A method for predicting consumer heat power usage was examined, for the purpose of implementing such a method in simulation models of the district heating distribution network at Stockholm Exergi. This was to enhance the results of such simulations and aid the company’s work with distribution optimization. A method based on power signatures, which are models currently used in many applications, was examined. The method aspired to describe the consumption patterns of consumers over time and temperature, categorize consumers according to these patterns and then implement the results in the simulation models. The addition of a time parameter to the signatures resulted in an improved and more consistent prediction quality. Categorizing the consumers mathematically caused only a minor decrease in the prediction quality and resulted in better prediction quality than the categorization system currently used. Stockholm Exergi is adviced to keep examining mathematical categorization of consumers as such a categorization has several advantages to the one currently used. It is also recommended to examine options to Termis for performing individual consumer predictions as the program is not well suited for it. Such options could be other software or add-ons to Termis which make such predictions more viable.

PiteEnergi har anlagt ett nytt småskaligt fjärrvärmenät på Haraholmen utanför Piteå. Idag finns endast en kund på nätet, men då det i framtiden förväntas en exploatering av industrier förväntas det även fler kunder till nätet. Spillvärme från biodieselfabriken Sunpine förser fjärrvärmenätet med värme. PiteEnergi äger även en oljepanna på Haraholmen som förser en del lokaler och cisterner med värme. I nära anslutning till oljepannan finns det även fem stycken bergrum som tidigare har använts för lagring av eldningsolja och gasol. Dessa bergrum har tagits ur bruk och står i dagsläget vattenfyllda. Det här öppnar upp för idén om att lagra överskottsvärme i bergrum under sommaren för att sedan nyttja denna värme då värmebehov uppstår. En utredning av de tekniska och ekonomiska förutsättningarna för värmelagring i bergrum har utförts i det här arbetet. Inledningsvis utfördes en analys över den energimängd som är möjlig att lagra, detta gjordes genom att utföra en studie över bergrummens utformning och storlek samt över berggrundens termiska egenskaper. Vidare undersöktes värmeproduktionen och värmelastens variation över året för att utreda när och hur stora energimängder som är möjliga att lagra. Då den framtida värmelasten är okänd, sattes två olika scenarier upp för att utreda den maximala effekten i nätet vid ett optimalt användande av värmelager. I båda dessa scenarier ingick det även att ersätta den befintliga oljepannan. En CFD-analys över värmeförlusterna utfördes med programmet ANSYS, Fluent 18.0. Arbetet avgränsades till att enbart kolla på ett oljebergrum som rymmer 100 000 m3. En ekonomisk analys utfördes över investeringens lönsamhet dessutom gjordes en ekonomisk jämförelse med att investera i en pelletspanna.  Resultatet från simuleringen visar att värmeförlusterna stabiliserar sig efter 5 års lagringscykler med en verkningsgrad runt 85 %, sett till tillförd och bortförd energimängd i lagret. Resultaten från den ekonomiska analysen visar att en investering av ett värmelager har en ekonomisk bra potential med kort återbetalningstid på under 5 år.

