In-/urladdning

För att undvika stillastående vatten i värmeväxlaren under inladdningsperioden är det mest opti-mala sättet att ladda in respektive ur bergrummet med värmeväxlaren. Detta är möjligt att göra eftersom att värmeväxlaren är dimensionerad för att kunna leverera 6 MW medan den maximala effekten som kan laddas in till bergrummet från fjärrvärmenätet är 2, 3 MW. På detta sätt hind-ras omrörning i bergrumsvattnet och värmeväxlaren tillämpas på optimalt sätt. Dessutom slipper man kostnaden för investering av en ytterligare lösning för in- respektive urladdningen. Ett annat resultat med denna lösning är att samtliga värmeförluster i värmeväxlaren kommer att hamna i bergrummet och inte till omgivningen. Detta innebär att det går att återvinna en större mängd värme från växlaren.

Lösningen fungerar vid urladdning att kallt fjärrvärmevatten strömmar in genom värmeväxlaren, fjärrvärmeledningen är ihopkopplad med röret som värmeväxlaren är tillverkad av. Från fjärrvärme-nätet in till värmeväxlaren kommer fjärrvärmevattnet först att ledas ned till botten av bergrummet där bergrummet antar den kallaste temperaturen. Vidare kommer vattnet att strömma genom de olika nivåerna, skikt för skikt med ökande temperatur och långsamt kommer fjärrvärmevattnet att värmas. När det passerar det sista skiktet och den högsta nivån i bergrummet är fjärrvärmevattnet

botten att isoleras för att inte uppta någon värme från de varmare skikten. Röret kan tydas längs med den vänstra väggen i Figur 14.

Vid inladdning kommer samma process att ske fast omvänt. I det fallet kommer det varma vattnet att flöda från nätet direkt in till värmeväxlaren men i motsatt riktning så det går in i toppen av bergrummet. Vattnet kommer att passera det översta skiktet först och gå vidare nedåt och långsamt kylas av då energin avges till det omgivande vattnet i bergrummet. Slutligen kommer fjärrvärmevattnet att passera skiktet i botten och vara svalt och vidare föras ut på nätet till re-turledningen. Vidare kommer vattnet att strömma till Sunpine för att återigen värmas upp och denna process upprepas så länge det råder ett överskott på fjärrvärmenätet.

Eftersom att värmeväxlaren är konstruerad för att kunna leverera 6 MW vid urladdning, medan den maximala inladdningen är 2, 3 MW vid full leverans från Sunpine till bergrummet så är vär-meväxlaren överdimensionerad för inladdningen. Detta innebär att värvär-meväxlaren är bättre än vad den behöver vara för inladdningsdelen, vilket gör att den inte behöver omkonstrueras för att fungera för inladdning.

Bergrummets temperaturfördelning vid urladdning med värmeväxlaren kommer att se ut enligt Figur 15 då det laddas ur med effektbehovet 6 MW. Ett högt effektbehov medför ett högt mass-flöde och när bergrummet har laddats ur och temperaturfördelningen i bergrummet ser ut enligt figuren, kommer det inte att vara möjligt att leverera 70^◦C vatten med effekten 6 MW längre.

Figur 15: Den slutliga temperaturstatusen i bergrummet med konstant effektbehov 6 MW.

Det är dock möjligt att ladda ur lagret mer utan att behöva spetsa om leveranskravet av energi sänks, en minskad effekt innebär ett minskat massflöde. På så vis är det möjligt att hinna värma upp vattnet till 70^◦C trots att bergrummet kylts ner mer än vad Figur 15 visar. Med ett fortsatt minimalt temperaturkrav på 70^◦C men med ett lägre effektbehov och vidare minskat massflöde kan sluttemperaturen i bergrummet se ut enligt Figur 16.

Figur 16: Bergrummets temperaturstatus vid tillåtelse att reglera massflödet för att tömma en större mängd av lagret ned till en maxtemp på 72^◦C i toppen.

I Figur 16 har maximal energi utvunnits från bergrummet med en tillräckligt hög temperatur på fjärrvärmevattnet för att köras ut direkt på nätet utan att behöva spetsas.

4.3 Jämförelse mot en liknande lösning

De olika lösningarna plockar ut energi på olika höjder av bergrummet och olika mycket energi lämnas kvar beroende på vilken metod som används. Resultaten av dem båda har sammanställts i en graf för att illustrera på vilken höjd och hur mycket energi diverse metod tar ut.

