utredning av möjligheterna till kraftvärmeproduktion i strömsunds

UTREDNING AV MÖJLIGHETERNA TILL 

KRAFTVÄRMEPRODUKTION I STRÖMSUNDS 

FJÄRRVÄRMENÄT 

Andreas Andersson 

Civilingenjörsprogrammet i 

energiteknik vid Umeå universitets 

tekniska högskola. 

(löpnr. som tilldelas)

Kraftvärmepotential i Strömsund 

Förord 

Examensarbetet på 20 veckor ingår som en avslutande del av civilingenjörsprogrammet i 

Energiteknik vid Umeå Universitet. Initiativtagare till arbetet har varit Jämtlandsvärme AB 

som med hjälp av E.ON Värme Sverige AB låtit utföra denna förstudie. Arbetet har utförts 

vid institutionen för tillämpad fysik och elektronik vid tekniska högskolan i Umeå. 

Jag vill tacka alla som ställt upp med tid och hjälp för detta arbete och vill rikta ett extra stort 

tack till följande personer: 

Örjan Lundberg E.ON Värme Sverige AB 

Torbjörn Andersson Jämtlandsvärme AB 

Lars Bäckström TFE, Umeå Universitet 

Driftpersonalen i Strömsund Jämtlandsvärme AB 

Östersund, januari 2007 

Andreas Andersson 

2


SAMMANFATTNING 

Sedan avregleringen av den svenska elmarknaden skedde år 1996 så har det svenska elpriset 

stigit kraftigt. År 2003 infördes elcertifikatsystemet som syftar till att gynna utbyggnaden av 

förnybar elproduktion däribland biobränslebaserad kraftvärme. Kraftvärmeanläggningar är 

dyra och ju mindre anläggningarna är desto dyrare blir dom per installerad effekt, men i takt 

med det stigande elpriset så börjar lönsamheten för kraftvärmeanläggningar att infinna sig 

även i mindre fjärrvärmenät. Var denna nedre gräns går är i dagsläget inte klart utan beror i 

stor utsträckning på de anläggningsspecifika kostnaderna och förutsättningar på 

anläggningsorten. 

Denna rapport är en förstudie som skall utreda möjligheterna för kraftvärmeproduktion i 

Strömsunds fjärrvärmenät. Nätet och anläggningarna ägs av det kommunalägda energibolaget 

Jämtlandsvärme AB. Nätets behov är 30 GWh och förstudien skall undersöka vilken 

teknikkombination av ångturbinen respektive ångmotorn som påvisar bäst lönsamhet med de 

förutsättningar som gäller för kraftvärmeområdet idag samt med de specifika 

förutsättningarna som finns i Strömsund. 

Fyra systemkonstruktioner (dimensioneringsalternativ) har dimensionerats och jämförts 

utifrån sina olika ekonomiska förutsättningar. Dimensioneringen och jämförelsen dessa 

emellan har utförts med en optimeringsprogramvara som heter ”WhatsBest! 8.0”. Med 

programmets hjälp fås de optimala storlekarna på ångpannan och turbinen/motorn utan att 

man manuellt behöver fastställa olika dimensionerande parametrar, såsom alfa-värdet och 

utnyttjningstider, vilket vanligtvis görs vid konventionell dimensionering utifrån 

erfarenhetsvärden. Med optimeringsprogrammets hjälp fås en mer noggrann dimensionering 

då dessa parametrar ”faller ut” av programmet för en given varaktighet över nätets behov. 

Dimensioneringsalternativ 3, som utgörs av en rökrörspanna som producerar mättad ånga på 

16 bar(a) och som har försetts med en fåstegs ångturbin, är det alternativ som påvisar bäst 

lönsamhet. Total investeringsnivå för anläggningen uppgår till ca 48 Mkr och erhåller ett alfavärde 

på ca 13 %. Pay-off tiden för anläggningen hamnar på ca 10,3 år 

För att kraftvärme skall vara lönsam i små nät med dagens priser är den allra viktigaste 

parametern att hålla nere investeringsnivån på anläggningen. Elprisets inverkan på resultatet 

är litet då anläggningar i dessa storlekar har ett dåligt elutbyte. 

3


SUMMARY 

Since the deregulation of the Swedish electricity market in the year of 1996, the cost of 

Swedish electricity has risen significally. In the year of 2003 an electricity certificate system 

was introduced to aid the expansion of the renewable electricity production. This system also 

included bio fuel based heat and power generation. Combined heat and power generation 

projects are costly and the smaller the project the more expensive they become per installed 

power unit. Due to the overall rise in the electricity price even the small projects are becoming 

more profitable. Whether a project do manage to generate profit is largely dependant on the 

specific costs associated with each project and other local variables. 

This report is a pre study aiming to investigate the possibilities of producing combined heat 

and power in the district heating system of Strömsund community. Today, a municipality 

owned energy company, Jämtlandsvärme AB, owns the power facilities and the district 

heating net in this region. The energy needs in this region is 30 GWh and this pre study aims 

to investigate which specific technical combination of steam turbine and steam engine that 

would generate the largest profit given the local circumstances. 

The possible economical profit of each of four different system constructions, or alternatives 

of dimensioning, have been compared. The computer software used to make the dimensioning 

and comparison between these systems is an optimization software named ”WhatsBest! 8.0”. 

The optimization software suggests the optimal sizes of the furnace and the turbine/engine 

without having to determine different dimensioning parameters like the alfa-value and usage 

duration manually. This would normally be needed in conventional dimensioning using 

experience-based measures. The utilization of this optimization software programme enables 

more precise dimensioning due to these parameters being generated from the programme for 

any given duration. 

Dimension alternative 3, which constitutes of an exhaust boiler that produces saturated steam 

at 16 bar(a). This boiler has been equipped with a 4 stage steam turbine and is the most 

profitable alternative. The total investment of this construction amounts to approximately 48 

MSEK with an alfa-value of 13 %. The pay-off time is estimated to approximately 10,3 years. 

The predominately most important factor enabling profit from heat and power generation 

facilities is to keep the economical investments low. The electricity price’s influence on the 

profit is not significant due to the fact that small facilities have rather poor electricity 

exchange. 

4


INNEHÅLLSFÖRTECKNING 

SAMMANFATTNING 3 

SUMMARY 4 

INNEHÅLLSFÖRTECKNING 5 

1 INLEDNING 7 

1.1 Bakgrund 7 

1.1.1 Jämtlandsvärme AB 7 

1.1.2 Nulägesanalys av Strömsunds fjärrvärmeverk 7 

1.1.3 Varför kraftvärme 9 

1.1.4 Svenska elmarknaden idag 10 

1.1.5 Regler för småskalig elproduktion 11 

1.2 Syfte 11 

1.2.1 Energiläget och framtidsutsikterna för kraftvärme 11 

1.2.2 Förutsättningar för förstudien 12 

1.2.3 Avgränsning av förstudien 13 

1.2.4 Mål med förstudien 13 

2 TILLVÄGAGÅNGSSÄTT 14 

3 TEORI 15 

3.1 Rankinecykeln 15 

3.1.1 Kondenskraftverk 16 

3.1.2 Kraftvärmeverk 16 

3.1.3 Strömsunds distributionsnät 19 

3.2 Ångpannor 20 

3.3 Elkraftgenerering 23 

3.3.1 Ångturbiner 23 

3.3.2 Ångmotorer 25 

3.3.3 Inkoppling av generator 28 

3.4 Kondensor och matarvattenpumpar 29 

3.5 Val av ångdata 31 

3.5.1 Allmänt 31 

3.5.2 Besiktning och kontroller 32 

3.6 Dimensionering av kraftvärmeanläggningar 33 

3.6.1 Dimensionering av panna 33 

3.6.2 Dimensionering av turbinen/motorn 36 

3.6.3 Matarvattenbehandling 37 

3.6.4 Värmeöverföring 38 

3.6.5 Val av bränsle 38 

3.7 Kraftvärmeanläggningar och deras ekonomi 40 

3.7.1 Ekonomiska förutsättningar 40 

3.7.2 Gröna elcertifikat 40 

3.7.3 Driftekonomi, skötsel och underhåll av ångpannor 42 

3.7.4 Driftekonomi, skötsel och underhåll av turbiner och ångmotorer 42 

3.7.5 Investering 42 

3.8 Optimeringsteori 45 

3.8.1 Optimeringsverktyget, WhatsBest! 8.0 45 

5


4 METOD 46 

4.1 Optimeringsmodellen 46 

4.1.1 Gemensamma förutsättningar 49 

4.1.2 Dimensioneringsalternativ 1: 40 bar, 400°C, flerstegsturbin 50 

4.1.3 Dimensioneringsalternativ 2: 40 bar, 295°C, ångmotor 51 

4.1.4 Dimensioneringsalternativ 3: 16 bar, mättad ånga, fåstegsturbin 52 

4.1.5 Dimensioneringsalternativ 4: 16 bar, mättad ånga, ångmotor 53 

5 RESULTAT 54 

5.1 Resultat av delmål 2 54 

5.1.1 Resultat dimensioneringsalternativ 1 56 




5.2 Känslighetsanalys av delmål 2 64 

5.2.1 Förändringar i ingångsförutsättningarna 64 

5.2.2 Förändringar under driftsperioden 66 

5.3 Övriga jämförelseresultat av dimensioneringsalternativen 67 

5.4 Resultat av delmål 1 och 3 67 

6 DISKUSSION 68 

7 SLUTSATSER 71 

8 REFERENSER 72 

9 BILAGOR i 

Bilaga 1 i 

Bilaga 2 ii 

Bilaga 3 iii 

Bilaga 4 iv 

Bilaga 5 vi 

Bilaga 6 viii 

Bilaga 7 x 

6


1 INLEDNING 

1.1 Bakgrund 

Jämtlandsvärme AB äger och driver en värmeproduktionsanläggning för fjärrvärme i 

samarbete med E.ON Värme Sverige AB i Strömsunds tätort. Strömsund är en mindre tätort 

på ca 6000 invånare som ligger belägen ca 10 mil norr om Östersund i Jämtlands Län. 

Produktionsanläggningen är idag en hetvattenanläggning som förser ortens fjärrvärmenät med 

värme. Befintlig anläggning uppfördes under tidigt 80-tal och en framtida reinvestering är att 

vänta då befintlig anläggning börjar bli sliten samt att nuvarande biobränslepanna inte täcker 

en acceptabel andel av årets energiproduktion. Styrelsen i Jämtlandsvärme AB har fått i 

uppdrag att utreda framtiden för värmeverket och möjlig utveckling mot att producera 

kraftvärme. Styrelsen har, med anledning av detta, beslutat att en förstudie skall göras över 

framtida möjligheterna till småskalig kraftvärmeproduktion.[1] 

1.1.1 Jämtlandsvärme AB 

Jämtlandsvärme AB är det kommunalägda bolag som idag äger fjärrvärmenätet och 

produktionsanläggningarna till 100 %. Fram till årsskiftet 06/07 ägdes 28 % av 

anläggningarna av E.ON Värme Sverige AB (E.ON) men efter en affärsuppgörelse som ägt 

rum under hösten 2006 så har E.ON sålt sin andel i bolaget till Strömsunds kommun. 

Jämtlandsvärme AB äger även värmeverk i orterna Hammerdal, Hoting och Backe och har en 

årlig omsättning på 24 miljoner kronor och en total produktion på 44 GWh värme. E.ON har 

fram till och med årsskiftet 06/07 skött administrationen samt driften och underhållet av 

anläggningarna.[1] 

1.1.2 Nulägesanalys av Strömsunds fjärrvärmeverk 

Värmeanläggningen har idag en hetvattenpanna av märket VEÅ och är byggd för 16 bar och 

201,3°C. Pannan är av vattenrörstyp och är försedd med en ångdom som utgör en tryckhållare 

för pannan. Pannans ursprungliga märkeffekt uppgick till 7 MW med torvbränsle men eldas 

idag mestadels med en bark- och torrflismix, som har fukthalten ca 55 %, och levererar ca 

6 MW. Pannan är försedd med en förugn som är utrustad med ett rörligt snedroster. 

Biobränslepannan är även utrustad med en rökgaskondensering som maximalt levererar 

1,5 MW. Effekten från rökgaskondenseringen är bland annat beroende på fjärrvärmevattnets 

returtemperatur samt rökgasernas fukthalt och varierar mycket under vintern. Totalt sett matas 

fjärrvärmenätet från fem olika värmeproduktionsenheter. Spetslastenheterna utgörs av två 

oljepannor på 2,5 respektive 5 MW samt en elpanna på 3,3 MW och dessa pannor är 

installerade i samma pannhus som biobränslepannan. Utöver dessa pannor finns ytterligare en 

biopanna som ligger vid före detta sjukhuset och utgör även den en spetslast- samt 

sommarlastenhet på ca 1 MW och eldas enbart med flis. I detta pannhus finns även en 

oljepanna på 1 MW som idag dock inte är operativ. På senare tid har det visat sig att denna 

flispanna har varit i drift ca 8-9 månader per år se figur 1 samt bilaga 1 och 2. Total 

installerad effekt uppgår till ca 19,3 MW. Dessa fem enheter förser nätets årliga behov som 

ligger mellan 28 och 30 GWh, se figur 2 samt bilaga 2. Nätet innehåller ca 200 m 3 vatten. [2] 

7


Driftelen samt elen till elpannan kommer idag från ett yttre fördelningsnät på 12 kV. En del 

transformeras ned till driftspänningen på 0,4 kV medan resterande del går via ett högspänt 

brytarfack till den högspända elpannan (12 kV). Det yttre fördelningsnätet kommer från ett 

ställverk som är beläget ca 600 m från panncentralen. Dagens elmätningsutrustning mäter 

förbrukad el. Driftelen uppgår idag till ca 800 MWh/år. 

MWh 

4500 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

Jan Mar Maj Juli/Aug Okt Dec 

Figur 1. Energifördelningen mellan produktionsenheterna år 2005 

Dygnsmedeleffekt, MW 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

1 

17 

33 

49 

65 

81 

97 

113 

129 

145 

161 

Figur 2. Varaktighetsdiagram över nätets behov år 2005. 

177 

8 

193 

Tid, Dygn 

209 

225 

241 

257 

273 

289 

305 

Sjukhuset 

Elpanna 

Oljepannor 

RGKA 

Biobränslepannor 

321 

337 

353


1.1.3 Varför kraftvärme 

Sverige har en unik position i Europa genom väl utbyggda fjärrvärmenät samt en god tillgång 

på skogsråvaror. Trots detta har ännu inte fjärrvärmenäten använts till någon större 

elproduktion. Samtidig produktion av el och värme, kraftvärme utnyttjar bränslet mycket 

effektivt och ger därmed stor miljö- och klimatnytta. Elproduktionen i Europa sker till stor 

del, ca 50 %, i koleldade kondenskraftverk där endast cirka en tredjedel av den tillförda 

energin blir till elström, två tredjedelar går alltså till spillo i form av värmeförluster, se figur 3 

och 4. Kraftvärmeanläggningar producerar samtidigt både el och värme och med en 

totalverkningsgrad på ca 85-95 % i moderna kraftvärmeverk beroende på dess storlek. 

Resterande del utgörs av strålnings- och verkningsgradsförluster i pannan och övriga 

systemet. [3] 

Figur 3. Principskillnaden mellan kondenskraft- och kraftvärmeverk. [3] 

Figur 4. Den europeiska kondenskraften använder sig vanligen av kyltorn för att kondensera ångan ur 

turbinerna åter till vätskefas. I dessa kyltorn går stora mängder energi till spillo. 

Kraftvärme är ett av de i dag effektivaste sätten att producera ny el på, trots det finns idag 

endast ett fåtal kraftvärmeanläggningar i storleksordningen passande ett värmeunderlag på 

cirka 30 GWh i drift. E.ON Värme Sverige AB, region syd äger och driver en småskalig 

kraftvärmeanläggning i Kungsbacka. Anläggningen är kombinerad med ett industriellt 

mottryck dit delar av den producerade ångan går. Panneffekten är 6 MW och anläggningen 

producerar årligen ca 1,7 GWh el. [4] 

9


Även i Eksjö finns en anläggning, i denna storleksordning som är försedd med en ångmotor. 

Hittills har det varit svårt att finna lönsamhet för kraftvärme i fjärrvärmenät mindre än 50 

GWh/år.[5] 

I och med att totalverkningsgraden är hög i kraftvärmeverk så motiveras den svenska 

utbyggnaden genom våra goda förutsättningar med fjärrvärmenäten. Varje producerad 

kilowattimme el i ett svenskt biobränslebaserat kraftvärmeverk ersätter ungefär ett kilo CO2 i 

form av utsläpp från den Europeiska kondenskraften till atmosfären.[3] 

1.1.4 Svenska elmarknaden idag 

Sveriges elmarknad styrs idag av marknadsmässiga krafter som gör att det svenska elpriset 

med stor sannolikhet kommer att anta en europeisk nivå som idag ligger högre än den 

svenska. Sedan det nordiska elproduktionssystemet byggdes ihop med det europeiska och den 

nordiska elhandeln öppnades upp och utsattes för konkurrens av priserna ute på kontinenten, 

så har det svenska elpriset stigit, se figur 5. Detta beror att det är marknadskrafterna som styr 

och det svenska elpriset har historiskt sett legat långt under det europeiska priset. 

Prisskillnaden har främst berott på att Sverige har haft en billig produktion från, vår nordiska 

specialitet, vattenkraften. Det är endast länderna i Skandinavien som har vattenkraft i någon 

större utsträckning och detta har lett till att vi ur ett historiskt perspektiv har haft gott om billig 

elkraft. Till skillnad mot Europa där cirka 50 % av den elkraft som produceras kommer från 

fossilbaserade kraftverk. Denna situation har lett till att vi svenskar och även norrmän har haft 

en väldigt hög elförbrukning per capita, ca 3 gånger så hög som för en medeleuropé. Sedan 

det nordiska elsystemet byggdes ihop med det europeiska så har vi i Norden blivit mer 

beroende av att kunna importera elkraft under de perioder där vår egen produktion inte räcker 

till. Det innebär att den svenska elkonsumtionen bidrar till en ökning av de miljöfarliga 

utsläppen från kolkondenskraften i Europa eftersom vi är de som per person använder oss av 

mest elström av alla inom EU. För att bidra till en mer hållbar utveckling och en effektivare 

energianvändning så har den svenska regeringen valt att från år 2003 satsa på ett 

elcertifikatsystem som skall gynna utbyggningen av miljövänlig elproduktion, se vidare under 

avsnittet ”3.7.2 Gröna elcertifikat”. Genom att satsa på småskalig kraftvärme i Strömsund 

skulle detta bidra till denna högeffektiva energianvändning som skulle leda till att vi i Sverige 

behöver importera mindre fossilproducerad elkraft från Europa. Så för varje producerad MWh 

el i ett svenskt biobränsleeldat kraftvärmeverk så ersätts ca 3 MWh tillfört kol i ett 

kondenskraftverk ute på kontinenten. Detta leder till en effektiv energianvändning som de 

moderna riktlinjerna inom energisektorn strävar efter. [3] 

10


800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

jan-96 

sep-96 

maj-97 

jan-98 

sep-98 

maj-99 

jan-00 

sep-00 

Figur 5. Det svenska elprisets utveckling i kr/MWh sedan avregleringen år 1996 där en uppåtgående trend kan 

ses. [6] 

1.1.5 Regler för småskalig elproduktion 

Elproduktionsanläggningar med en märkeffekt på max 1500 kW räknas som småskaliga.[7] 

maj-01 

Det svenska elnätet är öppet för alla svenska elproducenter och elkonsumenter. Elnätet har 

delats upp i ett antal mindre områden där både en nät- och en leveranskoncession finns. Detta 

får dock inte innehas av samma bolag inom ett visst område. Den som har leveranskoncession 

är skyldig att köpa ström från en småskalig elproduktionsanläggning inom det nätområde de 

har leveranskoncession för, samt lämna denne en skälig ersättning. På motsvarande sätt är den 

som innehar nätkoncession för området skyldig att ansluta elproduktionsanläggningen mot en 

ersättning.[7] 

1.2 Syfte 

På uppdrag av Jämtlandsvärme AB skall denna förstudie undersöka de tekniska och 

ekonomiska förutsättningarna för kraftvärmeproduktion i Strömsunds fjärrvärmenät. 

Undersökningen skall omfatta möjligheterna att producera el med den teknik som idag påvisar 

den bästa lönsamheten. 

