Förutsättningar för säsongslagring av värme i Luleå Energis fjärrvärmenät

Förutsättningar för säsongslagring av värme i

Luleå Energis fjärrvärmenät

Elin Vikman

Civilingenjör, Hållbar energiteknik 2018

Luleå tekniska universitet

Förord

Examensarbetet har skrivits som en del av civilingenjörsutbildningen Hållbar energiteknik på Luleå tekniska universitet. Arbetet har skrivits på Sweco med Luleå Energi AB som samarbetspartner.

Inledningsvis vill jag tacka min handledare Henrik Gåverud och Anna-Maria Perttu på Sweco för ert stöd, goda råd och givande diskussioner under examensarbetet. Tack även till personalen på Luleå Energi AB och LuleKraft AB som har bidragit med viktig kunskap och input, speciellt Fredrik Udén och Marino Lindgren. Jag vill även tacka professorerna Bo Nordell och Göran Hellström för rådgivning och hjälp med simuleringar angående borrhålslagring. Vidare vill jag rikta ett tack till alla experter på övriga företag, speciellt Samuel Östlund på Oilon Oy. Slutligen ett stort tack till min examinator Lars Westerlund på Luleå tekniska universitet för handledning, uppmuntring och engagemang under examensarbetet och studietiden.

Luleå, juni 2018

Sammanfattning

Värmelagret för detta arbete undersöks med syftet att minska oljeanvändning för ett kraftvärmeverk i Luleå. I arbetet utreds två olika alternativ för borrhålslagring. Det första alternativet är ett decentraliserat lager ute i fjärrvärmenätet och det andra alternativet är ett centraliserat lager nära kraftvärmeverket. Borrhålslagret ska leverera värme till fjärrvärmenätets framledning under vintertid. Eftersom temperaturen från lagret är lägre än fjärrvärmenätets framledningstemperatur krävs en uppgradering av värmen från lagret för att höja temperaturen. I arbetet utreds två olika metoder för uppgradering. För det decentraliserade lagret sker temperaturhöjningen genom en kompressionsvärmepump och motsvarade för det centrala lagret är en biobränslepanna. För att utföra arbetet har litteraturstudier inom värmelagring, simulering i programmet DST (Duct storage systems), samt beräkningar i Microsoft Excel 2013 varit de övergripande metoderna. Vidare har ekonomiska förutsättningar för investering av ett borrhålslager utretts och även den miljömässiga påverkan genom beräkning av minskade koldioxid-utsläpp.

De viktigaste resultaten från arbetet är att ett system med ett decentraliserat lager och en kompressionsvärmepump med en installerad effekt på 50 MW kan reducera oljeanvändningen med 28 GWh under ett år, vilket motsvarar en minskning på 43 %. Ett sådant system har en återbetalningstid på 21 år och bidrar till en minskning av koldioxid-utsläpp på 2034 ton per år. För ett centralt lager med en biobränslepanna som uppgradering och en installerad effekt på 50 MW uppgår återbetalningstiden till 23 år och koldioxid-utsläppen minskar med 2838 ton per år.

Abstract

The heat storage for this project is being investigated with the aim of reducing the oil consumption for a combined heat and power plant in Luleå. Two different options for a borehole storage are investigated. The first option is a decentralized storage in the district heating network, and the second option is a centralized storage near the power plant. The borehole storage will supply heat to the district heating network during the winter. Since the temperature from the storage is lower than the district heating temperature, an upgrade of the heat from the storage is required to increase the temperature. Two different methods for upgrading are being investigated. For the decentralized storage, the temperature increase is achieved by a compression heat pump and corresponding to the central storage is a biofuel boiler.

To carry out the project, literature studies concerning heat storage theory, simulation in the computer program DST (Duct storage systems), and calculation in Microsoft Excel 2013 have been the overall methods. Furthermore, the economic conditions for investment of a borehole storage are assessed and also the environmental impact by calculating reduced carbon dioxide emissions.

The main results of the project are that a decentralized storage and a compression heat pump with an installed power of 50 MW can reduce the oil consumption by 28 GWh over a year, which corresponds to a reduction of 43 %. Such a system has a payback period of 21 years and the reduced carbon dioxide emissions are 2034 tonnes in a year. For a central storage with a biofuel boiler for the upgrade and an installed power of 50 MW, the payback time is 23 years and the carbon dioxide emissions are decreased by 2838 tonnes in a year.

Innehållsförteckning

1 Inledning ... 1

1.1 Bakgrund till arbetet ... 2

1.1.1 Frågeställningar ... 2 1.2 Syfte och mål ... 2 1.3 Avgränsningar ... 2 1.4 Litteraturstudie ... 3 2 Teori ... 4 2.1 Borrhålslagring ... 4 2.2 Värmetransport ... 6 2.3 Lokal process ... 6 2.3.1 Konvektiv resistans ... 7 2.3.2 Ledningsresistans ... 9 2.3.3 Kontaktresistans ... 9 2.4 Global process ... 9 2.4.1 Värmeladdning ... 9

2.4.2 Termisk resistans i berget ... 10

2.5 Värmeproduktion ... 10 2.6 Värmeöverskott ... 11 2.6.1 Inladdning ... 11 2.7 Dimensionering ... 11 2.8 Cirkulationspump ... 12 2.9 Uppgradering av värmen... 12 2.9.1 Kompressionsvärmepump ... 13 2.9.2 Biobränslepanna ... 13 2.10 Värmeväxlare ... 14 2.11 Geologi ... 14 2.12 Ekonomiska förutsättningar ... 14

2.12.1 Extern delfinansiering - Klimatklivet ... 15

2.13 Miljöpåverkan ... 15

3 Metod ... 16

3.1 Decentraliserat lager ... 16

3.2 Centraliserat lager ... 17

3.3.1 Kompressionsvärmepump ... 18

3.3.2 Biobränslepanna ... 18

3.4 Dimensionering ... 18

3.5 Cirkulationspump ... 18

3.6 In- och urladdning ... 19

3.7 Geografisk placering ... 19 3.8 Geologi ... 19 3.9 Ekonomiska förutsättningar ... 19 3.9.1 Klimatklivet ... 21 3.10 Miljöpåverkan ... 21 4 Resultat ... 22 4.1 Sammanställning av produktionsdata ... 22 4.2 Reducerad oljeanvändning ... 23 4.3 Decentraliserat lager ... 26

4.3.1 In- och urladdning ... 26

4.3.2 Urladdningstemperatur... 28

4.3.3 Kompressionsvärmepump ... 28

4.3.4 Dimension ... 29

4.4 Centraliserat lager ... 29

4.4.1 In- och urladdning ... 30

Beteckningar

Symbol Storhet (enhet) A Area (m2) a Inbetalningsöverskott (SEK) α Konvektiv värmeöverföringskoefficient (W/m2*K) C Värmekapacitet (kJ/kg*˚C) Cp Specifik värmekapacitet (kJ/kg*˚C) d Diameter (m) δ Avstånd (mm) Ф Värmefaktor (-) f Friktionsfaktor (-) g Grundinvestering (SEK) H Djup (m) h Värmeförlustfaktor (-) 𝜂 Verkningsgrad (%) I Investeringskostnad (SEK) k Kalkylränta (%) L Längd (m) 𝜆 Värmekonduktivitet (W/m*˚C) 𝑚̇ Massflöde (kg/s)

𝜇 Dynamisk viskositet (Pa*s) N Antal (st)

n Antal (st)

1

1 Inledning

Fjärrvärme står för största källan till uppvärmning i lokaler och flerbostadshus i Sverige (Energikunskap, 2014). Fram till år 1970 stod fossila bränslen för 100 procent av produktionen av fjärrvärme men efter oljekrisen minskade andelen fossila bränslen och andelen biobränslen ökade (Energimyndigheten, 2015), (Nordell, 2000). I Sverige produceras en stor del av fjärrvärmen genom förbränning av restprodukter. Värmelasten i ett fjärrvärmesystem har kraftiga variationer och därför uppstår ofta ett värmeöverskott. Genom att lagra överskottsvärmen och använda den vid behov kan fjärrvärmeanvändningen effektiviseras. De första teoretiska studierna kring värmelagring i marken började kring år 1975 (Hellström, 1991).

Behovet av värme varierar både under dagen och årsvis. Lagring med syftet att utjämna dagsvariationer kallas för korttidslagring. Den årliga användningen av värme är störst under vinterhalvåret när det är som kallast och lägst under sommaren. Lagring av värme från sommaren till vintern kallas för långtidslagring eller säsongslagring. För denna typ av lagring finns olika metoder, varav de vanligaste och mest beprövade teknikerna är lagring i akviferer och bergrum samt borrhålslagring (Nordell, 2000). Vid säsongslagring av värme bör värmeförlusterna vara låga och dessa beror på lagrets utformning, storlek och medeltemperatur samt de termiska egenskaperna hos lagringsmediet. Låga värmeförluster uppnås genom stora lagringsvolymer (Nordell, 1994).