Figur 17: Det totala energiuttaget från fulladdat bergrum, beroende på olika höjder i bergrummet.

I Figur 17 går det att avläsa hur mycket energi som går att plocka ut på olika höjder i bergrum-met med vardera bergrum-metod. Från figuren går det att tyda att den klassiska enbart tar ut energi från det högvärdiga vattnet i toppen av bergrummet medan den nedsänkta värmeväxlaren nyttjar hela bergrummet och plockar energi från alla lager.

Resultatet av den energimängd som Sunpine kan leverera till nätet, energin som går att utvinna från bergrummet med de två olika lösningarna samt hur mycket som behöver spetsas beroende på vilken lösning som används illustreras i Figur 18.

Figur 18 illustrerar ett fall där det krävs en konstant effekt på 6 MW och lagret kan laddas ur tills temperaturskiktningen ser ut enligt Figur 15.

Om det andra fallet studeras där ett reglerat massflöde i slutskedet av urladdningen från bergrum-met tillåts och det går att köra tills temperaturskiktningarna ser ut enligt 16 blir de olika ener-giuttagen enligt 19.

Figur 19: Energiuttaget från de olika lösningarna med en tillåtelse av en lägre effekt än 6 MW, där den nedsänkta värmeväxlaren levererar en fjärrvärmetemperatur ner till 72^◦C.

I Figur 19 går det att avläsa att enbart 437, 6 MWh behöver spetsas i fallet där en nedsänkt värmeväxlare med den framtagna konstruktionen används medan den klassiska lösningen behöver spetsas med 1559, 7 MWh för att täcka behovet.

4.4 Ekonomiska beräkningar

Investeringskostnaden för de respektive lösningarna presenteras i Tabell 2.

Tabell 2: Investeringskostnader för de diverse lösningarna inklusive bergrummet, ¹(Pernvik, 2020)

2

(Viksten, 2018) ³(Johansson, 2020) ⁴(E. Isaksson, 2020) ⁵(Karlsson, 2012).

Investeringskostnader Klassisk Värmeväxlare Pump1 (kr) 300 000 150 000 Rör4 (kr) − 4 914 789 Installationskostnad3(kr) − 11 932 516 Dysor5 (inkl.rör) (kr) 10 000 000 − Värmeväxlare1(in-/urladdning) (kr) 170 000 − Bergrum2(markarbete, kulvert osv) (kr) 7 935 000 7 765 000 Total kostnad (Mkr) 18, 41 24, 76

Från tabellen kan det avläsas att den totala investeringskostnaden för den klassiska lösningen blir 18, 41 miljoner kr och för värmeväxlarlösningen 24, 76 miljoner kr. Detta innebär att investerings-kostnaden för den som i detta projekt konstruerats blir dyrare än den tidigare framtagna. De rörliga kostnaderna för diverse lösning år ett finns presenterad i Tabell 3.

Tabell 3: Rörliga kostnader på årsbasis, ¹(Pettersson, 2020) ²(Viksten, 2018) ³(Eriksson, 2020) .

Rörliga kostnader (årligen) Klassisk Värmeväxlare Total kostnad, (Olja2, el1, värme SP3) (Mkr) 2, 42 1, 63

Utifrån detta blev resultatet för de olika nettonuvärderna med en kalkylränta på 6 % enligt Figur 20. I detta fall har även den årliga ökningen av de olika rörliga kostanderna tagits i beaktande enligt de olika representerade procentsatserna i metoden.

Figur 20: I figuren illustreras återbetalningstiden beroende av investeringskostnaden, kalkylräntan och de rörliga kostnaderna för respektive lösning.

klassiska lösningen ungefär 29 år.

4.5 Känslighetsanalys

Resultatet av de olika känslighetsanalyserna illustreras i Figur 21-23. Olika procentsatser har tes-tats att förändras: investeringskostnaden, verkningsgraden samt diverse kombinationer av dessa som skulle kunna uppstå. Känslighetsanalysen är enbart utförd på värmeväxlarlösningen som är framtagen i detta projekt.

Figur 21: Nettonuvärde beroende av förändrad investeringskostnad.

I Figur 21 kan det avläsas att den ursprungliga återbetalningstiden är 10 år. Med en minskad investeringskostnad på 20 % skulle återbetalningstiden vara 8 år. Medan det med en ökad inve-steringskostnad på 20, 30 respektive 40 % skulle innebära en återbetalningstid på 13, 14 eller 16 år. Vid en känslighetsanalys beroende av verkningsgraden blir resultatet enligt Figur 22.

