System med ångpannor och mottrycksturbiner för generering av processånga Förändringsmöjligheter för ångcentral på AAK Karlshamn

Transkript

1 ISRN LUTMDN/TMHP 10/5205 SE Kkk ISSN System med ångpannor och mottrycksturbiner för generering av processånga Förändringsmöjligheter för ångcentral på AAK Karlshamn David Åström Thesis for the Degree of Master of Science Division of Thermal Power Engineering Department of Energy Sciences Faculty of Engineering, LTH Lund University P.O. Box 118 SE Lund Sweden 1

2 Abstract In this study the possibilities for a new steam boiler and a replacement of the old back pressure turbine at AAK Karlshamn are investigated. AAK is a company that refines vegetable oils and one of the factories is in the town Karlshamn in Sweden. At AAK Karlshamn process steam and electricity is generated in a cogeneration facility whit several boilers and a back pressure turbine. To continue whit a reliable steam generation and electricity production a new boiler and steam turbine are required. There are many alternatives for the new boiler and turbine, for example the choice of boiler pressure and superheater temperature and the number of bleeds or extractions from the turbine. For estimation of electricity production and steam demand the power plants simulation program IPSEpro is used. At first a simulation of today s cogeneration facility was done as a base for the continued simulations of the future alternatives. The results from the simulations of the different solutions were then regarded in the decision of which alternatives to continue whit. To discuss the different alternatives and get a better idea of which specifications for the boiler and turbine that is reasonable contact was taken whit manufacturers of boilers and steam turbines. For the turbine Siemens in Finspång, Sweden was contacted and data for the use of process steam were used for their calculations resulting in a suggestion of a turbine. Some questions were sent to the steam boiler manufacturer MW Power in Finland to check if the specifications of the turbine also were realistic for the boiler. No clear choice of boiler or turbine has resulted from this study. The communication whit manufacturers of boilers and turbines has only begun and a big amount of technical and economical calculations is to be done. Svensk sammanfattning I detta arbete undersöks möjligheterna för en ny ångpanna och ett utbyte av den gamla mottrycksturbinen på AAK Karlshamn. AAK är ett företag som sysslar med förädling av vegetabiliska oljor och en av fabrikerna ligger i staden Karlshamn i Sverige. På AAK Karlshamn genereras processånga och elektricitet i en samgenereringsanläggning med ett flertal pannor och en mottrycksturbin. För att fortsätta med en pålitlig ånggenerering och elproduktion så behövs en ny panna och ångturbin. Det finns många alternativ för den nya pannan och turbinen, till exempel valet av panntryck och överhettartemperatur och antalet hålavtappningar eller kontrollerade avtappningar från turbinen. För uppskattning av elproduktion och ångbehov så används kraftverksimuleringsprogrammet IPSEpro. Först gjordes en simulering av dagens samgenereringsanläggning som de fortsatta simuleringarna av de framtida alternativen sedan baserades på. Resultaten från simuleringarna av de olika lösningarna beaktades sedan i valet av alternativ att gå vidare med. För att diskutera de olika alternativen och få en bättre uppfattning om vilka specifikationer för pannan och turbinen som är rimliga så togs kontakt med tillverkare av pannor och ångturbiner. För turbinen kontaktades Siemens i Finspång, Sverige och data över användning av processånga användes i deras beräkningar vilket resulterade i ett förslag på en turbin. Ett antal frågor skickades till ångpannetillverkaren MW Power i Finland för att kontrollera om turbinens specifikationer även var realistiskt för pannan. Detta arbete har inte resulterat i något klart val av panna och turbin. Kommunikationen med tillverkare av pannor och turbiner har bara börjat och en stor mängd tekniska och ekonomiska beräkningar återstår att göra. 2

3 Förord Detta examensarbete har gjorts som ett samarbete mellan Lunds tekniska högkola och AAK Karlshamn under höstterminen 2009 och delar av vårterminen Den mesta tiden har tillbringats på Kraftverksteknikavdelningen på Lunds tekniska högskola medans besök på AAK Karlshamn har gjorts med jämna mellanrum. Eftersom AAK Karlshamn är uppdragsgivaren så är arbetet gjort helt enligt deras önskemål och rapporten är huvudsak inriktad mot de förutsättningar som finns där. Jag har uppskattat att få göra detta examensarbete och tyckt att det har varit mycket intressant. Tack till Nils-Erik Magnusson (min handledare på AAK) som är den huvudsakliga källan till rapporten och som tillhandahållit det mesta materialet i arbetet. Tack till Klas Jonshagen (min handledare på LTH) för hjälp med simuleringar och med arbetets utformning i övrigt. Tack till min examinator Magnus Genrup (Kraftverksteknikavdelningen, LTH) för förmedling av examensarbetet och för hjälp och synpunkter under arbetets gång. Tack även till Magnus Andersson på AAK Karlshamn, Michael Mazur på Siemens Industrial Turbomachinery i Finspång samt Mikael Barkar och Thomas Claesson på MW Power. David Åström, Lund 19 februari

4 Innehållsförteckning Inledning... 7 Problembeskrivning och bakgrund... 7 Avgränsning Litteratur Metodik Syfte Forskningsfråga Undersökningsmetoder och struktur på undersökningar Kraftverksimuleringsprogrammet IPSE Anläggningar för processånga och elproduktion Framtidsutsikter Samgenerering med ångpanna och ångturbin Samgenrering för olika behov av processånga och elektricitet Att effektivisera anläggningar för samgenerering Strategier för förbättrad ånggenerering och elproduktion Systemtänkande och systematiskt effektiviseringsarbete Potential för energibesparingar Befintlig anläggning Inledning Metod Modell i IPSE Driftfall använda i simulering Uppskattning verkningsgrad turbin och generator Resultat November Maj Diskussion Olika alternativ för ny anläggning Inledning Metod Beskrivning av tänkbara alternativ IPSE-modeller alternativ för framtida lösning Resultat

5 Panna, turbin 40 bar Panna, turbin 70 bar Panna 70 bar, turbin 40 bar Simuleringar med majdriftfallet Diskussion Bedömning av olika alternativ Ny ångpanna Inledning Samproduktion av el och processånga Biobränsleeldade kraftverk Panntekniker Panna med cell för biobränsleeldning Pinnhålsroster Rörlig roster Skakroster Torkning och malning före eldning i brännare Fluidiserad bädd Bränslen Att elda träbränslen och andra biobränslen Kombinationer av biobränslen och fossila bränslen Komponenter i ångpannan Roster Bränslespridare Brännare Eldstad Överhettare Förångare Economizer Luftförvärmare Extern utrustning Förbränningsluftsystem Utsläpp och rökgasrening Rökgasreningsutrustning Miljöpåverkande utsläpp

6 Ungefärligt val av panna Val av teknik Krav på ny ångpanna för olika alternativ Ny turbin Olika typer av turbiner Konstruktion Teori Reglering För- och nackdelar olika alternativa lösningar Kapacitet och elproduktion Temperatur och tryck Avtappningar Ungefärligt val av turbin Krav på turbin för olika alternativ Metod för att välja turbin Förslag turbin Påverkan IPSE-simuleringar, vald turbins prestanda Slutsatser Referenser Bilagor Bilaga 1: IPSE-simulering av nuläge, novemberdriftfall Bilaga 2: IPSE-simulering av nuläge, majdriftfall Bilaga 3: IPSE-simulering ny panna och turbin 40 bar, avtappning 20 bar, novemberdriftfall Bilaga 4: IPSE-simulering ny panna och turbin 40 bar, avtappning 20 bar, majdriftfall Bilaga 5: IPSE-simulering ny panna och turbin 40 bar, ingen avtappning, novemberdriftfall Bilaga 6: IPSE-simulering ny panna 70 bar, turbin 36 bar, avtappning 20 bar novemberdriftfall Bilaga 7: IPSE-simulering ny panna 70 bar, turbin 36 bar, ingen avtappning, novemberdriftfall Bilaga 8: IPSE-simulering ny panna och turbin 70 bar, avtappning 36 och 20 bar, novemberdriftfall Bilaga 9: IPSE-simulering ny panna och turbin 70 bar, avtappning 20 bar, novemberdriftfall Bilaga 10: IPSE-simulering ny panna och turbin 70 bar, avtappning 20 bar, majdriftfall Bilaga 11: IPSE-simulering ny panna och turbin 70 bar, ingen avtappning, novemberdriftfall

7 Inledning Syftet med examensarbetet är att undersöka möjliga förändringar för ångcentralen på AAK Karlshamn. De förändringar som kan komma ifråga är att bygga en ny ångpanna och att byta ut den gamla turbinen. Det finns i ångcentralen tre stycken ångpannor som i huvudsak eldas med träpellets och restprodukter från tillverkningen. Den nya ångpannan ska ersätta dessa pannor som sedan endast ska användas som reserv för den nya pannan. Dessutom ska den äldsta pannan tas helt ur drift. Det finns en del problem med ångcentralens pannor och den äldsta pannan har speciellt låg verkningsgrad. Turbinen ska ersättas eftersom den inte är i speciellt bra skick så att det är osäkert hur länge till den kan köras utan att haverera. Dessutom har en betydande försämring av isentropverkningsgraden kunnat konstateras vid en mätning på turbinen. Problembeskrivning och bakgrund AAK i Karlshamn förädlar vegetabiliska fetter och i dessa processer används ånga vid olika tryck och temperaturer. Huvuduppgiften för de pannor som används idag är att förse dessa processer med ånga. Dessutom så produceras en mindre mängd elkraft med en mottrycksturbin som expanderar ångan från pannorna ner till 7 bar (abs). Endast några få procent av energin i bränslet som används i pannorna blir till elektricitet i turbinens generator. För den nya pannan och turbinen finns det olika valmöjligheter. En sak som behöver undersökas är vilka ångdata den nya pannan bör ha. Detta är sammankopplat med valet av turbin då turbinen måste klara dessa tryck och temperaturer. Att det är en mottrycksturbin innebär att trycket i turbinens utlopp är relativt högt vilket medför att tillräckligt mycket värme lämnas kvar i utloppsångan för att denna ska kunna användas som värmetillförsel i någon typ av processer. Detta till skillnad mot ett kondenskraftverk där trycket i turbinens utlopp skulle vara lägre än atmosfärstrycket och ångan ut från turbinen skulle ha kondenserats i en kondensor. Den varianten som används i ett kondenskraftverk har fördelen att mer elektricitet kan produceras medan mottrycksturbinen har fördelen att den lämnar kvar tillräckligt med värmeenergi i ångan som ska användas som värmekälla. I följande hs-diagram illustreras skillnaden mellan expansionen i en mottrycksturbin och en kondensturbin. Inlopps ångdata för turbinen är markerad med punkten 1 där trycket är 37 bar (abs) och 400 C. För mottrycksturbinen sker expansionen till trycket 7 bar (abs) vilket markeras med punkten 2M. I denna punkt är temperaturen 210 C vilket innebär att en hel del värme lämnas kvar i utloppsångan från turbinen. För att exemplifiera en turbin i ett kondenskraftverk så visas vad som händer i hs-diagrammet om expansionen fortsätter ner till 0,1 bar. Punkten 2K visar tillståndet i kondensturbinens utlopp vilket är en blandning av ånga och vatten. Denna blandning håller mättnadstemperaturen vid 0,1 bar vilket är 46 C. Till skillnad mot mottrycksturbinen så håller denna ång- och vattenblandning alldeles för låg temperatur för att användas till uppvärmning i processer. Det blir en betydligt större skillnad i entalpi mellan inlopps- och utloppsångan för kondensturbinen än för mottrycksturbinen. Entalpiskillnaden är det arbete som utförs per kg ånga som expanderar genom turbinen vilket för mottrycksturbinen betecknas w M och för kondensturbinen w K. Med samma ångflöde kan alltså mer elektricitet produceras i en kondensturbin än för en mottrycksturbin. 7

8 h (Entalpi) 1 37 bar abs bbarbar 400 C w M 7 bar abs w K 2M 210 C 0,1 bar abs; 46 C 2K s (Entropi) Figur 1: hs-diagram mottrycks- och kondensturbin En mottrycksturbin kan ha olika avtappningar för ånga med högre tryck då detta behövs för vissa processer. På AAK i Karlshamn används ånga med tre olika tryck för olika uppvärmningsbehov. Dessa är 35 bars ånga (36 bar abs), 20 bars ånga (21 bar abs) och 6 bars ånga (7 bar abs). 35 bars ångan kommer direkt från pannorna medan 20 bars ångan fås genom att sänka trycket på ångan från pannorna med en reducerventil. Den största delen av ångan från pannorna expanderar genom turbinen och används sedan som 6 bars ånga. Den radialturbin som används i dagsläget har alltså inga avtappningar. Den skulle kunna ha en 20 bars avtappning men detta har istället lösts genom att strypa ner 35 bars ånga till 20 bar. Figuren på nästa sida visar skovelsystemet för den mottrycksturbinturbin som finns på AAK Karlshamn. Detta är en Stal-Laval radialturbin med turbinskovlar som roterar åt motsatt håll, en så kallad motrotationsturbin. Turbinen har en maxeffekt på 3,2 MW vilket uppnås genom att använda överlastskanalen förbi första turbinsteget. Vid effekter över 3 MW så klarar inte första turbinsteg att ta emot all ånga så en del av ångan går endast genom andra turbinsteget vilken då står för den extra effekten över 3 MW. Normal ångdata i turbinens inlopp är 37 bar (abs) och 400 C medans den under kontinuerlig drift maximalt klarar 42,1 bar (abs) och 425 C. Turbinen regleras så att den håller mottrycket 7 bar (abs). Turbinens inlopp består av ett rör som i figuren är numrerad med siffran 12. Därifrån går ångan till första turbinsteget numrerat med siffran 1. Turbinsteget består av två mottroterande turbinskivor så att varannan skovel roterar åt det ena hållet och varannan åt det andra hållet. Detta medför att skovlarna relativt varandra får dubbelt så hög rotationshastighet som de båda turbinskivornas axlar. Även det andra turbinsteget som är numrerat med siffran 3 består av motroterande skovlar. Det första och andra steget förbinds med mellantryckskanalen numrerad 2. De turbinskivor i första och andra steget som roterar åt samma håll är förbundna med varandra så att de driver samma axel. Dessa par av turbinskivor är numrerade 4 och 6 respektive 7 och 8. Efter andra turbinsteget finns turbinens utlopp vilket syns överst i figuren. 8