Gävle Energi AB har lagt fram förslag på en ny prismodell som är säsongsberoende och ger en bättre återspegling av konsumenternas riktiga energiuttag. Den nya prismodellen är uppdelad i ett effektpris och en energiavgift. Effektpriset baseras på energiuttaget i fastigheten vid en utomhustemperatur på -10°C. Energipriset varierar över året och har till uppgift att återspegla kostnaden för att producera värmeenergin, det är meningen att den ska vara kostnadsneutral för producenten. Har kunden ett väl fungerande värmesystem med låga effektuttag blir kostnaden lägre och vice versa. Kunder som riskerar att erhålla en förhöjd kostnad är de med mer avancerade energisystem. I fallstudien undersöks Gävle Energi ABs huvudkontor på Näringen i Gävle. Huvudkontoret är en fastighet som har ett komplicerat energisystem och högt energiuttag vilket gör att det riskerar att få förhöjd avgift. För att undersöka hur det kan undvikas har en energikartläggning främst på värmesystemet i fastigheten utförts. Målet var att hitta sätt att sänka både energibehovet och kapacitetsbehovet. I fastighetens energisystem finns det fyra stycken ventilationsaggregat, golvvärme, fönsterapparater, luftvärmare, två kylmaskiner samt frikyla. All tillförd värme i fastigheten kommer från fjärrvärmen. För de mätdata som inte finns tillgängliga görs rimliga antaganden, för att sedan stödja teorierna kompletteras dessa med beräkningar. Det mest okomplicerade sättet att få ner kostnaden har visat sig vara genom att sänka inomhustemperaturer. Efter sänkning av inomhustemperaturen med 1°C samt temperatursänkning i garaget erhålls ett nytt kapacitetsbehov på 4 720 kWh/dygn. Vilket kan jämföras med det ursprungliga kapacitetsbehovet som låg på 5 011 kWh/dygn. Den totala energibesparingen för dessa åtgärder uppgår till drygt 51 MWh.     Det finns också en del oväntade åtgärder där överskottsvärme från kylkompressorn kan återanvändas. Förändrade luftflöden i ventilationen kan också ge stora kostnadsreduceringar på både energi och effektpriset. / Gävle Energi AB has put forward proposals for a new pricing model that is seasonal dependent and provides a better reflection of consumers' real energy outages. The new pricing model is divided into an power price and an energy price. The power price is based on the energy consumption of the property at an outdoor temperature of -10°C. The energy price varies over the year and is intended to reflect the cost of producing the heat energy, which is intended to be cost neutral for the producer. If the customer has a well-functioning heating system with low power output, the cost will be lower and vice versa. Customers who are at risk of getting an increased cost are those with more advanced energy systems. In the case study, Gävle Energi AB's head office is being investigated. The head office is a property that has a complicated energy system and high energy output, which makes it possible to get an increased fee. In order to investigate how it can be avoided, an energy survey has mainly been carried out on the heating system in the property. The goal was to find ways to reduce both the energy demand and the capacity requirement. In the property's energy system there are four ventilation units, underfloor heating, windows, air heaters, two cooling machines and free cooling. All added heat in the property comes from district heating. For the measurement data that are not available, reasonable assumptions are made, and then supporting the theories are supplemented by calculations. The most uncomplicated way to reduce costs has been shown by lowering indoor temperatures. After lowering the indoor temperature by 1°C and a temperature reduction in the garage, a new capacity requirement of 4 720 kWh/day will be obtained. Compared to the original capacity requirement of 5 011 kWh/day. The total energy saving for these measures amounts to around 51 MWh. There are also some unexpected measures where excess heat from the refrigeration compressor can be reused. Changed airflows in the ventilation can also cause major cost reductions on both energy and power prices.

No description available.

Ökade växthusgasutsläpp leder till klimatförändringar vilket påverkar miljön och livet på jorden. En del i att motverka dessa förändringar är att ställa om energisystemets beroende av fossila bränslen till förnyelsebara energikällor. I Sverige förväntas kärnkraften avvecklas vilket innebär att någon annan form av elproduktion måste ersätta den förlorade produktionen i kärnkraften. Dessutom sker en ökning av intermittenta energikällor som vindkraft och solel där elproduktionen inte kan styras. Omställningen innebär att nya krav ställs på elnätet för att kraftbalansen ska bibehållas. Elproduktionen i kraftvärmeverk, vilken är beroende av värmeproduktionen och därmed värmebehovet, har potential att bidra med flexibilitet och reglering av elsystemet. Trots det finns indikationer på att andelen kraftvärme i Sveriges energisystem kommer att reduceras. Kraftvärmens fördelar måste därför lyftas då den kan ha stor betydelse för Sveriges energisystem i framtiden. I det här arbetet studeras elproduktionen i fjärrvärmeanslutna kraftvärmeverk i en medelstor stad i Sverige. Det görs i syfte att undersöka potentialen för en fjärrvärmeansluten villa att med dess fjärrvärmeförbrukning som underlag, täcka sin elförbrukning med elektricitet producerad i fjärrvärmesystemet. Arbetet har utförts i form av en fallstudie på Faluns fjärrvärmesystem där verklig förbruknings- och produktionsdata har använts i olika beräkningar. Med en typvillas fjärrvärmeförbrukning som underlag har den motsvarande elproduktionen i kraftvärmeverken beräknats och jämförts med husets elförbrukning. Dessutom har beräkningar utförts för att analysera vilket förhållande mellan el- och total fjärrvärmeproduktion (αsystem-värde) som krävs för att månaden då elförbrukningen är som högst, ska täckas med elektricitet producerad i kraftvärmeverken. Resultaten visar att αsystem-värdet på 0,18 i genomsnitt, är för lågt för fjärrvärmesystemet att täcka en villas elförbrukning med elektricitet baserad på villans fjärrvärmeförbrukning. Lägst försörjningsgrad inträffar under sommarmånaderna medan den under den kalla delen på året är betydligt högre där den som högst uppgår till 80 %. Det αsystem-värde som krävs för att försörjningsgraden ska vara 100 % månaden då elförbrukningen är som högst är 0,24 vilket är ett fullt rimligt α-värde för biobränslebaserade kraftvärmeverk. Elproduktionen är likväl för liten även med det teoretiskt beräknade αsystem-värdet för att en villas elförbrukning på årsbasis ska kunna försörjas med elektricitet producerad i fjärrvärmesystemet baserat på villans fjärrvärmeförbrukning. Några månader under vinterhalvåret täcks elförbrukningen emellertid till fullo. Med dagens utformning på stadens fjärrvärmesystem och den teknik som idag finns är det inte möjligt att öka förhållandet mellan el- och fjärrvärmeproduktion tillräckligt mycket för att nå en försörjningsgrad på 100 %. Däremot täcks en stor del av elförbrukningen vintertid, vilket är då elnätet är som mest belastat i Sverige. Det innebär att en villa med dess fjärrvärmeförbrukning och den elektricitet som genereras till följd, bidrar positivt till kraftbalansen i Sveriges elnät.

