Energiproduktionskostnader med naturgas

Transkript

1 Energiproduktionskostnader med naturgas J P-International OY Nordisk Gasteknisk Center Nordie Gas Technology Centre

2

3 Energiproduktionskostnader med naturgas JP-International OY Februari 1991

4

5 Verksamheten vid Nordisk Gasteknisk Center sker inom följande funktionsområden: Information Förbränningsteknik/Miljö Industriell användning KraWVärme Energianalyser Aktiviteterna inom funktionsområdet "kraft/värme" koncentreras kring värmeproduktion, elektricitetsproduktion och speciellt krafvvärme-produktion, d.v.s. samtidig produktion av värme- och elenergi. Inom kratvvärme-sektorn behandlas främst följande teknologier: Gasturbiner Gasmotorer Bränsleceller Denna rapport är resultatet av ett utredningsprojekt inom teknologiområdet "gasturbiner" och har som mål att befrämja naturgasanvändningen inom den nordiska kratvvärme-sektorn. Mikael K. Forss Nordisk Gasteknisk Center

6

7 Sida FÖRORD SAMMANDRAG ABSTRACf l UTREDNINGENs SYFTE OCH OMFATINING l 2 ANLÅGGNINGSBESKRIVNINGAR Gasturbin med avgaspanna Kraftvärmeverk med kombinerad cykel Kondenskraftverk med kombinerad cykel Hetvattenpannor 7 3 MilJÖKRAV Kväveoxid Reducering av NOx-utsläpp Andra emissioner Buller Kylvatten Luftkvalitetsnormer 12 4 INVESTERINGSKOSTNADER Direkta kostnader Indirekta kostnader Räntekostnader under byggtiden Skatter, tullar och andra avgifter Tänkbara investeringsbidrag Kostnadsjämförelse 19 5 DRIFTKOSTNADER Naturgas Reservbränsle Bränsle för hetvattenpannor Driftpersonal UnderhAll och andra fasta kostnader Andra rörliga kostnader Energiskatter Kapitalkostnader 33

8 BILAGOR I II III IV V VI VII VIII ENERG!PRODUKTIONSKOSTNADER Värmekreditering Grundprisnivå Naturgasprisernas inverkan på kostnaderna Kapitalkostnadernas inverkan på kostnader Alternativa NOx-reduceringsmetoder SLUTSATSER Beräkningsgrunder för gasturbiner och kombianläggningar Avgaspannornas temperaturprofiler Uppställningsritningar Miljölagstiftning Kraftverks blockindelning Investeringskostnader Driftkostnader El- och värmeproduktionskostnader Sida

9 ENERGIPRODUKTIONSKOSTNADER MED NATURGAS Förord Utredningens mål är att uppskatta naturgasdrivna kraftverks el- och värmeproduktionskostnader i Danmark, Finland, Norge och Sverige. Kostnadsjämförelsen har gjorts för sex anläggningar av tre typer med beaktande av existerande skillnader länderna emellan i fråga om investeringars och bränslens kostnadsstruktur, beskattning, räntenivå, miljöbestämmelser och anläggningarnas driftsförhällanden. Anläggningarnas storlek varierar frän ett kraftvärmeverk på 20 MW el och 30 MW värme till ett kondenskraftverk på 700 MW el. Uppdragsgivare för arbetet är Nordisk Gasteknisk Center och projektet inleddes i början av år Utredningen har gjorts av Jaakko Pöyrykoncernens bolag JP-International Oy i Helsingfors i samarbete med Jaakko Pöyry AB i Stockholm och JP Prosjektteknik NS i Drammen. Utredningen har övervakats av Yrjö Orispää, chef för JP~Intemational Oy:s affärsverksam~ hetsenhet JP.Energy, och Satu Helyrten fungerade som projektledare. Hans Olof Strand har lett arbetet i Stockholm och Knut Tore Berg Nitsen i D rammen. Resultaten kan användas vid uppskattning av naturgasens konkurrenskraft i. de olika länderna och i arbetet för befrämjande av naturgasens konkurrens kraft. Rapporten ger också en tydlig bild av de ekonomiska konsekvenserna av bestämmelser och lagstiftning som styr energiproduktionen i de olika länderna. JP-Energy Yrjö Orispää