En akvifer är ett naturligt befintligt, underjordiskt rum fyllt med grundvatten. Principen för lagring i en akvifer är att grundvattnet i rummet ersätts med varmt vatten och temperaturen hålls konstant året om. Värmelagringen sker i omgivande jord, berggrund och grundvatten. Akviferer kan användas för både kort- och långtidslagring och lämpar sig bäst för lågtempererad lagring. En fördel med denna typ av lagring är en låg investeringskostnad eftersom lagringen sker i ett redan befintligt utrymme. Nackdelar med akviferer kan vara att grundvattnet används som dricksvatten och även vattens kemiska egenskaper kan vara ett problem (Nordell, 2000).

Bergrumslagring innebär att värme lagras som varmvatten i ett bergrum. I denna typ av lagring kan en stor mängd energi lagras. En nackdel med bergrumslagring är en hög investeringskostnad om inte ett befintligt bergrum finns tillgängligt eftersom det då måste konstrueras (Nordell, 1994).

2 1.1 Bakgrund till arbetet

Fjärrvärmen i Luleå produceras i ett kraftvärmeverk. Kraftvärmeverket ägs av LuleKraft AB (Lukab) som i sin tur ägs till lika delar av Svenskt Stål AB (SSAB) och Luleå Energi AB. Sedan idrifttagningen år 1982 har Lukab producerat hetvatten och elkraft med målet; ”att nyttiggöra processgas med minskad miljöpåverkan och god ekonomisk avkastning” (LuleKraft, 2012). Produktionen sker primärt genom förbränning av avfallsgaser från SSAB:s stålverk. Fjärrvärmesystemet försörjs alltså i hög utsträckning genom en industriell restprodukt. Under den största delen av året är den industriella restprodukten tillräcklig för att täcka hela värmebehovet och dessutom producera el. Under sommarhalvåret finns ett överskott av avfallsgaser, det vill säga att värmeproduktionen överstiger värmebehovet. Under de kallaste dagarna av vinterhalvåret behövs dock kompletterande värmeproduktion, bland annat i form av förbränning av olja. Denna kompletterande produktion är betydligt dyrare och har också en högre miljöbelastning än den primära produktionen. Mot bakgrund av detta ska förutsättningarna för ett säsongsvärmelager i Luleå utredas.

1.1.1 Frågeställningar

Centrala frågeställningar för studien är:

 Vilka tekniska lösningar kan vara aktuella givet förutsättningarna i Luleå?  Vilka dimensioner kan vara intressanta givet de tekniska förutsättningarna i

systemet?

 Var och hur är det utifrån systemsynpunkt lämpligt att geografiskt lokalisera en framtida anläggning för säsongslagring i Luleå?

 Hur ser de ekonomiska förutsättningarna ut för de olika alternativen avseende tekniska lösningar och dimensioner?

 Vilka övergripande miljömässiga konsekvenser följer av säsongslagring? 1.2 Syfte och mål

Syftet med studien är att utreda förutsättningarna för säsongslagring av värme i Luleå Energis fjärrvärmenät. Målet är att presentera resultat för lämpliga metoder och jämföra dessa ekonomiskt. Även den miljömässiga påverkan av ett säsongslager ska utredas genom beräkningar för minskning av CO2-utsläpp.

1.3 Avgränsningar

3 1.4 Litteraturstudie

Under arbetets gång utförs litteraturstudier för att utöka kunskapen kring det område som arbetet innefattar. Den utvalda litteraturen nedan har använts som källor och inspiration till hur arbetet kan gå till väga.

Ökad resurseffektivitet i kraftvärmesystem genom säsongslagring av värme av Emilia Björe-Dahl och Mikaela Sjöqvist

Ett examensarbete på Linköpings universitet år 2014 som behandlar värmelagring i borrhål. I arbetet undersöks fyra olika kombinationer med borrhålsvärmeväxlare och värmepumpar. De olika kombinationerna jämförs även ekonomiskt.

Borehole heat store design optimization av Bo Nordell

Doktorsavhandling på Luleå Tekniska Universitet år 1994. Utvärdering av existerande borrhålslager för att skapa en modell för optimering.

Ground heat storage: thermal analysis of duct storage system av Göran Hellström

4

2 Teori

Nedan presenteras den teori som ligger till grund för examensarbetet. Avsnittet inleds med allmän teori kring borrhålslagring och värmetransport. Vidare presenteras ekvationer för värme- samt strömningsförluster. Även teori för värmepump, biobränslepanna och användning av värmen presenteras. Slutligen behandlas metoder för beräkning av lönsamhet samt beräkning av minskade CO2-utsläpp. För förklaring av beteckningar och enheter, se ”Beteckningar” ovan.

2.1 Borrhålslagring

Ett borrhålslager är ett aktivt geoenergisystem som kan användas till både värme och kyla. Borrhålen placeras tätt vilket skapar förutsättningar för aktiv lagring av värme genom att en större volym av berget värms upp. Lagret blir mer effektivt ju större det är. I de flesta fall är volymen större än 100 000 m2 och det finns flera lager i Sverige med mer än 100 borrhål. Ett borrhålslager har en lång livslängd och kräver lite underhåll (Svenskt geoenergicentrum, u.å). Ofta ligger lagret nära markytan och därför uppstår stora temperaturgradienter mellan markytan och övre delen av lagret. Det kan därför vara ekonomiskt fördelaktigt att isolera markytan för att minska temperaturförlusterna. En möjlighet är att täcka ytan med ett tunt lager av jord med låg termisk konduktivitet.

Det första storskaliga borrhålslagret byggdes i Luleå år 1982. Lagret hade en volym på 115 000 m3 och bestod av 120 stycken borrhål. Borrhålslagret laddades med fjärrvärme vid ungefär 70 ˚C och försörjde en av Luleå Tekniska Universitets byggnader med värme under vintern. Lagertemperaturen varierade mellan 30-60 ˚C under året. Pumpflödet varierade mellan 0,002 och 0,020 m3_{/s. Efter de tre första åren hade den} omgivande berggrunden värmts upp och de årliga förlusterna var i princip konstanta på ungefär 40 % (Hellström, 1991).

5

Ett borrhålslager kan vara ett slutet eller stängt system. Ett slutet system innebär att ett eller fler U-rör installeras i borrhålen, se Figur 1. Borrhålet fylls sedan med grundvatten eller betong vilket innebär en sämre värmeöverföring jämfört med ett öppet system. Ett slutet system innebär att fluiden aldrig kommer i kontakt med berget och inga vattenkemiska problem kan uppstå (Nordell, 1994).

Figur 1. Slutet system med ett U-rör i borrhålet.

Ett öppet system är ett borrhål där den värmebärande fluiden är i direktkontakt med berget. Den enklaste utformningen av ett sådant system är att installera ett plaströr i borrhålet där den värmebärande fluiden transporteras till botten av hålet, se Figur 2 (Hellström, 1991). Detta innebär en bra värmeöverföringsförmåga men kan orsaka att smuts kommer i kontakt med vattnet. En kombination av ett öppet och slutet system uppnås genom att installera en plast-coating (liner) i borrhålet som pressas mot borrhålsväggen med hjälp av vattnets tryck. Ett sådant system använder sig av en koaxial borrhålsvärmeväxlare. Detta gör att vattnet inte har någon kontakt med berget men ändå får en god värmeöverföringsförmåga. Som fyllnadsmaterial mellan linern och borrhålsväggen används oftast vatten (Nordell, 2000).

Figur 2. Öppet system med koaxial borrhålsvärmeväxlare.

6 2.2 Värmetransport

Värmetransporten från ett värmelager sker i två separata steg. Det första steget kallas för den lokala processen och beskriver värmetransporten från den värmebärande fluiden i ett borrhål till omgivande berggrund. Det andra steget kallas för den globala processen och beskriver värmetransporten från lagret till omgivande berggrund som bestämmer värmeförlusterna från lagret (Hellström, 1991). Ekvationerna som presenteras nedan kommer från (Hellström, 1991) om ingenting annat nämns.

2.3 Lokal process

För att beräkna överföringsförmågan i den lokala processen måste den termiska resistansen för varje borrhål beräknas. Hur stor den termiska resistansen är beror på borrhålsdiametern, rörstorlek, rörmaterial och materialet som borrhålet är fyllt av (Hellström, 1991). Den termiska resistansen för borrhålet beräknas enligt:

𝑇𝑓− 𝑇𝑏 = 𝑄̇𝑏∗ 𝑅𝑏, (2. 1) där 𝑇𝑓 är fluidens temperatur, 𝑇𝑏 är markens temperatur, 𝑄̇𝑏 är summan av alla värmeflöden i borrhålet och 𝑅_𝑏 är den termiska resistansen för borrhålet.