1.2.1 Energiläget och framtidsutsikterna för kraftvärme 

Omfattande analyser har gjorts av forskare och branschfolk inom kraftvärmeområdet och de 

påstår bland annat i rapporten ”Kraftvärme i framtiden” [8] att minst en fördubbling av 

elproduktionen från kraftvärmeverk är att vänta fram till år 2015 jämfört med dagens nivå. 

Idag står elproduktionen från kraftvärmesystemen för ca 7 TWh/år vilket motsvarar ca 3 % av 

den totala elproduktionen. I Finland är motsvarande siffra ca 30 % [9]. Figur 6 visar hur 

utvecklingen av kraftvärmeområdet kommer att se ut i framtiden enligt svenska 

fjärrvärmeföreningen. Den omfattande utbyggnaden kommer att driva upp priserna på 

anläggningarna samtidigt som utbudet av leverantörer och tillverkare kommer att öka vilket i 

11 

jan-02 

sep-02 

maj-03 

jan-04 

sep-04 

maj-05 

jan-06 

sep-06


sin tur kommer att driva utvecklingen av kraftvärmetekniken framåt. Med stigande elpriser 

och effektivare anläggningar och tekniker kommer också lönsamheten att infinna sig även för 

mindre anläggningar.[10] 

Figur 6. Framtidsutsikterna för kraftvärmeområdet enligt svenska fjärrvärmeföreningen. [10] 

I Sverige och även internationellt sker omfattande globala omställningar mot förnybar 

energiproduktion och Sveriges regering har uttalat sig genom att säga att utvecklingen av 

kraftvärmeanläggningar skall stimuleras. I och med denna förväntade utbyggnad kommer 

Sverige bidra till att minska de europeiska koldioxidutsläppen med 6,5 miljoner ton per år. [9] 

Framtidsutsikterna för kraftvärmeområdet är goda då det pågår forskning, utveckling och 

demonstration av befintlig teknik. Forskningen lägger sin fokus på att förbättra 

anläggningarnas bränsleflexibilitet, prestanda, kostnadseffektivitet och utsläppsemissioner. 

Utvecklingen av nya tekniker syftar till att förbättra elverkningsgraden med bibehållna eller 

förbättrade miljödata till en konkurrenskraftig kostnad. [11] 

1.2.2 Förutsättningar för förstudien 

Förutsättningarna för att bedöma möjligheterna för kraftvärmeproduktion i Strömsunds 

fjärrvärmenät är följande: 

• Värmesänka är det befintliga fjärrvärmenätet som idag kräver ett årsenergibehov på cirka 

30 GWh. Framledningstemperaturen, TF, för nätet varierar enligt styrkurvan i figur 30 

med en högsta TF på 120°C och en lägsta TF på sommaren på 70°C vilket i sin tur skulle 

påverka elproduktionen. 

• Hänsyn skall tas till befintlig anläggning i övrigt med avseende på plats i pannhus, 

anläggningens lay-out, infrastruktur, möjligheten till inkoppling av generator mot yttre 

elnät mm. 

• Samtliga mätdata och övrig information från dagens driftstatistik som är av intresse för 

förstudien skall vara tillgängliga. Endast dygnsmedeleffekter finns tillgängliga över nätets 

behov, hur detta påverkar resultatet tas upp i senare delar av rapporten. 

12


1.2.3 Avgränsning av förstudien 

Jämtlandsvärme AB vill tillsammans med E.ON Värme Sverige AB utreda framtidsutsikterna 

för dagens befintliga anläggning utifrån följande tre delmål. 

Delmål 1: Komplettera befintlig anläggning med ångturbin alternativt ångmotor. 

Delmål 2: Förse befintlig anläggning med en ny ångpanna som anpassas till befintlig 

anläggning i övrigt, främst tillgängligt utrymme, som konstrueras för optimal 

elkraftproduktion med ångturbin alternativt ångmotor. 

Delmål 3: Upprätta en helt ny kraftvärmeanläggning på annan plats. Befintlig 

hetvattenanläggning är avskriven och en större reinvestering blir sannolikt 

nödvändig inom en 5-10 års period. 

Förstudien avser att tydliggöra vilket av ovanstående alternativ som utgör den ekonomiskt och 

tekniskt bästa investeringen. 

1.2.4 Mål med förstudien 

De uppsatta målen för denna förstudie är följande: 

• Kartlägga möjligheterna till småskalig kraftvärmeproduktion vid fjärrvärmeverket i 

Strömsund. 

• Att ge övergripande information och kunskap kring kraftvärmeområdet. 

• Belysa de tekniska för- respektive nackdelarna med ångturbin kontra ångmotor i 

småskaliga kraftvärmeanläggningar. 

• Slutligen beskriva de ekonomiska effekterna en konvertering till ett kraftvärmesystem 

skulle leda till i Strömsund. 

• Visa hur resultaten påverkas av förändrade ekonomiska förutsättningar. Detta kommer att 

ske genom så kallade känslighetsanalyser där intressanta variabler varieras för att se deras 

enskilda inverkan på resultatet. 

• Minska utsläppen av CO2 i ton/år med motsvarande mängd MWh/år som elproduktionen 

står för. 

13


2 TILLVÄGAGÅNGSSÄTT 

Arbetet med denna förstudie inleddes med en litteraturstudie kring kraftvärmeområdet. 

Litteraturstudierna har legat till grund för valet av ångdata och vilka olika tänkbara tekniska 

lösningar som är av intresse för en eventuell småskalig kraftvärmeetablering i Strömsund. 

Efter att nödvändig driftinformation lämnats av driftpersonalen i Strömsund kunde 

anläggningens driftstatistik och fjärrvärmenätets varaktighet studeras och en ungefärlig 

kondenserings- samt turbineffekt fastställas. 

Med denna vetskap har sedan två olika typer av konstruktioner valt att studeras, dels en 

billigare systemkonstruktion med mättad ånga på 16 bar, som produceras i en rökrörspanna, 

och dels en ”riktig” kraftvärmeanläggning med ångdata på 40 bar och 400°C som produceras i 

en vattenrörspanna. Dessa två olika konstruktioner har valts att jämföras då de skiljer sig 

mycket i pris och prestanda. Det lägre trycket ger en enklare anläggning och en billigare 

investering. Det överhettade systemet ger ett högre elutbyte men leder således till en större 

investering. I de flesta kraftvärmesystem sker elkraftgenereringen med hjälp av en ångturbin. 

En intressant jämförelse skulle vara att se om det finns någon alternativ teknik till dessa. Här 

görs därför en jämförelse mellan ångmotorer och ångturbiner, för att försöka finna vilken 

teknikkombination (av ovan nämnda delar) som lämpar sig bäst för småskaliga 

kraftvärmeanläggningar. I och med att denna förstudie skall ge svaret på vilken tekniklösning 

som ger den ekonomiskt optimala investeringen så har här fyra olika systemlösningar jämförts 

och utvärderats. Dessa fyra alternativ redovisas i metodkapitlet ”4.1.2 

Dimensioneringsalternativ 1” till och med ”4.1.5. Dimensioneringsalternativ 4”. 

Jämförelsen, mellan dimensioneringsalternativen, har genomförts med hjälp av ett 

optimeringsprogram som heter ”WhatsBest! 8.0”. För att kunna optimera anläggningen måste 

priserna, på anläggningens olika delar samt hur dessa beror av effekten, vara kända. 

Prisuppgifterna inhämtades från budgetofferter lämnade av olika leverantörer. Med 

simuleringsverktygets hjälp fastställs anläggningens alfa-värde samt utnyttjningstid. Detta 

väljs normalt vid konventionell dimensionering utifrån erfarenhetsvärden, men som inte 

nödvändigtvis är optimalt för småskalig kraftvärmeproduktion i allmänhet och för Strömsunds 

fjärrvärmenät i synnerhet. Med simuleringens hjälp erhålls de optimala storlekarna på 

anläggningens olika delar för det givna värmeunderlaget och dess förutsättningar. 

Resultatet från simuleringarna ligger sedan till grund för valet av storlek på ångpanna och 

turbin för respektive dimensioneringsalternativ. Storlekarna ger i sin tur en total 

investeringsnivå som skall utvärderas ekonomiskt. De ekonomiska lönsamhetskalkylerna skall 

sedan ge svar på vilken av systemlösningarna som utgör det bästa alternativet för 

Jämtlandsvärme AB. 

14


3 TEORI 

3.1 Rankinecykeln 

En ångcykel har till uppgift att producera arbete, och i vissa fall även värme. Det finns två 

typer av cykler, en som jobbar med överhettad ånga och en som jobbar med mättad ånga, se 

figur 7 och 8. Ångcykeln, eller Rankinecykeln, åskådliggörs principiellt av figur 9 och bygger 

i huvudsak på att vatten förångas i en ångpanna vid konstant tryck till mättad eller överhettad 

ånga beroende på systemtyp, delförlopp 2 till 3. Ångan leds vidare från pannan till en 

värmemotor, vanligast förekommande är ångturbinen. Ångan som har högt tryck och hög 

temperatur tillåts expandera och omvandla sin värmeenergi till mekanisk rörelseenergi i 

denna, delförlopp 3 till 4. Ångan lämnar sedan turbinen i fuktigt, eller lätt överhettat, tillstånd 

och leds vidare till en kondensor där ångan kyls och tillåts kondensera åter till vätskefas. 

Ångan kondenseras vid konstant tryck och temperatur och avger sin kondenseringsvärme till 

kylmediumet, delförlopp 4 till 1. Kondensorn kyls av tillgängligt kylmedium, vanligtvis 

vatten, men även kyltorn där luft utgör kylmedium är ofta förekommande. 

Kondensationstrycket och kondensationstemperaturen beror av kylmediumtemperaturen. 

Kondensatet som lämnar kondensorn pumpas med matarvattenpumpar åter till pannan. 

Matarvattenpumparnas huvudsakliga uppgift är att höja trycket på vätskan så att den återigen 

når det tryck som pannan jobbar vid, delförlopp 1 till 2. [12] 

Figur 7 och 8. Temperatur- och entropidiagram för Rankinecykeln. Det vänstra diagrammet åskådliggör en 

överhettad ångcykel medan det högra schematiskt visar hur cykeln ser ut för mättad ånga. [13] 

Figur 9. Ångkraftcykelns principiella funktion och var de olika tillstånden, punkt 1-4, befinner sig. [13] 

15


3.1.1 Kondenskraftverk 

Kondenskraftverk är ångkraftanläggningar som är avsedda att producera elkraft, se figur 10. 

Här kondenseras avloppsångan antingen i kallvattenkondensorer som kyls med kallvatten 

(oftast havsvatten) eller i kyltorn där luft används som kylmedium, se figur 4. Ångtrycket i 

kondensorn orsakas av vilken temperatur det är på kylmedlet och ju kallare det är desto lägre 

blir trycket. Detta leder till att mer energi kan tas ur turbinen vilket är intressant då dessa verk 

bara skall producera el och inte värme. Då stora delar av energin kyls bort i kondensorn så har 

dessa typer av kraftverk har en total verkningsgrad på ca 40 %. [12] 

Figur 10. Schematisk skiss över ett kondenseringskraftverk där stora mängder energi kyls bort i en 

kallvattenkondensor eller i ett kyltorn. [3] 

3.1.2 Kraftvärmeverk 

Elproduktion kan med fördel kombineras med värmeproduktion i ett 

mottryckskraftvärmeverk. I dessa verk kondenseras turbinens avloppsånga i 

varmvattenkondensorer, se figur 11, där fjärrvärmevatten utgör kylmedium. I 

varmvattenkondensorn uppvärms fjärrvärmevattnet i normala fall från 30-60°C till ca 70- 

120°C. Dessa temperaturer orsakar de mottryck som avloppsångan kan expandera mot innan 

den kondenserar. I och med att kondenseringstemperaturen här ligger högre än vid 

kondenskraftverk så är elutbytet i kraftvärmeverk något lägre än i ett kondensverk. Vid 

händelse av driftstopp på turbinen kan även högtrycksångan direktkondenseras i 

direktkondensorer. Kombinerad el- och värmeproduktion ger en mycket hög verkningsgrad 

och ett högt energiutnyttjande och kraftvärmeverken når en total verkningsgrad på ca 90 %. 

[14] 

16


Figur 11. Energifördelningen i ett kraftvärmeverk där kondenseringsvärmen värmer i varmvattenkondensorer 

fjärvärmevattnet som utgör kylmedlet. [3] 

17


Kraftvärmeverkets huvudsakliga uppgift är att förse fjärrvärmenätet med värme. Figur 12 

visar kraftvärmeverkets ingående komponenter. 

Figur 12. 1 Förugnen: Här kommer biobränslet in via bränsleinmatningssystemet. Bränslet förbränns under 

tillsatsen av primär- och sekundär luft. 2 Ångpanna: Rökgaserna passerar genom ångpannan. Här överförs 

energi genom att ett värmeutbyte sker mellan eldstaden/rökgaserna och vattnet. 3 Ångturbin: Här tillåts ångan 

expandera över turbinstegen. Ångans värmeenergi omsätts här till rörelseenergi hos turbinen. 4 Generator: Här 

tas turbinens rörelseenergi tillvara och omvandlas till elektricitet. 5 Kondensor: Här kondenseras avloppsångan 

ur turbinen åter till vätskefas genom att avge sin ångbildningsvärme till fjärrvärmevattnet som här utgör 

kylmedlet. 6 Fjärrvärmenätet: Fjärrvärmenätets energibehov tillgodoses i kondensorn. 

7 Kondensatpumpar: Pumpar som pumpar kondensatet från kondensorn vidare i systemet. 

8 Matarvattentank: Här samlas kondensatet upp som späds med nytt vatten som måste tillsättas för att täcka 

eventuella läckage i systemet och för eventuell ångsotning. 9 Matarvattenpumpar: Pumpar matarvattnet vidare i 

systemet och tryckhöjer detta vatten åter till panntrycket. 10 Vattenreningsutrustning: Det vatten som måste 

tillsättas i matarvattentanken måste behandlas innan det kan tillsättas. 11 Reducerventil: I händelse av 

driftproblem med turbinen skall ångan kunna direktkondenseras i kondensorn för att värmebehovet hela tiden 

skall kunna tillgodoses. 12 Elektrofilter: Rökgaserna passerar ut genom pannan och vidare genom ett 

elektrofilter där gaserna renas från partiklar. 13Fläkt för förbränningsluften: Primär- och sekundärluftsfläkt 

som tillgodoser eldstaden i förugnen med nödvändigt syre för en optimal förbränning. 14: Rökgasåterföring för 

styrning av ugnstemp och NOx - bildning på grund av hög temperatur. 15: Rökgasfläkt för att evakuera 

rökgaserna. 16 och 17: Containrar för askhantering, (våtaska resp. flygaska)[5][30] 

18


3.1.3 Strömsunds distributionsnät 

Lasten i fjärrvärmenätet består i huvudsak av en värme- och tappvarmvattenlast samt 

kulvertförluster, se figur 13. 

Figur 13. Schematisk skiss över fjärrvärmelastens olika delar i Strömsund. 

Tappvarmvattnet och kulvertförlusterna står för ungefär 27 respektive 10 % av lasten på 

årsbasis men varierar över året med framledningstemperaturen, se figur 13. Detta beror på att 

förlusterna ökar vid ökande framledningstemperatur. Minimilasten för nätet i Strömsund 

uppgår till cirka 1-1,5 MW. Nätlastens olika delar har följande fördelning: 

A = Värmelasten som utgör ca 63 % av totala energin. 

B = Tappvarmvattenbehovet står för ca 27 % av den totala energin. 

C = Kulvertförlusterna uppgår till ca 10 % av den totala energin. 

Fjärrvärmenätets behov av värme beror på utetemperaturen och fjärrvärmenätets momentana 

effektbehov beräknas enligt ekvation (ekv) 3.1. 

PFJV nät = M& 

− ⋅ C p ⋅ ( TF 

− TR 

) [kW] ekv 3.1 

där: C p = Vattnets specifika värmekapacitet [kJ/kg,°C] 

M = & Sekundärmassflöde, fjärrvärme [kg/s] 

T F = Framledningstemperatur, fjärrvärme [°C] 

T = Returtemperatur, fjärrvärme [°C] 

R 

Energin som sedan tillförs nätet är tidsintegralen av nät 

FJV 

P − över en viss tid. Energin tillfört 

nätet under ett års tid beräknas med ekv 3.2 

19


8760 

Etot = ∫ PFJV 

−nät 

⋅ dt [kWh] ekv 3.2 

0 

Utnyttjningstiden för en värmeproduktionsenhet definieras genom att beskriva hur länge 

anläggningen skulle utnyttjas per år om den arbetade på full effekt. Ekvation 3.3 beskriver 

utnyttjningstiden. 

E tot 

τ = [h] ekv 3.3 

P 

max 

där: E tot = totalt producerad energi per år [kWh] 

P max = maximal effekt på produktionsenheten [kW] 

3.2 Ångpannor 

I ångpannan sker värmeutbytet mellan eldstaden/rökgaserna och vattnet i primärkretsen. 

Ångpannor består oftast av panntuber där vattnet kokas och förångas. Ångan samlas i en 

ångdom, som är belägen högt upp i pannan, där ångan separeras från vattnet för att sedan i 

överhettade pannsystem överhettas i en eller flera strålnings- eller konvektionsöverhettare. 

Ångdomen har till uppgift att agera balanskärl för kokningen i ångtuberna. Ju högre panntryck 

pannan har desto svårare är det att bibehålla en god kvalitet på ångan. Med god kvalitet menas 

att ångan innehåller lite vätska. Vattenseparationen i ångdomen bygger på densitetsskillnaden 

mellan ångan och vattnet, vilken är mindre vid höga tryck. Lägre tryck ger i regel alltså 

enklare system och högre kvalitet på ångan. Detta leder också till att kostnaden för pannor 

med lägre tryck blir lägre då dessa inte behöver avancerad ångseparationsutrustning. 

Ångpannor som är avsedda för extremt höga tryck, 150-170 bar(a), kallas för 

genomströmningspannor. Dessa saknar domfunktion och har inget vätskemagasin. 

Genomströmmingspannor utnyttjar pumpar för sin cirkulation då densitetsskillnaden inte är 

tillräckligt stor. I vanliga ångpannor med dom låter man vattnet/ångan cirkulera genom 

självcirkulation på grund av densitetsskillnaden mellan stigande och fallande fluid. 

Driftpunkten för självcirkulerande ångpannor uppstår då ∆ pdriv = ∆p 

friktion , där ∆ p friktion är den 

sammanlagda tryckförlusten i kretsen från fallrör till stigrör och ∆ pdriv 

är själcirkulationens 

drivtryck. Sambandet visas av ekv 3.4. [15] 

∆ pdriv = g ⋅h 

⋅( 

ρ fallande − ρstigande) 

ekv 3.4 

där: g = gravitationskonstanten [m/s 2 ] 

h = stigrörets höjd [m] 

ρ fallande = medeldensiteten på det nedfallande vattnet i tuberna [kg/m 3 ] 

ρ stigande = medeldensiteten på det uppstigande vattnet i tuberna [kg/m 3 ] 

För att kunna leverera ånga i en ångpanna krävs att rökgaserna har en viss temperatur och 

förekommer med ett visst massflöde. Detta för att effekten i rökgaserna skall räcka till för att 

överhetta den mättade ångan från ångdomen till önskad överhettartemperatur. Oftast är 

ångpannorna generellt designade så att de kan leverera ånga med bibehållna ångdata ned till 

20


ca 30-35 % av sin märkeffekt. Därefter blir ångflödet så litet och pannan kyls i sådan 

utsträckning att den blir oduglig för sitt syfte och tillslut slocknar. Minimilastförmågan skiljer 

sig mot vanliga hetvattenpannor som klarar en minimibelastning på endast 20 % av sin 

märkeffekt. [16] 

Eldrörpannor är den enklaste formen av ångpannor och består i huvudsak av en cylindrisk 

mantel som innesluter det likaså cylindriska eldröret, därav namnet eldrörspanna. Dessa 

pannor förekommer också som avgaspannor då de vanligtvis kallas för rökrörspannor. 

