Konvertering Av Oljelager Till Värmelager I Sundsvalls Fjärrvärmesystem

UPTEC ES 20013 Examensarbete 30 hp Juni 2020

Konvertering av oljelager till värmelager I Sundsvalls fjärrvärmesystem

Love Hagstedt Abstract Conversion of oil storage to thermal energy storage

Love Hagstedt

Teknisk- naturvetenskaplig fakultet UTH-enheten This study has examined how an oil storage could be converted into a thermal heat storage (TES). Focus was put on the transient thermal Besöksadress: heat flow that occurs during the early years when using a rock cavern Ångströmlaboratoriet Lägerhyddsvägen 1 as a TES. First existing literature were studied to learn from earlier Hus 4, Plan 0 experiences. Crucial steps of a conversion were identified as well as important mistakes that have been made in the past. Postadress: Simulations of Sundsvall’s district heating (DH) system were made to Box 536 751 21 Uppsala see what impact a large TES would have. These simulations showed the importance of being able to transfer enough amount of heat. Then heat Telefon: simulations were preformed to study the transient heat flow. This 018 – 471 30 03 showed that much of the heat will be heating the rock around the

Telefax: cavern. Over time, the losses decrease as the rock around the cavern 018 – 471 30 00 remains heated, due to its thermal inertia. This means that some energy needs to be considered an investment cost as it will not be Hemsida: used in the DH-grid but will increase the efficiency of the TES. 4 http://www.teknat.uu.se/student different heating strategies were analysed and the heat losses during 25 years were measured. The results showed that a conversion would save between 0,7 – 1,55 million SEK annually depending on how many caverns were converted and cost approximately 6 million SEK for one cavern, 10,5 million SEK for two caverns and 15 million SEK for three caverns.

Handledare: Mattias Öjbo Ämnesgranskare: Svante Monie Examinator: Petra Jönsson ISSN: 1650-8300, UPTEC ES 20013 Tryckt av: Uppsala Populärvetenskaplig sammanfattning

När Sveriges fjärrvärmesystem byggdes var tanken att olja skulle eldas för att producera värme. För att säkra tillgången av olja byggdes det ett stort antal bergrum för att användas som lager. Idag har produktionen av fjärrvärme förändrats markant. De fossila bränslena, såsom olja och kol, har ersatts av biobränslen, som pellets. Dessutom har förbränning av avfall blivit en grundsten i de svenska fjärrvärmesystemen. Spets- lastpannor, det vill säga de pannorna som används när värmebehovet är som störst, använder dock ofta fossila bränslen. Det är därför bra om det går att lagra värmeenergi ifrån tidpunkter då värmebehovet är lågt till de tider då det blir högt behov. På så sätt behöver inte spetslastpannorna användas. Eftersom oljan inte längre används i samma utsträckning för värmeproduktion skulle bergrummen, som idag lagrar olja, kunna an- vändas som värmelager istället.

I Sundsvall äger och driver Sundsvall Energi AB stadens fjärrvärmesystem. Värmen i systemet kommer huvudsakligen ifrån Korstaverket och som spillvärme i från SCA:s pappersbruk. På Kostaverket ﬁnns det tre bergrum som har använts eller används som oljelager. Oljan används dock sällan i värmeproduktionen utan bergrummen hyrs ut till företag som köper in oljan vid låga priser och säljer den när priserna har gått upp. Sundsvall Energi AB vill nu undersöka möjligheten att använda dessa bergrum som värmelager till fjärrvärmenätet istället.

Värmeenergi kan lagras på olika sätt. Den vanligaste lagringsmetoden är sensibla värmelagring där ett medie, oftast vatten, värms upp vid laddning och kyls vid urladdning. Inom fjärrvärmesektorn är lagring med en så kallad ackumulatortank den absolut vanligaste lagringsformen. En ackumulatortank används för att jämna ut eﬀekttoppar (dvs då mest värmeenergi behövs på samma gång). Denna metod av lagring kallas för “peak-shaving” och är en form av korttidslagring. Det ﬁnns även värmelager som spa- rar värmen ifrån sommaren för att använda den på vintern. Sådana lager kallas för säsongslager eller långtidslager.

När ett bergrum används som värmelager uppstår det alltid förluster. Dessa förlus- ter kan ske genom ledning, strålning eller konvektion. Förlusterna är som störst när ett nytt lager börjar användas och minskar med tiden för att sedan stabiliseras vid ett visst värde. Genom att dela upp förlusterna som sker under de första åren och jäm- föra dem med det värde som förlusterna senare stabiliseras runt, så kan förlusterna delas upp i en konstant del och en så kallad transient del. De konstanta förlusterna ger lagrets verkningsgrad och de transienta förlusterna anses bli en investeringskostnad. Anledningen till att förlusterna stabiliseras runt ett visst värde är att en värmekudde byggs upp runt lagret. Vad det innebär är att temperaturen i berget runt lagret höjs och att den höjningen blir någorlunda permanent på grund av bergets termiska tröghet.

ii I denna rapport har detta förlopp som beskrivit ovan simulerats, i ett program som heter Heat3, utifrån olika sätt att driva lagret på. Lagringstider och antal laddningscykler har varierats för att undersöka hur detta påverkar storleken på de transienta förlusterna och den slutgiltiga verkningsgraden.

I och med att värme kan lagras från olika tidpunkter ﬁnns det möjlighet att lagra värme som producerats med låg bränslekostnad (exempelvis på sommaren) till tider då bränsle med högre bränslekostnad måste användas (exempelvis på vintern). På detta sätt kan den totala bränslekostnaden minskas och besparingar göras. I denna rapport har en driftstrategi simulerats för att se vilka besparingar ett lager kan göra varje år. Det visade sig att bränslekostnaden kan minska med 0,7 miljoner SEK för ett lager, 1,15 miljoner SEK för två lager och 1,5 miljoner SEK för tre bergrum.

För att konvertera ett oljelager till värmelager behöver en hel del moment genomfö- ras. I en litteraturstudie noterades 5 viktiga delar i en konvertering. Dessa var: Sanering och säkring, vattenfyllning, rördragning och kulvertanläggning, installation av pumpar och installation av värmeväxlare. Alla dessa delar innebär varierande kostnader. I denna rapport har dessa kostnader uppskattas utifrån tidigare studier och med hjälp av kunniga personer inom respektive branscher.

Eftersom två av bergrummen på Korstaverket fortfarande är i drift och fyllda med olja, samtidigt som oljan måste hålla ca 50◦C för att vara lättﬂytande, så ﬁnns det redan en värmekudde i berget. Under tiden en konvertering äger rum kommer berget dock att svalna något. På grund av detta så genomfördes alltid dubbla simuleringar, en där berget redan var uppvärmt och en där berget var ouppvärmt. Detta gav ett intervall som det verkliga värdet kan hamna inom beroende på hur snabbt en konvertering kan ske.

Simuleringarna i Heat3 gav varierande resultat beroende på vilket sätt lagret drevs. Verkningsgraderna varierade mellan 65 och 90 % beroende på driftstrategi, lagringstor- lek och om värmen ifrån oljelagret fanns kvar i berget eller inte. De totala transienta förlusterna, alltså de som avtar med tiden, varierar mellan 5,0 och 5,5 GWh för ett bergrum vid ouppvärmd berggrund och 1,2 och 1,5 GWh för uppvärmd berggrund. Mellan 10,5 och 11,9 GWh för två bergrum med ouppvärmd berggrund och 3,7 och 2,4 GWh för uppvärmd berggrund. För tre bergrum var ﬂödet mellan 16,1 och 18,4 GWh för ouppvärmd berggrund och mellan 6,3 och 8,5 GWh för uppvärmd berggrund.

Utifrån dessa resultat kunde en total investeringskostnad tas fram. För att konvertera ett bergrum krävs ca 6 miljoner SEK, för två bergrum krävs det ca 10,5 miljoner SEK och för tre bergrum krävs det ca 15 miljoner SEK. Återbetalningstiden för den strategin som till slut gav en verkningsgrad på 70-78 % blev mellan 8,2 och 10,1 år.

iii Exekutiv sammanfattning

I denna studie har det undersökts hur ett oljelager kan omvandlas till ett termisk värmelager. Fokus låg på det transienta värmeflödet som inträffar under de första åren när ett bergrum används som värmelager. Först studerades litteratur för att lära av tidigare erfarenheter. Avgörande steg för en konvertering identifierades liksom viktiga misstag som har gjorts tidigare. Simuleringar av Sundsvalls fjärrvärmesystem gjordes för att se vilken påverkan ett stort värmelager skulle ha. Dessa simuleringar visade vikten av att kunna överföra tillräcklig mängd värme. Därefter genomfördes värmesimuleringar för att studera det transienta värmeflödet. Detta visade att mycket av värmen kommer att värma berget runt bergrummet. Med tiden minskar förlusterna när berget runt rummet förblir uppvärmd på grund av dess termiska tröghet. Detta innebär att en del energi måste betraktas som en investeringskostnad eftersom den inte kommer att användas i fjärrvärmesystemet utan kommer att öka effektiviteten hos lagret. Fyra olika uppvärmningsstrategier analyserades och värmeförlusterna under 25 år mättes. Resultaten visade att en omvandling skulle spara mellan 0,7 - 1,55 miljoner SEK årligen med en trivial driftstrategi beroende på hur många bergrum som konverterades och kosta cirka 6 miljoner SEK för ett bergrum, 10,5 miljoner SEK för två bergrum och 15 miljoner SEK för tre bergrum. I framtida studier bör en optimal driftstrategi tas fram utifrån det aktuella systemet.

iv Förord

Detta examensarbete markerar slutet på mitt liv som student och elev. Jag vill börja med att tacka mina studiekamrater och tillika vänner för den tiden vi har haft sen vi började på Civilingenjörsprogrammet i Energisystem på hösten 2014. Ni kommer vara mina vänner för livet.

Jag vill dessutom tacka min ämnesgranskare Svante Monie för all den hjälp som du har gett mig, speciellt nu i slutet. Tack vare dig har kvalitén på arbetet nått högre nivåer än vad jag ensam kunde åstadkommit.

Jag vill även tacka min handledare på Sundsvall Energi, Mattias Öjbo som alltid har varit snabb på att svara på frågor och överöst mig med viktig information under projektets början. Något som hjälpte mig att snabbt komma igång.

Tack även till Simon Pajala som erbjöd mig ett privat studiebesök i Hudiksvall för att se på Värmevärdens nya värmelager. Det gav mig verkligen insikt i helheten av vad ett sådant projekt innebär och var mycket lärorikt.

Tillslut vill jag tack min kära fästmö Frida Bergman för all hjälp under denna tid. Tack för att du har tagit hand om hundarna när jag behövt köra om simuleringarna för fjärde gången för att jag hade slarvat gångerna innan. Tack för att du har peppat mig när det har gått emot och känts omöjligt. Och såklart, tack till mina älskade hundar för att ni har varit sällskap när jag suttit hemma och skrivit under dagarna.

Love Hagstedt Uppsala, 10 juni 2020

v Innehåll

1 Inledning1 1.1 Syfte och mål...... 2 1.2 Frågeställningar...... 2 1.3 Avgränsningar...... 2

2 Bakgrund3 2.1 Värmelager...... 3 2.1.1 Lagringsmetoder...... 3 2.1.2 Lagringstider...... 4 2.1.3 Lagringskapacitet...... 4 2.1.4 Verkningsgrad för termiskt energilager...... 4 2.2 Värmeflöden...... 5 2.2.1 Ledning...... 5 2.2.2 Strålning...... 5 2.2.3 Konvektion...... 6 2.2.4 Stratifiering...... 6 2.2.5 Specifik värmekapacitet...... 7 2.2.6 Transienta förluster...... 7 2.2.7 Stationära förluster för bergrum...... 8 2.3 Berggrunden...... 9 2.3.1 Berggrundens ostörda temperatur...... 9 2.3.2 Värmeledningskoefficient...... 9 2.4 Sundsvall Energi AB...... 10 2.4.1 Korstaverket...... 10 2.4.2 Bergrummen...... 11

3 Metod 12 3.1 Vald teknisk lösning...... 12 3.2 Litteraturstudie...... 13 3.2.1 Lyckebo - Storvreta...... 13 3.2.2 Oxelösund...... 14 3.2.3 Hudiksvall...... 14 3.2.4 Att konvertera ett oljelager...... 15 3.3 Modellering...... 17 3.3.1 Datainsamling...... 17 3.3.2 Uppbyggnad av fjärrvärmesystemsmodell - FMS...... 18 3.3.3 Uppbyggnad av värmelagermodell - Heat 3...... 21 3.3.4 Ekonomiska beräkningar...... 25 3.3.5 Känslighetsanalys...... 26

vi 4 Resultat 27 4.1 Datainsamling...... 27 4.1.1 Värmeledningskoeﬃcient speciﬁk värmekapacitet...... 27 4.1.2 Berggrundens ostörda temperatur...... 27 4.1.3 Värmelast...... 27 4.2 Systempåverkanssimulering...... 28 4.3 Heat 3...... 30 4.3.1 Strategi A...... 32 4.3.2 Strategi B...... 32 4.3.3 Strategi C...... 33 4.3.4 Strategi D...... 34 4.3.5 Jämförelse av de totala förlusterna för de olika strategierna...... 35 4.4 Ekonomi...... 38 4.5 Känslighetsanalys...... 41 4.5.1 Variation av variabel...... 41 4.5.2 FMS-simulering av strategi C...... 42

5 Diskussion 43 5.1 Framtida studier...... 45

6 Slutsats 47

Bilagor 50

A Ritningar till oljelager 50

B Koordinater för bergartsprov 54

C Priser för pumpar 54

vii 1 Inledning

Utsläppen ifrån kraftvärme och fjärrvärme stod för 4,9 Mton koldioxidekvivalenter (CO2- ekv) 2018 (Naturvårdsverket 2019). Trots en ökad användning av fjärrvärme har de totala utsläppen ifrån kraftvärmeproduktion minskat med 1,2 Mton CO2-ekv. Denna minskning är en följd av en kraftig minskad användning av fossila bränsle. Denna minskning är den enskilt största minskningen av förbränning av fossila bränslen i Sverige (ibid.). Användning av fossila bränslen har i stor utsträckning bytts ut mot biobränslen och avfall. Då biobräns- lens koldioxidutsläpp räknas som klimatneutrala härstammar dagens utsläpp främst från spetslastpannor, där de fossila bränslena fortfarande ﬁnns kvar, och från avfallsförbränning där utsläppen i huvudsak kommer ifrån plast i avfallet. Plasten i avfallet står för 2,6 Mton CO2-ekv, alltså mer än 50 % av sektorns totala utsläpp (ibid.). Samtidigt sker avfallsför- bränning vid konstant eﬀekt oavsett värmebehov då avfallshanteringen är huvudsyftet med förbränningen. Detta innebär att eventuell överproduktion måste kylas bort och går därmed till spillo (Frederiksen och Werner 2013).