Den totala överförda energin från värmebäraren till den omgivanande berggrunden för en koaxial borrhålsvärmeväxlare består av två steg. Det första steget är värmetransporten mellan den inre och yttre flödeskanalen och det andra steget är värmetransporten mellan den yttre flödeskanalen och borrhålsväggen. Se Figur 3.

Figur 3. Principskiss på värmeöverföring från fluiden till berget i ett borrhål (Hellström, 1991)

Den totala energin till berget, enligt Figur 3, blir således:

𝑄̇_𝑏 = 𝑞₁+ 𝑞₂. (2. 2) Den överförda energin mellan den inre och yttre flödeskanalen beräknas enligt:

𝑞2 =𝑇𝑓2_𝑅−𝑇𝑓1

7

Den överförda energin mellan den yttre flödeskanalen och borrhålsväggen beräknas enligt:

𝑞1 =𝑇𝑓1_𝑅−𝑇𝑏

1∆ . (2. 4)

Den termiska resistansen mellan den inre och yttre flödeskanalen beräknas enligt: 𝑅₁₂∆ _{= 𝑅}

𝑓𝑐 + 𝑅𝑝´ + 𝑅𝑓𝑎𝑖, (2. 5) där 𝑅𝑓𝑐 är den konvektiva värmeresistansen mellan den inre fluiden och den inre ytan på röret, 𝑅_𝑝´ är rörets värmeledningsresistans och 𝑅_𝑓𝑎𝑖 är den konvektiva värmeresistansen mellan den yttre ytan på röret och fluiden i den yttre flödeskanalen. Den termiska resistansen mellan den yttre flödeskanalen och borrhålsväggen beräknas enligt:

𝑅₁∆_{= 𝑅}

𝑓𝑎𝑜 + 𝑅𝑝,𝑙´ + 𝑅𝑐, (2. 6) där 𝑅_𝑓𝑎𝑜 är den konvektiva värmeresistansen mellan fluiden i den yttre flödeskanalen och den inre ytan på linern, 𝑅_𝑝,𝑙´ är ledningsresistansen på linern och 𝑅_𝑐 är kontaktresistansen i gränssnittet mellan linern och borrhålsväggen, se avsnitt 2.3.3.

2.3.1 Konvektiv resistans

Den konvektiva värmeresistansen mellan den inre fluiden och inre rörväggen beräknas enligt:

𝑅_𝑓𝑐 =_𝜋∗𝜆1

𝑓∗𝑁𝑢

,

där 𝜆_𝑓 är fluidens värmekonduktivitet. Nu beror av flödet och bestäms med hjälp av Reynolds tal, som beräknas enligt:

𝑅𝑒 = 𝑣𝑚∗𝑑

𝜈 , (2. 8)

där 𝑣_𝑚 är fluidens medelhastighet och d är rörets diameter. 𝜈 är fluidens kinematiska viskositet. För fullt utvecklat turbulent flöde är Re > 10000 och Nu kan då approximeras enligt Dittus-Boetler:

𝑁𝑢 = 0,023 ∗ 𝑅𝑒0,8_{∗ 𝑃𝑟}0,3_{, (2. 9)} där Pr är Prandtls nummer och definieras enligt:

𝑃𝑟 = 𝜇𝑓∗𝐶𝑓

𝜆𝑓 , (2. 10)

8

Resistansen mellan utsidan på det inre röret och fluiden i den yttre flödeskanalen beräknas enligt:

𝑅_𝑓𝑎𝑖 = _{2∗𝜋∗𝑟}1

𝑖∗𝛼𝑖. (2. 11)

Resistansen mellan fluiden i den yttreflödeskanalen och insidan på linern beräknas enligt:

𝑅𝑓𝑎𝑜 = _{2∗𝜋∗𝑟}1

𝑜∗𝛼𝑜. (2. 12)

För att bestämma den konvektiva värmeöverföringskoefficienten (αi och αo) i dessa

ekvationer används Nusselt-talet. En tunn flödeskanal gör att värmeövergångstalet inte varierar nämnvärt och därför kan ett medelvärde för Nusselt-talet bestämmas längs hela flödeskanalen (Hellström, 1991). Detta ger samma värde för αi och αo. Koefficienten

beräknas enligt:

𝛼 =𝑁𝑢𝐿𝑘∗𝜆

𝐿𝑘 . (2. 13)

Då ekvation (2. 9) främst gäller för släta rör med låg ytråhet finns en alternativ beräkning av Nusselt-talet som tar hänsyn till friktionsfaktorn (f). Denna approximation av Nusselt-talet bestäms enligt:

𝑁𝑢_𝐿𝑘 = (𝑓 8⁄ )(𝑅𝑒−1000)𝑃𝑟

1+12,7 (𝑓 8⁄ )12(𝑃𝑟23−1). (2. 14)

Friktionsfaktorn för fullt utvecklad turbulent strömning beror på den relativa ytråheten på borrhålet och Reynoldstal och avläses i ett Moody-diagram. Se Figur 4.

9

2.3.2 Ledningsresistans

Ledningsresistansen för röret beräknas enligt: 𝑅𝑝′ = _{2∗𝜋∗𝜆}1

𝑝∗ 𝑙𝑛 𝑟𝑜

𝑟𝑖, (2. 15)

där 𝜆𝑝 är rörets värmekonduktivitet och 𝑟𝑜 och 𝑟𝑖 är rörets yttre respektive inre radie. Ledningsresistansen för linern beräknas enligt:

𝑅_𝑝,𝑙′ ₌ 1

2∗𝜋∗𝜆𝑝,𝑙∗ 𝑙𝑛 𝑟𝑜,𝑙

𝑟𝑖,𝑙, (2. 16)

där 𝜆_𝑝,𝑙 är linerns värmekonduktivitet och 𝑟_𝑜,𝑙 och 𝑟_𝑖,𝑙 är linerns yttre respektive inre radie.

2.3.3 Kontaktresistans

I ett borrhål med koaxial borrhålsvärmeväxlare uppstår ofta ett tunt mellanrum mellan linern och borrhålsväggen (Hellström, 1991). Om mellanrummet är litet jämfört med borrhålskanalen kan denna kontaktresistans approximeras enligt:

𝑅𝑐 = _{2∗𝜋∗𝜆}1 𝑠∗

𝛿𝑟

𝑟𝑝𝑜, (2. 17)

där 𝜆_𝑠 är värmekonduktiviteten hos det material som borrhålet fylls med (oftast vatten). 𝑟_𝑝𝑜 är borrhålskanalens radie och 𝛿_𝑟 är avståndet mellan linern och borrhålsväggen (Nordell, 1991).

2.4 Global process

Värmeförlusterna i ett värmelager beror på hur lång tid värmen lagras, lagrets storlek och geometri och även egenskaper hos lagringsmediet (Nordell, 2000). Termisk isolering placeras ofta på markytan för att minska värmeförlusterna i höjdled för den globala processen (Hellström 1991). Under de första åren byggs temperaturen runt lagret upp. De årliga värmeförlusterna kommer gradvis nå ett stationärt värde (Hellström, 1991).

2.4.1 Värmeladdning

En värmeladdning av lagret sker de första åren för att erhålla en stabil temperatur i lagrets omgivning. Den övergående värmeförlusten, 𝑄_𝑡𝑟(𝜏), beräknas enligt:

𝑄_𝑡𝑟(𝜏) = 𝜆(𝑇𝑚− 𝑇0)𝐻 ∗ ℎ𝑡(𝜏), (2. 18) där 𝑄_𝑡𝑟(𝑡) är den övergående värmeförlusten genom lagrets yta, vid en medeltemperatur 𝑇_𝑚 och 𝜏 = 0 . 𝜆 är markens termiska konduktivitet. Den dimensionslösa värmeförlustfaktorn ℎ_𝑡 är tidsberoende. 𝑇₀ är den initiala marktemperaturen.

10

ℎ𝑡(𝜏) ≈ 2 ∗ 𝜋 (_√𝜋𝜏1 +1₂−1₄√_𝜋𝜏 +𝜏₈) (𝜏 =_𝑅𝑎𝑡2 < 0,5). (2. 19)

För härledning av ekvation (2. 19), se Hellström (1991).

För att uppskatta den initiala marktemperaturen kan den årliga medeltemperaturen på luften användas, vilken i de flesta fall skiljer sig några grader från marktemperaturen. Hur mycket dessa två temperaturer skiljer sig beror främst på snötäcket som isolerar marken under vintertid. Marktemperaturen är alltså något högre än luftens medeltemperatur. Enligt Nordell (1991) är luftens årliga medeltemperatur i Luleå 2,2 ˚C och motsvarande marktemperatur 3,5 ˚C. En annan metod för att uppskatat marktemperaturen är att använda grundvattentemperaturen vid 5-10 meters djup. Denna är enligt Alvarez (2003) cirka 3,6 ˚C. Om lagret är placerat vid ett lägre djup än normalt kan det vara nödvändigt att räkna med temperaturhöjningen som uppkommer vid ökat djup. Då är medeltemperaturen vid medeldjupet av lagret en bra uppskattning (Hellström, 1991).