9 Figur 2: Stal-Laval radialturbin Den frågeställning som har störs betydelse är huruvida ångdata ska vara densamma för den nya och de gamla pannorna eller om ett högre tryck och temperatur ska användas i den nya pannan. Fördelen med ett högre tryck och temperatur är att mer elkraft kan produceras med turbinen. Nackdelen är att detta ställer högre krav på pannan och turbinen då material måste användas som tål dessa höga tryck och temperaturer. Dessutom så gör den mer komplicerade ångkemin att föroreningar i matarvattnet kan ställa till problem. Eftersom huvudsyftet är att generera ånga så är ett högre panntryck endast att föredra då detta inte leder till en stor ökning av priset på en ny panna och turbin. Det lägsta tryck som kan väljas för den nya pannan är cirka 40 bar, alltså samma som för de gamla pannorna. Frågan är om det i dagsläget blir så mycket billigare med en sådan panna eller om man hellre skulle kunna välja 70 bar eller mer. Om 70 bar väljs så är tanken att ånga med detta höga tryck ska kunna användas istället för de två gasolpannor som finns externt det övriga ångnätet. Gasolpannorna finns i två olika byggnader en bra bit ifrån ångcentralen. Till dessa byggnader behövs ångledningar från den nya pannan och även kondensatledningar som återför kondensatet. Att det behövs 70 bar för detta beror på att gasolpannorna som finns där i dagsläget ger mättad ånga vid som mest 70 bar. Ännu högre tryck än 70 bar skulle kunna tänkas om detta inte blir för dyrt. En annan sak man skulle kunna göra för att öka elproduktionen är att sänka mottrycket för turbinen. I så fall måste det finnas användningsområden för denna ånga med lägre tryck. En idé är att sänka mottrycket till 3 bar men i så fall måste en hel del av de förbrukare av 6 bars ånga som finns idag gå över till 3 bars ånga istället. Det är inte säkert att detta går då 3bars-ångan håller en lägre mättnadstemperatur vilket gör att den inte kan användas för uppvärmning i alla applikationer. På ett ungefär kan mättnadstemperaturen räknas ut med sambandet där p är absoluttryck mätt i bar. Detta ger för 6 bars ånga (7 bar abs) och tre bars ånga (4 bar abs) mättnadstemperaturen 163 C respektive 141 C. Avläsning i ångtabell ger mättnadstemperaturen 165 C för ånga vid 7 bar (abs) och 144 C för ånga vid 4 bar (abs). 9

10 Avgränsning Examensarbetet är avgränsat främst till de tekniska aspekterna av en ombyggnad av ångcentralen. För att avgöra vilket alternativ som är det bästa så har även ekonomiska frågor betydelse. Resultatet är tänkt att bli ett antal rimliga lösningar med en ny panna och en ny turbin. I arbetet ingår det att ta reda på för och nackdelar för olika lösningar, vilka ombyggnader som behöver göras för de olika alternativen och vad som blir skillnaden i elproduktion. För beräkningarna ska kraftverksimuleringsprogrammet IPSE användas. För panna och turbin måste rimliga uppskattningar användas för prestanda. I ett senare skede skulle frågor kunna ställas till pann- och turbintillverkare. I första hand görs detta för att få reda på prestanda för rimliga val av panna och turbin men även i viss mån för att ta få en uppfattning om ekonomiska aspekter. Litteratur Litteratur som används i examensarbetet handlar dels om ångpannor och dels om turbiner. Så tanken är att litteraturstudien ska göras i två olika delar, en som handlar om pannor och en som handlar om turbiner. I den del som handlar om pannor så har jag tänkt skriva om olika typer av pannor där olika tekniker används till förbränningen. Detta för att komma fram till vilken typ av panna som är lämplig att välja. Dessutom kan det vara intressant att få reda på vilka skillnaderna blir för pannans konstruktion då ett högre tryck och temperatur används. Likaså är det av intresse att ta reda på vad skillnaderna blir för turbinen då mer avancerade ångdata används. Även här går det att skriva om vilka tekniker som finns och vad som skiljer dem åt. Metodik Tillvägagångssättet som används är att samla information om ångcentralen från anställda på AAK. Denna information utgörs bland annat av hur de viktigaste delarna av ångcentralen fungerar samt den statistik som finns för driften av ångcentralen. Detta används sedan för att göra en modell av ångcentralen i simuleringsprogrammet IPSE. IPSE används för att simulera termodynamiska processer och energiomvandlingar i kraftverk. Senare så görs nya simuleringar där olika förändringar med ny panna och ny turbin testas. Dessa byggs upp med modellen av den verkliga anläggningen som grund. Tanken är att IPSE-simuleringarna ska vara vägledande för att avgöra vilka alternativ som är de mest lämpliga. För att dessa simuleringar ska bli bra så krävs realistiska värden för pannans och turbinens prestanda. För att komma fram till dessa så behöver data tas fram för någon jämförbar panna och turbin. För detta kan det vara tänkbart att fråga någon panntillverkare och turbintillverkare. Syfte Målsättningen för examensarbetet är att komma fram till den för AAK i Karlshamn bästa lösningen för ombyggnad av deras ångcentral med en ny panna och en ny turbin. Problemet är alltså att hitta alternativa lösningar för ombyggnaden av ångcentralen och bedöma vilka av dessa som är de bästa. Resultatet av mitt arbete blir främst IPSE-simuleringarna. När jag är klar så kommer jag presentera flera olika alternativ och väga för och nackdelar emot varandra. Kanske kommer jag fram till en lösning som jag bedömer som mest lämplig enligt kriterierna i forskningsfrågan. Men detta behöver inte nödvändigtvis stämma överens med det AAK bestämmer sig för om nu några ombyggnader ska göras över huvud taget. Som diskussion i min rapport kommer jag ta upp för och nackdelar med de olika alternativen utöver de beräkningar jag har gjort. 10

11 Forskningsfråga Vilken konfiguration med panna och turbin passar bäst för AAK i Karlshamn? Den lösning som ska väljas är en som passar uppdragsgivarnas erfarenhet och som de tror på. Den ska ge bra prestanda enligt IPSE-simuleringar och bedömas som ekonomiskt försvarbar (någon fullständig utredning av kostnader ska ej ingå i examensarbetet). Lösningen som väljs ska passa även i framtiden vad gäller bränslen och ångkapacitet. Undersökningsmetoder och struktur på undersökningar De undersökningsmetoder jag använder i mitt examensarbete kan sägas vara intervjuer, matematiska experiment och fallstudier. Det som kan sägas vara intervjuer är undersökningen av utbudet av pannor och turbiner där frågor behöver ställas till tillverkare eller andra experter. Dessa frågor kan tillexempel handla om vad för ångdata som kan vara rimligt vid val av ny panna. Dessutom borde någon slags förfrågan ställas till pann- och turbintillverkare då det är klart ungefär vad för panna och turbin som ska väljas. Detta för att bättre få reda på vad för prestanda en ny panna och turbin skulle kunna ha. För att väga olika alternativ för panna och turbin mot varandra används simuleringar i IPSE. Detta är en typ av matematiska experiment vilka ska vara vägledande för att välja specifikationerna på den nya pannan och turbinen. För att få rimliga värden på prestandan för panna och turbin så kan en slags fallstudier användas. Man skulle till exempel från tillverkare kunna få fram data för pannor och turbiner som ungefär motsvarar de alternativ som övervägs för AAK i Karlshamn. De avsnitt i rapporten som handlar om IPSE-simuleringarna kommer ha en struktur där metod först beskrivs och sedan resultat och diskussion. Metoden är hur IPSE-modellen är uppbyggd, vilken indata/statistik som används i simuleringarna och vad som måste räknas ut. Resultatet är alla de parametrar som beräknats. Speciellt intressanta resultat är de olika verkningsgraderna samt elproduktionen. Olika variationer av parametrar skulle också kunna tas med i resultatet. Diskussionen går dels ut på att ta upp olika osäkerhetsfaktorer och diskutera rimligheten i resultatet. Dels går den ut på att bedöma utfallet av simuleringen. Vad i resultatet var bra och dåligt, vilka för och nackdelar finns utöver det som framkommit i IPSE-simuleringarna. Kraftverksimuleringsprogrammet IPSE IPSE är ett simuleringsprogram för termodynamik och energiomvandling i kraftverk och andra anläggningar. Det används främst för att simulera ångkraftcykler men även rökgaser från en panna eller gasturbin kan tas med i simuleringen. Då en modell av ett kraftverk byggs så används olika komponenter i vilka olika media passerar igenom. För varje komponent finns en modell som består av några rader (eller många rader) programkod med ekvationer som avgör vad som händer i komponenten. Detta kan tillexempel vara att värme i den ånga som passerar en turbin omvandlas till arbete på turbinens axel. Men den maximalt teoretiskt möjliga mängden värme kan inte omvandlas till arbete i turbinen. Därför har turbinen en verkningsgrad vilken utgör en av parametrarna i simuleringen som antingen måste vara bestämd från början eller räknas ut. Andra parametrar är tryck och temperatur för den ånga eller vatten som finns i ledningarna komponenterna är sammanlänkade med. Totalt sett så måste det i simuleringen finnas lika många ekvationer som det finns variabler, alltså de fria parametrar som man med hjälp av simuleringen vill räkna ut. IPSE fungerar som en ekvationslösare som löser de ekvationer som finns i komponenterna. 11

12 Anläggningar för processånga och elproduktion Annläggningar för att både generera ånga och producera elkraft har fördelen att den värme som inte tas till vara i ångturbinen istället används som processånga. Eftersom både elproduktionen och värmen i processångan är användbar energi så blir totalverkningsgraden för en sådan anläggning hög. Detta till skillnad mot ett kondenskraftverk där stora mängder värme måste kylas bort i en kondensor. I fallet med kondenskraftverket är endast elproduktionen den nyttiga energin och verkningsgraden blir därför betydligt lägre än då både elenergi och processånga genereras. Ytterligare ett alternativ är att generera processånga med ångpanna men inte använda någon turbin. Att ha en eller flera ångpannor för generering av processånga med eller utan turbin är de alternativ det står emellan i en industri där ånga behövs till uppvärmning i processer. Fördelen med att använda en turbin är att ångan med högt tryck och temperatur som kommer direkt från pannan inte behöver användas direkt som processånga utan först kan gå genom turbinen. Den ånga som kommer ut från turbinen har lägre tryck och temperatur och denna ånga duger till att använda till uppvärmning i vissa processer. På köpet så produceras turbinens generator elektricitet vilket är en mer lätthanterlig och användbar energiform än värmen i processångan. Då ånga med en högre temperatur behövs för andra uppvärmningsbehov så kan det finnas avtappningar i turbinen där ånga tas ut vid ett högre tryck än det som är turbinens mottryck. Denna ånga bidrar inte lika mycket till elproduktionen som den ånga som går hela vägen genom turbinen och därmed tas ut som processånga vid det lägsta trycket. (1) Elproduktionen från en anläggning med mottrycksturbin är beroende av tryck och temperatur på ångan före och efter turbin. Ju högre trycket och temperaturen är på ångan från pannorna och ju lägre trycket är i turbinens utlopp desto mer elektricitet kan produceras medans mängden processånga är oförändrad. Anläggningens elverkningsgrad kommer alltså att öka. Men det finns begränsningar i vilka tryck och temperaturer det är möjligt och ekonomsikt lönsamt att gå upp i. Speciellt i mindre anläggningar så kan inte speciellt höga tryck och temperaturer väljas då detta skulle leda till en alltför dyr panna och turbin. För trycket i turbinens utlopp finns begränsningen att ångan inte får bli så kall att den inte kan användas till uppvärmning i fabrikens processer. Det måste alltså finnas ett användningsområde för ångan ut från turbinen annars faller hela idén med att även ta till vara på den energi som inte går att använda till att producera el. För att höja elverkningsgraden ytterligare så kan en gasturbin användas där avgaserna används till en avgaspanna som genererar ånga för användning i turbin och som processånga. Vid detta alternativ så kan totalverkninggraden för anläggningen ligga mellan %. Men i princip så kan endast naturgas användas som bränsle för gasturbinen och detta är också en mera avancerad lösning jämfört med att endast använda sig av ångpanna och ångturbin. (1) Anläggningar för processånga och elproduktion inom industrin är vanligtvis mycket mindre än kraftverk vars syfte är att producera el och fjärrvärme till externa förbrukare. Förutom att totalverkningsgraden blir hög så finns det ytterligare ett antal fördelar med samgenerering av el och processånga. En av dessa är möjligheten att använda processånga till att producera fjärrvärme. Fjärrvärme kan produceras och säljas då behovet är särkilt stort så att anläggningen fungerar som en reserv till fjärrvärmenätet. Detta kan också göras för att hålla uppe elproduktionen under perioder då det egna behovet av processånga är lågt. (1) En variant för att producera fjärrvärme är att använda sig av en kondensdel på turbinen, en så kallad kondenssvans. Denna arbetar mot ett lågt tryck för vilket mättnadstemperaturen är anpassad efter 12