Naturligt blir nästa steg i en minskning av koldioxidutsläppen att minska mängden plast i avfallet, men även att byta ut bränslet i spetspannorna. Det ﬁnns även strategier för Car- bon Capture and Storage (CCS) för att ta bort koldioxiden helt och hållet ifrån rökgaserna (Finnveden 2017). I Sverige uppgår mängden plastavfall årligen till 1,7 Mton varav cirka 80 % går till energiåtervinning och endast 8 % materialåtervinns (Naturvårdsverket 2019).

Ett alternativt angripningssätt till detta är att istället för att kyla bort värmen, lagra den, och använda den som ersättande spetslasteﬀekt. På detta sätt tas mer av avfallets energi tillvara på och därmed minskas användandet av fossila bränslen vid eﬀekttoppar (Frederik- sen och Werner 2013).

Under mitten av 1900-talet ökade samhällets beroende av olja. För att säkra tillgången för både civilt och militärt bruk under kalla kriget byggdes statliga och kommersiella oljelager i oinklädda bergrum. Oljan i lagren hölls uppvärmd för att bibehållas lättflytande. Under 90-talet hade Sveriges hotbild och användandet av olja förändrats och beslut om att antingen sälja de statliga oljelagren till näringslivet alternativt avveckla dem togs. Även kommersiella lager avvecklades då driftkostnaderna var höga (Stenérus Dover m. fl. 2019). I och med detta finns det många bergrum som antingen står tomma eller används för lagring av olja i Sverige som skulle kunna användas i andra syften. De bergrum som ligger tillgängliga för anslutning till fjärrvärmedistributionen skulle kunna användas som termiska värmelager till fjärrvärmesektorn.

I Sundsvall äger och driver Sundsvall Energi AB (SEAB) fjärrvärmesystemet. Vid Korsta- verket sker den huvudsakliga produktionen där avfallspannan står för basproduktionen. I anslutning till verket ﬁnns tre bergrum med volymer på nära 100 000 m3 vardera, varav två fortfarande är i drift. Under sommaren sker en överproduktion av värme från avfallspannan

1 vilket måste kylas bort och värmeenergin lämnar då systemet utan att nyttjas. Därför vill SEAB nu se på möjligheterna att konvertera oljelagren till värmelager.

1.1 Syfte och mål Syftet med denna rapport är att undersöka de tekniska, termodynamiska och ekonomiska utmaningarna och förutsättningarna för att konvertera de bergrum vid Korstaverket som idag används som oljelager till värmelager. Målet är att ta reda på vilken teknisk lösning som är bäst lämpad för det aktuella fallet, vilka investeringskostnader det innebär, hur för- lusterna för en sådan lösning ser ut och utvecklas med tiden samt vilken påverkan denna lösning kommer ha på SEAB:s fjärrvärmesystem.

1.2 Frågeställningar Utifrån arbetets syfte och mål formuleras följande frågeställningar:

1. Hur stora kommer de transienta förlusterna att vara innan termisk jämvikt är uppnådd om:

(a) Värmen från oljelagret är kvar? (b) Berggrunden är nedkyld?

2. Vilka investeringskostnader innebär en konvertering och hur ser ekonomin för en sådan investering ut?

3. Hur kan värmebalansen för Sundsvalls fjärrvärmesystem se ut med tillgång till 1, 2 eller 3 lager?

1.3 Avgränsningar Detta arbete fokuserar på uppvärmningen av lagret och de värmeförluster som det medför. Därför kommer inte optimal drift av lagret utifrån ett systemperspektiv undersökas när- mare utan detta arbete fokuserar på konvertering och uppvärmning av lagret. Då lagrets systempåverkan ska undersökas kommer endast trivial driftstrategi användas.

Även om arbetet kommer att vidröra de komponenter som behövs vid drift av ett vär- melager kommer ingen närmare beskrivning av dessa ske. Viss rudimentär dimensionering kommer att göras för att möjliggöra simuleringar. Vid bestämmande av investeringskostnader kommer schablonvärden och faktiska kostnader från andra projekt användas samt vissa uppskattningar att göras.

2 2 Bakgrund

2.1 Värmelager Inom fjärrvärmesektorn innebär överproduktion att värmeenergi måste kylas bort och går således till spillo. Detta är vanligt inom energiproduktion där värmen inte är huvudsyftet, exempelvis inom kraftvärmeproduktion där elpriset kan vara den avgörande faktorn och vid avfallsförbränning där huvudsyftet är att hantera avfallet (Frederiksen och Werner 2013).

Om det ﬁnns tillgång till metoder att lagra energi så kan den nyttjas från de tider då överpro- duktionen sker till senare då konsumtionen ökar. Detta kan göras för att minska eﬀekttoppar och därmed undvika att spetsproduktion behöver användas. Lagring av värmeenergi kan delas in lagringsmetod och/eller i den tänkta lagringstiden. (ibid.)

2.1.1 Lagringsmetoder Termiska energilager delas in i tre olika lagringsmetoder; sensibelt värmelager, latent värme- lager och termokemiskt lager.

Sensibla värmelager är den vanligaste metoden att lagra värme där ett intermittent medium värms upp vid laddning och kyls ned vid urladdning. Mediet kan vara vatten, berggrund eller jorden i marken (Kuylenstierna 2019) (European Commission 2017).

Latenta värmelager använder ett material som vid drift genomgår en fasändring, oftast från fast till ﬂytande form. Fasövergången ska ske vid önskad temperatur där ämnet smälts vid laddning och kristalliseras vid urladdning. Fasövergången innebär att lagringskapaciteten blir hög över ett kort temperaturintervall (ibid.).

Termokemiska lager använder en kemikalie som vid upphettning förändras i sina bindningar genom en endoterm reaktion. Vid nedkylning återgår kemikalien till sin ursprungliga form genom en exoterm reaktion (ibid.).

I tabell1 jämförs de olika lagringsmetodernas speciﬁka investerings- och driftkostnad under lagrets tekniska livstid, energitäthet och eﬀektivitet. De sensibla värmelagren har ett lägre pris än de andra men lägre kapacitet.

3 Tabell 1: Kostnads-, energitäthets- och eﬀektivitetsjämförelse mellan olika lagringsmetoder (Kuylenstierna 2019)

Lagringsmetod Kostnad Energitäthet Eﬀektivitet [SEK/kWh] [kWh/ton] [%] Sensibla värmelager 1-100 10-50 50-90 Latenta värmelager 100-500 50-150 75-90 Termokemiska lager 80-1 000 120-250 75-100

2.1.2 Lagringstider Lager kan även delas in i hur långa ur-/inladdningscykler som används. De två huvudkatego- rierna är säsongslager och korttidslager. Säsongslager används för att lagra värmeenergi som produceras under perioder med lågt värmebehov, exempelvis under sommaren, till perioder med högre värmebehov (exempelvis vintern) medan korttidslager används för ”peak-shaving”. Den vanligaste korttidslagringsmetoden inom fjärrvärmesektor är att använda en ackumulatortank för att jämna ut eﬀekttoppar. Valet mellan kortidslager och säsongslager beror på hur produktions- och konsumtionsmönstret ser ut, men det kan ﬁnnas både korttids- och säsongslager i ett och samma fjärrvärmesystem (Frederiksen och Werner 2013).

2.1.3 Lagringskapacitet Mängden värmeenergi, E [Wh], som ett lager kan laddas med beror på lagrets storlek och lagringsmetod. Om sensibla värmelager används kan ekvation1 användas för att bestämma den teoretiska lagringskapaciteten vid konstant lagringskapacitet. V ρc (T − T ) E = p H L (1) 3600 Där: V är lagrets volym [m3]. ρ är lagringsmediets densitet [kg/m3]. cp är mediets värmekapacitet [J/kgK]. TH är lagrets högsta drifttemperatur [K]. TL är lagrets lägsta drifttemperatur [K].

2.1.4 Verkningsgrad för termiskt energilager

Energiverkningsgraden ηE för ett lager är deﬁnierat som kvoten mellan uttagen, Eut, och inmatad, Ein, energimängd: Eut ηE = (2) Ein

4 Energiverkningsgraden beror av lagrets utformning och drift där större lager och lager med korta lagringstider i regel har högre verkningsgrad (Claesson, Eftring, Eskilson m. ﬂ. 1985).

2.2 Värmeflöden 2.2.1 Ledning Värmetransport genom ledning sker genom överföring av partiklars rörelseenergi till de när- liggande. Områden med högre temperatur innehåller partiklar med högre rörelseenergi än områden med lägre temperatur och då partiklarna kolliderar överförs energin från området med högre temperatur till det med lägre. Den effekt, med vilken värmeenergi kan ledas genom ett material beror på överföringsytan och på materialets inneboende egenskaper och benämns värmekonduktivitet λ [W/mK] . För ett oändligt tunt och plant skikt ges värmeeffekten Q [W ] av ekvation3 dT Q = Aλ (3) dx Där: A är överföringsytan [m2] dT dx är temperaturförändringen per längdenhet [K/m].

Värdet på värmekonduktiviteten beror på vilket material som värmeenergin transporteras genom. Värmekonduktiviteten kan dock variera i ett och samma material genom att vara beroende på värmeﬂödes riktning i förhållande till materialets struktur. Ett material som har denna egenskap är då anisotropt vilket innebär att värmekonduktiviteten är högre i exempelvis x-led än i y-led (Alvarez 2006).

2.2.2 Strålning Alla kroppar med en temperatur över 0 Kelvin emitterar värmestrålning. Mängden värmee- nergi en kropp utstrålar beror endast av kroppens temperatur och emissivitet, . Förhållandet deﬁnieras som kvoten mellan den aktuella kroppens utstrålande energi och den från en svart kropp med samma temperatur. En svart kropp emitterar maximal möjlig strålning vid en given temperatur. För exempelvis slätslipad granit är = 0.42. Värmeeﬀekten som en kropp strålar per ytenhet [W/m2] med ges av Stefan-Boltzmanns (ekvation4) P T = σ( )4 (4) A 100 Där: σ = Stefan-Boltzmanns konstant: 5, 67 · 10−8 [W/m2K4] A = Strålningsytan [m2] T = Kroppens temperatur[K]

5 För strålning som träﬀar en kropp kan en del absorberas (α), en annan transmitteras (ρ) och/eller reﬂekteras (τ) men viktigt att notera är att summan av dessa tre delar alltid blir 1 (se ekvation5) α + ρ + τ = 1 (5) En kropp som absorberar all inkommande strålning, dvs där α = 1, kallas för en svart kropp.

Även om Stefan-Boltzmanns lag är oberoende av omgivningens temperatur så är ändå strål- ningsutbytet mellan olika kroppar beroende av varandra. När fler kroppar är i varandras närhet kommer de fortsätta stråla med samma värmestrålning men även absorbera närlig- gande kroppars strålning. Detta innebär att ett stålningsutbyte kommer ske där differensen mellan utstrålande och absorberande energi för var och en av kropparna avgör dess energi- utbyte och därmed värmeflöde (Alvarez 2006).

2.2.3 Konvektion Värmetransport genom konvektion sker då exempelvis en fluid är i kontakt med en yta med högre temperatur. Partiklarna närmast exempelvis en vägg värms upp och rör sig uppåt då deras densitet minskar på grund av den ökade temperaturen. En rörelse i fluiden skapas vilket leder till att fluidens varma och kalla delar blandas och en gemensam temperatur uppnås. Konvektion kan antingen ske genom naturlig konvektion eller påtvingad konvektion. Den naturliga sker enligt ovan beskrivna process medan påtvingad konvektion sker om de naturliga strömningarna förstärks eller påtvingas med hjälp av en propeller eller en pump. Värmeflödet Q [W ] ges av ekvation6 och beror av ytans area, temperaturskillnaden och en värmeöverföringskoefficient. Koefficienten beror på väggmaterialet, fluidens egenskaper och strömningssätt (ibid.). Q = αA(Tv − Tf ) (6) Där: A = överföringsytan [m2] Tv = Väggens temperatur[K] Tf = Fluidens temperatur [K] α = värmeöverföringskoefficient [W/m2K].

2.2.4 Stratifiering I och med vattnets varierande densitet vid olika temperaturer, där varmt vatten har lägre densitet än kallt, så uppstår det naturligt en skiktning av vattnet där temperaturen vid toppen av en behållare är varmare än i botten (Kong, Yuan och Zhu 2016). En sådan stratifiering av vattnet kan förbättra lagrets prestanda och är därför viktig att bibehålla (Haller m. fl. 2009). Genom korrekt laddning och urladdning av behållaren kan skiktningens kvalité bibehållas. Detta ska ske genom att fylla på med varmt vatten i toppen och kallt i botten av

6 behållaren och se till att inﬂödet i behållaren sker vid låga hastigheter (Haller m. ﬂ. 2009). Detta kan göras med dysor med utformning som passar det individuella fallet (Frederiksen och Werner 2013).

2.2.5 Specifik värmekapacitet Den specifika värmekapaciteten anger mängden värmeenergi, Q, som behöver tillföras ett ämne för att höja ämnets temperatur, T , med en grad. Ett ämnes specifika värmekapacitet beror av temperaturen och är därmed ej ett konstant värde utan ges av c i ekvation7.

