Kils Energi är ett litet fjärrvärmenät med 620 abonnenter, de flesta villor. Med en låg linjetäthet är det viktigt att ha så låga kostnader som möjligt, och därmed ett effektivt system där så mycket som möjligt av värmen används. För att i framtiden kunna besluta om förbättringar i systemet behövs en utredning av systemet för djupare förståelse av hur nätet fungerar idag. För att lära känna systemet utreddes i detta examensarbete var den abonnent som hade det lägsta differenstrycket, var de största tryckfallen fram till denna abonnent skedde, hur detta differenstryck skulle kunna förbättras och om det är ekonomiskt försvarsbart. Samt vilken framledningstemperatur som idag har den lägsta driftskostnaden, vad som skulle hända med trycket om den framledningstemperaturen skulle hållas vid -20˚ Celsius och vilket flöde som är det högsta möjliga innan maxtrycket på 16 bar nås. Med hjälp av simuleringsprogrammet Netsim hittades en abonnent vid namn UC 5692 med ett lägsta differenstryck på 39 kilo Pascal vid -20˚ Celsius. Största tryckfallet kunde bestämmas vid ledning P54, P704 och P1210 med över 200 pascal tryckfall per meter. Förändring av styrning mot UC 5692 erhölls ett lägsta differenstryck på 99,5 kilo Pascal för UC 5692. Det högsta flödet uppmättes till cirka 120 kg/s och togs fram i NetSim genom att öka effektuttaget från kunderna. Med hjälp av Excel räknades det fram en kurva med lägsta driftskostnad mellan 77-88˚ Celsius. Detta togs fram med hjälp av 2012 års driftdata från Kils Energi. Att installera en extra pump i nätet för att säkerställa det lägsta differenstrycket till accepterad nivå gav en högre driftskostnad, vilket inte skulle vara ekonomiskt försvarsbart då investeringen aldrig skulle ha någon payback i form av lägre driftkostnad. Att ändra styrningen mot UC 5692 är en enkel och billig lösning för att förbättra drifttrycket utan att lägga ned något större arbete i åtgärden. Den billigaste framledningstemperaturen är 85˚ Celsius. När framledningstemperaturen hölls på 85˚Celsius vid -20˚Celsius utomhustemperatur blev tryckfallet över 200 Pascal per meter i stora områden i nätet jämfört med vanlig drift. En eventuell kombination skulle kunna vara att ändra styrningen och samtidigt försöka hålla sig så nära den billigaste framledningstemperaturen som möjligt, för att minska driftskostnaderna. Med tanke på den globala uppvärmningen som gör att vintrarna blir mildare så borde det vara möjligt att hålla en framledningstemperatur på 85˚ större delen av året. Dock borde en undersökning göras i NetSim, när framledningstemperaturen bör höjas vid sjunkande ute-temperaturer, för att undvika för höga flöden som orsakar höga tryckfall. Detta för att optimera driften och veta när det är dags att höja framledningstemperaturen för att undvika för höga tryckfall när effektbehovet ökar. / Kil Energy is a small district heating network with 620 subscribers, mostly villas. With a low line density, it is important to have as low a cost as possible, and thus an effective system where as much as possible of the heat is used. In order to eventually be able to decide on improvements in the system needed an investigation of the system for deeper understanding of how the Internet works today. To get to know the system investigated in this thesis was the subscriber who had the lowest differential pressure, was the largest pressure drops up to this subscriber occurred, how this differential pressure could be improved and whether it is economically feasible. And the supply temperature as today has the lowest operating cost, what would happen to the pressure of the flow line temperature should be maintained at -20˚ Celsius and which flow is the maximum possible before maximum pressure of 16 bar is reached. Using simulation program NetSim found a subscriber named UC 5692 with a minimum differential pressure of 39 kilopascals at -20˚ Celsius. Maximum pressure drop could be determined at line P54, P704 and P1210 with over 200 Pascal pressure drop per meter. Change in control against UC 5692 obtained a minimum differential pressure of 99.5 kilopascals UC 5692nd The highest flow was measured to be about 120 kg / s and was developed in NetSim by increasing the power output from the customers. With the help of Excel a chart was made with the lowest operating cost between 77-88˚ Celsius. This was developed with the help of the 2012 operating data from Kil Energy. To install an additional pump in the network in order to ensure the lowest differential pressure to acceptable levels yielded a higher operating cost, which would not be economically viable when the investment would never have any payback in the form of lower operating cost. To change the governance against UC 5692 is a simple and inexpensive solution to improve the operating pressure without putting down any major work in action. The cheapest supply water temperature is 85˚ Celsius. When the flow temperature was held at 85˚Celsius at -20˚Celsius outdoor temperature was pressure drop across 200 Pascals per meter in large areas of the network compared to regular operation. A possible combination could be to change the steering while trying to keep as close to the cheapest, the supply temperature as possible, to reduce operating costs. Given the global warming that makes the winters are milder then it should be possible to keep a flow temperature of 85˚ most of the year. However, should be investigated in NetSim, when the flow temperature should be increased with decreasing outside temperatures, to avoid the high flows that cause high pressure drops. This is to optimize the operation and know when it is time to raise the supply temperature to avoid excessive pressure drop when the power demand increases.