Verkningsgraden för dessa pannor ligger på ca 70 – 80 % [14]. Eldstaden är placerad i ena 

änden av eldröret och rökgaserna passerar genom detta och avger sitt värme till det 

omgivande vattnet som innesluts mellan manteln och eldröret. Rökgaserna kan passera genom 

vattnet i rör genom den vatteninneslutna manteln olika antal gånger beroende på pannans 

konstruktion innan rökgaserna passerar vidare över överhettaren och ut genom rökgaskanalen. 

Dessa pannor förekommer både för mättad och överhettad ånga och ångdomen innesluts i 

manteln och utgörs av den övre delen. Ytorna invändigt i eldröret är vanligtvis korrugerade 

för att dess värmeavgivande yta skall bli så stor som möjligt. Detta är också för att orsaka en 

bra rotation och turbulens på rökgaserna vilket i sin tur leder till ett högt värmeutbyte. Även 

vattenturbulensen blir god genom denna konstruktion. Därefter passerar rökgaserna 

överhettaren som oftast är placerad utanför själva pannan. Eldrörspannor har ett stort 

vattenrum som ger en god ackumuleringsförmåga vilket är speciellt bra vid stora variationer i 

ångförbrukningen. Detta leder i sin tur till stora förluster vid igångsättning och avställning av 

pannan. En annan nackdel är den relativt långa uppeldningstiden. Fördelen med eldrörpannor 

är deras relativ enkla och materialsnåla konstruktion vilket leder till att de är 

kostnadseffektiva och passar således mindre anläggningar som inte klarar att bära tunga 

investeringskostnader. På grund av dess konstruktion tillåts inte trycket att vara så högt vilket 

leder till att eldrörpannor levererar relativt låga ångdata. Eldrörpannor förekommer oftast i 

liggande utförande men finns även i anläggningar som stående. [12][14] 

Vattenrörpannor är en annan typ av ångpannor som är den vanligast förekommande 

pannkonstruktionen i kraftvärmesammanhang. I dessa pannor får rökgaserna passera på 

utsidan av vattenfyllda rör, vilket ger en effektiv värmeöverföring och verkningsgraden är 

därmed högre än för eldrörspannorna och uppgår normalt till ca 90 % [14]. Dessa ångpannor 

kan leverera högre ångdata än eldrörspannorna då eldstaden inneslutes av vattentuber vilket 

gör att eldningsytan blir mycket stor i förhållande till vattenrummet. Detta leder till korta 

uppeldningstider och möjligheten till höga ångflöden. Pannans ackumuleringsförmåga är 

dålig då pannorna innehåller relativt lite vatten och variationen i ånguttaget styrs här med 

eldstaden genom det goda värmeutbytet. Värmeutbytet sker i huvudsak genom strålning då 

eldstaden är omsluten av panntuberna. Även dessa pannor är försedda med ångdom som oftast 

är placerad i toppen av pannan. Cirkulationen av vattnet i dessa pannor sker genom 

självcirkulation på grund av densitetsskillnaden i fallande och stigande panntuber, se ekv 3.4. 

För att erhålla extremare ångdata krävs tvångscirkulering av vattnet p g a att 

densitetsskillnaden blir så liten. Detta leder till att hastigheten och därmed värmeöverföringen 

kan höjas. Dessutom kan då rördragningen av panntuberna göras helt fri tillskillnad mot 

vattenrörpannor med självcirkulation där man måste se till att den bildade ångan alltid kan 

röra sig fritt uppåt. [12][14] 

Ångpannans verkningsgrad eller pannverkningsgraden, η panna , är en viktig parameter eftersom 

stora energimängder i form av bränsle tillförs pannan. Pannverkningsgraden är ett mått på hur 

stor del av den totalt inmatade bränsleeffekten i pannan som blir till värmeeffekt. Nyttig 

energi i ångpannan är den värmemängd som upptagits av ångan och tillförd energi den av 

21


bränslet avgivna. Pannverkningsgraden har stor inverkan på anläggningens totala 

verkningsgrad. Pannverkningsgraden beskrivs av ekv 3.5 [12]. 

P 

panna 

η panna = ekv 3.5 

m& 

br ⋅ Hi 

där: P panna = pannans effekt [kW] 

H i = bränslets effektiva värmevärde [kJ/kg] 

m& = bränsleflöde [kg/s] 

br 

Pannverkningsgraden beror på vilken konstruktion pannan har och förlusterna varierar bland 

annat beroende på storleken men kan oberoende av detta delas i tre huvudgrupper: 

rökgasförluster, strålnings- och ledningsförluster och förluster genom oförbränt i gas 

respektive fast form. 

• Rökgasförlusterna, enskilt största förlustposten då rökgaserna som lämnar pannan är 

varma även om man tagit tillvara på en del genom rökgaskondensering. 

• Oförbränt i gasfas, mycket lite förlustpost. De oförbrända gaserna är främst CO, H2 samt 

kolväten. Förlusten beror på ej optimala förbränningsparametrar. Oförbränt i fast form, 

efter förbränningen hamnar en del brännbara partiklar i askan. Förlusten varierar beroende 

på bränslet men brukar vara i storleksordningen 30 MJ/kg. 

• Strålnings- och ledningsförluster, består av allt värmeläckage från pannans ytor. Då 

pannkroppens temperatur inte ändras nämnvärt vid dellaster kommer förlusten att vara 

konstant räknat i kW vid dellaster. Räknar man ut den procentuella förlusten så ökar den 

när lasten minskar, den är ca dubbelt så stor vid halvlast och ungefär fyra gånger så stor 

vid kvartslast. [15] 

22


3.3 Elkraftgenerering 

3.3.1 Ångturbiner 

Ångturbinprocessen har sedan en lång tid tillbaka använts för att producera elkraft med hjälp 

av vattenånga. Tekniken är vanligare i större applikationer men förekommer även till viss del 

i småskaliga sammanhang. Problemet med ångturbiner, av storlekar som är intressant i denna 

förstudie, är att de trots sin låga effekt fortfarande har relativt höga investeringskostnader. 

Men teknikutvecklingen går mot att även mindre turbiner blir mera och mera 

kostnadseffektiva på grund av att tillverkarna satsar mera på standardiserade konstruktioner 

och modellprogram [11]. För små turbiner kan i huvudsak två olika typer särskiljas. Enklaste 

typen av turbin består av ett eller ett par steg medan något större turbiner består av flera steg. 

De enklaste turbinerna är av impulstyp (detsamma som aktionstyp) och består i sin enkelhet 

av ett ledsteg och ett löphjul. Impulsturbiner finns även som flerstegsturbiner med relativt små 

effekter. Dessa klarar i regel av ånga med låga ångdata då detta leder till en högre fukthalt i 

avloppsångan. Turbiner som klarar lågtrycksånga är av intresse då detta håller nere 

investeringskostnaden för ångpannan. Dessa typer av turbiner har relativt dåliga isentropa 

verkningsgrader, se ekv 3.8, och prestanda från dessa varierar mycket beroende på valet av 

ångdata. Tabell 3-1 beskriver översiktligt hur olika tänkbara turbiner, för småskaliga 

kraftvärmeanläggningar, skiljer sig i prestanda beroende på valet av ångdata. 

Tabell 3-1: Effekt och alfavärde för olika ångturbiner kopplade till en 10 MW:s panna 

Typ av turbin: Enkelsteg Enkelsteg Enkelsteg Enkelsteg Enkelsteg Flersteg Flersteg 

Tryck: [bar] 13 22 29 28 49 28 53 

Temp: [°C] mättad mättad mättad 380 mättad 380 480 

Effekt: [MW] 1,2 1,36 1,43 1,52 1,6 1,82 2,12 

Elverkningsgrad: [%] 12 14 14 15 16 18 21 

Alfa värde: 0,14 0,17 0,18 0,19 0,2 0,22 0,27 

[17] 

Generellt kan nämnas att flerstegsturbiner, eller multipelturbiner som de också brukar kallas, 

ger en högre isentrop verkningsgrad och bättre dellastegenskaper [18]. Flerstegsturbinerna har 

dock en mer avancerad uppbyggnad och blir således dyrare. Enkelturbinerna har oftast ett 

fåtal expansionssteg vilket ger en lägre isentrop verkningsgrad och större utloppsförluster. 

Vilket är av intresse speciellt i samband med småskalig kraftvärme där storleken på 

investeringen kan vara viktigare än verkningsgraden. 

En av ångturbinens svagheter i kraftvärmesammanhang är att den tappar sin isentropa 

verkningsgrad relativt snabbt när den tvingas att gå på dellast. Detta blir speciellt märkbart i 

små fjärrvärmenät där pannan som turbinen är kopplad till är den enhet som tillgodoser största 

delen av nätets årsenergibehov. Figur 14 åskådliggör hur verkningsgraden som funktion av 

ångflödet ser ut för en 1,8 megawatts fåstegsturbin. [19] 

23


Isentrop verkningsgrad, % 

80% 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0% 

0 20 40 60 

Ångflöde, % 

80 100 120 

Figur 14. Dellastegenskaper för en specifik turbin. Här kan ses hur turbinens isentropa verkningsgrad ”dippar 

ned” på dellast. [19] 

Teoretiskt fastställs effekten för en ångturbin enligt ekv 3.6, där entalpifallet över turbinen är 

den dominerande energiomvandlingen. Grovt kan man likna entalpifallet över ångturbinen 

med höjdskillnaden, fallhöjden, över vattenkraftsturbin. Den kinetiska och potentiella 

energiomvandlingen i turbinen bidrar med en mycket liten del i jämförelse med 

entalpiförändringen och approximeras här till noll, på grund av att vetskapen om hur stora 

dessa är, inte ges av turbinleverantörerna. Turbineffekten bestäms därför i denna förstudie 

approximativt med ekv 3.7. [11][13] 

P 

turbin 

2 2 

⎛ 

⎛υ ⎞ 

⎞ 

⎜ 

före −υ 

efter 

m& 

⋅ ( h − ) + ⎜ ⎟ + ( − ) ⎟ 

före hefter 

g z före z 

ekv 3.6 

⎜ 

⎜ ⎟ 

⎟ 

⎝ 

⎝ 

2 

⎠ 

⎠ 

= efter 

Pturb = m& 

( hföre 

− hefter 

) 

ekv 3.7 

där: 

2 2 

υ före −υefter 

= den kinetiska energiförändringen över turbinen. 

2 

g z − z = den potentiella energiförändringen över turbinen. 

( ) 

före 

efter 

m& = ångans massflöde [kg/s] 

h före = ångans entalpiinnehåll innan turbininloppet [kJ/kg] 

h efter = avloppsångans entalpiinnehåll [kJ/kg] 

Ekv 3.6 beskriver den maximala effekten som går att få ut av turbinen. I verkligheten ter sig 

dock inte detta samband lika då hänsyn till turbinens isentropa, eller termodynamiska som den 

ibland också benämns, verkningsgrad måste tas. Turbinens isentropa verkningsgrad är ett mått 

på hur god dess förmåga är på att tillgodogöra sig energin som finns i den maximalt möjliga 

entalpiförändringen över turbinen. På grund av turbinens utformning, typ av konstruktion med 

mera varierar detta från turbin till turbin och generellt kan sägas att små fåstegs- eller 

enkelstegsturbiner har lägre isentrop verkningsgrad än större flerstegsturbiner. 

Verkningsgraden för en turbin beror på en rad olika förhållanden och de totala förlusterna 

24


ökar vid sjunkande isentrop verkningsgrad. De faktorer som påverkar den isentropa 

verkningsgraden i störst omfattning är: [18] 

• Strömningsförluster kring ledskenor och löpskovlar 

• Utloppsförluster 

• Friktion i turbinens rörliga delar 

• Inre läckage, ventilationsförluster och andra läckflöden 

• Ventilationsförluster om partiellt pådrag utnyttjas 

Den isentropa verkningsgraden beskrivs av ekv 3.8 och är kvoten mellan den verkliga 

entalpiförändringen genom det teoretiskt maximala entalpifallet över turbinen. 

h − h 

1 2a 

η is = 

ekv 3.8 

h1 

− h2s 

Figur 15 visar hur detta åskådliggörs vid mättnadslinjen i ett Mollier-diagram. 

Figur 15. Skillnaden mellan den teoretiskt maximala effekten, Out s, samt där hänsyn till den isentropa 

verkningsgraden har tagits med, Out a, i ett h-s diagram vid mättnadslinjen 

3.3.2 Ångmotorer 

Ångmotorn är en uppfinning som bygger på den gamla ångmaskinens teknik men som 

kombinerats med modern dieselmotorteknik. Ångmotorn är en kolvexpanderutrustning som 

modulbyggs beroende på driftapplikation och förekommer i en rad olika storlekar, se figur 20. 

Motorn arbetar som bäst i området 6-60 bar(a) och med ett mottryck på 1,5-20 bar(a). Motorn 

klarar av ett ångflöde på 5-40 ton/h och den kan arbeta med både mättad och överhettad ånga 

på maximalt 350°C. Ångmotorer av märket ”Spilling” som studeras i denna rapport är främst 

25


anpassad för mindre kraftvärmeapplikationer och industriella mottryck och ger upp till 

2 MWel eller där en tryckreducering av en gas är önskad, se figur 16 och 17. [20] 

Figur 16 och 17 Bilder över ångmotorer av märket Spilling. 

Egenskaperna för ångmotorn skiljer sig en hel del från ångturbiner i samma storlek. I tabell 3- 

2 och 3-3 redogörs de specifika egenskaperna för de motorer som studeras i denna förstudie. 

En av ångmotorns (av fabrikat Spilling) stora nackdelar i kraftvärmesammanhang är att den 

inte klarar av driftfall då mottrycket understiger 1,5 bar(a). Detta motsvaras av en 

kondenseringstemperatur på cirka 111,4°C vilket är en framledningstemperatur som inte 

krävs så många timmar per år. När värmebehovet för nätet ligger under denna temperatur så 

måste ett delflöde av fjärrvärmereturen, TR, ”shuntas” förbi kondensorn för att späda 

fjärrvärmevattnets framledningstemperatur till önskad temperaturnivå. Detta försämrar i sin 

tur elutbytet. Se figur 32 och 34, där shuntstyrningen förbi kondensorn kan ses. [20] 

Styrkan med ångmotorn är att den bibehåller sin isentropa verkningsgrad bättre på dellaster än 

vad turbiner i dessa storlekar gör. Se Figur 18 och 19. 

Tabell 3-2: Egenskaper för motoralt. vid 40 bar, 295°C 

Panna Ångflöde %-ångflöde Pmotor Pkond Alfa h2a Isentrop. Verkningsgrad 

[MW] [ton/h] [MW] [MW] [kJ/kg] 

2,3 3,4 37% 0,3 2,1 0,1 2674,7 47% 

2,8 4 43% 0,4 2,4 0,1 2635,0 53% 

3,4 5 54% 0,5 3,0 0,2 2618,8 56% 

4,1 6 65% 0,6 3,6 0,2 2608,0 58% 

4,8 7 76% 0,7 4,2 0,2 2605,4 58% 

5,5 8 87% 0,8 4,8 0,2 2608,0 58% 

6,2 9 98% 0,8 5,4 0,2 2614,0 57% 

6,3 9,2 100% 0,9 5,5 0,2 2615,4 57% 

[20] 

26


Isentrop verkningsgrad 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0% 

0% 20% 40% 60% 

Ångflöde 

80% 100% 120% 

Figur 18. Den isentropa verkningsgraden som funktion av ångflödet för 40 bar(a) motorn. Här kan ses att 

motorn påvisar högre isentrop verkningsgrad på dellastflöde. Isentrop medelverkningsgrad: 56 % [20] 

Tabell 3-3: Egenskaper för motoralt. vid 16 bar mättad ånga 

Panna Ångflöde %-ångflöde Pmotor Pkond Alfa h2a Isentrop. Verkningsgrad 

[MW] [ton/h] [MW] [MW] [kJ/kg] 

2,6 4 38% 0,2 2,4 0,1 2593,8 50% 

3,2 5 47% 0,3 2,9 0,1 2566,8 57% 

3,9 6 57% 0,4 3,5 0,1 2556,0 60% 

4,5 7 66% 0,5 4,0 0,1 2548,3 62% 

5,2 8 75% 0,5 4,6 0,1 2547,0 62% 

5,8 9 85% 0,6 5,2 0,1 2548,0 62% 

6,5 10 94% 0,7 5,8 0,1 2552,4 61% 

6,8 10,6 100% 0,7 6,1 0,1 2554,0 61% 

[20] 

27


Isentrop verkningsgrad 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0% 

20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 

Ångflöde 

Figur19. Den isentropa verkningsgraden som funktion av ångflödet för 16 bar(a) motorn. Även här kan ses att 

motorn påvisar högre isentrop verkningsgrad på dellastflöde. Isentrop medelverkningsgrad under dellast är 60 

%. [20] 

Figur 20. Principritning av en 4 cylindrig ångmotor, Motorerna modulbyggs och antalet cylindrar varierar 

beroende på ångdata och storlek. Utrymmet som på motorn kräver är något större än för en turbin av samma 

effekt. [20] 

3.3.3 Inkoppling av generator 

För att koppla in en generator vid anläggningen i Strömsund måste frågan om det finns plats 

för ett brytarfack i befintlig transformatorkiosk utredas. Samt om befintlig högspända 12 kVledning 

kan ta emot effekten från generatorn. För att få så låga förluster som möjligt samt för 

att kunna transportera ut elen på det yttre elnätet bör generatorn leverera 12 kV som via ett 

brytarfack matar det yttre nätet. Kostnadsskillnaden för vilket val av spänning man väljer på 

28


generatorn är marginell och i denna förstudie får denna post vara obesvarad. Figur 21 visar ett 

enlinjeschema för hur en inkoppling av generatorn skulle kunna se ut. [21] 

Figur 21. Enlinjeschema över hur en eventuell inkoppling av generatorn skulle kunna gå till. Förkortningarna i 

figuren betyder: El = elpanna, M = driftel (pumpar och motorer) samt G = generator. [21] 

Antalet poler som krävs i synkrongeneratorn beräknas genom ekv 3.9. Det synkrona varvtalet, 

n , är känt från leverantörerna för turbinerna respektive ångmotorerna. [22] 

s 

⋅ f 

p = 

ns 

2 

ekv 3.9 

där: n s = det synkrona varvtalet 

p = antalet poler 

[varv/s] 

f = nätfrekvensen [Hz] 

3.4 Kondensor och matarvattenpumpar 

Avloppsångan från turbinen leds direkt vidare till en kondensor där den kondenseras. 

Undertrycket i kondensorn orsakas av fjärrvärmenätets framledningstemperatur och varierar 

beroende på fjärrvärmenätets behov. På grund av undertrycket i kondensorn och för att ånga 

används som tätningar i turbinen finns risken att icke kondenserbara gaser hamnar i systemet 

då variationer i ångproduktionen uppkommer. För att detta skall undvikas utrustas kondensorn 

med vakuumsugar för att undertrycket i fjärrvärmekondensorn skall bibehållas. Om inte dessa 

finns anrikas dessa gaser och med tiden ökar mottrycket, och kondenseringen kommer att ske 

vid ett högre tryck vilket skulle leda till ett sämre elutbyte. Ofta förekommer två olika system 

för att skapa och bibehålla mottrycket. Ett system för evakuering av luften i kondensorn vid 

uppstart av anläggningen och ett system som under drift avlägsnar gaserna allteftersom dessa 

anrikas i kondensorn. Vakuumsugarnas uppgift är alltså att bibehålla undertrycket i 

kondensorn. [11][23] 

29


Skillnaden mellan kondenseringstemperatur och sekundär (fjärrvärmevattnets) 

framledningstemperatur benämns med det tyska låneordet för ”grädigkeit”. Sambandet för 

grädigkeiten, G, är att ju mindre den är ju större värmeöverförande yta krävs i kondensorn. 

För en given utgående framledningstemperatur kan man med mindre grädigkeit uppnå en 

lägre kondenseringstemperatur och därmed ett större expansionssteg för ångan i turbinen [24]. 

Går grädigkeiten mot noll går alltså den värmeöverförande ytan mot oändligheten, se figur 22. 

