Kraftvärmeproduktion från rötgas vid avloppsreningsverket på Ön Erik Nordgaard

Transkript

1 Kraftvärmeproduktion från rötgas vid avloppsreningsverket på Ön Erik Nordgaard Civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå Universitets tekniska högskola. (löpnr. Som tilldelas)

2 Sammanfattning Umeva producerar biogas genom rötning av slam vid reningsverket på Ön i Umeå. Rötgasen förbränns för att tillgodose anläggningens värmebehov, torka slam och leverera värme till fjärrvärmenätet. Överskott av gas förbränns till koldioxid i en fackla. Umeva har undersökt vilka möjligheter det finns att använda rötgasen mer effektivt och är intresserade av kraftvärmeproduktion för internt bruk. Studien har genomförts med syfte att utreda Umevas möjligheter att framställa el och värme från rötgasen vid reningsverket. För att göra detta har rötgasproduktion och rötgasanvändning kartlagts från anläggningshistorik och anpassats till ett referensfall. Dimensionering av möjlig kraftvärmeanläggning har utförts, vilket för referensfallet visar att upp till 1,2 MWh el kan produceras varje år utan att värmebehovet eller torkningen av slam måste minskas. Simuleringar har genomförts i MATLAB baserat på data för en mikroturbin på 110 kw e som tillverkas av Turbec. Beräkningarna har gjorts på sex olika fall där antalet turbiner och driftsförutsättningar varierats. Lönsamheten, för en investering enligt varje fall, har beräknats och känslighetsanalys beträffande spotpriset på el, investeringskostnader samt rötgasproduktion har genomförts. Högsta besparingen under en investerings livslängd ges vid installation av en mikroturbin, på 110 kw e som drivs då gas annars skulle ha facklats. Besparingen utöver av Umeva krävd ränta på 4 % blir drygt kronor. Flera av investeringsalternativen är lönsamma till kalkylräntan 4 %. ii

3 Abstract Umeva produces biogas by anaerobic digestion of wastewater sludge at a sewage treatment plant located at Ön, in the middle of the Umeå River watercourse. Around fifty percent of the biogas is burned in a furnace in order to provide the wastewater plant with heat. Gas is also burned to dry digested sludge and deliver heat to the primary side of the district heating pipes. When a surplus of gas is produced, the excess gas is incinerated in a torch. Umeva has investigated the possibilities for a more efficient usage of the biogas and is interested in combined heat and power (CHP) production for internal usage. The aim of the study has been to evaluate the possibilities for Umeva to produce combined heat and power from the biogas produced at the sewage treatment plant. To do this a reference-case, regarding the biogas production and usage, has been designed. The referencecase is based on earlier biogas production and usage. Possible dimensions for a CHP-plant has been calculated, which shows that a yearly amount of 1,2 GWh of electricity can be produced from the biogas without demanding a decrease in sludge drying or a diminished heat load. Simulations based on data for a microturbine has been conducted through MATLAB programming. The microtubine that is used in the calculations is produced by Turbec and has a maximum load at 110 kw e. Calculations have been performed for six different cases where the amount of installed units and operating conditions has been varied. The profitability for an investment according to every case has been conducted with variations in electricity-price, investment-costs and biogas production. The highest savings, during the lifetime of an investment, is shown for an investment constituted by one microturbine on 110 kw e that is used when biogas, in the reference-case, would have been incinerated in the torch. The savings in addition to Umevas demanded yield on 4 % is just over SEK. Several cases show profitability at the interest demanded by Umeva. iii

4 Förord Denna rapport baseras på ett examensarbete vilket genomförts som en avslutande del av utbildningen på civilingenjörsprogrammet i Energiteknik vid Institutionen för Tillämpad Fysik och Elektronik, Umeå Universitet. Uppdragsgivare var kommunala bolaget för vatten och avlopp samt avfall och återvinning, Umeva, varifrån handledning har skett av Per Rendahl. Ett stort tack riktas till alla som har hjälpt mig att slutföra detta examensarbete genom att tillhandahålla information, vägledning samt synpunkter. Ett extra stort tack vill jag rikta till mina handledare på Umeva och institutionen: Per Rendahl Robert Eklund Umeva TFE, Umeå Universitet Vidare vill jag passa på att tacka alla inblandade vid undervisningen på civilingenjörsprogrammet i Energiteknik för en fantastisk utbildning samt mina kurskamrater på programmet för ovärderligt stöd. Umeå juni 2007 Erik Nordgaard iv