Figur 22: Nettonuvärdet beroende på varierande verkningsgrad.

I Figur 22 kan det avläsas att om verkningsgraden är 20 respektive 30 % sämre än det som är be-räknat i detta projekt skulle återbetalningstiden bli 18 respektive 27 år. Den ursprungliga är 10 år men en ökning på verkningsgraden från den uträknade med 20 respektive 30 % skulle resultera i en återbetalningstid på 7 respektive 6 år.

Figur 23: Nettonuvärdet beroende av varierande verkningsgrad tillsammans med varierande investerings-kostnad.

I Figur 23 går det att avläsa att om verkningsgraden är 20 % bättre och investeringskostnaden 20 % lägre än framräknat skulle återbetalningstiden bli 5, 5 år enligt den ljusblåa kurvan. Om ett fall med en 30 % sämre verkningsgrad och 30 % dyrare investeringskostnad skulle råda skulle återbetalningstiden bli längre än livslängden som är satt till 30 år.

5 Diskussion

I detta kapitel diskuteras resultaten som detta arbete genererat. Så väl utformningen av värme-växlaren, fördelarna och nackdelarna jämte den liknande lösningen som de ekonomiska resultaten.

5.1 Värmeväxlare

Konstruktionen av värmeväxlaren blev 3 mil lång. Detta är en rörlängd med den valda diame-tern som ryms i bergrummet och är rimlig, bergrummet är ju trots allt 105 000 m3. Eftersom att tryckfallet blev så stort var det nödvändigt att dela upp den i fem delar och parallellkoppla. Detta medför att dessa blir mindre otympliga och är enklare att konstruera samt få ner i bergrummet. En annan fördel är att om en skulle gå sönder är det fortfarande möjligt att köra de resterande. Detta betyder att det är en lösning som bör fungera längre och risken för att hela bergrummet blir oanvändbart minskar eftersom att det alltid finns backup, det handlar bara om att installera dem så att detta går att styra. Värmeväxlaren är dock stor, att valsa samt hantera totalt 3 mil rör kommer att ta tid så en bra plan för detta behöver göras alternativt se över något annat sätt att minska längden.

Eftersom att värmeväxlaren delats in i fem delar så fördelas massflödet på nätet över fem olika växlare som resulterade i ungefär 7 kg/s. När massflödet sjunker kommer värmeväxlaren att vara bättre, men detta flöde är i det fall när behovet är 6 MW och det kommer det inte alltid att vara. Detta innebär att i de fall effekten är lägre kommer även massflödet att vara det och då går det att plocka ut energi ännu snabbare från bergrummet eftersom att vattnet kommer att hinnas värmas upp tillräckligt mycket i tidigare lager än det sista så länge det är tillräckligt varmt vatten i bergrummet.

Den nedsänkta värmeväxlaren bör vara ännu bättre än vad energiberäkningarna visar eftersom att det är beräknat från en energikurva enligt Figur 5 med inladdning respektive urladdning med den klassiska metoden. I det fallet är det räknat med förluster vid in- respektive urladdning mellan bergrummet och fjärrvärmenätet. Men för den nedsänkta värmeväxlaren kommer detta moment inte att behövas och eventuella förluster gällande värmeväxlaren kommer att gå till det omgivande vattnet i bergrummet som senare kan användas för att plocka ur energi. Detta innebär att lagret bör vara inladdat mer efter en full inladdningsperiod än vad som är beräknat och därmed bör det vara möjligt att plocka ut mer värme från bergrummet också med den nedsänkta värmeväxlaren. Detta betyder att det som i resultatet presenterats, att 437, 6 MWh spets behövs, bör i verklighe-ten vara lägre och leveransen från bergrummet högre.

Skillnaden mellan in och urladdningen för bergrummet är egentligen bara vilken riktning vattnet strömmar i, detta är en enkel konstruktion som inte kostar något extra förutom den nedsänkta vär-meväxlaren som ändå måste investeras i, möjligtvis någon extra pump och ventil men inga större utgifter. Detta medför att problemet med stillastående vatten i värmeväxlaren aldrig kommer att uppstå vilket är en enorm fördel eftersom att det händer mycket i stillastående vatten och helst ska det undvikas i en värmeväxlare. En annan fördel med denna lösning är att problemet med att få omrörning i bergrummet inte kan uppstå, den enda omrörningen som kan uppstå med denna metod blir den naturliga konvektionen i bergrumsvattnet som ändå är omöjlig att förhindra. Med den konstruerade värmeväxlaren med olika våningar och massor av rör så bör det värmas tillräckligt långsamt för att detta inte ska bli ett problem.