Även denna dimensioneringsaspekt blir alltså en ekonomisk optimeringsfråga. Rimlig 

grädigkeit för småskaliga anläggningar ligger på 3-5°C. Grädigkeit benämns också vanligtvis 

för ”the Thermal Temperature Difference, TTD”. [25] 

Figur 22. Grädigkeiten, G, är skillnaden mellan kondenserings- och sekundär framledningstemperatur. Ju större 

den värmeöverförande ytan är ju mindre blir grädigkeiten.[26] 

Kondensatet från kondensorn leds vidare i systemet till matarvattentanken för att sedan åter 

pumpas in i pannan med matarvattenpumpar. Dessa pumpar måste placeras så att ett statiskt 

tryck skapas för att kavitation skall undvikas, då dessa jobbar med varma fluider. Pumparna är 

frekvensstyrda och regleras för att bibehålla en konstant nivå i ångpannans ångdom. [23] 

30


3.5 Val av ångdata 

3.5.1 Allmänt 

Priset för en ångpanna, med en viss effekt, beror nästan enbart på dess ångdata. Ju mer 

avancerade ångdata desto dyrare blir den. Val av överhettartemperatur är den variabel som 

påverkar priset på pannan mest. Valet av ångdata ger språngvisa kostnadsökningar beroende 

på att olika typer av material måste användas för olika tryck- och temperaturnivåer. Priset 

ökar även för att besiktningar och kontroller av systemen blir mer omfattande och 

tidskrävande. En annan viktig parameter är att hålla elproduktionskostnaden så låg som 

möjligt. Vid avancerade ångdata är risken för högtemperaturkorrosion i överhettaren ett stort 

och kostsamt problem. Det går att optimera valet av ångdata för varje kostnadsökningsgräns. 

[27] 

Rimliga ångdata för småskaliga kraftvärmeanläggningar är 40 bar och 400°C. Vid val av 

högre överhettartemperatur än 400°C krävs legerade stål i tuberna. Vid panntryck upp till 40 

bar ställs även något mindre krav på matarvattenbehandlingen, vilket håller nere 

investeringsnivån [14]. 40 bar och 400°C klassas som mellantrycksånga och är en nivå av 

överhettad ånga som lämpar sig bra då energiinnehållet är relativt stort relativt de kostnader 

som anläggningen får. Med biobränsle klarar man dessa ångdata med vanliga ”svarta 

olegerade stål” så kallade mangan-stål. Dock kan detta bero lite på klorhalten i bränslet. Vid 

högre klorhalt krävs antingen legerade stål eller en lägre överhettartemperatur. Detta beror på 

att klorhalten orsakar kloraktiverad oxidation och beläggningsbildning. Dessa beror av 

varandra och ökar med ökad klorhalt i bränslet. Problemen uppkommer främst på 

överhettartubpaketet. [16] 

Vid småskaliga kraftvärmeanläggningar på upp till ca 8 MW tillförd bränsleeffekt är dessa 

oftast utformade med en förugn och en separat efterföljande panndel, en så kallad avgaspanna. 

Denna panna är då oftast av rökrörstyp för mättad ånga med ett tryck upp till maximalt 20 bar. 

Anläggningar med den här typen av pannor har idag en mycket begränsad 

användningsförmåga vid kraftvärmeapplikationer på grund av deras låga ångdata. En 

vanligare metod för kraftvärmeproduktion är att använda sig av vattenrörspannor som klarar 

mycket högre ångtryck. Dessa typer av pannor finns för en rad olika tryck och temperaturer. 

[17] 

Eftersom elproduktionen direkt påverkas av vilken ångdata man väljer är valet av ångdata 

intressant att studera närmare. I denna förstudie har två olika typer av konstruktioner 

studerats. Dels en billigare anläggning med mättat ånga på 16 bar och dels en ”riktig” 

kraftvärmeanläggning med ett ångtryck på 40 bar och 400°C. Dessa två olika nivåer har valt 

att studeras eftersom de skiljer sig mycket i pris och prestanda. Det lägre trycket ger en 

enklare anläggning där fokus ligger enbart på lönsamhet och inte på verkningsgrad. Det 

överhettade systemet får en bättre totalverkningsgrad och ett bättre elutbyte. För detta val av 

mellantrycksånga hamnar man så nära nästa kostnadssprång som möjligt. Inom varje 

kostandssteg bör alltså maximala ångdata väljas för att så hög elproduktion som möjligt skall 

erhållas. 

En annan fördel med att inte lägga sig för högt i ångdata, om man syftar till att försöka hålla 

nere investeringskostnaden, är att man slipper investera i en ångseparationsutrustning. Vilket 

31


kan vara nödvändigt vid högre ångtryck då densitetsskillnaden mellan ångan och vattnet är 

mindre, vilket ökar risken för att vattendroppar rycks med till överhettaren. 

En ytterligare begränsning att tänka på vid valet av ångdata är fukthalten i ångturbinens 

utlopp. Halten för vad olika turbiner klarar varierar beroende på dess konstruktion men 

normalt bör inte denna ligger över 12 %. Det finns dock moderna turbiner som klarar en 

fukthalt uppemot 15-16 %. Ånghalten varierar med anläggningens storlek och med 

turbinverkningsgraden. [27] 

3.5.2 Besiktning och kontroller 

Det finns en rad regelverk, standarder och normer som måste följas då en 

kraftvärmeanläggning skall byggas. Anläggningens olika delar omfattas av olika regelverk. 

Det finns både svenska och europeiska standarder som kan följas. Den svenska standarden har 

en rad olika normer beroende på anläggningens specifika delar, där till exempel 

ångkärlsnormen och rörledningsnormen utgör några av de normer som krävs att de uppfylls 

för att anläggningen skall följa svensk standard. Kontrollerna och besiktningarna är 

nödvändiga då anläggningen jobbar med höga tryck. Anläggningen måste på grund av detta 

genomgå en rad olika kontroller innan den blir godkänd för drifttagning. Omfattningen av 

dessa kontroller varierar beroende på valet av ångdata och bör tas med som en parameter vid 

valet av just detta. Kontrollerna varierar en hel del i pris beroende på dess omfattning och ju 

mer avancerade ångdata som väljs ju mer omfattande blir kontrollerna. Kontrollerna kan delas 

in i följande grupper: 

1. Konstruktionskontroll: Utförs innan byggstart, här granskas ritningar och beräkningar 

och övriga handlingar som är av vikt att kontrollera innan bygget av anläggningen 

påbörjas. 

2. Tillverkningskontroll: Under det att anläggningen byggs granskas t ex att rätt 

svetskompetens utför arbetet, att rätt material används osv. Röntgen/ultraljud krävs för att 

godkänna anslutningar och svetsarbetet i anläggningen, detta är dock beroende av valet av 

ångdata och behöver inte utföras på anläggningar med lägre ångdata. 

3. Slutbesiktning: Anläggningens alla delar besiktigas, tryckkontroll, läckagekontroll mm 

genomförs. 

4. Certifikat: När ovanstående tre punkter är godkända utfärdas ett certifikat på att 

anläggningen uppfyller de krav som krävs för att bli godkänd enligt gällande standard. 

Detta certifikat krävs för att försäkringar och garantier skall gälla. [28] 

32


3.6 Dimensionering av kraftvärmeanläggningar 

3.6.1 Dimensionering av panna 

Enheter som utgör basproduktion i fjärrvärmesystem är lämpliga för kraftvärmesystem då 

dessa utgör möjlighet till kraftvärme med hög utnyttjningstid. Detta beror på att 

basproduktionsenheter har en ”flackare” varaktighetskurva än pannor som täcker 80-90 % av 

årsenergin [5][8]. Vid dimensionering av pannanläggningar verksamma i små fjärrvärmenät 

där oftast en värmeproduktionsenhet är verksam är det av intresse att täcka så mycket som 

möjlig av nätets årsenergibehov med denna. Vid dimensionering och val av storlek av en 

pannanläggning är det en rad parametrar som måste beaktas och tas med i bedömning av varje 

enskild ”anläggningsdels” storlek. Dimensioneringen är en teknisk-ekonomisk optimering där 

maximal energiproduktion till lägsta möjliga kostnad är det som i huvudsak styr 

dimensioneringen. Skillnaden i dimensionering av kraftvärmepannor, jämfört med 

konventionella hetvattenpannor, är att dessa inte klarar av minimibelastningen lika bra. 

Leverantörer av hetvattenpannor påstår att dessa går att köra ned till en minimibelastning på 

ca 20 % av den maximala effekten, medan ångpannor klarar ca 30 % av maxeffekten med 

bibehållna ångdata [29]. Detta leder till att en optimal storlek på en kraftvärmepanna 

(kondensoreffekten) inte blir densamma som för en hetvattenpanna, då denna täcker en större 

del av fjärrvärmenätets årsenergibehov för en och samma varaktighetskurva. 

Projektering av en ny anläggning inleds vanligtvis med en studie av energibehovets 

varaktighet. Små fjärrvärmenät, liknande det i Strömsund, har oftast bara en 

huvudproduktionsenhet som eldas med biobränsle. De andra produktionskällorna täcker 

spetslasten och eldas vanligtvis med olja eller går på el. I dessa nät är det av intresse att 

försöka tillgodose så stor del som möjligt av nätets årsenergibehov med energi från 

biobränslepannan (huvudproduktionsenheten), då denna är billigast i drift och bäst för miljön. 

I vanliga fjärrvärmenät med ”normalt utseende” på dess varaktighet ger erfarenhetsvärden att 

om biobränslepannans maxeffekt utgör ca 60-70 % av nätets maximala effektbehov så 

tillgodoses teoretiskt ca 85-95 % av den totala energimängden. Denna procentsats gäller för 

ångpannor medan 70-80 % gäller för vanliga hetvattenpannor [30]. Dessa skillnader 

åskådliggörs i figur 23 och 24 samt tabell 3-4 och 3-5. 

Procentsatsen för hur mycket av årsenergibehovet som täcks är beroende av hur varaktigheten 

ser ut. I verkligheten sjunker denna täckningsgrad något, bland annat beroende på drift- och 

underhållsstopp under sommarmånaderna. För att varaktighetsdiagrammen skall ge en rättvis 

bild av hur nätets varaktighet ser ut, skall så korta tidsintervaller som möjligt användas till 

dessa. Vanligtvis ”loggas” timmedelvärden för den levererade energimängden som utgör ett 

bra underlag. Korta tidsintervall är av intresse för att varaktigheten skall återspegla årets alla 

effektvariationer. Erfarenhet visar dock att dygnsmedeleffekter duger väl till detta då dygnets 

variationer är små i förhållande till variationerna över året [24]. Nätets maximala effekter kan 

dock missas då dessa kan uppkomma under några få timmar av ett dygn, till exempel en kall 

vintermorgon. I denna förstudie då endast dygnsmedeleffekter finns att tillgå kan nätets 

maximala effektbehov uppgå till ca 10-15 % över det maximala värdet i varaktighetskurvan. 

Fjärrvärmenätets maximala effektbehov i Strömsund uppgår till cirka 10-11 MW. 

Dygnsmedeleffekten fungerar dock bra för att beräkna den energimängd som nätet kräver per 

år. Förenklingen med att bara använda sig av dygnsmedeleffekter är acceptabel så länge man 

pratar om värmebehovet. Väljer man att kolla hur varaktigheten ser ut för andra områden 

33


såsom till exempel elförsörjningen så måste mycket kortare tidsintervaller än 

dygnsmedeleffekter användas [24]. 

Figur 23 visar hur olika storlekar på kondenseringseffekten (värmeeffekten) täcker olika 

mycket av årsenergimängden för en ångpanna. På motsvarande sätt visar figur 24 hur detta 

varierar för en hetvattenpanna. Tabell 3-4 och 3-5 visar skillnaderna i hur mycket årsenergi 

som täcks av de två olika panntyperna. För kraftvärmepannan (ångpannan) är 6 MW 

(kondensoreffekt) den optimala storleken medan 8 MW är den optimala storleken för en 

hetvattenpanna för fjärrvärmenätet i Strömsund. Det beror på de varierande 

minimilastegenskaperna. Effekterna i tabell 3-4 och 3-5 är den effekt som nätets värmebehov 

kräver. Kraftvärmepannans effekt skall utöver kondensoreffekten också räcka till att täcka 

effekten som turbinen/motorn kräver. 

Figur 23. Olika storlekar på en ångpanna täcker olika energimängder av fjärrvärmenätets varaktighet. Med 

storlek på ångpannan menas här den kondenseringseffekt som skall tillgodose fjärrvärmenätets värmebehov. De 

horisontella respektive vertikala sträcken i varaktighetsdiagrammet motsvarar olika max- respektive min 

kondenseringseffekt för ångpannan. 

Tabell 3-4: Visar hur de olika kondenseringseffekterna täcker årsenergimängden 

Maxeffekt: 9 MW 8 MW 7 MW 6 MW 5 MW 

Mineffekt, 30%: 2,7 MW 2,4 MW 2,1 MW 1,8 MW 1,5 MW 

Täckningsgrad av årsenergibehovet: 79,7% 84,5% 88,0% 88,6% 85,8% 

34


Figur24. Olika storlekar på en hetvattenpanna täcker olika energimängder hos fjärrvärmenätet. 

Tabell 3-5: Visar hur de olika panneffekterna täcker årsenergimängden 

Maxeffekt: 9 MW 8 MW 7 MW 6 MW 

Mineffekt, 20%: 1,8 MW 1,6 MW 1,4 MW 1,2 MW 

Täckningsgrad av årsenergibehovet: 91,3% 96,7% 94,6% 94,1% 

Resterande energimängd täcks av flis, olja och el i detta fall. Se figur 25. 

Figur 25. Resterande del av fjärrvärmenätets årsenergibehov täcks av flis, olja och el. 

35


3.6.2 Dimensionering av turbinen/motorn 

Vanligt är vid dimensionering av stora kraftvärmeverk är att räkna på en utnyttjningstid för 

turbinen på 4 500 h/år [31]. Detta är en osannolikt hög utnyttjningstid för små nät där 

variationerna är stora för pannan (brantare varaktighet). Det innebär att turbinen kommer att 

arbeta mycket på dellast vilket i sin tur drar ned utnyttjningstiden. I större fjärrvärmenät där 

kraftvärmesystemen i regel utgör baslastproduktion och där andra enheter tar topparna i 

effektvariationerna är en större utnyttjningstid att förvänta. Små kraftvärmepannor får variera 

mycket i last vilket inte är optimalt vid kraftvärmeproduktion då konstant lastnivå är önskvärt 

till turbinen. Figur 26 visar hur el- och värmeproduktionen kan se ut i en småskalig 

kraftvärmeanläggning. [30] 

Dimensionerande parametrar för turbinen är alfavärdet och elverkningsgraden. Alfavärdet, α , 

eller elutbytesfaktorn som det också brukar benämnas är det mått som beskriver hur stor del 

av kondensoreffekten som utgörs av eleffekten i turbinen [24]. Alfavärdet beskrivs av ekv 

3.10 och varierar bland annat beroende på turbintypen och dess storlek. Generellt gäller att ju 

större turbinen är desto bättre blir elutbytet. 

= 

P 

el α ekv 3.10 

Pkond 

Elverkningsgraden, η el , är ett mått på hur stor del av den totalt inmatade bränsleeffekten i 

pannan som blir till eleffekt. Ekvation 3.11 beskriver sambandet där nyttiggjord effekt är 

turbineffekten som divideras av bränslets tillförda värmeeffekt. 

= & 

P 

el η el 

ekv 3.11 

mbr 

⋅ Hi 

där: H i = bränslets effektiva värmevärde [kJ/kg] 

m& br = bränsleflöde [kg/s] 

MW 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

1 

15 

29 

43 

57 

71 

85 

99 

113 

127 

141 

155 

169 

Eturb 

Ekond 

183 

Dygn 

Figur 26. Producerad värme- och elenergi för en småskalig kraftvärmeanläggning. 

36 

197 

211 

225 

239 

253 

267 

281 

295 

309 

323 

337 

351 

365


3.6.3 Matarvattenbehandling 

Driftsäkerheten för en panna är beroende av vilken kvalitet det är på vattnet som förångas i 

den. Under vattnets uppvärmning och kokning fälls hårdhetsbildande salter ut och bildar ett 

hårt pannstensskikt på de värmeöverförande ytorna. Pannsten uppkommer på grund av att det 

vatten som förångas i tuberna innehåller små mängder av kalcium- och magnesiumkarbonater 

som anrikas i vattnet när vattnet kokas av till ånga. Det krav som ställs på vattnets renhet är 

beroende av panntyp och ångdata och generellt kan nämnas att ju mer avancerade ångdata 

som krävs ju noggrannare krav ställs det på vattenkvaliteten. Pannstenen uppkommer vid 

höga temperaturer då dessa karbonater blir i det närmaste olösliga i vattnet och fälls därmed ut 

som en hård beläggning i panntuberna. Denna beläggning bidrar till försämrad 

värmeöverföring mellan rökgaserna och vattnet i tuberna vilket kan leda till driftstörningar. 

För att undvika detta avhärdas vattnet. Man skiljer mellan pannvatten, matarvatten och 

råvatten: 

• Råvatten, är vatten som måste behandlas innan det kan användas i pannan. Detta vatten tas 

oftast från en sjö, flod eller från det kommunala nätet. 

• Matarvatten, är behandlat råvatten som tillsätts pannan och är till största delen fritt på för 

pannan skadliga ämnen som kan anrikas och orsaka driftproblem vid ångbildning. 

• Pannvatten, är det vatten som cirkulerar runt i pannkretsen och hela tiden förångas till den 

ånga som sedan leds vidare i systemet. Kvaliteten på detta vatten försämras hela tiden på 

grund av anrikningen av de små mängder salter som trots matarvattenbehandlingen finns 

kvar i vattnet. [12][14] 

Det finns ett direkt samband mellan vattnets saltinnehåll och dess elektriska konduktivitet, 

varför detta används som ett mått på dess salthalt. Det finns även andra salter i vattnet som 

som ej bildar pannsten men som istället följer med ångan vidare i systemet och ställer främst 

till korrosions- och beläggningsproblem i överhettaren och turbinen. Skumbildning i 

ångdomen är ett annat fenomen som uppkommer tillföljd av för höga salthalter i vattnet. Detta 

ökar därmed risken för medryckning av vattendroppar till överhettaren och turbinen. Dessa 

vattendroppar kan dels skada turbinskovlarna, för system med mättad ånga, men främst 

orsaka vattenslag i överhettaren. Vattenslag uppkommer då mättat vatten kommer in 

överhettaren och utsätts för en mycket snabb förångning, på grund av den höga temperaturen, 

så kallad ”water hammer”. Detta kan leda till skador i överhettaren på grund av kraftiga 

tryckökningar som kan påverka hållfastheten i konstruktionen. Vid hög pannbelastning eller 

plötsliga ökningar av ånguttaget kan även salter i vattnet ge upphov till ”överkokning”, varvid 

vattendroppar kan ryckas med ångan och samma problem som vid skumning uppkommer. En 

annan bidragande faktor till skumbildning i ångdomen är förekomsten av organiska 

föreningar. Dessa föreningar kan komma från oljor, fetter eller andra i systemet 

förekommande föreningar. Dessa föreningar kan även bränna fast i tuberna och orsaka sämre 

värmeledningsförmåga och leda till överhettning av tuberna. Dessa föreningar filtreras i regel 

bort i vattenbehandlingsutrusningen eller genom separata kolfilter. Det finns en rad olika 

metoder för att behandla råvattnet. För det tänkta systemet i Strömsund räcker det med en 

metod som kallas för omvänd osmos. Denna rening, som är relativt enkel och 

kostnadseffektiv, räcker till för att rena vattnet från salter med en noggrannhet på upp till 

cirka 90 %. Resterande del tas bort genom filtrerring i ett så kallat 

hålmembranfilter/blandbäddsfilter. Med denna kombinerade rening minskas vattnets salthalt 

37


med 99 % [32]. De salter som blir kvar i vattnet tas ur systemet genom bottenblåsning av 

ångdomen, där dessa anrikas allt eftersom ångbildningen sker. 

Vatten innehåller även en del lösta gaser som bildar syror som i sin tur leder till korrosion i 

systemets olika delar. Vanligt syre i vattnet leder till sämre värmeledningsförmåga hos 

vattnet. För att ta bort dessa gaser avgasas vattnet i matarvattentanken vilket kan ske genom 

mekanisk, termisk eller kemisk avgasning. [12] 

3.6.4 Värmeöverföring 

Värmeöverföringen från rökgaserna till vattnet är beroende av värmeövergångskoefficienten, 

k , som nedan beskrivs av ekv 3.12. Stålet i tubväggarna har så hög värmeledningsförmåga 

(värmekonduktivitet), λ , att det bidrar i mycket liten utsträckning till motståndet mot 

värmegenomgången. Värmeövergångsmotståndet kommer således att i huvudsak bero på 

värmeövergångstalen, på in- och utsidan av tuben samt på värmeledningsförmågan, λ , hos de 

beläggningar som kan uppstå på in- och utsidan av tuben. 

