Effektivisering av Visbys fjärrvärmesystem : Lönsamhet av returtemperatursänkande kundcentralsåtgärder

Linköpings universitet | Institutionen för ekonomisk och industriell utveckling Masteruppsats, 30 hp | Civilingenjörsprogrammet i Energi, Miljö och Management - Energi och Miljöteknik Vårterminen 2020 | LIU-IEI-TEK-A--20/03660—SE

Effektivisering av Visbys

fjärrvärmesystem

–

Lönsamhet av returtemperatursänkande kundcentralsåtgärder

_________________________________________________________

Increasing the efficiency of Visby’s district heating system

– Profitability of lowered return temperatures from district heating substations

A

BSTRACT

The European Commission view district heating as an important technology for facilitating the use of fuels and heat that would have otherwise gone to waste. In this way the primary energy usage can be reduced which leads to reduced carbon dioxide emissions and a more resilient energy system. To be cost competitive compared to private heat pumps and boilers the energy losses in the district heating network needs to be constantly reduced. Elevated return temperatures from district heating substations is a common problem that indicates unnecessarily high flow of water through the heat exchangers, which leads to increased heat- and pressure losses in the network. In this study a framework of calculations has been constructed to estimate how much energy can be saved if measures are taken to reduce the return temperatures of underperforming district heating substations. The calculations are applied on the district heating network of the historical Swedish city of Visby on the island of Gotland. It is shown that the distribution heat losses could be reduced by 10 percent and the pumping power could be halved if 62 percent of all substations were to be fixed. This will result in annual savings of over 1 000 000 SEK for the district heating company which, together with the initial investment in substation maintenance and the company’s discount rate for investments, results in a total profit of 4 300 000 SEK over a ten-year period. Improved heat delivery capability to the medieval city center is also expected as the mass-flow reductions in that area are considerable.

S

AMMANFATTNING

Europeiska kommissionen pekar ut fjärrvärme som ett viktigt verktyg för att möjliggöra användandet av bränslen och värme som annars skulle gått till spillo. Primärenergianvändningen kan därigenom minskas vilket leder till minskade koldioxidutsläpp och ett mer uthålligt energisystem. För att kunna konkurrera i pris med värmepumpar och privata värmepannor behöver dock energiförlusterna i fjärrvärmesystemen hållas nere och ett ständigt energieffektiviseringsarbete behöver därför bedrivas. Förhöjda returtemperaturer från fjärrvärmesystemets kundcentraler är ett vanligt problem som indikerar onödigt höga hetvattenflöden och leder till ökade värme- och pumpförluster. I detta arbete har en beräkningsmodell konstruerats för att uppskatta hur mycket energi som sparas om satsningar görs för att sänka returtemperaturen ifrån felande kundcentraler. Modellen applicerades på Visbys fjärrvärmesystem och visade att systemets värmeförluster kunde sänkas med 10 procent och dess pumpförluster halveras om 62 procent av kundcentralerna åtgärdades. Detta resulterar i en årlig besparing på över 1 000 000 SEK för fjärrvärmebolaget vilket, tillsammans med den initiala kostanden för åtgärderna och fjärrvärmebolagets investeringskalkylsränta, ger att satsningen genererar en vinst på 4 300 000 SEK sett över tio år. Dessa kundcentralsåtgärder kommer också leda till förbättrad värmeleveransförmåga till Visbys innerstad då flödesminskningen är omfattande i den delen av nätet.

Visby ringmur, foto av G. F. Fant (1906)

F

ÖRORD

Vi vill tacka Lina, Danica, Assar och Pontus för deras idéer, tankar och stöd för vår masteruppsats vilket har varit centralt för att göra texten läsbar (och förhoppningsvis intressant).

I

NNEHÅLLSFÖRTECKNING

1 Introduktion ... 1 1.1 Syfte... 2 1.2 Frågeställningar ... 2 1.3 Avgränsningar ... 2 2 Bakgrund ... 3

2.1 Teknisk beskrivning av fjärrvärme... 3

2.1.1 Tekniska fel och åtgärder ... 4

2.2 Framtidens fjärrvärme ... 4

2.3 Affärsmodeller och den framtida värmemarknaden ... 6

2.3.1 Affärsmodeller ... 6 2.3.2 Framtida utmaningar ... 6 2.3.3 Framtida möjligheter ... 7 2.4 Visbys fjärrvärmesystem ... 8 3 Beräkningsteori... 11 3.1 Massflödesminskning ... 11 3.2 Värmeförluster... 12 3.3 Tryckförluster ... 14 3.4 Ekonomisk kalkyl ... 17 4 Metod ... 19 4.1 Beräkningsmodellen ... 19

4.2 Datainsamling och grundberäkningar ... 20

4.3 Värmebesparing... 21

4.4 Pumpförluster ... 22

4.5 Ekonomisk kalkyl ... 22

5 Resultat ... 23

5.1 Årlig energi- och kostnadsbesparing ... 24

5.2 Lönsamhetskalkyler... 25

5.3 Flödesförändringar ... 26

5.4 Känslighetsanalyser ... 27

6.1 Ekonomi och centrala slutsatser ... 29

6.2 Modellering ... 30

6.3 Data och osäkerheter ... 30

6.4 Implementering av kundcentralsåtgärder ... 32

6.5 Energiservicelösningar ... 33

N

OMENKLATUR

𝑄̇ Värmeeffekt [𝑊] 𝑚̇ Massflöde [kg/𝑠] 𝐶_𝑝 Specifik värmekapacitet [J/𝑘𝑔𝐾] 𝑈 Värmeöverföringskoefficient [𝑊/𝑚2_𝐾] 𝐴𝑦 Mantelarea [𝑚2] 𝜌 Densitet [kg/𝑚3_] ζ Engångsförlustfaktorn p statiskt tryck [𝑃𝑎] V̇ Volymflöde [𝑚3_/𝑠]

𝑊̇ Mekanisk eller elektrisk effekt [𝑊]

1

1 I

NTRODUKTION

Den globala klimatförändringen blir mer och mer påtaglig för varje år som går och hösten 2019 deklarerade Europaparlamentet att världen står inför ett klimatnödläge (Haahr, 2019). För att uppnå Europaparlamentets mål om att EU:s medlemsländer skall bli klimatneutrala till 2050 måste alla delar av samhället markant öka sin energieffektivitet och samtidigt ställa om från fossila bränslen. Europeiska kommissionen lyfter fram fjärrvärme som en av de viktiga pusselbitarna för att göra värme- och kylmarknaden klimatneutral (Europeiska kommissionen, 2016). Enligt Fredriksen & Werner (2015) är syftet med fjärrvärme att effektivt flytta värme inom stadsområden och att underlätta tillvaratagande av energi som annars skulle gått förlorad, såsom energi från lågvärdiga bränslen eller spill- och överskottsvärme från industri och förbränningskraftverk. I Sverige, Danmark och Finland står fjärrvärme för över hälften av värmemarknaden och har i många fall ersatt privata oljepannor som värmekälla. Detta har både förbättrat luftkvaliteten i städerna och minskat Sveriges beroende av olja, något som eftersträvades efter oljekrisen på 1970-talet. Den globala användningen av både fossila bränslen och förnyelsebar energi ökar (IEA, 2019b). Även fjärrvärmen växer globalt sett och projektioner in i framtiden visar att denna utveckling kommer fortsätta (IEA, 2019a). Andelen förnyelsebara energikällor i fjärrvärmesystem ökar också globalt, men kommer endast att stå för cirka 10 procent av all fjärrvärme år 2024 (IEA, 2019a). Enligt Werner (2017) hade Sveriges fjärrvärmenät år 2015 cirka 42 procent av sin energitillförsel från förnybara källor och ytterligare 48 procent från restvärme. Detta är mycket högre än det globala medelvärdet, men fortfarande inte helt förnybart och därför är det inte långsiktigt hållbart. Högre energieffektivitet i Sveriges fjärrvärmesystem kan medföra ett minskat användande av icke förnybara energikällor vilket skulle minska utsläppen av växthusgaser och därigenom begränsa omfattningen av klimatförändringarna. För fjärrvärmebolagen finns det ekonomiska incitament för att energieffektivisera fjärrvärmesystemen då det minskar deras energikostnader. Effektiviseringar av fjärrvärmesystem som huvudsakligen använder förnybara energikällor kan också ge klimatmässigt positiva effekter då dessa förnybara energikällor kanske kan användas för att motverka fossila utsläpp på annan ort.

Fram- och returledningstemperaturerna i ett fjärrvärmenät har stor inverkan på systemets energieffektivitet. En låg returtemperatur möjliggör en låg framledningstemperatur då den levererade effekten huvudsakligen är beroende av en viss temperaturdifferens. En sänkning av både fram- och returtemperaturer kan bidra till effektivare drift av fjärrvärmesystem på flera sätt; mer värme kan extraheras från våta bränslen i rökgaskondenseringssystem, värmepumpar får högre värmefaktor, kraftvärmeverk får ökad elverkningsgrad, mer industriell spill- och överskottsvärme kan tillföras och distributionsförlusterna i nätet blir lägre (Gadd & Werner, 2014). Att minska distributionsförluster är något som alla fjärrvärmebolag arbetar med och låga temperaturer i distributionsledningarna är kärnan i minskade distributionsförluster. I Sverige är årsmedelvärdet på fjärrvärmenätens fram- och returledningar 86 °C respektive 47,2 °C, men så låga värden som 70 °C och 32 °C är möjligt med nuvarande teknik (Gadd & Werner, 2014). Värmeväxlarna i fjärrvärmenätens kundcentraler har i många år dimensionerats för att kunna drivas med stor temperaturdifferens och låga returtemperaturer, men de måste underhållas och

2 styras på rätt sätt för att prestera optimalt. Gotlands Energi AB, framöver benämnt som GEAB, driver fjärrvärmesystemet i Visby och de har sett att många kundcentraler är dåligt underhållna och har förhöjda returledningstemperaturer, men ett omfattande underhållsprogram har inte ännu genomförts. Det saknas beslutsunderlag för investeringen och en energianalys och lönsamhetskalkyl av de returtemperatursänkande åtgärderna kan underlätta när satsningen skall jämföras med andra investeringar.