På LKAB:s anläggning i Kiruna finns det tre kulsinterverk med tillhörande avgaspannor som tar tillvara på värmen i avgaserna från kulsinterverken. Dessa avgaspannor är huvudproducenterna av värme i det interna fjärrvärmesystemet som består av åtta olika flödeskretsar som är sammankopplade med värmeväxlare. För att balansera värmeproduktionen i systemet mot konsumtionen finns det oljepannor utplacerade i systemet som förbränner olja när det finns för lite tillgång på värme från avgaspannorna. Vid de tillfällen då värmeproduktionen är för hög i avgaspannorna finns det möjlighet att kyla bort överskottet mot ett klarvattensystem via tre kylvärmeväxlare som är placerade på flödeskretsarna i direkt anslutning till respektive avgaspanna. På grund av komplexiteten i systemet förekommer det att värme kyls bort i kylvärmeväxlarna samtidigt som det förbränns olja i systemet. Målet med examensarbetet är att finna åtgärder som kan minska mängden olja som förbränns samtidigt som det kyls bort värme från avgaspannorna. På grund av komplexiteten i systemet undersöks endast de tre flödeskretsarna i direkt anslutning till avgaspannorna samt deras koppling mot resterande system. Detta medför att antagandet gjordes att det inte finns några andra begränsningar som påverkar möjligheten att överföra värmen från avgaspannornas fjärrvärmeväxlare till förbrukarna i nätet. För att analysera problemet har timvärden för alla relevanta givare i systemet analyserats för 2018. Den onödiga oljeförbränning som sker samtidigt som det kyls bort värme har tagits fram genom att jämföra mängden som förbränns i hela systemet med summan av den värme som kylts bort vid samma tidpunkt i de tre kylvärmeväxlarna. I början av arbetet framkom att det finns en styrning som är kopplad mot avgaspanna 4 (AP4) som ser till att en del av värmen alltid kyls av mot kylvärmeväxlaren för att säkerställa temperaturen i klarvattensystemet. Enligt uppgift från LKAB gjordes antagandet i detta examensarbete att denna extra tillförsel av värme inte är nödvändig och antas därför vara möjlig att nyttja i fjärrvärmesystemet. Vidare påträffades flödesbegränsningar på sekundärsidan av fjärrvärmeväxlarna. Dessa var en del i styrningen av fjärrvärmeuttaget från avgaspannorna men analys visade att begränsningen hade bidragit till att öka oljeförbränningen i systemet genom att minska möjligheten till uttag av spillvärme. Under 2018 förbrändes 12,03 GWh olja samtidigt som värme kyldes bort från avgaspannorna, vilket motsvarar 67% av den totala oljeförbränningen under samma år. Om den avsiktliga bortkylningen skulle upphöra från AP4 skulle detta kunna minska till 10,75 GWh för 2018. Justering av flödesbegränsningarna som är angivna för fjärrvärmeväxlarnas sekundärflöden får en större betydelse. Om dessa skulle höjas från 320 m3/h till 380 m3/h för avgaspanna 2 och från 480 m3/h respektive 350 m3/h till 530 m3/h för avgaspanna 3 respektive 4 skulle den onödiga oljeförbränningen kunna minska till 5,75 GWh under 2018. Kombineras de två åtgärderna skulle det resultera i att endast 4,96 GWh olja skulle förbrännas under 2018 samtidigt som det kyls bort värme. / At LKAB's site in Kiruna, there are three pellet plants with associated systems for heat recovery that take advantage of the heat in the exhaust gases from the pellet plants. These three heat recovery systems are the main producers of heat for the internal district heating system, which consists of eight different flow circuits connected with heat exchangers. To balance the production of district heating in the system against the consumption, there are oil boilers placed in the system. These burn oil when there is too little heat available from the heat recovery system. On occasions when there is too much heat available at the heat recovery system, is it possible to cool off some heat to the process water system using three cooling heat exchangers. This heat exchangers are directly connected to the flow circuits close to each heat recovery system. Due to the complexity of the system operating situations sometimes occur where heat is cooled away to the process water at the same time as it is burning oil in the district heating system. The aim of the thesis is to find measures that can reduce the amount of oil burned while cooling heat from the heat recovery system. Due to the complexity of the system, only the three flow circuits closest connected to the heat recovery systems