Fjärrvärme sticker ut som den vanligaste uppvärmningsformen i Sveriges tätorter. Genom centraliserad produktion och distribution minskar fjärrvärme energiförluster jämfört med individuella alternativ och utsläpp förflyttas utanför bebyggelsen. Sverige är en optimal plats för grön fjärrvärmeutveckling tack vare samarbetstraditioner med energiintensiv industri och skogens resurser, som minskar beroendet av fossila bränslen. Luleå energi har levererat fjärrvärme sedan 1970-talet och är därmed en etablerad aktör som har chansen att vara central i energiomställningen för hela regionen. Att återvinna och ta vara på restprodukter blir allt viktigare när samhället går mot en fossilfri cirkulär ekonomi. Luleå Energi har redan ett försprång i att sedan länge ha använt restprodukter från industrin för att tillgodose kundernas fjärrvärmebehov, men nya utmaningar väntar.

Syftet med examensarbetet är att undersöka hur nya industrietableringar på Svartön och Hertsöfältet kan integrerasi fjärrvärmenätet i Luleå. Nätet och existerande spetsanläggningar ska anpassas för att möjliggöra att restvärme frånindustrier på Svartön är huvudsaklig energikälla i nätet samtidigt som fossila pannor ersätts i linje med Luleå Energisplan om fossilfri normalproduktion till år 2027.

I dagens fjärrvärmenät i Luleå består huvudproduktionen av förbränning av restgaser från SSAB. När SSAB ställer om till fossilfri stålproduktion kommer restgaserna att upphöra och Luleå Energi måste se över andra alternativ för att försörja effektbehovet i fjärrvärmenätet. Under kommande år etableras flertalet gröna industrier på Svartön och Hertsöfältet i Luleå som antas kunna leverera fjärrvärme i form av restvärme. De flesta av industrierna kommer att vara elintensiva och produktionen präglas av stor intermittens. Bland dessa ingår SSAB:s nya stålverk som beräknas kunna leverera 100 MW fjärrvärme vid 100 °C, samt andra anläggningar som tillsammans med SSAB antas kunna bidra med totalt 230 MW fjärrvärme. 

Modellering och simulering av fjärrvärmenätet i Luleå genomfördes i programmet Netsim. Luleå Energi tillhandahöll modeller över existerande nät som uppdaterades med framtida, planerade ändringar och som sedan användes som grund för modellering och simulering. Programmet använder en iterativ beräkningsprocess för att beräkna tryck, tryckfall, flöden och temperaturer i fjärrvärmenätet. Simuleringar utfördes först på separata modeller av nätverket på Svartön och Hertsöfältet, där tre olika sätt att ansluta de nya industrierna undersöktes, Modell 1-3. Därefter simulerades hela Luleås fjärrvärmenät enligt den definition som togs fram för fossilfri normalproduktion. Ny fossilfri produktion adderades i nätverket beroende på produktionscenario från industrierna på Svartön. Normalproduktion definierades som all produktion som sker vid en utomhustemperatur på -20 °C eller varmare och då tilläts endast fossilfri produktion i nätet i enlighet med Luleå Energis mål. Det var svårt att definiera normalproduktion för industrierna på Svartön eftersom att planering för byggnation och produktionstart i många fall ännu inte påbörjats. Därför användes olika produktionscenarier för att se hur olika definitioner av normalproduktion från industrierna skulle påverka fjärrvärmenätet, från 100 % av industriernas maximala kapacitet ner till 0 % produktion från Svartön i steg om 25 %. Om normalproduktion för industrierna sedan visar sig ligga mellan 25 och 100 % till exempel, så är åtgärder för scenarier ned till 25 % nödvändiga för fossilfri normal produktion. Ekonomiska jämförelser gjordes med annuitetsmetoden. Annuiteten för de olika modellerna över inkopplingen av industrierna på Svartön samt kostnaden för att pumpa respektive dimensionera upp en ledning, jämfördes.

Resultaten för simuleringarna på modellerna av det nya nätverket på Svartön och Hertsöfältet visade att den nya produktionen innebar ett högre flöde än vad nätet är dimensionerat för vilket gemensamt för alla modeller resulterade i för höga differenstryck mellan fram- och returledning hos kund. I Modell 1 kunde 172 MW levereras utan att några tryckproblem uppstod och för att leverera fulla 230 MW behövde två nya pumpstationer installeras till en annuitet av 2,73 Mkr. I Modell 2 kunde 216 MW levereras utan att tryckproblem uppstod och 230 MW kunde levereras genom att tillfälligt strypa flödet hos fem kunder under kalla dagar samt installera en ny pumpstation till en annuitet av 2,34 Mkr. I Modell 3 kunde 78 MW levereras utan tryckproblem och inga åtgärder ansågs genomförbara.