1.1 S

YFTE

Syftet med detta arbete är att beräkna vilken inverkan som kundcentralsåtgärder för sänkt returtemperatur och massflöde får på tryck- och värmeförluster i ett fjärrvärmesystem. Dessa resultat skall också användas för att avgöra lönsamheten av kundcentralsåtgärderna. För att svara på syftet studeras fjärrvärmesystemet i Visby där kundcentralsdata och årsredovisning ligger till grund för beräkningarna.

1.2 F

RÅGESTÄLLNINGAR

• Vilken effekt får en sänkning av returtemperatur och massflöde ifrån underpresterande kundcentraler på tryck- och värmeförluster i Visbys fjärrvärmenät?

• Är dessa returtemperaturssänkande åtgärder lönsamma för fjärrvärmebolaget GEAB att driva igenom?

1.3 A

VGRÄNSNINGAR

Energianalysen är fokuserad på kundcentraler, rörledningar och cirkulationspumpar. Vad gäller produktionsanläggningarna är det endast dessa anläggningars bränslemix som blir relevant för arbetet, intern prestanda modelleras inte. Kundernas fastigheter och interna värmedistributionssystem modelleras endast som ett effektbehov.

De vinster som tas med i den ekonomiska kalkylen är endast de vinster som direkt kan härledas till de sänkta returtemperaturerna och massflödena. Andra positiva effekter lyfts och diskuteras men kommer inte att beaktas i lönsamhetskalkylen.

3

2 B

AKGRUND

Detta kapitel börjar med en teknisk beskrivning av fjärrvärme följt av ett par avsnitt om framtida fjärrvärme och marknaden som värmebolagen agerar inom. I denna studie har Visbys fjärrvärmesystem studerats och det ges också en beskrivning av detta system här.

2.1 T

EKNISK BESKRIVNING AV FJÄRRVÄRME

Enligt Fredriksen & Werner (2015) består ett fjärrvärmesystem av produktionsanläggningar, distributionssystem, kundcentraler och kundernas egna värmesystem. Figur 1 är en principskiss över ett fjärrvärmesystem och hur de olika komponenterna är sammankopplade.

Figur 1: Principskiss över ett fjärrvärmesystem.

Produktionsanläggningarna kan producera endast värme, som i värmepannor och storskaliga värmepumpar, eller producera elkraft och värme i ett så kallat kraftvärmeverk ( Fredriksen & Werner, 2015). Vanliga bränslen i värmepannor och kraftvärmeverk är biomassa, kol, biogas, olja och bioolja. Värmepumpar producerar däremot värme genom att uppgradera lågvärdig värme i vatten, avlopp, berg eller luft med hjälp av elektricitet.

Distributionssystemet består vanligen av isolerade stålrör med varierande dimensioner där de grövsta dimensionerna hanterar flödet ut och in från produktionsanläggningarna medan de tunnare dimensionerna återfinns närmare kunderna (Fredriksen & Werner (2015). I framledningsrören transporteras det varmare vattnet ut till kunderna medan returledningsrören leder tillbak a det avkylda vattnet till produktionsanläggningarna för återuppvärmning. I nätet finns också

4 cirkulationspumpar som håller trycket (och därmed vattenflödet) uppe på en önskad nivå. Dessa pumpar är ofta installerade i direkt anslutning till produktionsanläggningarna. För att inte få för stora värmeförluster i distributionsledningarna krävs det att värmebehovet har en viss densitet, alltså lämpar sig inte fjärrvärme för glesbefolkade områden utan tillämpas mest i tätorter.

Kundcentralerna har till uppgift att överföra värme från fjärrvärmenätet till kunden samtidigt som de vid behov kan isolera kunden från nätet, exempelvis vid underhåll eller driftstörning (Fredriksen & Werner (2015). I svenska kundcentraler finns en värmeväxlare som överför värme från fjärrvärmenätets hetvatten till kundens egna radiatorsystem och tappvarmvatten, vilket gör att de är hydrauliskt separerade. I Danmark och Tyskland är det däremot vanligt att endast tappvarmvattnet är hydrauliskt separerat och att kundernas radiatorsystem är direkt kopplade till fjärrvärmenätet. För att mäta och reglera hur mycket värme som levereras är kundcentralerna utrustade med en flödesventil, flödesmätare, flera temperaturmätare och en reglercentral. Slutligen har kunderna ett eget system av ledningar, radiatorer och vattenberedare för att distribuera värmen inom byggnaden och till tappvarmvattnet.

2.1.1 Tekniska fel och åtgärder

Dåligt underhållna kundcentraler kan ha oproportionerligt stora fjärrvärmevattenflöden, vilket i sin tur leder till förhöjda returtemperaturer. Vanliga fel är inkorrekt satta börvärden eller reglerventiler som fastnat i öppet läge. Avlagringar på värmeväxlarna minskar också kundcentralernas prestanda över tid, men det är inte ett så stort problem som man tidigare trodde (Fredriksen & Werner, 2015). Fokus bör istället läggas på tillsyn och underhåll av ventiler och styrning då undersökningar tyder på att det är denna typ av kundcentralsfel som är vanligare. Enligt Månsson et al. (2019) är fel i kundernas interna värmesystem också ofta orsaken till förhöjda returtemperaturer, vilket inte nödvändigtvis är kopplat kundcentralerna i sig. Dessa orsaker kan vara svårare för fjärrvärmebolagen att åtgärda eftersom de vanligtvis endast har tillgång till kundcentralen, om ens det, och inte hela kundens värmesystem. Sammanfattningsvis är förhöjd returtemperatur oftast kopplad till bristande underhåll och kan därför åtgärdas av fjärrvärmetekniker under kortare tillsyns- och underhållsbesök, så länge som de har tillgång till de felande komponenterna.

2.2 F

RAMTIDENS FJÄRRVÄRME

En av de stora trenderna i fjärrvärmebranschen är fjärde generationens fjärrvärme. Målet med att utveckla fjärde generationens fjärrvärme är att balansera värmebehov med värmebesparande åtgärder för att kunna möta framtidens utmaningar som uppstår till följd av att byggnaderna blir allt mer energieffektiva, samtidigt som fjärrvärmens nätförluster sänks (Lund m.fl., 2018). Fjärde generationens fjärrvärmesystemsystem levererar värme till lågenergibyggnader med låga värmeförluster i distributionsnätet (Lund m.fl., 2014). De låga fram- och returledningstemperaturerna bidrar också till att mer restvärme kan tas tillvara. Fjärde generationens fjärrvärme kan definieras som ett sammanhängande teknologiskt och institutionellt koncept. Det innefattar en modern betalnings- och motivstruktur som leder till hög energieffektivitet.

5 Fjärde generationens fjärrvärme innebär att näten öppnas för fler producenter vilket gör att fjärrvärmebolagen kommer ställas inför frågor som elbolagen ställs inför idag (Ziemele, Talcis, & Osis, 2019). Fjärrvärmebolagens lokala monopol kommer brytas upp i och med att fler aktörer kan konkurrera om samma kunder. Denna utveckling kan jämföras med avregleringen av det svenska elnätet.

Fjärrvärmen kommer spela en central roll i framtidens energisystem, inte minst tack vare att den kommer att vara mer integrerad med elsystemet och transportsystemet (Lund m.fl., 2014). Detta ställer också allt större krav på fjärrvärmesystemen då exempelvis mer intermittenta energikällor kommer introduceras (Guelpa, Bischi, Verda, Chertkov, & Lund, 2019). Det är framförallt viktigt att integrera värme- och elsystemet med varandra, men även transportsystemet är bra att få med i utvecklingen, då i form av elbilar (Mathiesen m.fl., 2015). En allt högre grad av integrering mellan systemen är en förutsättning för att i framtiden uppnå en större andel intermittenta förnyelsebara energikällor i energisystemet som helhet. Ett enkelt sätt att uppnå integreringen på kort sikt i Sverige är att producera värme med värmepumpar när elpriset riskerar att sjunka till följd av stor tillförsel av vindkraftsel. På detta sätt kan fjärrvärmenäten användas som en elsänka så att vindkraftsproduktionen inte går förlorad. Som ett komplement till integrationen bör även möjligheter till energilagring övervägas, termisk lagring såväl som i batterier. Vad som krävs av framtidens fjärrvärmenät kan sammanfattas i fem punkter (Lund m.fl., 2014):

• Möjlighet att leverera en låg framledningstemperatur till nya moderna byggnader eller gamla renoverade byggnader där värmebehovet är lågt.

• Leverans av värme med små nätförluster.

• Möjlighet att integrera lågvärdig värme som energikällor samt möjlighet att integrera solvärme och geotermisk värme.

• Möjlighet att hålla kostnaderna på en rimlig nivå, detta gäller nya investeringar samt kostnadsstruktur för daglig drift.

• Möjlighet att integreras med andra stora system så som eventuella gasnät, elnät och transportsystem.

