Öresundskraft i Helsingborg har försökt hitta en teknisk och ekonomisk metod för att lagra överskottsvärmen från avfallshanteringen på Filbornaverket. Detta genom att lagra värmen från eldningen som sker under sommaren för att sedan nyttja den i fjärrvärmenätet under vintern.
Text: Maj Staberg
- ”Sommarvärmen” är billig och lagrad värme kan göra att dyrare produktion vintertid minskas och spetslastproduktion kan undvikas, säger Johan Lundberg, avdelningschef för projekt- och förbättring vid Öresundskraft Kraft & Värme AB.
Att säsongslagra värme i berggrunden är inget nytt men har hittills skett i urberg, så kallat kristallint berg som granit och gnejs som är den vanligaste bergarten i Sverige. Den nordvästskånska bergarten däremot är sedimentär, det vill säga gammal havsbotten som består av lera, den finkorniga jordarten silt och av sandsten.
- Vi har trampat okänd mark här då det i dagsläget inte finns färdiga system för värmeväxling mot sedimentärt berg. Vi hade en rad frågor som måste besvaras, bland annat den om borrteknik och isoleringsmaterial, säger Johan Lundberg.
Frågor man ställt är bland annat vilka krav de högre temperaturerna ställer på kollektorn.
Traditionella kollektorer är garanterade att klara runt 25 grader och det finns de som tål omkring 60-65 grader långsiktigt. I det här försöket ville man testa kollektorer med en lagringstemperatur på 100 grader – något som ingen testat tidigare.
Den använda energin skulle lagras utan värmepump, för att spara in på kostnader, och i stället skulle lagret växlas direkt mot fjärrvärmenätet. Fullt utbyggt skulle då ett Helsingsborgslager kunna lagra 50 Gwh värme som motsvarar årsbehovet för 2500 villor.
Större värmeförluster än beräknat
Försöket skedde genom att ett 180 meter djupt hål borrades i berggrunden i vilket nedsänktes ett U-format rör, en så kallad kollektor. Detta fixerades genom att borrhålet återfylldes med en blandning av bland annat cement och bentonit. Efter fixering följde ett så kallat termiskt responstest (TRT) där borrhålets begynnelsetemperatur, den totala berglagerföljdens värmeledningsförmåga och kollektorns borrhålsmotstånd uppmättes.
De problem man stötte på under försöket var att man fick större värmeförluster än beräknat genom vattengenomströmning i det uppvärmda berget. Därtill var kollektorerna dyrare än man förväntat sig.
De undersökningar som gjordes av geofysiska mätningar och termiska responstester visade att berget tog upp värmen på ett godtagbart sätt men det fanns en osäkerhet kring förluster genom vattengenomströmning.
Därför gjordes kompletterande undersökningar under våren 2020. Bland annat gjorde man undersökningsborrning till djupet 180 meter inklusive videofilmning, geofysisk loggning, kapacitetstest och flödesloggning.
En förnyad analys om investeringslönsamhet med den nya borrhålsvärmeväxlaren gjordes och ett delvis reviderat systemkoncept utvecklades.
Finns potential i tekniken
En del tror att det kan finnas en marknad både inom Sverige och utanför landets gränser för att lagra spillvärme från energiprodukter och större industrier, då den teknik som man testat på Filbornaverket passar för den geologi som finns i stora delar av Europa.
- Vårt arbete som kommunalt bolag var i första hand inriktat på möjliga förbättringar av det lokala och regionala energisystemet samt förbättrad resurshushållning. Däremot kan program som Energiforsks ”Termisk lagring” ligga till grund för export av kunskap, säger Göran Skoglund, pressansvarig på Öresundskraft.
Försöket är nu avslutat men man ser fortfarande potential i tekniken.
- Men i vårt fall ligger tekniken på gränsen av vad som är ekonomiskt försvarbart men billigare kollektormaterial skulle kunna motivera en omstart av projektet, säger Göran Skoglund.