Simuleringar på hela Luleås nya fjärrvärmenät visade att vid produktionsscenario 100 % från Svartöns industrier så räckte den fossilfria spetslast som idag finns installerad i nätet medan vid 0 % produktion från industrierna på Svartön behövdes hela 115 MW ny fossilfri produktion adderas i nätet för att uppfylla definitionen om fossilfri normalproduktion. Då en anläggning producerade i nätets nordvästra del så uppstod färre tryckproblem i nätets centrala delar. Om ingen anläggning producerade i nätets nordvästra del så begränsade det hur mycket effekt som kunde levereras från nätets centrala delar innan tryckproblem i området uppstod. Att ingen produktion fanns i nätets nordvästra delar innebar att pumparna i de centrala delarna behövde pumpa mer än vad nätet är dimensionerat för, för att hålla trycket i nätets nordvästra delar. För att åtgärda tryckproblemen undersöktes att antingen dimensionera upp en lång ledning med relativt låga tryckfall eller att sprida ut pumpningen genom att bygga en ny pumpstation på vägen från nätets centrala delar till de nordvästra delarna. Annuiteten för att dimensionera upp ledningen var 10,6 Mkr medan annuiteten för att pumpa var 0,47 Mkr och rekommenderades därför som åtgärd. Det uppdagades även att produktionen i nätets sydvästra del i många fall var begränsad av tryckproblem i området, vilket innebar att ingen ny fossilfri produktion var aktuell där. Inget flöde kunde tillåtas lämna området då pumpstationen i området då arbetade mot flödet och därmed inte kunde åtgärda tryckproblemen.

I arbetet finns osäkerheter kring ingående data i och med att ett framtida scenario undersöks. Om de effekter och temperaturer som industrierna angett inte stämmer överens med verkligheten så kan modellerna som arbetet tagit fram fortfarande användas men simuleringarna behöver då göras om för att säkerställa resultaten. Mindre produktion än förväntat på Svartön innebär att mer fossilfri produktion krävs vid spetsanläggningar men att tryckproblemen på Svartön minskar och åtgärderna där blir färre. Blir produktionen istället större än förväntat så gäller det omvända.

Som slutsats rekommenderades Modell 2 för konstruktion vid inkoppling av nya industrier på Svartön. Aronstorp blir en flaskhals i det nya fjärrvärmenätet där differenstrycket mellan fram- och returledning avgör hur mycket värme som kan distribueras från Hertsöfältet, Svartön och Aronstorp kombinerat. Ingen produktionsanläggning krävs i den nordvästra delen av nätet men då krävs det i stället att en ny pumpstation installeras för att höja trycket mot området. En lednings längd och tryckfall visade sig vara avgörande för om det är ekonomiskt fördelaktigt att dimensionera upp ledningen eller att pumpa längs ledningen. Ett lägre tryckfall innebär att en längre del av ledningen måste dimensioneras upp för att få samma effekt som vid pumpning. En generell slutsats är att den maximala produktionen från spetsanläggningarna i fjärrvärmenätet av det ökade flödet som beror på den sänkta framledningstemperaturen. Sammanfattningsvis kan justeringar av fjärrvärmenätet möjliggöra integration av intermittent restvärme i Luleås fjärrvärmenät och stödja Luleå Energis mål om en fossilfri normalproduktion.

District heating stands out as the most common form of heating in Swedish urban areas. Through centralized production and distribution, district heating reduces energy losses compared to individual alternatives and relocates emissions outside of the densely populated cities. Sweden is an optimal place for green district heating development thanks to tradition of the energy sector collaborating with energy intensive industries and forest resources, which reduce reliance on fossil fuels. Luleå Energi has been providing district heating since the 1970s and is thus an established player with the opportunity to be central in the energy transition for the entire region. Recycling and utilizing residual products are becoming increasingly important as society moves towards a fossil free circular economy. Luleå Energi already has an advantage in having long utilized residual products from the industry to meet the district heating needs of Luleå, but new challenges await.

The purpose of the thesis is to investigate how new industrial establishments on Svartön and Hertsöfältet can be integrated into Luleå's district heating network. The network and existing peak load facilities should be adapted to allow residual heat from industries on Svartön to be the main energy source in the network, this while replacing fossil fueled boilers in line with Luleå Energi's plan for fossil free normal production by 2027.

In Luleå's current district heating network, the base load facility burns residual gases from SSAB's steel production. However, the production at SSAB is changing and the residual gases that is now used for heat production will soon be not available. Instead, in the near future, several green industries established on Svartön and Hertsöfältet in Luleå are expected to supply district heating in the form of residual heat. Most of the industries will be electricity-intensive, and their production will be characterized by significant intermittency. Among the industrial establishments is SSAB's new steel mill, which is estimated to deliver 100 MW of district heating at 100 °C. Combined, the new industrial facilities are expected to contribute a total of 230 MW of district heating.