The district heating system of Gävle will within a few years likely undergo changing routines in production and a rising demand for heat, which will increase the need for flexibility and availability in the production units. It is therefore relevant to study the economic potential of installing a thermal storage at the largest production unit in the system; Bomhus Energi. For storing heat over short time spans in district heating networks it is common to use heat accumulators. A model of the district heating system was created within an existing model structure. The system was simulated in scenarios where electricity price, electricity certificate price and heat demand were varied. For each scenario four different sizes of heat storages were tested. The reduction in production cost was used to calculate the payback time for each accumulator. None of the accumulators received a payback time shorter than the economic lifespan of 20 years. The second largest storage (4000 m3) received the shortest payback times, the best result being 23 years in the scenario of increased heat demand. The results for the largest storage (20000 m3) indicates on a large potential under certain circumstances. The study concludes that a heat accumulator would not be profitable under the investigated circumstances. However, it indicates that there are cases where a heat storage of the right size could be a good investment. For further study it is recommended to investigate the case of greater heat demand and accumulators with a volume between 4000 - 20000 m3.

På kraftvärmeverket där Växjö Energi AB bedriver fjärrvärmeproduktion i Växjö och har vid en rutinkontroll gjort en datorsimulering av tryckförhållandena i fjärrvärmenätet och upptäckt ett onormalt tryckfall lokaliserat till huvudventilen för returvattnet.Arbetet är en utvärdering av åtgärdsförslag och tekniska- samt ekonomiska analyser i samband med tryckfallet över huvudventilen där det konstateras att tryckfallet orsakas av en blockering i ventilen och inte på grund av andra orsaker som felinställningar eller bristande underhållsarbete. Det konstaterades även ett tryckfall över ett smutsfilter i samband med ventilen.Tekniska och ekonomiska analyser visar att det onormalt höga tryckfallet medför ett ökat vattenpumparbete och i samband med det även en ökad elkostnad som är 7,7 % högre jämfört med ett idealt tryckfall över ventilen vilket anges av ventilens tillverkare, och utan tryckfall över smutsfiltret.Kostnadsförslag vid ett driftstopp av huvudanläggningen för att elda på reservanläggningar, som endast kan elda med bio-olja, medan åtgärdsarbetet av ventilen och silen utförs beräknat över sju dagar enbart baserat på bränslekostnaden är fem gånger högre jämfört med priset för konventionellt fast skogsbaserat bränsle.