Pvärme 

⎡ W ⎤ 

k = 

A⋅ 

( Tv 

− T f ) ⎢ 

⎣m 

C ⎥ ekv 3.12 

2 o 

⎦ 

där: P värme = avgiven effekt från rökgaserna [W] 

A = den värmeupptagande ytan [m 2 ] 

T v = väggmaterialets temperatur [°C] 

T = fluidens temperatur [°C] 

f 

Främst är det sot och pannsten som utgör dessa beläggningar som radikalt försämrar 

värmeutbytet mellan rökgaserna och vattnet inne i tuberna. Eftersom pannstenens 

värmeledningsförmåga är ca 0,04-14 % av den för stålmaterialet i tuberna, så kan 

pannstensskiktet orsaka överhettning av tuberna på grund av för dålig kylning, vilket i sin kan 

leda till materialbrott och kostsamma drift- och reparationsstopp. För att undvika 

beläggningsbildning på tuber och överhettare förses pannorna med sotningsutrustningar som 

automatiskt sotar delarna, vilket även görs manuellt vid underhållsperioderna. Det finns olika 

typer av sotningsanordningar men ångsotning, ljudsotning eller tryckluftssotning hör till några 

av de mest förekommande typerna. [12][34] 

Värmeledningen påverkas även av vilka strömningsförhållanden det är på rökgaserna samt på 

vattnet i tuberna. Generellt kan sägas att ju mer turbulens det är på dessa fluider, ju bättre blir 

värmeövergången dessa emellan. 

3.6.5 Val av bränsle 

En av de viktigaste parametrarna att ta hänsyn till vid projektering av en 

kraftvärmeanläggning är att anläggningen skall vara så bränsleflexibel som möjligt. Bränslet 

är en av de enskilt största rörliga kostnaderna vilket gör att vikten av att konstruera en 

bränsleflexibel förugn är stor. Detta för att hänsyn till framtida variationer i bränslepris och 

utbud skall tas då anläggningens lönsamhet är direkt proportionell mot hur prisutvecklingen 

för bränslet ser ut. Troligt är genom en nuvarande kraftig expansion av biobränsleområdet att 

38


trädbränslena kommer att öka i pris just beroende på den ökade efterfrågan. Därför är det 

viktigt att många sorters bränsle skall gå att elda i förugnen. [11] 

En annan viktig aspekt vid val av bränsle i kraftvärmepannor är att dessa ställer något högre 

krav på att bränslet håller ett jämt värmevärde, till skillnad mot hetvattenpannor, för att 

överhettartemperaturen skall kunna hållas konstant. I regel krävs det jämnare 

förbränningsförhållanden för att säkerställa ångkvaliteten. Detta kan ske genom förbättrad 

omblandning och bättre styrning/reglering av bränslet. Detta är speciellt viktigt vid 

förbränning av bränslen med hög fukthalt då en dålig omblandning kan leda till varierande 

rökgastemperaturer och stråk av höga halter oförbränt som inte bidrar till något värmeutbyte 

hos överhettaren. Detta kan även leda till beläggnings- och korrosionsproblem på 

överhettarna. [17] 

Biobränsle i kraftvärmeanläggningar är väl beprövat och fungerar bra. De vanligaste formerna 

av trädbränsle är flis och bark. Priset för bark är oftast lägre än för andra trädbränslen vilket 

gör det konkurrenskraftigt ur den synvinkeln. Dock bör andelen bark hållas nere för att få så 

låg askhalt som möjligt. De flesta typer av trädbränslen såsom bark, avverkningsrester 

(GROT, GRenar Och Toppar), flis, kross med flera är eldningsbara i kraftvärmesammanhang. 

Dock bör andelen bränslen som visar sig innehålla förhöjda halter av klor att undvikas då 

detta ställer till med korrosion av överhettarna. Oavsett vilken typ av bränsle som eldas så kan 

de olika bränsleslagen skilja sig i fråga om trädslag, barkinnehåll, renhet, lagringstid och så 

vidare vilket kan leda stora variationer i de bränslespecifika egenskaperna såsom densitet, 

värmeinnehåll, fukthalt askhalt och asksammansättning. Detta gör att dessa individuella 

förutsättningar därmed kan variera i kraftvärmesammanhang. [17] 

39


3.7 Kraftvärmeanläggningar och deras ekonomi 

3.7.1 Ekonomiska förutsättningar 

Priset för en kraftvärmeanläggning är till största delen beroende på vilken typ av anläggning 

det är. Men anläggningens ingående delar är i sin tur beroende av storleken. Generellt kan 

nämnas att ju mindre en anläggning är desto dyrare är den per installerad effekt [34]. 

Sambandet för prisutvecklingen är alltså inte linjärt utan åskådliggörs av ekv 3.13. 

x 

⎛ P ⎞ 

I = I k ⋅ 

⎜ 

P ⎟ 

ekv 3.13 

⎝ k ⎠ 

där: I = investeringskostnaden för en specifik anläggning/anläggningsdel av storlek, P . 

I k = investeringskostnaden för samma anläggning/anläggningsdel av storlek, P k . 

x = index som beskriver hur sambandet mellan installerad effekt och dess kostnad 

beroende på dess storlek avviker från ett linjärt samband. [15] 

Exponenten, x , varierar för anläggningens olika delar. Variationen beror på 

marknadskonkurrensen samt på hur materialprisutvecklingen ser ut. För anläggningar i dessa 

storlekar och med dagens konkurrenssituation ligger x på cirka 0,7. [29] 

I takt med den väntade utbyggnaden av kraft- och biovärmesystemen kommer troligtvis även 

efterfrågan på fasta biobränslen att öka. Erfarenhet visar också att biobränslen även följer 

prisutvecklingen för olja, naturgas samt kol. [15] 

Anda faktorer och förutsättningar som direkt påverkar en kraftvärmeanläggnings ekonomiska 

förutsättningar och lönsamhet är bland annat: 

• Framtida inflationer 

• Framtida bränsleprisutveckling 

• Framtida skatteförändringar 

• Förändring i miljölagarna som skulle inverka negativt på småskalig kraftvärmeutbyggnad 

• Nya tekniker utvecklas och tränger bort och gör befintliga installationer olönsamma. 

3.7.2 Gröna elcertifikat 

Den 1 maj 2003 infördes elcertifikatsystemet. Det är ett system som gynnar utbyggnaden av 

förnybar elproduktion. Systemet bygger på att producenter av förnybar el får ett certifikat för 

varje producerad MWh el. Försäljningen av dessa certifikat ger sedan producenterna en extra 

intäkt, utöver intäkterna från elförsäljningen. Detta skall i sin tur ge bättre ekonomiska villkor 

för miljöanpassad elproduktion. Efterfrågan på elcertifikat och förnyelsebar el skapas genom 

att varje elanvändare enligt lag är skyldig att köpa en viss andel certifikat, den så kallade 

kvotplikten. Hur stor denna kvotplikt skall vara har bestämts politiskt och visas nedan av 

40


tabell 3-6. Figur 27 visar hur prisutvecklingen för elcertifikaten har sett ut sedan handeln 

påbörjades i maj 2003. Från och med den 1 januari 2007 så kommer en ny lag att gälla kring 

elcertifikatsystemet. Den nya lagen syftar till att ge elcertifikatsystemet en ökad långsiktighet 

och höja ambitionsnivån för den förnybara elproduktionen. Lagen innebär att systemet 

förlängs till år 2030. Målet innebär att den förnyelsebara elproduktionen skall svara för 12 % 

av landets totala elförbrukning, vilket motsvarar cirka 17 TWh. Den nya lagen som säger att 

elcertifikatsystemet förlängs till år 2030 skall ge en signal till aktörernas investorer om att 

systemet har stabilitet och långsiktighet. Lagförslaget leder också till att tilldelningen av 

elcertifikat kommer att begränsas och leda till att nyuppförda anläggningar får ta del av 

certifikaten i 15 år eller maximalt till och med år 2030. [35][42][43] 

Tabell 3-6: Visar hur kvotplikten kommer att se ut till år 2030. 

Beräkningsår Kvotplikt i % Beräkningsår Kvotplikt i % 

2007 15,1 2019 11,2 

2008 16,3 2020 11,2 

2009 17,0 2021 11,3 

2010 17,9 2022 10,6 

2011 15,6 2023 9,4 

2012 16,1 2024 9,0 

2013 8,9 2025 8,3 

2014 9,4 2026 7,5 

2015 9,7 2027 6,7 

2016 11,1 2028 5,9 

2017 11,1 2029 5,0 

2018 11,1 2030 4,2 

Figur27. Prisutvecklingen för elcertifikaten sedan handeln med dessa påbörjades år 2003. Den övre kurvan 

visar prisutvecklingen i kr/MWh och de nedre staplarna symboliserar sålda volymer elcertifikat. [6] 

Handel med certifikaten är ett relativt nytt och marknadsbaserat stöd inom energisektorn. Det 

innebär att ökningen av förnybar elproduktion kommer att ske på ett kostnadseffektivt sätt och 

de energikällor som har rätt till elcertifikat är: 

• Vindkraft 

• Solenergi 

41


• Geotermisk energi 

• Biobränslebaserad kraftvärme 

• Vissa former av vattenkraft 

3.7.3 Driftekonomi, skötsel och underhåll av ångpannor 

Drift och underhållskostnaderna för ångpannor är högre än för vanliga hetvattenpannor då det 

ställs högre krav på besiktningar och säkerhetsanordningar i anläggningen. Saker som måste 

besiktas och värderas är bland annat termisk utmattning och krypsprickbildning. Detta 

minimeras bland annat av att pannan vid uppstartsfasen värms långsamt. Då undviks risken 

för sprickbildning på grund av för snabb värmeutvidgning. Även överhettarna är en stor orsak 

till ökade drift och underhållskostnader. Dessa är nämligen känsliga för bränslets 

sammansättning samt temperaturen i förbränningsrummet. [36] 

3.7.4 Driftekonomi, skötsel och underhåll av turbiner och ångmotorer 

Underhållskostnaden för ångmotorer är dyrare än för en ångturbin. Ångmotorerna kräver en 

årlig översyn av axeltätningar, ventilspel, lager och övriga rörliga delar. Detta leder till att 

underhållskostnaden för ångmotorn varierar mellan 20-40 kr/MWh högre än för ångturbinen. 

[20] Reglerbarheten hos motorerna är något sämre än för ångturbiner vilket gör att 

driftkostnaderna för motorn hamnar något över de för ångturbinerna. [7] 

3.7.5 Investering 

Priserna som ligger till grund för de investeringar som görs, i de fyra olika 

dimensioneringsalternativen, kommer från de budgetofferter som leverantörer och tillverkare 

av de olika anläggningsdelarna har lämnat. Budgetofferterna är begärda för att en så realistisk 

bedömning som möjligt av dagens prisläge skall fås. Kraftvärmeområdet är under en kraftig 

expansion och detta tillsammans med att stålpriserna har skjutit i höjden gör att 

kraftvärmeetablering är en relativt dyr historia. 

Nedan följer en beskrivning av vad huvuddelarna i de totala investeringarna består av: 

Förugn: Budgetofferterna på förugnarna är beställda av KMW Energi AB och är enligt dem 

idag de tekniskt marknadsledande förugnarna. Dessa är av typen TRF med automatisk 

utaskning, se figur 28. Prestandaprover utförda på deras nya patenterade ugnskonstruktion 

visar mycket goda förbränningsvärden med betydligt lägre utsläppsnivåer av NOx och CO än 

vad som tidigare har varit möjligt. Bränsleinmatningen sker med en hydraulisk ”pusher” 

placerad framför förugnen. Inmatarens bredd är lika med ugnens bredd, för jämn inmatning 

över hela rosterytan. Inmataren är försedd med vattenkylning för ökad hållbarhet och 

livslängd. Ugnen har automatisk styrning av luft- och bränsletillförsel vid varierande last. 

Detta möjliggör en avsevärd effektivitet och anpassningsförmåga till olika bränslen och 

belastningsförhållanden. Samtliga fläktar i anläggningen är utrustade med frekvensomriktare 

för jämn reglering, lägre ljudnivåer och för att spara energi. O2-regleringen justerar via O2- 

42


regulatorn sekundärluftfläktens signal så att inställd och önskad O2-halt erhålls. Primärluften 

uppdelas i zoner. Mellan zonerna monteras KMW´s z-roster vilket gör att luften inte kan 

passera mellan de olika zonerna. Rosterna gjuts i en temperaturbeständig legering med 26 % 

krom och är bearbetade på sidorna så att god tätning och liten friktion mellan rosterna erhålls. 

Ugnen är dessutom försedd med speciella justerskruvar, en för varje rosterrad, för möjlighet 

till efterjustering av rosterspänningen under drift. Detta gör att rostergenomsläpp effektivt kan 

förhindras. [34] 

Figur28. KMW Energi AB:s förugn av typen TRF 

Ångpannor: Hittills har inte så många ångpannor i dessa storlekar byggts i Sverige som är 

avsedda för kraftvärmeproduktion i fjärrvärmenät. På grund av detta finns det inte så många 

leverantörer att välja på. Budgetofferter kommer från KMW Energi AB som i sin tur har fått 

offerterna från sina underleverantörer då KMW inte bygger egna pannor. 

16 bars systemen: Liggande rökrörspanna med inneslutande ångdom. Pannan är försedd med 

tryckluftssotning vilken är överlägsen ljudsotningen och ger enligt leverantören mycket långa 

intervaller mellan de manuella sotningarna. 

40 bars systemen: Vattenrörpanna av typen ”Ganz-Röck”, ”Rafako Sefaco” eller liknande. 

Även denna typ av panna är försedd med ångdom i toppen och tryckluftssotning. [34] 

Turbiner: Budgetofferten kommer från Weckman AB där de har lämnat priser på deras 

standardiserade turbinprogram som innehåller de flesta typer av turbiner och storlekar. 

Ångturbinerna, som i denna förstudie har optimerats, kommer från den polska tillverkaren 

”Nadrowski” och är en relativt vanlig turbin inom detta användningsområde. Turbinen är en 

sex- respektive fyrastegs impulstubin med en isentrop verkningsgrad på 60- respektive 55 % 

vid fullast och är avsedd för biobränslebaserade kraftvärmesystem eller industriella mottryck. 

Dessa turbiner har inga mellanavtappningar. Turbinerna jobbar vid ett varvtal av 8 000 

respekteive 8 500 varv/min och kopplas via en växellåda till en fyrpolig generator vilken 

således jobbar med det synkrona varvtalet 1500 varv/min enligt ekv 3.9. [37] 

43


Ångmotorer: Det finns endast en återförsäljare av ångmotorer i Sverige och det är 

Pannpartner AB. De är återförsäljare för den tyska ångmotortillverkaren Spilling. Dessa 

motorer modulbyggs och priset är relativt linjärt beroende på storlek och cylinderantal. 

Effekter finns att tillgå från ca 100 kW upp till 2,5 MW. Priset ligger idag på ca 6 miljoner 

kr/MWel. Ångmotorerna saknar växellåda och jobbar vid 1500 varv/min och är således 

kopplade mot det yttre elnätet via en fyrpolig synkrongenerator. [20] 

Kondensor: Kondensorn är av typen tubvärmeväxlare där offerten för denna är beställt från 

RAMAB, Rör och Apparatmontage AB. Kondensorn är en horisontell tubvärmeväxlare där 

ångan kondenseras på mantelsidan, se figur 29. Den byggs i tryckkärlsstål för att klara 

direktkondensering. [25] 

Figur29. Tubkondensor från RAMAB. 

Rörinstallationer/rörentreprenad: Det som här ingår i rörentreprenaden framgår av tabell 

B3 i bilaga 3. Detta är en post som är svår att få en budgetoffert på eftersom det ofta kräver en 

detaljprojektering av anläggningen. Enligt erfarenheter från tidigare byggda anläggningar 

brukar rörentreprenaden uppgå till cirka 20 % av den totala investeringskostnaden. [33][34] 

Inkoppling av generator: För att koppla in en generator vid värmeverket i Strömsund krävs 

nya investeringar. Dels krävs en ny elmätningsutrustning, så kallad bruttomätning, som klarar 

av att mäta både förbrukad och levererad energi, tillskillnad mot dagens utrustning som endast 

mäter förbrukad energi. Eventuellt kan befintlig mätinsamlingsterminal kompletteras med 

utrustning så att den klarar bruttomätning. Det krävs även ett brytarfack för att kunna koppla 

in generatorn mot det yttre 12 kV-nätet. [21] 

Övrigt: Oförutsedda kostnader i samband med anläggningens uppförande och projektering 

tas med i denna ”övrigt” kostnad. Kompletterande utrustning i form av evakuerings- och 

tryckhållningspumpar för kondensorn tas med i denna. Kvar från befintlig anläggning och 

som skall återanpassas för den nya konstruktionen är: 

• Multicyclon (stoftavskiljning) och elfilter 

• Bränsleficka och bränsleinmatning 

• Skorsten, rökgaskanaler med rökgasfläktar 

• Byggnad 

• Rökgaskondensering 

44


3.8 Optimeringsteori 

3.8.1 Optimeringsverktyget, WhatsBest! 8.0 

Optimeringslära, optimeringsteori eller optimering är den matematiska läran som beskriver 

olika metoder hur man kan få fram ett optimalt värde, maximum eller minimum, från en 

funktion givet vissa restriktioner. I detta fall utgörs restriktionerna av bland annat priser, 

verkningsgrader, befintligt värmeunderlag, avskrivningstid och ränta med mera. Inom 

optimeringslära används olika modeller, matematisk programmering, för att ställa upp och 

lösa de olika konkreta problemen som man finner i optimeringsuppgiften. Till exempel 

behandlas linjära optimeringsproblem med hjälp av linjär programmering, icke-linjära av 

icke-linjär programmering och heltaliga optimeringsproblem av heltalsprogrammering. [38] 

WhatsBest! 8.0, är en av världens kraftfullaste problemlösningsapplikationer för Microsoft 

Excel. WhatsBest! 8.0 marknadsförs och säljs av LINDO Systems Incorporated i bland annat 

USA. Programmet gör det möjligt att bygga stora optimeringsmodeller som skrivs fritt i ett 

vanligt kalkylblad i Excel. Genom att kombinera kraften i linjär, olinjär och heltalsoptimering 

löser programvaran WhatsBest! 8.0 de problem som finns i modellen. Vid linjära problem 

använder sig WhatsBest! 8.0 av simplexmetoden medan den för olinjära problem har ett 

flertal olika lösningsmetoder. Simplexmetoden eller Simplexalgoritmen är en metod inom 

optimeringsläran för att effektivt lösa linjära programmeringsproblem. [39][40] 

45


4 METOD 

4.1 Optimeringsmodellen 

Genom att använda WhatsBest! 8.0 i denna förstudie skall optimal storlek på ångpanna och 

turbin/motor beräknas givet dagens energipriser och andra kostnader som utgör begränsningar 

för etablering av en ny anläggning. Erfarenhetsmässigt har det varit svårt att finna lönsamhet i 

småskalig kraftvärme och på grund av detta är det av allra största vikt att optimera 

dimensioneringen så att optimal kraftproduktion erhålls utifrån en så låg investeringskostnad 

som möjligt. Och genom att optimera anläggningsstorleken bör detta leda till högre lönsamhet 

än vid konventionell dimensionering. 

I modellen antas att prissambanden för turbinerna och eldrörspannor följer ekv 4.1 och 

vattenrörspannorna ekv 4.2. Ångmotorernas prissamband är linjärt beroende och varierar 

mellan 5,2-6,7 Mkr/MW beroende på modell och ångdata. Dessa samband kommer från de 

budgetofferter som leverantörerna lämnat. 