Z 2 Q12 = m cdT (7) 1 Där: m= ämnets massa

I praktiken används dock ofta ett medelvärde för c, vilket gör att ekvation7 kan uttryckas enligt8 Q12 = m · c · (T2 − T1) (8) Index 1 och 2 är de olika tillstånden varvid värmemängdsändringen sker emellan (Alvarez 2006). Det går även att även använda den volymetriska värmekapaciteten, Cv, som även den anger mängden energi som behöver tillföras ett ämne för att höja dess temperatur med en grad, men är anpassat efter ämnets volym och inte, som för c, dess massa. Därav har c enheten 3 J/kgK och Cv har enheten J/m K (Sundberg 1991).

2.2.6 Transienta förluster När ett lager börjar användas så har berget sin så kallade ostörda temperatur. Under de första in- och urladdningscyklerna går en del av värmen åt att värma upp berget runt lagret. Värmeflödet från lagret till berget är som störst i början, när berget är kallt, och minskar med tiden. I och med värmeflödet från lager till berg så höjs bergets temperatur närmast lagret upp. Denna temperaturhöjning är någorlunda permanent på grund av bergets termiska tröghet. Temperaturhöjningen närmast lagret brukar kallas för en värmekudde, något som illustreras i figur1 (Claesson, Eftring, Eskilson m. fl. 1985).

7 Figur 1: Exempel på en värmekuddens uppbyggnad; 4 månader efter start (till vänster) och 4 månader under den 5:e årscykeln (till höger). Illustration reproducerad ifrån Claesson, Eftring, Eskilson m. ﬂ. 1985.

2.2.7 Stationära förluster för bergrum De stationära förlusterna beror av lagrets fysiska utformning, vilka temperaturer som an- vänds i lagret, bergets värmekonduktivitet och värmekapacitet. För ett bergrum med utformning likt det aktuella fallet visar Claesson, Eftring, Eskilson m. ﬂ. 1985 att det är möjligt att approximera lagret till en avlång ellipsoid med hjälp av volymbevarande enligt ekvation 9-11. Värmeﬂödet ges då utav en av ekvationerna 12-13 beroende på förhållandet mellan höjd, bredd och längd. A bredd = (9) L längd B höjd = (10) L längd Från dessa ekvationer kan L bestäms utifrån att volymen på den approximerade ellipsoiden ska vara samma som för det verkliga lagret enligt ekvation 11 4π 4π bredd höjd V olym = ABL = · · · L3 (11) 3 3 längd längd A + B A + B + L 1 ≥ 0, 3 : Q ≈ 4πλ(T − T ) · (12) 2L m m 0 3 1 − A+B+L 6Dm A + B 1 < 0, 3 : Q ≈ 4πλ(T − T ) (13) 2L m m 0 K

8 där: ln( 4L ) 1 K = A+B − (14) L 2Dm Ett krav för användandet av ekvation 12 och 13 är att: 1 D > · 2L (15) 4 Där: D är avståndet från markytan till den högsta punkten i lagret [m] Dm är avståndet från markytan till medelpunkten i lagret [m] λ är värmekonduktiviteten i berget [W/mK] ◦ Tm är medeltemperaturen på lagerytan [ C] ◦ To är berggrundens ostörda temperatur [ C] (se 2.3.1)

2.3 Berggrunden 2.3.1 Berggrundens ostörda temperatur Temperaturen i berggrunden ökar med djupet. Denna temperaturökning har sitt ursprung i geotermisk energi som genom framförallt radioaktivt sönderfall i jordens inre producerar värme. I Sverige ökar temperaturen 15 - 30 ◦C per km (SGU u.d[a]). Med hjälp av medeltemperaturen vid markytan kan alltså temperaturen vid ett viss djup beräknas genom ekvation 16. 30 + 15 1 T (D) = T + · D · (16) 0 mark 2 1000 Där: D är avstånd från marknivå till aktuell punkt. [m] ◦ Tmark är medeltemperatur vid marknivå [ C]

2.3.2 Värmeledningskoefficient Mängden värme som kan transporteras igenom en berggrund beror på dess sammansättning. Den viktigaste faktorn för en kristallin bergart är mineralinnehållet och då främst halten kvarts. Till de kristallina bergarterna räknas magmatiska och metamorfa bergarter. Den vanligaste magmatiska bergarten i Sverige är granit vars värmekonduktivitet befinner sig mellan 3–4 W/mK. För andra magmatiska bergarter kan värdet variera mellan 2-5 W/mK. De metamorfa bergarterna har per definition genomgått någon form av omvandling som inte sällan förändrar dess egenskaper. På grund av detta varierar värmekonduktiviteten mer hos de metamorfa bergarterna än hos de magmatiska. Variationerna kan även vara stora inom samma bergart. Detta innebär att sammansättningen av en metamorf bergart avgör dess värmekonduktivitet. Det finns tillgängliga data för de vanliga bergartsbildande minera- lens värmekapacitet och utifrån den tillsammans med kunskapen av den aktuella bergartens sammansättning kan värmekonduktiviteten beräknas (Sundberg 1991).

9 2.4 Sundsvall Energi AB Sundsvalls Energi AB (SEAB) äger och driver dels det stora centrala fjärrvärmenätet i Sundsvall och ett hetvattensystem till Svenska Cellulosa AB (SCA):s sågverk i Tunadal, men även mindre lokala nät i Indal, Liden, Lucksta, Matfors och Kvissleby. Till huvudnätet levereras 650 GWh värme årligen och till Tunadal cirka 130 MWh värme. Förutom fjärr- värme verkar företaget även inom elhandel, fjärrkyla, energilösningar (ex laddstolpar) och återvinning. Inom SEAB ﬁnns även Korsta Oljelager och Sundsvall Elnät (Öjbo 2020).

2.4.1 Korstaverket I tabell2 är produktionsenheterna på Korstaverket sammanfattade. Som bas i fjärrvärme- systemet är avfallsförbränningen som sker vid Korstaverket. Avfallet energiåtervinns i en rosterpanna som har en märkeﬀekt på 60 MWtot och bränslet är främst hushållsavfall och verksamhetsavfall. Kopplat till pannan är en turbin med märkeﬀekt på 18 MWel som förser anläggningen med el till driften samt levererar el ut på nätet. 2019 producerades dock i snitt endast ca 5,7 MW el från den generatorn. Varje år sker en revision på avfallspannan. Detta börjar med att de eldar ner i pannan, vilket innebär att förbränningen avslutas, vecka 35 för att sedan genomföra revisionen mellan vecka 36 och 38.

Förutom avfallspannan finns det två hetvattenpannor där fossil eldningsolja används som bränsle. De pannorna har en effekt på 80 MWth vardera. Dessutom finns det en elpanna på 55 MWth samt ett fossiloljedrivet kraftvärmeverk på 170 MWtot kopplad till en turbin på 59 MWel. Avfallspannan används som bas för fjärrvärmeproduktionen i Sundsvall som konstant ener- giåtervinner avfall oavsett värmebehov. Skulle värmebehovet inte täckas köper SEAB in spillvärme, som mest 135 MWth, ifrån SCA:s massa- och pappersbruk. Räcker värmen ändå inte till köps primavärme, som mest 110 MWth, in från SCA, bränsle är då träpellets. El- pannan står redo som reserv och används under revisionsperioden av avfallspannan för att producera värme till hetvattennätet till Tunadal. Som reserv står även oljepannorna på 80 MWth samt yttre reservpannor i anslutning till huvudfjärrvärmenätet. Nätet har en framledningstemperatur på 80 ◦C och returtemperatur på cirka 45 ◦C(ibid.).

Tabell 2: Produktionsenheternas totala eﬀekt och roll i fjärrvärmesystemet.

Produktionsenhet Total eﬀekt [MW] Roll i systemet Avfallsförbränning 60 Baslast Spillvärme SCA 135 Mellanlast Primavärme SCA 110 Topplast Elpanna 55 Reserv 1 Fossila hetvattenpannor 160 Reserv 2 Fossil kraftvärme 170 Reserv 3

10 2.4.2 Bergrummen I anslutning till Korstaverket finns två bergrum som idag ägs av Korsta Oljelager och hyrs ut till externa företag för att lagra tjockolja. Det finns även ett tredje osanerat och vattenfyllt bergrum som är taget ur drift. Bergrummen är oinklädda, det vill säga ej isolerade eller tätade, och hålls vid en temperatur på 50 ◦C för att hålla tjockoljan flytande. De två bergrummen som fortfarande är i drift är cirka 160 meter långa, 20 meter breda och 30 meter höga. Det bergrummet som är taget ur drift är något kortare, ca 150 meter långt. Taken på bergrummen är rundade (se figur2). De två större bergrummen är utsprängda 30 m ifrån varandra och det tredje 35 m ifrån dessa. Bergrummen ligger parallellt med varandra med kortsidan åt nordnordväst. Avståndet från taket till marknivån skiljer sig och varierar för de olika bergrummen. Som minst är det 45 m för det första rummet och 36 m för det andra rummet. Ritningar för bergrummen kan ses i bilagaA (Öjbo 2020).

Grundvatten rinner in i bergrummet med ett varierande ﬂöde beroende på årstid, grundvat- tennivå och lagringsnivå i bergrummet. För att få bort vattnet från oljelagret används en så kallad läckvattenpump. Då nivån på vattnet blir för hög startar pumpen och läckvatten läm- nar systemet genom en oljeavskiljare. Högsta uppmätta medelﬂödet för läckvattenpumpen mellan 2012 och 2018 är 240 m3 per månad, vilket motsvarar 0,33 m3 per timme (ibid.).

Figur 2: Schematisk tvärsnittsbild över bergrum, (Öjbo 2020)

11 3 Metod

3.1 Vald teknisk lösning Utifrån de förutsättningarna som finns på platsen och som har beskrivits i avsnittet ovan samt den teori som har presenterats i avsnitt 2.1.1 har ett sensibelt värmelager där vatten är lagringsmedie valts. Anledningen till detta är de potentiellt stora lagringsvolymer som finns att tillgå tillsammans med den låga kostnaden denna lagringsmetod har jämfört med de övriga (se tabell1). Olika lösningar där 1, 2 och 3 bergrum konverteras kommer att undersökas närmare. För att kunna ladda lagret med samtliga produktionsenheter så har drifttemperaturerna valts till framlednings- och returtemperaturerna. På detta sätt kan lagret laddas även under revisionen med spillvärme ifrån SCA. Vid laddning av lagret tas värme ifrån fjärrvärmenätet och överförs till lagret via en värmeväxlare. Vid urladdning tas vatten från returledningen och värms via värmeväxlare med lagrets högtemperade vatten. Det uppvärmda vattnet tillförs sedan till framledningen (se figur3). Vid användande av mer än ett bergrum leds vattnet från de olika bergrummen till en och samma värmeväxlare.

Rör inuti lagret ska förses med isolering för att inte värmeflöden ska uppstå vid dessa. Även dysor ska installeras vid ändarna på rören inne i lagret för att in- och urladdning ska kunna ske med laminärt flöde för att minska risken att störa stratifieringen.

12 Figur 3: Schematisk bild av laddning och urladdning av lager

3.2 Litteraturstudie Initialt skedde en litteraturstudie för att ta del av nuvarande kunskap inom ämnet. Tidigare projekt av liknande karaktär har analyserats och lärdomar ifrån dessa tagits i beaktande i detta arbete. Ett studiebesök till Värmevärden i Hudiksvall genomfördes för att ta del av deras erfarenheter ifrån ett nyligen genomfört projekt.

3.2.1 Lyckebo - Storvreta I Lyckebo, Uppland, gjordes ett försök att ha ett 100 % solvärmedrivet fjärrvärmesystem under 80-talet. För att uppnå det skulle ett bergrum med volymen 100 000 m3 användas som säsongsvärmelager. Genom värmelager kunde sommarens solvärme utnyttjas på vintern. Bergrummet hade utformning av en torus med en kärna av ostörd berggrund (Claesson, Eft- ring och Hillström 1993).

Efter en tids drift utvärderades systemets funktion och det visade sig att förlusterna var mycket större än tidigare beräknat. Det var främst de konduktiva förlusterna som bidrog till felet då dessa var 50 % högre än förväntat. Den troligaste hypotesen var att varmt vatten läckte ut från lagret genom sprickor då vattnet expanderade på grund av temperaturökning-

13 en vid laddning. Enligt Claesson, Eftring och Hillström 1993 expanderar 100 000 m3 med 2 000 m3 vid en temperaturökning från 50◦C till 80◦C. Den läckta vattenmängden kyldes ner när den transporterades nedåt i en tillfarttunnel och återfördes sedan nedkylt till botten av värmelagret.

I bergrummet användes teleskoprör för att det uppvärmda vattnet skulle hamna på rätt höjd i lagret. Eftersom returvattnet från solfångarna får en varierande temperatur var det viktigt att göra just så för att bibehålla vattnets skiktning och därigenom undvika konvektionsförluster (ibid.).

3.2.2 Oxelösund I Oxelösund genomfördes ett liknande projekt 1986. Oljelagren utnyttjades inte fullt ut och ägaren Oxelösundslager AB sökte därför andra användningsområden för bergrummen. Beslut togs att konvertera det största bergrummet, med en volym på 200 000 m3, till värmelager. Det ansågs att det inte skulle vara ekonomiskt möjligt att genomföra konverteringen om bergrummet hade behövts rengöras från olja. Vid laboratorieförsök påvisades innan konverteringen att mängden restolja i vattnet var på en låg nivå och att funktionen av den värmeväxlaren som användes ej försämrades av oljeresterna (Bergström och Ekengren 1993).

Bergrummet fylldes med industrivatten genom ett avhärdningsﬁlter för att sänka vattnets hårdhet. Detta gjordes för att minska risken för att få utfällningar på rör och värmeväxlare, så kallad “scaling". Det borrades hål på olika höjder i bergrummets väggar för att föra in och ta ut vatten vid rätt skikt. Lagret användes dock sparsamt och endast 20 % av mängden värme som laddades in i lagret laddades ur och den totala energin från lagret till fjärrvär- menätet motsvarade 2 % av den totala värmetillförseln (ibid.).