5 1 INTRODUKTION SYFTE BAKGRUND MÅL TILLVÄGAGÅNGSSÄTT 1 2 RENINGSVERKET PÅ ÖN RENING OCH RÖTGASPRODUKTION VÄRMEBEHOV ELFÖRSÖRJNING OCH EKONOMISKA FÖRUTSÄTTNINGAR MÖJLIG KRAFTVÄRMEPRODUKTION 6 3 TEORI BIOGAS KRAFTVÄRMEPRODUKTION GASTURBINER DRIFTSEGENSKAPER FÖR EN MIKROTURBIN EKONOMI NETTONUVÄRDE INTERNRÄNTA ÅTERBETALNINGSTID ELPRODUKTION MILJÖ 13 4 METOD UPPSKATTNING AV VÄRMEBEHOV OCH RÖTGASPRODUKTION DIMENSIONERING AV KRAFTVÄRMEANLÄGGNING SIMULERING AV DRIFT EFTER INSTALLATION AV GASTURBIN LÖNSAMHETSBERÄKNINGAR KÄNSLIGHETSANALYS 17 5 RESULTAT ANLÄGGNINGENS TEMPERATURBEROENDE RÖTGASPRODUKTIONEN VÄRMEBEHOVET NORMALÅRSKORRIGERING DIMENSIONERING AV KRAFTVÄRMEANLÄGGNINGEN SIMULERING AV DRIFT EFTER INSTALLATION AV GASTURBINER FALL 1: SIMULERING AV DRIFT EFTER INSTALLATION AV EN T100 GASTURBIN FALL 2: SIMULERING AV DRIFT EFTER INSTALLATION AV TVÅ T100 GASTURBINER FALL 3: SIMULERING AV DRIFT EFTER INSTALLATION AV TRE T100 GASTURBINER 27 v

6 5.3.4 FALL 1A: DRIFT AV EN GASTURBIN SOM KÖRS VID GASÖVERSKOTT MEN EJ DÅ VÄRME KAN LEVERERAS TILL FJÄRRVÄRMENÄTET FALL 1B: DRIFT AV EN GASTURBIN SOM KÖRS VID GASÖVERSKOTT OCH DYGN DÅ RÖTGASPRODUKTIONEN TÄCKER MAXLAST SAMT FJÄRRVÄRMELEVERANS FALL 1C: DRIFT AV EN GASTURBIN SOM KÖRS VID GASÖVERSKOTT OCH DYGN DÅ RÖTGASPRODUKTIONEN TÄCKER MINST 50 KW E LAST SAMT FJÄRRVÄRMELEVERANS LÖNSAMHET KÄNSLIGHETSANALYS PÅVERKAN AV VARIERAT ELPRIS PÅVERKAN AV VARIERAD INVESTERINGSKOSTNAD PÅVERKAN AV VARIERAD RÖTGASPRODUKTION MILJÖ 42 6 DISKUSSION OCH SLUTSATSER 43 7 REFERENSER 45 BILAGA 1: KVOTPLIKTER BILAGA 2: SIMULERADE RÖTGASANVÄNDNINGEN FÖR SAMTLIGA FALL BILAGA 3: NETTONUVÄRDEN AV DE ÅRLIGA BESPARINGARNA FÖR SAMTLIGA FALL BILAGA 4: ACKUMULERADE KASSAFLÖDEN VID OLIKA ELPRISER BILAGA 5: ACKUMULERADE KASSAFLÖDEN VID OLIKA INVESTERINGSKOSTNADER BILAGA 6: SIMULERINGSDATA VID VARIERAD RÖTGASPRODUKTION I II X XIII XVI XIX vi

7 1 Introduktion I detta avsnitt presenteras arbetets syfte, bakgrund och mål, vidare finns även en kort beskrivning av tillvägagångssättet. 1.1 Syfte Syftet med arbetet var att utreda möjligheterna att framställa el och värme från rötgasen som produceras i rötkammaren vid avloppsreningsverket på Ön i Umeå. 1.2 Bakgrund Umeva är ett kommunalt bolag som ansvarar för vatten och avlopp samt avfall och återvinning inom Umeå kommun. Umeva producerade under 2006 omkring 1,4 miljoner normalkubikmeter (Nm 3 ) rötgas vid sitt avloppsreningsverk på Ön. Rötgas är en energirik biogas som främst består av metan och koldioxid. Idag tillgodoses i princip hela reningsverkets värmebehov genom förbränning av denna rötgas, under sommarmånaderna används även gasen för att torka slam i en pelleteringsanläggning. Under vintermånaderna levereras värme till Umeå Energis fjärrvärmenät från gasen som inte används för uppvärmning av reningsverket. Överskott av gas förbränns till koldioxid i en fackla. Umeva har undersökt vilka möjligheter det finns att använda rötgasen mer effektivt och är intresserade av kraftvärmeproduktion för internt bruk. 1.3 Mål Projektmålet var att utreda möjligheterna och begränsningarna för kraftvärmeproduktion från rötgasen vid reningsverket på Ön. Delmål för arbetet var att genomföra en utvärdering av framtida rötgasproduktion samt rötgasanvändning med utgångspunkt i anläggningens historik. Vidare delmål var att ta fram förslag på dimensionering av en kraftvärmeanläggning utifrån energibehov och ekonomisk lönsamhet. Projektets effektmål var att utredningen ska kunna användas som beslutsunderlag angående investering i en gasturbin. 1.4 Tillvägagångssätt Data från anläggningens tidigare drift användes för att uppskatta rötgasproduktion och värmebehov för anläggningen under ett normalår. För normalåret beräknades möjliga dimensioneringar av en kraftvärmeanläggning. Dimensioneringen användes sedan för att hitta lämpliga produkter på marknaden, från data för dessa produkter kunde sedan resultatet av en eventuell installation simuleras och ekonomisk lönsamhet beräknas. Simuleringar av biogasanvändningen för olika dimensioneringar och driftfall genomfördes i MATLAB. 1