Punktlistan ovan gäller alltså framtidens fjärrvärmenät och blir något mer generell än vad definitionen av fjärde generationens fjärrvärme är, vilket till viss del beror på att fjärde generationens fjärrvärme inte kan tillämpas i alla existerande fjärrvärmenät (Brange, Lauenburg, Sernhed, & Thern, 2017). Hinder uppkommer framförallt i nät där flaskhalsar redan finns, vilket medför att fjärde generationens fjärrvärme kan vara svår att implementera där. Detta beror på att den mindre temperaturdifferensen i fjärde generationens system medför att nätet drivs med ett högre massflöde. I de fall där flaskhalsar redan finns i utgångsläget kan temperaturdifferensminskningen innebära flaskhalsproblematiken förstärks. Det finns ett antal åtgärder som kan implementeras i ett fjärrvärmenät för att motverka flaskhalsar , däribland förläggning av nya kulvertar, ändrad drift av befintliga pumpar och åtgärder som syftar att ändra kundernas beteende (Brange, Sernhed, & Thern, 2019).

6

2.3 A

FFÄRSMODELLER OCH DEN FRAMTIDA VÄRMEMARKNADEN

I följande avsnitt redogörs för teori relaterad till affärsmodeller samt vilka framtida utmaningar och möjligheter som fjärrvärmebolagen kommer stöta på.

2.3.1 Affärsmodeller

För bakgrundens skull kan det vara lämpligt att inkludera en beskrivning av vad en tjänstebaserad affärsmodell är, till skillnad från en varubaserad modell. För energibolag kan just en tjänstebaserad affärsmodell vara svår att definiera, då det finns flera olika definitioner av vad energitjänster är (Kindström & Ottosson, 2016). Generellt så delas energitjänster in i direkta och indirekta energitjänster. De direkta åtgärderna sägs vara åtgärder som märkbart påverkar kunden, exempelvis genom optimering av kundens energisystem eller installation av annan mer effektiv hårdvara hos kund. Till de indirekta åtgärderna räknas sådana lösningar som inte märkbart påverkar kunden så som mätning för insamling av statistik eller energikartläggningar.

En bra affärsmodell är vital för att få genomslag för sina produkter eller tjänster men samtidigt så är det svårt att lyckas med affärsmodellssinnovation (Chesbrough, 2010). Företag kan vänta sig lika mycket vinst om de utvecklar en ny affärsmodell som när de utvecklar en ny innovativ teknologi eller tjänst. Dessutom måste företag som försöker förnya sina affärsmodeller undvika att avskräckas om en ny modell misslyckas, men samtidigt är det viktigt att varje experiment gällande nya modeller ger något. Det vill säga att även om den nya affärsmodellen inte är lyckosam kan den användas för att utröna vad som kanske är lyckosamt. Alltså behöver företag våga att experimentera för att uppnå framgång på området men måste samtidigt se till att genomföra ett ordentligt förarbete innan en ny modell testas.

2.3.2 Framtida utmaningar

Enligt Energieffektivitetsdirektivet (2012/27/EU) kommer det krävas att energibolag energieffektiviserar sin verksamhet framöver (Europeiska Kommissionen, 2020). Direktivet trädde i kraft 2018 och ska ha implementerats hos medlemsländerna senast 25:e juni 2020. Boverkets byggregler efterföljer redan direktivet och kräver hög energieffektivitet vid nybyggnation. För fjärrvärmebolag som agerar i städer med relativt låg befolkningstillväxt kan detta resultera i att deras marknad krymper. Energieffektivitetsdirektivet ger också konsumenterna rätten att erhålla frekvent och bra data gällande deras värmeanvändning så att det blir lättare för kunden att energieffektivisera genom att ändra sitt beteende. Tillsammans med ett globalt klimat i förändring leder detta till ett varierande och oförutsägbart värmebehov. Fjärrvärmebolagens produktionsanläggningar får då ofta stå i beredskap istället för att producera värme, vilket leder till att de får större andel fasta utgifter, som driftberedskap och underhåll, för varje såld megawattimme värme.

En stor utmaning för fjärrvärmebolagen är att utveckla en affärsmodell som stödjer n uvarande produktionsanläggningar och nät på framtidens fjärrvärmemarknad samtidigt som värmemarknaden av olika anledningar blir allt mindre (Lygnerud, 2018). Det ger på kort sikt mer fokus mot service snarare än produktion av värme, vilket blir mer arbetsintensivt på grund av att det kommer krävas mer övervakning i nätet jämfört med innan. Alltså krävs mer kompetens inom digitala resurser.

7 Från hushåll finns det olika grader av investeringsvillighet för olika typer av tjänster som energibolagen skulle kunna leverera (Ahvenniemi & Klobut, 2014). Hushållen i studien var villiga att integrera solvärme eller energiövervakning i deras energisystem. Ett annat intressant resultat från studien visade att en initial investering spelar mindre roll för hushållen om livscykelkostnaden sänks. Vidare visade studien att hållbarhet och miljötänk var populärt i Finland redan 2014 men inget som spelade större roll för hushållens beslutsfattande. Det identifierades också att fjärrvärmebolag behöver investera i marknadsföring och kommunikation gentemot kund.

2.3.3 Framtida möjligheter

Det finns ett gap hos industriella anläggningar gällande realiserad och potentiell energieffektivitet (Kindström & Ottosson, 2016). En central aktör för att uppnå effektivitetens sanna potential är energiservicebolag. Dock är det inte helt tydligt vad energiservice är, då det inte finns någon vedertagen definition av begreppet (Fell, 2017). Energiservice kan exemplifieras genom att energi inte är ett självändamål utan snarare ett verktyg för att uppnå något annat, som exempelvis en viss inomhustemperatur. Om regionala energibolag skulle implementera energiser vice som en del i produktportföljen skulle dessa företag kunna bli mer lönsamma och det lokala energisystemet mer effektivt totalt sett, åtminstone om analysen utförs med ett perspektiv mot industrin (Kindström & Ottosson, 2016).

Både EU:s energieffektiveringsdirektiv och kunders strävan att minska sina månatliga energikostnader visar vikten av så kallade smarta energinät (Kontu, Penttinen, Vimpari, & Junnila, 2019). Ett sätt öka spelrummet för fjärrvärmebolagen inom ramen för den egna produktionskapaciteten är att styra kundernas effektuttag. Dessa typer av åtgärder kan inte bara förflytta hela nätets maxbelastningstillfällen utan kan också leda till att det totala energibehovet sänks. Kontu, Penttinen, Vimpari, & Junnila (2019) visade också att styrning av inomhustemperaturen i finska hushåll för att påverka hushållets lastkurva sänker kundernas energikostnader totalt sett. Att kundernas energikostnader sänks belyser dock att den typen av styrning måste utvecklas i samarbete med flera aktörer, kunder och fjärrvärmebolag inräknade. I en annan finsk studie identifierades inte mindre än 8 viktiga intressenter till de behovsstyrande lösningar som implementerades (Peltokorpi, Talmar, Castrén, & Holmström, 2019). Det identifieras att det är viktigt att en av dessa intressenter står utanför energibolaget som en neutral part som kan styra arbetet mot slutmålet.

EU kräver att alla nybyggda hus från och med 2020 är så kallade nära-nollenergibyggnader, vilket påverkar fjärrvärmebolagens marknad i och med att de nya husen inte tillför lika stor efterfrågeökning som tidigare (Europeiska komissionen, 2010). Isaksson (2017) beskriver hur det finns ett bristande intresse hos privatpersoner att driva sina värmesystem vilket är extra tydligt i nära-nollenergibyggnader då värmesystemen i dessa byggnader ofta är komplexa.

Decentraliserade fjärrvärmenät innebär att kunderna kan få mer inflytande över sin egen användning och att driften av fjärrvärmenäten kommer bli allt mer arbetsintensiv i och med mer övervakning krävs (Lygnerud, 2019). För att få ett mer decentraliserat fjärrvärmenät i framtiden måste energibolagen förvärva kompetensen som krävs för denna utveckling redan idag. En allt lägre temperatur i fjärrvärmenäten, vilket kännetecknar fjärde generationens fjärrvärme, ger mervärde i form av lägre bränslekostnader och ett större antal skapade arbetstillfällen. Dock är det

8 inte säkert att hur priset skall sättas gentemot kunden eller hur kunden ska agera för att dennes boende ska vara så effektivt som möjligt. Det bör noteras att det går att urskilja en utveckling mot mer kundinteraktion och att det är positivt för företag att vara snabba med att implementera nya affärsmodeller då modellen i detta fall blir en konkurrensfördel i framtiden. De företag som är långsamma kan inte på samma sätt erhålla en fördel från modellen utan för dessa handlar det snarare om att komma ikapp.

En viktig synpunkt är att prissättningsmekanismerna hos fjärrvärmebolagen redan idag kan anses vara förlegade (Ziemele m.fl., 2019). Prissättningen för fjärrvärme sker på olika sätt runt om i världen. Vanligen bygger prissättningen på både fasta och rörliga avgifter (Paiho & Saastamoinen, 2018). De rörliga avgifterna är främst kopplade till kundens energianvändning medan de fasta avgifterna debiteras utifrån olika faktorer så som avgifter för nätanslutning, maximalt effektuttag eller returtemperaturer. Kunder som kan sänka sin uttagna effekt eller returtemperatur kommer då att betala mindre till fjärrvärmebolaget. Ett stort hinder för de finska fjärrvärmebolagen är deras ägandestrukturer, där ofta kommunen eller motsvarande organisation äger fjärrvärmebolaget. Paiho & Saastamoinen (2018) menar att detta hindrar bolagen från att utveckla sin verksamhet med strikt lönsamhet i åtanke. Men denna struktur kan också vara till en fördel då kommuner och liknande organisationer värderar samhällsnytta högre än vad en privat ägare gör. Paiho & Saastamoinen (2018) drar även slutsatser om vad finska fjärrvärmebolag bör fokusera på i framtiden, nämligen att implementera nya produktionssätt, att digitalisera verksamheten mer och att övergå mer mot service. En viktig roll som kommunerna kommer att spela i detta är att ge underlag för nyinvesteringar genom sin ekonomiska politik.