5.2 Jämförelse mot en liknande lösning

I Figur 17 framgår det på vilken höjd och hur mycket energi som plockas ut för de olika lösningar-na. Den klassiska tar endast av den högvärdiga energin och nyttjar en del av rummet medan den konstruerade värmeväxlaren nyttjar hela rummets storlek. Om man tittar på energimängden som tas ut i botten av lagret där det finns minst energi så är det där den nedsänkta värmeväxlaren tar ut som mest. Detta följer sedan ett minskande mönster där minst energi tas från toppen och den

högvärdiga energin. Detta tyder på ett lyckat resultat om det är möjligt att nyttja den lågvärdiga energin, till och med mer än den högvärdiga. Detta innebär att den högvärdiga energin sparas och används inte förrän det verkligen är nödvändigt för att uppfylla 70^◦C kravet innan vattnet ska ut i nätet. När lagret är urladdat enligt detta så kommer temperaturskiktningen att vara linjär i lagret som presenterats i Figur 16 och vid detta skede finns det fortfarande energi kvar i bergrummet. I beräkningarna har det antagits att bergrummet slutar användas när spets behöver tillföras, men det är möjligt att fortsätta köra värmeväxlaren men inte få ut 70^◦C vatten men att då kunna spetsa den del som fattas. Detta innebär att lagret bör gå att köra längre än vad som är presenterat i Figur 19 och delen spets bör därmed vara lägre.

Inladdningen är den mest skeptiska, eftersom att det tidigare arbetet som utförts inte hade tagit detta i beaktande då inte värmelösningen var i fokus utan mer bergrumslagringen. Detta innebar att den inladdning och urladdning som användes är ett pris som tagits från ett annat arbete där dem tillverkat dysor till ett annat bergrum, så ett exakt pris för detta bergrum är inte helt räknat på. Detta innebär att investeringskostnaden för den klassiska kan vara billigare men också dyrare, därför behöver det undersökas mer för att säga att den ekonomiska jämförelsen är exakt. Dock ser dem lovande ut för den nedsänkta värmeväxlaren samt att energiuttaget är mer än 1 GWh mer för denna jämfört mot den klassiska.

5.3 Ekonomiska beräkningar

Återbetalningstiden landade på 10 år vilket är rimligt i förhållande till den förväntade livslängden på 30 år. Totalt enligt de resulterade beräkningar kommer vinsten på 30 år vara ungefär 30 miljoner kr, med hänsyn tagen till de olika prisutvecklingarna på de rörliga kostnaderna. Det som styr om detta är möjligt att investera i är företaget och deras krav på återbetalningstid för ett projekt. Det som slår mest på återbetalningstiden är om investeringskostnaden förändras, det som skulle kunna förändra detta är om värmeväxlaren gick att göra mindre. De beräkningar som framtagits i detta projekt har utförts med goda källor och inte uppskattningar, dock vid aktuellt läge kanske det är möjligt att få mängdrabatt som skulle minska investeringskostnaden.

5.4 Känslighetsanalys

Det som påverkar en förlängd återbetalningstid mest är om verkningsgraden är överskattad medan det som skulle påverka en förkortad återbetalningstid mest är om investeringskostnaden är över-skattad.

Om verkningsgraden är precis som framräknat men investeringskostnaden är felräknad skulle det fortfarande betala tillbaka sig fast investeringskostnaden skulle vara 40 % större och även mer. vid fallet 40% skulle återbetalningstiden bli 15 år, vilket är halva livslängden och vinsten av investe-ringen skulle halveras.

Vid olika kombinationer är givetvis det värsta fallet om värmeväxlarens investeringskostnad är underskattad och verkningsgraden överskattad.

6 Slutsatser och rekommendationer

I det sista kapitlet i denna rapport går vi tillbaka till de frågeställningar som i inledningen pre-senterades och sammanställer resultaten som detta arbete genererat. Rekommendationer utifrån resultatet samt förslag på framtida arbeten som detta arbete genererat presenteras.