0, 

5 

⎛ P ⎞ 

I = I ⋅ 

⎜ 

⎟ 

k 

ekv 4.1 

⎝ Pk 

⎠ 

0, 

6 

⎛ P ⎞ 

I = I ⋅ 

⎜ 

⎟ 

k 

ekv 4.2 

⎝ Pk 

⎠ 

Modellen är uppbyggd så att fjärrvärmenätets totala effektbehov tillgodoses för varje 

tidpunkt. Effekten som skall tillgodoses utgörs av verkliga dygnsmedeleffekter för 

fjärrvärmenätet i Strömsund. Detta totala effektbehov skall tillgodoses med effekten från 

biobränslepannan (ångpannan), flispannan, elpannan samt oljepannorna. Delar av den effekt 

som biobränslepannan levererar ”förbrukas” av turbinen/motorn. Ekv 4.3 beskriver hur 

fjärrvärmenätets effektbehov tillgodoses. 

P = ( P − P / ) + P + P + P 

ekv 4.3 

Fjv− 

nät 

bio 

turb 

motor 

olja 

el 

flis 

Storleken för respektive del bestäms sedan av dess toppvärde under den simulerade perioden. 

Kondenseringseffekten beräknas utifrån ekv 4.4 och ur denna effekt kan sedan primärkretsens 

massflöde m& , bestämmas enligt ekv 4.5. 

P = P − − P − P − P 

ekv 4.4 

kond 

Fjv 

nät 

el 

olja 

flis 

Pkond 

m& 

= 

ekv 4.5 

h − h ) 

( h2a 

vatten 

Entalpierna är hämtade från Mollierdiagrammet för de olika kondenseringstemperaturerna 

som i sin tur beror på nätets framledningstemperatur. Tabell 4-1 och 4-2, visar 

månadsmedelentalpierna som krävs, för turbin- respektive motoralternativen, för att tillgodose 

nätets värmebehov. Den verkliga entalpin som erhålls ur turbinens/motorns avloppsånga 

46


beräknas sedan utifrån antagen isentrop verkningsgrad hos turbinen/motorn enligt ekv 4.6 och 

ekv 4.7 

h − h 

1 2a 

η is = 

ekv 4.6 

h1 

− h2s 

h = h −η 

h − h ) 

ekv 4.7 

2a 1 is ( 1 2s 

Den framledningstemperatur som nätet kräver vid olika utetemperaturer är hämtad från den 

verkliga styrkurvan, för värmeverket i Strömsund som visas av figur 30. 

Framledningstemperaturen är direkt proportionell mot utetemperaturen. 

Sekundär framledningstemp. T (C) 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

-50 -45 -40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 

Utetemperatur, T (C) 

Figur30. Framledningstemperaturen som funktion av utetemperaturen. Styrkurvan kommer från dagens 

värmeverk i Strömsund. 

Tabell 4-1: Entalpierna beror av den varierande framledningstemperaturen under året och 

temperaturen orsakar olika mottrycksentalpier för de bägge turbinalternativen. 

År 2005 Medelute- Framlednings-Framledning Grädigkeit Kondensat 40 bar, 295°C 16 bar, mättad 

temp, °C temp, °C kJ/kg kondensattemp kJ/kg h2s, kJ/kg h2s, kJ/kg 

Jan -4,0 85,1 355,9 90,1 376,9 2405 2280 

Feb -6,6 90,3 376,9 95,3 398,0 2430 2300 

Mar -5,3 87,7 367,3 92,7 385,3 2415 2295 

Apr 3,7 69,7 293,0 74,7 313,0 2315 2195 

Maj 6,2 64,8 272,1 69,8 293,0 2285 2165 

Jun 14,2 48,7 203,9 53,7 224,8 2190 2085 

Jul 17,0 43,1 180,7 48,1 201,4 2170 2070 

Aug 15,5 46,2 193,3 51,2 212,0 2175 2080 

Sep 9,6 58,0 242,8 63,0 263,7 2260 2135 

Okt 4,4 68,3 285,9 73,3 306,8 2315 2180 

Nov 0,9 75,4 313,9 80,4 334,9 2350 2225 

Dec -5,0 87,1 364,9 92,1 385,8 2415 2290 

47


Tabell 4-2: Entalpier för de två motoralternativen. Dessa är konstanta då inte motorerna 

klarar av lägre mottryck än 1,5 bar(a) vilket motsvarar en kondenseringstemperatur på 

111,4°C. 

År 2005 Medelute- Framlednings-Framledning Grädigkeit Kondensat 40 bar, 295°C 16 bar, mättad 

temp, °C temp, °C kJ/kg kondensattemp kJ/kg h2s, kJ/kg h2s, kJ/kg 

Jan -4,0 85,1 355,9 90,1 467,11 2360 2385 

Feb -6,6 90,3 376,9 95,3 467,11 2360 2385 

Mar -5,3 87,7 367,3 92,7 467,11 2360 2385 

Apr 3,7 69,7 293,0 74,7 467,11 2360 2385 

Maj 6,2 64,8 272,1 69,8 467,11 2360 2385 

Jun 14,2 48,7 203,9 53,7 467,11 2360 2385 

Jul 17,0 43,1 180,7 48,1 467,11 2360 2385 

Aug 15,5 46,2 193,3 51,2 467,11 2360 2385 

Sep 9,6 58,0 242,8 63,0 467,11 2360 2385 

Okt 4,4 68,3 285,9 73,3 467,11 2360 2385 

Nov 0,9 75,4 313,9 80,4 467,11 2360 2385 

Dec -5,0 87,1 364,9 92,1 467,11 2360 2385 

Vidare beräknas slutligen turbinens/motorns verkliga effekt P turb / motor , där hänsyn till den 

isentropa verkningsgraden har tagits. Sambandet åskådliggörs av ekv 4.8. 

P = m ⋅ h − h ) ⋅η 

& turb / motor ( 1 2s 

is 

ekv 4.8 

Dessa teoretiska samband utgör modellens uppbyggnad där biobränslepannans och 

turbinens/motorns storlek är okända och de som söks för dimensionerande effekter på dessa. 

Storlekarna optimeras utifrån att anläggningens årliga resultat skall bli så stort som möjligt. 

48


4.1.1 Gemensamma förutsättningar 

Begränsningarna i modellen utgörs av de prisuppgifter/samband som de olika leverantörerna 

lämnat i sina budgetofferter samt av bränslepriser och verkningsgraderna på de, i modellen, 

ingående delarna. Dessa gemensamma förutsättningar anges i tabell 4-3. Dessa värden ger 

simuleringarnas grundfall för varje alternativ av teknisk lösning. De storlekar på 

anläggningens olika delar som simuleringsprogrammet finner optimala jämförs sedan med 

vilka storlekar som finns att tillgå ute på marknaden. Investeringen fastställs sedan av de 

verkliga storlekarna och analyseras ekonomiskt. Optimeringen ger svaret på vilken storlek, på 

ångpanna och turbin alternativt ångmotor, som är mest lönsam i Strömsund. Optimeringen av 

dessa storlekar skall göra dimensioneringen så exakt som möjligt och därmed leda till lägre 

kostnader och mindre risktagande. 

Tabell 4-3: Gemensamma förutsättningar för de 4 simuleringarna 

Verkningsgrader: 

Biobränslepanna (%) 85 

Flispanna (%) 80 

Elpanna (%) 98 

Oljepannor (%) 80 

Kulvert (%) 90 

Kapitalkostnader: 

Avskrivningstid (år) 20 

Ränta (%) 3 

Övrigt: 

Energibehov fjärrvärmenät (MWh) 30 000 

Grädigkeit (°C) konstant [41] 5 

49


4.1.2 Dimensioneringsalternativ 1: 40 bar, 400°C, flerstegsturbin 

Dimensioneringsalternativ 1 utgörs av ett överhettat system i en vattenrörspanna med ett 

ångtryck på 40 bar(a) och med en överhettartemperatur på 400°C. För val av ångdata se 

avsnitt 3.5 Val av ångdata. Elgenereringen för detta dimensioneringsalternativ sker med en 

sexstegsturbin av impulstyp. Figur 31 beskriver schematiskt principen för konstruktionen. 

Tabell 4-4 innehåller de antaganden och begränsningar som är specifika för alternativ 1. 

Tabell 4-4: Tekniska förutsättningar för alt 1 

Ångdata (driftdata): 

Tryck 40 bar(a) 

Temperatur 400 °C 


Mekanisk + generator 90 % 

Isentrop 60 % 

Övriga kostnader: 

D&U 150 kr/MWh 

Övrigt: 

Min last panna 30 % 

Figur 31. Principritning för dimensioneringsalternativ 1. 

50


4.1.3 Dimensioneringsalternativ 2: 40 bar, 295°C, ångmotor 

Dimensioneringsalternativ 2 utgörs även det av ett överhettat system med en vattenrörspanna 

med trycket 40 bar(a) men med en lägre överhettartemperatur på 295°C. Valet av 

överhettartemperatur beror på att leverantören (Pannpartner AB) av ångmotorer inte fick fram 

någon budgetoffert för en högre överhettartemperatur. Elkraftgenereringen kommer här att 

ske med en fyrcylindrig ångmotor med tvåstegsexpansion. Figur 32 beskriver schematiskt 

principen för konstruktionen. Tabell 4-5 innehåller de antaganden och begränsningar som är 

specifika för alternativ 2. 


Ångdata (driftdata): 


Temperatur 295 °C 



Isentrop 56 % 





51


4.1.4 Dimensioneringsalternativ 3: 16 bar, mättad ånga, fåstegsturbin 

Dimensioneringsalternativ 3 och 4 har dimensionerats för mättad ånga vid ett drifttryck av 16 

bar(a). Ångan produceras i en liggande rökrörspanna som föregås av samma typ av förugn 

som i de två överhettade systemen, dimensioneringsalternativ 1 och 2. I alternativ 3 sker 

elkraftgenereringen av en fyrastegsturbin av impulstyp med en lägre isentrop verkningsgrad 

än den som förekommer i det överhettade systemet. Figur 33 beskriver schematiskt principen 

för konstruktionen. Tabell 4-6 innehåller de antaganden och begränsningar som är specifika 

för alternativ 3. 


Ångdata 


Temperatur 201,3 °C 

Verkningsgrader 


Isentrop 55 % 





52


4.1.5 Dimensioneringsalternativ 4: 16 bar, mättad ånga, ångmotor 

Det sista alternativet utgörs av en jämförelse med ångmotorn även för det mättade 

ångsystemet. Här leds ångan genom en femcylindrig ångmotor med tvåstegsexpansion. Figur 

34 beskriver schematiskt principen för konstruktionen. Tabell 4-7 innehåller de antaganden 

och begränsningar som är specifika för alternativ 4. 


Ångdata 


Mättnadstemperatur 201,3 °C 

Verkningsgrader 


Isentrop 60 % 



Övrigt: 



53


5 RESULTAT 

5.1 Resultat av delmål 2 

Samtliga redovisade simuleringsresultat representerar ett grundfall för de olika 

dimensioneringsalternativen. För grundfallen har priserna i tabell 5-1 använts. Priserna 

varierar inte under avskrivningsperioden, förutom certifikatspriset som antas variera enligt 

tabell 5-2 under de 15 år som anläggningarna får ta del av dessa. Drift och 

underhållskostnaden är den ända kostnaden som skiljer mellan turbin- och 

ångmotorsimuleringarna då den är 150 kr/MWh för turbinerna respektive 200 kr/MWh för 

motorerna. I drift och underhållskostnaderna ingår (utöver de specifika skillnaderna mellan 

turbin och motor) driftel, personalkostnader och försäkringar bland annat. Samtliga intäkter 

och kostnader i de ekonomiska kalkylerna räknas upp med en årlig inflation som anges av 

tabell 5-3. 

Tabell 5-1: Priserna som utgör simuleringarnas grundfall, dessa varierar inte under 

avskrivningsperioden. 

Fjärrvärme 570 kr/MWh 

Spotpris el 460 kr/MWh 

Cert pris 183 kr/MWh 

Energiskatt el + övrigt 287 kr/MWh 

El (intäkt från turbinen/motorn) 643 kr/MWh 

Elpanna (inkl. verkningsgrad) 762 kr/MWh 

Biobränsle (GROT, Bark inkl. verkningsgrad) 188 kr/MWh 

Flis (inkl. verkningsgrad) 275 kr/MWh 

Oljepris totalt (inkl. verkningsgrad) 913 kr/MWh 

Oljepris inkl frakt 393 kr/MWh 

Energi + CO2 skatt olja (full) 337 kr/MWh 

D & U för turbinerna 150 kr/MWh 

D & U för motorerna 200 kr/MWh 

Tabell 5-2: Certifikatsprisets antagna utveckling den kommande 15-årsperioden. 

År 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 

Cert pris kr/MWh 183 183 190 200 220 240 245 250 255 260 265 270 276 281 286 

Tabell 5-3: Antagen inflation under avskrivningsperioden. 

År 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

Årlig inflation % 1,5 1,4 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 

Inflationsfaktor 101,50 102,92 104,67 106,45 108,26 110,10 111,97 113,88 115,81 117,78 

År 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

Årlig inflation % 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 

Inflationsfaktor 119,78 121,82 123,89 126,00 128,14 130,32 132,53 134,78 137,08 139,41 

54


Simuleringsresultaten för dimensioneringsalternativen, redovisas i tabellerna 5-4, 5-6, 5-8 

samt 5-10. Resultaten ligger sedan till grund för investeringskalkylen som varje 

dimensioneringsalternativ leder till. Investeringskalkylerna redovisas i tabellerna 5-5, 5-7, 5-9 

samt 5-11 och utvärderas ekonomiskt under avskrivningstiden där återbetalningstiden (pay-off 

tiden), årligt resultat, avkastningen på investerat kapital samt ackumulerat kassaflöde 

redovisas i bilagorna 4, 5, 6 och 7. 

Lönsamhetsbedömningen av varje dimensioneringsalternativ blir upp till beställaren, i detta 

fall Jämtlandvärme AB, att göra. Bolaget är kommunägt och har en politiskt tillsatt ledning 

och har idag inga tydliga lönsamhetskriterier i form av pay-off tider eller avkastningskrav. 

Lönsamhetsbedömningen sker således utifrån skilda aspekter som till exempel bibehållna låga 

fjärrvärmepriser, reinvesteringsbehov i befintlig anläggning, expansionsplaner, framtida 

tillgång på biobränslen, arbetstillfällen i kommunen med mera. I och med detta kommer i 

resultatdelen enbart pay-off tider att redovisas för att en jämförelse mellan de olika 

dimensioneringsalternativen skall kunna göras. 

55


5.1.1 Resultat dimensioneringsalternativ 1 

Optimeringsresultatet redovisas i tabell 5-4 och utgör grunden till investeringskalkylen som 

redovisas i tabell 5-5. Simuleringsprogrammet väljer en optimal pannstorlek på 7,909 MW 

och en turbinstorlek på 1,342 MW med de givna förutsättningarna. Den totala investeringen 

landar på ca 65 Mkr. Anläggningen får ett alfa-värde på ca 20 %. Optimeringen ger under 

första driftåret ett resultat på ca 600 kkr. 

Tabell 5-4: Visar de resultat som erhölls från simuleringen. Tabellen anger vad WhatsBest! 

8.0 anser vara mest optimalt för att maximera den årliga vinsten med dimensioneringsalt. 1. 

Alt 1 40 bar, 400°C Nätbehov 

Turbin 30 GWh 

Investering 

Turbin (entreprenad) 6 789 656 kr Etot,nät 30 000 MWh/år 

1,342 MW Etot,bio 30 500 MWh/år 

Etot,turb 5 349 MWh/år 

Panna (entreprenad) 15 344 082 kr Etot,elpanna 2 065 MWh/år 

7,909 MW Etot,olja 0 MWh/år 

Etot,flis 2 783 MWh/år 

Övrigt 

Kondensor 620 000 kr Verkningsgrader 

Elentreprenad 4 000 000 kr Biopanna 0,85 

Rörentreprenad 18 000 000 kr Elpanna 0,98 

Ventilationsentreprenad 500 000 kr Flispanna 0,80 

Ombyggnadsentreprenad 10 000 000 kr Oljepanna 0,80 

Projektering, byggherrekostn 2 000 000 kr Isentrop 0,60 

Lånekreditiv, 2 års byggtid 3 000 000 kr Mek + Gen 0,90 

Övrigt 5 000 000 kr Kulvert 0,90 

Summa övrigt 43 120 000 kr 

Total investering 65 253 738 kr 

56 

Alfa värde 20,4 % 

Kostnader Elcertifikatspris 183 kr/MWh 

Biobränsle 188 kr/MWh Energiskatt + övrigt 287 kr/MWh 

Flis 275 kr/MWh Spotpris 460 kr/MWh 

Olja 913 kr/MWh Utnyttjningstid, turbin 3 986 h/år 

Elpanna 762 kr/MWh Andel olja 0 % 

D & U 150 kr/MWh Andel el 5,8 % 

Intäkter Andel flis 7,9 % 

Fjärrvärme 570 kr/MWh Andel bio 86,3 % 

El-försälj 643 kr/MWh 100,0 % 

Ränta + avskrivning 

Rörliga kostnader/år 12 655 947 kr/år Ränta 3 % 

Avskrivn tid 20 år 

Kapitalkostnad år 1 5 220 299 kr/år 

Tot investnivå,panneffekt 8,25 Mkr/MW 

Intäkt/år 18 485 385 kr/år Investeringsnivå, el 48,63 Mkr/MW 

Anläggningens 

Resultat år 1 609 139 kr/år totalverkningsgrad: 83,5 %


Resultatet från lönsamhetskalkylen kan ses i tabell B4 och figur 40 i bilaga 4. Enligt 

inledande kapitel ”5.1 Resultat av delmål 2” angående lönsamhetsbedömningen väljs här 

enbart att redovisa pay-off tiden. Dimensioneringsalternativ 1 ger en pay-off på 12,6 år. 

Tabell 5-5: Investeringen för anläggningen är uppdelad på följande poster 

Investering Investeringsandel Investering, kr 

Turbinentreprenad (1,3 MW): 

Generator (12 kV) 

Infasningsutrustning 

Kontrollutrustning 

Montage, Intrimning, Igångkörning 

Dokumentation 

10,4 % 6 810 000 

Pannentreprenad (8 MW): 

Förugn 

Panna 

Ask- och slaggutmatning 

Stålfundament, trappor, gångbanor 

Styr och reglerutr. 

Elautomatik 

Operatörssystem 

Montage, intrimning, igångkörning 

Dokumentation 

23,6 % 15 450 000 

Turbinkondensor: 0,9 % 620 000 

Elentreprenad: 6,1 % 4 000 000 

Rörentreprenad: 

Se bilaga 3 

27,5 % 18 000 000 

Ventilationsentreprenad: 0,8 % 500 000 

Ombyggnadsentreprenad: 15,3 % 10 000 000 

Projektering, byggherrekostn: 3,1 % 2 000 000 

Lånekreditiv, 2 års byggtid: 4,6 % 3 000 000 

Övrigt: 

Brytarfack 

Elmätningsutrustning 

Kabel (högspänningsledning) 

Tryckhållningspumpar, kondensor 

Oförutsett 

7,6 % 5 000 000 

Total investering: 100,0 % 65 380 000 

57



Optimeringsresultatet redovisas i tabell 5-6 och utgör grunden till för investeringskalkylen 

som redovisas i tabell 5-7. Simuleringsprogrammet väljer en optimal pannstorlek på 6,951 

MW och en ångmotorstorlek på 271 kW med dessa förutsättningar. Den totala investeringen 


första driftåret ett negativt resultat på ca –1,11 Mkr. 



Alt 2 40 bar, 295°C Nätbehov 

Ångmotor 30 GWh 

Investering 

Ångmotor (entreprenad) 2 669 895 kr Etot,nät 30000 MWh/år 

0,510 MW Etot,bio 27068 MWh/år 

Etot,motor 1986 MWh/år 

Panna (entreprenad) 14 199 396 kr Etot,elpanna 2134 MWh/år 


Etot,flis 2783 MWh/år 

Övrigt 

Turbinkondensor 620 000 kr Verkningsgrader 








Summa övrigt 43 120 000 


58 

Alfa-värde 7,9 % 




Olja 938 kr/MWh Utnyttjningstid, motor 3894 h/år 

Elpanna 762 kr/MWh Andel olja 0,0 % 

D&U 200 kr/MWh Andel el 6,7 % 




Ränta+avskrivning 







Resultat år 1 -1 109 844 kr/år totalverkningsgrad: 84,6 %


Resultatet från lönsamhetskalkylen kan ses i tabell B5 och figur 41 i bilaga 5. 

Dimensioneringsalternativ 2 ger en pay-off på 18,3 år. 