För fjärrvärmebolagen är det viktigt att fokusera på de investeringar som på förhand ser ut att ge bäst avkastning samtidigt som investeringarna bör ge ett underlag för vidare utveckling (Djurić Ilić, 2014). Det är dessutom viktigt att inte låta utvecklingen stanna av då det kommer en strid ström av innovation som fjärrvärmebolag kan dra nytta av. I Stockholms fjärrvärmenät gick det att se möjligheter att implementera produktion av biodrivmedel som i sin tur kunde ge ekonomisk vinst genom försäljning av drivmedlet i sig, men också då biodrivmedelsproduktionen gav ifrån sig restvärme vilken kunde användas i fjärrvärmenätet. Djurić Ilić (2014) konstaterar att fjärrvärmesystemet kan bidra till att andra sektorers utveckling mot hållbarhet. Andra konkreta åtgärder som fjärrvärmebolagen kan implementera är mer decentraliserade nät i form av solvärmeanläggningar och molnbaserade lösningar för övervakning (Costa m.fl., 2017). Mer mätning och interaktion med kunderna eller till och med att kunderna ges möjlighet att bidra med värmeproduktion, så kallade prosumers, ger möjlighet till större energieffektivitet.

2.4 V

ISBYS FJÄRRVÄRMESYSTEM

Visbys fjärrvärmesystem försörjer i stort sett alla tätbebyggda områden i Visby och den årliga värmeproduktionen är cirka 191 GWh, eller 688 TJ. Fjärrvärmenätet består av flertalet lokala delar som byggdes ihop till ett stort nät under 1980-talet när GEAB tog över all fjärrvärme i Visby. Majoriteten av ledningarna är ”generation tre”, det vill säga direktförlagda isolerade hetvattenrör (Fredriksen & Werner, 2015), men det finns också en del oisolerade kulvertar kvar från innan 1980-talet eftersom vissa lokala nätägare hade installerat denna rörtyp.

9 Baslasten i fjärrvärmenätet är två rosterpannor på 18 respektive 10 MW. Båda pannorna är utrustade med rökgaskondensering och eldas med en blandning av flis från grenar och toppar (GROT) och bark. En värmepump på 12 MW används vid kallare väder eller vid lågt elpris och ett flertal biooljepannor kan sättas in som topplast. I anslutning till var je panna finns fjärrvärmenätets cirkulationspumpar som vanligen endast drivs när den tillhörande pannan är i drift. Sommaren 2019 installerades en ackumulatortank á 4 000 m3 _{som har bidragit till att}

pannorna har kunnat drivas jämnare och effektivare. Baslastpannorna, och därmed baslastpumparna, ligger på Visbys östra utkanter vilket bidrar till låga differentialtryck i nätets västra delar, särskilt i den historiska Hansastaden Visby, även kallat innerstan. I och kring innerstan är nätet klent dimensionerat och matningen sker endast genom två punkter i den medeltida ringmuren, Österport och Söderport. Dessa faktorer är gör att nätets lägsta differentialtryck finns i innerstan, vilket kan ses i Figur 2. Det är dessa kunder som först får problem med värmeförsörjningen om systemtrycket sjunker. För att säkra att alla kunder får fullgod värmeförsörjning regleras drifttryck och framledningstemperatur i hela nätet så att differentialtrycket i innerstan inte faller under ett visst värde. Därför är det möjligt att hela nätet kan vinna på att differenstrycket i innerstaden förbättras, vilket kan uppnås med hjälp av bättre underhåll av kundcentralerna.

Figur 2: Ledningskarta över Visbys fjärrvärmesystem, färgkodat för differenstryck. Rött = fullgott differenstryck, blått = mycket lågt differenstryck. Det mångfärgade området är innanför Visbys ringmur och har systemets lägsta differenstryck. Produktionsanläggningarna ligger i östra delen av nätet, alltså långt från innerstan i väst.

10 I databasen Mcom, som GEAB använder för att lagra avläsningar från fjärrvärmekundernas centraler, går det att se att ett ganska stort antal kundcentraler har höga returtemperaturer. Detta leder till att värmeförlusterna och pumpeffekten blir onödigt stora. Av erfarenhet vet GEAB att det finns många kundcentraler som gått med litet eller inget underhåll sen de installerats för 30 till 40 år sedan. I dagsläget erbjuder GEAB ett frivilligt serviceavtal till sina kunder där bolaget åtar sig att underhålla kundcentralen i utbyte mot en extra månadsavgift. Ifall kundcentralsåtgärderna väntas ge stora kostnadsbesparingar för GEAB kan de överväga att ta över servicen av alla kundcentraler i nätet.

11

3 B

ERÄKNINGSTEORI

I detta kapitel presenteras de beräkningar som behövs för att analysera en potentiell returtemperatursänknings relation till massflöde, värmeförluster och tryckförluster. Det kommer också beskrivas hur man kan avgöra lönsamheten av sådana åtgärder.

3.1 M

ASSFLÖDESMINSKNING

Då ett fjärrvärmesystem består av vattenflöden som värms upp och kyls av kan kundcentraler analyseras utifrån termodynamikens första huvudsats för öppna system. Den högtempererade sidan av fjärrvärmerörsystemet kallas för framledningen (Eng: Supply) och den lågtempererade kallas för returledningen (Eng: Return), därför kommer framledningen ha prefix ”s” och returledningen prefixet ”r”. Då kundcentralerna är små enheter utan pumpar på fjärrvärmenätets sida av värmeväxlaren, kan den mekaniska effekten samt skillnaden i hastighet och höjdläge över värmeväxlaren försummas. För vatten i ett öppet system vid icke-extrema tryck kan den första huvudsatsen över en kundcentral då skrivas

𝑄̇_{𝑘𝑢𝑛𝑑} = 𝑚̇𝐶_𝑝(𝑇_𝑠 − 𝑇_𝑟) [𝑊] (1) Där 𝑄̇_{𝑘𝑢𝑛𝑑} − 𝑑𝑒𝑛 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡 𝑠𝑜𝑚 𝑡𝑎𝑠 𝑢𝑡 𝑎𝑣 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑛 [𝑊] 𝑚̇ − 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑓𝑙ö𝑑𝑒 ö𝑣𝑒𝑟 𝑘𝑢𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑛 [𝑘𝑔⁄ ] _𝑠 𝐶𝑝− 𝑑𝑒𝑛 𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑘𝑎 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑘𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑒𝑡𝑒𝑛 𝑓ö𝑟 𝑣𝑎𝑡𝑡𝑒𝑛 [ 𝐽 𝑘𝑔𝐾] 𝑇_𝑠 − 𝑑𝑒𝑛 𝑢𝑝𝑝𝑚ä𝑡𝑡𝑎 𝑓𝑟𝑎𝑚𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒𝑛 𝑣𝑖𝑑 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑛 [℃] 𝑇_𝑟− 𝑑𝑒𝑛 𝑢𝑝𝑝𝑚ä𝑡𝑡𝑎 𝑟𝑒𝑡𝑢𝑟𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒𝑛 𝑣𝑖𝑑 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑛 [℃]

Då 𝐶_𝑝 är temperaturberoende bör det använda värdet på 𝐶_𝑝 vara medelvärdet av 𝐶_𝑝 för framledningstemperaturen 𝑇_𝑠 och returledningstemperaturen 𝑇_𝑟. Om man antar att kundcentralen levererar korrekt effekt till kunden kan 𝑄̇_{𝑘𝑢𝑛𝑑} anses vara oförändrad. En sänkning av returtemperaturen 𝑇_𝑟 till den lägre temperaturen 𝑇_{𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡} uppnås om massflödet sänks enligt

𝑚̇_{𝑠ä𝑛𝑘𝑡} = 𝑄̇𝑘𝑢𝑛𝑑

𝐶_𝑝(𝑇_𝑠− 𝑇_{𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡}) [𝑘𝑔 𝑠⁄ ] (2) Där

12 Denna beräkning av det reducerade massflödet 𝑚̇_{𝑠ä𝑛𝑘𝑡} för en åtgärdad kundcentral kan användas för att beräkna minskningen av värme- och tryckförluster i hela fjärrvärmenätet, vilket kommer visas i 3.2 Värmeförluster och 3.3 Tryckförluster.

