år.

Lastvärden: Fjärrvärme Odal Reppe Spillvärme (max)

Intäkt/kostnad för: Elpris Spillpris

Pannor på och av: Om en panna var avställd en dag så gäller samma för modellen Tabell 3.1: Visar förutsättningarna för jämförelsen mot tidigare år.

Eftersom panna 6 inte var i drift förrän årsskiftet 2012/2013 kommer den heller inte vara med för

jämförelsen mot tidigare år. Kostnaden för avfallet baseras på 95 % sopor och 5 % flis.

Den andra delen med driftplaneringen kommer precis som den första delen vara indelad mot 2010,

2011 och 2012 års lastdata. Förutom ovan nämnda parametrar ska även drifttid, total bortkyld energi

och bränslebehov utvärderas.

Den tredje delen i resultatet kommer vara uppdelad i vår, sommar, höst och vinter för att beräkna

när det är lönsamt att hålla igång pannorna, elproduktionen och kylningen utifrån givna

förutsättningar.

3.1 Utvärdering av 2010 års driftläggning

3.1.1 Avfallsförbränning

Figur 3.1 visar hur avfallsförbränningen såg ut 2010 och hur den ligger till i jämförelse mot den

teoretiskt mest lönsamma modellen. Den övre grafen visar skillnaden i dygnsmedeleffekt mellan

modellen och originaldatan från värmeverket och den undre grafen visar det faktiska värdet för

modellen respektive verkligheten.

Resultatet visar att värmeverket har förbränt ungefär lika mycket avfall som referensmodellen men

att det fanns perioder då fastbränslepannorna kunde gått lite hårdare, framför allt under vår- och

sommarperioden.

24

Figur 3.1: Visar hur mycket effekt som avfallspannorna gav jämfört med modellen under 2010.

3.1.2 Bortkyld energi

Figur 3.2 visar hur mycket energi som kyldes bort under 2010. Resultatet visar att en stor del av

energin kyldes bort under februari och mars vilket ger en klar avvikelse mot modellen. Enligt

värmeverket ligger förklaringen till detta i ett mätfel vilket nu ska vara åtgärdat. Under

sommarperioden har värmeverket utnyttjat kylmöjligheten ungefär motsvarande modellens svar,

men det finns perioder då avvikelser kan urskiljas, vilket innebär en förlust för värmeverket.

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec-25

-20

-15

-10

-5

0

5

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec0

10

20

30

40

50

60

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

25

Figur 3.2: Visar hur mycket effekt som kyldes bort jämfört med modellen under 2010.

3.1.3 Elproduktion och resultat

Figur 3.3 visar hur elproduktionen såg ut 2010. Resultatet visar att produktionen både har legat över

och undre referensmodellen. Tendensen är dock att turbinerna har underytnyttjats under större

delen av året bortsett från perioden januari till april då det funnits tillfället när kombinationen av

elpris, last och tillgängliga pannor inte kunnat motivera elproduktionen i samma utsträckning som

värmeverket har kört.

Figur 3.3: Visar hur den faktiska elproduktionen jämförs med modellen under 2010.


-15

-10

-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


0

5

10

15

20

25

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


0

2

4

6

8

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

26

Avvikelserna i elproduktionen har en betydande påverkan för värmeverkets ekonomi. Detta stärks av

Figur 3.4 som visar resultatet per levererad megawattimme.

Figur 3.4: Visar hur resultatet per levererad MWh jämförs med modellen under 2010.

Under början av året då värmeverket hade igång elproduktionen samtidigt som det kyldes bort

energi och fastbränslepannorna gick på fullast fick fossilbränslepannorna ligga på en högre effekt

vilket Figur 3.5 visar. Detta är ytterligare en förklaring till avvikelsen i resultatet.

Figur 3.5: Visar hur mycket fett- och oljepannorna producerade jämfört med modellen under 2010.


-200

0

200

400

600

[kr/

MW

h]


0

200

400

600

[kr/

MW

h]

Orginal

Modell


0

10

20

30

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

50

60

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

27

3.1.4 Rökgaskondensering

Värmeverket har som tidigare beskrivits möjlighet till att återvinna en viss del av värmen i rökgaserna

genom rökgaskondenering. En fråga har varit hur väl detta har nyttjats ur ekonomisk synvinkel. Ett

argument mot rökgasåtervinning är att det kan reducera möjligheten till elproduktion då

rökgasåtervinningen går direkt mot den yttre hetvattenkretsen och kan därför hindra

värmeöverskottet från turbinkondensorerna att mata fjärrvärmenätet vilket vid vissa tillfällen kan

minska möjligheten att producera el.

Rökggaskondenseringen är heller inte helt enkel att styra eftersom möjligheten till att återvinna

värme beror på flera omständigheter, t.ex. rökgasernas sammansättning och fjärrvärmenätets

returtemperatur. En maximal snitteffekt som rökgaskodenseringen kan ge motsvarar ca 17 % av den

sammanlagda effekten från Panna 3 till Panna 6.

Figur 3.6 visar hur stor effekt som återgavs i rökgaskondenseringen under 2010. Resultatet visar att

rökgasåtervinningen var relativt låg under början av 2010 jämfört med referensmodellen. Det visar

att värmeverket om möjligt borde nyttjat rökgasåtervinningen i större utsträckning än vad som

gjordes. Detta hänger ihop med den ökade fossilbränsledriften som beskrevs tidigare. Förklaringen

till den låga nyttjandegraden av rökgaskondenseringen under början av året ligger i att värmeverket

hade tekniska bekymmer som begränsade hur stor effekt som de hade möjlighet att återfå.

Figur 3.6: Visar hur stor effekt rökgaskondenseringen gav jämfört med modellen under 2010.

Figur 3.7 visar hur stor andel av den totala effekten från panna 3 till panna 5 som återgavs i

rökgaskondenseringen. Resultatet visar precis som ovan att rökgaskondenseringen nyttjades i relativt

låg utsträckning under början av året jämfört med modellen.


-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


2

4

6

8

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

28

Figur 3.7: Visar hur stor andel av den levererade effekten från panna 3 till panna 5 som återgavs i rökgasåtervinningen jämfört med modellen under 2010.

3.1.5 Spillvärme

När modellen tillåts att hantera spillvärmen som ett varierbart flöde så visar resultatet i Figur 3.8 att

värmeverket under vissa perioder på året får ett sämre resultat på att köpa spillvärmen för utsatt

pris. Bedömningen är trots det att spillvärmen varit en bra affär under året om helhet.

Figur 3.8: Visar hur mycket spillvärme som togs emot jämfört med modellen under 2010.

