Stigande kostnader för bränsle samt pressade elpriser gör att produktionen för ett kraftvärmeverk bundet till ett fjärrvärmenät måste optimeras. I denna rapport presenteras en ”Mixed integer linear programming” modell över Skogsbacka kraftvärmeverk, dess ackumulatortank, extrapannor och Lyckseles fjärrvärmenät tänkt att kortsiktigt optimera energiproduktionen. Kraftvärmeverket har en panneffekt på 50 MW och turbineffekt på 16 MW. Modellen tar hänsyn till fjärrvärmenätets framledningstemperatur och returtemperatur samt hur dessa parametrar påverkar kraftvärmeverkets drift samt hur de påverkar ackumulatortankens lager och laddning. Även en enkel modell för att bestämma behovet i fjärrvärmenätet efter utetemperatur och tidpunkt på dygnet ges.Resultatet av arbetet visar att modellen kan simulera och optimera driften för Lyckseles kraftvärmeverk med driftfall som direktkondensering, mottryckskörning, rökgaskondensering samt extern kylning med en trimkylare. Vid jämförelse mot gamla data visade modellen att en besparing på 800 000 kr år 2012, 600 000 kr år 2013 och 200 000 kr de fyra första månaderna 2014 gick att åstadkomma med optimerade driftscheman. Rökgaskondensering visade sig kunna spara 1,5 miljoner kr år 2012. Optimeringen visade sig ge störst skillnad vid kalla perioder med höga och varierande spotpriser och att begräsningar i panneffektens ändringshastighet och turbinens effekt var nödvändiga för att få ett optimeringsschema med praktisk möjlighet. Modellen för fjärrvärmelast visade sig fungera bra på att simulera behovet på lång sikt men gav större avvikelser på kort sikt. Modellen för lasten bör därför förbättras genom att ta hänsyn till andra väderfaktorer som vind och sol / Rising prices for biofuel and a more competitive energy market makes the use of optimization of heat and electricity production in a cogeneration plants necessary. In this report a mixed integer linear programming model of Skogsbacka cogeneration plant, heat storage tank, heat water boiler and Lycksele district heating network is proposed. The model takes into account the forward and return temperature of the water in the district heating network and how it affects the operation of the cogeneration plant and the heat storage tank. A simple model describing the heat demand in the district heating network is also proposed. The model was made in Matlab using Optimization toolbox.The resulting model successfully optimized the energy production of Skogsbacka cogeneration plant with different operation modes such as direct condensing, backpressure operation, auxiliary cooling and flue gas condensation. The model showed that the operation cost for the system could be reduced by 800 000 kr for year 2012, 600 000 kr for year 2013 and 200 000 for the first four months of 2014. The use of flue gas condensing was shown to reduce the operation cost for year 2012 by 1.5 million kr by reducing the amount of fuel used. The use of unique restrictions for Skogsbacka cogeneration plant such as a maximum change in power for the boiler and turbine was required to achieve optimization that were not only possible in theory but also in practice. The model of the heat demand in the district heating network proved to predict the load for longer periods of time but for shorter periods the total heat predicted was not good enough. The model should be improved to take weather conditions such as wind and sun into account.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UPSALLA1/oai:DiVA.org:umu-91803 |
| Date | January 2014 |
| Creators | Vennström, Per |
| Publisher | Umeå universitet, Institutionen för tillämpad fysik och elektronik |
| Source Sets | DiVA Archive at Upsalla University |
| Language | Swedish |
| Detected Language | Swedish |
| Type | Student thesis, info:eu-repo/semantics/bachelorThesis, text |
| Format | application/pdf |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
Page generated in 0.0028 seconds