Det är svårare att uppskatta medeltemperaturen 𝑇𝑚 . Den ökar under temperaturuppbyggnaden av lagret och bör vara ett medelvärde som uppfyller villkoren för långtidslagring. Areskoug och Claesson (1981) presenterade en metod för att beräkna 𝑇_𝑚. Metoden använder en endimensionell approximering av den termiska processen i lagret. 𝑇_𝑚 beräknas enligt:

𝑇𝑚 = 𝑇𝑓0−𝑄𝑚∗𝑙 2

𝜆∗𝑉

.

För härledning av ekvation (2. 20), se Hellström (1991).

2.4.2 Termisk resistans i berget

För ett borrhålsområde måste även resistansen från borrhålsväggen till omgivande berg beräknas. Denna värmetransport sker via ledning och resistansen mellan borrhålsväggen till utkanten på borrhålsområdet, vid cylindrisk form, beräknas enligt:

𝑅𝑔 = _{2∗𝜋∗𝜆}1 𝑏∗ 𝑙𝑛

𝑟𝑝

𝑟𝑝,𝑜, (2. 21)

där 𝜆_𝑏 är bergets värmekonduktivitet. rp är radien för borrhålsområdet och rp,o är

ytterradien för borrhålet. 2.5 Värmeproduktion

11 2.6 Värmeöverskott

Lukab producerar värme genom förbränning av avfallsgaser från stålverket och enligt avtalet med SSAB måste all mottagen gas förbrännas. Detta betyder att det uppstår ett värmeöverskott under stora delar av året. Överskottet är betydligt större än behovet av kompletterande värme och är därför ingen begränsning vid dimensionering av ett värmelager. När lagret laddas under sommartid uppstår minskad elproduktionen på kraftvärmeverket (Lindgren, 2018).

2.6.1 Inladdning

Inladdning av värme till lagret skulle ske under sommartid då överskottet av avfallsgaser är som störst. Temperaturen på framledningen i fjärrvärmenätet beror på utetemperaturen och är som lägst 75 ˚C (LuleKraft, 2018). Om 10 MW fjärrvärme används för att ladda lagret under sommartid innebär detta att elproduktionen på LuleKraft minskar med 1 MW (Wiklund, 2018).

2.7 Dimensionering

Ett värmelager dimensioneras utifrån lagrad energimängd samt effektbehov från lagret. Ett mått som kan användas för dimensionering av den totala borrhålslängden som krävs är den specifika värmekapaciteten, vilket representerar effekt per meter borrhål. Denna beror på lagertemperatur och bergets termiska egenskaper (Hellström, 2018), (Perttu, 2018).

För ett hexagonalt lager kan varje borrhål och omgivande bergmassa tilldelas ett så kallat borrhålsområde som approximeras till en cylinder, se Figur 5.

Figur 5. Förklaring av borrhålsområde.

Arean (Ap) på borrhålsområdet bestäms av storleken på borrhålet samt avståndet (B)

mellan borrhålen, enligt Figur 5. Radien för hela lagret beräknas enligt: 𝑟 = √𝑁𝑝∗𝐴𝑝

𝜋 , (2. 22)

12 Volymen av borrhålslagret beräknas enligt:

𝑉 = 𝜋 ∗ 𝑟2_{∗ 𝐻, (2. 23)}

där H är lagrets djup. 2.8 Cirkulationspump

För att cirkulera fluiden i borrhålen krävs en pump. För att bestämma elanvändningen som krävs för pumpen beräknas tryckförlusterna i borrhålen. Dessa utgörs av längdförluster, som beror av friktion och flödeshastighet, samt engångsförluster i böjar. Längdförlusterna i röret beräknas enligt:

∆𝑝𝑓= 𝑓_𝑑𝐿∗𝜌∗𝑣𝑚𝑒𝑑𝑒𝑙 2

2 , (2. 24)

där f är friktionsfaktorn, L är längden på röret, d är rörets diameter och vmedel och ρ är

fluidens medelhastighet respektive densitet. Engångsförlusterna beräknas enligt:

∆𝑝𝑒𝑛𝑔å𝑛𝑔= 𝜁𝜌∗𝑣𝑚𝑒𝑑𝑒𝑙 2

2 , (2. 25)

där 𝜁 är motståndstalet för engångsförluster.

Det totala pumparbetet för ett borrhål beräknas enligt: 𝑃𝑝𝑢𝑚𝑝 = 𝑉̇(∆𝑝𝑓+∆𝑝𝑒𝑛𝑔å𝑛𝑔

)

𝜂𝑝𝑢𝑚𝑝 , (2. 26)

där 𝑉̇ är fluidens volymflöde och 𝜂_{𝑝𝑢𝑚𝑝} är pumpens verkningsgrad (Alvarez, 2006). Pumparbetet som krävs för hela lagret beror på hur borrhålen i lagret är kopplade. Vid parallellkoppling av varje borrhål blir tryckfallet för pumpen detsamma som för ett borrhål. Vid seriekoppling av borrhålen blir det totala tryckfallet för pumpen tryckfallet för ett borrhål multiplicerat med antalet seriekopplade borrhål. Pumparbetet beräknas enligt:

𝑃_{𝑝𝑢𝑚𝑝,𝑙𝑎𝑔𝑒𝑟}= 𝑉̇∗((∆𝑝𝑓+∆𝑝_𝜂𝑒𝑛𝑔å𝑛𝑔)∗𝑛𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒)

𝑝𝑢𝑚𝑝 . (2. 27)

Vid parallellkoppling blir 𝑛𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 = 1. 2.9 Uppgradering av värmen

13

2.9.1 Kompressionsvärmepump

En kompressionsvärmepump används för att flytta värme från en lägre temperatur till en högre temperatur. Värmepumpen drivs av el och fungerar enligt Figur 6. Hur mycket värmen kan uppgraderas avgörs med pumpens värmefaktor (Ф) som definieras som förhållandet mellan den producerade nyttigheten och arbetet som krävs för att driva processen. Värmefaktorn beräknas enligt:

Ф =𝑄̇𝑏𝑜𝑟𝑡𝑓

𝑊 . (2. 28)

Ju högre värmefaktor desto mindre arbete (W) krävs för att få den önskade värmen 𝑄̇𝑏𝑜𝑟𝑡𝑓 (Alvarez, 2003). Värmeeffekten från lagret (𝑄̇𝑡𝑖𝑙𝑙 ) utgörs av differensen mellan den bortförda värmen och arbetet (sett från arbetsmediet) som krävs för att driva processen enligt:

𝑄̇𝑡𝑖𝑙𝑙 = 𝑄̇𝑏𝑜𝑟𝑡𝑓− 𝑊. (2. 29)

Figur 6. Principskiss av kompressionsvärmepump.

Enligt Östlund (2018) bör temperaturen till förångaren inte överstiga 50 ˚C.

2.9.2 Biobränslepanna

Vid användning av en biobränsle panna höjs temperaturen på fluiden från borrhålen för att sedan växlas med fjärrvärmen. Temperaturen på fluiden bör vara 105 ˚C för att få ut 100 ˚C från värmeväxlaren till fjärrvärmenätet. Effekten som krävs för att höja temperaturen beräknas enligt:

14

Mängden bränsle för att höja temperaturen beror på pannans verkningsgrad (𝜂𝑝𝑎𝑛𝑛𝑎) och beräknas enligt:

𝑄̇_{𝑏𝑟ä𝑛𝑠𝑙𝑒} = 𝜂_{𝑝𝑎𝑛𝑛𝑎}∗ 𝑄̇_{𝑝𝑎𝑛𝑛𝑎}. (2. 31) 2.10 Värmeväxlare

För ett borrhålslager krävs en värmeväxlare för att åtskilja fjärrvärmevattnet från fluiden som cirkulerar i borrhålen. Storleken på värmeväxlaren bestäms utifrån den överförda effekt som beräknas enligt:

𝑄̇_𝑣𝑣𝑥 = 𝑚̇_𝑣∗ 𝐶_𝑣 ∗ (𝑇_𝑣1− 𝑇_𝑣2) = 𝑚̇𝑘∗ 𝐶𝑘∗ (𝑇𝑘1− 𝑇𝑘2), (2. 32) där index v och k står för det varma respektive kalla flödet.

2.11 Geologi

Som tidigare nämnt har bergets geologiska egenskaper betydelse för värmelagringskapaciteten i lagret. Värmetransport i marken kan ske genom konduktion (ledning), strålning, konvektion och ångdiffusion. Den dominerande värmetransporten vid normal marktemperatur är konduktion och beror på markens värmeledningsförmåga (SGI 1991).