8 2 Reningsverket på Ön Öns avloppsreningsverk tar emot och renar avloppsvatten från hushåll och verksamheter i Umeå samt flertalet kransorter. Reningsverket är placerat på en ö i Umeälven strax söder om centrala Umeå, i anslutning till reningsverket har Umeva, år 2002, byggt till en rötkammare samt pelleteringsanläggning för behandling av slam. 2.1 Rening och rötgasproduktion Reningsverket på Ön tar årligen emot ca 12 miljoner kubikmeter spillvatten, detta renas genom nedbrytning av biologiska ämnen till vatten och koldioxid samt överföring av fosfor från vattenfasen till slamfasen med hjälp av en fällningskemikalie. Ämnen som inte kan brytas ner med enkelhet avskiljs från spillvattnet genom sedimentering och blir till slam. Renat vatten återförs till Umeälven medan slammet skickas till slambehandlingsanläggningen. Slambehandlingsanläggningen på Ön behandlar, utöver slam från Öns avloppsreningsverk, även slam från 15 stycken mindre avloppsreningsverk och ca 5000 enskilda slamavskiljare. Första steget i slambehandlingen är rötning, rötningen som sker vid Umevas reningsverk på Ön är mesofil och sker i en syrefri kammare på kubikmeter vid en temperatur på 38±0.5 C. Slammet ligger i kammaren under 15 till 20 dygn. Då slammet rötas bildas rötgas, denna skickas från rötkammaren till en gasklocka (gaslager) på 50 Nm 3 varifrån den sedan distribueras. Rötgasen förbränns först och främst för uppvärmning av anläggningen och rötkammaren. Under sommarhalvåret används resterande rötgas för att torka rötslam i pelleteringsanläggningen, under vinterhalvåret finns möjligheten att leverera värme till primärsidan på Umeå Energis fjärrvärmenät. Under 2006 uppgick medeldygnsproduktionen av rötgas till normalkubikmeter, normalt sett varierar produktionen mellan 90 och 180 Nm 3 /h. Rötgasproduktionen i rötkammaren har ökat sedan den togs i drift men produktionen varierar relativt mycket, se Figur 1. 2

9 m3/dygn jan-04 mar-04 maj-04 jul-04 sep-04 nov-04 jan-05 mar-05 maj-05 jul-05 sep-05 nov-05 jan-06 mar-06 maj-06 jul-06 sep-06 nov-06 Månad Figur 1: Rötgasproduktionen som medeldygnsproduktion för varje månad mellan år Främst märks en minskning av rötgasproduktionen under sommarmånaderna. Enligt Umeva beror detta på att flertalet studenter (vilka utgör omkring 20 % av Umeås befolkning) lämnar staden under sommaren, eftersom ingen undervisning då bedrivs vid Umeå Universitet. Ser man till dygnsproduktionen av gas för 2006 syns det att gasproduktionen även kan svänga kraftigt från dag till dag, se Figur m jan 06-feb 14-mar 19-apr 25-maj 30-jun 05-aug 10-sep 16-okt 21-nov 27-dec Datum Figur 2: Rötgasproduktionen i normalkubikmeter för alla dygn

