De svenska fjärrvärmenäten är en resurs som har stor betydelse i landets framtida energisystem och för att slippa kostsamma reinvesteringar i näten är det viktigt att de befintliga rören får ligga kvar så länge som möjligt. Det kan, om man använder traditionella metoder, göra att underhållskostnaderna skjuter i höjden, men digital tekniken skulle tack vare att den erbjuder nya möjligheter för tillståndsövervakning och prediktivt underhåll av fjärrvärmenäten kunna möjliggöra stora besparingar.
Text: Alarik Haglund
Olle Penttinen från forskningsinstitutet RISE känner att det finns en konsensus inom fjärrvärmebranschen att det historiskt sett lagts mer resurser på att arbeta med optimering av produktion och produktionsanläggningar än distribution eftersom det går att räkna hem vinsterna på ett tydligare sätt.
- Distribution och framför allt underhåll är ett komplicerat område att ta sig an och det kan eventuellt också vara svårare rent ekonomiskt att motivera insatser då man kanske inte kan räkna hem vinsterna direkt. Jag menar, vem märker när ett rör inte går sönder, kommenterar Olle Penttinen, som är forskare på RISE Mätteknik med fokus på databaserade metoder för prediktivt underhåll inom vatten- och fjärrvärmeområdet.
Han menar därför att fjärrvärmebranschen inte prioriterat underhållet av de stora tillgångar man grävt ned i ledningsnätet så högt. De senaste åren upplever han emellertid att den gängse uppfattningen har börjat förändras.
På jakt efter nya metoder och lösningar
Olle Penttinen tror att distributionsområdet kan gynnas av digitaliseringen och han påpekar att man inom bland annat VA-branschen ser goda exempel på hur underhållsdata kan nyttjas för prediktivt underhåll.
- Problemet vid underhåll och statusbedömning av de nedgrävda ledningsnäten är just att de är nedgrävda. Det är bara ett fåtal punkter som är åtkomliga, tillägger Kristin Åkerlund, som har jobbat med fjärrvärmedistribution sedan 1995 och som konsult på FVB sedan 5 år tillbaka.
Hon förklarar att fel på medieröret uppstår efter att fukt, vatten eller yttre omständigheter degraderat röret under en längre tid och att många av riskfaktorerna som orsakar detta och påverkar livslängden på ledningsnäten är kända.
- Fjärrvärmebranschen arbetar ständigt för att hitta metoder och lösningar för att utföra statusbedömningar och underhållsåtgärder som kan hitta degraderingarna och felen, säger Kristin Åkerlund.
Öresundskraft digitaliserar underhållet
Öresundskraft är ett av de energibolag som börjat använda sig av digital teknik för att bedöma statusen på ledningarna i sitt fjärrvärmenät, upptäcka felpunkter och identifiera potentiella problem.
Till exempel är delar av fjärrvärmenätet i Helsingborg utrustat med så kallade SAB-enheter (Smart Active Box), som registrerar data i form av akustiska och elektriska signaler från sensorer.
På Öresundskraft, som förra året blev det första energibolaget att gå med i organisationen AI Sweden, tror man också att AI kommer att vara ett avgörande verktyg för att bygga ett hållbart energisystem och de testar bland annat att använda AI för prediktering av fel i fjärrvärmesystemet. Med hjälp av de stora mängder data de får in från sensorer kan AI utnyttjas för att känna igen olika mönster och se avvikelser, som kan tyda på att det finns fel i fjärrvärmesystemet som personalen bör titta närmare på.
- Digitaliseringen av underhållet drivs egentligen av en enda sak. Det är att vi ska kunna hålla liv i våra ledningar så länge som möjligt, säger Magnus Ohlsson, som är teknisk chef för fjärrvärme- och fjärrkylanät på Öresundskraft.
Byta rätt ledning i rätt tid
Startskottet för digitaliseringen av underhållet gick för Öresundskrafts del 2005 då de råkade ut för sin hittills största läcka i fjärrvärmenätet.
- Vårt huvudmål, som genomsyrar allt vi gör, är att byta rätt ledning i rätt tid. För att kunna göra det måste man göra mätningar, kommenterar Magnus Ohlsson.
På den nya typen av ledningar, som består av ett stålrör med skum runt om och en plastmantel utanpå, berättar han att det finns en utarbetad teknik i form av larmtrådar i koppar som mäter fuktigheten och gör att man kan räkna fram var man har problem med inläckage av vatten.
- Vatten är vår största fiende. Så länge våra rör är hela rena och torra så händer det inte så mycket med dem. Om det kommer in vatten på stålrören är det däremot bara en tidsfråga innan de korroderar, det blir hål på dem och fjärrvärmevattnet läcker ut, förklarar Magnus Ohlsson.
I ledningar med kopparrör i stället för stålrör, som framför allt har byggts i villaområden, finns det inga larmtrådar, men han talar om att en värmekamera är ett mycket bra verktyg för att upptäcka problem om ledningen ligger hyfsat grunt.