10

11 SAMMANDRAG Utredningens syfte har varit att uppskatta kostnaderna för el- och värmeproduktion i naturgaseldade kraftverk i Danmark, Finland, Norge och Sverige. Uppdragsgivare för utredningen har varit Nordisk Gasteknisk Center och utredningen har genomförts av JP-International Oy, som ingår i Jaakko Pöyry-koncemen. I kostnadsjämförelserna har beaktats skillnader mellan de olika länderna vad gäller investerings- och energiproduktionskostnader liksom beskattning, räntenivå, miljövårdsbestämmelsersamt driftsförhållanden vid anläggningarna. Utredningen omfattar sex olika anläggningar i storlekar från ett kraftvärmeverk på 20 MW el och 30 MW värme till kondenskraftverk på 700 MW el. Kraftvärmeverkstyperna är gasturbin med avgaspanna och kombinerad cykel som utnyttjar bä de gasturbin och ångturbin. Båda kondenskraftverkstarlekarna har kombinerad cykel. Anläggningarnas dimensionering har baserats pä dagens erfarenheter av naturgasdrivna kraftverk. Miljökraven pä naturgasanläggningar är föremäl för snabba förändringar i de berörda länderna. För de aktuella anläggningar är kväveoxider (NOx) den dominerande emissionsfaktom. Lagstiftningsvägen har nivån pä NOx-utsläpp ännu inte definierats, däremot finns riktlinjer som fattas av lokala eller regionala myndigheter. De riktlinjer som föreslagits för NOx-utsläpp kan i de flesta fall nås med förbränningstekniska metoder, dvs med vatten/ånginsprutning i brännkammare eller med de moderna låg-nox-brännarna. Hårdare krav, som endast kan uppnås med katalytiska reduktionsmetoder, har ställts på stora kondenskraftverk i Norge. Investeringskostnaderna för anläggningar i de olika länderna visar en variation på ca 10 %, nännast beroende på skillnader i beskattning och miljökrav. Lägst är totalkostnaden för anläggningar i Danmark och högst i Norge. Den lägsta specifika investeringskostnaden för kraftvärmeanläggningarna har redovisats hos alternativ n, gasturbin med avgaspanna 41 MWenl MWt, med SEK per installerad kw el. Den högsta specifika investeringskostnaden för det minsta anläggningsalternativet går upp till SEK/k:We. Kondenskraftverkens specifika investeringskostnadervarierar mellan SEK/kWe. Prissättningen på naturgas varierar i de nordiska länderna. I Danmark och Sverige är naturgaspriset % högre än i Finland och Norge om gasen används för elproduktion. Om naturgas används för fjärrvärmeproduktion i Danmark. fördubblas priset. I Finland har användningen av naturgas befrämjats med hjälp av skattetekniska åtgärder.

12 SAMMANDRAG EIM och värmeproduktionskostnaderna har beräknats [ör varje anläggningsalternativ i de olika länderna. Resultatet har presenterats på ett sådant sätt att jämförelser kan göras mellan de olika länderna och de olika anläggnings alternativen. Med hjälp av de presenterade kostnadsstrukturerna kan man visa hur naturgaspriser, kapitalkostnader och NOx-reduceringsmetoder påverkar energiproduktionskostnadema. Resultaten visar tydliga skillnader i energiproduktionens kostnadsstruktur, speciellt eftersom grundprisnivån på naturgas varierar i de olika länderna. Finland har de lägsta elproduktionskostnaderna vilket anläggningsalternativ man än beaktar. Variationen i produktionskostnader i de olika länderna och anläggningsalternativen är stor. I följande tabell presenteras energiproduk tianskostnadernas minimi och maximivärden i kraftvärmeverksalternativen och kostnadsnivån i kondenskraftverk. Tabell Energiproduktionskostnadernas vaåatjooer. SEKJMWb Kraftvärmeverk Yärmelcl Min Max Danmark 320/ /340 Finland 120! /315 Norge 120/ /335 Sverige 215/ Kondens kraftverk En jämförelse av elproduktionskostnaderna med storförbrukarnas genom snittliga tariffpriser visar att elproduktion i kraftvärmeverk är konkurrenskraftig i Danmark och Finland. I Sverige och Norge är tariffens prisnivå lägre än elproduktionskostnaderna i de berörda anläggningarna, men regionala prisvariationer som kan förändra situationen existerar.