De senaste åren har debatten och kritiken mot fjärrvärmebolagen och hur fjärrvärmemarknaden hanteras varit skarp. Kundens position har varit svag och har du varit ansluten till ett fjärrvärmebolag har du också varit låst till dennes priser och prishöjningar. Arbetet bygger inledningsvis på en litteraturstudie av fjärrvärmens uppbyggnad, historia och dess alternativ. Vi försöker exempelvis reda ut de komplicerade prissättningsmodeller som fjärrvärmebolagen använder sig av. En av de åsikter som har uttryckts kring fjärrvärmen, från kunder, branschorganisationer och politiker är att fjärrvärmemarknaden bör konkurrensutsättas, att ett så kallat tredjepartstillträde ska tillåtas. Den utredning regeringen tillsatte 2009 kom i slutet på april i år med sitt betänkande på just detta. Där förslår de att en lagändring bör ske och att ett generellt tredjepartstillträde bör tillåtas alla fjärrvärmemarknader. Vi går igenom denna utredning grundligt och försöker dra slutsatser kring vad den kan komma att få för betydelse för marknaden i stort, men framförallt hur kunderna situation kommer påverkas. Vi har intervjuat 6 fastighetsbolag och en branschorganisation om deras syn på fjärrvärmen och hur de upplever sin situation. De flesta är överens om att de som stora fastighetsägare har en fördel jämfört med mindre som inte köper lika stora kvantiteter värme. De tycker att fjärrvärmebolagen till viss del är lyhörda för deras åsikter och de flesta av dem tror på att ett tredjepartstillträde kommer sänka priserna, i alla fall på Stockholms fjärrvärmemarknad. För att tydliggöra hur en konkurrensutsatt marknad skulle kunna se ut har vi valt att illustrera detta med ett verkligt fall, den fjärrvärmeupphandlingen som Statens fastighetsverk, Akademiska Hus och Stiftelsen Stockholms Studentbostäder genomförde kring det så kallade Frescatiområdet.

On behalf of Umeå Energi, a study was carried out on how the company can reduce its carbon dioxide emissions from district heating production. Umeå Energi has fifteen production units in Umeå with different types of fuel, which supply the city with district heating. The heat demand governs how many of these units that are running at the same time and the order in which these units start is governed by the company priority. The purpose of this project was to investigate how Umeå Energy can reduce its carbon dioxide emissions by changing the order of priority for these production units. The project has developed four scenarios with different priority conditions and the results shows how much the company reduces its emissions by following these different priority schemes. The presently used priority scheme is planned according to economy, but in the scenarios developed in the project, the priority scheme is controlled from a climate perspective, where the production units carbon dioxide emissions control the prioritization. The scenarios gave mixed results. In the best-case scenario Umeå Energi can reduce its carbon dioxide emissions by almost 80%, but then incineration is de-prioritized, which leads to other problems for the society. In the scenarios where incineration is prioritized, the result does not have as great an impact, but still shows that Umeå Energi can reduce its carbon dioxide emissions significantly by changing the production planning. / På uppdrag av Umeå Energi gjordes en undersökning om hur företaget kan minska sina koldioxidutsläpp i samband med fjärrvärmeproduktion. Företaget har femton olika produktionsenheter runt om i Umeå med olika typer av bränsle som förser staden med fjärrvärme. Värmebehovet styr hur många av dessa anläggningar som är i gång samtidigt och i vilken ordning dessa enheter startar styrs av företagets prioriteringslista. Syftet med detta examensarbete var att undersöka hur Umeå Energi kan minska sina koldioxidutsläpp genom att ändra prioriteringsordningen för dessa produktionsenheter. Projektet har tagit fram fyra scenarion med olika prioriteringsvillkor och kommit fram till hur mycket företaget minskar sina utsläpp genom att följa dessa olika listor. I dagsläget är denna prioriteringsordning planerad efter ekonomi, men i de scenarier som är framtagna i projektet är prioriteringsordningen mer eller mindre styrda utifrån ett klimatperspektiv, där produktionsenheternas koldioxidutsläpp styr prioriteringen. De olika scenarierna gav blandade resultat, i det bästa scenariot kan företaget minska sina koldioxidutsläpp med ungefär 80 %, men då är avfallsförbränningen bortprioriterad vilket leder till andra problem för samhället. I scenarierna där avfallsförbränningen är prioriterad först ger inte resultatet lika stort genomslag, men visar ändå att Umeå energi kan minska sina koldioxidutsläpp markant genom att ändra på produktionsplaneringen.