10 Metanhalten hos gasen varierar inte lika kraftigt som produktionsmängden, normalt uppges den variera mellan 60 och 65 % med relativt långsamma svängningar. Denna metanhalt medför ett teoretiskt energiinnehåll på 6 till 6,5 kwh per Nm 3 rötgas (effektiva värmevärdet för metan multiplicerat med metanhalten), enligt vad Umeva upplevt erhålls dock en energimängd något över det effektiva värmevärdet vid förbränning av gasen i pannorna. Efter att det rötade slammet centrifugerats kan det pelleteras i pelleteringsanläggningen. Under pelleteringen torkas slammet varefter det pressas genom en hålplåt till ett spagettiliknande material som torkas igen. Under processen når slammet en temperatur över 100 grader vilket medför en bakteriefri pellets, volymen på slammet minskar med omkring 57 %. Minskningen av slamvolymen leder till enklare förvaring och transport. Produkten från pelleteringsanläggningen är små brunsvarta cylindrar med en svag doft av kompostjord vilka kan användas som gödsel eller jordförbättring i jord- och skogsbruk, eller i kompostering. Pelleteringsanläggningen invigdes sommaren 2002 och levererades av företaget Innoplana. Beslutet om anläggningen togs i slutet av 1999 med anledningen av att en avsättning av slammet saknades (huvuddelen gick till deponi). Projektet delfinansierades av miljödepartementet som ett steg i statens klimatinvesteringsprogram, i Sverige finns liknande anläggningar i Lycksele och Stockholm. Pannan som levererar värme till pelleteringsanläggningen, och fjärrvärmenätet, har en effekt på kw, normalt krävs en tillgänglig mängd gas på minst ca Nm 3 /dygn för att kunna köra pannan. Hur mycket slam som pelleteras beror främst på avsättningen av pellets men även på hur mycket personal som finns tillgänglig under sommaren. Normalt uppges pelleteringen uppgå till Nm 3 /dygn under april till september [1]. 2.2 Värmebehov Värmebehovet tillgodoses idag genom förbränning av rötgasen i två stycken pannor från Weishaupt, dessa har tidigare körts på gasol men ställdes om till biogasdrift under 2002 och Pannorna har effekter på 700 kw respektive 400 kw vilket täcker det maximala behovet av värme (1 100 kw). Värmeåtervinning sker i dagsläget genom värmeväxling av råslam mot rötslam samt värmeväxling av tilluft mot utsläppet av renat vatten till Umeälven. Möjligheten finns också att ytterligare värma tilluften med hjälp av en värmepump (300 kw). Under 2006 gick ungefär Nm 3 rötgas till pannorna för uppvärmning, vilket kan jämföras med ett värmebehov för anläggningen på omkring 3,3 GWh (antaget energiinnehållet 6 kwh/nm 3 rötgas). Ungefär lika mycket gas som gick till uppvärmning facklades 2006 medan ca Nm3 gick till pelletering och fjärrvärme. Inga data på hur mycket energi som ges vid förbränning av gasen finns att tillgå, detta ger viss osäkerhet med avseende på värmebehovets faktiska beskaffenhet. Gasåtgången för uppvärmning per dag under 2006 syns i Figur 3 tillsammans med mängden gas som gick till pelletering/fjärrvärme samt facklades. Att värmebehovet ser ut att vara relativt jämt under första halvåret beror på att pannan på 400 kw då ännu inte var omställd för biogasdrift vilket innebar att värmepumpen istället stod för en del av uppvärmningen [1]. 4

11 Figur 3: Rötgasanvändningen per dygn under Elförsörjning och ekonomiska förutsättningar Elförbrukningen för reningsverket på Ön uppgår till ca 3,5 GWh per år. Umeva köper el av Umeå Energi till spotpris, historik över spotpriset sedan avregleringen av den svenska elmarknaden visas i Figur 4, data hämtad från Nord Pool. Medelspotpriset på el för de senaste fem åren ligger på omkring 31 öre/kwh Spotpris el (kr/mwh) Figur 4: Spotpriset på el för den nordiska elmarknaden i kronor per megawattimme från januari 1996 till april År 5

12 Övriga rörliga kostnader som tillkommer är en överföringsavgift på 11 öre/kwh, elcertifikatavgift, 3,5 öre/kwh, och elskatt, 20,4 öre/kwh. Elcertifikatavgiften baseras på ett stödsystem för elproduktion från förnybara energikällor, det så kallade elcertifikatsystemet. Elcertifikat tilldelas producenter av förnybar el, certifikaten kan sedan säljas till elanvändare eller andra elproducenter. Elanvändare måste årligen köpa tillräckligt med elcertifikat för att uppfylla en bestämd kvot av deras elförbrukning, denna kvotplikt finns tabulerad i bilaga 1. Den maximala tid en elproducerande anläggning kan tilldelas elcertifikat är 15 år [2]. Ersättningen för den värme som levereras från Ön till fjärrvärmenätet uppgår till 0,215 kr/kwh. Vid lönsamhetsberäkningar använder sig Umeva av en kalkylränta på 4 % [3]. 2.4 Möjlig kraftvärmeproduktion Under 2006 uppgick den maximala rötgasproduktionen för ett dygn till Nm 3, det är dock bara under tolv dygn som gasproduktionen nått över Nm 3. Antaget ett energiinnehåll hos gasen på 6,25 kwh/nm 3 innebär det att en kraftvärmeanläggning som skall kunna täcka hela produktionen behöver klara en bränsletillförsel på 1,5 MW. Om verkningsgraden till el är på 0,3 innebär det således en gasmotor/gasturbin på 450 kw e. En anläggning av denna storlek är i detta fall knappast lönsam eftersom gastillgången oftast är betydligt lägre och i samband med torkning av slam ibland bara kan bemöta det egna behovet av värme, se Figur 3. 6