3.2 V

ÄRMEFÖRLUSTER

Hur förändringar i energiförluster och energianvändning kan beräknas är beroende på vilken typ av data och systemmodeller som finns tillgängliga. För att kunna taxera kunder för deras fjärrvärmeanvändning behöver temperaturgivare och flödesmätare finnas i nstallerade i varje kundcentral, varvid dessa data vanligen är tillgängliga. Om samma uppsättning mätare finns på fjärrvärmenätets produktionsanläggningar kan då värmeförlusten 𝑄̇𝑓 som förloras i

fjärrvärmeledningarna beräknas enligt

𝑄̇_𝑓= 𝑄̇_{𝑝𝑟𝑜𝑑}− 𝑄̇_{𝑠å𝑙𝑑} [𝑊] (3)

Där

𝑄̇_𝑓− 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑖 𝑛ä𝑡𝑒𝑡 [𝑊]

𝑄̇_{𝑝𝑟𝑜𝑑}− 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑚 𝑡𝑖𝑙𝑙𝑓ö𝑟𝑡𝑠 𝑛ä𝑡𝑒𝑡 [𝑊]

𝑄̇_{𝑠å𝑙𝑑}− 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑡 𝑢𝑝𝑝𝑚ä𝑡𝑡 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑢𝑡𝑡𝑎𝑔 ℎ𝑜𝑠 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟𝑛𝑎 [𝑊]

Denna sammanlagda värmeförlust 𝑄̇_{𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡} uppkommer från både de heta (ca 70 - 100 ℃ ) framledningsrören och de svalare (ca 25 - 50 ℃ ) returledningsrören då båda har en högre temperatur än den omgivande marken (Gadd & Werner, 2014). Då dessa fjärrvärmerör, dagligen kallat kulvertar, är cirkulära rör kan värmeförlusterna från dessa beräknas enligt

𝑄̇ = 𝑈𝐴_𝑦(𝑇_{𝑓𝑗ä𝑟𝑟𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑣𝑎𝑡𝑡𝑒𝑛}− 𝑇_∞) [𝑊] (4) Där

𝑈 − 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑔𝑒𝑛𝑜𝑚𝑔å𝑛𝑔𝑠𝑘𝑜𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑛 [𝑊 (𝑚⁄ 2_𝐾)]

𝐴_𝑦− 𝑚𝑎𝑛𝑡𝑒𝑙𝑎𝑟𝑒𝑎 ℎ𝑜𝑠 𝑘𝑢𝑙𝑣𝑒𝑟𝑡 [𝑚2_]

𝑇_∞− 𝑚𝑎𝑟𝑘𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒𝑛 [℃]

Generellt används samma längder och samma typ av kulvert (samma rördimension, isoleringstjocklek och material) för både framledningsrören och returledningsrören vilket gör att man kan anta att 𝑈𝐴_𝑦 inte skiljer sig mellan framledningen och returledningen. Detta gör att

13 fördelningen av värmeförlusterna mellan ledningarna endast är beroende av temperaturdifferenserna. Den förlust 𝑄̇𝑓,𝑟 som härrör från returledningarna kan då beräknas enligt

𝑄̇_𝑓,𝑟 = 𝑄̇_𝑓𝑄̇𝑓,𝑟 𝑄̇_𝑓 ⇔ {𝑄̇_𝑓 = 𝑄̇_𝑓,𝑠+ 𝑄̇_𝑓,𝑟} ⇔ 𝑄̇_𝑓,𝑟 = 𝑄̇_𝑓 𝑄̇𝑓,𝑟

𝑄̇_𝑓,𝑠+ 𝑄̇_𝑓,𝑟⇔

Eftersom {𝑄̇_𝑓,𝑠 = 𝑈𝐴_𝑦(𝑇_𝑠− 𝑇_∞)} och {𝑄̇_𝑓,𝑟 = 𝑈𝐴_𝑦(𝑇_𝑟− 𝑇_∞)} blir 𝑄̇_𝑓,𝑟= 𝑄̇_𝑓 𝑇𝑟 − 𝑇∞ (𝑇_𝑠− 𝑇_∞) + (𝑇_𝑟− 𝑇_∞) [𝑊] (5) Där 𝑇_𝑟− 𝑟𝑒𝑡𝑢𝑟𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒𝑛 𝑖 𝑓𝑗ä𝑟𝑟𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑛ä𝑡𝑒𝑡 𝑖𝑛𝑛𝑎𝑛 å𝑡𝑔ä𝑟𝑑𝑒𝑟 [℃] 𝑇_𝑠 − 𝑓𝑟𝑎𝑚𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒𝑛 𝑖 𝑓𝑗ä𝑟𝑟𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑛ä𝑡𝑒𝑡 𝑖𝑛𝑛𝑎𝑛 å𝑡𝑔ä𝑟𝑑𝑒𝑟 [℃] 𝑄̇_𝑓,𝑠− 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑎𝑙𝑙𝑜𝑘𝑒𝑟𝑎𝑑𝑒 𝑡𝑖𝑙𝑙 𝑓𝑟𝑎𝑚𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑟ö𝑟𝑒𝑛 [𝑊] 𝑄̇_𝑓,𝑟− 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑎𝑙𝑙𝑜𝑘𝑒𝑟𝑎𝑑𝑒 𝑡𝑖𝑙𝑙 𝑟𝑒𝑡𝑢𝑟𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑟ö𝑟𝑒𝑛 [𝑊] 𝑇∞− 𝑚𝑎𝑟𝑘𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒𝑛 [℃]

Om 𝑈𝐴_𝑦 och marktemperaturen 𝑇_∞ antas vara oförändrade kan de nya, lägre värmeförlusterna i returledningen, kallat 𝑄̇_{𝑓,𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡}, beräknas enligt

𝑄̇𝑓,𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡 = 𝑄̇𝑓,𝑟

𝑄̇_{𝑓,𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡}

𝑄̇_𝑓,𝑟 = 𝑄̇𝑓,𝑟

𝑇_{𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡}− 𝑇_∞

𝑇_𝑟− 𝑇_∞ [𝑊] (6)

Nättemperaturerna 𝑇_𝑠 , 𝑇_𝑟 och 𝑇_{𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡} kan beräknas genom en viktad sammanslagning av temperaturerna vid kundcentralerna enligt

𝑇 = ∑ 𝑚̇𝑖𝑇𝑖 𝑛 𝑖=1 ∑𝑛𝑖=1𝑚̇𝑖 [℃] (7) Där

14 𝑛 − 𝑎𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑟

𝑇_𝑖 − 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟 𝑣𝑖𝑑 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 𝑖 [℃]

𝑚̇𝑖− 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑓𝑙ö𝑑𝑒 𝑎𝑣 𝑓𝑗ä𝑟𝑟𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑣𝑎𝑡𝑡𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑜𝑚 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 𝑖 [𝑘𝑔 𝑠⁄ ]

För att ta fram den sammanslagna returtemperaturen 𝑇_{𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡} efter att kundcentraler åtgärdats används de nya, sänkta massflödena och returtemperaturerna för de åtgärdade kundcentralerna. Den årliga kostnadsbesparingen 𝑅_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒} som är direkt kopplat till värmeförluster kan kvantifieras med hjälp av fjärrvärmebolagets genomsnittliga värmeproduktionskostnad 𝐶_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒} enligt

𝑅_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒} = (𝑄̇_𝑓,𝑟− 𝑄̇_{𝑓,𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡})𝐶_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒} [𝑘𝑟/å𝑟] (8) Där värmeproduktionskostnaden 𝐶_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒} är ett viktat medelvärde av de olika värmekällornas energikostnader. Värmeproduktionskostnaden 𝐶_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒} kan skrivas

𝐶𝑣ä𝑟𝑚𝑒 = 1 𝑄̇_{𝑝𝑟𝑜𝑑}∑ ( 𝑄̇_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑘ä𝑙𝑙𝑎 𝑖} × 𝐶_{𝑏𝑟ä𝑛𝑠𝑙𝑒 𝑖} 𝜂_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑘ä𝑙𝑙𝑎 𝑖} ) 𝑛 𝑖=1 [𝑘𝑟 𝑀𝑊ℎ⁄ ] (9) Där 𝑄̇𝑝𝑟𝑜𝑑− 𝑑𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑎 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛𝑒𝑛 𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 𝑒𝑡𝑡 å𝑟 [𝑊] 𝑛 − 𝑎𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑘ä𝑙𝑙𝑜𝑟 𝑄̇_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑘ä𝑙𝑙𝑎 𝑖} − 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛𝑒𝑛 𝑎𝑣 𝑘ä𝑙𝑙𝑎 𝑖 𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟 𝑒𝑡𝑡 å𝑟 [𝑊] 𝐶𝑏𝑟ä𝑛𝑠𝑙𝑒 𝑖− 𝑓𝑗ä𝑟𝑟𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑏𝑜𝑙𝑎𝑔𝑒𝑡𝑠 𝑖𝑛𝑘ö𝑝𝑠𝑝𝑟𝑖𝑠 𝑓ö𝑟 𝑏𝑟ä𝑛𝑠𝑙𝑒 𝑖 [𝑘𝑟/𝑀𝑊ℎ] 𝜂𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑘ä𝑙𝑙𝑎 𝑖− 𝑣𝑒𝑟𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑔𝑟𝑎𝑑𝑒𝑛 ℎ𝑜𝑠 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑘ä𝑙𝑙𝑎 𝑖 [−]

3.3 T

RYCKFÖRLUSTER

När kundcentralerna åtgärdas så att massflöde och returtemperatur sänks kommer detta också leda till minskade tryckförluster. För att avgöra hur detta beroende ser ut kan man analysera fjärrvärmenätet med en av strömningslärans grundpelare, Bernoullis ekvation. Enligt Storck, Karlsson, Andersson, Renner, & Loyd (2012) kan Bernoullis utvidgade ekvation för ett stationärt, inkompressibelt flöde skrivas

𝑝₁ +1 2𝜌𝑢̅1 2_{+ 𝜌𝑔𝑧} 1= 𝑝2 + 1 2𝜌𝑢̅2 2_{+ 𝜌𝑔𝑧} 2+ ∆𝑝𝑓+ 𝜌𝑤𝑡 [𝑃𝑎] (10)