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec-0.2

-0.1

0

0.1

0.2

Diffe

rans [1]


0.1

0.2

0.3

0.4

Andel [1

]

Orginal

Modell


0

0.5

1

1.5

2

2.5

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


0.5

1

1.5

2

2.5

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

29

3.1.6 Verkningsgrad

Värmeverkets verkningsgrad under 2010 visas i Figur 3.9. Under sommarperioden när

verkningsgraden går över 1 misstänks ett mätvärdesfel någonstans i systemet, troligtvis i någon av

mätstationerna för kylan. Under övriga året varierar verkningsgraden runt 97 %, exklusive

verkningsgradsförlusterna för respektive panna som redovisas i Tabell 2.1 och Tabell 2.2.

Figur 3.9: Visar hur värmeverkets verkningsgrad varierade under 2010.

3.1.7 Fri panndrift

Om pannorna hade haft 100 % tillgänglighet bortsett från en månads revision per panna under

sommaren visar resultatet Figur 3.10 hur avfallspannorna skulle gått på full effekt över hela året för

att hålla igång turbinerna. Under sommaren skulle den bortkylda effekten behöva ökas ytterligare då

den totala lasten är låg.

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

1.1

1.2

1.3

Verkningsgrad/dag

Medelverkningsgrad = 0.98

30

Fastbränsledrift Elproduktion

Kyla Fossilbränsledrift

Figur 3.10: Visar en summering av resultatet för modellen om panndriften var oberoende värmeverkets driftläggning under 2010.

3.1.8 Summering av 2010

Under 2010 låg elpriset relativt högt jämfört med 2011 och 2012. Det har sett till året som helhet

underutnyttjats av värmeverket. Samtidigt visar resultatet att det inte alltid är ekonomiskt att hålla

turbinerna igång. Däremot finns det andra driftmässiga parametrar som modellen inte har tagit

hänsyn till vilket har motiverad värmeverkets beslut. Till det fanns det skattemässiga fördelar av att

hålla igång turbinerna under året som modellen inte har tagit hänsyn till.

Figur 3.11 visar hur mycket energi som passerat utvalda delar av värmeverket jämfört med modellen.

Det syns tydligt att det funnits tillfällen då avfallspannorna kunde gått på en högre effekt för att hålla

i gång elproduktion.


-30

-20

-10

0

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

50

60

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


2

4

6

8

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-20

-15

-10

-5

0

5

10Kyla

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


5

10

15

20

25

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


0

10

20

30

40

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

50

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

31

Figur 3.11: Visar hur mycket energi som gått genom några av värmeverkets olika delar jämfört med modellen under 2010. Blå stapel visar resultatet av värmeverkets driftläggning, grön stapel visar modellens resultat om varje panna styrdes utifrån om pannan var i drift eller inte respektive dag, röd stapel innebär att pannorna fritt fick styras av modellen.



Figur 3.12 visar att värmeverket från tidig vår till sen höst kunde driftsatt avfallspannorna betydligt

hårdare av vad som gjordes, precis som under 2010. Detta betyder att det är troligt att värmeverket

återigen har underutnyttjat turbinerna då elpriset var relativt högt även under 2011.

Avfall Fett och olja Elproduktion Kyla0

50

100

150

200

250

300

350

400

[GW

h]

Orginal

Modell

Fri panndrift

32

Figur 3.12: Visar hur mycket effekt som avfallspannorna gav jämfört med modellen under 2011.


Figur 3.13 visar att den bortkylda energin ungefär motsvarar vad modellen föreslår, bortsett från

perioder under april och november där de höga elpriserna tillsammans med det relativt varma vädret

gjorde att det var lönsamt att hålla igång kylningen för att öka effekten på turbinerna.

Figur 3.13: Visar hur mycket effekt som kyldes bort jämfört med modellen under 2011.


-20

-10

0

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

50

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


5

10

15

20

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

33


I Figur 3.14 kan man se spåren av den lägre avfallsförbränningen från Figur 3.12. Det syns att

värmeverket tydligt har underutnyttjat möjlighet till att hålla igång turbinerna även under 2011.

Samtidigt har värmeverket under perioden januari t.o.m. mars haft igång turbinerna på motsvarande

mineffekt med motiveringen att undvika många starter och stop. Detta medför en extra utgift för

värmeverket då elpriset inte väger upp kostnaderna för de pannor som var i drift under perioden.

Figur 3.14: Visar hur mycket el som producerades jämfört med modellen under 2011.

Som resultat av den högre turbindriften under perioden januari t.o.m. mars hade värmeverket en

högre förbränning av fett och olja (Figur 3.15) och det i sin tur återspeglas i Figur 3.16 som redovisar

resultatet per levererad megawattimme som konsekvent ligger under modellen.


-5

0

5

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


2

4

6

8

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

34

Figur 3.15: Visar hur mycket effekt som fett- och oljepannorna gav jämfört med modellen under januari t.o.m. mars 2011.

Figur 3.16: Visar resultatet jämfört med modellen under januari t.o.m. mars 2011.

Under perioden januari t.o.m. mars var verkningsgraden för värmeverket i snitt 97,5 % och

medelkostnaden för energin in i systemet 163 kr/MWh. När man räknat bort dessa förluster återstår

ett negativt resultat på 5,3 MSEK som konsekvens av ett felaktigt nyttjande av ångan jämfört med

modellen.

Jan Feb Mar Apr

0

5

10

15D

ygnsm

edele

ffekt [M

W]

Jan Feb Mar Apr

0

10

20

30

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

Jan Feb Mar Apr

-200

-100

0

100

200

[kr/

MW

h]

Jan Feb Mar Apr

100

200

300

400

500

600

[kr/

MW

h]

Orginal

Modell

35

Sett över hela året försvann 7624 MWh i förluster och när detta räknas bort återstår en vinst för

modellen på ca 12 %, vilket i storleksordningen motsvarar ca 15 MSEK.


Resultatet i Figur 3.17 visar att rökgaskondenseringen i stort sett följer modellen under hela 2011.

Under vissa förutsättningar, som t.ex. när kylningen var igång för att hålla igång turbinerna visar

resultatet att man bör sträva efter att minimera rökgasåtervinningen.

Figur 3.17: Visar hur stor effekt som återgavs i rökgaskondenseringen jämfört med modellen under 2011.

3.2.5 Spillvärme

Under 2011 fanns det ytterligare perioder då spillvärmen inte var ett lönsamt tillskott för

värmeverket vilket resultatet i Figur 3.18 visar. För modellen var vinsten 2,7 MSEK högre med

spillvärmen ”påtvingad” jämfört mot ingen spillvärme alls. Däremot skulle man kunna vinna

ytterligare 300 kkr om spillvärmen vore ett varierbart flöde.