13 fjärrvärmens temperatur. Ångan ut från kondenssvansen används sedan till att producera fjärrvärme i en fjärrvärmekondensor. I figuren nedan visas en schematisk bild på turbinen med mottrycksdel och kondenssvans. Ångan från mottrycksdelen som i exemplet i figuren håller trycket 3 bar används dels som processånga och dels som inloppsånga i kondenssvansen. Fördelen med att ha kondenssvansen istället för att använda ångan från mottrycksdelen direkt för att producera fjärrvärme är att turbinens kondensdel ger en ökad elproduktion. Mottrycksdelen och kondenssvansen sitter på samma axel och måste därför vara igång samtidigt. För att kyla kondenssvansen så krävs det ett visst ångflöde genom denna även då ingen fjärrvärme produceras. Figur 3: Turbin med kondenssvans för fjärrvärme I fall det finns möjlighet att producera mer el än vad som behövs internt så kan detta göras då elpriset är särkilt högt eller då den egna elförbrukningen är låg. En annan fördel är att turbinen kan fungera som reservkraft så att en del elektricitet kan användas internt även vid strömavbrott. En anläggning för samgenerering av processånga och elkraft gör att behovet av att köpa in el utifrån minskar. Samtidigt tas den största delen av energin i bränslet tillvara vilket gör att kostnaderna för den egna elproduktionen blir låga. I fall den egna anläggningen endast skulle generera processånga och all elektricitet skulle produceras separat i ett kraftverk så skulle det totalt sett behövas mer bränsle än vid samgenerering. Den mindre mängden bränsle som går åt vid samgenerering av processånga och elektricitet gör att utsläppen generellt sett blir lägre. (1) Att en mindre mängd bränsle behövs och att utsläppen minskar gör att kostnaderna för samgenerering blir lägre än för att generera processånga separat och köpa in elenergi utifrån. Den mindre bränsleanvändningen och de minskade utsläppen visar sig indirekt genom de lägre inköpskostnaderna för elektricitet. Bränslekostnadernas andel av försäljningspriset på elenergi kan i ett kraftverk uppgå till %. På samma sätt så påverkas elpriset av kostnaderna för utsläppen, till exempel i form av olika avgifter. Dessutom så kan det i sig själv vara ett mål att minska utsläppen. Tabellen nedan visar typiska minskningar av utsläppsmängderna då både processånga och elkraft genereras i en anläggning där ångpannan är på 5,9 MW. Den totala utsläppsminskningen för att gå över till samgenerering av processånga och elkraft visas i tabellen för ett antal olika pannor som eldas med olika bränslen. Dessa bränslen är kol, eldningsolja och naturgas. (1) 13

14 Tabell 1: Minskningar i utsläpp vid övergång från separat generering av processånga och elkraft till samgenerering Bränsle Utsläppsmängder [kg/år] Bränslebesparing PM 10 SO x NO x CO Kol kr Eldningsolja kr Naturgas kr (1) Värdena i tabellen visar att den totala minskningen av utsläppsmängderna blir kg/år vid eldning av kol, kg/år för eldningsolja och 7500 kg/år för naturgas. Alltså blir vinsten i utsläppsmängder som störst för övergång till samgenerering vid eldning av kol medans minskningen blir betydligt lägre för olja och naturgas. Värdet av det bränsle som har sparats genom att gå över till samgenerering blir som störst för olja följt av naturgas. För dessa två är det i huvudsak minskade bränslekostnader som är vinsten medans vinsten för koleldning i högre grad är utsläppsminskningarna. (1) Framtidsutsikter Tekniken för att både generera elektricitet och ånga till uppvärmning har använts i över 100 år. Men förutom att det finns fördelar så finns det även en del hinder för en fortsatt utbyggnad. Att behovet av ny elproduktion inte ökar speciellt snabbt och att det finns svårigheter för samgenerering i industrier gör att utsikterna för nya anläggningar är dåliga. Men avregleringen av elmarknaden och målsättningen att minska användningen av fossila bränslen har gett ett ökat intresse för detta effektiva sätt att använda energin i bränslet. Dessutom finns det i dagsläget tillgång till nya tekniker för vilka det är möjligt att producera elektricitet till en lägre kostnad. Detta har ökat intresset för samgenerering i industrier med stora behov av processånga och elenergi. (1) Ytterligare avregleringar av elmarknaden kommer leda till att kombinerad generering av processånga och elenergi blir vanligare inom industrin. Med det finns fortfarande många hinder för en fortsatt utbyggnad. Fördelen med en avreglering av elmarknaden är att det blir ökad konkurrens mellan fler aktörer. Bland annat så kommer elektricitet som producerats till låg kostnad med samgenerering kunna säljas ut på elmarknaden. En avreglering innebär alltså att industrier som har möjlighet att producera mer elektricitet än de förbrukar internt kan sälja överskottet till externa förbrukare. Försäljning av elektricitet producerad med samgenerering har särkilt stor potential där elskatterna är höga eftersom priskonkurrensen där är hård så att den billiga elektriciteten från samgenerering har en stor fördel. (1) Samgenerering med ångpanna och ångturbin Vid samgenerering av processånga och elektricitet så används en panna med högt tryck. Denna ånga av högt tryck passerar genom en mottrycksturbin som dels genererar elektricitet och dels fungerar som en reducerventil som sänker trycket på ångan. Den ånga med lågt tryck och temperatur som kommer ut från turbinen är anpassad till att användas som processånga i fabriken. På detta sätt kan så gott som all värme i ångan från pannorna tas till vara som processånga och elektricitet. 14

15 Ett alternativ till samgenerering är att använda en turbin frikopplad från processångan där ångan ut från turbinen kondenseras istället för att tas tillvara som processånga. Vid detta fall så är panna och turbin konstruerade för ett lågt tryck så att ångan från pannan kan användas direkt i processen. En del av ångan från pannan används till turbinen där kondensering sker efteråt. Ångan ut från turbinen har alltså för lågt tryck och temperatur för att användas som processånga och därför måste ånga direkt från pannan användas istället. Processångan bidrar därmed inte till elproduktionen vilket medför att stora mängder energi går förlorad genom kondenseringen av ångan från turbinen. Det finns ett flertal saker som är karakteristiska för anläggningar med ångpanna och mottrycksturbin för samgenerering av processånga och elkraft. En av dessa är att inte speciellt stor del av energin i ångan från pannan omvandlas till elektricitet. Förhållandet mellan elproduktionen och energimängden i den genererade ångan är typiskt mellan 1/10 och 1/5 (10-20 %). Bland de bränslen som kan eldas i ångpannan till detta system finns eldningsolja, kol, naturgas, biobränslen, sopor och industriella restprodukter. Ångpannans storlek ligger typiskt sett omkring 10 MW men kan variera i ett intervall mellan 10 kw och 400 MW. Den totala termiska verkningsgraden i vilken både elproduktionen och processångan räknas med kan vara så hög som % eftersom ångan från turbinen tas till vara för uppvärmning i processer. Så hög kan endast verkningsgraden bli då pannan last är den optimala verkningsgradsmässigt. Systemets totalverkningsgrad kommer i princip bli densamma som pannans verkningsgrad och då pannan körs på en lägre last kommer verkningsgraden bli lägre. (1) För system med ångpanna och mottrycksturbin så är elproduktionen låg i förhållande till energimängden i den processånga som genereras. Därför är denna typ av anläggning användbar då det i första hand behövs processånga medans elproduktionen har mindre betydelse. Att mängden värme som omvandlas till mekaniskt arbete i turbinen är litet jämfört med energiinnehållet i mottrycksturbinens utloppsånga visas med ett exempel i hs-diagrammet på nästa sida. I detta exempel är den användbara värmeenergin i turbinens utloppsånga q som är 2333 kj/kg. Den användbara värmeenergin utgörs av entalpiskillnaden mellan ångan i turbinens utlopp och matarvattnet. Detta har illustrerats i figuren och i detta exempel är matarvattnet mättat vatten vid trycket 2,5 bar (abs). Den energi som omvandlas till arbete i turbinen är entalpiskillnaden mellan punkten 1 och 2, w vilken är 352 kj per kg ånga som går igenom turbinen. Alltså så generas det 6,6 gånger så mycket värmeenergi i form av processångan som det produceras elektricitet. 15

16 h (Entalpi) 1 37 bar abs bbarbar 400 C w = Δh = 352 kj/kg 7 bar abs C q = Δh =2333 kj/kg h MV s (Entropi) Figur 4: hs-diagram för mottrycksturbin, jämförelse utfört arbete med användbar värmeenergi i utloppsångan Förutom att elektricitet kan produceras i en samgenereringsanläggning med ångpanna och ångturbin så kan enskilda mottrycksturbiner ersätta elmotorer i mekaniska kopplingar med särkilt stort effektbehov. Kopplingar med ångturbiner är hållbara, pålitliga och svarar bra på laständringar. Utsläppen som sker vid samgenerering med ångpanna och mottrycksturbin beror helt på vilket bränsle som används. Eldning med kol eller biobränslen innebär att utsläppen av kväveoxider, svaveloxider, kolmonoxid och partiklar blir höga medans eldningsolja och naturgas ger stora utsläpp av kväveoxider och kolmonoxid. (1) Samgenrering för olika behov av processånga och elektricitet Olika tekniker används för att variera förhållandet mellan mängden ånga som generas och elproduktionen. För en samgenereringsanläggning med ångpanna och mottrycksturbin så finns det en reducerventilventil i vilken en del av ångflödet kan gå igenom istället för att passera genom turbinen. Detta är nödvändigt för att kunna leverera tillräckligt mycket processånga vid tillfällen då turbinens kapacitet inte räcker till. Då mer processånga behövs än vad som kan gå genom turbinen så måste reducerventilen användas för att reducera trycket på en del av ångflödet och sedan måste processångan kylas för att hålla rätt temperatur. Detta ger en minskning av cykelns elverkningsgrad men är nödvändigt för att turbinens verkningsgrad ska vara hög vid normala driftförhållanden och för att tillräckliga mängder processånga ska kunna levereras vid extrema driftförhållanden. Man kan alltså inte välja en turbin som klarar alla driftfall eftersom verkningsgraden vid normal drift då skulle bli väldigt låg. Om istället en kombicykelanläggning med både gasturbin och ångturbin väljs för samgenerering av processånga och elektricitet så kan stödeldning efter gasturbinen tillämpas ifall mer värme behövs för att generera ånga än gasturbinen klarar av att leverera. (1) 16

17 I följande figur visas ett exempel på en mottrycks ångturbin med en reducerventil. I detta fall regleras turbinen så att den håller mottrycket 7 bar (abs). Då mer processånga behövs än vad som kan gå igenom turbinen så kommer mottrycket sjunka. Om detta är fallet så öppnar reducerventilen och släpper igenom en del ånga förbi turbinen för att hålla uppe mottrycket. Processångan håller på detta sätt alltid rätt tryck även vid flöden som är större än vad turbinen klarar av. Figur 5: Mottrycksturbin med reducerventil Historiskt sett har samgenerering endast kunnat användas i industrier där behovet av processånga är stort med små variationer. Även elförbrukningen i industrin bör ligga på en jämn nivå då elektriciteten som produceras är tänkt att användas internt. Ett överskott av elektricitet kan förståss säljas externt, men i vissa fall är lönsamheten för detta dålig vilket gör att det är bättre att undvika det helt. Den teknik som används för större samgenereringsanläggningar är vanligtvis ångpanna med mottrycksturbin där ångan från turbinutloppet används som processånga. Men utvecklingen av nya småskaliga kombianläggningar med gasturbin och rökgaspanna har gjort att samgenerering även blivit intressant för industrier med låga behov av processånga. (1) De bästa ställena att tillämpa samgenerering på är industrier med jämn användning av både processånga och elektricitet där de båda behoven följer varandra åt. Om kostnaderna för att köpa in elektricitet och värme utifrån är höga så blir användningen av samgenerering särkilt lönsam. Exempel på verksamheter där samgenering av processånga och elektricitet lämpar sig är massa- och pappersindustrier, livsmedelsindustrier, kemiindustrier och metallindustrier. Anläggningen för att både generera processånga och elektricitet måste vara anpassad till variationerna i uttaget av processånga. Förutom att tillräckliga mängder processånga måste kunna genereras så måste det även finnas användningsområden för den elektricitet som produceras. Antingen så måste elenergin kunna användas internt eller kunna säljas på elnätet. En lösning som är helt perfekt för alla varierande behov av processånga och elektricitet kommer aldrig att hittas. Konstruktionen av systemet för samgenerering och dimensioneringen av ångpannan och turbinen måste göras så att verkningsgraden för normala driftförhållanden, pålitligheten och styrbarheten blir så hög som möjligt. (1) 17