15 Där 𝑝 − 𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑠𝑘𝑡 𝑡𝑟𝑦𝑐𝑘 [𝑃𝑎] 𝜌 − 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑒𝑛𝑠 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑡𝑒𝑡 [𝑘𝑔 𝑚⁄ 3] 𝑢̅ − 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑒𝑛𝑠 𝑚𝑒𝑑𝑒𝑙ℎ𝑎𝑠𝑡𝑖𝑔ℎ𝑒𝑡 [𝑚 𝑠⁄ ] 𝑧 − ℎö𝑗𝑑𝑙ä𝑔𝑒 [𝑚] 𝑔 − 𝑗𝑜𝑟𝑑𝑒𝑛𝑠 𝑡𝑦𝑛𝑔𝑑𝑎𝑐𝑐𝑒𝑙𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 [𝑚2_/𝑠] ∆𝑝𝑓 −𝑡𝑟𝑦𝑐𝑘𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑡𝑒𝑟𝑚 [𝑃𝑎] 𝑤_{𝑡− det 𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑘𝑎 𝑚𝑒𝑘𝑎𝑛𝑖𝑠𝑘𝑎 𝑎𝑟𝑏𝑒𝑡𝑒 𝑠𝑜𝑚 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑒𝑡 𝑢𝑡𝑟ä𝑡𝑡𝑎𝑟 𝑝å 𝑜𝑚𝑔𝑖𝑣𝑛𝑖𝑛𝑔𝑒𝑛 [𝐽 𝑘𝑔}⁄ ] Om ett recirkulerande system, som ett fjärrvärmenät, studeras kan de flesta av termerna i Bernoullis ekvation strykas om man sätter punkt 2 på samma ställe som punkt 1, fast ett varv senare. Detta är visualiserat i Figur 3.

Figur 3: Principskiss över ett fjärrvärmenät.

Eftersom punkt 1 och punkt 2 är samma blir 𝑝1 = 𝑝2, 𝑢̅1 = 𝑢̅2 och 𝑧1 = 𝑧2. Då återstår att

−𝜌𝑤_𝑡 = ∆𝑝_𝑓 ⇔ −𝜌𝑤_𝑡× 𝑉̇ = ∆𝑝_𝑓× 𝑉̇ ⇔

16 − 𝑤𝑡× 𝑚̇ = ∆𝑝𝑓× 𝑚̇ 𝜌 ⇔ −𝑊̇𝑡 = ∆𝑝𝑓× 𝑚̇ 𝜌 [𝑊] (11) Där 𝑉̇ – volymflödet i systemet [𝑚3⁄ ] _𝑠 𝑊̇_𝑡− 𝑑𝑒𝑛 𝑚𝑒𝑘𝑎𝑛𝑖𝑠𝑘𝑎 𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑚 𝑏𝑜𝑟𝑡𝑓ö𝑟𝑠 [𝑊]

En negativ mekanisk effekt betyder i detta fall att systemet tillförs arbete i form av en eller flera pumpar. I vidare beräkningar kommer 𝑊̇𝑡 användas i stället för −𝑊̇𝑡 då det är underförstått att

alla strömningsförluster kommer leda till att mer pumpkraft behöver tillföras systemet. Då cirkulationspumpar och deras tillhörande elmotorer har sina egna verkningsgrader kan eleffekten 𝑊̇_𝑒𝑙 som behöver köpas in för att driva pumparna skrivas

𝑊̇𝑒𝑙 = 𝑊̇_𝑡 𝜂_{𝑝𝑢𝑚𝑝} × 𝜂_{𝑒𝑙𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟} [𝑊] (12) 𝑊̇_𝑒𝑙− 𝑒𝑙𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡 𝑠𝑜𝑚 𝑘𝑟ä𝑣𝑠 𝑓ö𝑟 𝑎𝑡𝑡 𝑑𝑟𝑖𝑣𝑎 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑒𝑡 [𝑊] 𝜂_{𝑝𝑢𝑚𝑝} − 𝑣𝑒𝑟𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑔𝑟𝑎𝑑 𝑝å 𝑝𝑢𝑚𝑝𝑎𝑟𝑛𝑎 [– ] 𝜂_{𝑝𝑢𝑚𝑝} − 𝑣𝑒𝑟𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑔𝑟𝑎𝑑 𝑝å 𝑝𝑢𝑚𝑝𝑎𝑟𝑛𝑎𝑠 𝑒𝑙𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑒𝑟 [−]

Tryckförlusttermen ∆𝑝_𝑓 har de ingående komponenterna

∆𝑝_𝑓 = ∆𝑝_{𝑓,𝑒𝑛𝑔å𝑛𝑔𝑠𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑒𝑟}+ ∆𝑝_{𝑓,𝑟ö𝑟𝑓𝑟𝑖𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛𝑠𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑒𝑟} = 1 2𝜌𝑢̅ 2_{(𝜁 + 𝜆}𝐿 𝑑) [𝑃𝑎] (13) Där 𝜁 − 𝑒𝑛𝑔å𝑛𝑔𝑠𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟𝑛 𝜆 − 𝑓𝑟𝑖𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟𝑛 𝐿 − 𝑟ö𝑟𝑙ä𝑛𝑔𝑑𝑒𝑛 [𝑚] 𝑑 − 𝑑𝑒𝑛 𝑙𝑜𝑘𝑎𝑙𝑎 𝑟ö𝑟𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑛 [𝑚]

17 𝑢̅ = 4𝑚̇ 𝜋𝜌𝑑2 [𝑚 𝑠⁄ ] (14) Insatt i ekvation (13) fås ∆𝑝_𝑓 = 8 𝜌𝜋2_𝑑4(𝜁 + 𝜆 𝐿 𝑑) 𝑚̇ 2 _{[𝑃𝑎] (15)}

Om ekvation (15) kombineras med ekvation (11) och ekvation (12) fås

𝑊̇_𝑒𝑙= 8 𝜌2_𝜋2_𝑑4(𝜁 + 𝜆 𝐿 𝑑) 𝑚̇3 𝜂𝑝𝑢𝑚𝑝 × 𝜂𝑒𝑙𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 [𝑊] (16)

Enligt Fredriksen & Werner (2015) har fjärrvärmesystem vanligtvis Reynolds tal mellan 105 _{− 10}6 _{och ytråhet 𝑘 ≈ 0,1 𝑚𝑚, vilket ger 𝑘 𝑑⁄ = 0,001 för ett rör med en innerdiameter 𝑑 =}

100 𝑚𝑚 och ger 𝑘 𝑑⁄ = 0,0001 för ett rör med en innerdiameter 𝑑 = 1000 𝑚𝑚. Observeras detta område i ett Moodydiagram kan man se att massflödets inverkan på friktionsfaktorn 𝜆 är försumbar. Pumpeffekten kan då antas vara en funktion av endast massflödet i kubik då alla andra parametrar är konstanta egenskaper hos rör, ventiler och pumpar. Minskningen i massflöde för gruppen av kundcentraler som analyseras kan skrivas

𝑚̇_{𝑡𝑜𝑡,𝑠ä𝑛𝑘𝑡} 𝑚̇𝑡𝑜𝑡 = ∑ 𝑚̇å𝑡𝑔ä𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑟 + ∑ 𝑚̇𝑜𝑟ö𝑟𝑑𝑎 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑟 ∑ 𝑚̇𝑎𝑙𝑙𝑎,𝑖𝑛𝑛𝑎𝑛 å𝑡𝑔ä𝑟𝑑 [−] (17)

Insatt i ekvation (18) nedan kan denna kvot användas för att beräkna hur mycket elektricitet, och pengar, som kan sparas om returtemperatursänkningar genomförs, förutsatt att man kan uppskatta den årliga elförbrukningen 𝑊̇_𝑒𝑙 som kan allokeras till cirkulationspumparna. Den årliga kostnadsbesparingen 𝑅_{𝑝𝑢𝑚𝑝} kopplat till cirkulationspumparna kan då skrivas

𝑅_{𝑝𝑢𝑚𝑝} = (1 − (𝑚̇𝑡𝑜𝑡,𝑛𝑦 𝑚̇_𝑡𝑜𝑡 ) 3 ) × 𝑊̇_𝑒𝑙× C_el [kr/år] (18) Där C_el− 𝑓𝑗ä𝑟𝑟𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑏𝑜𝑙𝑎𝑔𝑒𝑡𝑠 𝑖𝑛𝑘ö𝑝𝑠𝑝𝑟𝑖𝑠 𝑝å 𝑒𝑙 [𝑘𝑟/𝑀𝑊ℎ]

3.4 E

KONOMISK KALKYL

I detta stycke presenteras de slutgiltiga ekonomiska beräkningarna som behövs för att ta fram en lönsamhetskalkyl.