-2

0

2

4

6

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


2

4

6

8

10

12

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

36

Figur 3.18: Visar hur mycket spillvärme som togs emot jämfört med modellen under 2011.

3.2.6 Verkningsgrad

Figur 3.19 visar återigen att värmeverket har en felkälla någonstans i mätningen under

somarperioden precis som under 2010. Under övriga året när inte kylningen var igång ligger

verkningsgraden runt 97 %, exkluderat pannförluster.

Figur 3.19: Visar hur verkningsgraden varierade under2011.


0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2D

ygnsm

edele

ffekt [M

W]


0.5

1

1.5

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


0.9

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

Verkningsgrad/dag


37

3.2.7 Fri panndrift

Fri panndrift innebär att modellen inte behöver ta hänsyn till om en panna var i drift eller inte i

verkligheten. För att jämförelsen ska bli rättvis har en revitionsperiod på en månad lagts in per panna

under sommarperioden.

Figur 3.20 visar resultatet av fri panndrift under 2011. Det är tydligt hur avfallspannorna skulle gått

på högre effekt för att hålla igång turbinerna. Under sommaren fanns det lägen då den bortkylda

effekten skulle ökas ytterligare. Fett- och oljepannorna kunde som resultat av den högre

fastbränsledriften gått på något lägre effekt.



Figur 3.20: Visar en summering över modellens svar om pannorna inte var bundna till att följa verkligheten under 2011.


I Figur 3.21 ser man skillnaden mellan hur modellen och värmeverket har distribuerat energin. När

fastbränslepannorna fick styras oberoende av värmeverkets driftläggning visade modellen att det var

lönsamt att flera gånger hämta mer effekt genom avfallsförbränning för att hålla igång turbinerna

och även kylningen.


-20

-10

0

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

50

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-5

0

5

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


2

4

6

8

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-15

-10

-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


0

5

10

15

20

25

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


0

10

20

30

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

38

Figur 3.21: Visar hur mycket energi som gått genom några av värmeverkets olika delar jämfört med modellen under 2011.



Figur 3.22 visar precis som under 2010 och 2011 att värmeverket kunde om möjligt förbränt mer

avfall, framför allt under sommarperioden.


50

100

150

200

250

300

350

400

[GW

h]

Orginal

Modell

Fri panndrift

39

Figur 3.22: Visar hur mycket effekt som fastbränslepannorna gav jämfört med modellen under 2012.


Figur 3.23 visar precis som tidigare att värmeverket låg mycket nära modellens alternativ för hur

mycket värme som skulle kylas bort.

Figur 3.23: Visar hur mycket effekt som kyldes bort under 2012.


-20

0

20

40

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

50

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-10

0

10

20

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


5

10

15

20

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

40


Figur 3.24 visar att värmeverket har underutnyttjat turbinerna under större delen av året, förutom

under januari till april då turbinerna gick på förlust jämfört med modellen.

Figur 3.24: Visar hur stor eleffekt som värmeverket producerade jämfört med modellen under 2012.

Figur 3.25 visar att resultatet ligger nära modellen men med störst avvikelse under början av året då

turbinerna gått på förlust.


-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


2

4

6

8

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

41

Figur 3.25: Visar resultatet per megawattimme jämfört med modellen under 2012.

Sett över året som helhet gick ca 8800 MWh bort som förluster. När man räknar bort dessa med ett

medelinköpspris på 88 kr/MWh återstår ett negativt resultat på 16,5 MSEK jämfört med modellen,

en skillnad på ca 12 % igen. De sista veckorna har exkluderats ur uträkningen p.g.a. att provdriften av

panna 6 hade startat.


Under 2012 fanns det inga signifikanta skillnader i rökgasåtervinningen vilket resultatet i Figur 3.26

visar.


-400

-200

0

200

400

[kr/

MW

h]


-200

0

200

400

600

800

[kr/

MW

h]

Orginal

Modell

42

Figur 3.26: Visar hur mycket effekt som återgavs genom rökgaskondenseringen jämfört med modellen under 2012.

3.3.5 Spillvärme

Figur 3.27 visar precis som under 2010 och 2011 att det finns vår- och höstperioder då värmeverket

minskar sitt potentiella resultat genom att köpa spillvärmen för utsatt pris. Sett över året som helhet

var spillvärmen dock en bra affär. Skillnaden mellan att ha spillvärme mot att inte ha spillvärme var

under 2012 för modellen ca 1,2 MSEK, och ytterligare ca 225 kkr om spillvärmen vore reglerbar.


-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


2

4

6

8

10

12

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

43

Figur 3.27: Visar hur stor spillvärmeeffekt som mottogs jämfört med modellen under 2012.

3.3.6 Verkningsgrad

Precis som tidigare visar resultatet i Figur 3.28 att det finns mätvärdesfel i systemet men att

verkningsgraden bortsett från det ligger runt 97 %.

Figur 3.28: Visar hur verkningsgraden varierade under 2012.


0

0.5

1

1.5

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


0.5

1

1.5

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

Verkningsgrad/dag


44

3.3.7 Fri panndrift

Om pannorna hade haft 100 % tillgänglighet bortsett från en månads revision per panna under

sommaren visar resultatet i Figur 3.29 hur avfallspannorna skulle gått på en betydligt högre effekt för

att hålla igång turbinerna. Under sommaren skulle den bortkylda effekten behöva öka då den totala

lasten är låg. Skillnaden i resultatet uppgår nu till ca 25 MSEK.



Figur 3.29: Visar en summering av resultatet för modellen om panndriften var oberoende värmeverkets driftläggning under 2012.


Figur 3.30 summerar energidistributionen för utvalda delar mellan modellen och värmeverket. Som

tidigare skulle det vara lönsammare att förbränna mer avfall och plocka ut detta i turbinerna, och

som resultat av det kyla mer.


-30

-20

-10

0

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

50

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-5

0

5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


2

4

6

8

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


-20

-10

0

10

20

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


5

10

15

20

25

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell


0

10

20

30

40

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


10

20

30

40

50

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Orginal

Modell

45

Figur 3.30: Visar hur mycket energi som skulle passera delar a värmeverket vid fri panndrift jämfört med utfallet från 2012 års driftläggning.

3.4 Driftprediktering En framtida driftplanering med panna 6 ska göras mot 2010, 2011 och 2012 års lastvärden. En panna

per månad kommer vara avställd för revision under sommaren. I övrigt förväntas alla pannor vara

tillgängliga för att räkna fram drifttid, bränsleåtgång, elproduktion och bortkyld energi. Spillvärmen

antas vara varierbar för att se i vilken storleksgrad den behövs i nuvarande form. Den maximala

effekten som spillvärmen kan ge motsvarar utfallet för respektive år.