En viktig upptäckt vid detta projekt var jonutlakning ur berget samt att tillförsel av salter via läckage in i bergrummet ledde till att vattnets hårdhet ökade i bergrummet. Tanken var att kontinuerligt avhärda vattnet under drift men detta har inte varit möjligt då avhärd- ningsﬁltret funktion kraftigt försämrades med tiden. Trolig orsak till detta var igensättning av ﬁltret på grund av oljeresterna (ibid.).

3.2.3 Hudiksvall 2018 invigdes Värmevärdens värmelager i Hudiksvall. Två bergrum hade konverterats från oljelager till värmelager. Bergrummen hade använts som oljelager mellan 1976 och 1986 och hade därefter stått tomma tills konverteringen började 2017 (Värmevärden 2018). Under denna tid kostade bergrummen 150 000 SEK per år för kommunen i miljösäkring. Konver- teringen innebar bland annat en saneringskostnad för Hudiksvall kommun som uppgick till 2-4 miljoner (mn) SEK (SVT 2013).

Värmevärden har valt en unik lösning med hur de lagrar värmeenergin. Lagret använder, likt

14 många andra, vatten som lagringsmedium men istället för att utnyttja vattnets förmåga att skikta sig där varmt vatten hamnar överst så används två bergrum. Ett kallt och ett varmt. Detta gjordes då osäkerhet rådde kring hur stabil skiktningen skulle vara. Denna lösning in- nebär att lagringskapaciteten endast blir 50 % av den teoretiska för samma utnyttjad volym (se avsnitt 2.1.3). Lagret använder två värmeväxlare med överföringskapacitet på 10 MW och två pumpar med pumpkapacitet på 400 m3/h. Total lagringsvolym är 180 000 m3 och lagringskapaciteten är maximalt på 4 100 MWh. (Värmevärden 2018)(Pajala 2020).

Lagret har haft en stor påverkan på driften i Hudiksvall. Näst intill all produktion sker numera vid kraftvärmeverket Djuped vilket har inneburit en större elproduktion och att spetsproduktionen inte längre behövs. Istället för att reglera driften efter värmelasten så har den kunnat optimeras efter elpriset och drift vid låga effekter har minskat. Drift vid låga effekter generar relativt sett höga utsläpp och låg verkningsgrad vilket försämrar lönsamheten. Med ett smalare effektfönster där produktionen sker finns nu förhoppningar av att optimera pannan till de effekterna för att kunna få ut mer av bränslet. Dessutom har införandet av värmelagret medfört förbättringar för personalen med mindre stress vid driftproblem samt kortare revisionsperioder (ibid.).

Det har dock uppstått en del problem efter idrifttagandet. Det har varit svårigheter att uppnå de beräknade 95 ◦C i lagrets varmsida. Pumpkapaciteten på varmsidan har krånglat och de utlovade pumpflödet på 400 m3/h har inte uppnåtts. Pumpen har inte presterat mer än 370 m3/h. En trolig orsak kan, enligt ibid., vara att pumpen är framtagen för 95 ◦C och vid lägre temperaturer så kan inte samma flöde uppnås. Värmeväxlarna kan inte heller överföra den utlovade effekten. Orsaker för detta är oklart. En möjlig orsak kan vara fastbränning av material i värmeväxlaren (scaling) samt nedsmutsning i densamme. Vidare spelar temperaturen på returvattnet roll. Om denna är för hög så blir temperaturskillnaden för liten för att uppnå full urladdningseffekt (ibid.).

3.2.4 Att konvertera ett oljelager 3.2.4.1 Sanering och säkring I de ﬂesta texterna som har lästs under detta projekt har en sanering inlett konverteringen (undantag Oxelösund). Denna har inneburit att så mycket av oljan som möjligt pumpas ut. Därefter sker en sanering där oljeresterna samlas ihop och förs bort. De rester som ändå blir kvar kommer att ﬂyta till ytan och kan där antingen samlas upp eller ventileras bort (Naturvårdsverket 2003). Innan arbete kan ske inne i bergrummet måste det säkras. Detta görs för att minska rasrisken (Pajala 2020). Inför varje arbete bör en riskanalys genomföras (Naturvårdsverket 2003). Det kan även ingå att täta bergrummet för att undvika att varmt vatten lämnar lagret vid drift (Pajala 2020) (Claesson, Eftring och Hillström 1993). Priset för sanering och säkring av bergrummet skiljer sig från fall till fall och beror på kvarvarande oljemängd, vilken typ av olja och konsistens, temperatur, tillträde till bergrummet,

15 beﬁntlig utrustning, tillgång till bergrummet och hur berget ligger i förhållande till marknivå (Bäcklund 2020) (Jonsson 2020). Om samma pris för sanering som den i Hudiksvall antas uppgår den då till 11,1 - 22,2 SEK/m3

3.2.4.2 Vattenfyllning Vattennivån kommer hela tiden att öka då bergrummet är tomt på grund av inﬂödet av grundvattnet (Naturvårdsverket 2003). Det går att använda sig av detta vatten men ska då tänka på att det kan innehålla salter som kan ge problem i ledningar, pumpar och värmeväx- lare i framtiden (Bergström och Ekengren 1993). Ett alternativ är att köpa in kommunalt vatten. I Hudiksvall användes också rökgaskondensat för att fylla på med vatten vilket har fördelen att det redan är varmt, något som underlättar uppvärmningen (Värmevärden 2018). Priset för vattenfyllningen beror på vilket sätt påfyllningen sker men används kommunalt vatten blir priset för SEAB 15,46 kr/m3 (Öjbo 2020).

3.2.4.3 Rördragning och kulvertanläggning För att få värmen till och från bergrummet behövs nya rör dras och nya kulvertar byggas. Anpassningar av rörstorlek beror på vilket vattenflöde de ska transportera och i förlängningen vilken överföringseffekt som ska användas. Längden ovan respektive under mark påverkar även kostnaden (Svensk Fjärrvärme AB 2007). I tabell3 visas vilken diameter som behövs på rören för att transportera en viss mängd effekt med ∆T = 50◦C. Dessutom visas kostnad per meter och optimal vattenhastighet. För att ta fram värdet för ett annat ∆T så multipliceras värdet i tabellen med kvoten mellan det nya ∆T och 50◦ (ibid.). Kostnaderna är för nergrävda rör. Rör ovan mark har mellan 44 och 39 % lägre kostnad.

Tabell 3: Diameter, värmekapacitet som kan transporteras och kostnad per meter för installation av kulvert för temperaturskillnad på 50 ◦C

Medierör Värmekapacitet Vattenhastighet Kostnad [mm] [MW] [m/s] [SEK/m] DN 150 9,0 2,0 4 000 - 5 500 DN 200 19,0 2,4 4 500 - 6 000 DN 250 30,0 2,5 5 500 - 7 000 DN 300 45,0 2,6 6 000 - 8 000

3.2.4.4 Pumpar Pumpar som klarar av att skapa rätt tryck för att hålla det vattenflödet som behövs i värme- växlare bör installeras. Pumparna ska klara av de vattnet som finns i bergrummet vilket kan inkludera oljerester och urlakade salter ifrån berget (Bergström och Ekengren 1993). Pumpen ska klara av att lyfta vattnet från bergrummet och transportera vattnet med rätt flöde till

16 värmeväxlarna. Flödet ges av diametern och vattenhastigheten i tabell3. Pris för pumpar är svårt att uppskatta och beror mycket på förutsättningarna vid platsen, ﬂödet som ska uppnås, mediet som ska pumpas, vilken uppfordringshöjd mediet ska transporteras uppför, etc. I denna rapport har priset för DESMI NSL centrufugalpumpar används (se bilagaC) och dessa är presenterade i tabell4.

Tabell 4: Priser för pumpar som bör användas med olika ﬂöden och uppfodringshöjd. Mer information ﬁnns i bilagaC. Växlingskursen för Euro till Svenska kronor var 10,49 SEK/e (Morningstar 2020).

Namn Flöde [m3/h] Uppfordringshöjd Pris [e] Pris [SEK] NSL250-525/A02 450 52,3 17 855,00 187 349,28 NSL200-415/A02 280 52,2 11 245,00 117 991,75 NSL150-415/A02 127 52.0 8 912,00 93 512,00

3.2.4.5 Värmeväxlare För att överföra värmen ifrån lagret till fjärrvärmenätet och vice versa behövs en eller flera värmeväxlare beroende på vilken överföringseffekt som ska användas. För att uppnå önskad effekt samt kunna tolerera viss scaling är det lämpligt att överdimensionera värmeväxlaren något. I Hudiksvall har inte önskad effekt uppnåtts. Med två 10 MW värmeväxlare har 17 MW som mest uppnåtts (Pajala 2020). Kostnaden för värmeväxlare från Alfa Laval är enligt tabell5

Tabell 5: Priser för värmeväxlare med olika överföringseﬀekter

Överföringskapacitet [MW] 5 10 15 20 30 Pris [mn SEK] 0.25 0.45 0.65 0.85 1.25

3.2.4.6 Övrigt Vid in och urladdning bör vattnet återföras med laminärt ﬂöde genom användandet av dysor för att minska risken att störa stratiﬁeringen (Claesson, Eftring och Hillström 1993).

3.3 Modellering 3.3.1 Datainsamling 3.3.1.1 Värmeledningskoefficient och specifik värmekapacitet för berggrund För att ta fram den exakta värmeledningskoefficienten för berggrunden på den aktuella platsen skulle ett bergartsprov på plats vara nödvändigt. Detta projekt har istället utgått från

17 tidigare prover av samma sorts bergart som tagits i den aktuella platsens geologiska närhet. För att hitta rätt bergart användes Sveriges geologiska undersökning (SGU):s tjänst ”kartvi- saren” med temat ”bergartskemi”. Kartan visar vilken bergart som finns vid den aktuella platsen (SGU 2018). När bergarten var bestämd användes SGU:s data över ”Modaldata och värmeledningstal”, där samtliga mätdata från bergartsprover finns samlad i ett CSV-ark. För varje prov är dess geografiska mätplats, sammansättning och dess, utifrån sammansättning- en, beräknade värmeledningskoefficient, λ, redovisad (SGU u.d[b]). Samtliga mätpunkter av samma bergart sorterades ut och dess geografiska position jämfördes med den för platsen genom att plotta koordinaterna. Utifrån närliggande mätpunkters värden kunde sedan bergets värmeledningskoefficient uppskattas (se bilagaB).

Enligt Sundberg 1991 är även den specifika värmekapaciteten beroende av mineraluppsätt- ningen i berget, men effekten är mindre än för värmeledningen. I de flesta kristallina bergar- 3 3 terna är den volymetriska värmekapaciteten, Cv, cirka 0,55 kW h/m K eller 1,98 MJ/m K (ibid.).

3.3.1.2 Berggrundens ostörda temperatur Den ostörda temperaturen för berggrunden beräknades enligt ekvation 16 med årsmedeltem- peraturen som hämtades från SMHI u.d(b).

3.3.1.3 Lagringskapacitet Lagringskapaciteterna för 1, 2 och 3 bergrum beräknades enligt ekvation1 med värden på volymen enligt avsnitt 2.4.2, drifttemperaturen enligt framledning och returtemperaturen på huvudnätet (se avsnitt 2.4.1), densiteten och värmekapaciteten sattes till värdena för vatten.

3.3.1.4 Värmelast Värmelasten togs fram med hjälp av FMS-programmet där systemets totala värmeleveranser (utifrån 2019 års produktion) och en timupplöst temperaturﬁl gemensamt vägs samman för att uppskatta ett timupplöst värmebehov. Temperaturen är hämtad ifrån SMHI u.d(a). En kvalitetskontroll genomfördes och på de timmar där värden saknades interpolerades nya ifrån de närliggande. Detta gjordes för samtliga år som skulle simuleras.

3.3.2 Uppbyggnad av fjärrvärmesystemsmodell - FMS För att se vilken påverkan ett värmelager skulle ha på Sundsvalls fjärrvärmenät användes simuleringsprogrammet FMS. Programmet är i form av ett MATLAB-script där användaren matar in systemets speciﬁkationer och temperaturdata och får tillbaka den lägsta möjliga

18 bränslekostnaden och mängden bränsle som har använts under ett år.

3.3.2.1 Beskrivning av programmet FMS (Fixed Model Structure) är ett enkelt optimeringsverktyg som använder relativt få in- parametrar jämfört med andra modeller. FMS använder Matlab och Excel som mjukvara. FMS använder linjärprogrammering för att kostnadsoptimera värmeproduktionen för ett fjärrvärmesystem samtidigt som värmebehovet uppfylls. Denna optimering görs för varje timme (Åberg 2014).

3.3.2.2 Modellbeskrivning I modellen delades SEAB:s två system upp för att på ett rimligare sätt se värmelagrets påverkan. Detta eftersom vissa produktionsenheter huvudsakligen producerar antingen till huvudnätet och andra huvudsakligen till hetvattennätet. Detta innebar att elpannan inte togs med i simuleringen samt att avfallspannans effekt fick anpassas utifrån produktionsdata för 2019. Ifrån den mängd värmeenergi som producerades från avfallspannan och konsumerades vid Tunadals sågverk beräknades en medeleffekt för varje månad vilket subtraherades från pannans effekt då den simulerades för huvudsystemet. Ett antagande att lagret endast skulle förse huvudnätet med lagringskapacitet gjordes då lasten på det nätet varierar betydligt mer än på hetvattennätet.

Vissa ändringar gjordes i den ursprungliga FMS-modellen. Enhetsprioriteringarna från ett basfall, utan lager behölls vilket betydde att ingen optimering gjordes för fallen med lagren. Detta innebar att lagret endast laddades när värmelasten var lägre än värmeeffekten på avfallspannan och att lagret laddades ur innan spillvärmen ifrån SCA köptes in ifall värmelas- ten var större än avfallspannans värmeeffekt. En annan ändring var att avfallspannan alltid gick för full effekt så länge värmen antingen kunde användas till att ladda lagret eller kylas bort. Först om dessa kapaciteter var fullt utnyttjade sänktes effekten på avfallspannan. Även beräkningen av värmeförlusten i lagret ändrades från att beräkna ett cylindriskt lager till ett bergrumslager enligt ekvation 12-14. I tabell6 redovisas de kapaciteter och bränslekostnader som finns i det nya modifierade systemet. Dessa behålls konstanta i samtliga scenarion. Si- muleringarna genomfördes för 7 olika år för att se hur variationer i temperaturen påverkade resultatet. I kolumn 3 anges α-värdet vilket är ett mått på fördelningen mellan producerad värmeeffekt och producerad elektriskeffekt.