13 ABSTRACf The aim of the study was to evaluate heat and power productian costs of natural gas fired power plants in Denmark, Finland, Norway and Sweden. The study was carried out for Nordie Gas Technology Centre by JP-International Oy w hi ch be langs to the J aakko Pöyry Group. Cost camparisans have been made taking inta account existing differences in investment and fuel costs, taxation, discount rate, environmental regulations and operation conditions in each country. Six power plant alternatives were studied with capacity classes from a eegeneration plant of 20 MW electrical power and 30 MW district heat to a 700 MW condensing power plant. The configurations of eegeneration plants are gas turbine with waste heat recovery hoiler and combined cycle with steam and gas turbine. Both sizes of condensing power plants are of combined cycle type. The power plants have been dimensioned utilising experiences of existing natural gas fired power plants. Environmental regulations conceming natural gas fired power plants are being developed rapidly in each country. Legislatian does not yet determine maximum valnes of NOx emissions which is the dominant factor for natural gas fired power plants. Legislatian gives guideline valnes by means of which local authorities make decisions of individual regulations. The NOx emission limitation can be achieved in most cases with combustion technology which consists of water/steam injection inta the combustion chamber or the modern dry low~nox burners. Stricter regulations which require catalytic reduction have been enforced for!arge condensing power plants in Norway. lovestment costs of power plants have a variation of 10 %, mainly because of differences in taxadon and environmental regulations. The total investment costs are lowest in Denmark and highest in Norway. The lowest specific investment costs of cogeneration power plants is estimated for the alternative II, gas turbine with waste heat recovery hoiler 41 MWenl MWt, at SEK /k:W of electricity. The highest investment east is estimated for the smallest power plant alternative at SEK /kWe. The investment costs of condensing power plants vary from SEK 3400/k:We to SEK 3900/kWe. Natural gas prices vary in the Nordie countries.in Denmark and Sweden the price of natural gas is 50 ~ 75 % higher than in Finland and Norway if natural gas is used for power production. If natural gas is used for district heat productian in Denmark, the price doubles. In Finland the use of natural gas has been promoted by means of the taxation system.

14 ABSTRACI' Power and heat productian costs have been calculated for each power plant alternative in each Nordie country. The results have been presented in away which makes it easy to make comparisions between different countries and power plant alternatives. By means of the presented east structures it is possible to determine the intluence of alternative natural gas prices, capita! costs and NOx reduction methods on energy productian costs. The results show considerable differences in cost structures of energy production, especially because the base price leve! of natural gas varies in the different countries. Finland has the lowest power productian costs in each power plant alternative. Variation in productian costs between the Nordie countries and power plant alternatives is great. Minimum and maximum valnes of energy productian costs for cogeneration plants and east leve! for condensing power plants are shown in the following table. Table Energy productian costs, SEK/MWb Cogeneration plants district heat!power Min Max Condensing power plants Denmark Finland Norway Sweden 320/ / / ! / / / / When power productian costs are campared to average tariff prices of large consumers, power productian in cogeneration plants is competitive in Denmark and Finland. In Sweden and Norway the tariff price levet is lower than power productian costs in the power plants concerned, but local price variations may change the situation.