3.4.1 Lastdata från 2010

Figur 3.31 visar hur och när respektive fastbränslepanna, rökgaskondenseringen och spillvärmen

skulle tas i drift. Det man kan se är att panna 3, 5 och 6 i stort sett bör vara igång under hela året

utifrån 2010 års lastdata, bortsett från respektive pannas revisionstop. Panna 4 går igång som

topplastpanna och som ersättning under sommarperioden då övriga pannor har revision. Totalt

skulle det gå åt ca 170 kiloton avfall (Figur 3.32) vilket baseras på 95 % sopor.

Vad gäller rökgaskondenseringen så skulle den går ner på noll mellan perioden maj till mitten av

oktober, samtidigt som kylan startar enligt Figur 3.34. Återigen finns det få tillfällen då

rökgaskondenseringen och kylan bör vara i drift samtidigt.

Vad gäller spillvärmen så finns det perioder under sommaren då det kan vara mer fördelaktigt att ha

den avstängd, trots att värmeverket erhåller ersättning för energin. Detta inträffar då kylningen går

för fullt.


50

100

150

200

250

300

350

400

[GW

h]

Orginal

Modell

Fri panndrift

46

Figur 3.31: Visar hur fastbränslepannorna, rökgaskondenseringen och spillvärmen skulle tas i drift utifrån 2010 års last- och elprisdata.

Figur 3.32: Visar total drifttid per fastbränslepanna och förbrukad mängd avfall utifrån 2010 års lastdata.

Figur 3.33 visar att de båda turbinerna i stort sett skulle gå på fullast hela året om. Detta gäller när 95

% av avfallet kommer från sopor.


10

20

30Effekt per panna

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

RGK

Spillvärme

Panna 3 Panna 4 Panna 5 Panna 6 RGK Spillvärme0

100

200Total produktion per panna

[GW

h]


10

20

[GW

h]

Total produktion per panna och månad

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Panna 3 Panna 4 Panna 5 Panna 6 RGK0

2000

4000

6000

8000

10000Total drifttid per panna

[tim

mar]

Drifttid

Maxtid

0

50

100

150

200

[kilo

ton]

Förbrukad mängd avfall

Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

47

Figur 3.33: Visar hur värmeverkets två turbiner skulle tas i drift utifrån 2010 års last- och elprisdata.

Vad gäller kylningen så visar resultatet i Figur 3.34 att kylningen via TK1 skulle gått på fulleffekt hela

perioden från mitten av maj till oktober. Även kylningen ut med fjärrvärmenätet skulle gå på fullast

men endast under juli till augusti.

Figur 3.34: Visar hur värmeverkets två kylstationer skulle tas i drift utifrån 2010 års last- och elprisdata.


5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

El-produktion per turbin

TK1 El

TK2 El

TK1 El TK2 El0

20

40

60Total produktion per generator

[GW

h]


2

4

6

[GW

h]

Total elproduktion per generator och månad

TK1 El

TK2 El


5

10

15

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV

Kyla TK1 Kylstation FV0

20

40

60

[GW

h]

Total bortkyld energi


5

10

15

[GW

h]

Total bortkyld energi per månad

Kyla TK1

Kylstation FV

48

3.4.1.1 70 % sopor och 30 % flis mot 2010 års lastdata

Om värmeverket inledningsvis inte får tag på mer sopor utan får förbränna mer flis, motsvarande 30

% av avfallet visar resultatet i Figur 3.35 att panna 4 är helt avstängd under perioden april till och

med september. Detta resulterar i att den totala avfallsmängden som krävs går ner från 170 till ca

160 kiloton.

Figur 3.35: Visar hur fastbränslepannorna, rökgaskondenseringen och spillvärmen skulle tas i drift utifrån 2010 års last- och elprisdata då 30 % av avfallet består av flis.

Den totala elproduktionen sjunker under sommarperioden som resultat av dyrare avfall. Detta visas i

Figur 3.36.


10

20

30Effekt per panna

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

RGK

Spillvärme


100


[GW

h]


10

20

[GW

h]


Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

49

Figur 3.36: Visar hur värmeverkets två turbiner skulle tas i drift utifrån 2010 års last- och elprisdata då 30 % av avfallet består av flis.

Ännu större påverkan har den ökade andelen flis i avfallet på kylningen som nästan halveras mot när

avfallet bestod av 95 % sopor. Detta visas i Figur 3.37.

Figur 3.37: Visar hur värmeverkets två kylstationer skulle tas i drift utifrån 2010 års last- och elprisdata då 30 % av avfallet består av flis.


5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

TK1 El TK2 El0

20

40


[GW

h]


2

4

6

[GW

h]


TK1 El

TK2 El


5

10

15

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV


20

40

60

[GW

h]



5

10

15

[GW

h]


Kyla TK1

Kylstation FV

50


Precis som under 2010 visar resultatet i Figur 3.38 att panna 3, panna 5 och panna 6 bör gå för fullt

om förutsättningar var som 2011. Rökgaskondenseringen ersätts mot kylning mellan april till mitten

av oktober. Panna 4 går in under revisionsperioden för de andra fastbränslepannorna. I övrigt bör

panna 4 verka som en höglastpanna och endast tas i drift mellan december till och med mars.


Mängd avfall uppgår återigen till ca 170 kilo ton vilket visas i Figur 3.39. Figuren visar även att antalet

drifttimmar för panna 3, panna 5 och panna 6 uppgår till ca 8000 vilket motsvarar full drifttid alla

månader utan respektive revisionsstop.


10

20

30Effekt per panna

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

RGK

Spillvärme


100


[GW

h]


10

20

[GW

h]


Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

51


Resultatet i Figur 3.40 visar precis som under 2010 att de båda turbinerna bör gå för fullt, bortsett

från när fossilbränslepannorna tvingas starta och när kylningen går för fullt.


Figur 3.41 och Figur 3.42 visar ungefär liknande resultat som driftplaneringen för 2010. Kylningen

från TK1 bör gå på max mellan maj till oktober och kylningen via fjärrvärmenätet bör gå in under

sommarperioden för att kunna stötta elproduktionen. Knappt någon fossilbränsledrift krävs alls.


2000

4000

6000

8000


[tim

mar]

Drifttid

Maxtid

0

50

100

150

200

[kilo

ton]


Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6


5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

TK1 El TK2 El0

20

40


[GW

h]


2

4

6

[GW

h]


TK1 El

TK2 El

52


Figur 3.42: Visar hur fett- och oljepannorna skulle tas i drift under 2011 års last- och elprisdata.