will be analyzed. Therefore the assumption was made that there are no other restrictions affecting the possibilities of transferring the heat from the district heating heat exchangers connected to the heat recovery systems to the consumers in the grid. To analyze the problem values for each hour during 2018 have been used for all relevant sensors in the system. The unnecessary oil combustion that has occurred while heat has been cooled off to the process water system has been defined by comparing the amount of oil combustion in the entire system during that time with the sum of the heat that cools of at the same time in the three cooling heat exchangers. At the beginning of the work, it was revealed that there is a control coupled to the flow circuit closest to pellet plant 4 which ensures that part of the heat always cools against the cooling heat exchanger, to ensure temperatures in the process water system. According to information from LKAB, an assumption is made that this heat can be used in the district heating system instead. It was also found flow restrictions on the secondary side of the three district heat exchangers. These restrictions were part of the control of the district heating outlet from the three flow circuits, but analysis showed that these limitations had caused an increase in the oil combustion by reducing the possibilities for extraction of waste heat. In 2018, combustion of oil produced 12.03 GWh heat at the same time as heat was cooled off from the heat recovery system, which corresponds to 67% of total oil combustion during the same year. If the intentional cooling to the process water system from pellet plant 4 ceased, this could be reduced to 10.75 GWh for 2018. Adjustments of the flow restrictions specified for the secondary side of the three district heat exchangers resulted in greater improvements. If these were raised from 320 m3/h to 380 m3/h for pellet plant 2 and from 480 m3/h and 350 m3/h to 530 m3/h for pellet plant 3 and 4, respectively, the unnecessary oil combustion could decrease to 5.75 GWh in 2018. Combining the two measures would result in only 4.96 GWh of oil being burned in 2018 while cooling heat to the process water.

Borlänge Energi, BE, owns small district heating, DH, networks in Ornäs and Torsång outside Borlänge, these have high operating costs that are not weighed up by the revenue they make, due to this BE makes a yearly loss on them. Because of this BE wants to connect the small DH networks with the main DH network in Borlänge where the production costs are lower. The technical and economical prerequisites for a connection have therefore been studied. Previous literature has been studied regarding economic parameters for connection of DH networks. Unfortunately, the type of connection that is studied in this report has not been found. The studied literature covers expansion of DH network and connection of larger DH networks, and in most cases, the connecting networks have different owners. Three possible routes were chosen for the connection with Borlänges DH. The current load for Ornäs and Torsång as well as possible new customers was calculated and used to dimension the pipes and calculate the costs for three different scenarios with different loads. Thereafter the costs and incomes from a connection has been calculated, and then used in BEs capital budget where the pay-off time was calculated based on the discounting method. The capital budgets showed that all the routes except one in the base case were profitable within the time frame of 30 years that was set by BE for investments in DH. Sensitivity analyses were made for pay-off time, construction costs and pipe dimension, which showed that the pay-off time is affected by several factors. But was mostly affected if production costs increase or if pipes are dimensioned for a much larger load than what actually is connected in the end. The number of new customers is therefor important to ensure before building the interconnecting pipe. Pipe dimension was affected most by the load as the transition losses are relatively small, and the building costs were affected most by the cost of the DH pipes since they constitute a large part of those costs. Besides from the technical and economical results it has been shown that each and all of the routes have its own prerequisites, where each route has its own pros and cons. All-in-all one route has been