15 l l UTREDNINGENs SYFTE OCH OMFATTNING Utredningens mål är att uppskatta naturgasdrivna kraftverks el och värmeproduktionskostnader i Danmark, Finland, Norge och Sverige. De tre utvalda anläggningstyperna är gasturbin med avgaspanna, kraftvärmeverk med kombinerad cykel och kondenskraftverk med kombinerad cykel. Tillsammans har sex anläggningsaltemativ, två effektstorlekar av varje typ, dimensionerats med speciell hänsyn till leverantörernas produktsortiment, anläggningarnas verkningsgrad och ett omfattande och ekonomiskt effektområde. Ett flertal anläggningar av de två första typerna har redan byggts, speciellt i Danmark och Finland, men nordiska driftserfarenheter av stora naturgasdrivna kondenskraftverk finns ännu inte. Värme- och nettoeleffekterna för de anläggningsalternativ som granskas i utredningen är följande: EleffektNärmeeffekt MWe/MWt I Gasturbin med avgaspanna II Gasturbin med avgaspanna m Kraftvärmeverk med kombinerad cykel IV Kraftvärmeverk med kombinerad cykel V Kondenskraftverk med kombinerad cykel VI Kondenskraftverk med kombinerad cykel 22/ /55 116/ Gasturbiner med avgaspannor kan producera el och fjärrvärme för uppvärm ning av små städer, ca invånare, när de fungerar som baslastanläggningar. Anläggningstypen är naturligtvis lämplig också för industrianvändning i situationer där processvärme behövs. Kraftvärmeverken med kombinerad cykel har också dimensionerats för fjärrvärmeproduktion och dess produktion skulle räcka till för städer där invånare bor inom fjärrvänneområdet. Också denna anläggningstyp är förutom som kommunalt energiverk lämplig även för storindustrin, såsom massa- och pappersindustrin och kemisk industri. Kondenskraftverken med kombinerad cykel är avsedda för kraftbolags elgenerering. Produktionskostnadskalkylerna har utförts med beaktande av existerande skillnader mellan de nordiska länderna. Skillnaderna i investeringars och bränslens kostnadsstruktur, i beskattning, räntekostnader, miljövårdsbestämmelser och driftkostnader har kartlagts. Produktionskostnaderna för el respektive värme har vid kombinerad produktionen beräknats separat enligt värmekrediteringsmetoden. Enligt denna metod uppskattas kostnaderna för värmeproduktionen som om värmen producerades i hetvattenpannor av samma kapacitet och med samma bränsle medan resten av kostnaderna påföres elproduktionen. Kapitalkostnadernas andel i produktionkostnaderna har kalkylerats med annuitetsmetoden, som med den fastställda kalkylräntan,

16 2 avskrivningstiden och ärliga utnyttjningstiden ger ett genomsnittligt fast belopp per MWh. Kapitel två innehåller beskrivningar av de utvalda anläggningstyperna. Beräkningsgrunder för dimensioneringen, huvudschema och uppställningsritning har presenterats för varje anläggningstyp. I kapitel tre behandlas miljökrav och väljs de NOx-reduceringsmetoder med vilka utsläppsgränserna kan uppnås. Investeringskostnadskalkyler, som har 18 olika kostnadsposter för kraftverk och 9 kostnadsposter för hetvattenpannor, behandlas i kapitel fyra. Driftkostnaderna, som har indelats i bränslekostnader, personalkostnader samt fasta och rörliga drift- och underhållskostnader, presenteras i kapitel fem. Kostnadskalkylerna för energiproduktion behandlas i kapitel sex och samma kapitel innehåller också en analys av betydelsen på olika kostnadsm faktorer. Resultaten av denna rapport kan användas vid uppskattning av naturgasens konkurrenskraft i de olika länderna, men någon jämförelse mellan alternativa former av kraftproduktion ingår inte i utredningen. Kapitel sju innehåller några kommentarer baserade på utredningens resultat om förutsättningarna att använda naturgas för energiproduktion i de berörda länderna.