Mängden vatten och porositet är viktiga faktorer för värmeledningen i jord. Låg porositet och hög vattenhalt gör att värmeledningsförmågan ökar. I berggrunden beror värmeledningsförmågan även på mineralinnehållet. Granit räknas som kristallin berggrund och har låg porositet. Granit har en värmeledningsförmåga på 3-4 W/m,K (SGI, 1991). Värmeledningen i berget påverkas även av temperatur och minskar med 5-15% om temperaturen ökar från 0 till 100 ˚C. Om det finns sprickzoner i berget kan detta leda till att värme transporteras bort från ett lagerområde (SGI, 1991).

Värmekapaciteten för de flesta kristallina bergarter brukar anges till ungefär 0,55 kWh/m3_{,K vid naturlig marktemperatur (SGI, 1991). Värmekapaciteten ökar med} ökande temperatur, cirka 5 % mellan 25 och 50 ˚C och 10 % mellan 100 och 200 ˚C (SGI, 1991).

2.12 Ekonomiska förutsättningar

För att beräkna lönsamheten för ett eventuellt värmelager används nuvärdesmetoden enligt Mohsen et al (2014). Det är en metod som används för att avgöra om investeringen är lönsam. Om investeringen är lönsam ska nettonuvärdet (NNV) vara positivt. Nettonuvärdet beräknas enligt:

𝑁𝑁𝑉 = 𝑁𝑉 − 𝐼, (2. 33)

där I investeringskostnaden och NV är nuvärdet som beräknas enligt: 𝑁𝑉 = ∑ 𝑎𝑖

(1+𝑘)𝑖 𝑛

15

där ai är inbetalningsöverskott som innebär differensen mellan inbetalningar och

utbetalningar i framtiden, n motsvarar investeringens ekonomiska livslängd. k är kalkylräntan som bestäms av avkastningskravet för företaget.

Återbetalningstiden för investeringen med hänsyn till kalkylränta beräknas enligt: 𝑃𝑇 = 𝐼 − ∑ 𝑎𝑖

(1+𝑘)𝑖 𝑡

𝑖=1 = 0. (2. 35)

2.12.1 Extern delfinansiering - Klimatklivet

Klimatklivet är ett investeringsstöd som kan sökas i samband med åtgärder som minskar utsläpp av koldioxid med det huvudsakliga syftet att minska klimatpåverkan. Aktörer som kan ansöka om investeringsstödet är bland annat aktiebolag, kommuner, universitet, med flera med kravet att de måste vara registrerade i Sverige (Strauss, 2018). Pengar från Klimatklivet ges främst till de åtgärder som bidrar till störst utsläppsminskning per investerad krona. Stöd beviljas inte till investeringar som är lönsamma utan extern delfinansiering. Historiskt sett har Klimatklivets stöd i genomsnitt varit 44 % av investeringskostnaden (Wikholm, 2018).

Den totala minskningen av utsläpp under livslängden av investeringen dividerat med investeringskostnaden (𝑔) ger utsläppsminskningen per krona. Denna kvot avgör om ansökningen beviljas stöd eller inte (Naturvårdsverket, 2017b). Kvoten beräknas enligt:

𝐶𝑂2 𝑘𝑟 =

𝐶𝑂2,𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔∗𝑙𝑖𝑣𝑠𝑙ä𝑛𝑔𝑑

𝑔 . (2. 36)

2.13 Miljöpåverkan

Vid implementering av ett lager kommer CO2-utsläppen för värmeverket minska. Hur stor minskningen är beror på mängden reducerad olja och vilket typ av bränsle som används vid uppgradering av värmen. Koldioxidminskningen beräknas med hjälp av koldioxidekvivalenter.

Minskade utsläpp av koldioxid i fallet med värmepump beräknas enligt:

𝐶𝑂_{2,𝑚𝑖𝑛𝑠𝑘𝑛𝑖𝑛𝑔} = 𝐶𝑂_{2,𝑒𝑘𝑣,𝑜𝑙𝑗𝑎}∗ 𝑄_{𝑜𝑙𝑗𝑒𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔}− 𝐶𝑂_{2,𝑒𝑘𝑣,𝑒𝑙}∗ 𝑄_{𝑣ä𝑟𝑚𝑒𝑝𝑢𝑚𝑝} (2. 37) Minskade utsläpp av koldioxid i fallet med bränslepanna beräknas enligt:

16

3 Metod

För att utreda hur mycket av oljeanvändningen som kan reduceras vid implementering av ett borrhålslager jämförs system med de installerade effekterna 20, 30, 40 och 50 MW. Installerad effekt innebär effekter för både lager och uppgradering av värmen. Uppgifter om producerad värme år 2016 har erhållits från Lindgren (2018). Vid modellering över flera år har samma driftfall antagits. Produktionen angavs som timvärden och sammanställdes månadsvis. Genom att sammanställa produktionsdatat uppskattades behovet av olja för effekterna 20, 30, 40 och 50 MW under ett år.

För att simulera borrhålslagret prestanda användes programmet Duct Storage Systems (DST) implementerat i TRNSYS. En indata-fil för programmet upprättades med inladdningstemperatur, flöden för in- och urladdning samt önskad urladdad effekt. Lagret antas vara i hexagonal konfiguration med dimensioner på rekommendation av Nordell (1991).

För att sammanställa data samt utföra beräkningar användes programmet Microsoft Excel 2013.

Två olika alternativ studerades i detta arbete. Dessa presenteras nedan. 3.1 Decentraliserat lager

Det första alternativet för borrhålslagring är lagring vid normal framledningstemperatur under sommartid ute i fjärrvärmenätet. Detta lager placeras vid en lämplig punkt i nätet. Vid laddning av lagret används överskottsvärme från fjärrvärmenätet för att värma upp lagret. Vid användning av värmen vintertid måste värmen uppgraderas för att kunna leverera värme vid rätt temperatur till fjärrvärmenätet. Se Figur 7 samt Figur 9 för principskiss av lagret vid in- respektive urladdning.

17 3.2 Centraliserat lager

Det andra alternativet som studerades är att lagra värmen i borrhålslagret vid en högre temperatur än normal framledningstemperatur vid sommartid. Detta på grund av att värmen då inte behöver uppgraderas lika mycket vid användning vintertid. Luleå Energi vill inte höja framledningstemperaturen till kund under sommartid och således måste lagret placeras nära kraftvärmeverket för att först växlas innan fjärrvärmen går ut på nätet. Överskottet av värmeproduktionen från Lukab går direkt till lagret och energimängden som krävs till kund under sommartid växlas innan leverans till framledningen. Se Figur 8.

Figur 8. Principskiss vid inladdning för alternativ 2 – Centraliserat lager.

Urladdning för både ett decentraliserat och centraliserat lager sker enligt Figur 9. Under urladdning agerar lagret som en värmekälla och genom uppgradering kan värmen levereras till framledningen på fjärrvärmenätet.

18 3.3 Uppgradering av värmen

I beräkningarna antas fram- och returledningstemperaturen på fjärrvärmenätet vara 100 respektive 50 ˚C vid urladdning oavsett årstid och utetemperatur. Detta på grund av att systemet ska klara detta temperaturlyft och bör därför dimensioneras utifrån det. Arbetet avgränsas till att endast undersöka ett alternativ för uppgradering av värmen för respektive fall. För ett decentraliserat lager utreds uppgradering genom en kompressionsvärmepump och för ett centraliserat lager utreds uppgradering genom en biobränslepanna. Anledning till detta motiveras nedan.

3.3.1 Kompressionsvärmepump

För teknisk information om värmepumpar kontaktades företaget Oilon Oy. Detta på grund av att företaget är återförsäljare av värmepumpar som arbetar vid dessa temperaturer. Teknisk data för beräkning av värmepumparnas prestanda användes enligt rekommendation från företaget. Enligt Östlund (2018) bör temperaturen från lagret vara maximalt drygt 50 ˚C under hela urladdningsperioden. Detta är anledningen till att endast värmepump utreds för det decentraliserade lagret.

3.3.2 Biobränslepanna

Uppgradering genom en biobränslepanna förutsätter att temperaturen från lagret under urladdning är högre än returtemperaturen på fjärrvärmen. Därför undersöktes denna metod endast för ett centraliserat lager. För teknisk information om biobränslepannan användes referenser från Luleå Energis träflispanna på HVC4.

3.4 Dimensionering

Genom simulering i DST uppskattades antal borrhål som krävs för att leverera den önskade effekten från lagret under urladdning. Vid simulering valdes ett antal borrhål och i resultatet undersöktes urladdningstemperaturen. Om urladdningstemperaturen var för låg utökades antalet borrhål och en ny simulering utfördes. Vidare beräknades den totala arean samt lagervolymen med ekvation (2. 24) samt (2. 25) där dimensioner för borrhålen användes enligt rekommendationer från Nordell (1994), se Bilaga 2.