chosen as more suitable than the other two, as it besides one of the shortest pay off times also include possibilities to connect new customers along the route. As district heating is dependent on local conditions, in regard to both the technical aspects and the soil composition, the report includes several simplifications and assumptions, which have been made based on local conditions and experience. It is necessary to take this into consideration before attempting to apply the findings of this report in other places than Borlänge. / Borlänge Energi, BE, har fristående fjärrvärmenät i Ornäs och Torsång, dessa har höga produktionskostnader som inte vägs upp av intäkterna från kunderna, varför BE gör en årlig förlust på dem. På grund av detta vill BE koppla samman fjärrvärmenäten med fjärrvärmenätet i Borlänge där produktionskostnaderna är lägre. De tekniska och ekonomiska förutsättningarna för en sammankoppling har därför studerats. Där BE kräver en återbetalningstid inom 30 år. Tidigare litteratur har studerats för att undersöka de viktigaste ekonomiska parametrarna vid sammankoppling av fjärrvärmenät. Tyvärr hittades ingen litteratur kring samma typ av sammankoppling som detta examensarbete undersökt. Den litteratur som hittades handlade i stället om sammankoppling av större nät som i de allra flesta fall ägdes av olika aktörer, eller expansion till helt nya områden. Tre möjliga sträckningar valdes ut för en sammankoppling med Borlänges fjärrvärmenät. Lasten för Ornäs och Torsång samt eventuellt tillkommande nyanslutningar beräknades och utifrån den har ledningar dimensionerats och kostnadsberäknats utifrån tre scenarier med olika last. Därefter har kostnader och inkomster som en sammankoppling medför beräknats som sedan användes i BE:s investeringskalkyl där avbetalningstiden för investeringen beräknades enligt nuvärdesmetoden. Investeringskalkylerna visade att samtliga sträckningar, förutom en, i grundfallet var lönsamma inom den tidsram på 30 år som var uppsatt av BE för investeringar i fjärrvärme. Känslighetsanalyser gjordes för återbetalningstid, anläggningskostnader och rördimension som visade att återbetalningstiden påverkades av flera faktorer men mest om produktionskostnaderna ökar eller om stora delar av de planerade nyanslutningarna faller bort. Anslutningsgraden är därför en viktig parameter att säkerställa att den stämmer innan en transiteringledning byggs. Dimensioneringen påverkades också främst av lasten då transiteringsförlusterna i förhållande relativt små, och anläggningskostnaderna påverkades främst av rörkostnaden som är den största kostnadsposten där. Förutom de tekniska och ekonomiska aspekterna har de olika sträckningarna skilda förutsättningar, där var och en har sina för- och nackdelar. Sammantaget har en sträckning valts ut som mer lämplig än de andra två, då den förutom att den har en av de lägre återbetalningstiderna, har fördelar i form av möjliga nyanslutningar efter vägen. Då fjärrvärme är beroende av lokala förhållanden, både vad gäller teknik och markförhållanden innehåller rapporten flertalet förenklingar och antaganden som gjorts baserat på lokala förhållanden och erfarenheter. Detta måste detta tas i beaktning innan försök görs att applicera resultaten på andra platser än Borlänge.

No description available.

Efterfrågan på GIS i kombination med 3D ökar stadigt. Att dokumentera och visualisera i 3D ger många fördelar. Visualiseringar i 3D är ofta enklare att tolka än 2D-visualiseringar och de är dessutom bättre på att återge olika objekts topologiska förhållande till varandra. Det här arbetet är utfört på uppdrag av Gävle Energi och går ut på att skapa en konverteringsmetod som möjliggör en övergång från 2D-dokumentation till 3D-dokumentation av fjärrvärmenätet. Eftersom 3D-dokumentation medför att höjdvärden blir tillgängliga för detaljerna i den digitala kartan, kan bl.a. flödesberäkningar bli mer noggranna än tidigare. Metoden innebär att en lämplig höjdmodell väljs ut för att användas vid interpolationen med den aktuella 2D-kartan. De interpolerade höjderna justeras därefter med ledningarnas förläggningsdjup. Ledningar med avvikande förläggningsdjup, t.ex. borrade ledningar och ledningar i vatten, identifieras för att hanteras separat. För att beräkna metodens noggrannhet jämförs en stor mängd referenspunkter med de höjdvärden som har beräknats fram. Resultatet visar att metoden genererar tillförlitliga höjdvärden.