När andelen flis ökar i avfallet visar resultatet i Figur 3.43 som tidigare att det är panna 4 som får

stryka på foten. Skillnaden mot 2010 års förutsättningar är att panna 4 nu går igång och under

revisionsperioden för panna 3, d.v.s. under maj månad. Panna 3 kommer under hösten däremot

driftläggas mer återhållsamt jämfört mot samma period 2010. Totalt går avfallsbehovet ner till ca 143

kiloton.


5

10

15

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV


50

100

[GW

h]



5

10

15

[GW

h]


Kyla TK1

Kylstation FV


2

4

6Effekt per panna

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Panna 1

Panna 2

Panna 8

Panna 21

Panna 22

Panna 23

Panna 1 Panna 2 Panna 8 Panna 21 Panna 22 Panna 230

0.5

1

1.5Total produktion per panna

[GW

h]


0.5

1

[GW

h]


Panna 1

Panna 2

Panna 8

Panna 21

Panna 22

Panna 23

53

Figur 3.43: Visar hur fastbränslepannorna, rökgaskondenseringen och spillvärmen skulle tas i drift utifrån 2011 års last- och elprisdata då 30 % av avfallet består av flis.

Resultatet i Figur 3.44 visar att TK2 i stort sett helt skulle vara helt avställd mellan juni till oktober.



10

20

30Effekt per panna

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

RGK

Spillvärme


100


[GW

h]


10

20

[GW

h]


Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond


5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

TK1 El TK2 El0

20

40


[GW

h]


2

4

6

[GW

h]


TK1 El

TK2 El

54

Resultatet i Figur 3.45 visar precis som tidigare att kylningen nästan bör halveras när andelen flis ökar

i avfallet. Det är alltså inget linjärt samband som gäller mellan avfallspris och elproduktion kontra

kylning.



Figur 3.46 visar återigen att det är panna 3, panna 5 och panna 6 som står för grundproduktionen

under i stort sett hela året. Panna 4 går in under maj, juni och juli och lite till och från när elpriset

motiverar detta eller när lasten är hög.

Spillvärmen kommer under dagens prissättning till nytta under delar av sommaren och köldnätter

som ett påskott samtidigt som fossilbränslepannorna tvingas gå igång.


10

20

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV


20

40

[GW

h]



5

10

[GW

h]


Kyla TK1

Kylstation FV

55


Figur 3.47 visar återigen att modellen räknar med att förbränna närmare 170 kiloton avfall.


Figur 3.48 visar att turbinerna bör gå för fullt. Skillnaden mot 2010 och 2011 års beräkningar är att

TK2 går ner mot noll under perioden då elpriset når sitt lägstaresultat under 2012. Under februari

och december finns det trots fossilbränsledrift ett litet fönster för elproduktion.


10

20

Effekt per panna

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

RGK

Spillvärme


100


[GW

h]


10

20

[GW

h]


Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond


2000

4000

6000

8000


[tim

mar]

Drifttid

Maxtid

0

50

100

150

200

[kilo

ton]


Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

56


Figur 3.49 följer tidigare mönster. När det krävs har kylningen gått igång vilket sträcker sig från tidig

sommar till en bit in på hösten.


5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

TK1 El TK2 El0

20

40


[GW

h]


2

4

6

[GW

h]


TK1 El

TK2 El

57


Figur 3.50 visar att fossilbränslepannorna har gått in under riktiga höglastfall, men att det är väldigt

sällan som det inträffar.

Figur 3.50: Visar hur fett- och oljepannorna skulle tas i drift utifrån 2012 års last- och elprisdata.


5

10

15

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV


20

40

60

[GW

h]



5

10

15

[GW

h]


Kyla TK1

Kylstation FV


5

10

15Effekt per panna

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Panna 1

Panna 2

Panna 8

Panna 21

Panna 22

Panna 23

Panna 1 Panna 2 Panna 8 Panna 21 Panna 22 Panna 230

0.5

1

1.5Total produktion per panna

[GW

h]


0.5

1

1.5

[GW

h]


Panna 1

Panna 2

Panna 8

Panna 21

Panna 22

Panna 23

58


När mängden flis ökar till 30 % i avfallet visar Figur 3.51 det inte längre betalar sig att starta panna 4

under sommarperioden. Rökgaskondenseringen kan däremot ge lite högre effekt eftersom

ersättningen för elproduktionen inte motiverar bortkylningen av restväme i lika stor utsträckning

som vid tidigare års förutsättningar.


Figur 3.52 visar att den högre kostnaden för bränslet inte motiverar att hålla igång turbinerna i lika

stor utsträckning som tidigare. Den klart största skillnaden visar sig under sommaren då TK2 i stort

sett förblir helt avstängd.


10

20

30Effekt per panna

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

RGK

Spillvärme


100


[GW

h]


10

20

[GW

h]


Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

59


Figur 3.53 visar att det knappt hade varit lönsamt att alls hålla igång kylningen alls under året,

bortsett från enstaka tillfällen.



5

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

TK1 El TK2 El0

20

40


[GW

h]


2

4

6

[GW

h]


TK1 El

TK2 El


10

20

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV


5

10

[GW

h]



2

4

[GW

h]


Kyla TK1

Kylstation FV

60

Slutligen visar Figur 3.54 att behovet av avfall knappt uppgår till 130 kiloton, vilket är vad

värmeverket har sökt tillstånd för i dagsläget.

Figur 3.54: Visar planerad drifttid per fastbränslepanna och totat behov av avfall utifrån 2012 års förutsättningar vid 30 % flis i avfallet.

3.4.4 Summering av driftplanering

Figur 3.55 visar hur resultatet per omsatt megawattimme varierar under året för 2010, 2011 och

2012 års driftpredikteringar. Resultatet visar att den potentiella vinsten per megawattimme sjunker

kraftigt under sommarperioden då kylningen sätter in. För 2012 års driftprediktering då avfallet

bestod av 30 % flis visar resultatet att värdet på energin knappt varierar alls över året, som resultat

av att kylningen i stort sett beräknades vara konstant avstängd.

Figur 3.56 visar hur det totala resultatet varierar över året för 2010, 2011 och 2012 års

driftpredikteringar. Trots den kraftigt minskade avfallsförbränningen under sommaren för 2012 visar

resultatet att skillnaden förblir minimal jämfört med 2010 och 2011 års resultat. Att kyla bort stora

mängder energi för att öka elproduktionen ger en vinst, men bör endast tillämpas då det finns gott

om avfall att tillgå.


2000

4000

6000

8000


[tim

mar]

Drifttid

Maxtid

0

50

100

150

[kilo

ton]


Panna 3

Panna 4

Panna 5

Panna 6

61

Figur 3.55: Visar resultatet per megawattimme för 2010, 2011 och 2012 års driftpredikteringar beroende på andelen flis i avfallet vilket kan likställas med vad energin är värd över året. Uträkningen baseras på 30 dagars flytande medelvärde.