19 Tabell 6: Systemets produktionsenheters speciﬁkationer, (B) - bio, (F) - fossilt

Produktionsenhet Värmekapacitet α-värde Verknings- Bränslekostnad [MW] grad [%] [kr/MWh] Avfallsförbränning 36-46 0,22 90 -200 Spillvärme SCA 135 - 100 148 Primavärme SCA (B) 110 - 100 502 Hetvattenpannor (F) 160 - 90 918 Kraftvärmeverk (F) 170 0,347 90 918

3.3.2.3 Scenarion Vid simulering av påverkan av termiskt värmelager i Sundsvalls fjärrvärmesystem har sce- narierna i tabell7 undersökts. Totalt gjordes 16 olika simuleringar där antal bergrum som används som termiska värmelager varierats. Dessutom har eﬀekten av att variera värmeväx- larnas överföringskapacitet undersökts. Den första simuleringen var ett basfall utan värmelager och gjordes för att kunna jämföra de övriga simuleringarna.

Tabell 7: Scenarion som simulerades i FMS med varierande överföringskapacitet på värme- växlare och olika lagringskapacitet.

Scenario VVX - eﬀekt [MW] Antal konverterande bergrum 0 0 0 1 5 1 2 10 1 3 15 1 4 20 1 5 30 1 6 5 2 7 10 2 8 15 2 9 20 2 10 30 2 11 5 3 12 10 3 13 15 3 14 20 3 15 30 3

20 3.3.3 Uppbyggnad av värmelagermodell - Heat 3 I programmet Heat3 simulerades värmeflödena till och från lagret från idrifttagandet till 25 år fram i tiden. Flödet genom bergväggen uppmättes en gång per dag och den effekten fick representera den dagens flöde. Energin genom gränsytan den dagen blev alltså mätvärdet multiplicerat med 24. För att beräkna verkningsgraden av lagret användes ekvation2 där Eut består av all värme extraherad från lagret och Ein är all värme inlagrad till lagret under ett år. Eut kan aldrig överskrida Ein - Eförluster och Ein begränsas av Ekap enligt avsnitt 2.1.3. I beräkningarna har således Eut satts till att vara lika med (Ein · antal cykler) - Eförluster och Ein lika med Ekap · antal cykler.

För att beräkna mängden energi som har investerats i de transienta värmeflödena beräknades de ackumulerade förlusterna för samtliga år fram tills termisk jämvikt uppnåtts subtraherat med de stationära förlusterna. Termisk jämvikt definierades som uppnådd då differensen mellan förlusterna för innevarande år och föregående år var lika stora, i.e., Etr(n−1)−Etr(n) = 0. De stationära förlusterna är konstanta och bör inte inkluderas i värmeinvesteringen till lagret.

3.3.3.1 Beskrivning av programmet Heat 3 är ett simuleringsprogram som används för att beräkna transienta och konstanta värmeflöden. Ekvation 17 är värmeekvationen som programmet beräknar i tre dimensioner. Ekvation 17 löses med finita explicit framåtdifferens metoder för de transienta flödena och successive over-relaxation (SOR) för de konstanta värmeflödena.

δ δT δ δT δ δT δT (λ ) + (λ ) + (λ ) + I(x, y, z) = C (17) δx δx δy δy δz δz δt Där: C = Volymetrisk värmekapacitet [J/m3K] I = Inre värmeregenereringseﬀekt [W/m3]

Programmet har många användningsområden men en viktig begränsning är att alla gränsy- tor är parallella till ett av de kartetiska koordinatplanen. Detta innebär att problemet måste beskrivas i ett mesh av parallellepipeder.

För att representera lagringsnivån i bergrummet användes dess medeltemperatur. Ett urladdat lager representerades med en medeltemperatur på 45 ◦C och ett fulladdat lager representerades med medeltemperatur på 80 ◦C. Vid laddning ökade således medeltemperaturen och vid urladdningen minskade den.

21 3.3.3.2 Uppvärmningsstrategier Eftersom de transienta värmeﬂödena är som störst i början av ett värmelagers livstid un- dersöktes uppvärmningsstrategins påverkan på den ekonomiska hållbarheten av projektet. Eftersom en stor del av värmeenergin som åker in i lagret i början inte är möjlig att utnyttja utan istället värmer upp berggrunden så bör värme med ursprung i bränsle med låg kostnad användas. Dessutom behöver vattnet som lagret fylls med värmas upp till 45 ◦C, det vill säga den lägsta drifttemperaturen för lagret. Denna uppvärmning kallades för grundupp- värmningen och beräknades med hjälp av ekvation1 och beräknades enligt ekvation 18. V ρc (45 − 4, 2) E = p + Q (18) grund 3600 förlust, grund

Där Qförlust, grund är de förluster som sker under den tiden då grunduppvärmningen sker.

Med detta i åtanke har följande strategier tagits fram utifrån den framtagna värmelasten (se 3.3.1.4 och 4.1.3).

Strategi A I den första strategin genomgick lagret tre laddningscykler per år. Urladdning skedde under månader med hög värmelast samt under revisionen (se 2.4.1) och laddning skedde emellan dessa perioder. Grunduppvärmningen skedde i januari och februari år 1. I tabell8 är strategi A sammanställd.

Tabell 8: Strategi A:s speciﬁkationer

Vila Fulladdad Laddning Urladdning Februari - Mars - Maj Juni Juli - Augusti September Oktober - November December - Januari

Strategi B Den andra strategin följde den strategin som användes vid systemsimuleringarna och beskrevs i avsnitt 3.3.2.2. Lagret laddades alltså vid överproduktion från avfallsförbränningen och laddades ur då värmelasten översteg avfallsförbränningens termiska kapacitet. Grundupp- värmningen skedde från första mars till sista juni år 1. I tabell9 är strategi B sammanställd.

Tabell 9: Strategi B:s speciﬁkationer

Vila Fulladdad Laddning Urladdning Sista veckan i septem- Augusti - Sista veckan Juli Revision ber - Juni i augusti

Strategi C I den tredje strategin lagras värmen från överproduktionen till de månader med högst vär-

22 melast (December - Januari). Grunduppvärmningen skedde från första mars till sista juni år 1. I tabell 10 är strategi C sammanställd.

Tabell 10: Strategi C:s speciﬁkationer

Vila Fulladdad Laddning Urladdning Februari - Juni Augusti - November Juli December - Januari

Strategi D I den fjärde strategin har den första cykeln ifrån strategi A tagits bort och strategin använder därför två cykler. Grunduppvärmningen sker från första mars till sista juni år 1. I tabell 11 är strategi D sammanställd.

Tabell 11: Strategi D:s speciﬁkationer

Vila Fulladdad Laddning Urladdning Februari - Juni - Juli Revision Oktober - November December - Januari

I ﬁgur4 är strategierna sammanställda och visar hur medeltemperaturen i lagret varierar under de första 2 åren.

23 Figur 4: Sammanställning av strategierna som simulerades. Medeltemperaturen är 80 ◦C när lagret är fulladdat och 45 ◦C när det är urladdat. Grunduppvärmningen sker från 4,2◦C till 45◦C.

3.3.3.3 Modell 1 - Nedkylt bergrum I den första modellen sattes temperaturen i berggrunden till den ostörda temperaturen (se 2.3.1). Därefter startades simuleringen med de olika uppvärmningsstrategierna. Simuleringen sträckte sig över 25 år med ett tidssteg på 24 timmar. Värmeﬂödena igenom gränsytorna, dvs genom väggen i bergrummet, samlades in.

Bergrummen modellerades för att efterlikna dess verkliga utseende och vid rätt djup utifrån ritningarna i bilagaA. Simuleringarna genomfördes för de olika uppvärmningsstrategierna och för ett, två respektive tre bergrum.

24 3.3.3.4 Modell 2 - Uppvärmt bergrum Den andra modellen bestod av två delar. I den första delen simulerades bergrummet med berggrunden i ostörd temperatur och med temperaturen vid bergrummets väggar, golv och tak till de 50 ◦C som oljan hålls vid för att vara lättflytande. Denna simulering kördes över 40 år, ungefär den tiden som oljelagret har varit i drift, sedan 1 år nedkylning för att representera jobb inne i bergrummet. Detta ger en varierande temperatur i berggrunden och en värmekudde för oljelagret har således redan byggts upp (se figur9). Temperaturerna för värmelagret är andra än för oljelagret och det kommer därför även här uppstå transienta värmeflöden. Efter att värmekudden hade tagits fram simulerades uppvärmningsstrategierna likt i modell 1 (se 3.3.3.3). I och med att det tredje bergrummet är taget ur drift modellerades detta som vattenfyllt under den första delen vid simulering av tre bergrum.

3.3.4 Ekonomiska beräkningar I de ekonomiska beräkningarna jämfördes de uppskattade investeringskostnaderna med de intäkter som togs fram i FMS. Från Heat3 erhölls mängden värme som behöver tillföras och som kan ses som en investeringskostnad. Med kostnaderna i tabell6 fås marginalkostnaderna för den extra värme som behövs. Utifrån detta beräknades en återbetalningstid med Pay-back-metoden för de fall som motsvarar simuleringarna för systempåverkan i Heat3, dvs Strategi B. Pay-back-metoden beräknar hur lång tid det tar innan den ökade intäkten av en investering sparat in den totala investeringskostnaden. Metoden tar inte hänsyn till någon kalkylränta (Kagan 2020).

3.3.4.1 Marginalkostnader Marginalkostnaderna för de olika tidpunkterna togs fram med hjälp av lastproﬁlen och de olika produktionsenheternas maxeﬀekt.

3.3.4.2 Uppskattade investeringskostnader För att kunna beräkna vilka investeringskostnader en konvertering av oljelager till värmela- ger skulle innebära var uppskattningar tvungna att göras. Värdena som användes togs fram i avsnitt 3.2.4 och i de fall där ett intervall av värden fanns användes medelvärdet av dessa. Rörlängder uppskattades ifrån avstånd uppmätta ifrån sprängritningar och kartor.

25 3.3.5 Känslighetsanalys En känslighetsanalys genomfördes för att undersöka metodernas stabilitet. Strategi C simulerades med ett varierande värmekonduktivitet från -10 % till +10 % för ett bergrum. Sedan varierades även den volymetriska värmekapaciteten på samma sätt. Därefter jämfördes resultaten med de som erhölls vid den med den verkliga konduktiviteten.

Även en annan strategi ifrån avsnitt 3.3.3.2 simulerades i FMS för att se hur driftstrategin påverkar resultatet. Strategi C, där värme sparas ifrån sommaren till vintern, undersöktes och förändringen i driftkostnaden togs fram. Detta gjordes genom att ladda lagret på samma sätt som beskrivs i avsnitt 3.3.2.2 men urladdning endast skedde då värmelasten överskri- der ett visst värde som endast sker under vintermånaderna, ca 90-150 MW beroende på lagringskapacitet och värmeväxlarnas överföringskapacitet. Detta värde sattes så att lagret skulle vara urladdat ungefär likt strategi C.

26 4 Resultat

4.1 Datainsamling 4.1.1 Värmeledningskoeﬃcient speciﬁk värmekapacitet Från SGU 2018 erhölls att bergarten vid Korstaverket är ”Vacka”, en metamorf bergart med varierande sammansättning. Utifrån genomförandet enligt metoden ovan så hittades 3 mätpunkter i närheten av Korstaverket (se bilagaB). Två av dessa var betydlig närmare än den tredje och i tabell 12 redovisas de i avstånd ökande ordning.

Tabell 12: Värmekonduktivitet för närliggande mätpunkter av samma bergartstyp

W Provnummer Koordinater (SWEREF 99 TM) Värmekonduktivitet λ [ m·K ] GRS050048A 6917936 N 620791 E 3,6 TOB080172A 6917366 N 619453 E 3,5 CMT070001A 6918238 N 612633 E 3,3

Från dessa värden valdes värmekonduktiviteten till 3,5 W/mK.

4.1.2 Berggrundens ostörda temperatur Medeltemperaturen var 3,1 ◦C, djupet från marknivå till taket på bergrummet var 36 m och höjden på bergrummet var 30 m. Från detta erhölls att den ostörda temperaturen i berggrunden var 4,2 ◦C 30 + 15 30 1 T = 3.1 + · (36 + ) · = 4.2◦C (19) 0 2 2 1000

4.1.3 Värmelast Ett exempel för värmelasten som erhölls för år 2014 års temperaturdata i FMS kan ses i ﬁgur5. Det syns tydligt en variation över året med eﬀekttoppar i januari och i december.

27 Figur 5: Simulerad värmelast för systemet

4.2 Systempåverkanssimulering Från simuleringarna av vilken systempåverkan ett termiskt värmelager har, erhölls resultaten presenterade i figur6-8 (OBS y-axeln startar på -400 000 SEK). Det är uppenbart att värmeväxlarens effekt spelar större roll ju högre lagringskapacitet systemet har. Vid samtliga storlekar på värmelagret går bränslekostnaden ner fram tills värmeväxlarens effekt har nått 15 MW, därefter är minskningen försumbar. Skillnaden mellan 10 MW och 15 MW är liten men ändå märkbar vid vissa av de simulerade åren. Detta kan bero på att all värme från överproduktionen kan tas tillvara på vid 15 MW.

Det är tydligt att minskningen av bränslekostnaden ökar med större lagringskapacitet, från 0,6-0,8 mn SEK för ett rum till 1,5-1,75 mn SEK för 3 rum med 15 MW överföringskapacitet.