I Sverige är fjärrvärme den vanligaste uppvärmningsformen. Vatten värms upp i en fjärrvärmeanläggning och distribueras genom nedgrävda rör i marken, också kallat fjärrvärmenätet. En tillförlitlig energimodell anses vara ett bra och viktigt hjälpmedel för analyser av värmeförluster som uppstår i ett fjärrvärmenät vid distribueringen av det heta vattnet. Sandviken Energis styrning av framledningstemperaturen sker idag utifrån en inställd styrkurva som tar hänsyn till vad det är för utetemperatur. Det var av intresse för studien att jämföra denna styrning med en simulerad framledningstemperatur och identifiera övertemperaturer i Sandviken Energis fjärrvärmenät i Sandviken. Detta gjordes utifrån att undersöka hur olika faktorer påverkade värmebehovet. De påverkande faktorer som studerats i detta examensarbete var följande: utetemperatur, månad, tid på dygnet och vindhastighet. Mätdata gällande valda påverkande faktorer hämtades för perioderna 2015 till och med 2019, analyserades och indelades för att se deras påverkan på värmelasten. Utifrån indelningen av faktorerna utvanns ekvationer från deras effektkurvors trendlinjer. Ekvationerna användes för att skapa en simuleringsmatris för styrningen. En egenskapad masterekvation simulerade den ideala styrningen utifrån simuleringsmatrisen och de krav på påverkande faktorer som ställs av ett exempel-år. Den ideala styrningen beräknades om till en ideal framledningstemperatur och jämfördes därefter med den verkliga framledningstemperaturen. Tillsammans med en värmeförlustsimulering i NetSim, som resulterade i vad sparad energi per grad är värd, kunde besparingspotentialen beräknas. Resultatet visar på att en besparingspotential på 261 MWh är möjlig att uppnå vid en sänkning av framledningstemperaturen för att utesluta övertemperaturer i fjärrvärmenätet, vilket är en minskning med ca 1,8 % jämfört med det verkliga året. Detta skulle motsvara en besparing på ca 70 000 SEK genom en förändring av styrningen. En minskad framledningstemperatur kommer påverka resten av systemet positivt, bland annat för att returtemperaturen kommer minska, rökgaskondenseringens och pannornas effektivitet öka samt minskade utsläpp i form av bland annat CO2, för att nämna några exempel. / In Sweden district heating is the most common form of heating. Water is heated in a district heating plant and distributed through buried pipelines in the ground, also called the district heating network. A reliable energy model is considered to be a good and important tool for analysis of heat losses that occur in a district heating network when the hot water is distributed. Sandviken Energi’s control of the supply temperature is based today on a set control curve that takes into account what the outdoor temperature is. It was of interest to this study to compare this control with a simulated supply temperature and identify overtemperatures in Sandviken Energi’s district heating network in Sandviken. This was done on the basis of examining how different factors affected the heat demand. The influencing factors studied in the thesis were the following: outdoor temperature, month, time of day and wind speed. Measurement data on selected influencing factors were collected for the periods 2015 through 2019, analyzed and subdivided to see their effect on the heat load. From the subdivision of the factors, equations were extracted from the trend lines of their effect curves. The equations were used to create a simulations matrix for the control. A custom master equation simulated the ideal control based on the simulation matrix and the demands on influencing factors set by an example year. The ideal control was recalculated to an ideal supply temperature and then compared with the actual supply temperature. Together with a heat loss simulation in NetSim, which resulted in what energy saved per degree is worth, the savings potential could be calculated. The result shows that a saving potential of 261 MWh is possible to achieve by lowering the supply temperature to exclude excess temperatures in the district heating network, which is a decrease of about 1.8 % compared to the real year. This would correspond to a savings of about 70 000 SEK through a change in control. A reduced supply temperature will have a positive impact on the rest of the system, including reducing the return temperature, increasing the efficiency of flue gas condensation and boilers, and reducing emissions such as CO2, to name a few examples.

Region Uppsala manages the buildings at the hospital area in Uppsala and has in recent years worked intensively with energy efficiency measures affecting the buildings, which have also yielded successful results. To continue Region Uppsala’s energy efficiency effort, Region Uppsala intends to install a local heating and cooling network for the hospital area. The intent of the local heating and cooling network is to enable the transfer of excess heat and cooling. Region Uppsala also plans to install a larger refrigerator (>1,000 kW cooling) that will provide the hospital area with cold and heat.  This project is divided into three major parts, the first part of which involves examining how much residual heat is used from the existing refrigerators in the hospital area today, and what difference the introduction of local heating and cooling networks could make regarding the use of residual heat. The second part of the project consists of investigating the impact a larger refrigerator with 4.4 MW of cooling capacity could have on the hospital area's need for district heating and district cooling. Both the difference in energy and power are investigated. The third and final part of the project consists of examining two different operating strategies for the larger refrigerator to expand its use rate. Then the dimensioning of the cooling capacity of the refrigerator is analysed for the different operating strategies.  The results of the project show that the introduction of a local heating and cooling network in the hospital area could contribute to the use of significantly more residual heat from today's existing refrigerators. Calculations show that the larger refrigerator could reduce the energy demand from both district heating and district cooling by 2,820 MWh and 7,050 MWh respectively, as well as reduce the subscribed power only from the district cooling by 3,830 kW. In addition, the analysis of the dimensioning of the larger cooling machine shows that the cooling capacity would be oversized to the cooling needs in the hospital area.