18 Att effektivisera anläggningar för samgenerering Det är viktigt att användningen av processånga inte är större än den skulle behöva vara på grund av dåligt konstruerade system och ventiler som läcker. Om detta är fallet för nuvarande anläggning så kommer en ny anläggning för samgenerering av processånga och elektricitet baseras på dessa onödigt höga flöden av processånga. Därför bör effektiviseringar av processångeanvändningen genomföras innan en ombyggnad av samgenereringsanläggningen blir aktuell. Enkla åtgärder som kan vidtas är förändringar av styrning, reglering och underhållsrutiner. Tillämpningen av samgenerering kan inte ersätta väl anpassad styrning och tillräckligt underhåll. Det bästa är om ångbehovet är jämt över året och inte varierar för mycket under kortare tidsperioder så som ett dygn. Trender kan göras för variationerna i energianvändningen under ett genomsnittligt dygn eller år. Detta kan användas för att visa på skillnader i användningen av processånga och elektricitet mellan dag och natt respektive sommar och vinter. Vid vissa tillfällen kan en större elproduktion vara önskvärd än den som det blir då all ånga från turbinen tas till vara som processånga. I så fall skulle det kunna tänkas att man kondenserar en del ånga från turbinen för att öka elproduktionen. Nackdelen med detta är att den ånga man kondenserar går till spillo istället för att användas som processånga. Men vid tillfällen då elpriset är speciellt högt så kan den extra elproduktionen överväga denna förlust av värmeenergi. Trots att det är önskvärt att producera mycket elektricitet vid vissa tillfällen så finns det goda anledningar att hålla nere storleken på turbinen. Då en alltför stor turbin väljs så är det endast vid få tillfällen den extra kapaciteten jämfört med en mindre turbin verkligen kommer till användning. Resultatet blir istället en sämre verkningsgrad vid normala driftförhållanden och dessutom så är en större turbin dyrare. Då el och värme ska säljas till externa förbrukare är det viktigt att ha kontakt med ägare av det el- och fjärrvärmenät fabriken är ansluten till. Detta för att få reda på vad det finns för möjligheter att leverera elektricitet och fjärrvärme och vad det finns för villkor för detta samt om det finns någon möjlighet att fungera som reservkraft. Allt detta spelar roll vid dimensioneringen av anläggningen för samgenerering om man tänkt sälja elektricitet och fjärrvärme externt. (1) Strategier för förbättrad ånggenerering och elproduktion Det finns ett antal olika vägar att gå vad det gäller samgenereringsanläggningar för processånga och elkraft. Det är svårt att avgöra vilken lösning som kommer vara bäst i framtiden och därför är ett alternativ att avvakta med förändringar. Man fortsätter helt enkelt den nuvarande driften utan att genomföra några effektiviseringsåtgärder för samgenereringsanläggning eller distribution av processånga. Att inga förändringar görs över huvud taget kan bero på bristande tid och resurser. Speciellt en ombyggnad av samgenereringsanläggningen innebär en stor investering. En annan strategi är att i första hand genomföra de mest kostnadseffektiva förbättringsåtgärderna så som att effektivisera användningen av processånga. I andra hand kan man se över vilka behov av processånga som finns och effektivisera samgenereringsanläggningen efter detta. Det kan också vara så att en gammal anläggning måste moderniseras för att kunna fortsätta köras och det därför finns anledning att se över vilka effektiviseringar som kan göras vid byte till ny utrustning. Strategin att börja med de mest kostnadseffektiva åtgärderna kan till slut leda till en ombyggnad av anläggningen för samgenerering av processånga och elkraft så att cykeln blir mer effektiv med mindre värmeförluster och större elproduktion. Den större mängden elektricitet som produceras kan 18

19 användas internt eller om elproduktionen är större än den egna förbrukningen så kan överskottselen säljas. För fallet där det i dagsläget endast finns en anläggning för separat generering av processånga så kan optimeringsstrategin resultera i en övergång till samgenerering. Men eftersom detta innebär stora investeringar så är det inte den första effektiviseringsåtgärden som vidtas. Investeringarna kan bland annat bestå i en ny panna för ett högre tryck och en turbin för användning med denna panna. Detta är en omfattande och tidskrävande ombyggnad som kräver noga övervägande. Ett ytterligare alternativ är att låta en utomstående energileverantör ta över driften av samgenereringsanläggningen. På så sätt blir det detta företags ansvar att tillgodose behovet av processånga och att producera elektricitet. Man kommer alltså i fortsättningen betala till energileverantören för den processånga och elektricitet som genereras. Företaget kommer sträva efter att uppnå så stor energieffektivitet som möjligt och utifrån detta maximera elproduktionen. På detta sätt kan energileverantören maximera sina inkomster för försäljning av energi och minimera sina bränslekostnader så att vinsten blir så stor som möjligt. Villkoren för leveranserna av processånga och elenergi regleras med ett avtal mellan de båda parterna. Vem som äger samgenereringsanläggningen och hur vinsten för energibesparande åtgärder ska fördelas beror på hur avtalet är utformat. (1) Systemtänkande och systematiskt effektiviseringsarbete För att avgöra var det är mest lönsamt att göra effektiviseringar så kan fabriken ses som ett system där olika de olika delarna producerar och förbrukar energi. Samgenereringsanläggningen förbrukar exempelvis energi i form av bränsle och producerar ånga och elektricitet. Framför allt är det viktigt att se över förbrukningen av processånga och elektricitet i fabriken så att effektiviseringsarbetet inte enbart inriktar sig på samgenereringsanläggningen. Det finns ett antal olika steg som är användbara då man analyserar fabrik och samgenereringsanläggning som ett system. Dessa steg är baserade på enkla termodynamiska principer och är tänkt att vara ett hjälpmedel i effektiviseringsarbetet. 1. Det första steget är att ta reda på vad som går in och vad som kommer ut från de olika delarna av systemet. Dessutom behöver man ta reda på vilka riktlinjer som finns för driften av de olika fabriksdelarna. 2. Andra steget är att bestämma sig för vilka ändringar man skulle vilja göra i energianvändning och drift för de olika fabriksdelarna. 3. Sista steget är att komma fram till en väg för att uppnå dessa mål. Man måsta bestämma vilka effektiviseringsåtgärder man ska göra först och vad man ska vänta med. Dessutom kan man ändra riktlinjer och vanor för styrningen av fabriken. I idealfallet så skulle bränslekostnaderna för samgenereringsanläggningen vara så låga som möjligt och andelen bränsleenergi som omvandlas till värme i processångan och elektricitet vara så hög som möjligt. Samgenerering av processånga och elektricitet är en del av lösningen för att nå detta mål. (1) 19

20 Potential för energibesparingar Oavsett vilken av de olika strategierna för generering av processånga och elektricitet som väljs så kan alltid ångdistributionen och energianvändningen i processer effektiviseras. I nedanstående tabell visas på ett ungefär vad olika åtgärder kan leda till i energibesparingar. Tabell 2: Potential för energibesparingar genom åtgärder inom olika områden (1) Område Åtgärd Potential energibesparing Effektivisering av ångpanna 1-2 % Ånggenerering Värmeåtervinningsutrustning 2-4 % Rökgasreningsutrustning 1-2 % Summa 2-5 % Ångfällor 3-5 % Ångläckage % Distribution och underhåll Isolering 5-10 % Vattenbehandling % Summa % Energiåtervinning Kondensatåterföring % Totalt: % Värdena i tabellen är en bedömning som myndigheter i USA har gjort över hur mycket energi som kan sparas med olika effektiviseringsåtgärder. Totalt sett bedöms det att % av energianvändningen i en industri kan sparas då åtgärderna i tabellen tillämpas 1. I den potentiella energibesparingen för en åtgärd räknas den effektivisering som åstadkommes i hela systemet på grund av åtgärden. Detta för att en energiförlust inom ett område kan ha en stor påverkan på ett annat område. Ett exempel på detta är att läckor i distributionssystemet för ånga i sin tur kan påverka prestanda för ångpanna och processutrustning. Av tabellen kan slutsatsen dras att den största potentialen för energibesparingar finns utanför anläggningen för samgenerering av processånga och elektricitet. I detta ingår att åtgärda ångdistributionen, underhållsåtgärder samt kondensatåterföring. Men dåligt underhållna pannor kan trots allt göra att stora förluster sker internt i samgenereringsanläggningen. (1) Befintlig anläggning Inledning Ångcentralen som den ser ut idag består av 3 ångpannor som kan köras parallellt, en elpanna, en turbin samt ånglådor för uttag av processånga. De tre ångpannorna i ångcentralen genererar överhettad ånga vid cirka 36 bar övertryck och 400 C. Att det finns tre stycken pannor som körs parallellt gör att de kan fungera som reserv för varandra. Dessutom så skiljer sig möjligheterna för att elda olika bränslen vilket gör att flera pannor behöver användas samtidigt. Ångan från de tre pannorna används dels till turbinen som har ett mottryck på 6 bar övertryck. Ångan används även direkt som processånga i 35 bars nätet och efter trycksänkning i en reglerventil används den som processånga i 20 bars nätet. Ångan efter turbinen används som processånga i 6 bars nätet. För 1 U.S Dept. of Energy, Energy Information Administration, Emissions of Greenhouse Gases in the United States

21 tillfällen då 6 bars ångan från turbinen inte räcker till så finns även en elpanna som kan generera ånga av detta tryck. Det man får ut från elpannan är egentligen mättad ånga vid 20 bar övertryck. Men genom en speciell mekanism där man värmeväxlar ångan från elpannan, tappar av vatten, stryper ner den till 6 bar och sedan låter ångan gå igenom samma värmeväxlare igen så får man ut 6 bars ånga överhettad till 210 C. Nedan finns en sammanfattande tabell med information för ångcentralens fyra pannor. Tabell 3: Pannor i ångcentralen Panna 3 Panna 4 Panna 5 Elpanna Tillverkare och år JMW Steinmuller Generator Z&I Årtal Max ånggenerering [ton/h] Max kontinuerlig effekt [MW] Bränslen Gasol Eldningsolja E01 Restprodukter Pellets Eldningsolja E01 Restprodukter Eldningsolja E01 Restprodukter El Den äldsta av pannorna är Panna 3 från 1944 som man funderar på att ta helt ur drift. Detta för att teglet den är uppmurad med dels har blivit väldigt sprött och dels läcker stora mängder värme vilket leder till en låg verkningsgrad för pannan. De två andra pannorna för eldning av bränsle har inte heller varit helt problemfria men dessa är tänkta att finnas kvar som reserv vid ett eventuellt uppförande av en ny panna. Speciellt har det varit problem med cyklonbrännarna på Panna 4 då det bildats en smälta i dessa som har runnit ut från brännaren. Införseln av bränsle har nästan täppts igen helt av aska och temperaturen i brännarna har stundtals varit alldeles för hög vilket har lett till skador på det keramiska material som finns på ytan av brännarna. Ånga in Figur 6: Balk för reglering av turbinens ventiler 21

22 Regleringen av turbinens mottryck sker med ventiler som öppnas och stängs med en balk som går upp och ned. Detta visas i ovanstående figur. Då mer flöde behövs genom turbinen för att hålla uppe mottrycket så kommer balken gå upp så att fler ventiler öppnas. Ventilutloppet på den ventil som öppnar först är markerad med siffran 1. På denna ventil har ventilsätet numret 6 medans dockventilen som öppnar då balken går upp markeras med siffran 4. Balken som gör att ventilerna öppnas är markerad med siffran 5. Den andra ventilen som öppnas då balken går ännu högre upp är markerad med siffran två. Ventil 1 och 2 är turbinens inloppsventiler som håller rätt mottryck genom att reglera turbinens inloppstryck. På turbinen finns det en överlastventil som öppnar då ett större flöde behövs än det som går att få igenom turbinen då båda inloppsventilerna är helt öppna. I figuren har denna ventil siffran 3 och är den sista ventilen som öppnas föst då balken är i sitt översta läge. Då överlastventilen är öppen så kommer en del av ångan från turbinens inlopp gå förbi det första turbinsteget och därmed bara användas i det andra turbinsteget. Detta gör att det går att få igenom ett högre ångflöde genom turbinen då det andra turbinsteget klarar av ett högre ångflöde än det första. Men en nackdel är att turbinens verkningsgrad kommer sjunka vid riktigt höga ångflöden. Detta visas i nedanstående diagram där turbinens totalverkningsgrad har ett optimum vid turbineffekten 3 MW så att verkningsgraden kommer vara lägre vid högre effekter då överlastventilen är öppen ,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 Turbineffekt [MW] Ångflöde [kg/s] Tot verkn.grad Figur 7: Turbinkurva gammal turbin, ångflöde och total verkningsgrad som funktion av effekt Då behovet av 6 bars ånga är större än det som kan gå genom turbinen då överlastventilen är helt öppen så öppnar en reducerventil så att en del av ångan från pannorna går helt förbi turbinen. I reducerventilen stryps ångan ned till det tryck som motsvarar turbinens mottryck. Regleringen av turbinen och reducerventilen fungerar så att turbinen regleras för att hålla ett mottryck på 7 bar (abs) men i fall flödet är så högt att turbinen inte klarar av att hålla detta tryck så kommer reducerventilen öppna och släppa igenom ånga för att hålla uppe trycket. Reducerventilen regleras efter ett något lägre tryck än turbinen för att den ska öppna först då turbinen inte klarar av att hålla 22

23 mottrycket. Systemet bestående av reducerventilen och turbinen med dess ventiler visas schematiskt i nedanstående figur. Precis som i figuren över balken som reglerar ventilerna så är turbinens inloppsventiler numrerade med 1 och 2 samt överlastventilen numrerad med 3. Som exempel har här tagits att turbinen reglerar efter mottrycket 6 bar övertryck medans reducerventilen regleras efter trycket 5, 8 bar. På detta sätt så kommer mottrycket bli något lägre då flödet är så stort att reducerventilen är öppen, men detta arrangemang är nödvändigt för att inte reducerventilen ska öppna innan turbinen nått sin fulla kapacitet bar Överlastventil Reducerventil Inloppsventiler P 5,8 bar Figur 8: System med ventiler för reglering av turbinens mottryck Alla uppvärmningsbehov i de olika delarna av fabriken täcks ej med ånga från ångcentralen utan det finns dessutom ett antal ångpannor utplacerade externt det övriga ångnätet. Det finns två gasolpannor som var och en har sin egen självcirkulerande krets med förångning i ett stigarrör ovanför pannan, sedan kondensering i värmeväxlare för uppvärmning i en process och till sist återföring till pannan. Den ena av dessa pannor används till fabriksdelen Tefac och den andra används till Deso 7. Tefac står för tekniska produkter och här tillverkas glycerol, fettsyror, stearin och foderfetter utav restfetter från andra fabriksdelar. I Tefac sker en spaltning av fettet vilket innebär att det sönderdelas i mindre beståndsdelar under högt tryck och temperatur. Produkterna av detta är en blandning av fettsyror och glycerol som sedan som sedan skiljs åt med en destillering. Destilleringen sker i en behållare där trycket är lågt och temperaturen hög i vilken man får ut fettsyra i toppen medans glycerolen stannar kvar i botten. Glycerolen går sedan igenom en indunstning där den torkas och sedan följer en ytterligare en destillation. Både fettsyran och glycerolen är önskvärda produkter och glycerolen används bland annat till schampo och hudvårdsprodukter. På fabriksdelen Deso där den andra gasolpannan står sker deodorisering av fetter vilket innebär att lukt och smakämnen tas bort från fettet. Detta sker i en behållare där nästan absolut vakuum råder och temperaturen är hög. Ånga blåses in i fettet och drar med sig lukt och smakämnen när den expanderar vilka sedan sugs ut i toppen av behållaren med en vakuumpump. Deodoriseringen sker i flera steg där fettet passerar genom olika fack i deodoriseringsbehållaren och till slut kan tas ut i botten av denna. 23