3.5 Cirkulationspump

Medelhastigheten på vattnet i borrhålen sätts till 1,5 m/s enligt Nordell (1991). Tryckförlusterna i borrhålen beräknades enligt avsnitt 2.8 där engångsförlusterna antas vara 10 % av längdförlusterna. Ytråheten på borrhålet antas vara 2 mm enligt rekommendation från Nordell (1994). Turbulent flöde antas i hela strömningslängden på grund av att borrhålet bör vara designat så att turbulent flöde uppnås.

19 3.6 In- och urladdning

Beroende på hur många timmar om året som effekten på sekundärproduktionen överstiger 20, 30, 40 och 50 MW beräknades mängden urladdad energi ur lagret timvis i programmet DST.

Inladdningen av lagret antas ske under månaderna april – augusti. Resterande månader sker urladdning. Inladdningstemperaturen till lagret under sommartid antas vara konstant 70 ˚C för ett decentraliserat lager och 90 ˚C för ett centraliserat lager. Den inladdade energimängden under ett år beräknades genom simulering i DST. Den årliga minskade elproduktionen uppskattades till 10 % av den inladdade energimängden. 3.7 Geografisk placering

För att avgöra den geografiska placeringen av lagret studerades övergripligt vattenskyddsområden för att utesluta platser. Detta på grund av att tillståndsprocessen för ett högtemperaturlager i ett vattenskyddsområde anses vara för komplicerad och tidskrävande. Simuleringar för nätet i programmet NETsim utfördes för att se hur systemet reagerar vid implementering av ett energilager.

Även fjärrvärmenätet analyserades för att ur systemsynpunkt utreda en lämplig placering för ett decentraliserat lager med avseende på rördimensioner för möjlighet att hantera de krävda flödet.

3.8 Geologi

Genom kartfunktionen på Sveriges Geologiska Undersökning (SGU) hämtades information om berggrund samt jordart för de platser där lagret ska placeras för de olika alternativen. För simulering användes den termiska konduktiviteten för granit med ett värde på 3,4 W/m,K.

3.9 Ekonomiska förutsättningar

För att beräkna lönsamheten för ett borrhålslager användes nuvärdesmetoden. I beräkningarna ingick bara kostnader som förändras vid integrering av systemet. Alla beräkningar utgår från att kommande år ser ut som år 2016 driftmässigt. Detta på grund av att data som samlats in är från 2016.

Kostnaderna som ingår i den ekonomiska kalkylen är investeringskostnader för lagret, värmeväxlare, cirkulationspump och uppgradering av värmen (pelletspanna eller värmepump), samt driftkostnader för cirkulationspump, laddning av lagret och uppgradering av värmen. Underhållskostnad för investeringen har inte beaktats eftersom den driftkostnaden anses vara försumbar jämfört med de övriga. Intäkterna vid integrering av ett lager är kostnadsbesparingen för den reducerade oljeförbrukningen samt intäkterna vid eventuell försäljning av CO2-utsläppsrätter. De övriga kostnaderna för sekundärproduktion av värme kan eventuellt minska vid integrering av ett lager men detta har inte behandlats i arbetet.

Investeringskostnader för lagret antas var 400 kr/meter enligt Regander (2018). Detta med motiveringen att standard brunnsborrning är cirka 200-250 kr/meter och därefter tillkommer kostnader för casing och innerrör i borrhålen.

20

För biobränslepannan användes ett pris på 2,8 MSEK/MW enligt rekommendation och tidigare installation enligt Attebo (2018).

Investeringskostnader för värmepumpar fås av företaget Oilon Oy och uppgår till 430 000 euro för cirka 5,2 MW. Denna kostnad användes som referens vid värmepumpar med högre effekt.

Första året efter byggnation av lagret sker endast laddning av lagret för att bygga upp värmen i den omgivande berggrunden. Energimängden som krävs för de olika systemen beräknades genom simulering i programmet DST. Kostnaden för investeringsenergin är den uteblivna elförsäljningen och beräknades med ett medelvärde av elpriset på årsbasis. Denna kostnad ingår i posten ”övrig investering” i resultatet.

Kostnaden för termisk isolering på markytan har inte tagits med i investeringskalkylen. Hur stor den kostnadsposten är beror mestadels på val av isoleringsmaterial. Ett förslag är att isolera med ett naturligt material, till exempel i danska Breadstrup användes snäckskal för att minska kostnaden (Perttu, 2018).

Vid beräkning av årlig driftkostnad för el användes terminspriset på el för åren 2019-2022. Dessa priser representerar ett förväntat årsmedelvärde för Norden som helhet (det s.k. systempriset).

Kostnaden för att ladda lagret under sommartid är den uteblivna elförsäljningen. Detta på grund av att kondenstemperaturen för värmeverket ökar vilket i sin tur leder till ett minskat elutbyte. Om lagret laddas med 10 MW minskar elproduktionen med 1 MW enligt Wiklund (2018). Vid beräkning av minskad elförsäljning vid inladdning av lagret användes ett medelvärde av elpriset på årsbasis. Samma elpris användes vid beräkning av driftkostnad för cirkulationspumpen med antaganden att pumpen är i drift samtliga timmar av året.

Värmepumpen kommer generellt användas vintertid. För perioden 2013-april 2018 har priserna i område SE1 (Luleå) under vintermånaderna (december-februari) varit i genomsnitt 283 kr/MWh medan medelpriset för samtliga månader har varit 274 kr/MWh. Differensen mellan vintermånaderna och övriga månader har således inte varit väsentlig. Att använda förväntade årsmedelvärden bedöms utifrån detta som en realistisk approximation för kostnaden att använda värmepumpen trots att merparten av elförbrukningen kommer att ske under vintertid. För åren efter 2022 finns inga terminspriser tillgängliga. För perioden efter 2022 användes därför Energimyndighetens prognoser över elpriset för 2030. En årlig ökning på 0,2 % togs fram med hjälp av prognoserna.

21

3.9.1 Klimatklivet

För att beräkna kvoten för Klimatklivet användes värden för CO2-ekvivalenter enligt Naturvårdsverket (2017b), se Tabell 1. För Livslängden för investeringen antas vara 25 år enligt Naturvårdsverket (2017c).

3.10 Miljöpåverkan

Endast påverkan av årliga minskade CO2-utsläpp till följd av reducerad användning av olja har beräknats. CO2-utsläpp vid byggnation av lagret har därmed inte tagits med i kalkylen.

Vid användning av värmepump som uppgradering av värmen har CO2-ekvivalenter enligt Naturvårdsverket (2017a) för elanvändning använts som indata. Enligt Naturvårdsverket (2005) sätts utsläppen orsakade av förbränning av biobränslen till noll eftersom de anses ingå i ett naturligt kretslopp. Data för CO2-ekvivalenter presenteras i Tabell 1.

Tabell 1. Koldioxidekvivalenter för drivmedel (Naturvårdsverket, 2017a).

Drivmedel CO2-ekvivalent [kg/MWh]

Olja 288

El 125

22

4 Resultat

I detta avsnitt presenteras resultaten av arbetet. Inledningsvis presenteras sammanställning av produktionsdata samt reducerad oljeanvändning för de olika systemen. Vidare redovisas resultat av simuleringar i programmet DST för ett decentraliserat och centraliserat lager. Slutligen presenteras ekonomiska och miljömässiga resultat samt känslighetsanalyser.

4.1 Sammanställning av produktionsdata

Den totala oljeanvändningen år 2016 var 63 GWh. Fördelningen av respektive bränsle för den sekundära värmeproduktionen ses i Figur 10. Anledningen till toppen av användningen av spetsanläggningar i augusti-september beror på ett revisionsstopp på värmeverket under perioden 12 augusti-20 september.

Figur 10. Fördelning av sekundär värmeproduktion år 2016.

23

Figur 11. Fördelning av sekundär värmeproduktion. 4.2 Reducerad oljeanvändning

Med hjälp av energin från ett lager och uppgradering av värmen kan oljeanvändningen för den sekundära värmeproduktionen minska. Hur mycket den kan minska beror på den installerade effekten. Endast reducering av oljan på Lukab och HVC1 har utretts. Detta på grund av att värmeproduktion som sker via förbränning av olja är dyrast och har den största miljöpåverkan av den sekundära produktionen. Oljeanvändningen på HVC5 står för en liten del och för att utreda om den mängden kan reduceras måste differentialtrycken i nätet beaktas. Detta anses inte vara relevant eftersom det inte påverkar resultatet desto mer. Värmeproduktionen på HVC2 är ospecificerad och därför står den posten som olja/gas. Enligt Lindgren (2018) produceras den största delen av värme genom förbränning av gas på HVC2. Dessa gaser utgörs av processgaser från SSAB och används när pannan på Lukab inte är i drift.

Med en installerad effekt på 20-50 MW kan hela användningen av olja på HVC1 ersättas samt delar av oljeanvändningen på kraftvärmeverket. Fördelning av bränslen för den sekundära värmeproduktionen år 2016 vid implementering av ett lager med 20-50 MW installerad effekt ses i Figur 12, Figur 13, Figur 14 samt Figur 15.