17 3 2 ANLÄGGNINGSBESKRIVNINGAR 2.1 Gasturbin med avgaspanna Anläggningsalternativen har valts med tanke på existerande erfarenheter av naturgasdrivna kraftverks konkurrensförmåga i nutida förhållanden. För kombinerad el- och värmeproduktion är gasturbin med avgaspanna alternativet i det lägsta effektområdet medan kraftvärmeverk med kombinerad cykel valts för det högre effektområdet. För medelstora anläggningar vilka förrutom el kan producera ca 50 MW värme har produktionskostnaderna beräknats granskats för båda alternativen. Båda anläggningstyperna visar sig vara konkurrenskraftiga i de nordiska länderna. Kondenskraftverk med kombinerad cykel är lönsammare än konventionella kondenskraftverk i det undersökta effektområdet på MW el. För varje anläggning väljs den för anläggningen i fråga bäst lämpade gastur. binlösningen som finns pä marknaden. Samtliga valda turbintyper är standardlösningar, som produceras av ett flertal tillverkare. Anläggningarna har dimensionerats så att utgående fjärrvärmetemperaturen har satts till 85 C, som kan användas som årsmedelvärde i alla länder. Ute lufttillständ som har använts i processkalkylerna är 1,013 bar och 0 C. Anläggningarnas effekt varierar med utetemperaturen ca 0,8 %fc samtidigt som verkningsgraden ändras med 0,02 %fc (sjunkande temperatur ökar effekt och verkningsgrad). skillnaderna mellan uteluftens medeltemperatur i de olika länderna har beaktats då olika utnyttjningstider har bestämt. Processparametrar och omgivningsbetingelser som använts vid utvärdering av anläggningarna finns presenterade i bilaga I. Bilaga II innehäller avgas pannornas temperaturprofiler och bilaga III uppställningsritningar för varje anläggningstyp. Gasturbin med avgaspanna -kopplingen är en relativt enkel och billig metod att producera värme och el samtidigt med relativt god verkningsgrad. Vid full last uppnäs en elutbytesfaktor ( eleffekt/värmeeffekt) på ca 0,6 när anläggningen producerar fjärrvärme. I gasturbinen komprimeras först en insugen luftström, som sedan leds till en brännkammare där naturgas tillförs och bränns. De heta rökgaserna leds till en turbin, vars syfte är att driva kompressorn och den elkraftproducerande generatorn. Rökgaserna frän gasturbinen leds till en avgaspanna, där en stor del av rökgasernas värmeeffekt kan utnyttjas genom att värma fjärrvärmevatten. Se Figur 2/1. Gasturbinen i anläggningstypen 22/33 är en General Electric LM2500 gasturbin av flygplanstyp, varseleffekt är 22 MW. I anläggningstypen 41ni

18 4 har som gasturbin använts General Electric Frame 6, som är av industriell typ med en eleffekt på 41 MW. Värmeeffekten i gasturbinens rökgaser överförs direkt till fjärrvärmenätet i avgaspannan, som är en enkel rökgas/vatten- värmeväxlare. Då turbinens rökgaser inte innehåller svavel kan rökgasernas sluttemperatur i avgaspannan sänkas till 85 C utan att korrosionsrisk föreligger. Härvid uppnås en god termisk verkningsgrad. FIGUR2/I Gasturhjo med avgaspanna LUFT GT-BAANSLE KOMPAESSOR GM, TUABlN 2.2 Kraftvärmeverk med kombinerad cykel I kraftvärmeverk med kombinerad cykel utnyttjas både en gasturbin och en ångturbin. Rökgaserna från gasturbinen leds till en avgaspanna där de används till att förånga vatten. Vattenångan leds från avgaspannan till ångturbinen. Fjärrvärmevatten värms både med rökgaserna i avgaspannan och lågtrycksångan från turbinen. Elutbytesfaktom med denna koppling är ca 1,0 och totalverkningsgraden ca 85 %. I de valda alternativen genereras en fjärdedel av electriciteten med ångturbinen och resten med gasturbinen. Se Figur 2!2. Anläggningstypen 53/55 består av en 41 MWe gasturbin (GE Frame 6), en avgaspanna och en fjärrvärme ångturbin. Den större anläggningstypen 116/113 är av samma slag, men den består av två gasturbiner, två avgas pannor och en gemensam fjärrvärme ångturbin.