24 Vakuum, ånga sugs ut Fett in Ånga in Fett ut Figur 9: Deodoriseringsbehållare Förutom de båda gasolpannorna finns det på två elpannor som använder sig av hetolja. Både dessa elpannor och gasolpannorna kan eventuellt komma att ersättas då en ny panna byggs. Men detta kräver att den nya pannan kan förse dessa med ånga av trycket 70 bar då det som mest krävs mättad ånga vid 70 bar för den uppvärmning som sker med Tefac:s gasolpanna. Ett högre tryck innebär en dyrare panna och det är därför oklart om det är fördelaktigt att gå upp i så högt tryck på ångan. Även turbinen måste tåla högre tryck och temperaturer och priset på denna kommer därför att öka. Ett alternativ är att strypa ner 70 bars ångan till 35 bar för att kunna använda en enklare turbin men då förlorar man istället i elproduktion. Metod För att ha någon att bygga vidare på och jämföra med vid simuleringar av de olika alternativen med ny panna och ny turbin görs även en simulering för hur anläggningen ser ut idag. Det finns vissa parametrar som det inte går att få fram statistik för så att man istället får ta hjälp av simuleringen av nuläget för att beräkna dessa. Sedan kan dessa värden användas i simuleringarna för hur ångcentralen kan tänkas se ut i framtiden. Modell i IPSE För att göra simuleringen av nuläget så måste en eller flera driftfall tagna ifrån verkligheten användas. Statistik i form av mätvärden från den verkliga driften av ångcentral och externa pannor behövs alltså för att göra simuleringen av nuläget. Man måste bestämma sig för vilka driftfall som är lämpligast att göra jämförelserna med samt om medelvärden från en kort eller lång tidsperiod ska användas. En modell av ångcentralen med olika komponenter och ihopkopplingar görs för att användas i simuleringarna av nuläget. Flödesschemat för denna modell visas i nedanstående figur. 24

25 Figur 10: Modell i IPSE för simulering av nuläget För att IPSE ska kunna räkna ut ångflöde från vardera ångpanna behöver man veta hur mycket energi i form av bränsle som tillförs pannan. Utöver detta så måste man veta hur mycket av energin i bränslet som tillförs ångcykeln, alltså pannans verkningsgrad. Dessutom måste man veta temperaturen på matarvattnet in i pannan, temperatur och tryck på den genererade ångan ut från pannan samt vad det blir för tryckfall över pannan. För de tre 40 bars pannorna i ångcentralen så finns det månadsvis statistik över den mängd bränsleenergi som tillförts pannan under månaden samt den verkningsgrad som pannan har haft i snitt. Verkningsgraden skiljer sig åt beroende på pannans belastning och är som högst vid cirka 80 % av den maximala effekten. Mängden bränsleenergi som används under månaden kan räknas om till en medeleffekt för pannan den månaden. För de tre 40 bars pannorna och elpannan används samma matarvatten. Matarvattnet håller innan tryckhöjning i pumpar en temperatur på cirka 127 C vilket motsvarar mättat vatten vid 1,5 bars övertryck. Skillnaden för de bränsleeldade pannorna och elpannan är att det för de bränsleeldade pannorna sitter en gemensam matarvattenpump som antas höja trycket till 45 bar övertryck medans elpannan har en egen matarvattenpump som höjer trycket till 20 bar övertryck. Tryckfallet i 40 bars pannorna sätts så att trycket på den genererade ångan blir 36 bar övertryck och temperaturen på ångan från dessa pannor sätts till 400 C. Från elpannan kommer det ut mättad ånga vid 20 bar övertryck som håller temperaturen 215 C. Efter trycksänknings- och överhettningsmekanismen som beskrivits tidigare så erhålls 6 bars ånga som håller temperaturen 210 C. För elpannan vet man hur mycket elenergi som använts under månaden vilket sedan kan räknas om till en medeleffekt. Elpannan antas ha en verkningsgrad på 98 % samt inte ge någon tryckförlust för matarvattnet som går igenom pannan och förångas. 25

26 Ångflödet från de fyra pannorna i ångcentralen är nu bestämt men det finns mer data som måste matas in som fasta parametrar i IPSE-simuleringen. Bland dessa är massflödena processånga som tas ut vid de olika trycknivåerna. Det behövs alltså statistik för tre olika flöden av processånga, den som tas ut som 6 bars ånga, 20 bars ånga och 35 bars ånga. De olika processångorna kyls med insprutning av matarvatten för att hålla rätt temperatur. Den temperatur 6 bars ångan ska hålla är 210 C medans 20 bars ångan och 36 bars ångan håller temperaturen 270 C. Eftersom både mängden tillförd ånga och uttaget av processånga är kända så kan en skillnad mellan dessa båda flöden beräknas i IPSE. Denna skillnad antas vara det ångflöde som tas tillbaks till ångcentralen som 6 bars ånga. Det finns ingen statistik över detta flöde så detta blir en osäkerhetsfaktor då det kan finns saker som inte tagits med i simuleringen som har betydelse för detta. Det är till exempel inte helt sant att all ånga tillbaks till ångcentralen är 6 bars ånga. Då inte elpannan används så blir det flöde som går genom turbinen summas av det flöde som går tillbaks till ångcentralen och uttaget av ånga till 6bars-nätet. Då mer ånga istället skulle tas ut någon annanstans än vi 6 bar så blir flödet genom turbinen högre i simuleringen än vad den är i verkligheten. Då det för turbinen inte finns någon flödesmätning är det osäkert hur mycket ånga som verkligen går igenom denna. Däremot så finns det statistik över hur många kwh el turbinen har producerat under en månad. Detta räknas om som en medeleffekt för turbingeneratorns elproduktion. Under vissa perioder går inte allt ångflöde till 6 bars nätet och ångcentralen igenom turbinen utan en del av ångan stryps istället ner till 6 bar övertryck i en reducerventil. För att beräkna ångflödet genom turbinen behövs förutom eleffekten den isentropiska verkningsgraden för turbinen samt den mekaniska verkningsgraden för turbin och generator. Dessa verkningsgrader behöver alltså tas fram för det aktuella driftfallet genom att göra någon slags mätning på den verkliga driften av turbinen. Av IPSEsimuleringen framkommer det hur mycket ånga som går genom turbinen och hur mycket som passerar förbi turbinen i reducerventilen. Men dessa resultat är högst osäkra då medelverkningsgraden för turbinen kan skilja sig åt från den uppskattning som gjorts utifrån mätningen. Före pumparna som höjer tycket på matarvattnet till pannorna sitter matarvattentanken. Ut från matarvattentanken kommer mättat vatten vid 1,5 bars övertryck. För att avlufta matarvattnet används ånga i matarvattentanken. I IPSE-simuleringen antas det att denna ånga kommer direkt från 6 bars nätet och därför har temperaturen 210 C. Detta är inte riktigt sant då detta system är mer komplicerat än så, men det kan i alla fall antas att ångan till matarvattentanken från början kommer från den del av 6 bars ångan som används internt på ångcentralen. I IPSE-simuleringen antas det att temperaturen på matarvattnet före matarvattentanken är 70 C. För att åstadkomma denna temperatur används en värmeväxlare som värmer matarvattnet med fjärrvärme. Denna fjärrvärme kommer från de olika fabriksdelarna där värme har återvunnits från olika processer. I princip är detta värme som från början kommer från den processånga som har gått ut från ångcentralen. Värmen som överförs är bestämd medans temperaturen före fjärrvärmeväxlaren räknas ut från det som är givet. Då simuleringar görs för de lösningar som kan tänkas användas i framtiden kommer matarvattenflödet öka så att även mängden fjärrvärme in i ångcentralen kommer förändras. Detta för att 70 bars ånga eventuellt kommer ersätta de externa pannorna så att ett större ångflöde krävs från ångcentralens pannor. Då dessa simuleringar görs så behöver temperaturen in till fjärrvärmeväxlaren låsas vid det värde som fås fram vid simuleringen av nuläget så att mängden fjärrvärme in till ångcentralen varieras istället. 26

27 Ångcentralens totalverkningsgrad definieras som den energi som har gått ut från ångcentralen i form av processånga och el från turbinen delat med energiinnehållet i bränslet som har eldats i pannorna plus värmeenergin från den fjärrvärme som använts till att värma matarvattnet. 27 Effekten el ut från turbinens generator Massflödet processånga vid respektive trycknivå ut från ångcentralen Entalpin för processångan vid respektive trycknivå Bränsleeffekten för vardera av de tre bränsleeldade pannorna i ångcentralen Effekten el som används i elpannan Värmeeffekten som överförs från fjärrvärmen till matarvattnet Fjärrvärmen är ju egentligen värme från ångcentralen som har återvunnits från de olika fabriksdelarna. Men då all den ånga som går ut i ångnätet från ångcentralen räknas som nyttig energi i verkningsgraden så måste man ändå ta med fjärrvärmen eftersom man annars skulle räkna denna värme som att den användes ute i fabriken. Värmeenergin som överförts från fjärrvärmen till matarvattnet räknas alltså som om det vore ett bränsle i verkningsgraden. Förutom pannorna som finns i ångcentralen så måste de externa gasolpannorna och de elektriska hetoljepannorna tas med i IPSE-modellen över nuläget. Detta för att ha något att jämföra med då simuleringar ska göras med en 70 bars panna som ersätter dessa pannor förutom att den täcker nuvarande ångbehov. Pannorna som eventuellt ska ersättas är två gasolpannor, den ena på fabriksdelen Tefac (Tekniska fetter) och den andra på Deso 7 (Deodorisering). Dessutom ska de båda elektriska hetoljepannorna på Tefac ersättas där den ena använder hetolja direkt för uppvärmning i processer. Den andra elpannan använder hetolja för att värma vatten till ånga i en ånggenerator. Denna elpanna är därmed lättare att ersätta eftersom 70bars-ångan kan användas direkt i nuvarande anläggning medans ersättandet av den direkta uppvärmningen med hetolja kräver ombyggnad. Både ersättandet av gasolpannorna och de elektriska hetoljepannorna kräver ånga med högre mättnadstemperatur än vad 35 bars ångan har. Att ångan har trycket 70 bar innebär att man får upp mättnadstemperaturen tillräckligt mycket för det ändamål som den ena gasolpannan idag används till. För ersättningen av de andra pannorna så krävs inte fullt så högt tryck på ångan men det blir enklast om allt som ska ersättas värms med ånga av samma tryck. I nuläget antas att gasolpannan på Tefac genererar mätta ånga vid 65 bar som sedan kondenseras i en värmeväxlare för användning av värmen i processen. Kondensatet från värmeväxlaren återförs sedan till pannan. Flödet genom systemet drivs av självcirkulation som uppkommer av densitetsskillnaden mellan mättad ånga och mättat vatten. Beroende på hur varm ånga som behövs så kan trycket i pannan varieras så att mättnadstemperaturen förändras. Den ångtemperatur som är den högsta som kan behövas för Tefac innebär ett tryck på 70 bar. Därför skulle en ny panna behöva klara av att generera ånga vid detta tryck. Gasolpannan på Deso 7 fungerar på precis samma sätt med enda skillnaden att det i IPSE-modellen antas att mättnadstemperaturen för ångan är 24 C lägre än för Tefac:s gasolpanna vilket innebär ett tryck på 43,6 bar. I IPSE-simuleringen matas värden för