28 Figur 6: Bränslekostnadsförändring vid användande av 1 bergrum som värmelager med olika överföringseﬀekter på värmeväxlare

Figur 7: Bränslekostnadsförändring vid användande av 2 bergrum som värmelager med olika överföringseﬀekter på värmeväxlare

29 Figur 8: Bränslekostnadsförändring vid användande av 3 bergrum som värmelager med olika överföringseﬀekter på värmeväxlare

4.3 Heat 3 I simuleringarna med ouppvärmd berggrund var starttemperaturen i berget homogen och ◦ med T0 satt till 4,2 C. I simuleringarna med uppvärmd berggrund för ett bergrum har temperaturproﬁlen i ﬁgur9 först tagits fram och använts för de simuleringarna. För två respektive tre bergrum har en motsvarande förberedande simulering skett.

30 Figur 9: Temperaturproﬁlen i bergrummet innan simuleringen med den uppvärmda berggrunden för ett bergrum. För simuleringar med två och tre bergrum togs motsvarande tem- peraturproﬁler fram.

Nedan följer resultaten ifrån simuleringarna i Heat3 representerade i tabell 13-16. Verknings- graden beräknades med ekvation2 och grunduppvärmningen med ekvation 18. Verknings- graden ökar med tiden då de transienta värmeflödena minskar vilket kan ses i figur 10-13. Den verkar även öka med större lagringskapacitet och med fler laddningscykler. Tiden det tar för att nå termisk jämvikt är långsammare för ouppvärmd berggrund än för uppvärmd berggrund. Grunduppvärmningen för strategi A sker snabbare än för övriga strategier vilket alltså verkar innebära mindre förluster. De transienta förlusterna skiljer sig åt och beror av lagringskapacitet och antal lagringcykler per år.

I ﬁgur 13-16 jämförs hur de totala förlusterna utvecklas över tid. Varje mätpunkt är den ackumulerade energimängd som har förlorats under det året. Energimängden är stor de första åren men når sedan ett konstant värde som skiljer sig något mellan varje strategi. Energi- mängden ökar desto större lagringskapacitet som används. De totala transienta förlusterna i tabell 10-13 är summan av de skillnader mellan den ackumulerade energimängden för varje år och det konstanta värdet som uppnås.

31 4.3.1 Strategi A I den första strategin genomgick lagret tre laddningscykler per år. Urladdning skedde under månader med hög värmelast samt under revisionen och laddning skedde emellan dessa perioder. Grunduppvärmningen skedde i januari och februari år 1.

Figur 10: Utvecklingen av lagrets verkningsgrad för strategi A under de första 25 åren. Till vänster är verkningsgraderna för ouppvärmd berggrund och till höger för uppvärmd berggrund.

Tabell 13: Energibehov för att värma vattnet till lägsta drifttemperatur samt de totala transienta värmeförlusterna för strategi A

Antal berg- Grunduppvärmningen [GWh] Totala transienta förluster [GWh] rum Ouppvärmd berggrund 1 5,0 5,5 2 10,0 11,9 3 14,6 18,4 Uppvärmd berggrund 1 4,4 1,8 2 8,8 3,7 3 13,3 8,5

4.3.2 Strategi B Den andra strategin följde den strategin som användes vid systemsimuleringarna och beskrevs i avsnitt 3.3.2.2. Lagret laddades alltså vid överproduktion från avfallsförbränningen och laddades ur då värmelasten översteg avfallsförbränningens termiska kapacitet. Den första

32 uppvärmningen skedde från första mars till sista juni år 1.

Figur 11: Utvecklingen av lagrets verkningsgrad för strategi B under de första 25 åren. Till vänster är verkningsgraderna för ouppvärmd berggrund och till höger för uppvärmd berggrund.

Tabell 14: Energibehov för att värma vattnet till lägsta drifttemperatur samt de totala transienta värmeförlusterna för strategi B.

Antal berg- Grunduppvärmningen [GWh] Totala transienta förluster [GWh] rum Ouppvärmd berggrund 1 5,3 5,0 2 10,6 10,7 3 15,6 16,5 Uppvärmd berggrund 1 4,4 1,2 2 8,6 2,4 3 13,5 6,3

4.3.3 Strategi C I den tredje lagrades värmen ifrån överproduktionen under sommaren till de månader med högst värmelast (December - Januari). Grunduppvärmningen skedde från första mars till sista juni år 1.

33 Figur 12: Utvecklingen av lagrets verkningsgrad för strategi C under de första 25 åren. Till vänster är verkningsgraderna för ouppvärmd berggrund och till höger för uppvärmd berggrund.

Tabell 15: Energibehov för att värma vattnet till lägsta drifttemperatur samt de totala transienta värmeförlusterna för strategi C.

Antal berg- Grunduppvärmningen [GWh] Totala transienta förluster [GWh] rum Ouppvärmd berggrund 1 5,3 5,2 2 10,6 10,5 3 15,5 16,1 Uppvärmd berggrund 1 4,4 1,7 2 8,7 3,2 3 13,5 7,2

4.3.4 Strategi D I den fjärde strategin har den första laddningscykeln ifrån strategi A tagits bort och strategin använder därför två cykler. Grunduppvärmningen sker från första mars till sista juni år 1.

34 Figur 13: Utvecklingen av lagrets verkningsgrad för strategi D under de första 25 åren. Till vänster är verkningsgraderna för ouppvärmd berggrund och till höger för uppvärmd berggrund.

Tabell 16: Energibehov för att värma vattnet till lägsta drifttemperatur samt de totala transienta värmeförlusterna för strategi D.

Antal berg- Grunduppvärmningen [GWh] Totala transienta förluster [GWh] rum Ouppvärmd berggrund 1 5,3 5,2 2 10,6 10,8 3 15,5 16,4 Uppvärmd berggrund 1 4,4 1,5 2 8,6 2,7 3 13,5 6,4

4.3.5 Jämförelse av de totala förlusterna för de olika strategierna. Nedan jämförs de totala förlusternas utveckling över tid för de olika strategierna I ﬁgur 14 gäller jämförelsen ett bergrum, i 15 gäller den två bergrum och i 16 gäller jämförelsen tre bergrum.

35 Figur 14: Jämförelse av de totala förlusternas utveckling, för ett bergrum, över tid för de olika strategierna.

36 Figur 15: Jämförelse av de totala förlusternas utveckling, för två bergrum, över tid för de olika strategierna.

37 Figur 16: Jämförelse av de totala förlusternas utveckling, för tre bergrum, över tid för de olika strategierna.

4.4 Ekonomi I tabell 17-20 redovisas data som användes för att beräkna investeringskostnaden.

Tabell 17: Marginalkostnad för värmeproduktion under olika månader

Marginalkostnad [kr/MWh] 500 148 0 Aktuella månader Jan Feb-Juni Juli Dec Aug-Nov

Tabell 18: Uppskattad lagringsvolym med olika antal konverterade bergrum.

Antal bergrum Total volym [m3] 1 96 000 2 192 000 3 282 000

38 Tabell 19: Uppskattade rörlängder för 15 MW överföringseﬀekt beroende på antal konverterade bergrum.

Antal bergrum Diameter rörlängd [m] Ovan/Under jord [m] 1 DN250 100 30/70 2 DN200 40 40/0 DN250 100 30/70 3 DN150 70 40/30 DN200 30 30/0 DN250 70 0/70

Uppfordringshöjden bestämdes till 52 meter för laddning och 23 meter för urladdning, ﬂöden och priser presenteras i tabell 20.

Tabell 20: Uppskattade ﬂöden, antal pumpar och priser för pumpar till värmelagret då vär- meväxlare med 15 MW överföringskapacitet används.

Antal bergrum Flöde [m3/h] Antal pumpar Pris per pump [mn SEK] 1 442 2 0,19 2 271 4 0,12 3 127 6 0,09

Anledningen till att marginalkostnaden i tabell 17 för avfallsförbränningen är 0 SEK och inte -200 SEK som i tabell6 är att pannan redan körs på maximal eﬀekt. Detta betyder att även om överskottsvärmen kan lagras in så kan inte produktionen öka ytterligare.

Eftersom flödet som krävs från varje bergrum går ner när fler bergrum används minskar även priset för pumparna (se tabell 20). Dock behövs fler pumpar ju fler bergrum som används.

I tabell 21 är kostnaderna sammanställda för olika antal använda bergrum. Vikten av att grunduppvärmningen sker vid rätt tidpunkt är noterbar. Strategi A hade mindre värmeför- luster för grunduppvärmningen men då den sker vid redan hög värmelast blir kostnaden mer än dubbelt så hög jämfört med de andra för den ouppvärmda berggrunden.

39 Tabell 21: Sammanställning av de uppskattade och beräknade investeringskostnader för konvertering av oljelager till värmelager [miljoner SEK].

Objekt/Arbete 1 bergrum 2 bergrum 3 bergrum Sanering och säkring 1,60 3,20 4,70 Vattenfyllning: kommunalt 1,48 2,97 4,36 vatten Rör- och kulvertanläggning 0,52 0,60 0,73 Pumpar 0.38 0,48 0,54 Värmeväxlare 0,85 0,85 0,85 Övriga kostnader 0,10 0,20 0,30 Grunduppvärmningen ouppvärmt strategi A 1,59 3,17 4,66 strategi B 0,78 1,57 2,30 strategi C 0,78 1,57 2,30 strategi D 0,78 1,57 2,30 Grunduppvärmningen uppvärmt strategi A 1,49 2,98 4,40 strategi B 0,71 1,42 2,13 strategi C 0,71 1,42 2,13 strategi D 0,71 1,42 2,13 Transient ﬂöde ouppvärmt strategi A 1,63 3,25 4,91 strategi B 0,61 1,20 1,88 strategi C 1,04 2,02 3,08 strategi D 1,63 3,19 4,79 Transient ﬂöde uppvärmt strategi A 1,09 2,05 3,39 strategi B 0,11 0,21 0,56 strategi C 0,63 1,14 1,94 strategi D 1,22 2,13 3,40

Med de minskade bränslekostnader enligt systempåverkanssimuleringarna i avsnitt 4.2 och med investeringskostnaderna enligt tabell 21 kan en enkel återbetalningstid beräknas för strategi B med ett, två och tre bergrum.

40 Tabell 22: Beräknad återbetalningstid för investeringen i konvertering av oljelager till vär- melager med strategi B för ett, två och tre bergrum.

Antal bergrum 1 2 3 Total investeringskostnad 5,75 - 6,32 9,93 - 11,07 14,17 - 15,66 [mn SEK] Minskade bränslekostna- 0,7 1,15 1,55 der[mn SEK] (strategi B) Enkel återbetalningstid [år] 8,2 - 9,0 8,6 - 9,6 9,1 - 10,1

4.5 Känslighetsanalys 4.5.1 Variation av variabel Känslighetsanalysen visade på att värmekonduktiviteten har en märkbar inverkan på resultatet. Störst förändring sker av för verkningsgraden under det första året men skillnaden minskar med tiden. Även den volymetriska värmekapaciteten spelar roll i resultatet, även om dess påverkan var något mindre än för värmekonduktiviteten. Analysen visar att modellens största osäkerhet är vad som händer de första åren då stora värmeﬂöden uppstår.

Tabell 23: Resultat av känslighetsanalysen med varierande värde på värmekonduktivitet med procentuella förändringar av resultaten

Ändring av λ ηE år 1 ηE år 5 ηE år 10 ηE år 15 ηE år 20 ηE år 25 -10 % +20,23 % +4,25 % +3,50 % +3,27 % +3,15 % +3,08 % - 5 % +9,96 % +2,11 % +1,74 % +1,62 % +1,57 % +1,53 % Original 19,35 % 58,76 % 63,33 % 64,87 % 65,65 % 66,11 % + 5 % -9,67 % -2,07 % -1,71 % -1,60 % -1,55 % -1,51 % +10 % -19,07 % -4,12 % -3,41 % -3,19 % -3,08 % -3,01 %

Tabell 24: Resultat av känslighetsanalysen med varierande värde på värmekonduktivitet med procentuella förändringar av resultaten

Ändring av λ Grunduppvärmningen Kostnad transient -10 % -0,60 % -7,17 % - 5 % -0,30 % -3,56 % Original 783 460 SEK 1 037 538 SEK + 5 % +0,29 % +3,52 % +10 % +0,56 % +7,00 %

41 Tabell 25: Resultat av känslighetsanalysen med varierande värde på den volymetriska vär- mekapaciteten med procentuella förändringar av resultaten

Ändring av Cv ηE år 1 ηE år 5 ηE år 10 ηE år 15 ηE år 20 ηE år 25 -10 % +15,85 % +2,09 % +1,61 % +1,47 % +1,40 % +1,36 % - 5 % +7,79 % +1,03 % +0,80 % +0,72 % +0,69 % +0,67 % Original 19,35 % 58,76 % 63,33 % 64,87 % 65,65 % 66,11 % + 5 % -7,54 % -1,00 % -0,78 % -0,71 % -0,67 % -0,66 % +10 % -14,85 % -1,97 % -1,53 % -1,40 % -1,33 % -1,30 %

Tabell 26: Resultat av känslighetsanalysen med varierande värde på den volymetriska vär- mekapaciteten med procentuella förändringar av resultaten

Ändring av Cv Grunduppvärmningen Kostnad transient -10 % -0,50 % -4,77 % -5 % -0,25 % -2,36 % Original 783 460 SEK 950 959 SEK +5 % +0,24 % +2,32 % +10 % +0,46 % +4,59 %

4.5.2 FMS-simulering av strategi C Simuleringarna av strategi C, där värme sparades från sommar till vintern visade på liknande resultat som i 4.2. Resultaten kan ses i tabell 27. Dock var besparingarna något mindre och förändrades mer vid högre överföringskapacitet.

Tabell 27: Resultat från FMS-simuleringar av strategi C, där värme sparas från sommaren till vintern. Värdena är medelvärden på bränslekostnadsförändringar för år 2010-2016.

Förändring av bränslekostnader [SEK] VVX-eﬀekt [MW] 1 bergrum 2 bergrum 3 bergrum 5 -505 000 -811 429 -978 429 10 -540 714 -977 143 -1 296 286 15 -576 571 -1 004 429 -1 370 286 20 -596 571 -1 024 286 -1 404 000 30 -611 857 -1 034 857 -1 408 429

Används strategi C istället kommer inte bara vinsterna med investeringen bli något mindre utan investeringskostnaden kommer även att öka då kostnaden för de transienta ﬂödet blir mycket högre (se tabell 21). Används 15 MW överföringskapacitet, likt för på värmeväxlare så uppgår återbetalningstiden till 10,9 - 11,7 år för ett bergrum, 10,8 - 11,8 år för två rum och 11,3 - 12,3 år för tre konverterade bergrum.