19 5 I motsats till den enkla hetvattenavgaspannan i anläggningstyperna 22/33 och 41nl ovan är avgaspannorna i anläggningstyperna 53/55 och 116/113 högtrycksängpannor försedda med överhettare, evaporator samt ekonomiser för förvärmning av matarvattnet. Dessutom tas restvärmet i rökgaserna tillvara i en fjärrvärmevattenvärmeväxlare, som sänker den utgående rökgastemperaturen till 85 C. Denna fjärrvärmeväxlare alstrar ungefär en tredjedel av den totala fjärrvärmeeffekten. Fjärrvärmeängturbinen arbetar med parametrarna 40 bar/510 C på färskångan, och fjärrvärmevattenuppvärmningen sker i två steg. Avgasning av matarvattnet sker från en avtappning på ångturbinen. Den regenerativa värmeväxlaren mellan kondensat till, och matarvatten frän Mavatanken minskar avgasningsångmängden och möjliggör en bättre utnyttjning av värmet i rökgaserna genom sänkning av matarvattentemperaturen. FIGUR 2/2 Kraftvärmeverk med kombinerad cykel t GT-8AANSU GASTURBON VARMEVAX~ARE VARMEVAXCARE

20 6 2.3 Kondenskraftverk med kombinerad cykel Kondenskraftverk med kombinerad cykel används för elgenerering. Till skillnad från i kraftvärmeverk expanderar ångan i lågtrycksturbinen till ett lägre tryck och sedan kondenseras vattenångan med hjälp av kylvatten i kondensorn. Man har valt 5 C som dimensioneringstemperatur på kylvattnet. Värdet är ett årligt medelvärde för havsvattentemperaturen under driftstiden. De skillnaderna mellan de nordiska länderna i genomsnittliga havsvattentemperaturer, 4 8 C, har ingen avgörande inverkan på anläggningarnas verkningsgrad. Verkningsgraden uppgår till ca 50 %. Skillnader i ländernas utelufts medeltemperaturer från dimensioneringsvärdet 0 C har beaktats då olika utnyttjningstider har bestämt. Se Figur 2/3. FIGUR 2/3 Kondenskraftverk med kombinerad cykel l J

21 7 Anläggningstypen 365 består av två gasturbiner med varsin avgaspanna och gemensam ångturbin. Anläggningstypen 725. vars effekt är dubbelt så stor som den förras fås genom en fördubbling av anläggningstypen 365:s kraftverksblock. Gasturbinerna i anläggningstypen är General Electric Frame 9, vars eleffekt är 121 MW. Ångturbinernas eleffekt är 123 MW. För att uppnå en god total verkningsgrad i dessa kombikondenskraftverk alstrar avgaspannan ånga på två tryckniväer, nämligen 65 bar och 6 bar. Pannan är dessutom försedd med både högtrycks- och lågtrycksöverbettare och ekonomisers. Högtrycksångan leds in i ångturbinen, som körs med glidande tryck. En liten del av lågtrycksängan används till avgasning av matarvattnet i Mavatanken, medan merparten förs in i ångturbinen i överströmningsröret mellan hög- och lågtryckscylindrarna och får expandera i turbinen. Liksom i kraftvärmekombikopplingen värms också här kondensatet före Mavatanken regenerativt i en värmeväxlare med matarvattnet. Denna koppling har använts för att minimera avgasningsmängden och utnyttja värmet i rökgaserna optimalt. Rökgasernas sluttemperatur begränsas av högtrycks- och lågtrycks-evaparataremas "pinch point" till ca 1200C, även om det svavelfria bränslet i princip skulle tillåta en lägre sluttemperatur. 2.4 Hetvattenpannor Uppgifter om hetvattenpannor behövs eftersom värmeproduktionskostnaderna i kombinerade el- och värmeproduktionsanläggningar uppskattas med hjälp av kostnaderna vid användning av hetvattenpannor. Hetvattenpannornas bränsle antas vara naturgas. Hetvattenpannornas värmeeffekter har valts som samma värden som för respektive kraftvärmeverks värmeeffekt Pannorna är vattenrörspannor med ängdom och de är kopplade till fjärrvännenätet via värmeväxlare. Pannornas dimensioneringstryck är normalt 16 bar och högsta driftstemperatur 200 C.