13 3 Teori I detta kapitel beskrivs den teori som arbetet baserats på, här berättas kort vad biogas är och hur den produceras. Vidare redogörs för möjligheterna till kraftvärmeproduktion från biogas och data på gasturbinen, som simuleringarna utgick ifrån, presenteras. Här beskrivs även de metoder för lönsamhetsberäkning som använts samt miljöaspekter. 3.1 Biogas Biogas bildas när mikroorganismer, främst bakterier, bryter ner organiskt material i en syrefri (anaerob) miljö. Detta sker naturligt på flera ställen i naturen där tillgången på syre är begränsad, exempelvis våtmarker och komagar. I dagens samhälle produceras biogas från organiskt avfall. Rötgas är benämningen för biogas som bildas i en rötkammare, en annan typ av biogas är deponigas som bildas på deponier. I Sverige har rötgas producerats i landets avloppsreningsverk, genom att röta slam från reningen, sedan 1960-talet, inledningsvis med det främsta motivet att minska slamvolymerna [4]. Den anaeroba nedbrytningen är en komplicerad process som sker i flertalet steg, se Figur 5, vilka kräver olika sorters mikroorganismer. Första steget är hydrolys, hydrolytiska bakterier utsöndrar enzymer som sedan sönderdelar komplexa organiska material (större molekyler som till exempel proteiner och fett). Produkterna från hydrolysen jäser till flyktiga fettsyror som ättiksyra och smörsyra med hjälp av jästbakterier, samtidigt bildas även vätgas och koldioxid samt små mängder av bland annat alkoholer. Allt utom ättiksyra eller vätgas måste genomgå ättiksyrabildning innan det kan omvandlas till metan. I ättiksyrabildningen bryter bakterier ned fettsyrorna till just ättiksyra och vätgas. Processen kallas även anaerob oxidation och kan endast ske om vätgastrycket är mycket lågt. Slutligen sker metanbildningen genom två olika nedbrytningsvägar av två olika metanbildande mikroorganismer. Figur 5: Schematisk beskrivning av den mikrobiologiska nedbrytningen av komplext organiskt material till slutprodukterna metan och koldioxid [4]. 7

14 Rötningsprocessen kan ske vid olika temperaturer, temperaturen påverkar bland annat hastigheten på processen och innehållet i rötresten. Normalt vid rötgasproduktion är mesofil rötning som sker vid 37 C eller termofil rötning som sker vid 55 C. Efter den anaeroba nedbrytningen finns den största mängden av energi och kol i biogasen, endast små mängder värme och biomassa bildas, detta medför att volymen på det rötade materialet minskas. Energi, i form av värme, måste nästan alltid tillföras en anaerob process för att hålla den varm [4]. 3.2 Kraftvärmeproduktion Enligt termodynamikens andra huvudsats är det omöjligt att omvandla all termisk energi till arbete i en termisk arbetscykel. Vid elproduktion kommer det således alltid avges värme till omgivningen. Denna restvärme kan nyttiggöras igenom samtida kraft- och värmeproduktion, kraftvärme. Kraftvärmeproduktion medför att man kan utnyttja omkring 70 till 95 % av värmeinnehållet i bränslet istället för de 25 till 45 % som vanligtvis erhålls vid enbart kraftproduktion [5]. Nyckeltal som används för kraftvärmeverk är totalverkningsgraden: η tot = (P + Q ut ) / Q in (ekvation 1) där P är den producerade elektriska effekten, Q ut den producerade värmeeffekten och Q in den tillförda effekten av bränslet. Totalverkningsgraden anger endast hur stor del av bränslets energiinnehåll som utnyttjas, för att karakterisera fördelningen av el och värme används elutbytesfaktorn, α-värdet: α = P / Q (ekvation 2) Kraftvärmeproduktion från biogas är möjlig med hjälp av gasmotorer, eller gasturbiner, försedda med avgaspannor, där de heta avgaserna värmeväxlas med värmesystemsvatten. Avgaspannorna kan förses med en bypass-kanal för rökgaserna vilket möjliggör elproduktion även när värmebehovet är obefintligt [5]. Vid produktion av el från biogas med hjälp av en gasmotor används i sverige framförallt Ottomotorer, vilka komprimerar gasen tillsammans med luft för att sedan antända blandningen genom ett tändstift [4]. Gasturbiner som används för kraftproduktion har historiskt sett varit betydligt större än vad som är aktuellt i det givna fallet, de senaste åren har dock stor utveckling skett bland turbiner med effekter under 0,5 MW e, så kallade mikroturbiner. Investeringar i motorer för biogasdrift var vanligt på 90-talets början men marknaden dog ut efter att subventionerna för elproducerande biogasanläggningar togs bort 1995 [6]. Två domminerande motorfabrikat bland deponigasmotorer som finns i drift i Sverige är Jenbacher och Caterpillar [7]. General electric tillverkar motorerna av märket Jenbacher, vilka lämpar sig för biogasdrift, i flertalet olika storlekar. Den modell som kan vara intressant i detta fall har en effekt på 249 kw e [8]. Även Caterpillar tillverkar gasmotorer i många olika utföranden, effekter finns från 11 kw e och långt högre än vad som är aktuellt för givna fallet. Då ingen tillverkare återkommit med information om dellastegenskaper, investeringskostnader eller underhållskostnader för gasmotorerna har dock simuleringar angående dessa inte kunnats utföras. 8