Två år efter att bostadsrättsföreningen Backadalen gjorde en investering i bergvärme för sina lägenheter på Hisingen, Göteborg, startades ett pilotprojekt vid namn Smart Heat. Syftet med Smart Heat är att drifta borrhål och värmepumpar på ett så kostnadseffektivt sätt som möjligt. Detta görs genom att den billiga värmen som finns på sommaren lagras som bergvärme och används under den kallaste delen av året med hjälp av värmepumpar. Denna rapport tittar på hur optimal en Smart Heat installation kan bli men behandlar endast investering i värmepumpar och borrhål, med begränsningen att temperaturen i borrhålen är mellan 5 till 40◦C. En systemdesign ritades upp och genom linjärprogrammering i MATLAB så optimerades driftningen av borrhål och värmepump utifrån givna indata och antaganden. Denna optimering användes sedan i mjukvaran Earth Energy Design för att simulera temperaturen och ta fram storlek på borrhålslager. Tre olika konfigurationer av effekt och volym på borrhålssystem valdes och undersöktes. Antalet borrhål blev 252, 187 respektive 91 och dessa täcker 90%, 66% respektive 35% av det totala värmebehovet från november till april, exkluderat varmvattenbehovet. Driftnyttan, dvs skillnaden mellan att endast använda fjärrvärme och att kombinera fjärrvärme och borrhål, blev 1,55 MSEK, 1,12 MSEK och 0,58 MSEK. Investeringskostnaden som till 67% bestod av värmepumpskostnaden blev 46, 34 och 17 MSEK, vilket gav en återbetalningstid på runt 50 år för en kalkylränta på 2% för alla tre konfigurationer. Utifrån analysen i denna rapport så dras slutsatsen att en sådan investering med låga temperaturer i borrhålslagret inte själv är ekonomiskt genomförbar. En investering i borrhål och värmepump borde däremot jämföras med andra energikällor vid utbyggnad av områden utan redan fungerande fjärrvärmenät eller annan värmekälla. Ekonomiskt så är kostnaden av värmepump det som påverkar resultatet mest. Möjliga åtgärder för att sänka kostnaden av en sådan investering är en högre temperatur i borrhålen och en lägre framledningstemperatur till bostäderna, vilket gör värmepumpar mindre nödvändiga för systemet. För de tre olika scenarierna i denna rapport så kan ingen slutsats dras att fjärrvärmesystemets effektbalans skulle påverkas på ett negativt sätt. Avslutningsvis så är bergvärme kombinerat med fjärrvärme en lösning som borde undersökas vidare och den kan vara en viktig del för att uppnå en högre mängd förnyelsebar energi på energimarknaden. / In 2017, two years after the housing association Backadalen made an investment in geothermal heat for 20% of its apartments in Hisingen Gothenburg, a pilot project called Smart Heat was started. The purpose of Smart Heat is to operate boreholes and heat pumps in the most cost-effecient way possible. This means that the cheap heat that is available in the summer is stored as geothermal energy and used during the coldest part of the year with the help of heat pumps. This report looks at how an optimal Smart Heat installation can provide the best profitablility. This thesis is limited to a temperature in the boreholes at 5 to 40 degrees and only deals with investments in heat pumps and boreholes. A system design was drawn up and then optimized on given input using linear programming in MATLAB. This optimization was then used in the program Earth Energy Design to simulate the temperature and derive borehole layer size. Three different configurations of power and capacity of borehole systems were selected and investigated. The number of boreholes were 252, 187 and 91, which covers 90%, 66% and 35%, respectively, of the total heat demand from November to April, excluding the hot water requirement. The operating benefit, i.e. the difference between using only district heating and combining district heating and boreholes, was 1.55, 1.12 and 0.58 million SEK. The investment cost, whereof 67% consisted of the heat pump cost, was 46, 34 and 17 million SEK, giving a payback time of around 50 years at a discount rate of 2% for all three configurations. The conclusion is that an installation like Smart Heat with limited temperatures in the boreholes is not by itself economically feasible. On the other hand, an investment in boreholes and heat pumps should be compared with other energy sources and further investigated in the development of areas without already functioning district heating networks or other renewable heat sources. Economically, the cost of a heat pump impacts the result the most. Some options for reducing the cost of such an investment is through a higher temperature in the boerholes and a lower supply temperature to the houses. By changing these temperatures, the heatpump will be less necessary to the system. For the three different scenarios in this report, the power balance of the district heating system would not be adversely affected. Finally, geothermal heat combined with district heating is a solution that should be investigated further and which can be an important part of achieving a higher amount of renewable energy in the energy market.