22 8 3 M!UÖKRAV Miljökrav har i denna utredning granskats frän den utgångspunkten att ett naturgaskraftverksprojekt skulle startas inom den närmaste tiden. De riktlinjer, bestämmelser och lagar som har inverkan på kraftverkets tekniska lösningar, drift eller kostnader har kartlagts i varje land. Miljölagstiftningen har utvecklats i snabbtakt under de senaste åren och utvecklingen kommer säkert att fortsätta. De kraftverksalternativ som har behandlats är planerade enligt gällande lagstiftning , men riktlinjer för framtida krav och deras inverkan på tekniska lösningar har presenterats. Danmark Miljöbeskyttelseloven utgör grunden för emissionsgränserna. Enligt denna lag skall kraftverksanläggningar miljögodkännas innan de får byggas. Kraftverken erhåller sina miljögodkännanden från primärkommunen eller amtsmyndigheterna. Miljöstyrelsen har utgivit riktlinjer för aktuella utsläppskrav för att hjälpa de lokala myndigheterna. Finland Norge Sverige Alla anläggningar, vars bränsleeffekt övergår 5 MW är anmälningspliktiga inför länsstyrelsen. Länsstyrelsen fattar individuella beslut om utsläppsbegränsningar enligt gällande lagar och normer, som uppställer maximala värden för utsläppen. Forurensningsloven från 1983 med senare förändringar utgör grunden för gällande miljökrav. Enligt lagen har myndigheterna rätt att kräva begränsningar i utsläppen efter individuell värdering. Kraftverk måste ha koncession innan de får byggas och miljökrav skall utfärdas av Statens Forurensningstilsyn vid Forurensningsrådet. Miljöskyddslagen och miljöskyddsförordningen är de författningar som har största betydelsen för begränsningar av miljöfarliga utsläpp från produktionsanläggningar i energisystemet. Utsläppskraven utgör riktlinjer för tillståndsprövningen, som görs i varje enskilt fall. Förbränningsanläggningar med en tillförd effekt på över 200 MW skall prövas av bostadsdepartementet och koncessionsnämnden, mindre anläggningar kräver tillstånd endast från länsstyrelsen. Även de minsta gasturbinanläggningarna måste ha tillstånd av länsstyrelsen. Länsstyrelsen har ansvar för alla tillståndspliktiga förbränningsanläggningar, men i vissa fall kan kommunerna ta över tillsynen. Naturvårdsverket har ansvar för den centrala tillsynen.

23 9 3.1 Kväveoxid De nordiska länderna beslöt i Sofia är 1988 att kväveoxidutsläppen skall frysas på 1987 års nivå före slutet av är Det gemensamma målet för 12 västeuropeiska länder är att minska kväveoxidutsläppen med 30 % före år Basåret för denna NOx~reducering kan väljas fritt mellan Dessa beslut kräver i samtliga av de berörda länderna lagstiftningsåtgärder för att målet skall näs. AHa de nordiska länderna befinner sig i samma situation i det avseendet att lagstiftningen inte ger bestämda tillåtna värden på emissionen utan riktlinjer och maximivärden, enligt vilka lokala myndigheter fattar individuella beslut om begränsningar. Åtminstone i Finland och Sverige har lagstiftningen uppställt krav också när det gäller gamla anläggningar. Lagstiftningen och gällande praxis i de nordiska länderna har presenterats i Tabell 3-1 och i detalj i Bilaga IV. NOx-utsläpp har räknat som N0 2 per MJ tillfört bränsle. TABELL3-1 Riktlinjer och kray för NOx:emissjoner j naturgasanläggningar Bränsleeffekt eller N0 2 -utsläpp per år mg NO,JMJ Danmark riktvärde >SOMW 240 förslag 200 nya anläggningar Finland förslag >SOMW so pannanläggningar >SOMW gasturbinanläggningar Norge lag individuellt Sverige riktvärde >300 ton nya anläggningar <300 ton förslag >600 ton alla anläggningar ton frän Reducering av NOx-utsläpp Utan speciella begränsade åtgärder är NOx-utsläppen 400 mg NO,JMJ frän anläggningstypen gasturbin med avgaspanna som har en General Electric LM2500 gasturbin. Alla andra anläggningstyperna har gasturbiner av typ Frame 6 eller Frame 9 som typiskt har NOx-utsläpp på 300 mg NO,JMJ. För reducering av NOx-utsläpp från gasturbiner används flera metoder. Insprutning av ånga eller vatten i brännkammaren är lätt att förverkligas i