15 3.3 Gasturbiner Gasturbinen består, i sin enklaste form, av en kompressor en brännkammare och en turbin. Gasturbinen suger in luft till kompressorn, där tryck och temperatur höjs. Den trycksatta luften går därefter till brännkammaren där bränslet förbränns under konstant tryck. De högtempererade rökgaserna får sedan expandera till atmosfärstryck genom turbinen. Turbinens uppgift är att driva såväl kompressorn som den pålagda lasten [9]. Gasturbiner arbetar efter den termodynamiska kraftcykeln som kallas för braytoncykeln. Braytoncykeln arbetar precis som flera andra kraftcykler genom att konvertera värmeenergi till arbete, förmågan att göra detta beskrivs med den termiska verkningsgraden, η th, som är förhållandet mellan det producerade arbetet, W net, och den tillförda värmen [10]: η th = W net / Q in = 1 - (Q ut / Q in ) (ekvation 3) Övriga verkningsgrader som kommer att användas är verkningsgraden till el samt verkningsgraden till värme: η el = P / Q in (ekvation 4) η värme = Q ut / Q in (ekvation 5) En gasturbinmodell, av den storleksordning som är aktuell i detta fall och finns i drift vid olika anläggningar i Sverige, är T100 som levereras av företaget Turbec. Turbec AB grundades 1998 som ett delägt dotterbolag till Volvo Aero och ABB, vilka sedan slutet av 1980-talet hade arbetat tillsammans för att utveckla ett mikroturbinbaserat hybridsystem för fordon. Syftet med grundandet av Turbec var att utveckla fordonsturbinen till en produkt för el-generering och i september år 2000 levererades den första T100 enheten [11]. Gasturbinen T100 är utrustad med en permanent tvåpolig magnet monterad på samma axel som radialkompressorn och turbinen, vilken arbetar vid höga varvtal, se Figur 6 för översikt av komponenterna [11]. Figur 6: Översikt av komponenterna för mikroturbinen T100: 1. Generator. 2. Luftintag. 3. Kompressor. 4. Luft till rekuperator. 5. Brännkammare. 6. Turbin. 7. Rekuperator. 8. Avgaser. 9. Värmeväxlare. 10. Avgasutlopp. 11. Varmvattenutlopp. 12. Vattenintag. Turbinen kan producera maximalt 110 kw el till en verkningsgrad på runt 31,4 % och kan köras ned till ca 20 % dellast, rekommendationen från Turbec är ungefär 50 kw för att hålla en okej verkningsgrad. Värmeproduktionen vid maximal last är ungefär 165 kw och bränsleåtgången ca 350 kw. Vid full effekt producerar generatorn högfrekvent trefas växelström, 2333 Hz, 500 V, som konverteras till 50 Hz, 400 V. Brännkammaren kräver ett tryck hos bränslet på över 6 bar vilket medför att en kompressor för bränslet fordras, vid 9

16 komprimering av biogasen kyls gasen för att eventuell fukt ska kondensera [11][12][13]. Vatten i bränslet kan annars leda till problem med bränsleventilerna [14]. Temperaturen på rökgaserna som lämnar brännkammaren är runt 950ºC och trycket ungefär 4,5 bar. Efter expansionen genom turbinen minskar trycket till atmosfärstryck och temperaturen sjunker till ungefär 650ºC. Enheten är utrustat med en rekuperator som förvärmer luften till brännkammaren med rökgaserna. Rökgaserna värmeväxlas sedan med vatten i en korsströmsvärmeväxlare, temperaturen på rökgaserna in till värmeväxlaren är ungefär 270ºC. Temperaturen hos utgående vatten från värmeväxlaren beror på det inkommande vattnets temperatur samt massflöde och får maximalt uppnå 150ºC [11][12]. Enheten kontrolleras och övervakas av ett automatiskt styrsystem och kräver därför ingen personal vid normal användning. Manuell styrning med fjärrkontroll är möjlig via modem eller nätverk [11] Driftsegenskaper för en mikroturbin Mätdata från turbinen T100 finns redovisat i en artikel av Colombo m.fl. i Applied Thermal Engineering, där presenteras bland annat verkningsgrader beroende lastläget, för olika temperaturer på det producerade varmvattnet. Vidare berör studien även koncentrationen av föroreningar i avgaserna för olika lastlägen [13]. Från Figur 7 kan utläsas att verkningsgraden till el sjunker kraftigare desto lägre last turbinen körs på. Man kan också se att verkningsgraden till el är oberoende av temperaturen på det producerade varmvattnet, detta är inte helt överraskande eftersom vattentemperaturen enbart berör temperaturen på avgaserna i värmeväxlaren. Figur 7: Verkningsgrad till el för Turbec T100 beroende på effekten, för olika temperaturer på det producerade varmvattnet [13]. I Figur 8 kan verkningsgraden till värme utläsas, inte oväntat produceras mer värme då framledningen får hålla en lägre temperatur. 10