24

Figur 12. Fördelning av sekundär värmeproduktion för år 2016 vid implementering av ett lager med en installerad effekt på 20 MW.

Figur 13. Fördelning av sekundär värmeproduktion för år 2016 vid implementering av ett lager med en installerad effekt på 30 MW.

25

Figur 14. Fördelning av sekundär värmeproduktion för år 2016 vid implementering av ett lager med en installerad effekt på 40 MW.

12% 27% 1%

40 MW INSTALLERAD EFFEKT

Figur 15. Fördelning av sekundär värmeproduktion för år 2016 vid implementering av ett lager med en installerad effekt på 50 MW.

26 4.3 Decentraliserat lager

Urladdningsprocessen av ett decentraliserat lager sker enligt Figur 16. Vid urladdning kommer flödet från lagret ge värme till förångaren för att sedan återvända till lagret. Temperaturen till och från värmepumpen fås av leverantör, se avsnitt 4.3.3. Värmen från förångaren avges sedan i kondensorn där fjärrvärmereturen värms från 50 ˚C till 100 ˚C.

Figur 16. Principskiss för urladdningsprocessen för ett decentraliserat lager. Effekten som krävs från uppgraderingssteget och lagret beräknas med hjälp av massflödet i fjärrvärmenätet, temperaturen från lagret samt värmepumpens värmefaktor enligt ekvation (2. 28) och (2. 29). Energimängden under ett år från lagret respektive värmepumpen ses i Tabell 2.

Tabell 2. Fördelningen av energimängd för ett decentraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW

Elförbrukning [GWh/år] 1,8 2,9 4,6 6,4

Energimängd från lager [GWh/år] 5,8 9,6 15,2 21,2

Totalt [GWh/år] 7,6 12,5 19,9 27,7

I Tabell 2 ses att den största energimängden kommer från lagret och en liten del krävs i uppgraderingssteget.

4.3.1 In- och urladdning

27

De övriga systemen uppskattas med hjälp av resultatet från de simuleringar som utfördes och följer samma struktur. Se Figur 17 för in- och urladdad energimängd och Figur 18 för procentuella värmeförluster för ett system med 50 MW installerad effekt.

Figur 17. In- och urladdad energimängd från ett decentraliserat lager från år 2 till år 10.

Figur 18. Procentuella värmeförluster från lagret från år 2 till år 10.

Effektiviteten för de olika systemen varierar från 40 % till 60 % för ett system med installerad effekt på 20 MW till 50 MW.

15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% År 2 År 3 År 4 År 5 År 6 År 7 År 8 År 9 År 10

Värmeförluster - 50 MW installerad effekt

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 År 2 År 3 År 4 År 5 År 6 År 7 År 8 År 9 År 10 E n er g im än g d [ GW h ]

In- och urladdning - 50 MW installerad effekt

28

4.3.2 Urladdningstemperatur

Från simulering i DST fås urladdningstemperaturen från ett decentraliserat lager under ett år. Denna presenteras i Figur 19, där timme noll utgör 1 januari.

Figur 19. Fluidens temperaturvariation under ett år för ett decentraliserat lager. Enligt Figur 19 stiger temperaturen succesivt vid inladdningsperioden för att sedan minska under urladdningsperioden. Genom att ladda ur från olika delar av lagret antas temperaturen kunna hållas konstant på 50 ˚C under hela urladdningsprocessen, detta är dock inte möjligt att simulera i programmet DST.

4.3.3 Kompressionsvärmepump

Kompressionsvärmepumpen för detta ändamål ska höja temperaturen på fjärrvärmeflödet från 50 till 100 ˚C. Detta uppnås genom ett system enligt Figur 20. Systemet har en värmefaktor (COP) på 4,3 och består av fyra stycken seriekopplade värmepumpar med en total effekt på 5,29 MW. För att uppnå en högre effekt parallellkopplas sådana block (Östlund, 2018).

29

4.3.4 Dimension

Simuleringar har utförts i DST. De krävda effekterna från lagret under urladdning användes som input. För de system som inte simulerades uppskattades antal borrhål utifrån den specifika värmekapaciteten. Arean för borrhålsområdet beräknades med ekvation (2. 22). Resultatet ses i Tabell 3.

Tabell 3. Dimensionering för ett decentraliserat lager.

Installerad effekt Antal borrhål Area [m2_]

20 MW 600 8 000

30 MW 900 9 000

40 MW 1100 15 000

50 MW 1300 17 000

4.4 Centraliserat lager

Urladdningsprocessen av ett centraliserat lager sker enligt Figur 21. Flödet från lagret värms upp i biobränslepannan för att växlas med flödet i fjärrvärmenätet och sedan återvända till lagret. Fjärrvärmereturen värms från 50 ˚C till 100 ˚C i värmeväxlaren.

Figur 21. Principskiss för urladdningsprocessen för ett centraliserat lager.

30

Tabell 4. Fördelningen av energimängd för ett centraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW

Bränsleförbrukning [GWh/år] 4,3 7,4 11,7 16,3 Energimängd från lager [GWh/år] 3,4 5,7 9,0 12,6

Verkningsgrad [%] 93

Totalt [GWh/år] 7,6 12,5 19,9 27,7

I Tabell 4 ses att den största energimängden måste tillsättas i uppgraderingssteget och värmen från lagret kan inte nyttjas lika bra som för ett decentraliserat lager.

4.4.1 In- och urladdning

År 1 sker endast inladdning av lagret. Inladdningen det första året efter byggnation av lagret uppgår till 200 GWh för ett system med en installerad effekt på 40 MW. Denna redovisas inte i . Endast en figur för in- och urladdning av lagret samt årliga förluster presenteras på grund av tidsbrist för simuleringar. De övriga systemen uppskattas med hjälp av resultatet från de simuleringar som utfördes och följer samma struktur. Se Figur 22 för in- och urladdad energimängd och Figur 23 för procentuella värmeförluster för ett system med 40 MW installerad effekt.

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 År 2 År 3 År 4 År 5 År 6 År 7 År 8 År 9 År 10 E n er g im än g d [ GW h ]

In- och urladdning - 40 MW installerad effekt

Inladdning Urladdning

31

Figur 23. In- och urladdad energimängd från ett centraliserat lager från år 2 till år 10.

Effektiviteten för de olika systemen varierar från 30 % till 50 % för ett system med installerad effekt på 20 MW till 50 MW.

4.4.2 Urladdningstemperatur

Från simulering i DST fås urladdningstemperaturen från ett decentraliserat lager under ett år. Denna presenteras i Figur 24, där timme noll utgör 1 januari.

Figur 24. Urladdningstemperatur för ett centraliserat lager.

Enligt Figur 24 stiger temperaturen succesivt vid inladdningsperioden för att sedan minska under urladdningsperioden. Den största temperaturhöjningen för biobränslepannan är således cirka 35 ˚C.

65 70 75 80 85 90 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Te mper atur [˚C] Tid [h] Fluidtemperatur i lagret 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% År 2 År 3 År 4 År 5 År 6 År 7 År 8 År 9 År 10

32

4.4.3 Biobränslepanna

Teknisk data för biobränslepanna fås av Luleå Energi som har en träflispanna på en av spetsanläggningarna. Verkningsgraden på pannan antas vara 93 % och bränslet som används är träpulver. Träpulver har ett värmevärde på 4,72 kWh/kg (Energiforsk, 2012).

4.4.4 Dimension

De krävda effekterna från lagret under urladdningsperioden används som input för simulering i programmet DST. För de system som inte simulerades uppskattades antal borrhål utifrån den specifika värmekapaciteten. Arean för borrhålsområdet beräknas med ekvation (2. 22). Resultatet ses i Tabell 5.

Tabell 5. Dimensionering för ett centraliserat lager.

Installerad effekt Antal borrhål Area [m2_]

20 MW 600 8 000

30 MW 900 9 000

40 MW 1100 15 000

50 MW 1300 17 000

4.5 Cirkulationspump

Friktionsfaktorn avläses i Figur 4 till 0,04. I Tabell 6 redovisas de numeriska värden som använts för beräkning av tryckförluster.

Tabell 6. Indata för beräkning av tryckförluster för cirkulationspump.

Variabel Numeriskt värde

Rörlängd 200 m

Rördiameter 115 cm

Vattnets densitet 988 kg/m3

Vattnets medelhastighet 1,5 m/s Antal seriekopplade borrhål 2

33

4.5.1 Decentraliserat lager

Volymflödet i borrhålslagret för de olika systemen fås av de krävda effekterna från lagret och temperaturskillnaden i värmepumpen. Verkningsgraden på pumpen fås av leverantören KSB (Faugust, 2018), se Tabell 7.

Tabell 7. Volymflöde och pumpverkningsgrad för cirkulationspump för ett decentraliserat lager.

