Vi använder cookies på vår webbplats. När du använder vår webb accepterar du att information om ditt besök lagras i din webbläsare.

Reportage Smarta fjärrvärmenät

Ljudvågor avslöjar rostiga rörsystem

FJÄRRVÄRME Att hitta begynnande skador på fjärrvärmerör är en svår uppgift. På Öresundskraft använder man digitala verktyg för att läsa av rörens status. I höst ska företaget rulla ut 600 smarta digitala boxar i sitt värmenät. Målet är att allt ska vara uppkopplat till 2025.

Magnus Ohlsson kollar statusen på rören nere i en av Öresundskrafts kammare. Foto: André de Loisted

Magnus Ohlsson tar på sig overallen och klättrar ner tre meter ner under jord till kammare nr 42007. Där nere viker fjärrvärmerören av till bostadsområdet Husensjö i Helsingborg.

På den lilla ståytan nere i kammaren hänger en decimeterstor dosa på väggen sedan några månader med initialerna SAB, en så kallad Smart Aktiv Box.

– Boxen mäter det vanliga förstås: framledningstemperatur, fuktighet i kammaren, syrenivån etc. Men det nya är att vi satt in sensorer som skickar ljudvågor i vattnet för att läsa av hållfasthetstjockleken i rören.  Det är ju den viktigaste parametern för att förebygga skador: hur mycket friskt stål det finns i rören, säger Magnus Ohlsson som är Strategi- och verksamhets­ingenjör på Öresundskraft.

– Erfarenhetsmässigt har det visat sig att om stålets ursprungliga tjocklek är 6 millimeter är det dags att byta när det bara är hälften kvar.

En stor del av de svenska fjärrvärmerören närmar sig 40–50-årsstrecket och ligger i riskzonen för korrosion eller andra utmattningsskador. Men svårigheten är att upptäcka detta. I Helsingborg finns cirka 56 mil rörledningar, som togs i drift 1964 med den stora installationsvågen under 1980-talet. En stor del ligger i betong- och eternitkulvertar vilket var den vanliga metoden innan olika plastmaterial började ersätta dessa konstruktioner.

Fjärrvärmenätet i Helsingborg12 000 anslutna kundanläggningar (50 000 kunder, närings­idkare, lägenheter och villor).Rörlängd: 56 mil.Förbrukad energi: 900 GWhDriftsatt: 1964

I betongkulvertarna är det knepigt att lokalisera felen. Ofta ser man det försent. Som i mars 2005 då vatten trängt ner i en av Öresundskrafts betongkulvertar och droppat på rören en längre tid. När sedan en grävmaskinist i en annan del av staden av misstag grävde av signalkabeln till nätpumparna uppstod en tryckstöt, vilket resulterade i ett läckage på 1 600 kubik­meter vatten. 2013 hände en liknande incident.

De vanliga metoderna för att upptäcka och förebygga fuktskador är till exempel larmtrådar som känner av vattenförekomst och termografering där man använder värmekameror som läser av temperaturskillnader i marken. Men det saknas en metod för att se statusen på själva stålröret innan kulverten är så skadad så att den behöver åtgärdas akut.

Genom den så kallade Delta-T-metoden mäter Öresundskraft hastigheten av ljudvågor i vattnet.

Magnus Ohlsson på väg ner till kammare 42007.

Utrustningen – en vibrationsgenaretor och en mikrofon – sätts på utsidan av rören och kopplas till den digitala boxen.

– Om röret korroderar bli det tunnare och då bromsas ljudet. Genom att läsa av hastigheten kan vi bedöma hållfasthetstjockleken, säger Magnus Ohlsson.

– Vi har provat metoden sedan 2013 och är inne på tredje versionens SAB med goda resultat. Under hösten kommer vi att rulla ut 600 mätare i våra nät.

Den smarta boxen som läser av rörens hållfasthetstjocklek.

Väl tillbaka på Öresundskrafts huvudkontor i Helsingborg visar Magnus Ohlsson hur han kan läsa av alla väsentliga parametrar via ett program på datorn. Ett tydligt gränssnitt är avgörande för att hjälpa till att upptäcka nätets eventuella svagheter.

– Tidigare har vi gjort byten baserade på nätens ålder och erfarenhet. Men det finns stora osäkerheter kring detta. En stor del av näten kan ju vara intakta. Man ska inte byta för bytandets skull. Att bara gräva en grop i marken kostar runt 100 000 kronor.Magnus Ohlsson har räknat på vad Öresundskraft, som har cirka 56 mil fjärrvärmeledningar i Helsingborg, kan spara på de nya mätmetoderna och det är stora pengar för att undvika onödiga byten, runt 15 miljoner kronor per år i minskade reinvesteringar och runt 1,5 miljoner kronor i minskat akut utbyte.

– Dessutom finns det ju andra fördelar med detta, till exempel bättre arbetsmiljö, säkrare drift och mer tid för planerat underhåll, säger Magnus Ohlsson.

Dock finns det fortfarande utmaningar. Mätresultatet är ett medelvärde av stålets hållfasthetstjocklek på längden som mäts, vilket gör att en punktskada är svår att upptäcka.

– Men med kontinuerlig mätning från de smarta boxarna kommer även små ändringar i mätresultaten att detekteras. Det kommer att leda till att även mindre skador kommer att upptäckas.

Det finns också andra förbättringsområden. Idag sker kommunikationen från de smarta boxarna en gång per dygn men i nästa version, som nu installeras, skickar den hem signaler sex gånger per dygn.

– Målet är att ha allt 100 procent uppkopplat meter för meter till 2025. På sikt tänker vi också att vi kan använda AI och mönsterigenkänning som ska kunna hjälpa oss för att ta rätt beslut, säger Magnus Ohlsson. Under många år har han synts på olika fjärrvärmekonferenser för att berätta om Öresundskrafts digitala mätmetoder. Rubriken på hans senaste anförande är ”Från att gissa till att veta”.

– Intresset för digitalisering och smarta fjärrvärmenät växer för varje år. Framför allt under de senaste två åren har intresset ökat. Jag tror att branschen är redo för att införa nya digitala underhållsmetoder nu.

Tips för bolag som vill testa digitala metoderInse att akuta åtgärder kostar mycket resurser och pengar.Sätt upp mål och mät dessa, till exempel minskade vattenförluster.Bedöm den ekonomiska nyttan med digitalt underhåll och följ upp den.

Johan Wickström