42 5 Diskussion

Det ﬁnns många aspekter som påverkar hur väl driften och uppvärmningen av ett värme- lager fungerar och hur kompatibelt det är till det systemet det ansluter till. En självklar förutsättning är att laddning ska ske med ett bränsle med lägre kostnad än det som ersätts vid urladdning. Men en ska även tänka på att ett lager måste tillföras värme de första åren även om lagret är tomt för att förhindra temperaturen att minska i lagret till lägre än den lägsta drifttemperatur som används, här 45 ◦C. Detta faktum innebär ett ökat värmebehov vid tidpunkter på året då värmelasten redan kan vara hög. Genom att ladda ut tillräckligt mycket för att möta de värsta topplasterna men samtidigt inte tömma lagret helt kan det undvikas att höja värmebehovet just vid dessa tidpunkter, vilket testades i strategi A, C och D. I systemsimuleringarna visades att även den strategi som resulterade i den näst sämsta verkningsgraden i Heat3-simuleringarna innebar minskade bränslekostnader med mellan 0,6 och 1,75 mn SEK. Denna strategi var utformad att endast ta överskottsvärme ifrån avfalls- förbränningen och för att sedan ersätta spillvärmen ifrån SCA.

I simuleringarna har temperaturnivåerna i lagrets valts till framledning och returtemperaturen för systemet. Detta behövs inte göras ifall lagret är i anslutning till en av produktionsenheterna, exempelvis avfallsförbränningen, och kan förses med högre temperaturer, vilket skulle innebära större lagringskapacitet men även större förluster. Denna lösning är möjlig för det aktuella fallet men har inte undersökts vidare. Dessutom sker det alltid en tempera- turförlust i värmeväxlaren vid överföring av värme så det krävs en något högre temperatur i det varma mediet än vad sedan erhålls i det mediet värmen växlas till. Det skulle innebära att lagret självt inte kan nå framledningstemperatur utan endast kan hjälpa till att höja temperaturen innan den når någon av de andra produktionsenheterna. Med detta i åtanke borde det undersökas vidare vilka temperaturer som passar systemet bäst.

I tabell1 hade Kuylenstierna 2019 jämfört vissa lagringsmetoder och visade där att sensibla värmelager uppnår max 90 % verkningsgrad. Detta får anses korrekt och några värden för strategi A, då tre laddningscykler används, är således något höga. Detta kan bero på ﬂera faktorer. Bland annat har inströmning av grundvatten ej tagits med i beräkningarna då antagande att tätning skulle ske togs. Inga överföringsförluster vid värmeväxlarna har beräknats, inga beräkningar för energibehov av att driva pumparna och rörförluster har heller gjorts vilket kommer att påverka resultatet. Dessutom har konvektionsförluster i lagret inte heller undersökts vilket också påverkar resultatet.

Trots det kan vissa lärdomar dras utifrån resultatet. Simuleringarna i Heat3 visade att upp- värmningen av vattnet från grundtemperatur till den lägsta drifttemperaturen (grundupp- värmning) ska ske snabbt, likt i strategi A, för att behöva använda mindre mängd värme. Däremot visar tabell 21 vikten av att göra grunduppvärmningen vid rätt tidpunkt. Även om uppvärmningen i strategi A använder minst värme så är kostnaden för den mycket större än för de övriga strategierna. Orsaken till detta är att marginalkostnaden att göra uppvärm-

43 ningen är högre vid den tidpunkten som den sker i strategi A än de övriga.

Det syns att verkningsgraden blir högre ju större lagret är, alltså hur många bergrum som konverteras. Anledningen till detta kan vara att bergrummen på ett visst sätt samverkar till uppbyggnaden av värmekudden runt dem. Det blir alltså inte en kudde per rum utan en stor gemensam kudde som är som varmast mellan bergrummen, se ﬁgur 17. På detta sätt behöver inte lika mycket värme investeras i värmekudden.

Figur 17: Bergrummens gemensamma värmekudde med högre temperatur i mitten än runt om. Detta kan ha lett till mindre transienta ﬂöden.

Ytterligare en lärdom som kan dras är att ﬂer cykler ger högre verkningsgrad. Detta beror dels på att energimängden som används är större, dels på att lagringstiderna är kortare och viloperioden likaså. Det ska dock inte glömmas att verkningsgraden egentligen inte säger nå- got direkt om de faktiska värmeförlusterna. Eftersom strategi A genomgår tre cykler används tre gånger så mycket energi till lagret jämfört med strategi B och C. Förlusterna för strategi A är betydligt högre än för strategi B under det första året. Detta högre värde slås dock ut mot en större mängd energi och ger därför en högre verkningsgrad. Det är därför viktigt att se till helheten och inte stirra sig blind på verkningsgrader.

En viktig skillnad är dock om värmen från det idag aktiva oljelagren nyttjas. Det kan tydligt ses i resultaten ifrån simuleringarna i Heat3 att om det endast hinner gå 1 år innan uppvärm- ningen av lagret börjar, så minskar energibehovet för grunduppvärmningen, verkningsgraden ökar markant och stabiliseras snabbare. Det är osäkert hur lång tid en konvertering tar. I Hudiksvall tog det ungefär 1 år men då var lagret redan nedkylt. Det är inte orimligt att anta att berget måste låtas svalna av innan arbete med sanering och säkring kan ske inne i

44 bergrummen, vilket skulle leda till behov av en högre mängd värme till grunduppvärmningen och minskad verkningsgrad.

En aspekt som på ett enkelt sätt kan reducera investeringskostnaden och i och med det även återbetalningstiden är vad för vatten värmelagret fylls med. Vattenfyllning med kommunalt vatten står för en stor kostnad. Kan istället bergrummen fylla med annat vatten som ändå är någorlunda snällt mot pumpar, värmeväxlare och dylikt (exempelvis rökkondens) så kan en stor påverkan på resultatet göras. En halvering i vattenfyllnadspriset ger tillexempel en återbetalningstid på 7,2 - 8,0 år för ett bergrum istället för 8,2 till 9,0 år. Dessutom kan vattenbrist i naturen leda till avbrott i påfyllningen om det kommunala vattnet endast får användas som dricksvatten. Är det alternativa vattnet dessutom uppvärmt så minskas kostnaden för grunduppvärmningen och det är troligt att termisk jämvikt uppstår tidigare.

Metoden för att beräkna verkningsgraden kan förbättras. I detta arbete räknas det per år men det kanske skulle ha varit mer rättvist att jämföra strategierna per cykel. Då skulle samma energimängd kunna jämföras, vilket kan ge en bättre bild.

Återbetalningstiderna mellan 8,2 och 10,1 år gäller endast för den driftstrategin som simulerades, dvs strategi B. Det är mycket möjligt någon annan strategi ger större minskning av bränslekostnaderna och lägre investeringskostnader vilket då skulle resultera i en snabbare återbetalningstid. Dock visade känslighetsanalysen av driftstrategin att strategi C, då vär- me sparas från sommar till vinter, ger längre återbetalningstid. Denna driftstrategi kanske ändå är mer attraktiv då värmen används för att hjälpa till för att minska behovet av spetsproduktionen. Det verkade som att bränslekostnadsförändringen blev större ju högre eﬀekt värmeväxlarna kan överföra värmen med. Det verkade även som att storleken på värmelagret spelade stor roll även för denna strategi. Ska den användas rekommenderas det att samtliga bergrum konverteras och att en hög överföringskapacitet på värmeväxlarna används men en mer grundläggande analys av detta bör göras.

Återbetalningstidens längd med Strategi B beror i huvudsak på att överproduktionen till stor del ersätter spillvärme ifrån SCA som priset redan är jämförelsevis lågt på. Eftersom detta är fallet och SCA kan leverera en hög eﬀekt leder det till sämre förutsättningar för ett värmelager. Däremot kan ett lager ge SEAB en ökad driftsäkerhet ifall det blir leve- ransproblem ifrån SCA eller på Korstaverket. Ett värmelager kan även ses som en framtida reservplan ifall SCA inte kan fortsätta leverera samma mängd värmeenergi som idag sker.

5.1 Framtida studier De investeringskostnaderna som en konvertering kräver behöver undersökas närmare. Som nämnts genomgående i denna rapport är många av kostnaderna beroende av objektets för- utsättningar och kan variera stort mellan olika platser.

45 Vidare analys av driftstrategier av lagret bör genomföras. Driften ska ske så att lagret på bästa sätt kan minska bränslekostnaderna för SEAB.

Det skulle vara intressant att titta vidare på att konvertera det stora kraftvärmeverket på 170 MW till att kunna förbränna ett billigare och mer miljövänligare bränsle. Att använda detta och driva det utifrån elpriset likt Värmevärden gör i Hudiksvall. Det skulle då vara möjligt att lagra värmen ifrån avfallsförbränningen vid de tider som elpriset är högt ifall värmeproduktionen blir för stor. Men en förutsättning för detta är då tillgång till lagret och tillräcklig hög eﬀekt på värmeväxlarna vid lagret. En sådan lösning skulle kunna öka intäkterna för SEAB i en framtid med mer ﬂuktuerande elpriser och i ett samhälle med ökad elanvändning.

46 6 Slutsats

Denna rapport har kommit fram till att de transienta värmeflödena är beroende på lagrings- mängd, driftstrategi samt kvarvarande värme i berggrunden. Det transienta flödet varierar mellan 5,0 och 5,5 GWh för ett bergrum vid ouppvärmd berggrund och 1,2 och 1,5 GWh för uppvärmd berggrund. Mellan 10,5 och 11,9 GWh för två bergrum med ouppvärmd berggrund och 2,4 och 3,7 GWh för uppvärmd berggrund. För tre bergrum var flödet mellan 16,1 och 18,4 GWh för ouppvärmd berggrund och mellan 6,3 och 8,5 GWh för uppvärmd berggrund.

En konvertering för ett bergrum från oljelager till värmelager innebär en investeringskostnad som uppgår till 5,75 - 6,32 miljoner SEK för ett konverterat bergrum, 9,93 - 11,07 miljoner SEK för två konverterade bergrum och för tre bergrum uppgår kostnaden till 14,17 - 15,66 miljoner SEK. Återbetalningstiden för denna investering beror på vilken drift och uppvärm- ningsstrategi som används men används strategi B uppgår den för ett bergrum till 8,2 - 9,0 år, för två bergrum mellan 8,6 - 9,6 år och för tre bergrum mellan 9,1 - 10,1 år.

Införande av ett värmelager i Sundvalls fjärrvärmesystem skulle innebära minskade bräns- lekostnader på mellan 0,55 och 1,75 miljoner SEK årligen beroende väder, antalet bergrum som konverteras och hur stor eﬀekt som värmeväxlarna kan överföra värmen till och från lagret vid drift då överproduktionen av värmen från avfallspannan ersätter spillvärmen ifrån SCA.

47 Referenser

Alvarez, Henrik (2006). Energi Teknik. 3:5. Studentlitteratur. Bergström, Rune. och Östen. Ekengren (1993). ”Konvertering av oljebergrum till energilager”. I: Byggforskningsrådet R37. Bäcklund, Erik (2020). ”Midrock, Personlig kommunikation”. Claesson, Johan., Bengt. Eftring, Per. Eskilson m. fl. (1985). Markvärme - En handbok om termiska analyser. Liber Tryck AB. Claesson, Johan., Bengt. Eftring och Carl-Gunnar. Hillström (1993). ”Säsongslagring i Berg- rum - Utvärdering av värmeförluster Lyckebo Uppsala”. I: Byggforskningsrådet R3. European Commission (2017). Commission Staff Working Document - Energy storage – the role of electricity. url: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/ swd2017_61_document_travail_service_part1_v6.pdf (hämtad 2020-04-14). Finnveden, Göran (2017). Plastförbränning ger avfallssektorn klimatproblem. url: https:// www.nyteknik.se/opinion/plastforbranning-ger-avfallssektorn-klimatproblem- 6827166 (hämtad 2020-04-15). Frederiksen, S. och S. Werner (2013). District Heating and Cooling. 1st. Studentlitteratur. Haller, Michel Y. m. fl. (2009). ”Methods to determine stratification efficiency of thermal energy storage processes – Review and theoretical comparison”. I: Solar Energy 83. Jonsson, Jan (2020). ”Lumax, Personlig kommunikation”. Kagan, Julia (2020). Payback Period. url: https://www.investopedia.com/terms/p/ paybackperiod.asp (hämtad 2020-05-26). Kong, Lingkai, Weixing Yuan och Ning Zhu (2016). ”CFD simulations of thermal stratification heat storage water tank with an inside cylinder with openings”. I: Procedia Engineering 146. Kuylenstierna, Julia (2019). Termisk energilagring i fjärrvärmenät. url: http://www.diva- portal.org/smash/get/diva2:1293868/FULLTEXT01.pdf (hämtad 2020-04-14). Morningstar (2020). Marknader. url: https : / / www . morningstar . se / se / markets / default.aspx (hämtad 2020-06-30). Naturvårdsverket (2003). Avveckling av oljelager i oinklädda bergrum. url: https://www. naturvardsverket.se/Documents/publikationer/620-8157-8.pdf?pid=3914 (häm- tad 2020-05-10). – (2019). Växthusgaser, utsläpp från el och fjärrvärme. url: https://www.naturvardsverket. se/Sa-mar-miljon/Statistik-A-O/Vaxthusgaser-utslapp-fran-el-och-fjarrvarme/ (hämtad 2020-04-14). Pajala, Simon (2020). ”Personlig kommunikation”. SGU (u.d[a]). Geotermi. url: https : / / www . sgu . se / samhallsplanering / energi / fornybar-geoenergi-och-geotermi/geotermi/ (hämtad 2020-05-05). – (u.d[b]). Kartvisare. url: https://apps.sgu.se/kartvisare/kartvisare-bergartskemi. html (hämtad 2020-02-24).