Ångmotorentreprenad (0,5 MW): 





Dokumentation 

4,4% 2 620 000 


Förugn 

Panna 




Elautomatik 



Dokumentation 

23,8% 14 260 000 

Kondensor: 1,0% 620 000 

Elentreprenad: 6,7% 4 000 000 


Se bilaga 3 

30,0% 18 000 000 

Ventilationsentreprenad: 0,8% 500 000 

Ombyggnadsentreprenad: 16,7% 10 000 000 

Projektering, byggherrekostn: 3,3% 2 000 000 

Lånekreditiv, 2 års byggtid: 5,0% 3 000 000 

Övrigt: 

Brytarfack 



Oförutsett 

8,3% 5 000 000 

Total investering: 100,0% 60 000 000 

Värt att nämna angående resultatet för dimensioneringsalternativ 2 är att ångmotorn väljs av 

optimeringsprogrammet orimligt liten. Alfa- värdet uppgår till endast 8 %. Detta beror 

sannolikt på den låga isentropa verkningsgraden som erhölls från leverantören. Ett rimligare 

resultat för dessa ångdata bör enligt Pannpartner AB ångmotorn ha hamnat på ca 900 kW. 

59





MW och en turbinstorlek på 885 kW med dessa förutsättningar. Den totala investeringen 


första driftåret ett resultat på ca 1,6 Mkr. 



Alt 3 16 bar, mättad ånga Nätbehov 

Turbin 30 GWh 

Investering 

Turbin (entreprenad) 5 581 633 Kr Etot,nät 30 000 MWh/år 


Etot,turb 3 487 MWh/år 

Panna (entreprenad) 9 990 624 Kr Etot,elpanna 1 884 MWh/år 



Övrigt 

Turbinkondensor 440 000 kr Verkningsgrader 








Summa övrigt 32 640 000 kr 


60 





Olja 938 kr/MWh Utnyttjningstid, turbin 3942 h/år 


D&U 150 kr/MWh Andel el 5,6 % 











Resultat år 1 1 601 510 kr/år totalverkningsgrad: 84,0 %






Turbinentreprenad (0,9 MW): 





Dokumentation 

11,6 % 5 630 000 


Förugn 

Panna 




Elautomatik 



Dokumentation 

21,0 % 10 160 000 

Turbinkondensor: 0,9 % 440 000 

Elentreprenad: 6,2 % 3 000 000 


Se bilaga 3 

24,8 % 12 000 000 

Ventilationsentreprenad: 1,0 % 500 000 

Ombyggnadsentreprenad: 16,5 % 8 000 000 

Projektering, byggherrekostn: 3,1 % 1 500 000 

Lånekreditiv, 2 års byggtid: 4,5 % 2 200 000 

Övrigt: 

Brytarfack 



Evakuerings- och tryckhållningspumpar 

Oförutsett 

10,3 % 5 000 000 

Total investering: 100,0 % 48 431 000 

61





MW och en ångmotorstorlek på 823 kW med dessa förutsättningar. Den totala investeringen 


första driftåret ett resultat på ca 150 kkr. 



Alt 4 16 bar, mättad ånga Nätbehov 

Ångmotor 30 GWh 

Investering 

Ångmotor (entreprenad) 5 469 540 kr Etot,nät 30 000 MWh/år 


Etot,motor 2 964 MWh/år 

Panna (entreprenad) 10 075 071 kr Etot,elpanna 1 851 MWh/år 



Övrigt 

Kondensor 440 000 kr Verkningsgrader 








Summa övrigt 32 640 000 


62 





Olja 938 kr/MWh Utnyttjningstid, motor 3 602 h/år 


D & U 200 kr/MWh Andel el 5,6 % 






Avskrivn.tid 20 år 





Resultat år 1 151 781 kr/år totalverkningsgrad: 84,5 %




Tabell 5-11: Investeringen för anläggningen är uppdelad på följande poster. 


Ångmotorentreprenad (0,8 MW): 





Dokumentation 

11,1% 5 320 000 


Förugn 

Panna 




Elautomatik 



Dokumentation 

21,1% 10 160 000 

Kondensor: 0,9% 440 000 

Elentreprenad: 6,2% 3 000 000 


Se bilaga 3 

24,9% 12 000 000 

Ventilationsentreprenad: 1,0% 500 000 

Ombyggnadsentreprenad: 16,6% 8 000 000 

Projektering, byggherrekostn: 3,1% 1 500 000 

Lånekreditiv, 2 års byggtid: 4,6% 2 200 000 

Övrigt: 

Brytarfack 



Oförutsett 

10,4% 5 000 000 

Total investering: 100,0% 48 120 000 

63


5.2 Känslighetsanalys av delmål 2 

Vid bedömning av en investering är det av intresse att undersöka hur känslig denna är för 

variationer i dess förutsättningar. Här har två typer av känslighetsanalyser utförts. En analys 

där ingångsförutsättningarna (avsnitt 5.2.1) varieras och en där förutsättningarna varieras 

under anläggningens avskrivningstid (avsnitt 5.2.2). 

5.2.1 Förändringar i ingångsförutsättningarna 

Resultatet i figur 35 visar hur känslig pay-off tiden är om den totala investeringen skulle bli 

dyrare respektive billigare. Kurvorna för dimensioneringsalternativ 1 och 3 är något flackare 

än för dimensioneringsalternativ 2 och 4. Detta innebär att motoralternativen är något 

känsligare för om investeringen blir dyrare än planerat än vad ångturbinalternativen är. 

Pay-Off, år 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 

Investering, Mkr 

Figur35. Pay-off tiden varierar beroende på investeringsnivån för de olika dimensioneringsalternativen. 

64 

Alt 1 

Alt 2 

Alt 3 

Alt 4


Resultatet av investeringens känslighet beroende på biobränslepriset redovisas i figur 36. 

Även här kan ses att kurvorna för dimensioneringsalternativ 2 och 4 är något brantare än för 

alternativ 1 och 3, vilket innebär att ångmotoralternativen är känsligare för biobränslepriset. 

Pay-Off, år 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

Alt 1 

Alt 2 

Alt 3 

Alt 4 

0 

150 170 190 210 230 250 

Biobränslepris, kr/MWh 

Figur36. Pay-off tiden varierar med förändringen av biobränslepriset för de olika anläggningstyperna. Här 

anges priset inklusive biopannans verkningsgrad 

Resultatet av investeringens känslighet beroende på elpriset redovisas i figur 37. Pay-off tiden 

för alt 1, 3 och 4 minskar vid ett ökande elpris medan den för alt 2 ökar. Alt 1 är det alternativ 

som drar mest nytta av ett ökande elpris, vilket är logiskt eftersom alternativ 1 har det bästa 

alfa-värdet. 

Pay-Off, år 

20 

18 

16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

Alt 1 

Alt 2 

Alt 3 

Alt 4 

400 450 500 550 600 

Elpris, kr/MWh 

650 700 750 800 

Figur37. Pay-off tiden varierar med förändringen av elpriset för de olika anläggningstyperna. 

65


5.2.2 Förändringar under driftsperioden 

För att se hur en given investering står sig om dess förutsättningar förändras under 

avskrivningstiden följer här en rad känslighetsanalyser. Dessa är utförda på 

dimensioneringsalternativ 3 som i grundfallet påvisade kortast pay-off tid på 10,3 år. Hacket 

som ses i resultatkurvorna i figur 38 och 39 beror på att efter 15 års drifttid upphör 

elcertifikaten och ger således ett sämre resultat. Figur 38 visar hur resultatet förändras under 

avskrivningstiden om elpriset skulle stiga med 2 respektive 4 % per år. 

Resultat (kkr) 

4500 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

2018 

2019 

66 

2020 

2021 

2022 

2023 

2024 

2025 

2026 

2027 

Resultat 4 % 

Resultat 2 % 

Resultat Grundfall 

Figur 38. Resultatsförändringen om elpriset stiger med 2 respektive 4 % per år under de närmaste 20 driftsåren 

jämfört mot grundinvesteringens resultat där elpriset antas vara konstant förutom prisökningen beroende på 

inflationen. 

Figur 39 visar hur resultatet förändras om biobränslepriset stiger med 1 respektive 2 % per år 

under avskrivningstiden utan att några andra åtgärder görs. Resultatet blir negativt efter år 

2025 vid en ökning på 2 % utöver inflationen.


Resultat (kkr) 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

-500 

-1000 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

2018 

2019 

67 

2020 

2021 

2022 

2023 

2024 

2025 

2026 

2027 

Resultat 

Grundfall 

Resultat 1 % 

Resultat 2 % 

Figur 39. Resultatet påverkas om biobränslepriset stiger med 1 respektive 2 % per år, jämfört med 

grundresultatet (översta kurvan). Detta är väntat eftersom energimängden som baseras på biobränsle är stor 

vilket leder till att förändringar i bränslepriset får ett direkt genomslag på resultatet. Skulle detta scenario 

inträffa måste fjärrvärmepriset samtidigt ökas för att resultatet skall bibehållas. 

5.3 Övriga jämförelseresultat av dimensioneringsalternativen 

I tabell 5-12 sammanfattas ytterligare parametrar som påvisar skillnaden mellan de olika 

dimensioneringsalternativen. Dimensioneringsalternativ 1 är den anläggning som täcker störst 

andel av årsenergibehovet med ångpannan, ÅP, samt har den högsta utnyttjningstiden för 

turbinen. Alt 4 är det alternativ som har den billigaste totala investeringskostnaden per 

installerad panneffekt. Dimensioneringsalternativ 1 är också det alternativ som ger störst 

vinster för miljön i form av minskade utsläpp av CO2 med ca 5 300 ton/år. 

Tabell 5-12: Skillnader mellan dimensioneringsalternativen 

Andel bio i ÅP Utnyttjningstider Investeringsnivå Kondenseringseffekt Minskade utsläpp 

[%] [h/år, turbin/motor] [Mkr/MWpanna] [MW] [ton CO2/år] 

Alt 1 86,3 3 986 8,25 6,7 5 300 

Alt 2 84,6 3 894 8,71 6,5 2 000 

Alt 3 86,1 3 942 6,23 7,1 3 500 

Alt 4 85,9 3 602 6,13 7,2 3 000 

5.4 Resultat av delmål 1 och 3 

Delmål 1 avfärdades tidigt under förarbetet efter att driftstatistik från befintlig anläggning 

hade studerats. Detta beror på att befintlig panneffekt inte räcker till att förse nätet med energi 

i sådan utsträckning att det skulle vara intressant att bygga om befintlig anläggning till 

kraftvärme, då panneffekten helt enkelt är för liten. 

Delmål 3 skulle leda till en dyrare investering än att bygga om den befintliga anläggningen. 

Detta beror bland annat på att markarbeten, nya vägar, ny kulvert samt anslutningsledningar 

mot yttre elnät skulle krävas. Enligt Wärtsilä AB och Järnforsen AB skulle en komplett ny 

anläggning i denna storleksordning och strax däröver idag kosta runt 80-110 Mkr.


6 DISKUSSION 

Dimensioneringsalternativ 3 ger den bästa pay-off tiden. Därefter kommer, i tur och ordning, 

alternativ 1, 4 och 2. Detta vittnar om hur viktigt det är att hålla nere investeringsvivån för 

småskaliga kraftvärmeanläggningar. Simuleringsresultatet för alternativ 2 ger ett osannolikt 

lågt alfa-värde. Enligt Gunnar Hellström på Pannpartner AB skall ångmotorn ge ett bättre 

elutbyte med högre ångdata. Man kan här misstänka att den offert som pannpartner 

tillhandahöll är missvisande då den isentropa verkningsgraden uppgick till endast 56 % enligt 

tabell 3-2. På grund av att simuleringsresultatet är baserat på dygnsmedeleffekter så skulle de 

dimensionerande effekterna på pannorna respektive turbinerna/motorerna bli något högre om 

timmedelvärden hade varit tillgängliga. 

Vid användning av optimeringsverktyg skall man veta att dessa ger ett resultat efter vilka 

förutsättningar modellen har att jobba med. I detta fall kan osäkerheten i simuleringsresultatet 

bero på främst tre saker. Dels så har samtliga isentropa verkningsgrader antagits vara 

konstanta, vilket de i verkligheten inte är. Men på grund av att leverantörerna inte gav 

information om hur dessa varierar beroende på ångflödet, så har det varit svårt att ta med 

denna aspekt i simuleringsmodellen. Detta leder till att främst turbinerna ger mer energi än 

vad de i verkligheten skulle göra. Nästa antagande är att jag använt mig av utseendet på 

varaktigheten från år 2005 vilket kanske inte symboliserar ett normalår men som dugligt 

återspeglar nätets behov. Varaktighetsutseendet påverkar storlekarna på pannan och 

turbinen/motorn. Det tredje grova antagandet är att jag inte tar hänsyn till att dagens 

anläggning är utrustad med rökgaskondensering. Anledning till detta är för att 

rökgaskondensering har en direkt negativ inverkan på elutbytet men behöver för den delen 

inte nödvändigtvis vara negativ ur en totalekonomisk synvinkel för hela anläggningen. 

Anledning till varför den inte tagits med i modellen beror på att den påverkar 

returtemperaturen med en rad samband beroende på flera variabler (rökgasens fukthalt, TR, 

massflöde mm) som gör det hela mycket komplext att optimera. Driftinformationen om 

rökgaskondenseringen är för bristfällig för att den skulle gå att ta med i simuleringsmodellen. 

Vid en utvärdering av valet av dimensioneringsmetod så kan i tabell 5-12 ses att 

simuleringsresultatet för dimensioneringsalternativ 1 ger en optimal kondenseringseffekt på 

6,7 MW och är då det alternativ som täcker störst andel av nätets årsenergibehov med sina 

86,3 %. Effekten stämmer väl med den teoretiskt optimala kondenseringseffekten för nätet i 

Strömsund som uppgick till 6 MW och 88,6 % i täckningsgrad enligt tabell 3.4 i avsnitt ”3.6.1 

Dimensionering av pannor”. Nämnas bör också att skillnaden mellan en 6 och 7 MW i 

täckningsgrad är endast 0,6 % enligt tabell 3-4. Med denna jämförelse så kan slutsatsen dras 

att optimeringsprogrammet väljer ungefär samma storlekar som man skulle göra vid 

konventionell dimensionering. Utnyttjningstiden för turbinen/motorn väljs dock lägre än vad 

som många gånger används vid konventionell dimensionering. Detta är troligare ett mer 

optimalt resultat då fullasttiden är lägre för turbiner verksamma i små kraftvärmeverk. 

Vid en jämförelse mellan ångturbinerna i dimensioneringsalternativ 1 och 3 kan nämnas att, 

trots ett högre elutbyte i alternativ 1 så påvisar den mättade ånganläggningen, alt 3, bättre 

lönsamhet. Detta beror troligen främst på investeringsnivåskillnaden då den uppgår till 8,25 

Mkr/MWpanna för alternativ 1 och till 6,23 Mkr/MWpanna för alternativ 3. 

68


Valet av pannverkningsgraden har en stor inverkan på anläggningens totalverkningsgrad. Den 

är här satt till 85 % för samtliga anläggningstyper vilket kanske kan diskuteras, men 

vetskapen om hur stor del av de totala förlusterna för pannutrustningen som är beroende av 

just panntypen är okänd. Troligt kan vara att totalverkningsgraden för alternativ 1 och 2 bör 

ligga något högre än för alt 3 och 4 enligt teoriavsnittet ”3.2 Ångpannor” angående skillnaden 

mellan vattenrörs- och rökrörspannor. 

Elpriset antas konstant under hela året. Om hänsyn togs till prisvariationen under året skulle 

detta leda till något bättre kalkyler eftersom elpannan går största delen på sommaren, då priset 

är lägre, medan turbinen/motorn levererar som mest energi då elpriset är högt. I 

optimeringsmodellen har årsmedelelpriset från 2006 använts. 

Biobränsleprisets utveckling är en stor osäkerhetsfaktor då kraftvärme och 

biokombinatområdet är under stark utveckling. Det är många nya anläggningar som kan 

komma att konkurrera om biobränslet. Även de uppskattade priserna för ombyggnationen av 

anläggningen innehåller en stor osäkerhetsfaktor då dessa inte är förankrade i någon 

budgetoffert. För att erhålla en budgetoffert måste ombyggnationen detaljprojekteras vilket 

inte är gjort i denna förstudie. Men eftersom samma pris är antaget för de bägge 

anläggningstyperna så går fortfarande resultatet att jämföra sinsemellan. Även budgetofferten 

för rörentreprenaden är en stor osäkerhetsfaktor då även den bör detaljprojekteras för att ge en 

mer exakt bild av kostnaden. 

För att öka chanserna till att producera kraftvärme i Strömsund med ökad lönsamhet så 

kommer här några förslag till vad som skulle kunna bidra till detta: 

• Utöka värmesänkan genom förtätning av fjärrvärmenätet, samkörning med t ex en 

pelletsfabrik eller en ihopbyggnad med industriområdet. 

• Utöka anläggningen med möjlighet till kondensdrift via kyltorn eller i älven då 

värmebehovet på fjärrvärmenätet är lågt (så kallad blandkondenskörning) 

• Koppla fjärrvärmedrivna absorptionskylmaskiner mot fjärrvärmenätet för att producera 

fjärrkyla till lokaler som har det behovet under sommarmånaderna. 

En ytterligare faktor som skulle öka lönsamheten för dagens värmeverk eller ett framtida 

kraftvärmeverk skulle vara att rengöra abonnenternas värmeväxlare. Värmeväxlare blir med 

tiden skitiga och kan inte tillgodogöra sitt behov genom befintligt flöde och 

temperaturdifferens. Detta har genom åren kompenserats med att man från värmeverket höjer 

flödet samt framledningstemperaturen. Detta leder på sikt till sämre energiutnyttjande, då 

förlusterna i nätet är proportionella mot ökande temperatur, och skulle i ett kraftvärmeverk 

leda till att ett mindre elutbyte fås genom att kondenseringstrycket blir högre då 

returtemperaturen ökar. För att få ett så effektivt system som möjligt så skulle nätets samtliga 

abonnenter rengöra sina undercentraler för att verket skall kunna bibehålla en låg returtemp. 

Att returtemperaturen blivit högre i Strömsund med tiden är ett känt fenomen genom 

erfarenhet från tidigare driftsstatistik. 

En av de största svårigheterna med förstudien har varit att få fram information och vettiga 

prisuppgifter från leverantörer. Detta kan bero på att fråge- och informationsunderlaget har 

varit tunt, vilket har gjort det svårt för leverantörerna att uppskatta rimliga kostnader och hur 

deras samband beroende på den installerade effekten ser ut. Genom studier av dagens 

värmeunderlag och dess varaktighet så har detta tillsammans med valet av ångdata utgjort 

underlaget till offertbeställningarna. Förfrågan gjordes för ett antal olika anläggningsstorlekar 

69


som på så sätt har kunnat påvisa prisutvecklingssambandet beroende på anläggningens 

storlek. 

En intressant fortsättning på denna förstudie skulle vara att titta på effekterna av att förse 

fjärrvärmenätet med en ackumulatortank. Forskningen och utvecklingen inom 

kraftvärmeområdet är under stark utveckling och det innebär att eventuellt i framtiden 

ytterligare tekniker kommer att tas fram som kanske kommer att påvisa en bättre lönsamhet 

än de som idag finns tillgängliga. 

70


7 SLUTSATSER 

Utifrån resultaten kan följande slutsatser dras: 

• Huvudslutsatsen av denna förstudie är att det är tekniskt möjligt att etablera småskalig 

kraftvärme i Strömsund då teknik och kunskap inom området finns. Småskalig 

kraftvärme, med förutsättningarna i denna förstudie, får nog däremot ses som olönsam 

med normala krav på lönsamhet. Detta beror främst på att investeringsnivån blir för hög i 

förhållande till möjlig elproduktion. Den lägsta pay-off tiden för ett kraftvärmesystem 

uppgår till ca 10,3 år med dagens anläggningspriser, vilka troligt även kommer att öka i 

framtiden. Pay-off tiden bör betraktas med en viss osäkerhetsmarginal då anläggningen 

måste detaljprojekteras för att ge ett mer pålitligt svar. 

• För småskaliga kraftvärmeanläggningar är investeringsnivån viktigare att hålla nere än att 

bygga en anläggning med bra alfa-värde. Detta påvisas av skillnaden i resultatet mellan 

dimensioneringsalternativ 1och 3 då den anläggningen med lägre elutbyte ger en kortare 

pay-off tid beroende på den lägre investeringsnivån. 

