• English
    • norsk
  • English 
    • English
    • norsk
  • Login
View Item 
  •   All institutions
  • Norges miljø- og biovitenskapelige universitet
  • Faculty of Environmental Sciences and Natural Resource Management (MINA)
  • Master's theses (INA)
  • View Item
  •   All institutions
  • Norges miljø- og biovitenskapelige universitet
  • Faculty of Environmental Sciences and Natural Resource Management (MINA)
  • Master's theses (INA)
  • View Item
JavaScript is disabled for your browser. Some features of this site may not work without it.

Lønnsomhet i røykgasskondensering : en økonomisk studie av fjernvarme

Ekanger, Line Rogstad
Master thesis
Thumbnail
View/Open
Masteroppgave LR Ekanger 2013.pdf (5.200Mb)
Permanent link
http://hdl.handle.net/11250/186985
Issue date
2013-08-19
Share
Metadata
Show full item record
Collections
  • Master's theses (INA) [585]
Abstract
Sammendrag

Denne oppgaven har et tredelt formål: Kartlegge kostnader og inntekter som påvirkes ved etablering

av røykgasskondensering i fjernvarmeanlegg, tallfeste endringene gjennom en casestudie, og utvikle en

generell lønnsomhetsmodell for røykgasskondenserende fjernvarmeanlegg.

Røykgasskondensering er en teknologi som gjør det mulig å utnytte varmeenergien i røykgassen. Ved å

kondensere røykgassen reduseres utslippene fra anlegget samtidig som brenselets effektive brennverdi

øker. For å oppnå røykgasskondensering i et anlegg stilles to krav: Brenselet må ha en fuktighetsgrad

på mellom 40 % og 60 %, og temperaturen på returvannet i fjernvarmenettet må være lavere enn

røykgassens kondensasjonspunkt. Returvannets temperatur avhenger av energiopptak og

energiutnyttelse i kundenes anlegg.

Å inkludere røykgasskondenserende teknologi i et fjernvarmeanlegg medfører endringer i prosjektets

lønnsomhet. Endringene i inntektene er minimale ettersom energisalget fra anlegget vil være det

samme uavhengig av valgt produksjonsteknologi. Investeringskostnadene og brenselskostnadene vil

derimot variere med prosjektets teknologivalg. Ved å inkludere røykgasskondensering i anlegg som

bygges i områder hvor kundene allerede har vannbårne oppvarmingssystemer, oppstår i tillegg en

rekke ombyggingskrav knyttet til kundenes anlegg.

I denne oppgaven er det utviklet en lønnsomhetsmodell for røykgasskondenserende fjernvarmeanlegg

i områder hvor kundene er eksisterende fjernvarme- eller nærvarmekunder. I forbindelse med denne

utviklingen er fjernvarmeanlegget som bygges ved UMB på Ås studert og analysert. I analysen studeres

fire mulige scenarier innenfor prosjektet, og scenarienes lønnsomhet studeres med tanke på følsomhet

overfor endringer i energipriser og drifts- og vedlikeholdskostnader.

Resultatene viser at selv om prosjektet ikke er lønnsomt med det vedtatte avkastningskravet på 6,0 %,

oppnår prosjektet lønnsomhet dersom avkastningskravet for prosjekter med normal risiko aksepteres.

Prosjektet oppnår, under realistiske drifts- og vedlikeholdskostnader og fordeling av disse, lønnsomhet

når energiprisen passerer 364 kr/MWh. I beregningene er den gjennomsnittlige ukeprisen for

Osloområdet i 2013 benyttet. Denne er på 327 kr/MWh.

Ved å studere utfallet i prosjektlønnsomheten gjennom å endre ulike variabler konkluderes det med at

prosjektets samfunnsøkonomiske nytte er større enn de kostnadene prosjektet medfører, og at

avkastningskravet for prosjektet burde nedjusteres. Det anses videre som sannsynlig at

fjernvarmeanlegg med røykgasskondenserende teknologi vil bli mer lønnsomme enn anlegg uten

denne teknologien når energiprisen stiger som resultat av økt energiutveksling med Europa. Abstract

This thesis has a threefold purpose: Identify costs and revenues that are affected by the establishment

of flue gas condensation in district heating systems, quantify the changes through a case study, and

develop a general model for the profitability of flue gas condensing heating systems.

Flue gas condensation is a technology that makes it possible to utilize the heat energy of the flue gases.

By condensing the flue gas, emissions from the plant are reduced while the efficient heating value of

the fuel increases. To achieve flue gas condensation in a facility two requirements have to be met: The

fuel must have a moisture content between 40 % and 60 %, and the return water temperature in the

district heating system must be lower than the condensation point of the flue gas. Return water

temperature depends on the energy utilization in the customer sites.

By including flue gas condensing technology in a district heating system one changes the project’s

profitability. The changes in revenues are minimal because energy sales from the plant will be the

same regardless of the chosen production technology. The investment costs and fuel costs will

however vary with the project’s technology choices. When flue gas condensation is included in the

plant being built in areas where customers have existing hydronic heating systems, additional

reconstruction requirements related to customer sites occure.

This thesis develops a profitability model for flue gas condensing heating systems in areas where

customers are existing customers of district or local heating. As a part of this development, the district

heating plant being built at UMB in Ås is studied and analysed. The analysis studies four possible

scenarios within the project and the scenarios profitability are studied in terms of sensitivity to

changes in energy prices and operating and maintenance costs.

The results show that although the project is not profitable at the set rate of return of 6.0 %, it reaches

profitability when the set rate of return for normal risk projects is used. The project achieves, under

realistic operating and maintenance costs and the distribution of these, profitability when the energy

price exceeds 364 NOK / MWh. The calculations use the average weekly rate for the Oslo area in 2013.

This is 327 NOK / MWh.The calculations use the average weekly energy price for the Oslo area in 2013.

This is 327 NOK/MWh.

By studying the outcomes of project profitability through changing different variables it is concluded

that the project’s social benefits are greater than the social costs of the project. Hence the set rate of

return should be adjusted downwards. Further it is likely that district heating plant with flue gas

condensing technology will become more profitable than plants without this technology when energy

prices rise as a result of increased energy exchange with Europe.
Publisher
Norwegian University of Life Sciences, Ås

Contact Us

Search NORA
Powered by DSpace software

Service from BIBSYS
 

 

Browse this CollectionIssue DateAuthorsTitlesSubjectsDocument TypesJournalsBrowse all ArchivesArchives & CollectionsIssue DateAuthorsTitlesSubjectsDocument TypesJournals

My Account

Login

Statistics

Google Analytics StatisticsView Usage Statistics

Contact Us

Search NORA
Powered by DSpace software

Service from BIBSYS