28 hur stort bränsleflödet är in i vardera gasolpanna samt hur högt värmevärde bränslet har. Båda gasolpannorna uppskattas ha en verkningsgrad på 80,77 %. Elpannorna för hetolja modelleras som en enda enhet med ett ångtryck på 70 bar. Men i verkligheten är det bara hetoljan från den ena av elpannorna som används för att generera ånga i en ånggenerator. Elpannornas krets med ångcirkulation i IPSE ska egentligen föreställa hetoljan som cirkulerar. Men detta har ingen stor betydelse då det viktiga är hur stor del av elenergin in i pannorna som överförs som värme till hetoljan. Verkningsgraden för denna energiomvandling antas vara 98 %. I IPSE-modellen finns en värmeväxlare som tar värme från hetoljekretsen som representerar uppvärmning med hetoljan i processer samt ånggenerering med hetoljan. Då hetoljekretsen är ett cirkulerande system så tillgodogörs all värme från denna krets i värmeväxlaren. I simuleringen beräknas hur mycket värme som överförs i värmeväxlaren genom att eleffekten som används i elpannorna för hetolja är bestämd från början. Driftfall använda i simulering För att bedöma hur bra anläggningen är i dagsläget och sedan kunna jämföra med alternativen för en ombyggnad så behöver driftfall tas fram som väl motsvarar den genomsnittliga driften av ångcentral och externa pannor. Två olika driftfall väljs för att användas i simuleringarna. Indata till dessa två driftfall räknas fram från månadsstatistik för november 2008 respektive maj Medeleffekter och medelflöden räknas fram utifrån att anläggningen har 8700 drifttimmar per år. Driftfallet som motsvarar medelvärden för november 2008 är ett höglastfall där pannor och turbiner går på höga effekter. Detta är huvuddriftfallet som i första hand används för att göra jämförelser mellan nuvarande drift och alternativen för framtiden. För att även kunna göra jämförelser som motsvarar en annan typ av drift med lägre uttag av processånga så används ett låglastfall. I detta används medelvärden för maj 2008 där turbinen går på en betydligt lägre effekt. Även pannorna går på en lägre effekt i låglastfallet men denna skillnad är inte fullt lika stor som för turbinen där effekten näst intill halveras i låglastfallet. Tabell 4: Indata för de två driftfallen November 2008 Maj 2008 Panna 3 Tillförd effekt [MW] 4,62 3,63 Verkningsgrad 71,9 % 74,0 % Panna 4 Tillförd effekt [MW] 18,06 15,00 Verkningsgrad 86,4 % 89,7 % Panna 5 Tillförd effekt [MW] 10,45 7,14 Verkningsgrad 90,0% 90,3% Elpanna Tillförd effekt [MW] - - Turbin Medel eleffekt [MW] 1,70 0,88 Fjärrvärme till ångcentralen [MW] 1,38 1,43 Bränsle gasolpannor Tefac 0,029 0,028 [kg/s] Deso 7 0,015 0,015 Elpannor hetolja Tillgodogjord värme [MW] 1,32 (Årsmedelvärde 2008) Uttag processånga [kg/s] 35 bar 0,46 0,56 20 bar 1,58 1,62 6 bar 6,92 5,26 28

29 För pannorna består indata av den tillförda effekten i form av den värme som frigörs då bränslet förbränns fullständigt. Dessutom finns statistik över hur hög pannornas totalverkningsgrad i medel har varit under en tidsperiod. Då man multiplicerar den tillförde bränsleeffekten med totalverkningsgraden för pannan får man den nyttiga värmeeffekten som pannan tillför ångcykeln. I tabellen kan ses att varken för höglastfallet eller låglastfallet så behöver elpannan användas för att generera tillräckligt med 6 bars ånga. Men det finns trots allt tillfällen då elpannan faktiskt används i den verkliga driften av ångcentralen. Medeleffekten från turbinen är alltså den elektricitet som turbinens generator producerar. Förutom turbinens effekt så behövs isentropisk verkningsgrad för turbinen och mekanisk verkningsgrad för turbin och generator vilket uppskattas genom en mätning på turbinen. För att värma matarvattnet före matarvattentanken så används fjärrvärme som tagits tillvara på olika ställen i fabriken. Mängden fjärrvärme som används är av intresse då det inte kommer internt från ångcentralen och därmed måste räknas som ett bränsle som används för att värma matarvattnet till pannorna. Förutom för pannorna som ingår i ångcentralen så behövs även data för de externa gasolpannorna Tefac och Deso 7 samt elpannorna för hetolja. För gasolpannorna finns statistik över hur mycket bränsle som använts varje månad. För att räkna ut vilken medeleffekt dessa har haft under månaden så behövs även värmevärdet för gasol vilket finns inlagt i IPSE. För elpannorna för hetolja finns det endast ett årsvärde på den elenergin som tillförts pannorna. Detta får användas för bägge driftfallen. Hur mycket processånga som har använts vid de olika trycknivåerna på olika ställen i fabriken finns som statistik för varje månad. Detta kan räknas ihop som ett totalt uttag av processånga för varje trycknivå. Sedan kan detta räknas om till medelflöden som sedan används i simuleringen. Uppskattning verkningsgrad turbin och generator För att få fram verkliga värden på turbinens och generatorns verkningsgrad vid de aktuella driftfallen så gjordes ett antal avläsningar av turbinens instrument under en period på cirka 1 timme. På så sätt erhölls ett antal mätpunkter där elproduktionen från turbinens generator varierade. De uppmätta parametrarna lades in i Excel och ritades sedan in i diagram som funktion av generatoreffekten. För varje parameter anpassades ett förstagradspolynom som sedan kunde användas till att beräkna värden för just den generatoreffekt som används i simuleringarna. Detta tillvägagångssätt gick utmärkt att använda för novemberdriftfallet då generatoreffekten 1,7 MW låg mitt ibland de uppmätta värdena. För majdriftfallet däremot så kunde inte mätvärdena användas eftersom elproduktionen vid detta driftfall är 0,88 MW vilket är betydligt lägre än för de uppmätta värdena. Då inga mätvärden finns för så låga effekter så kan inte polynomen användas för att ge en bra uppskattning. Istället får diagrammet för turbinen användas för beräkningen av verkningsgrad vid majdriftfallet. 29

30 8,00 6,00 4,00 2,00 Ångflöde y = 2,2064x + 2,9195 Ångflöde [kg/s] Linjär (Ångflöde [kg/s]) 0,00 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 Figur 11: Ångflöde som funktion av turbineffekt (MW) 500 Temperaturer 400 y = 19,066x + 382, y = -23,552x + 300, ,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 Temp. före [ C] Temp. efter [ C] Linjär (Temp. före [ C]) Linjär (Temp. efter [ C]) Figur 12: Ångtemperaturer som funktion av turbineffekt (MW) Tabell 5: Värden från polynom, novemberdriftfall Eleffekt [MW] Ångflöde [kg/s] Tryck före Temp. före [ C] Tryck efter Temp. efter [ C] [bar abs.] [bar abs.] 1,7 6,67 33, ,102 6, ,465 De värden som beräknats med polynomen för att användas till att uppskatta turbinens och generatorns verkningsgrad vid novemberdriftfallet redovisas i ovanstående tabell. I polynomen som visas i diagrammen har generatoreffekten 1,7 MW stoppats in vilken är den som används i novemberdriftfallet. Utifrån dessa värden beräknas isentropverkningsgrad för turbinen samt mekanisk verkningsgrad för turbin och generator. Samma verkningsgrader används som indata i IPSEsimuleringen trots att tryck och temperatur före turbinen i IPSE-modellen inte riktigt stämmer överens med det uppmätta trycket och temperaturen. Att anta lika verkningsgrad är ett sätt att komma runt detta problem istället för att ändra tryck och temperatur för ångan till turbinen i IPSEmodellen. 30

31 I turbinen expanderas ångan mellan följande tillstånd: Utifrån ångans tillstånd vid mätningen på turbinen så kan isentropverkningsgraden beräknas. Turbinens isentropverkningsgrad blir: Med massflödet ånga genom turbinen, och elproduktionen från turbinens generator, så kan turbinens och generatorns mekaniska verkningsgrad beräknas. I den mekaniska verkningsgraden ingår även att en viss förlust sker i generatorn då arbetet från turbinen omvandlas till elektricitet. Alltså är denna verkningsgrad egentligen mekanisk verkningsgrad för turbinen sammanslagen med mekanisk och elektrisk verkningsgrad för generatorn. Mekanisk verkningsgrad generator och turbin: Totalverkningsgraden för generator och turbin blir då: Denna verkningsgrad visar sig stämma ganska bra med den totalverkningsgrad som går att räkna fram utifrån turbinens diagram. Med avläsning i diagrammet blir turbinens och generatorns totalverkningsgrad för novemberdriftfallet 61,0 %. Utifrån detta dras slutsatsen att diagrammet för turbinen stämmer så pass bra med verkligheten att det kan användas till att räkna ut verkningsgraden för majdriftfallet. Förutsättningar med tryck och temperaturer för vilka turbinens diagram gäller: Tryck och temperatur i turbinens inlopp är 36,2 bar abs. respektive 390 C Turbinens mottryck är 6,86 bar abs. Följande värden läses av i diagrammet för generatoreffekten 0,88 MW som gäller för majdriftfallet: Massflöde ånga genom turbin, Ångans temperatur efter turbinen är 269,4 C Verkningsgraderna som beräknas utifrån avläsning i diagrammet och sedan används i simuleringen av majdriftfallet blir följande: Isentropverkningsgrad turbin, Mekanisk verkningsgrad turbin och generator, Totalverkningsgrad turbin och generator, Resultat Av resultatet från IPSE-simuleringarna för nuvarande anläggning går det bland annat att utläsa hur stor bränsleeffekten är i pannorna och hur mycket elektricitet som produceras med turbinen. Eftersom indata i IPSE-simuleringarna bygger på medelvärden för en hel månad så motsvarar de inte några verkliga driftfall. Till exempel så ska ångventilen förbi turbinen öppna först då mer ånga behövs än turbinen har kapacitet för. Denna gräns ligger vid ett ångflöde på 9,51 kg/s vilket gav 3 MW uteffekt från turbinen då denna var i toppskick. För båda driftfallen i IPSE så skulle all ånga kunna gå igenom turbinen men det är ändå en del av ångflödet som istället går igenom strypventilen. Även att IPSE-simuleringarna inte motsvarar några verkliga driftfall så visar de hur driften av ångsystemet är i medel. Det som kommer fram ur resultatet är ett slags medelprestanda för anläggningen under 31

32 november 2008 respektive maj Detta är de två driftfall som har valt för att representera normala medeldriftförhållanden. Anledningen till att två olika driftfall används är att uttaget av processånga skiljer sig åt för olika delar av året. November 2008 Detta är det driftfall som i första hand ska användas vid jämförelser av den gamla anläggningen och alternativen för framtiden. November-driftfallet innebär att en ganska stor mängd ånga generas i pannorna samt att turbineffekt och uttag av processånga är höga. Men kapaciteten för en ny panna måste vara högre än vad som krävs för detta driftfall då behovet av ånga kan vara ännu högre under kortare tidsperioder. Tabell 6: Resultat IPSE-simulering november 2008 ÅNGCENTRAL Total bränsleeffekt pannor Fjärrvärme till ångcentralen 33,13 MW 1,38 MW Elproduktion turbin 1,70 MW Total verkningsgrad turbin och generator 62,3 % Andel ånga genom turbin 76,2 % Uttag av processånga (andel av totalt uttag) 35 bar 4,07 % 20 bar 13,97 % 6 bar 81,97 % Elverkningsgrad ångcykel 5,13 % Totalverkningsgrad ångcykel 79,8 % EXTERNA PANNOR Total bränsleeffekt gasolpannor 2,04 MW Total överförd värme gasolpannor 1,65 MW Totalverkningsgrad gasolpannor 80,8 % Eleffekt elpannor hetolja 1,32 MW ÅNGSYSTEM TOTALT Netto elproduktion 0,38 MW Totalverkningsgrad 80,5 % I tabellen över resultatet visas hur mycket bränsle som används totalt i pannorna i form av en bränsleeffekt. Likaså visas den värmeeffekt som överförs från den interna fjärrvärmen till matarvattnet. Allt detta ingår i de indata som har använts till beräkningen. Med en eleffekt på 1,7 MW och en totalverkningsgrad på generator och turbin på 62,3 % ger IPSE-simuleringen att en hel del ånga måste gå förbi turbinen genom reducerventilen. Andelen ånga som går igenom turbinen beräknas till 76,2 % vilket innebär att 23,8 % av 6 bars ångan har gått genom reducerventilen och därmed inte bidragit till elproduktionen. Uttaget av processånga vid de olika trycknivåerna anges som en andel av det totala uttaget till ångnätet. Den 6 bars ånga som används internt i ångcentralen 32

33 räknas varken in i uttaget till 6 bars nätet eller det totala uttaget av processånga. Elverkningsgraden för ångcykeln räknas ut som kvoten mellan den el som turbinen producerar och den energi som tillförs pannorna i form av bränsle. Som nämnts tidigare så tas fjärrvärmen med bland den energi som tillförs ångcykeln då totalverkningsgraden beräknas. Men fjärrvärmen behöver inte tas med vid beräkningen av elverkningsgraden då ångcentral och ångnät kan ses som ett enda system där man stoppar in bränsle i pannorna och får ut el från turbinen. De två externa gasolpannorna på Tefac och Deso 7 beräknas sammanlagt ha en bränsleeffekt på 2,04 MW. Detta beräknas utifrån mängden bränsle som används i pannorna och värmevärdet för gasol. Värmen från gasolpannornas ångkretsar används i två värmeväxlare för uppvärmning i processer. Den värme som överförs i de båda värmeväxlarna beräknas totalt sett vara 1,65 MW vilket ger en totalverkningsgrad för gasolpannorna på 80,8 %. Totalverkningsgraden definieras som summan av den värme som överförs i värmeväxlarna delat med summan av gasolpannornas bränsleeffekter. Förutom gasolpannorna så finns det två elpannor som värmer upp hetolja som i sin tur används direkt för uppvärmning i processer eller för att generera ånga. Verkningsgraden för elpannorna antas vara så hög som 98 % vilket gör att mängden värme som överförs till hetoljan blir i princip den samma som den effekt el som tillförs elpannorna för hetolja. Under rubriken Ångsystem totalt finns två värden som gäller gemensamt för hela ångsystemet. Den ena av dessa är netto elproduktion som visar hur stor eleffekt som produceras netto från turbinen då elförbrukningen för elpannorna dras ifrån. Pannorna som räknas med i detta är elpannan i ångcentralen och de externa elpannorna för hetolja. Elpannorna för hetolja förbrukar mycket el vilket gör att ångsystemets överskott av eleffekt inte blir speciellt högt. Elpannan i ångcentralen används däremot inte i detta driftfall och bidrar därför inte till bortfallet av netto elproduktion. Förutom netto elproduktion så beräknas en total verkningsgrad för hela ångsystemet. Den totala verkningsgraden för hela ångsystemet beräknas som den totala verkningsgraden för ångcentralen med enda skillnaden att även gasolpannorna och elpannorna för hetolja tas med i beräkningen. 33 Effekten el ut från turbinens generator Massflödet processånga vid respektive trycknivå ut från ångcentralen Entalpin för processångan vid respektive trycknivå Den överförda värmen från gasolpannorna respektive elpannorna för hetolja Summan av de effekter som tillförs ångcentralens i form av bränsle och el till pannorna samt den värme som tillförs matarvattnet från fjärrvärmen Summan av bränsleeffekterna i de båda gasolpannorna Eleffekten som används i elpannorna för hetolja Maj 2008 Majdriftfallet har tagits med för att visa vad skillnaden blir då inte lika mycket processånga används som i novemberdriftfallet och mindre elenergi produceras med turbinen. Det är även intressant att få

