Pre-feasibility analysis of an operation strategy for a combined heat and power plant connected to a district heating network. A Swedish case study

An operation strategy based on the electricity prices trend is discussed and compared with the conventional “Heat Demand driven” strategy for a biomass Combined Heat and Power (CHP) plant connected to a District Heating (DH) network in the Swedish contest. The strategy considers the possibility to switch on the CHP unit when the electricity price is high and to run the plant at the maximum electric generation capacity. On the contrary, when the electricity price is low, the plant is off. The main assumption under this operational strategy is that a Thermal Energy Storage (TES) is included in the system and can match the heat demand. The objective is to show that the “Electricity Prices driven” strategy is more profitable for the power plant by looking at the fuel costs compared with the revenues coming from the electricity sold. To analyse the two strategies, a dynamic model of the CHP plant is implemented using the tool DYESOPT provided by KTH Royal Institute of Technology. A reference CHP plant is identified and a model based on it is realized. The model implementation consists in three steps: the sizing of the plant on Matlab, the dynamic simulation by using the model implemented in Trnsys, and the results validation, comparing the simulated trends with actual measurements. With a proper model for a CHP plant, it is possible to conduct the analysis for the proposed strategy. The simplified approach of considering just the revenues from the electricity sale and the expenses from the fuel consumption, neglecting the other cost items and the transients in the start-up and shut-down of the plant, leads to a significant increase in the revenues from the electricity which over-compensate the extra-costs for the fuel consumed, confirming that improved the flexibility of such power plant can be beneficial.

Una strategia operativa basata sull’andamento dei prezzi dell’energia elettrica viene presentata, discussa e confrontata con la strategia convenzionale basata sull’andamento della domanda termica in un impianto di cogenerazione a biomassa connesso a una rete di teleriscaldamento in Svezia. La strategia proposta si basa sulla possibilità di poter decidere se accendere o meno l’impianto a seconda del prezzo dell’energia elettrica, in particolare se il prezzo è alto conviene accendere l’impianto e estrarre quanta più potenza elettrica possibile. Viceversa, se il prezzo è basso, non conviene accendere l’impianto. Alla base di questa idea c’è l’ipotesi che l’impianto sia dotato di un accumulatore di energia termica che possa coprire la domanda termica indipendentemente dalla produzione da parte dell’impianto. In questo modo l’impianto è flessibile e può operare seguendo strategie più convenienti: l’obiettivo è infatti quello di mostrare, guardando ai ricavi derivanti dall’energia elettrica venduta e ai costi associati al consumo di combustibile, che la strategia proposta è più vantaggiosa. L’analisi viene condotta a seguito dell’implementazione di un modello dinamico che possa simulare il comportamento di un impianto reale, usando lo strumento DYESOPT del KTH Royal Institute of Technology. Dapprima si identifica un impianto reale da usare come riferimento; dopodiché il modello viene sviluppato in tre fasi: una parte di dimensionamento su Matlab, la costruzione di un modello dinamico su Trnsys, e la parte di validazione del modello, in cui si confrontano i risultati simulati con gli andamenti reali dei parametri confrontati. La strategia proposta, sebbene trascuri le altre voci di costo e i transitori durante l’accensione e lo spegnimento dell’impianto, conferma che gli extra ricavi derivanti dalla vendita di energia elettrica sono maggiori rispetto agli extra costi legati al maggior consumo di combustibile, rendendo la seconda strategia più conveniente.