48 SGU (2018). Modaldata och värmeledningstal. url: https://www.sgu.se/produkter/ geologiska-data/oppna-data/berggrund-oppna-data/modaldata-och-varmeledningstal/ (hämtad 2020-02-24). SMHI (u.d[a]). Meteorologiska observationer - Lufttemperatur timvärde. url: https://www. smhi.se/data/meteorologi/ladda- ner- meteorologiska- observationer/#param= airtemperatureInstant,stations=all,stationid=127240 (hämtad 2020-03-20). – (u.d[b]). Års- och månadsstatistik. url: https://www.smhi.se/klimat/klimatet-da- och-nu/manadens-vader-och-vatten-sverige/manadens-vader-i-sverige/ars- och-manadsstatistik (hämtad 2020-04-16). Stenérus Dover, Ann-Sofie. m. fl. (2019). Beredskapslagring. url: https://www.foi.se/ rest-api/report/FOI-R--4644--SE (hämtad 2020-04-14). Sundberg, Jan (1991). Termiska egenskaper i jord och berg. url: https://www.swedgeo. se/globalassets/publikationer/info/pdf/sgi-i12.pdf (hämtad 2020-02-26). Svensk Fjärrvärme AB (2007). Kulvertkostnadskatalog. url: https://www.energiforetagen. se/globalassets/energiforetagen/det-erbjuder-vi/publikationer/kulvertkostnadskatalog_ 2007-1.pdf (hämtad 2020-05-11). SVT (2013). Säkrar från miljöfara. url: https://www.svt.se/nyheter/lokalt/dalarna/ sakrar-fran-miljofara (hämtad 2020-05-05). Värmevärden (2018). Invigning i Hudiksvall av ”Sveriges största ackumulator”. url: https: //www.varmevarden.se/invigning-i-hudiksvall-av-sveriges-storsta-ackumulator/ (hämtad 2020-05-10). Åberg, Magnus (2014). System Effects of Improved Energy Efficiency in Swedish District- Heated Buildings. url: http://www.diva- portal.se/smash/get/diva2:736854/ FULLTEXT01.pdf (hämtad 2020-05-11). Öjbo, Mattias (2020). ”SEAB, Personlig kommunikation”.

49 Bilagor A Ritningar till oljelager

Figur 18: Sprängritningar av oljelagren

50 Figur 19: Sprängritningar av oljelagren

51 Figur 20: Karta från en geologisk undersökning

52 Figur 21: Flödesschema över oljelagren, obs dimensioner på bergrummen ej skalenligt

53 B Koordinater för bergartsprov

Resultat från den geograﬁska kartläggningen av bergartsprover

Figur 22: Mätplatserna för bergarten vacka plottade utifrån dess koordinater. Den röda punkten motsvarar Korstaverket.

C Priser för pumpar

Nedan följer information och priser för de pumpar som antas användas i denna rapport.

DESMI Quotation

Reference:

Quotation no.: QG023829_1 Date: 10-06-2020

CUSTOMER DETAILS: CLN - TEST EUR TAGHOLM 1 DENMARK

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 2

INVOICE ADDRESS: DELIVERY ADDRESS: Date: CLN - TEST EUR CLN - TEST EUR 10-06-2020 TAGHOLM 1 TAGHOLM 1

DENMARK DENMARK

We thank you for your inquiry and are pleased to quote you as stated below.

Total price according to the enclosed specification (Excl. VAT): EUR 38.012,00

Commercial Terms

Delivery Time upon receipt of order/pre-payment - subject to goods remaining unsold.

Delivery Terms EXW INCOTERMS 2010

Shipping Method TRUCK - HOUSE FORWARDER

Payment 30 DAGE NETTO: BANK: Nordea Bank, SWIFT: NDEADKKK IBAN: 2214 - 6270357014 Valid Until 09-08-2020

Warranty The warranty period is in accordance with the General Sales Term and Condition specified below Sales Terms Unless otherwise agreed in writing, the DESMI standard Terms and Conditions (the "Conditions") apply to this quotation. The Conditions can be found on www.desmi.com under the section "Quick Navigation - General terms and conditions. The Conditions can also be provided by DESMI at request. Comments

We trust that you find our quotation of interest and we look forward to receiving your valued purchase order

Best regards

Helena Edström DESMI Danmark A/S E-mail: [email protected] / Phone: +46 708268004

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 3

Price Specification

Unit Price Total Price Pos. Item Qty EUR EUR 1 DESMI Vertical Inline Centrifugal Pump 1 17.855,00 17.855,00 NSL250-525/A02 450,00 m3/h x 5,23 bar x 1485 rpm Casing Material: Grey Cast Iron (GG20) Impeller Material: NiAlBz (CC333) Manometer: WITHOUT MANOMETERS Motor: Manufacturers standard IEC MOTOR 3D3 315 S-4 110/132KW / 3 x 400V, 50 Hz / IE3 Paint: Yellow, Ral 1007 Weight: 1761.0 kg

Total: 17.855,00 2 DESMI Vertical Inline Centrifugal Pump 1 11.245,00 11.245,00 NSL200-415/A02 280,00 m3/h x 5,22 bar x 1485 rpm Casing Material: Grey Cast Iron (GG20) Impeller Material: NiAlBz (CC333) Manometer: WITHOUT MANOMETERS Motor: Manufacturers standard IEC MOTOR 3D3 280M-4 90/108KW / 3 x 400V, 50 Hz / IE3 Paint: Yellow, Ral 1007 Weight: 1167.0 kg

Total: 11.245,00 3 DESMI Vertical Inline Centrifugal Pump 1 8.912,00 8.912,00 NSL150-415/A02 127,00 m3/h x 5,20 bar x 1485 rpm Casing Material: Grey Cast Iron (GG20) Impeller Material: NiAlBz (CC333) Manometer: WITHOUT MANOMETERS Motor: Manufacturers standard IEC MOTOR 3D3 250 M1-4 55/66KW / 3 x 400V, 50 Hz / IE3 Paint: Yellow, Ral 1007 Weight: 893.0 kg

Total: 8.912,00

GOODS VALUE: 38.012,00 VAT: (25 %) 9.503,00

INVOICE TOTAL INCL. VAT: 47.515,00

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 4

Technical Specification Pos. 1 NSL250-525/A02

General Information

Pump Type Vertical Inline Centrifugal Pump Pump NSL250-525/A02 Description The NSL pump is a single suction single stage centrifugal pump

Pump Data Motor Data Pump Media Water Brand Manufacturers standard IEC Density 1,000 kg/l Motor MOTOR 3D3 315 S-4 110/132KW (V1) Viscosity 1 cSt Motor Size 315 Capacity 450,00 m3/h Efficiency Class IE3 Pressure / Head 5,23 bar Performance 110,00 kW Pump Speed 1485 rpm Number of Poles 4 Power Consumption 88,19 kW Power Supply 3 x 400V, 50 Hz NPSHr 4,13 mLC Motor Speed 1485 rpm Non-Overload Power 98,87 kW Insulation Class F Eta / Efficiency 74,13 % Motor Enclosure IP55 Max. Working Pressure 10,00 bar Rated Current 187,00 A Test Pressure 14,00 bar Starting Current Ratio 7,00 Liquid Temperature 0 - 80 °C Cos Phi 0,89 Ambient Temperature 45 °C Motor Options -

Max. working pressure; being the pressure at the suction branch and the maximum generated head at zero flow. If higher working pressure is required, other materials are available upon request. Test pressure; pump approved by classification societies have been pressure tested according to the requirements of these societies, i. a test pressure of 1.5 x working pressure. "The test pressure is stated in the test certificate and stamped on the discharge flange of the pump. Cast iron material for pump body might be acceptable in applications of sea water pumping if following conditions being complied with. - Sea water temperature is less than 15 degree Celsius - Without cavitation or turbulence corrosions happened - Without abrasive particles in pumping liquid- Other general requirements to pump operation- Otherwise please change material to bronze or stainless steel. "

Specification Pump Casing Grey Cast Iron (GG20) Rotation Clockwise (Seen from drive end) Suction/Discharge 300/250 mm. EN1092-2 Priming Unit - Flanges PN10 Impeller NiAlBz (CC333) Manometer WITHOUT MANOMETERS Impeller Diameter 429,00 mm Max Grain Size 30,00 mm Wear Ring NiAlBz (CC333) Color Specification Yellow, Ral 1007 Shaft Duplex Stainless Steel Paint Procedure DESMI Standard (AISI329) Mechanical Shaft Seal NITRIL Ø85 Class Society Test - Bearing Ball Bearings Test Grade - Coupling Rigid close Coupled Variable Speed Drive -

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 5

Pos. 1 NSL250-525/A02 - Pump Curves

Duty 1) NSL250-525, Q: 450.00 m3/h, H: 5.23 bar, Power: 88.19 kW, NPSHr: 4.13 mLC, Eta/Eff.: 74.13 % , Imp. Dia: 429.00 mm, Speed: 1485 rpm, Density: 1.000 kg/l BEP 1) NSL250-525 Q: 445.63 m3/h, H: 5.26 bar, Power: 87.87 kW, NPSHr: 4.10 mLC, Eta/Eff.: 74.13 %, shut off pressure: 6.22 bar

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 6

Pos. 1 NSL250-525/A02 - Dimensional Drawing

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 7

Technical Specification Pos. 2 NSL200-415/A02

General Information

Pump Type Vertical Inline Centrifugal Pump Pump NSL200-415/A02 Description The NSL pump is a single suction single stage centrifugal pump

Pump Data Motor Data Pump Media Water Brand Manufacturers standard IEC Density 1,000 kg/l Motor MOTOR 3D3 280M-4 90/108KW (V1) Viscosity 1 cSt Motor Size 280 Capacity 280,00 m3/h Efficiency Class IE3 Pressure / Head 5,22 bar Performance 90,00 kW Pump Speed 1485 rpm Number of Poles 4 Power Consumption 56,04 kW Power Supply 3 x 400V, 50 Hz NPSHr 2,79 mLC Motor Speed 1485 rpm Non-Overload Power 77,56 kW Insulation Class F Eta / Efficiency 72,50 % Motor Enclosure IP55 Max. Working Pressure 10,00 bar Rated Current 155,00 A Test Pressure 13,00 bar Starting Current Ratio 6,90 Liquid Temperature 0 - 80 °C Cos Phi 0,88 Ambient Temperature 45 °C Motor Options -

Specification Pump Casing Grey Cast Iron (GG20) Rotation Clockwise (Seen from drive end) Suction/Discharge 250/200 mm. EN1092-2 Priming Unit - Flanges PN10 Impeller NiAlBz (CC333) Manometer WITHOUT MANOMETERS Impeller Diameter 395,00 mm Max Grain Size 26,00 mm Wear Ring NiAlBz (CC333) Color Specification Yellow, Ral 1007 Shaft Duplex Stainless Steel Paint Procedure DESMI Standard (AISI329) Mechanical Shaft Seal NITRIL Ø70 Class Society Test - Bearing Ball Bearings Test Grade - Coupling Rigid close Coupled Variable Speed Drive -

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 8

Pos. 2 NSL200-415/A02 - Pump Curves

Duty 1) NSL200-415, Q: 280.00 m3/h, H: 5.22 bar, Power: 56.04 kW, NPSHr: 2.79 mLC, Eta/Eff.: 72.50 % , Imp. Dia: 395.00 mm, Speed: 1485 rpm, Density: 1.000 kg/l BEP 1) NSL200-415 Q: 413.73 m3/h, H: 4.69 bar, Power: 68.62 kW, NPSHr: 3.48 mLC, Eta/Eff.: 78.48 %, shut off pressure: 5.40 bar

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 9

Pos. 2 NSL200-415/A02 - Dimensional Drawing

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 10

Technical Specification Pos. 3 NSL150-415/A02

General Information

Pump Type Vertical Inline Centrifugal Pump Pump NSL150-415/A02 Description The NSL pump is a single suction single stage centrifugal pump

Pump Data Motor Data Pump Media Water Brand Manufacturers standard IEC Density 1,000 kg/l Motor MOTOR 3D3 250 M1-4 55/66KW (V1) Viscosity 1 cSt Motor Size 250 Capacity 127,00 m3/h Efficiency Class IE3 Pressure / Head 5,20 bar Performance 55,00 kW Pump Speed 1485 rpm Number of Poles 4 Power Consumption 30,79 kW Power Supply 3 x 400V, 50 Hz NPSHr 2,36 mLC Motor Speed 1485 rpm Non-Overload Power 53,82 kW Insulation Class F Eta / Efficiency 59,63 % Motor Enclosure IP55 Max. Working Pressure 10,00 bar Rated Current 97,60 A Test Pressure 13,00 bar Starting Current Ratio 7,40 Liquid Temperature 0 - 80 °C Cos Phi 0,86 Ambient Temperature 45 °C Motor Options -

Specification Pump Casing Grey Cast Iron (GG20) Rotation Clockwise (Seen from drive end) Suction/Discharge 200/150 mm. EN1092-2 Priming Unit - Flanges PN10 Impeller NiAlBz (CC333) Manometer WITHOUT MANOMETERS Impeller Diameter 392,00 mm Max Grain Size 22,00 mm Wear Ring NiAlBz (CC333) Color Specification Yellow, Ral 1007 Shaft Duplex Stainless Steel Paint Procedure DESMI Standard (AISI329) Mechanical Shaft Seal NITRIL Ø55 Class Society Test - Bearing Ball Bearings Test Grade - Coupling Rigid close Coupled Variable Speed Drive -

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 11

Pos. 3 NSL150-415/A02 - Pump Curves

Duty 1) NSL150-415, Q: 127.00 m3/h, H: 5.20 bar, Power: 30.79 kW, NPSHr: 2.36 mLC, Eta/Eff.: 59.63 % , Imp. Dia: 392.00 mm, Speed: 1485 rpm, Density: 1.000 kg/l BEP 1) NSL150-415 Q: 297.39 m3/h, H: 4.45 bar, Power: 47.64 kW, NPSHr: 2.97 mLC, Eta/Eff.: 77.19 %, shut off pressure: 5.23 bar

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 12

Pos. 3 NSL150-415/A02 - Dimensional Drawing

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 13

Quotation no.:QG023829_1 Reference: Date: 10-06-2020 Page no. 14