17 Figur 8: Verkningsgrad till värme för Turbec T100 beroende på effekten, för olika temperaturer på det producerade varmvattnet [13]. Från Figur 9 kan ses att totalverkningsgraden är nästintill konstant vid effekter mellan 80 och 110 kw men däremot minskar mer och mer ju lägre lasten blir. Figur 9: Totalverkningsgraden för Turbec T100 beroende på effekten, för olika temperaturer på det producerade varmvattnet [13]. Studien visar även på en ökad halt av koloxid (CO) och svaveldioxid (SO 2 ) vid minskad last medan halten av koldioxid (CO 2 ) och kväveoxider (NO x ) förblir nästintill oförändrad med lastläget. Vid undersökningen kördes turbinen på naturgas men enligt tillverkaren skiljer sig inte biogasdrift nämnvärt ifrån naturgasdrift [12]. Priset på en turbin uppges ligga mellan 1,1-1,2 miljoner kronor [12], kostnader i samband med installation beror till största delen på förutsättningarna men kan tänkas uppgå till kronor [14]. Drift- och underhållskostnaderna är ungefär 7 öre per kilowattimme producerad el, förväntade livslängden för turbinens huvudkomponenter är över timmar [12]. Drift av turbinen leder till en ökad elförbrukning, som till största delen kan tillskrivas komprimeringen av bränslet, vilken antas uppgå till 9 % av elproduktionen. 11

18 3.4 Ekonomi Lönsamheten för en eventuell investering i en kraftvärmeanläggning beräknas enligt nettonuvärdemetoden, internräntemetoden samt återbetalningstidsmetoden Nettonuvärde Nettonuvärdet, NNV, beskriver summan av nuvärdena av det totala kassaflödet under en investerings livstid. Nuvärdet av framtida kassaflöden beräknas med hänsyn till kalkylräntan, från summan av nuvärdena subtraheras sedan investeringskostnaden vilket leder till följande ekvation för nettonuvärdet: NNV = KF 0 + KF T t t= 1 + t ( 1 r) (ekvation 6) där KF 0 är investeringskostnaden, T anläggningens livstid, KF t besparingen för år t och r kalkylräntan. Vid nettonuvärdesberäkningar används normalt följande beslutsregler rörande en möjlig placerings lönsamhet: En placering är lönsam om nettonuvärdet (NNV) är positivt. Är NNV = 0 är avkastningen lika med kalkylräntan. Om NNV < 0 är placeringen olönsam utifrån kalkylräntekravet [15] Internränta Med internräntemetoden beräknar man den förräntning som en eventuell investering ger, internräntan, denna kan sedan jämföras med kalkylräntekravet. Om internräntan, i, uppgår till minst kalkylräntan, i r, är investeringen lönsam. Jämför man olika investeringsalternativ med lika kalkylräntor är det alternativ som uppvisar högst internränta det mest lönsamma. Internräntan beräknas enligt: KFt 0 = KF0 (ekvation 7) T + + t t ( 1 i) Internräntan är således den räntesats som ger nettonuvärdet 0, jämför med ekvation 6 [15] Återbetalningstid Återbetalningstiden, eller pay-off-tiden, n, är den tid det tar tills nuvärdet av de framtida besparingarna uppnår till investeringskostnaden och beräknas med formeln: KF 0 = KF n t t= 1 + t ( 1 r) (ekvation 8) En investering är lönsam om återbetalningstiden inte överstiger den tid som företaget ställt upp som krav. Det investeringsalternativ som uppvisar den kortaste återbetalningstiden är lönsammast [15] Elproduktion Vid elproduktion för internt bruk minskar elkostnaderna med spotpriset för inköp av motsvarande mängd el samt överföringsavgiften för densamma. Vidare minskar även 12