På äldre ledningar påpekar han emellertid att det saknas teknik för att övervaka ledningarna på ett bra sätt och att de på Öresundskraft därför tagit fram olika tekniker som de använder sig av idag.
Revolutionerande teknik
De äldsta delarna av Helsingborgs fjärrvärmenät, som togs i drift 1964, byggdes med betongkulvert och består av två stålrör med betong runt.
- Det är dessa betongledningar vi främst riktat in oss på. I andra hand har vi riktat in oss på de eternitledningar som kom lite senare, eftersom de är de största ledningarna och de absolut dyraste ledningarna att få problem med, säger Magnus Ohlsson.
Han förklarar att både betongledningarna och eternitledningarna med i genomsnitt 70 meters mellanrum har så kallade kammare, som är betongrum i marken.
- Fördelen med detta är att det i vissa kammare finns stegar så att man kan gå ner och verkligen få direktkontakt med ledningen. Det har vi utnyttjat genom att placera SAB-enheter i dessa kammare. Förutom att de kan mäta temperaturen och luftfuktigheten i kammaren, vattennivåer och fram- och returtemperaturen i rören samt syre och koldioxid kan de med en teknik som kallas Delta-t få fram ett medelvärde av stålets hållfasthetstjocklek från en kammare till en annan. Det är en helt revolutionerande teknik som inte används inom fjärrvärme någon annan stans i hela världen, påpekar Magnus Ohlsson.
Han tillägger att tekniken gör det möjligt att avgöra om en ledning är så pass dålig att den måste bytas ut.
- Av erfarenhet har vi kommit fram till att man börjar få problem då tjockleken är ungefär 80 procent av originaltjockleken, beskriver Magnus Ohlsson.
Om man vet att stålet är bra menar han emellertid att man kan vidta andra åtgärder. En teknik som använts sedan 2015 är att fuktband installeras i betongkulverten. Dessa läggs i underkant av kulverten, ett på vardera sida.
- Dessa mycket fuktkänsliga band fungerar på samma sätt som larmtrådarna i de nya ledningarna. Om det kommer in fukt så larmar de och visar var fukten kommer in. På så vis har vi kunnat förhindra fler läckor som den vi hade 2005 från att ske, förklarar Magnus Ohlsson.
Stora besparingar
Det är enligt Magnus Ohlsson möjligt att göra stora besparingar genom att hitta reparationstekniker som gör att man slipper byta ut ledningar.
- Att byta ut en betongledning kostar ungefär 140 000 kronor per meter. Om vi skulle byta ut alla de 11 kilometer betongledning vi har skulle det omkullkasta hela lönsamheten för fjärrvärmeaffären på Öresundskraft. De reparationer vi hittills gjort har kostat cirka 40 000 kronor per meter. Det är fortfarande en massa pengar, men det är 100 000 kronor mindre per meter. Om man slår ut det på 11 kilometer så sparar vi ungefär 1,1 miljarder kronor, påpekar Magnus Ohlsson.
Ur en hållbarhetssynpunkt tillägger han dessutom att jorden besparas utsläpp på 3,5 miljoner kilo koldioxidekvivalenter, om man räknar på 11 kilometer betongledning.
Även för eternitledningarna kan tekniken medföra både stor ekonomiska besparingar och lägre utsläpp.
AI ger förvarningar
Ett annat mål som Öresundskraft vill uppnå genom att digitalisera underhållet är att man inte ska behöva köra ut och titta på ledningarna utan att man ska kunna sitta på kontoret och se hur ledningsnätet mår.
Magnus Ohlsson berättar att resultaten av Delta-t-mätningarna från de totalt 550 SAB-enheterna idag kopplas ihop med värmekamerabilder och andra felsignaler i beslutsstödssystemet ArcGIS.
- Det fungerar riktigt bra, men det är kanske inte är den slutgiltiga lösningen, kommenterar Magnus Ohlsson.
Alla andra mätdata från SAB-enheterna körs in i analysverktyget Power BI.
- Där har vi kopplat på AI för att få förvarningar om eventuella problem. Till exempel resulterar vissa kombinationer av bottentemperatur, luftfuktighet och vattennivå i ett larm om en förmodad fjärrvärmeläcka, säger Magnus Ohlsson.
Han beskriver också att de i förebyggande syfte dagligen tittar på framför allt luftfuktighetsmätningen, som är väldigt avslöjande. Det har gjort att de kunnat förhindra läckage genom att göra förebyggande åtgärder.
- En förebyggande åtgärd kostar mellan 10 och 20 procent av vad det skulle ha kostat om det uppstått en läcka, understryker Magnus Ohlsson.
Just nu håller Öresundskraft på att handla upp mindre versioner av SAB-enheterna, utan teknik för Delta-t-mätningar, som ska placeras i de icke nedstigningsbara kammarna utan stege.
- Det är 900 kammare till och när vi fått ut dem, förhoppningsvis till vintersäsongen, kommer via att få koll på hela betongkulvert- och eternitsystemet, säger Magnus Ohlsson.