Figur 3.56: Visar det totala resultatet över året för 2010, 2011 och 2012 års driftpredikteringar beroende på andelen flis i avfallet. Uträkningen baseras på 30 dagars flytande medelvärde.


250

300

350

400

450

500

550

[kr/

MW

h]

6 % flis

2010

2011

2012


250

300

350

400

450

500

[kr/

MW

h]

30 % flis

2010

2011

2012


0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

[MS

EK

]

6 % flis

2010

2011

2012


0.2

0.4

0.6

0.8

1

[MS

EK

]

30 % flis

2010

2011

2012

62

Figur 3.57 visar den samlade effekten från panna 3, panna 4, panna 5 och panna 6 utifrån 2010, 2011

och 2012 års driftpredikteringar. Resultatet visar tillsammans med Figur 3.56 att en högre

avfallsförbränning inte nödvändigtvis innebär en stor ökning av det totala resultatet.

Figur 3.57: Visar den samlade effekten från fastbränslepannorna för 2010, 2011 och 2012 års driftpredikteringar beroende på andelen flis i avfallet. Uträkningen baseras på 2 veckors flytande medelvärde.

Figur 3.58 visar den samlade elproduktionen och kylan utifrån 2010, 2011 och 2012 års

driftpredikteringar. Resultatet visar stora skillnader mellan åren och beroende på hur stor andel flis

som förbränns i förhållande till sopor. Det är återigen tydligt att en ökad elproduktion endast ger en

marginell vinst om det samtidigt krävs att stora mänger energi måste kylas bort.

Elproduktion Kyla

Figur 3.58: Visar den samlade elproduktionen och kylan utifrån 2010, 2011 och 2012 års driftpredikteringar beroende på andelen flis i avfallet. Beräkningen baseras på 2 veckors flytande medelvärde.


35

40

45

50

55

60

65

70

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

6 % flis

2010

2011

2012


20

30

40

50

60

70

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

30 % flis

2010

2011

2012


4

5

6

7

8

9

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

6 % flis

2010

2011

2012


3

4

5

6

7

8

9

10

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

30 % flis

2010

2011

2012


5

10

15

20

25

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

6 % flis

2010

2011

2012


5

10

15

20

25

Dygnsm

edele

ffekt [M

W]

30 % flis

2010

2011

2012

63

3.5 Utvärdering av särskilda driftlägen Värmeverket har en önskan att utvärdera typiska lastsituationer för vår, sommar, höst och vinter.

Tabell 3.2 visar vilka förutsättningar som gäller för respektive driftfall. Det som är intressant är hur

turbinerna, kylan och pannorna ska styras beroende på elpriset som kan variera mellan 0-1000

kr/MWh. Det är även intressant att se om och då när det är lönsamt för värmeverket att tända en

panna extra för att förbränna flis.

Vår Sommar Höst Vinter

Odal [MW] 3 8 3 3

Reppe [MW] 4 4 4 4

Spillvärme [MW] 1.3 1.3 1.3 1.3

Total last [MW] 40 20 60 80

Sopförbränning panna 5, panna 6 panna 6 panna 5, panna 6 panna 3, panna 5, panna 6

Flisförbränning panna 3, panna 4 Panna 3, panna 4, panna 5

Panna 3, panna 4 Panna 4

Elpris [kr/MWh] 0-1000 0-1000 0-1000 0-1000

Spillpris [kr/MWh] 92 -10 92 92

Tabell 3.2: Visar vilka förutsättningar som gäller vid de olika driftfall som ska utvärderas särskilt.

3.5.1 Vår

Resultatet i Figur 3.59 visar att panna 5, panna 6 och rökgaskondenseringen ska gå på fulldrift

oberoende hur elpriset varierar. Detta ger ett effektöverskott som kan driva TK1 på fullast och TK2 på

halvfart vilket Figur 3.60 visar. Ingen kylning krävs och det är inte lönsamt att tända ytterligare en

panna på flis oavsett hur elpriset varierar. Figur 3.61 visar flödesschemat över driftläget. Ingen

spillvärme behövs.

64

Figur 3.59: Visar hur pannorna bör tas i drift under vårdriftfallet beroende på hur elpriset varierar.

Figur 3.60: Visar hur turbinerna och kylningen bör tas i drift under vårdriftfallet beroende på hur elpriset varierar.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20

25Fastbränsledrift beroende på elpris

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Spillvärme

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5

1Fossilbränsledrift beroende på elpris

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna1

Panna2

Panna8

Panna21

Panna22

Panna23

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Total el-produktion per generator

TK1 El

TK2 El

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5

1

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV

65

Figur 3.61: Visar hur värmeverket bör vara i drift under vårdriftläget.

3.5.1.1 Full tillgång på sopor

När samtliga fastbränslepannor har full tillgång på sopor visar resultatet i Figur 3.62 att det är

lönsamt att ta i drift panna 3 för att öka elproduktionen. Som resultat av det behöver värmeverket

kyla bort 3,5 MW som visas i Figur 3.63. Ingen rökgaskondensering är till någon nytta.

66

Figur 3.62: Visar hur pannorna bör tas i drift under vårdriftfallet beroende på hur elpriset varierar då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

Figur 3.63: Visar hur turbinerna och kylningen bör tas i drift under vårdriftfallet beroende på hur elpriset varierar då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Spillvärme

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna1

Panna2

Panna8

Panna21

Panna22

Panna23

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

1

2

3

4

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV

67

Figur 3.64 visar en schematisk bild över driftläget vid full tillgång på sopor under vårdriftläget.

Figur 3.64: Visar hur värmeverket bör vara i drift under vårdriftläget då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

3.5.2 Sommar

Figur 3.65 visar att panna 6 som förbränner sopor ska vara i full drift oberoende hur elpriset varierar.

Tillsammans med spillvärmen ger det ett effektöverskott på drygt 2 MW som driver TK1. När elpriset

överstiger 950 kr/MWh visar resultatet i Figur 3.66 att är det läge att tända panna 5 för att öka på

elproduktionen samtidigt som större delen av effekten måste kylas bort. Figur 3.67 visar normalläget

för sommardriftfallet när panna 6 drivs på sopor.

68

Figur 3.65: Visar hur pannorna bör tas i drift under sommardriftfallet beroende på hur elpriset varierar.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Spillvärme

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna1

Panna2

Panna8

Panna21

Panna22

Panna23

69

Figur 3.66: Visar hur turbinerna och kylningen bör tas i drift under sommardriftfallet beroende på hur elpriset varierar.