Installerad effekt Volymflöde [m3_{/s] Pumpverkningsgrad [%]}

20 MW 0,5 75

30 MW 0,7 86

40 MW 0,9 88

50 MW 1,2 85

Med värden från Tabell 7, tryckförluster och ekvation (2. 27) beräknas det totala pumparbetet för ett decentraliserat lager. Resultatet ses i Tabell 8.

Tabell 8. Pumparbete för cirkulationspump för ett decentraliserat lager.

Installerad effekt Pumparbete [kW]

20 MW 110

30 MW 144

40 MW 187

50 MW 243

4.5.2 Centraliserat lager

34

Tabell 9. Volymflöde och pumpverkningsgrad för cirkulationspump för ett centraliserat lager

Installerad effekt Volymflöde [m3_{/s] Pumpverkningsgrad [%]}

20 MW 0,3 58

30 MW 0,5 58

40 MW 0,6 65

50 MW 0,8 75

Med värden från Tabell 9, tryckförluster och ekvation (2. 27) beräknas det totala pumparbetet för ett decentraliserat lager. Resultatet ses i Tabell 10.

Tabell 10. Pumparbete för cirkulationspump för ett centraliserat lager.

Installerad effekt Pumparbete [kW]

20 MW 91

30 MW 140

40 MW 166

50 MW 180

4.6 Geografisk placering

En lämplig plats för ett decentraliserat lager är Porsön där en av spetsanläggningarna är placerad. Genom att implementera ett energilager där kan den nuvarande anläggningen (HVC1), som drivs av el och olja, ersättas. Rördimensionerna vid den delen av fjärrvärmenätet är tillräckliga för att klara av de flöden som krävs.

4.7 Ekonomiska förutsättningar

35

4.7.1 Intäkter

Eftersom intäkterna för ett borrhålslager endast beror på den installerade effekten blir intäkterna samma för båda alternativen. Intäkterna ses i Tabell 11.

Tabell 11. Intäkter beroende på installerad effekt.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW

Minskad oljekostnad [MSEK/år] 5,5 9,0 14,3 19,9 Försäljning av utsläppsrätter [MSEK/år] 0,4 0,7 1,1 1,5

Totalt [MSEK/år] 5,9 9,7 15,4 21,4

4.7.2 Decentraliserat lager

I Tabell 12 presenteras investeringskostnaderna för ett decentraliserat lager. I posten övrig investering ingår kostnader för värmeväxlare, cirkulationspump samt

investeringsenergin för första året. Den största kostnadsposten vid investering är kostnaden för lagret.

Tabell 12. Investeringskostnader för ett decentraliserat lager

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW

Lager [MSEK] 48 56 88 104

Uppgradering [MSEK] 18 27 36 45

Övrig investering [MSEK] 4,4 5,6 7,1 8,3

Totalt [MSEK] 70 87 130 157

De årliga kostnaderna för ett decentraliserat lager ses i Tabell 13. Den största årliga kostnaden är driften för värmepumpen.

Tabell 13. Årliga kostnader för ett decentraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW

Minskad elförsäljning [MSEK/år] 0,5 0,6 1,0 1,2 Drift cirkulationspump [MSEK/år] 0,6 0,8 1,1 1,4 Drift värmepumpen [MSEK/år] 1,1 1,9 3,0 4,2

36

Med ekvation (2. 33), (2. 34) och (2. 35) samt Tabell 11, 12 och 13 beräknas lönsamheten för investeringen. I Tabell 14 presenteras den diskonterade återbetalningstiden för de olika systemen. För samtliga system överstiger

återbetalningen 20 år. Den kortaste återbetalningstiden uppnås genom ett system med en installerad effekt på 50 MW vilken motsvarar 21 år.

Tabell 14. Återbetalningstid för ett decentraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW Investeringskostnad [MSEK] 70 87 130 157 Intäkter [MSEK/år] 5,9 9,7 15,4 21,4 Kostnader [MSEK/år] 2,3 3,4 5,0 6,8 Återbetalningstid Över 20 år 4.7.3 Centraliserat lager

I Tabell 15 redovisas investeringskostnaderna för ett decentraliserat lager. I posten övrig investering ingår kostnader för värmeväxlare, cirkulationspump samt investeringsenergin för första året. Den största kostnadsposten vid investering är kostnaden för biobränslepannan.

Tabell 15. Investeringskostnader för ett centraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW

Lager [MSEK] 48 56 88 104

Biobränslepanna [MSEK] 56 84 112 140

Övrig investering [MSEK] 5,7 7,1 8,5 9,8

Totalt [MSEK] 109 147 208 253

37

Tabell 16. Årliga kostnader för ett centraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW

Minskad elförsäljning [MSEK/år] 0,6 0,6 0,6 0,7 Drift cirkulationspump [MSEK/år] 0,5 0,8 0,9 1,0 Drift biobränslepanna [MSEK/år] 2,4 3,9 6,5 8,8

Totalt [MSEK/år] 3,5 5,3 8,0 10,5

Med ekvation (2. 33), (2. 34) och (2. 35) samt Tabell 11, 15 och 16 beräknas lönsamheten för investeringen. I Tabell 17 presenteras den diskonterade återbetalningstiden för de olika systemen. För samtliga system överstiger återbetalningen 20 år.

Tabell 17. Återbetalningstid för ett centraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW Investeringskostnad [MSEK] 109 147 208 253 Intäkter [MSEK/år] 5,9 9,7 15,4 21,4 Kostnader [MSEK/år] 3,5 5,3 8,0 10,5 Återbetalningstid Över 20 år 4.7.4 Klimatklivet

Med CO2-ekvivalenter enligt Tabell och ekvation (2. 36) beräknas kvoten för klimatklivet. Resultaten för ett decentraliserat lager och ett centraliserat lager presenteras i Tabell 18 respektive Tabell 19.

Tabell 18. Kvot för Klimatklivet för ett decentraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW

Investeringskostnad [MSEK] 106 142 202 247 CO2-minskning [ton] 1 089 1 079 1 195 1 665

Livslängd [år] 25 25 25 25

38

Tabell 19. Kvot för Klimatklivet för ett centraliserat lager.

Installerad effekt 20 MW 30 MW 40 MW 50 MW Investeringskostnad [MSEK] 106 142 202 247 CO2-minskning [ton] 1 309 1 443 1 772 2 469 Livslängd [år] 25 25 25 25 Kvot [kg/kr] 0,26 0,23 0,31 0,39 4.8 Miljöpåverkan

Med CO2-ekvivalenter enligt Tabell 1 och ekvation (2. 37) samt (2. 38) beräknas mängden minskade koldioxidutsläpp årligen. Resultaten för ett decentraliserat lager och ett centraliserat lager presenteras i Tabell 20 respektive Tabell 21.

Tabell 20. Minskade koldioxidutsläpp för ett decentraliserat lager.

Installerad effekt Minskade CO2-utsläpp [ton/år]

20 MW 1089

30 MW 1079

40 MW 1793

50 MW 2034

Tabell 21. Minskade koldioxidutsläpp för ett centraliserat lager.

Installerad effekt Minskade CO2-utsläpp [ton/år]

20 MW 1310

30 MW 1443

40 MW 2370

39 4.9 Känslighetsanalys

Eftersom återbetalningstiden för samtliga system överstiger 20 år görs endast känslighetsanalyser som bidrar till en kortare återbetalningstid. Det vill säga ökade intäkter eller reducerade kostnader. Känslighetsanalyserna utförs endast för ett decentraliserat lager med en installerad effekt på 50 MW. Detta på grund av att endast det systemet anses vara relevant med tanke på den reducerade oljemängden och på grund av att det systemet har den kortaste återbetalningstiden.

4.9.1 Oljepris

Den första känslighetsanalysen speglar fallet om oljepriset skulle stiga med 50 %. Kostnaden på olja förändras då från 600 kr/MWh till 900 kr/MWh. Resultatet presenteras i Tabell 22.

Tabell 22. Resultat av känslighetsanalys till följd av förändrat oljepris.

Installerad effekt 50 MW Investeringskostnad [MSEK] 151 Intäkter [MSEK/år] 31,4 Kostnader [MSEK/år] 6,8 Återbetalningstid [år] 12 4.9.2 Lagerkostnad

Vidare genomförs känslighetsanalys för minskad kostnad vid byggnation av lagret. Kostnaden för lagret antas i känslighetsanalysen vara 300 kr/meter istället för 400 kr/meter. Resultatet presenteras i Tabell 23.

40

4.9.3 Elpris

Även elprisets inverkan på resultaten har undersökts. Elpriset antas i känslighetsanalysen vara 247 kr/MWh år 2020 och 338 kr/MWh år 2030 enligt Lublin

et al. (2017). Resultatet av känslighetsanalysen ses i Tabell 24.

Tabell 24. Resultat av känslighetsanalys till följd av förändrat elpris.

Installerad effekt 50 MW

Investeringskostnad [MSEK] 151 Intäkter [MSEK/år] 21,4 Kostnader [MSEK/år] 6,0