Fjärrvärmen utgör omkring hälften av all uppvärmning som sker i Sverige idag och har utöver det en viktig roll då den tar vara på mycket energi som annars hade gått till spillo. Att kunna vara ekonomiskt konkurrenskraftig gentemot andra uppvärmningsalternativ är en viktig del för fjärrvärmens fortsatta utveckling. Det finns flera alternativ och möjligheter att göra detta, ett av dem är att hålla nere driftkostnaderna. Det kan bland annat göras genom att minska tryckfallen i näten, som även kan ge en ökad expansionsmöjlighet. Idag används främst avstängningsventiler med reducerande genomlopp i näten, främst på grund av den billigare investeringen. Trots detta saknas en kunskap om hur dessa ventiler påverkar näten sett till tryckfall, drift- och investeringskostnader jämfört med ventiler med fullt genomlopp. För att undersöka detta har två metoder använts för att komplettera varandra och öka förståelsen för ventilerna. Den första metoden beräknade det generella fallet teoretiskt för att se vid vilka flöden som ventiler med fullt genomlopp är mer gynnsamma. Den andra metoden beräknade ett specifikt fall med simuleringar i ett verkligt nät med de olika ventilerna och beräkna vilken som är den mest ekonomiskt gynnsamma. Resultaten av det generella fallet visar att ventiler med fullt genomlopp blir mer gynnsamma när flödeshastigheten överstiger omkring 1 m/s, oavsett dimension, beräknat på under 30 år med ett elpris på 1,50 kr/kWh. Vid dimensionering av nät är det vanligt att använda 1,5 - 2,0 m/s, detta utgör ofta en liten del av nätets drifttid och är ofta lägre. Beräkning av det specifika fallet visade att ventiler med reducerande genomlopp är det ekonomiska alternativet då återbetalningstiden för ventiler med fullt genomlopp var över 600 år vid 1,50 kr/kWh. Utifrån detta kan slutsatsen dras att ventiler med fullt genomlopp inte bör ersätta reducerande genomlopp, utan att det i stället handlar om att identifiera de delar i nätet som utgör, eller kan komma att utgöra, en strypning eller förträngning i nätet där höga flödeshastigheter kan förekomma och möjligtvis byta till fullt genomlopp. / District heating makes up about half of all heating that takes place in Sweden today and, in addition to that, has an important role as it makes use of a lot of energy that would otherwise have been wasted. Being able to be economically competitive against other heating alternatives is an important part of the continued development of district heating. There are several options to do this, one of which is to keep operating costs down. This can be done by reducing the pressure drops in the networks, which can also provide an increased possibility of expansion. Today, shut-off valves with reducing throughput are mainly used in networks, often because of the cheaper investment. Despite this, there is a lack of knowledge about how these valves affect the networks, which is attributed to pressure drop, operating and investment costs compared to valves with full flow. To investigate this, two methods have been used to complement each other and increase the understanding of the valves. In the first method, the general case is calculated theoretically to see at which flows valves with full flow are advantageous. The second method calculates a specific case with simulations in a real network with the different valves and calculates which one is the most economically advantageous. The results of the general case show that valves with full flow become more advantageous when the flow rate exceeds about 1 m/s, regardless of dimension, calculated over 30 years with an electricity price of SEK 1.50 /kWh. When dimensioning networks, 1.5 - 2.0 m/s is a common value, this often constitutes a small part of the network's operating time and is often lower. Calculation of the specific case showed that valves with reducing throughput are the economic alternative as the payback period for valves with full throughput was over 600 years at SEK 1.50/kWh. Based on this, the conclusion can be drawn that valves with full throughput should not replace reducing throughput, but that it is instead a question of identifying the parts of the network that constitute a throttling or constriction in the network where high flow rates can occur and possibly switch to valves with full throughput.