34 reda på vad som händer med de parametrar som räknas ut i IPSE-simuleringen. Är dessa skillnader rimliga och kan motiveras på något sätt? Olika verkningsgrader är speciellt intressanta att jämföra mellan driftfallen till exempel vad som händer med turbinens verkningsgrad då man går ner i ångflöde genom denna. Även då man gör simuleringar med en ny panna och turbin så är det bra att använda ett låglastfall. Simuleringen med majdriftfallet för den gamla anläggningen behövs därför till att bygga vidare på och jämföra med. Tabell 7: Resultat IPSE-simulering maj 2008 ÅNGCENTRAL Total bränsleeffekt pannor Fjärrvärme till ångcentralen 25,77 MW 1,43 MW Elproduktion turbin 0,88 MW Total verkningsgrad turbin och generator 45,1 % Andel ånga genom turbin 73,5 % Uttag av processånga (andel av totalt uttag) 35 bar 6,07 % 20 bar 17,57 % 6 bar 76,36 % Elverkningsgrad ångcykel 3,42 % Totalverkningsgrad ångcykel 82,2 % EXTERNA PANNOR Total bränsleeffekt gasolpannor 1,30 MW Total överförd värme gasolpannor 1,99 MW Totalverkningsgrad gasolpannor 80,8 % Eleffekt elpannor hetolja 1,32 MW ÅNGSYSTEM TOTALT Netto elproduktion (negativ: netto elbehov) -0,44 MW Totalverkningsgrad 82,79 % Diskussion I diskussionen görs en hel del jämförelser mellan resultatet av simuleringarna i de båda driftfallen. Skillnaderna i resultatet diskuteras och en analys görs över vad dessa skillnader kan bero på. Det är viktigt att kunna avgöra om de i simuleringarna beräknade värdena är rimliga vilket delvis kan göras genom att jämföra resultatet från de båda driftfallen. Men ändå finns det en viss osäkerhet för alla värden som beräknas då inte IPSE-modellen stämmer helt och hållet med verkligheten och därför inte ger helt rätt resultat. 34

35 Tabell 8: Pannor, jämförelse driftfall November 2008 Maj 2008 Panna 3 Tillförd effekt [MW] 4,62 3,63 Verkningsgrad 71,9 % 74,0 % Panna 4 Tillförd effekt [MW] 18,06 15,00 Verkningsgrad 86,4 % 89,7 % Panna 5 Tillförd effekt [MW] 10,45 7,14 Verkningsgrad 90,0 % 90,3 % Total tillförd effekt pannor [MW] 33,13 25,77 Total uteffekt pannor [MW] 28,33 22,59 Verkningsgrad pannor totalt 85,51 % 87,65 % Bränsleeffekt och verkningsgrad för pannorna skiljer sig åt mellan november- och maj-driftfallet. En sak att lägga märke till är att verkningsgrad för pannorna generellt sett är högre för majdriftfallet än för novemberdriftfallet. För majdriftfallet så används en mindre mängd bränsle för samtliga pannor vilket gör att ångflödet ut från pannorna blir lägre. En panna har inte den bästa verkningsgraden på sin maxeffekt utan det finns ett optimum på cirka 80 % av maxeffekten. Det skulle kunna vara så att pannorna för novemberdriftfallet ofta går på en högre last än den optimala och medelverkningsgraden därför blir lägre. Men om man enbart ser till pannornas medeleffekter för november 2008 så går dessa inte på speciellt höga laster. För Panna 3 är lasten 20,0 % (4,62 av 23 MW), för Panna 4 är den 50,2 % (18,06 av 36 MW) och för Panna 5 är den 45,4 % (10,45 av 23 MW). Medeleffekten säger förstås ingen om vilka variationer som finns i ångflödet från de olika pannorna. Totalt sett så blir mängden bränsle som används i pannorna något högre för novemberdriftfallet än för majdriftfallet, 33,13 MW mot 25,77 MW. Sammanlagt så genereras i pannorna 28,33 MW ånga i novemberdriftfallet medans detta värde för majdriftfallet är 22,59 MW. I simuleringen blir ångflödet direkt proportionellt mot den från pannorna överförda värmen då tryck och temperatur före och efter pannorna är konstant i IPSE-modellen. Då den totala verkningsgraden för alla pannorna räknas ut så blir denna något högre för majdriftfallet, 87,65 % mot 85,51 %. Total verkningsgrad för ångcykeln blir till stor del beroende av verkningsgrad för pannorna då det inte finns några stora värmeförluster i övriga delar av ångcentralen. Beräkningen i IPSE ger trots allt att den totala verkningsgraden för ångcentralen blir något lägre än pannornas verkningsgrad. För majdriftfallet är ångcykelns totala verkningsgrad 82,88 % medans den för novemberdriftfallet är 79,78 %. Verkningsgraden för pannorna ger alltså ett visst utslag på ångcentralens totalverkningsgrad. Tabell 9: Fjärrvärme och processånga, jämförelse driftfall November 2008 Maj 2008 Fjärrvärme till ångcentralen [MW] 1,38 1,43 Uttag processånga 35 bar 0,46 kg/s 4,07 % 0,56 kg/s 6,07 % 20 bar 1,58 kg/s 13,97 % 1,62 kg/s 17,57 % 6 bar 6,92 kg/s 81,97 % 5,26 kg/s 76,36 % Totalt 8,96 kg/s 7,44 kg/s 35

36 Värmeeffekten som överförs från det interna fjärrvärmenätet till matarvattnet i ångcentralen skiljer sig inte åt speciellt mycket för november- och maj-driftfallet. I båda driftfallen antas fjärrvärmeväxlaren värma matarvattnet till 70 C så att inflödet i matarvattentanken håller denna temperatur. Från månadsstatistiken är det känt hur mycket fjärrvärme som använts till ångcentralen och på så sätt kan medeleffekten värme som överförts till matarvattnet tas fram. Den parameter som finns kvar för IPSE att beräkna är temperaturen på matarvattnet före fjärrvärmeväxlaren. För novemberdriftfallet blir denna temperatur 35,6 C medans den för majdriftfallet blir 25,6 C. Denna stora skillnad beror på att en större mängd fjärrvärme används i majdriftfallet trots att matarvattenflödet är lägre än för novemberdriftfallet. Det är svårt att förklara varför det blir så här och det är högst osäkert om det blir dessa temperaturer i verkligheten. Om inte matarvattnet före matarvattentanken alltid håller 70 C så orsakar detta att IPSE beräknar en felaktig temperatur före fjärrvärmeväxlaren. Detta skulle kunna vara förklaringen till den stora temperaturskillnaden mellan de två driftfallen. Det mesta kondensatet från processångan återförs inte till ångcykeln och därför måste stora mängder färskvatten föras in i systemet. Färskvattnet måste hålla en lägre temperatur än C så någon form av uppvärmning av matarvattnet krävs innan fjärrvärmeväxlaren. Att denna uppvärmning av matarvattnet blir olika för november- och maj-driftfallet skulle kunna vara en annan förklaring till de olika temperaturerna. Uttaget av processånga i 6 bars nätet är högre för novemberdriftfallet än för majdriftfallet. Detta gör att pannorna går på en högre effekt och att mer el produceras med turbinen. Även det totala uttaget av processånga vid alla trycknivåer blir högre i novemberdriftfallet. För majdriftfallet är uttaget av 20 bars ånga och 35 bars ånga något högre vilket gör att ångan vid 20 och 35 bar står för en större andel av det totala ånguttaget. Att uttaget av 20 och 35 bars ånga är högre i majdriftfallet är ganska förvånande då det totala uttaget av processånga är lägre i detta driftfall. Man skulle kunna tro att då inte lika mycket 6 bars ånga används så blir även uttaget av ånga vid 20 och 30 bar lägre men så verkar inte vara fallet. Förutom processångan vid de olika trycknivåerna så används en del ånga internt på ångcentralen. Detta räknas inte med i de uttag av processånga som redovisas i tabellen över fjärrvärme och processånga. I IPSE-simuleringen antas att det enbart är 6 bars ånga som används internt i ångcentralen. Den interna användningen av 6 bars ånga bestäms utifrån att ångflödet från pannorna är högre än det totala uttaget av processånga. För att balansera flödet så att mängden tillförd och använd ånga blir lika stor så måste det finnas ett sådant uttag av ånga. För novemberdriftfallet så är flödet av processånga som används internt i ångcentralen 2,35 kg/s medan det för majdriftfallet är 1,78 kg/s. Denna ånga används bland annat i matarvattentanken så att mättnadstemperatur uppnås i denna. I novemberdriftfallet är matarvattenflödet högre och det krävs därför mer ånga för att upprätthålla mättnadstillstånd i matarvattentanken. Utifrån detta är det rimligt att något mer ånga används internt i ångcentralen för novemberdriftfallet än för majdriftfallet. Den större mängden 6 bars ånga som används internt i novemberdriftfallet bidrar också till att turbinens elproduktion blir högre då även denna ånga har gått genom turbinen. 36

37 Tabell 10: Turbin, jämförelse driftfall November 2008 Maj 2008 Elproduktion turbin [MW] 1,70 0,88 Total verkningsgrad turbin och generator 62,3 % 45,1 % Massflöde ånga genom turbin [kg/s] 6,67 4,77 Massflöde ånga genom turbin och 8,76 6,49 reducerventil[kg/s] Andel ånga genom turbin 76,2 % 73,5 % Från indata är det givet att turbinens medeleffekt vid novemberdriftfallet är 1,7 MW och 0,88 MW vid majdriftfallet. För att uppskatta totalverkningsgraden för turbin och generator vid novemberdriftfallet så användes en avläsning av turbinens instrument vilket beskrivs i metoddelen. För majdriftfallet däremot så gjordes en avläsning av turbinkurvan då ingen uppmätning kunde göras som motsvarade detta driftförhållande. Dessa båda tillvägagångssätt ledde till att totalverkningsgrad för turbin och generator uppskattades till 62,3 % för novemberdriftfallet och 45,1 % för majdriftfallet. Ingen av dessa verkningsgrader är särkilt hög och för majdriftfallet är verkningsgraden särkilt låg. Turbinen är inte i speciellt bra skick och vid utbyte till en ny turbin så skulle verkningsgraden kunna höjas väsentligt. Utifrån elproduktion och verkningsgrad ger simuleringen att massflödet ånga genom turbinen i november- och maj-driftfallet är 6,76 kg/s respektive 4,77 kg/s. Denna minskning i ångflödet ger en betydande minskning av turbinverkningsgraden och då ångflödet blir tillräckligt lågt så kommer inget arbete över huvud taget överföras från turbinen vilket innebär att verkningsgraden är noll. Detta är precis vad diagrammet för turbinen visar så då ångflödet blir ännu lägre än i majdriftfallet så blir verkningsgraden ännu sämre. Totalt är det i novemberdriftfallet 8,76 kg/s ånga som skulle kunna gå genom turbinen men där en del istället går genom reducerventilen. 76,2 % av denna ångmängd går verkligen genom turbinen vilket innebär att en ganska stor del av ångan går genom reducerventilen och bidrar därmed inte till elproduktionen. För majdriftfallet är ångflödet totalt 6,49 kg/s där 73,5 % går genom turbinen. Att simuleringen ger att en högre andel av ångan går genom turbinen i novemberdriftfallet är ganska märkligt då turbinens last är högre i detta driftfall. Meningen med reducerventilen är att släppa igenom ånga till 6 bars nätet då inte turbinen klarar att ta emot hela ångmängden. Då det totala ångflödet i novemberdriftfallet är högre så borde det vara så att en mindre andel av ångan går igenom turbinen än i majdriftfallet. Att det inte blir så i IPSE-modellen kan ha att göra med att uppskattningen av turbinens verkningsgrad är osäker, särkilt i majdriftfallet. Överlastventilen ska öppna först då turbinen går på effekten 3,2 MW men i verkligheten öppnar denna mycket tidigare vilket visar sig i simuleringarna där en betydande andel av ångan går genom denna ventil trots att turbinens effekt inte alls är så hög. Men detta behöver inte betyda att en stor andel av ångan går genom överlastventilen vid så låg elproduktion som 1,7 och 0,88 MW. Troligtvis går turbinen ibland på betydligt högre effekter vilket medför att en stor mängd ånga släpps förbi turbinen i reducerventilen vid dessa tillfällen. Detta medför ett högre ångflöde genom reducerventilen i IPSEsimuleringarna då dessa är baserade på månadsmedelvärden. Men i alla fall är det helt klart att överlastventilen öppnar alldeles för tidigt vilket medför låg elproduktion från turbinen i dagsläget. På grund av detta så skulle en stor förbättring kunna uppnås vid ett byte till en ny turbin där hela ångflödet skulle kunna gå genom turbinen. 37