Figur 3.67: Visar hur värmeverket bör vara i drift under vårdriftläget.


Vid full tillgång på sopor under sommardriftläget visar resultatet i Figur 3.68 att det nu är lönsamt att

hålla i gång både panna 5, panna 6 på fulldrift och panna 3 på 13 MW.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

2

4

6

8

10

12

14

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV

70

Detta resulterar i att båda turbinerna nästan kan gå på fullast som visas i Figur 3.69. Som resultat av

den låga lasten krävs det att båda kylstationerna är i full drift. När detta inträffar finns det ingen

lönsamhet i att ta emot spillvärme trots den ersättningen som utgår under sommarperioden.

Figur 3.68: Visar hur pannorna bör tas i drift under sommardriftfallet beroende på hur elpriset varierar då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Spillvärme

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna1

Panna2

Panna8

Panna21

Panna22

Panna23

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV

71

Figur 3.69: Visar hur turbinerna och kylningen bör tas i drift under sommardriftfallet beroende på hur elpriset varierar då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

Figur 3.70 visar en schematisk översikt över driftläget vid full tillgång på sopor under

sommardriftläget.

Figur 3.70: Visar hur värmeverket bör vara i drift under sommardriftläget då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

3.5.3 Höst

Figur 3.71 visar hur pannornas driftläge varieras beroende på elpriset. När elpriset överstiger 600

kr/MWh startar panna 4 samtidigt som panna 3 och rökgaskondenseringen går ner på en lägre effekt.

Figur 3.71 visar hur turbinernas effekt stegvis ökas i takt med ökat elpris. Ingen effekt behöver kylas

bort.

72

Figur 3.71: Visar hur pannorna bör tas i drift under höstdriftfallet beroende på hur elpriset varierar.

Figur 3.72: Visar hur turbinerna och kylningen bör tas i drift under höstdriftfallet beroende på hur elpriset varierar.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Spillvärme

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna1

Panna2

Panna8

Panna21

Panna22

Panna23

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5

1

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV

73


När samtliga fastbränslepannor har full tillgång på sopor visar resultatet i Figur 3.73 att både panna 3

och panna 4 nu ska tas i drift redan när elpriset är väldigt lågt. Rökgaskondenseringen sänkts till runt

5 MW vilket resulterar i att båda turbinerna kan gå på fullast utan att någon kylning krävs.

Figur 3.74 visar en schematisk översikt över driftläget när samtliga fastbränslepannor har full tillgång

på sopor.

Figur 3.73: Visar hur pannorna bör tas i drift under höstdriftfallet beroende på hur elpriset varierar då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Spillvärme

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna1

Panna2

Panna8

Panna21

Panna22

Panna23

74

Figur 3.74: Visar hur värmeverket bör vara i drift under höstdriftläget då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

3.5.4 Vinter

När den totala lasten går upp mot 80 MW visar resultatet i Figur 3.75 hur fastbränslepannorna i stort

sett går på fulldrift oberoende av elpriset. När elpriset går över 650 kr/MWh är det lönsamt att starta

panna 1 på minlast.

75

Figur 3.75: Visar hur pannorna bör tas i drift under vinterdriftfallet beroende på hur elpriset varierar.

När panna 1 startas på minlast visar resultatet i Figur 3.76 hur den totala elproduktionen då kan gå

igång på fullast. Ingen kylning krävs eller motiveras.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Spillvärme

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

1

2

3

4

5

6

7


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna1

Panna2

Panna8

Panna21

Panna22

Panna23

76

Figur 3.76: Visar hur turbinerna och kylningen bör tas i drift under sommardriftfallet beroende på hur elpriset varierar.


När samtliga fastbränslepannor tillåts förbränna sopor blir skillnaden att panna 3 och panna 4 startar

på fulldrift direkt, likaså rökgaskondenseringen som visas i Figur 3.77.

Figur 3.78 visar hur det resulterar i att TK1 kan gå igång tidigare jämfört med när panna 4 förbrände

flis.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5

1

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV

77

Figur 3.77: Visar hur pannorna bör tas i drift under vinterdriftfallet beroende på hur elpriset varierar då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

Figur 3.78: Visar hur turbinerna och kylningen bör tas i drift under vinterdriftfallet beroende på hur elpriset varierar då samtliga fastbränslepannor har tillgång på sopor.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna3

Panna4

Panna5

Panna6

Rökgaskond

Spillvärme

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

1

2

3

4

5

6

7


Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Panna1

Panna2

Panna8

Panna21

Panna22

Panna23

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]


TK1 El

TK2 El

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-1

-0.5

0

0.5

1

Elpris [kr/MWh]

Genere

rad e

ffekt [M

W]

Total kyleffekt

Kyla TK1

Kylstation FV

78

4 Slutsats Beräkningarna har visat att det finns tydliga brister i utnyttjandet av värmeverkets kapacitet. Under

2010 var det en stor del av effektbortfallet från rökgaskondenseringen som fick ersättas med fett-

och oljebaserad värmeproduktion. Detta förstärktes periodvis under januari till och med mars då

turbinerna var i drift, även då elpriset och lastsituationen inte kunde motivera detta. Samtidigt

underutnyttjades turbinerna under resterande delen av året då fastbränsledriften kunde varit högre.

Oavsett om detta berodde på brist på avfall eller styrning från värmeverkets sida så finns det stora

vinster att hämta genom att höja kapaciteten utifrån rådande förhållanden.

Bortsett från rökgaskondenseringen visade resultatet av utvärderingen från 2011 och 2012 att

turbinerna kunde gått på en högre effekt om det fanns tillräckligt med avfall att tillgå.

För samtliga år visade beräkningarna att spillvärmen har varit en god affär för värmeverket, men att

det fanns långa perioder då värmeverket köpt spillvärme på förlust under dagens rådande

prissättning.

Vad gäller driftpredikteringen visade resultatet att värmeverket bör sträva efter att öka den

planerade mängden avfallsförbränning, även om det innebär att värmeverket måste köpa in större

mängder flis. Det visade sig också att den totala kyleffekten har en liten påverkan för hur mycket den

totala vinsten kan tänkas öka sommartid vid ökad elproduktion. Om värmeverket inte begränsas i sin

tillgång på avfall finns det inga incitament till att minska den totala kyleffekten för att kunna hålla

igång elproduktionen sommartid.

Vid typiska driftfall för vår, sommar, höst, och vinter visade resultatet att värmeverket vid samtliga

fall bör sträva efter att hålla elproduktionen igång, men samtidigt vara aktsam både vad gäller

produktion och eventuell kylning.