Modeling and simulation of Luleå's district heating network were conducted using the software Netsim. Luleå Energi provided models of the existing network, which were updated with planned changes and then used as a basis for modeling and simulation. Netsim uses an iterative calculation process to determine pressures, pressure drops, flows, and temperatures in the whole district heating network. Simulations were first conducted on separate models of the Svartön and Hertsöfältet network, where three different ways to connect the new industries were examined, Model 1 through 3. The entirety of Luleå's district heating network was then simulated according to the definition developed for fossil free normal production. New fossil free production was added to the network depending on the production scenario from the industries on Svartön. Normal production was defined as all production occurring at an outdoor temperature of -20 °C or warmer allowing only fossil free production in the network in line with Luleå Energi's goals. It was difficult to define normal production for the industries on Svartön since most are in the planning state and a date for production start has not yet been set. Therefore, different production scenarios were used to see how various definitions of normal production from the industries would affect the district heating network, ranging from 100 % of the industries' maximum capacity down to 0 % in steps of 25 %. If normal production for the industries then turns out to lie between 25 % and 100 %, measures for scenarios down to 25 % are necessary for fossil free normal production. Economic comparisons were made using the annuity method of depreciation. The annuity for Model 1 through 3 of connecting the industries on Svartön, as well as the cost of pumping or scaling up a pipeline, were compared.

The results of the simulations on the models of the new network on Svartön and Hertsöfältet showed that the new production resulted in a higher flow than what the network is dimensioned for, which in all models resulted in too high differential pressures between the supply and return lines at the consumer end. In Model 1, 172 MW could be delivered without any pressure problems and to deliver the full 230 MW, two new pump stations needed to be installed at an annuity of 2,73 MSEK. In Model 2, 216 MW could be delivered without pressure problems, and 230 MW could be delivered by temporarily regulating the flow at five consumers on cold days as well as installing one new pump station at an annuity of 2,34 MSEK. In Model 3, 78 MW could be delivered without pressure problems and no measures were considered feasible.

Simulations on the entirety of Luleå's district heating network showed that with a production scenario of 100 % from the industries on Svartön, the existing fossil free peak load in the network was sufficient, while with 0 % production from the industries on Svartön, a total of 115 MW new fossil free production needed to be added to the network to meet the set definition of fossil free normal production. When a facility was in production in the northwest part of the network, fewer pressure problems occurred in the central parts of the network. On the other hand, if no facility produced in the northwest part of the network, this limited how much heat could be delivered from the central parts of the network before pressure problems occurred in the area. If there was no production in the northwest parts of the network, the pumps in the central parts had to pump more than the network pipeline is dimensioned for to maintain pressure in the northwest parts. To address these problems, either scaling up a long pipeline with relatively low pressure losses or spreading out the pumping by building a new pump station on the way from the central parts of the network to the northwest parts was considered. The annuity for scaling up the pipeline was 10,6 MSEK, while the annuity for pumping was 0,47 MSEK, and pumping was therefore recommended as measure. It was also found that production in the southwest part of the network was often limited by pressure problems in the area, which meant that no new fossil free production was feasible there. No flow could be allowed to leave the area since the pump station in the area then worked against the flow and therefore could not address the pressure problems.

There are some uncertainties in the data used in the study due to investigating a future scenario. If the capacities and temperatures specified by the industries do not match reality, the models developed in this study can still be used, but the simulations need to be redone with the correct data to ensure the results. Less production than expected on Svartön means that more fossil free production is required at peak facilities, but the pressure problems on Svartön decrease, and the needed measures there become fewer. If production is greater than expected, the opposite applies.

In conclusion, Model 2 was recommended for construction when connecting new industries on Svartön. Aronstorp becomes a bottleneck in the new district heating network where the differential pressure between the supply and return lines determines how much heat can be distributed from Hertsöfältet, Svartön, and Aronstorp combined. No production facility is required in the northwest part of the network, but without it a new pump station must be installed to increase the pressure towards the area. The length of a pipeline and the pressure drop are crucial parameters in determining whether it is economically advantageous to increase the diameter of the pipeline or to pump along it. A lower pressure drop means that a longer section of the pipeline must be scaled up to achieve the same effect as when pumping. A general conclusion is that the maximum production from peak load facilities in the district heating network is limited by the increased flow, from the lowered supply temperature. In summary, adjustments to the district heating network can enable the integration of intermittent residual heat into Luleå's district heating network and support Luleå Energi's goal of fossil free normal production.