24 10 olika gasturbiner men behovet av ånga eller vatten, försämrad verkningsgrad samt möjliga driftproblem är metodens nackdelar. Med vatten- och änginsprutningen kan uppnås NOx-utsläppsgränser mg NO~J i de utvalda gasturbintypema. De förbränningstekniska metoderna har utvecklats snabbt och nu offereras låg-nox-brännare med vilka kan uppnås NOx-utsläppsgränsen 50 mg NOtMJ med Frame 6 och 9 gasturbiner. För att underskrida gränsen 50 mg NOJMJ måste tillsvidare den selektiva, katalytiska reduktionsmetoden (SCR) användas. I SCR-metoden sker reduktion av kväveoxid till kväve och vatten genom insprutning av ammoniak i rökgasen i närvaro av en katalysator. De valda reduceringsmetoderna för alla anläggningstyper i de olika länderna sammanställs i följande tabell. Anläggning Gasturbin med avgaspanna I II 41ni Kraftvånneverk med kombinerad cykel III 53/55 och N 116/113 Kondenskraftverk med kombinerad cykel V 365 och VI725 Metod Vi Vi Läg-NOx Åi Läg-NOx Åi Läg-NOx Läg-NOx+SCR I..arul alla länder Danmark Finland, Norge, Sverige Danmark Finland, Sverige, Norge Danmark Finland, Sverige Norge Vi =vatteninsprutning Åi=änginsprutning Alla NOx -reduceringsmetoder ökar investeringskostnader i kalkyler. SeRanläggningen ökar också rörliga driftkostnader och vatteninsprutning försämrar verkningsgrad i den minsta anläggningen i Finland, Norge och Sverige. Vatten- och änginsprutning i de danska anläggningarna har antagits vara så obetydligt litet att den inte har inverkan på verkningsgrad.

25 Andra emissioner Svaveloxid Koloxid Metan Svavelinnehållet i naturgas är så litet att svaveldioxidutsläppen inte är begränsande. Den typiska svavelutsläppsmängden från naturgasanläggningar är under 1 mg/mj. Utsläppen av koloxid, nännast koldioxid och kolmonoxid, för naturgas vid förbränning är 60 g/mj koldioxidekvivalenter om förbränningen är fullständig. Med låg-nox-brännare stiger kolmonoxidutsläppen. Miljöavgifter för koldioxidutsläppen har planerats åtminstone i Sverige och Finland. Största delen av naturgasen består av metan som hör till de så kallade växthusgasema. Läckage av naturgas till atmosfären från naturgasnätet förorsakar således metanutsläpp. Förbränningen av naturgas är normalt så fullständig att metanemissionen från anläggningarna är mycket låg. Metanutsläppen är svära att evaluera exakt, men en utredning uppger att metanut släpp frän naturgasledningar i Danmark, Finland och Sverige är mindre än 0,05 procent av gasförbrukningen. lagstiftningen i de nordiska länderna innehäller inte ännu några krav i fråga om metanutsläpp. PAH Polyaromatiska kolväten (PAH) uppstår vid förbränning, speciellt om förbränningstemperaturen är låg och om luft och bränsle inte blandas ordentligt. P AH-problemen studeras internationellt och även i de nordiska länderna. Det är sannolikt att P AH-begränsningar kommer att införas inom några är. Stoft stoftemissionerna vid förbränning av naturgas är så låga att de uppfyller normer under alla omständigheter. 3.4 Buller Normer och riktvärden i de nordiska länderna ställer i stort sett samma krav på ljudnivån. Riktvärdena är sä låga att ljudnivån i tätbebyggelse numera ofta övergår dessa värden. Ett sammandrag om bestämmelser i de olika länderna framgår av Bilaga IV. Anläggningarna för kombinerad el- och värmeproduktion ligger ganska ofta i tätbebyggelse eller i närheten av sådan och därför har som dimensione ringsgrund för dessa anläggningar valts en ekvivalent ljudnivå på 55 dba vid gränsen av anläggningsomrädet. För kondenskraftverk har 70 dba använts som dimensioneringsgrund. Som dimensioneringsvärde för internt buller har använts 85 dba