4.1 Förslag på vidare arbete, förbättringar och tillämpningar Eftersom samtliga beräkningar i det här arbetet baseras på historiska kostnader för drift och

underhåll är det viktigt att man har det i beaktande och försöker uppdatera driftplaneringen allt

eftersom kostnaderna och förutsättningarna ändras.

Ett förslag är att vidareutveckla beräkningsmodellen och paketera ihop dess indata i någon form av

GUI, så kallad graphical user interface. Detta skulle innebära att värmeverkets personal utifrån

förutsättningarna som beskrevs under stycke 1.3 enkelt kan knappa in lasten och vilka

förutsättningar som gäller dag för dag, eller timme för timme varefter programmet beräknar den

mest lönsamma driftläggningen vid det givna tillfället.

Att hantera tillgången på avfall och framtida variationer av elpriset är den svåraste biten. Det bästa

sättet att hantera detta är att noggrant göra prognoser för året och även uppdatera dessa

kontinuerligt om förutsättningarna ändras. Utifrån prognosen gäller det att uppdatera och jämföra

hur mycket avfall som har gått åt och i vilken utsträckning det finns möjlighet att kyla bort energi,

eller hålla igång turbinerna. Men strävan bör vara att omsätta så mycket energi som möjligt, oavsett

om det handlar om sopor eller flis, för båda hjälper värmeverket att upprätthålla en god ekonomi vid

rätt driftläggning.

79

5 Bilagor

5.1 Ritningar

Figur 5.1: Visar en schematisk översikt över värmeverkets ångsystem

80

Figur 5.2: Visar en schematisk översikt över värmeverkets hetvattensystem

81

5.2 Tabeller, matriser och vektorer

Mineffekt [MW] Flöde Maxeffekt [MW]

Tabell 5.1: Visar respektive flöde och dess begränsningar för vilken effekt som kan passera. Effektflödet för fjärrvärme, reppe och odal varierar enligt Tabell 2.3.

82

[

]

[

]

83

[

]

[

]

84

[

]

85

5.3 Underlag kostnader

Figur 5.3: Visar underlag för värmeverkets drift- och underhållskostnader

Kostnader: Förbrukningsmateriel och slitageGäller typ Kostnadsställe Kostnad [kkr] Panna 3-4-5 [kr/MWh] Panna 6 [kr/MWh] Panna 1-2-8

Slitage/kvarn Kvarn 16/20 4854 1152 3,85261088

Kvar 12/18 4853 561 1,876141236

0

Kemikalier Vattenbehandling 4841 168 0,561839087 0,561839087

Vattenrening 4840 600 2,006568166 2,006568166

Ammoniak 1305 4,364285762 4,364285762

Övriga 50 0,167214014 0,167214014

0

Sand 1455 4,865927804

El Kvarn 3,333333333

Transport 3,5

Driftkostnad per MWh 19,875 9,9375 4,96875

kol/kalk Aktivt kol 425 1,421319118 1,421319118

Kalk 2200 7,35741661 7,35741661

Deponi Ask och rejektdeponi 7457 24,93829803 24,93829803

Ask och rejekttransporter 4811+12+13+14+15+16 1053 3,521527132 3,521527132

Totalt 81,64148117 54,27596792 4,96875

Total produktion pannor 2012

Panna nr: [MWh] Avfallspannor tot [MWh] Fossilbränslepannor filen Fossilbränslepannor släggan

1 21038

2 22506

3 84986

4 85044 299018

5 128988

Rökgaskondensering Panna 7 3149

8 606 44150

21+22+23 11625 11625

Kostnader: Spolning och sprängningkr Panna Spolning [kr/MWh] Sprängning [kr/MWh] Totalt [kr/MWh]

Spolning var 6:e månad 150 000 1 2,314814815 2,314814815

Sprängning var 6:e vecka 60 000 2 2,314814815 2,314814815

3 2,48015873 4,25170068 6,73185941

4 2,48015873 4,25170068 6,73185941

5 1,736111111 2,976190476 4,712301587

6 1,653439153 2,83446712 4,487906274

Rökgaskondensering 7 0

8 0

Kostnader: Drift och underhåll avfallshanteringGäller: Kostnadsställe Kostnad [kkr] Kostnad för P3-P5 [kr/MWh]

Transportörer samt kvarn hall A 2222 1519

Inmatningstransportör mellan

kvarn fram till silo 2223 402

SID-kross hall B 2232 1819 kr?? 1000

Inmatningstransportörer hall B 2233 516

Grovavfallskvarn hall B 2234 552

Kranar, telfer och travers 2214 538

Skruvmatare 2521+2524+2534 704

Bränsleuppmatning silo, panna 2523 313

Summa 5544 18,54068986

Kostnader: Drift och underhåll pannorGäller Kostnadsställe kostnad [kkr] kostnad [kr/MWh] Gäller panna 3-5 [kr/MWh] Gäller Panna 6 [kr/MWh] Gäller P1-P2-P8 Gäller P21-P23

Sand och kalksystem 2551 384 1,284203627 1,284203627 0,642101813

Panna3 2553 1953 22,98025557 22,98025557

Panna4 2554 2104 24,74013452 24,74013452

Panna5 2552 3699 kr?? 1880 14,57499922 14,57499922

Asktransportsystem 2555 1142 3,819168077 3,819168077 1,273056026

Oljepannsystem filen 2560 616 13,95243488 13,95243488

Rökgaskondensering ink v 2556 948 kr?? 550 1,839354153 1,839354153 1,839354153

Oljepannsystem släggan 4000 13688 kr??? 337 28,98924731 28,98924731

Summa 69,23811517 3,754511991 13,95243488 28,98924731

Kostnader: Summering per pannaPanna: Förbrukningsmateriel, slitage och elSpolning och sprängningDrift och underhåll avfallshanteringDrift och underhåll pannor Summa totalt [kr/MWh]

panna 1 4,96875 2,314814815 13,95243488 21,2359997

panna 2 4,96875 2,314814815 13,95243488 21,2359997

panna 3 81,64148117 6,73185941 18,54068986 29,92298143 136,8370119

panna 4 81,64148117 6,73185941 18,54068986 31,68286037 138,5968908

panna 5 81,64148117 4,712301587 18,54068986 21,51772508 126,4121977

panna 6 54,27596792 4,487906274 3,754511991 62,51838618

RGK 0

panna 8 4,96875 13,95243488 18,92118488

panna 21 28,98924731 28,98924731

panna 22 28,98924731 28,98924731

panna 23 28,98924731 28,98924731

Utvärdering och driftplanering av Lidköpings värmeverk633333/FULLTEXT01.pdf · 2013. 6. 26. ·...

Documents

Transcript of Utvärdering och driftplanering av Lidköpings värmeverk633333/FULLTEXT01.pdf · 2013. 6. 26. ·...