För att beräkna lönsamheten av att åtgärda kundcentraler för minskade returtemperaturer behöver energibesparingen sättas i relation till åtgärdens kostnad. För varje kundcentralsåtgärd behöver en tekniker skickas ut för inspektion, justering och eventuella reservdelsbyten. Den huvudsakliga

18 kostnaden är alltså arbetsrelaterade kostnader. Den totala investeringskostnaden för alla centraler kan skrivas

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑝𝑒𝑟 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 × 𝐴𝑛𝑡𝑎𝑙 å𝑡𝑔ä𝑟𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑟 (19)

En nuvärdesberäkning kan användas för att omvandla de årliga energibesparingarna till dagens värde så att investering i nuet kan jämföras mot framtida besparingar. Nuvärdesekvationen kan skrivas som 𝑁𝑢𝑣ä𝑟𝑑𝑒 = ∑𝑅𝑣ä𝑟𝑚𝑒 + 𝑅𝑝𝑢𝑚𝑝 (1 + 𝑟)𝑡 𝑛 𝑡=1 [𝑘𝑟] (20) 𝑅𝑣ä𝑟𝑚𝑒− 𝑏𝑒𝑠𝑝𝑎𝑟𝑖𝑛𝑔𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑚 𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑎𝑑𝑒 𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑔𝑒𝑟 𝑢𝑝𝑝ℎ𝑜𝑣 𝑡𝑖𝑙𝑙 [𝑘𝑟/å𝑟] 𝑅_{𝑝𝑢𝑚𝑝}− 𝑏𝑒𝑠𝑝𝑎𝑟𝑖𝑛𝑔𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑚 𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑎𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑦𝑐𝑘𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑔𝑒𝑟 𝑢𝑝𝑝ℎ𝑜𝑣 𝑡𝑖𝑙𝑙 [𝑘𝑟/å𝑟] 𝑛 − 𝑎𝑛𝑡𝑎𝑙 å𝑟 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔𝑒𝑛 𝑣ä𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑔𝑒 𝑎𝑣𝑘𝑎𝑠𝑡𝑛𝑖𝑛𝑔 [å𝑟] 𝑟 − 𝑘𝑎𝑙𝑘𝑦𝑙𝑟ä𝑛𝑡𝑎 [−]

Den slutgiltiga vinsten av åtgärden kan skrivas

19

4 M

ETOD

I följande kapitel beskrivs hur den använda beräkningsmodellen är uppbyggd, hur datainsamlingen gjordes, hur beräkningsmodellen implementerades och vilka antaganden som gjorts. Beräkningsmodellen presenteras först för att sätta resten av metoden i rätt kontext.

4.1 B

ERÄKNINGSMODELLEN

Metoden som använts i detta arbete är inspirerad av energikartläggningsmetodik. Grundpelarna i en energikartläggning är kartläggning av energianvändning, analys och åtgärdsförslag (Thollander, Karlsson, Rohdin, & Rosenkqvist, 2019). Hur kartläggningen och analysen genomförs formas av den data som finns tillgänglig då omfattande mätningar ofta inte hinns med inom tidsramen av en studie. Den beräkningsmodell som framarbetades i detta arbete är utformad utifrån de mest omfattande data som fanns tillgänglig hos GEAB, nämligen årsredovisningen av värmeproduktion utifrån bränslekälla och dygnsmätningar från alla Visbys kundcentraler. Beräkningsmodellen är visualiserad i Figur 4 och de huvudsakliga stegen redovisas i de följande avsnitten. En enkel modell av varje enskild kundcentral byggdes upp från mätningar och underhållsåtgärder simulerades genom att returtemperaturen sänktes. De förändrade massflödena och returtemperaturerna kombinerades sedan med energiårsredovisningen för att beräkna minskningen av värmeförluster. De nya och gamla massflödena kombinerades med uppmätt pumpeffekt för att beräkna de minskade pumpförlusterna. Bränsle- och elpris tillsammans med avkastningstid, kalkylränta och den antagna åtgärdskostnaden användes sedan för att beräkna lönsamheten av kundcentralsåtgärderna.

20

Figur 4: Flödeschema som redogör för beräkningsmodellens uppbyggnad.

4.2 D

ATAINSAMLING OCH GRUNDBERÄKNINGAR

Ett två veckor långt besök hos GEAB har genomförts för att se produktionsanläggningarna och få orientering i företagets datasystem. Under besöken på produktionsanläggningarna kunde även vissa detaljfrågor besvaras av de personer som arbetade på anläggningarna vilket möjliggjorde en mer intuitiv förståelse av produktionen. De cirkulationspumpar som vanligen driver systemet identifierades och produktionsanläggningarnas inbördes prioriteringsordning förtydligades. I senare faser av arbetet gjordes effektavläsningar på cirkulationspumparna för att uppskatta den årliga elförbrukningen i dessa.

21 Det data som extraherats ur GEAB:s loggningssystem Mcom visar på att en ansenlig andel av kundcentralerna har förhöjda returtemperaturer och det loggningsdata som fanns tillgängligt räckte för att beräkna potentiell energieffektivisering. Loggningen består av momentanvärden för framledningstemperatur, returledningstemperatur och volymflöde. Värdena avläses och loggas en gång per dygn vid midnatt och lämpar sig därför dåligt för en dynamisk modell. Istället valdes en dag då dygnsmedeltemperaturen var samma som årsmedeltemperaturen i Visby och analyseras statiskt i beräkningsmodellen som är beskriven ovan. Årsmedeltemperaturen i Visby beräknas till 7,3 ⁰C och en dag som motsvarade detta är 2018-09-19, för vilken loggningsdata extraherades (SMHI, 2019). Sedan sorterades de kundcentraler med inkompletta mätningar, alltså de som exempelvis saknade värden för returtemperatur eller massflöde, bort. Anledningen var att de mätstationer som inte kunde leverera alla viktiga parametrar ansågs otillförlitliga. Att ha kvar dessa skulle också kräva att man rekonstruerade data, vilket inte heller hade varit oproblematiskt. Denna rensning bedöms inte ge stort utslag på resultatet då endast 3 procent av mätpunkterna sorterades bort. De kvarvarande kundcentralerna sorterades så att de med högst returtemperatur hamnade överst i listan.

De första beräkningarna utfördes för att ta fram kundernas uttagna värmeeffekter, vilket genomfördes med hjälp av ekvation (1) och de uppmätta temperaturerna och massflödena. Dessa antogs vara de effekter som kundernas system krävde, alltså beaktas inte eventuella värmeläckage och fel i kundernas egna värmesystem i beräkningarna.

För att få fram vilken returtemperatur som rimligtvis skulle gå att uppnå hos en åtgärdad kundcentral i Visbys fjärrvärmenät användes medelvärdet av returtemperaturen hos den högst presterande fjärdedelen i systemet, alltså de 25 procent av kundcentralerna med lägst returtemperatur. Denna returtemperatur beräknades till 32 ⁰C, vilket är fullt rimligt för de flesta kundcentraler att uppnå då värmeväxlarna länge varit dimensionerade för att kunna leverera sådana returtemperaturer (Gadd & Werner, 2014). En funktion utarbetades för att styra hur många kundcentraler som skulle åtgärdas i varje simulering där de kundcentralerna med högst returtemperatur åtgärdades först. Åtgärdade kundcentraler fick returtemperaturen 32 ⁰C medan icke åtgärdade centraler behöll sin uppmätta returtemperatur. För att ta fram vad det nya, sänkta massflödet blir i de åtgärdade centralerna användes ekvation (2).

4.3 V

ÄRMEBESPARING

Utifrån årsredovisningar som erhölls från GEAB kunde värmeförlusterna i nätet beräknas enligt ekvation (3). Alltså beräknas förlusterna som differensen mellan producerad värme och såld värme. Denna beräkning utfördes med hjälp av redovisning från de fem senaste redovisade åren, 2015–2019. Med hjälp av ekvation (6) kan sedan den totala förlusten fördelas mellan fram- och returledningen. De nya temperaturerna i nätet beräknades som viktade temperaturer utifrån de temperaturer som finns i kundcentralerna enligt ekvation (7). Dessa nya temperaturen användes sedan för att beräkna förlusterna i nätet efter att kundcentralerna åtgärdades. Marktemperaturen i ekvation (5) antogs vara 4 ⁰C.

Returledningsförlusterna före och efter åtgärder, 𝑄̇_𝑓,𝑟 och 𝑄̇_{𝑓,𝑟,𝑠ä𝑛𝑘𝑡}, jämfördes sedan för att kunna beräkna vilken skillnad i värmeförluster som åtgärderna i kundcentralerna gav. Denna differens

22 multiplicerades sedan med värmekostnaden 𝐶_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒} enligt ekvation (8) vilket gav den årliga kostnadsbesparing som den sänkta temperaturen gav upphov till. Värmekostnaden 𝐶𝑣ä𝑟𝑚𝑒

beräknades genom att de olika produktionsanläggningarnas värmekostnader viktas utifrån hur stor andel av den totala produktionen de står för, vilket finns beskrivet i ekvation (9).

4.4 P

UMPFÖRLUSTER

Härledningen utifrån ekvation (10), Bernoullis utvidgade ekvation, visar att kvoten mellan massflödet innan åtgärder och massflödet efter åtgärder är den dominerande faktorn i detta fall. Det nya och det gamla massflödet jämfördes med hjälp av ekvation (17). Den årliga kostnadsbesparingen som den minskade pumpeffekten gav upphov till fås genom ekvation (18) och beräkningen baserades på GEAB:s elpris. Den uppmätta eleffekten 𝑊̇_𝑒𝑙 till cirkulationspumparna erhölls genom manuell effektavläsning från dessa pumpar och en årskonsumtion uppskattades därefter då den årliga elförbrukningen till pumparna inte fanns dokumenterad.