19 kostnaderna för inköp av elcertifikat i och med att anläggningen blir tilldelad certifikat för all producerad el. Elskatt måste betalas för även egenproducerad el varför denna kostnad kvarstår, för el som används vid elproduktion behövs dock ingen elskatt betalas [16]. Med ett spotpris som E kr/kwh och överföringsavgift på Ö kr/kwh ges besparingen, B, i kr/kwh som: ( k) c D B = E + Ö + 1 (ekvation 9) där k är kvotplikten för elcertificat, c elcertifikatpriset och D kostnaderna för drift och underhåll för kraftvärmeanläggningen per kwh. Kostnaden för el som används till elproduktion, K, i kr/kwh blir: K = E + Ö + k c (ekvation 10) 3.5 Miljö Den svenska elmarknaden är sedan 1996 avreglerad. I Sverige handlar vi el på en nordisk elmarknad, Nord Pool, där elförsöjningen baseras på vattenkraft, kärnkraft, kolkondens samt kraftvärme i fjärrvärmenäten och industrin. Därtill finns en mindre mängd oljekondenskraft, gasturbiner samt vindkraft [17]. En ökning eller minskning av elanvändningen leder till att produktionen minskar i de kraftverk som producerar el på marginalen, vilka enligt ekonomisk teori är de kraftverk som har högst produktionskostnad. Dessa kraftverk är vanligtvis i Europa kolkondenskraftverk vilket innebär att varje kwh el som förbrukas i Sverige motsvarar förbränningen av ungefär 3 kwh kol och ett utsläpp av koldioxid på ca 1 kg [18]. Användandet av biogas som bränsle vid kraftvärmeproduktion ger inget nettoutsläpp av koldioxid [19]. 13

20 4 Metod Här beskrivs de metoder som användes för att nå fram till resultat i linje med utredningens mål. 4.1 Uppskattning av värmebehov och rötgasproduktion Vanligtvis skattas värmebehov genom att man normalårskorrigerar ett tidigare uppmätt värmebehov, detta med hjälp av ett korrigeringstal som multipliceras med värmebehovet. Korrigeringstalet beräknas från skillnaden i antalet graddagar mellan det specifika året man uppmätt värmebehovet för och ett normalår. I detta fall fanns inget lämpligt uppmätt värmebehov, i och med att en ny panna tagits i drift det senaste halvåret. Istället skattades värmebehovet genom att lösa ut dess temperaturberoende. Temperaturberoendet applicerades sedan på normalårskorrigerade värden för temperaturen, under 2006, så att antalet graddagar motsvarade normalårets. Skillnaden i antalet graddagar mellan normalåret och 2006 utjämnades, månadsvis, genom att korrigera de uppmätta dygnsmedeltemperaturerna, skillnaden fördelades jämt mellan dagarna. För sommarmånaderna utfördes ingen korrigering då de få antalen graddagar under denna period skulle medför att eventuella korrigeringar blir orealistiskt kraftfulla. Även ett eventuellt temperaturberoende hos rötgasproduktionen undersöktes, rötgasproduktionen kan också antas relatera till mängden anslutna klienter till reningsverket, någon studie eller prognos rörande detta har inte genomförts. Värme antogs levereras till fjärrvärmenätet då mängden tillgänglig rötgas översteg Nm 3 /dygn. Pelleteringsanläggningen antogs vara i drift alla dagar då över Nm 3 rötgas per dygn fanns tillgänglig. Anläggningen antogs köras för fullt under början av sommarhalvåret för att sedan gå på omkring Nm 3 /dygn resterande tid för att nå jämnvikt med avsättningen av pellets, totalt ca Nm Dimensionering av kraftvärmeanläggning För att bättre avgränsa möjligheterna för kraftvärmeproduktion förutsattes att den producerade värmen i gasturbinen och pannorna måste täcka värmebehovet samt torkbehovet. Rötgasens energiinnehåll antogs vara 6 kwh/nm 3, för att korrigera en evetuellt högre erhållen energimänd ur pannorna antogs dessa ha en verkningsgrad på 100 %. Ytterligare antogs initialt, för dimensioneringen av en eventuell kraftvärmeanläggning, att kraftvärmeproduktionen sker med en verkningsgrad till el på 30 % (η el = 0,3) och en verkningsgrad till värme på 47 % (η värme = 0,47). Kraftvärmeproduktionen antogs även ske med oförändrade verkningsgrader ner till 50 % dellast, 50 % dellast antogs dessutom vara det lägsta lastläget som kraftvärmeanläggningen kan arbeta vid. För varje dag under året beräknades hur mycket gas som kan skickas till en eventuell kraftvärmeanläggning utan att detta i sin tur skulle leda till att värmebehovet, inklusive pelletering, inte kan täckas. Värmebehovet inklusive pelletering, V, kommer att tillgodoses av gasen till uppvärmning och pelletering, G u, samt värmen producerad i turbinen; V = G u + Q ut. Tillgängliga gasen för turbinen, G turb, blir då den producerade gasen minus värmebehovet; 14