• Storleken på investeringen inverkar mer på pay-off tiden för motoralternativen än för 

ångturbinalternativen. Ångmotorerna är också känsligare för el- och biobränsleprisets 

variation. 

• Biobränsleprisets inverkan på känsligheten är större än elprisets. Detta beror på främst på 

det låga alfa-värdet som erhålls med turbiner/motorer i dessa storlekar. Den producerade 

elenergimängden är så liten jämfört med värmeenergimängden. 

• Resultatet är mycket känsligt för om biobränslepriset skulle stiga under 

avskrivningsperioden. För att bibehålla resultatet måste fjärrvärmepriset höjas vilket i 

detta fall kan beslutas av bolaget. Elprisets utveckling går däremot inte att påverka då det 

styrs av spotpriset på den nordiska elbörsen. 

• Resultaten från dimensioneringsalternativ 3 och 4 lämpar sig bra för att utvärdera vilken 

av ångturbin- respektive ångmotortekniken som lämpar sig bäst vid småskalig kraftvärme. 

De bägge alternativen genererar ungefär samma investeringsnivå. Trots att 

motoralternativen simuleras med en högre isentrop verkningsgrad så erhålls en mindre 

elproduktion och sämre lönsamhet. Motorns stora nackdel är att den inte klarar av att 

hantera mottryck lägre än 1,5 bar(a) vilket är en stor nackdel i kraftvärmesammanhang. 

71


8 REFERENSER 

[1] Torbjörn Andersson, Jämtlandsvärme AB, 

intervju, 2006 

[2] Ulf Olofsson, driftpersonal i Strömsund, 2006 

[3] Ensam, Tomas Franzén, LiU-TEK-LIC 

2004:21, ISBN 91-7373-948-0 

[4] Patrick Buitenhuis, E.ON Värme Sverige AB, 

telefonintervju, 2006 

[5] Tord Jonsson, Wärtsilä AB, telefonintervju, 

2006 

[6] Nordpools hemsida, www.nordpool.se, besökt 

2006-12-01 

[7] Ingemar Holmlund, civilingenjör, 


[8] Kraftvärme i framtiden, elforskrapport 05:37, 

november 2005 

[9] Fördubbling av kraftvärme ger stora 

minskningar av klimatpåverkan, svensk fjärrvärme, 

pressmeddelande 2005-12-02 

[10] Fjärr- & kraftvärme i framtiden, svensk 

fjärrvärme , rapport februari 2004 

[11] Mikael Mazur, Siemens Turbomachinery AB, 


[12] Energiteknik, Henrik Alvarez, studentlitteratur 

2003, ISBN 91-44-02894-6 

[13] Thermodynamics- an engineering approach, 

Yunus A.Cengel, McGraw- Hill Higher Education 

2002, ISBN 0-07-112177-3 

[14] Energifaktaboken, Gunnar Dahlvig, sjätte 

upplagan Liber AB 1989, ISBN 91-40-80020-2 

[15] Kraftvärmesystem, kurspärm ht-05, Umeå 

Universitet 

[16] Rainer Backman, Umeå Universitet, 


[17] Småskalig biobränslebaserad kraftvärme – 

förutsättningar för standardiserade lösningar med 

avseende på teknik och bränslen i ett 

systemperspektiv, värmeforskrapport A9-809, 

januari 2001 

[18] Turbomaskiner, kurspärm ht-05, Umeå 

Universitet 

[19] Erik Österlin Energi konsult AB, 


[20] Gunnar Hellström, Pannpartner AB, 


[21] Kjell Olsson, E.ON Värme Sverige AB, 


[22] Elkraft, Alf Afredsson, tredje upplagan Liber 

AB 2000, ISBN 91-47-01549-7 

72 

[23] Ulf Söderlind, Mittuniversitetet i Härnösand, 


[24] Fjärrvärme, teori, teknik och funktion, Svend 

Freidriksen, Sven Werner, studentlitteratur 1993, 

ISBN 91-44-38011-9 

[25] Helge Karlsen, Rör och apparatmontage AB 

(RAMAB), telefonintervju, 2006 

[26] Energianvändning, kurspärm vt-06, Umeå 

Universitet 

[27] Optimala ångdata för biobränsleeldade 

kraftvärmeverk, värmeforskrapport A9-830, april 

2002 

[28] Tord Björklund, ÅF Kontroll AB, 


[29] Endre Balint, WEB Energi HB, telefonintervju 

2006 

[30] Örjan Lundberg, exjobbshandledare, E.ON 

Värme Sverige AB 

[31] El från nya anläggningar, elforskrapport 03:14, 

juni 2003 

[32] Carl-Uno Lindin, E.ON Värme Sverige AB, 


[33] Stefan Jacobsson, Värmesvets AB, 

telefonintervj, 2006 

[34] Frida Edling, KMW Energi, telefonintervju, 

2006 

[35] Energimyndigheten, infobrev, november 2006 

[36] Rekommendationer för säker drift av 

ångledningssystem med höga tryck och 

temperaturer, Värme och kraftsektionens 

skadegrupp, Jan Storesund, Det norske Veritas AB 

[37] Johan Vinberg, Weckman AB, telefonintervju, 

2006 

[38] Wikipedias hemsida, www.wikipedia.se, 

besökt 2006-11-01 

[39] LINDO Systems hemsida, www.lindo.com, 

besökt 2006-10-01 

[40] Simulering och optimering av energisystem, 

kursmaterial vt-06, Umeå Universitet 

[41] Småskalig kraftvärme med parallellkopplade 

tandemturbiner, värmeforskrapport, A4-321, dec 

2004 

[42] Energimyndigheten, nyhetsbrev nr 3, 2006 

[43] Energimyndigheten, ”Det här är 

elcertifikatsystemet”, 2004-04-23


9 BILAGOR 

Bilaga 1 

Tabell B1-1: Driftstatistik från år 2003 

År 2003 Jan Feb Mar April Maj Juni Juli/Aug Sep Okt Nov Dec 

MWh/mån 

Fastbränsle 2604 2968 2261 2255 1416 0 0 0 1475 2531 2782 

RGKA 380 590 555 554 255 0 0 0 423 848 903 

Oljepannor 551 571 16 8 16 0 0 16 40 121 411 

Elpanna 0 0 0 0 0 485 210 809 433 0 0 

Sjukan 389 472 98 91 0 700 1154 866 312 0 0 

Totalt/månad 3924 4601 2930 2908 1687 1185 1364 1691 2683 3500 4096 

Andel olja 1752 5,7% Tot 2003 

Andel el 1937 6,3% 30 570 MWh 

Andel fastbr. 26881 87,9% 



MWh/mån 

Fastbränsle 3012 2521 2776 1777 913 0 0 0 903 2654 2573 

RGKA 943 562 490 334 49 0 0 0 247 741 683 

Oljepannor 540 259 232 0 121 0 32 0 45 81 58 

Elpanna 358 0 0 0 255 570 175 607 730 77 9 

Sjukan 0 353 206 0 210 591 1382 830 452 161 109 

Totalt/månad 4853 3695 3704 2111 1549 1160 1590 1437 2376 3714 3431 


Andel el 2781 9,4% 29 620 MWh 




MWh/mån 

Fastbränsle 3123 2379 2629 2201 1430 0 0 0 1793 2378 2821 

RGKA 737 524 262 225 192 0 0 0 176 453 205 

Oljepannor 40 227 178 65 40 65 0 32 24 40 97 

Elpanna 186 544 443 0 0 330 327 800 0 44 0 

Sjukhuset 74 73 141 0 0 765 1305 543 0 237 408 

Totalt/månad 4161 3747 3653 2491 1662 1159 1632 1375 1993 3152 3532 


Andel el 2675 9,4% 28 558 MWh 


i


Bilaga 2 

MWh 

MWh 

MWh 

5000 

4500 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

5500 

5000 

4500 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

4500 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

Energifördelning 2003 






ii 

Sjukan 

Elpanna 

Oljepannor 

RGKA 

Fastbränsle 

Sjukan 

Elpanna 

Oljepannor 

RGKA 

Fastbränsle 

Sjukhuset 

Elpanna 

Oljepannor 

RGKA 

Fastbränsle


Bilaga 3 

Tabell B3: Ingående komponenter i rörentreprenaden. 

Huvudångledning 

Säkerhetsventiler 

Avstängningsventiler 

Ånglåda 

Reducerventiler 

Matarvattentank 

Matarvattenledning 

Matarvattenpumpar + frekvensstyrning 

Spädvattenbehandling 

Doserpumpar 

Provtagningsrigg (3-7 punkter) 

Blandbäddsfilter 

Avhärdning 

Omvänd osmos (RO) 

Kondensatkärl + kondensatledningar 

Bottenblåsningsutrustning (ångdom) 

Kallvattensystem 

Tryckluftssystem 

Märkning 

Isolering 

Upphängning 

Drifttagning 

Konstruktionsberäkning 

Övrigt 

iii


Bilaga 4 

Tabell B4: Lönsamhetskalkyl för dimensioneringsalternativ 1. 

År 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

Såld Energi 

Fjärrvärme MWh/år 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 27 000 

El MWh/år 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 4 814 

Behov 

Biobränsle MWh/år 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 30 500 

Flis MWh/år 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 

Elpanna MWh/år 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 2 065 

Olja MWh/år 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Priser 

Fjärrvärme kr/MWh 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 570 

Spotpris el kr/MWh 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 

Cert pris kr/MWh 183 183 190 200 220 240 245 250 255 260 265 270 276 281 286 0 0 0 0 0 

Energiskatt el + övrigt kr/MWh 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 287 

El kr/MWh 643 643 650 660 680 700 705 710 715 720 725 730 736 741 746 460 460 460 460 460 

Elpanna kr/MWh 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 

Biobränsle kr/MWh 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 

Flis kr/MWh 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 

Oljapris totalt kr/MWh 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 913 

Oljepris inkl frakt kr/MWh 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 

Energi + CO2 skatt olja (full) kr/MWh 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 

D & U kr/MWh 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 

Intäkter 

Fjärrvärme Mkr/år 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 

El Mkr/år 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 2 2 2 2 2 

Summa Mkr/år 18 18 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 18 18 18 18 18 

Kostnader 

Biobränsle Mkr/år 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 

Flis Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

D&U Mkr/år 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 

Elpanna Mkr/år 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 

Olja Mkr/år 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Summa Mkr/år 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 

KAPITALKOSTNAD 

Investering Mkr 65 

Avskrivningstid år 20 

Årlig avskrivning Mkr/år 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 

Balans 65 62 59 55 52 49 46 42 39 36 33 29 26 23 20 16 13 10 7 3 

Ränta 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 

Årliga kapitalkostnader Mkr 5 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3 

SAMMANSTÄLLNING (löpande penningvärde) 

Inflation 

Annual Inflation % 1,5 1,4 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 

Inflation factor 101,5 102,9 104,7 106,5 108,3 110,1 112,0 113,9 115,8 117,8 119,8 121,8 123,9 126,0 128,1 130,3 132,5 134,8 137,1 139,4 

Intäkter (Infaltionsskyddat) 

Fjärrvärme Mkr 16 16 16 16 17 17 17 18 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 21 

El Mkr 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 5 3 3 3 3 3 

Totalt Mkr 19 19 19 20 20 21 21 21 22 22 23 23 23 24 24 23 23 24 24 25 

Kostnader (Inflationsskyddat) 

D & U Mkr 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 

Elpanna Mkr 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 

Biobränsle Mkr 6 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 

Flis Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

Olja Mkr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Avskrivningar Mkr 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 5 

Totalt inkl ränta Mkr 18 18 18 19 19 19 19 19 20 20 20 20 20 21 21 21 21 22 22 22 

Resultat efter kapitalkostnader kr 0,68 0,81 0,99 1,18 1,43 1,69 1,86 2,04 2,23 2,41 2,60 2,79 2,98 3,17 3,37 1,74 1,87 2,01 2,14 2,28 

Avkastning på investerat kapitlal % 4,0% 4,3% 4,7% 5,1% 5,8% 6,5% 7,1% 7,8% 8,7% 9,7% 11,0% 12,5% 14,5% 16,9% 20,3% 13,7% 17,4% 23,6% 36,0% 73,2% 

Ackumulerat kassaflöde Mkr -62 -58 -54 -49 -45 -40 -34 -29 -23 -17 -11 -4 2 9 17 24 30 36 43 49 

År 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 

Pay-Off 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 12,6 12,7 12,7 12,8 11,9 12,1 12,3 12,5 12,5 

iv


60,00 

40,00 

20,00 

0,00 

-20,00 

-40,00 

-60,00 

-80,00 

9 

0,7 0,8 1,0 1,2 1,4 1,7 1,9 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 

2 

3,2 3,4 1,7 1,9 2,0 2,1 2,3 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018-42019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

-62 

-58 

-54 

-49 

-45 

-40 

4,0% 4,3% 4,7% 5,1% 5,8% 6,5% 7,1% 

Resultat efter kapitalkostnader Avkastning på investerat kapitlal Ackumulerat kassaflöde 

Figur 40. Ekonomisk kalkyl dimensioneringsalternativ 1 

-34 

-29 

-23 

-17 

23,6% 

20,3% 

16,9% 

17,4% 

14,5% 

12,5% 

13,7% 

7,8% 8,7% 

9,7% 

11,0% 

v 

-11 

17 

24 

30 

36 

36,0% 

43 

73,2% 

100% 

49 

90% 

80% 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0%


Bilaga 5 


År 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

Såld Energi 


El MWh/år 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 1 867 

Behov 


Flis MWh/år 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 

Elpanna MWh/år 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 2 134 

Olja MWh/år 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Priser 





El kr/MWh 643 643 650 660 680 700 705 710 715 720 725 730 736 741 746 460 460 460 460 460 

Elpanna kr/MWh 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 


Flis kr/MWh 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 




D & U kr/MWh 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 

Intäkter 


El Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

Summa Mkr/år 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 16 16 16 16 16 

Kostnader 

Biobränsle Mkr/år 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 

Flis Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

D&U Mkr/år 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 

Elpanna Mkr/år 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 

Olja Mkr/år 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Summa Mkr/år 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 





Balans 60 57 54 51 48 45 42 39 36 33 30 27 24 21 18 15 12 9 6 3 

Ränta 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 



Inflation 





El Mkr 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 

Totalt Mkr 17 17 17 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 22 21 22 22 22 23 


D & U Mkr 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7 7 7 8 

Elpanna Mkr 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 


Flis Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

Olja Mkr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 



Resultat efter kapitalkostnader kr -1,09 -0,99 -0,88 -0,76 -0,61 -0,47 -0,35 -0,24 -0,12 0,00 0,12 0,24 0,36 0,48 0,60 0,01 0,11 0,21 0,31 0,40 


Ackumulerat kassaflöde Mkr -57 -55 -53 -51 -48 -46 -43 -40 -37 -33 -30 -26 -22 -18 -14 -9 -5 -1 3 7 

År 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 

Pay-Off (interpolerat) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18,3 18,3 18,3 

vi


20,00 

10,00 

0,00 

-10,00 

-20,00 

-30,00 

-40,00 

-50,00 

-60,00 

-70,00 

-0,1 0,0 0,1 0,2 0,4 0,5 0,6 0,0 0,1 0,2 0,3 3 0,4 

-1 

2007 -1,1 2008 -1,0 2009 -0,9 2010 -0,8 2011 -0,6 2012 -0,5 2013 -0,4 2014 -0,2 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

-5 

-57 

-55 

-53 


-51 

-48 

-46 

-43 

-40 

-37 

1,2% 1,3% 1,4% 1,5% 1,7% 2,0% 2,2% 2,4% 2,7% 3,0% 3,4% 3,9% 4,5% 5,3% 6,3% 3,1% 3,9% 5,3% 


-33 

vii 

-30 

-26 

-22 

-18 

-14 

-9 

8,1% 

7 

16,5% 

100% 

90% 

80% 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0%


Bilaga 6 


År 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

Såld Energi 


El MWh/år 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 3 138 

Behov 


Flis MWh/år 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 

Elpanna MWh/år 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 1 884 

Olja MWh/år 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Priser 





El kr/MWh 643 643 650 660 680 700 705 710 715 720 725 730 736 741 746 460 460 460 460 460 

Elpanna kr/MWh 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 


Flis kr/MWh 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 




D & U kr/MWh 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 

Intäkter 


El Mkr/år 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 

Summa Mkr/år 17 17 17 17 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 17 17 17 17 17 

Kostnader 

Biobrämsle Mkr/år 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 

Flis Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

D&U Mkr/år 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 

Elpanna Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

Olja Mkr/år 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Summa Mkr/år 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 





Balans 48 46 43 41 39 36 34 31 29 27 24 22 19 17 14 12 10 7 5 2 

Ränta 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 



Inflation 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 





El Mkr 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 2 2 2 2 2 

Totalt Mkr 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 22 22 22 23 22 22 23 23 23 


D & U Mkr 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 

Elpanna Mkr 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 


Flis Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

Olja Mkr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 





Ackumulerat kassaflöde Mkr -46 -42 -37 -33 -28 -23 -18 -13 -7 -2 4 10 17 23 30 37 43 49 56 62 

År 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 

Pay-Off (interpolerat) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10,3 10,3 10,4 10,5 10,6 10,7 9,9 10,1 10,3 10,5 10,5 

viii


80,00 

60,00 

40,00 

20,00 

0,00 

-20,00 

-40,00 

-60,00 

17 

10 

1,7 1,8 1,9 2,1 2,3 2,5 2,6 2,8 2,9 3,1 3,2 4 3,4 3,6 3,7 3,9 2,9 3,0 3,1 3,3 3,4 

-2 

46,2% 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

-7 

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

-46 

-42 

-37 

6,4% 6,9% 7,4% 8,1% 


-33 

-28 

-23 

-18 

-13 

8,9% 9,8% 10,8% 11,9% 13,1% 14,6% 16,5% 18,7% 


ix 

23 

25,1% 

21,5% 

30 

37 

29,9% 

26,8% 

34,1% 

43 

49 

70,5% 

143,5% 

56 

100% 

90% 

62 

80% 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0%


Bilaga 7 


År 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

Såld Energi 


El MWh/år 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 2 786 

Behov 


Flis MWh/år 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 2 783 

Elpanna MWh/år 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 1 851 

Olja MWh/år 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Priser 





El kr/MWh 643 643 650 660 680 700 705 710 715 720 725 730 736 741 746 460 460 460 460 460 

Elpanna kr/MWh 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 762 


Flis kr/MWh 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 




D & U kr/MWh 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 

Intäkter 


El Mkr/år 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 

Summa Mkr/år 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 

Kostnader 

Biobrämsle Mkr/år 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 

Flis Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

D&U Mkr/år 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 

Elpanna Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

Olja Mkr/år 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Summa Mkr/år 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 





Balans 48 46 43 41 38 36 34 31 29 26 24 22 19 17 14 12 10 7 5 2 

Ränta 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 



Inflation 





El Mkr 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 2 2 2 2 

Totalt Mkr 17 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 22 22 22 22 22 22 23 23 


D & U Mkr 6 6 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 

Elpanna Mkr 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 


Flis Mkr/år 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 

Olja Mkr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 





Ackumulerat kassaflöde Mkr -46 -43 -40 -37 -34 -31 -27 -24 -20 -16 -12 -7 -3 2 7 12 16 21 25 30 

År 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 

Pay-Off (interpolerat) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13,6 13,6 13,6 13,1 13,3 13,4 13,6 13,6 

x


80,00 

60,00 

40,00 

20,00 

0,00 

-20,00 

-40,00 

-60,00 

23 

17 

10 

1,7 1,8 1,9 2,1 2,3 2,5 2,6 2,8 2,9 3,1 3,2 4 3,4 3,6 3,7 3,9 2,9 3,0 3,1 3,3 3,4 

-2 

46,2% 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 

-7 

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 

-46 

-42 

-37 

6,4% 6,9% 7,4% 8,1% 


-33 

-28 

-23 

-18 

-13 

8,9% 9,8% 10,8% 11,9% 13,1% 14,6% 16,5% 18,7% 


xi 

25,1% 

21,5% 

30 

37 

29,9% 

26,8% 

34,1% 

43 

49 

70,5% 

143,5% 

56 

100% 

90% 

62 

80% 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0%

utredning av möjligheterna till kraftvärmeproduktion i strömsunds

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?