4.5 E

KONOMISK KALKYL

Den ekonomiska investeringen beräknades enligt ekvation (19). De årliga vinsterna av åtgärderna räknades om till ett nuvärde enligt ekvation (20). I denna ekvation tillkommer de antagna kalkylräntorna och antagandet om åtgärdernas livslängd. Kalkylräntorna som används är 7 procent och 12 procent då dessa räntor vanligen används i GEAB:s lönsamhetskalkyler. 12 procent är standardräntan på investeringar medan 7 procent används för att få en bättre bild av hur investeringar med lägre avkastning ter sig på sikt. Livslängden för investeringarna är svårare att uppskatta men antas vara 10 år då de flesta åtgärdade centraler får returtemperaturen sänkt från en mycket hög nivå och dessa centraler inte väntas bli lika dåliga igen redan efter 10 år. Gadd & Werner (2014) ger visst stöd för att en lång livslängd på åtgärderna kan antas. Den initiala investeringen per kundcentral antogs vara 2000 SEK, vilket baseras på en uppskattning av antal arbetstimmar per kundcentralsåtgärd. Denna uppskattning gjordes i samråd med underhållsansvariga på GEAB. Enligt Gadd & Werner, (2014) är det viktigt att det blir ett kontinuerligt underhåll av kundcentralerna för att de skall fortsätta leverera låga returtemperaturer. Ur lönsamhetssynpunkt är det samtidigt bra att ha så få underhållsbesök som möjligt då arbetstid är en betydande utgiftspost för fjärrvärmebolagen. För lönsamhetskalkylen i detta arbete räknades det endast med det initiala underhållet då hoppet från att inte haft underhåll på många år till det första åtgärdstillfället bör ge resultat i flera år. GEAB har börjat gå över till modernare loggningssystem som kan tillåta dem att vara mer sparsamma med underhållsbesöken framöver, när de sämst underhållna kundcentralerna väl har åtgärdats.

23

5 R

ESULTAT

I detta kapitel presenteras resultaten som fås när beräkningsmodellen appliceras på Visbys fjärrvärmenät. Kapitlet inleds med en översikt av kundcentralernas returtemperat urer, följt av den årliga energibesparingen, den beräknade totala vinsten av åtgärderna, flödesförändringar inom nätet och slutligen de tre känslighetsanalyser som utförts.

I Figur 5 visas varaktighetsdiagram över returtemperaturerna från alla kundcentraler i Visbys fjärrvärmenät, före och efter att de 750 centraler med högst returtemperatur har fått sin returtemperatur sänkt till 32 °C. I diagrammen är kundcentralerna sorterade från högst till lägst returtemperatur. Notera att inte alla kundcentraler med returtemperaturer över 32 °C blivit åtgärdade utan endast det antal som beräknas vara mest lönsamt, vilket visas i Figur 8.

Figur 5: Varaktighetsdiagram över returtemperaturerna ifrån Visbys kundcentraler, före och efter det att returtemperatursänkande åtgärder införts på de 750 kundcentraler med högst returtemperatur.

24

5.1 Å

RLIG ENERGI

-

OCH KOSTNADSBESPARING

I följande avsnitt redovisas hur stor årlig besparing som åtgärderna mot kundcentralerna ger. Både energimässig och ekonomisk besparing redovisas, där det går att särskilja hur fördelningen mellan besparad värme och elektricitet ser ut. I Figur 6 redovisas hur mycket energi som sparas årligen jämfört med ursprungsfallet. I grafen går det att se hur den största energibesparingen per kundcentral fås då de första centralerna åtgärdas. Kundcentralerna är sorterade från högst till lägst returtemperatur, som i Figur 5, vilket gör att de kundcentralerna med högst returtemperatur åtgärdas först. Det är på grund av detta som Figur 6 har en brantare stigning i början. I grafen syns det också tydligt hur de minskade värmeförlusterna står för majoriteten av all sparad energi.

Figur 6: Energibesparing i form av minskad elförbrukning i cirkulationspumpar och minskade värmeförluster i distributionsnätet.

Den årliga energibesparingen ger också upphov till ekonomisk besparing för GEAB då mindre elektricitet och bränsle behöver köpas in. Denna besparing visualiseras i Figur 7. Den årliga ekonomiska besparingen följer samma mönster som energibesparingen i Figur 6. Skillnaden är att reduktionen i elkostnaden för cirkulationspumparna blir lika stor som de reducerade värmeutgifterna, trots att värmen utgör majoriteten av den sparade energin. Det beror på att kalkylpriset för elektricitet är mycket högre än priset för fjärrvärmenätets bränslemix.

25

Figur 7: Årlig kostnadsbesparing på grund av minskad elförbrukning i cirkulationspumpar och minskade värmeförluster i distributionsnätet.

5.2 L

ÖNSAMHETSKALKYLER

Den potentiella vinsten av att åtgärda kundcentraler har beräknats enligt ekvation (21) och finns presenterat i Figur 8. Alla åtgärder räknas som att de utförts samtidigt, vilket självklart inte är realistiskt, men varje enskild åtgärd kommer att uppvisa samma lönsamhetskurva som den aggregerade modellen i Figur 8 och lönsamheten blir därför samma sett över tid. Maximal vinst uppnås vid 750 åtgärdade kundcentraler; varje ytterligare åtgärd kommer att kosta mer att utföra än vad man sparar på åtgärden under en tioårsperiod, justerat för kalkylräntan. Maximal vinst vid

12 procents kalkylränta är 4,3 miljoner SEK och maximal vinst vid 7 procents kalkylränta är 5,7 miljoner SEK. Notera också den stora vinningen som kan uppnås även om endast de

kundcentralerna med allra högst returtemperaturer åtgärdas. Att börja med dessa är därför en säker investering även om åtgärdskostnaden visar sig högre än kalkylerat. På grund av att kundcentralerna endast sorterades efter returtemperatur och inte värmeeffekt hade de femtio kundcentraler mellan 650 och 700 av en slump ovanligt små värmeeffekter, vilket ledde till ett lokalt minimum vid 700 åtgärdade centraler.

0 200 000 400 000 600 000 800 000 1 000 000 1 200 000 SE K /å r

Antal åtgärdade kundcentraler

Energikostnadsbesparing

26

Figur 8: Ekonomisk vinst av kundcentralsåtgärder över en tioårsperiod.

5.3 F

LÖDESFÖRÄNDRINGAR

För att uppnå lägre returtemperaturer i kundcentralerna sänks massflödet, vilket minskar effekten som måste tillföras med hjälp av fjärrvärmenätets cirkulationspumpar. För utom att minska elkostnader kan detta underlätta driften av nätet då det kan avhjälpa trånga sektioner och minska risken för kavitation vid pumparna. I Figur 9 och Figur 10 nedan presenteras massflöde och procentuell minskning av pumpeffekt som en funktion av antal åtgärdade kundcentraler. Att åtgärda ett fåtal av de lägst presterande centralerna ger stor flödesminskning jämfört med åtgärder hos många av de dugliga centralerna, vilket följer samma trend som observerats tidigare. I Figur 10 syns den stora förbättringspotentialen i innerstaden, vilket blir extra viktigt eftersom det är en trång sektion som hela nätet styrs efter. Dessa kaskadeffekter har inte tagits med i beräkningarna men har sannolikt en stor inverkan på nätet som helhet.

0 1 000 000 2 000 000 3 000 000 4 000 000 5 000 000 6 000 000 SE K

Antal åtgärdade kundcentraler

Vinst

27

Figur 9: Massflöde och procentuell minskning av pumpeffekt som en funktion av antal kundcentraler i Visby som får sin returtemperatur åtgärdad.

Figur 10: Massflöde och procentuell minskning av pumpeffekt som en funktion av antal kundcentraler i Visbys innerstad som får sin returtemperatur åtgärdad.

5.4 K

ÄNSLIGHETSANALYSER

För att undersöka vilken inverkan de centrala antagandena har på lönsamheten har känslighetsanalyser utförts. I de följande analyserna antas en kalkylränta på 12 procent. I Tabell 1

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 P u m p ef fe kt sm in sk n in g [% ] M as sf löd e [k g/ s]

Antal åtgärdade kundcentraler

Flödesförändring, Hela Visby

Massflöde [kg/s] Pumpeffektsminskning [%] 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 P u m p ef fe km in sk n in g [% ] M as sf löd e [k g/ s]

Antal åtgärdade kundcentraler

Flödesförändring, Innerstan

28 har kostnaden för kundcentralsåtgärder varierats runt basfallet av 2000 SEK per kundcentral. Som kan utläsas från tabellen har detta en stor inverkan för lönsamheten och hur många centraler som bör åtgärdas för att uppnå störst vinst.

Tabell 2 presenteras en känslighetsanalys där den kalkylerade livslängden på kundcentralsåtgärderna har varierats från basfallets 10 år. Där kan man se hur en längre kalkylerad livslängd leder till större vinst över livscykeln, vilket man väntar sig för de flesta typer av investeringar. I Tabell 3 varieras elpriset från basfallets 570 SEK/MWh för att simulera olika framtida scenarier på elmarknaden på Gotland. Ingen känslighetsanalys görs på träflispriset då den marknaden är mer lokal och inte har samma prisfluktuationer som elmarknaden.

Tabell 1: Känslighetsanalys av hur åtgärdskostnaden per central inverkar lönsamheten.

Åtgärdskostnad [SEK/central] 1000 2000 (basfall) 4000 6000 Maximal vinst [SEK] 5 105 228 4 299 850 2 996 519 2 110 808

Optimalt antal åtgärder 900 750 500 350

Tabell 2: Känslighetsanalys av hur den kalkylerade livslängden på åtgärderna inverkar lönsamheten.

Kalkylerad livslängd för åtgärd [år] 5 10 (basfall) 15 Maximal vinst [SEK] 2 200 236 4 299 850 5 491 227

Optimalt antal åtgärder 750 750 750

Tabell 3: Känslighetsanalys av hur det långsiktiga elpriset påverkar lönsamheten.

Genomsnittligt elpris [SEK/MWh] 285 570 (basfall) 855 Maximal vinst [SEK] 2 946 642 4 299 850 5 677 641