38 Olika alternativ för ny anläggning Inledning För de olika alternativa lösningarna för en ombyggnad av ångcentralen görs simuleringar med kraftverksimuleringsprogrammet IPSE. Detta görs för att få en uppfattning om vad som skiljer de olika alternativen åt prestandamässigt vid de båda driftfallen som används i simuleringarna. Saker som jämförs är förändringar i elproduktion och den mängd el som produceras netto för ångcentralen då elpannornas förbrukning dragits ifrån. Elproduktionen för de olika alternativen skiljer sig åt beroende på hur hög verkningsgrad turbinen har och eftersom turbinens verkningsgradskurva i detta skede inte är känd så har uppskattningar av turbinens verkningsgrad fått göras. Dessutom så är inte ångflödet genom turbinen helt säkert heller. Beräkningarna ger inga exakta resultat men de visar ändå på ett ungefär vilka skillnader som finns för de olika alternativen. Nyttan med IPSE-simuleringarna är bland annat att den beräknade netto elproduktionen för de olika alternativen kan användas för att bedöma om det är värt att satsa på en mer avancerad och dyrare lösning. En ökad elproduktion måste värderas utifrån kostnaden för att köpa in lika mycket elenergi externt samt inkomsterna av elcertifikat man får från den ökade elproduktionen. Detta måste då vägas mot de extra kostnader som en mer avancerad lösning innebär. Ett sätt att göra detta är att räkna ut återbetalningstid för den investering en ombyggnad av ångcentralen innebär. Man väljer då en gräns för hur lång tid det får ta att tjäna tillbaks pengarna för investeringen genom den ökade elproduktionen. Om man inte har någon turbin så skulle motsvarande mängd elektricitet som turbinen producerar behövas köpas in istället. Kostnaden för denna elenergi sparar man vid användningen av en turbin och på så sätt kan inköp och installation av en ny turbin eventuellt visa sig lönsamt. På samma sätt måste bygget av en ny panna kunna motiveras ekonomsikt. Den hör ju till de investeringar som måste göras vis ett byte till en ny turbin men den har även en funktion som en extra säkerhet för leveransen av processånga till fabriken. Metod Beskrivning av tänkbara alternativ Det finns ett antal alternativa lösningar för en ombyggnad med ny panna och turbin. En av dessa lösningar är att bestämma sig för att den nya pannans ångdata ska vara densamma som för de gamla pannorna. Ångan som genereras med den nya pannan kommer då ha trycket 37 bar (abs) och temperaturen 400 C. De gamla pannorna klarar förstås ett högre tryck, upp till 42 bar (abs) och detta tryck behöver även den nya pannan klara av. Likaså måste en ny turbin klara detta högre tryck. Fördelen med att ha samma ångdata för den nya pannan som de gamla är att alla pannorna kan försörja turbinen med ånga parallellt. Om den nya pannan skulle stå still under en längre tid så kan de gamla pannorna användas till att generera ånga till turbinen. På så sätt blir det inga förluster i elproduktion från turbinen om det skulle bli stora problem med den nya pannan så att den skulle behöva ställas av under en längre period. Turbinen skulle kunna ha en 20 bars avtappning för processånga. Alternativt har man ingen avtappning och reducerar istället ångan från pannorna till 21 bar (abs). Frågan är då hur mycket man vinner i elproduktion med en avtappning på turbinen och om värdet av den ökade elproduktion är tillräckligt stort för att motivera det högre priset för en turbin med avtappning. 38

39 Alternativt skulle en panna med högre tryck och temperatur kunna användas. En lösning som har bedömts vara värd att undersöka vidare är en panna och turbin på 71 bar (abs). De båda externa gasolpannorna och elpannorna för hetolja skulle då ersättas med 70 bars ånga från den nya pannan. För processen som den ena gasolpannan försörjer med ånga behövs manimalt mättat ånga vid 71 bar (abs). Ångan från den nya pannan behöver alltså ha trycket 71 bar (abs) för att uppnå tillräckligt hög mättnadstemperatur. För ersättning av den andra gasolpannan och elpannorna får hetolja behövs inte fullt så högt tryck på ångan men det blir enklast att använda samma ånga för alla dessa applikationer som inte skulle kunna klara sig med 35 bars ånga. För att inte temperaturen på ångan ut från turbinen ska bli alltför låg så skulle den nya pannan behöva generera ånga överhettad till cirka 500 C. Den nya turbinen för 71 bar (abs) kan maximalt ha två avtappningar, en vid 37 bar (abs) och en vid 21 bar (abs). Men frågan är om det är någon mening att ha 37 bars avtappningen då detta flöde är ganska litet. Med än 70 bars panna så kan mer elektricitet produceras med turbinen och gasolanvändningen och elförbrukningen i de externa pannorna kan ersättas med 70 bars ånga. Då elpannorna för hetolja ersätts så kommer en mindre mängd elektricitet behöva köpas in utifrån. Nackdelen är att de gamla pannorna inte fungerar så bra med den nya turbinen. Man skulle kunna tänka sig att använda ånga vid 37 bar (abs) från de gamla pannorna till en turbin som är konstruerad för 71 bar (abs) inloppstryck. Men eftersom volymiteten är högre vid ett lägre tryck så kommer turbinen inte kunna ta emot ett lika stort massflöde. Det som händer är att volymflödet ökar då trycket är lägre och då turbinen bara kan ta emot ett visst volymflöde så blir massflödet genom turbinen lägre vid 37 bar. Om man ska köra en turbin konstruerad för ett inloppstryck på 71 bar (abs)på ånga vid 37 bar (abs) så blir massflödet ånga som går att få igenom turbinen cirka hälften av det maximala massflödet för 70 bars ånga. Därför kan endast turbinen användas till att producera en mindre mängd elektricitet då den nya pannan av någon anledning inte är i drift. Det blir ett stort bortfall i elproduktion vid ett driftstopp för den nya pannan. Detta måste vägas mot den ökningen i elproduktion som fås för en 70 bars turbin jämfört med en turbin för 37 bar (abs). Ett tredje alternativ är att ha en panna för 71 bar (abs) men strypa ner trycket på ångan från den nya pannan till 37 bar (abs) för användning i en turbin konstruerad för detta tryck. Detta innebär att 70 bars ånga från den nya pannan precis som i fallet med en 70 bars turbin kan ersätta de externa gasolpannorna och elpannorna för hetolja. Dessutom är det helt problemfritt att använda de gamla pannorna till den nya turbinen. Detta gör att det inte kommer bli något bortfall i elproduktion då den nya pannan står still eftersom de gamla pannorna då kan leverera ånga med det tryck turbinen faktiskt är konstruerad för. Nackdelen med denna lösning är att elproduktionen från turbinen kommer bli väsentligt lägre än för fallet med en 70 bars turbin. Ångan som reduceras i en strypventil från 71 till 37 bar (abs) skulle istället kunna gå genom turbinen och därmed bidra till elproduktionen. Är då den ökade flexibiliteten och möjligheten att använda en enklare turbin mer värd en bortfallet i elproduktion? IPSE-simuleringarna för de olika alternativen med ny panna och turbin görs för att få en uppfattning om vad skillnaden blir i elproduktion för de olika alternativa lösningarna. Sedan måste för och nackdelar med de olika lösningarna vägas mot varandra för att komma fram till ett bästa alternativ. 39

40 IPSE-modeller alternativ för framtida lösning Genom simuleringarna av det befintliga ångsystemet så har vissa parametrar beräknats som inte var kända från början. En av dessa är hur mycket 6 bars ånga som används internt till ångcentralen. Detta har behövt räknas fram eftersom det inte finns någon mätning av detta flöde. Andra saker som har fått bestämmas genom simuleringarna av nuläget är matarvattnets temperatur före fjärrvärmeväxlaren. För novemberdriftfallet har denna temperatur beräknats till 36 C medans den för majdriftfallet blev 25 C. Dessutom så används värmeeffekten som i simuleringarna överförs från gasolpannorna till att bestämma hur mycket ånga som behövs vid ersättningen av dessa pannor med 70 bars ånga. Dessa från simuleringarna framräknade värdena används som fasta parametrar vid simuleringarna av de olika lösningarna med ny panna och turbin. Så en del för nuläget framräknade värden för november- och maj-driftfallet stoppas in i simuleringarna av framtida lösningar för respektive driftfall. På så sätt kan simuleringsprogrammet beräkna hur mycket ånga som behövs från den nya pannan eftersom all förbrukning av ånga vid de olika trycknivåerna är kända. För att åstadkomma en ökning av mängden 6 bars ånga som går tillbaks till ångcentralen vid en ökning av ångflödet till matarvattentanken så har 6 bars flödet till ångcentralen kopplats ihop med matarvattentanken i simuleringarna av alternativen för en framtida lösning. För att göra detta så har mängden 6 bars ånga till ångcentralen exklusive den som används till matarvattentanken beräknats för simuleringarna av nuläget. Det flöde av 6 bars ånga till ångcentralen som inte används i matarvattentanken låses vid detta värde vid simuleringarna med en ny panna och turbin. För dessa simuleringar så kommer matarvattenflödet öka jämfört med dagens ångcentral och detta innebär att mer ånga kommer behövas till matarvattentanken. Speciellt vid en 70 bars panna kommer matarvattenflödet öka eftersom 70 bars ånga då kommer användas som ersättning av externa gasolpannor och elpannor. Det är rimligt att även det resterande flödet av 6 bars ånga till ångcentralen skulle öka med ett ökat matarvattenflöde men endast marginellt vilket gör att simuleringarna inte behöver ta hänsyn till detta. Panna, turbin 40 bar Lösningen med ny panna och turbin med det maximala trycket 41 bar (abs) har fördelen att turbinen även kan användas med de gamla pannorna. De gamla pannorna genererar i normalfallet ånga vid 37 bar (abs) och 400 C och så kommer bli fallet även med en ny panna. Därför används i simuleringen detta tryck och temperatur för ångan från den nya pannan. Den gamla turbinen har inga avtappningar men vid byte till en ny turbin så kan denna utrustas med avtappningar för processånga. För fallet med en turbin för 37 bar (abs) så går det maximalt att ha en enda avtappning vilken i så fall kommer vara vid trycket 21 bar (abs). Avtappningen på turbinen ger en ökad elproduktion eftersom denna ånga istället för att reduceras i en strypventil kan gå genom de första stegen i turbinen och därmed bidra till elproduktionen. I simuleringarna för en 37 bars turbin med och utan avtappning har det antagits att turbinen i sin helhet har en isentropverkningsgrad på 85 %. För fallet med en turbin helt utan avtappningar går det att använda denna siffra rakt av medans det för turbinen med 20 bars avtappning är nödvändigt att veta vad turbindelarna före och efter avtappningen har för isentropverkningsgrad. Det är nämligen så att isentropverkningsgraden för en turbin i sin helhet är högre en isentropverkningsgraden för delar av den. För att kunna jämföra turbindelarna med turbinen i sin helhet används polytropverkninggraden vilket är definierad som isentropverkningsgraden hos ett oändligt litet steg i turbinen (2). Isentropverkningsgraden för de olika delarna av turbinen i simuleringarna räknas ut 40

41 med antagandet att polytropverkningsgraden är lika överallt i turbinen. På så sätt beräknas först polytropverkningsgraden för turbinen med antagandet att turbinen i sin helhet har isentropverkningsgraden 85 %. Utifrån polytropverkningsgraden så kan turbindelarnas olika isentropverkningsgrad beräknas. För den första delen av turbinen med avtappning, från 37 till 21 bar (abs) så blir isentropverkningsgraden 83,3 %. Isentropverkningsgraden för turbindelen efter avtappningen, från 21 till 7 bar (abs) blir 84,1 %. Med dessa värden på turbindelarnas isentropverkningsgrad så ligger temperaturen på utloppsångan från turbinen precis över 210 C vilket är den temperatur som 6 bars ångan ska hålla. Om turbinen i sin helhet skulle ha ännu högre isentropverkningsgrad än 85 % så skulle temperaturen på 6 bars ångan bli för låg. Då turbinen går på sin maximala effekt så kan verkningsgraden bli något högre så att temperaturen sjunker under 210 C, men en marginell sänkning av denna temperatur är acceptabel. Verkningsgraden för omvandlingen av arbetet på turbinens skovlar till elenergi antas vara 90 %. I detta ingår turbinens mekaniska verkningsgrad samt generatorns mekaniska vekningsgrad och elverkningsgrad. För lösningen med en panna och turbin på 41 bar (abs) så kommer de externa gasolpannorna och elpannorna för hetolja vara kvar så att det inte blir någon skillnad mot den nuvarande anläggningen och simuleringen av denna del blir den samma. Gasolpannorna kommer alltså fortsätta förbruka lika mycket gasol och elförbrukningen för de externa elpannorna kommer vara lika hög som den är i dagsläget. Verkningsgraden för omvandlingen av energin i bränslet till värme i den genererade ångan antas för den nya pannan vara 90 %. Detta motsvarar två av de befintliga pannornas verkningsgrad, närmare bestämt Panna 5 och Panna 4. Den äldsta pannan, Panna 3 har förståss en betydligt lägre verkningsgrad vilket gör att en viss förbättring ändå åstadkommes med antagandet att den nya pannan har 90 % verkningsgrad. Panna, turbin 70bar I simuleringarna har det använts att ångan från en ny 70 bars panna kommer hålla temperaturen 500 C. Om en ny panna på 71 bar (abs) väljs istället för en 40 bars panna så är det tänkt att 70 bars ånga ska ersätta gasolpannorna på Tefac och Deso 7 samt elpannorna för hetolja. Detta är så klart med i simuleringarna och mängden värme som överförs från de olika externa pannorna har tagits från de beräknade värdena i simuleringarna av nuläget. Dessa värmebehov används för att i IPSEsimuleringarna beräkna hur stort flödet av 70 bars processånga kommer bli. I simuleringarna tas även hänsyn till att en viss mängd 70 bars ånga kommer återföras till ångcentralen i form av kondensat. Det är endast kondensatet från Deso 7 som kommer att återföras. Problemet med att återföra kondensat från ersättningen av gasolpannan på Tefac och elpannorna för hetolja är de processer som använder sig av ister som råvara. Ister används i tillverkningen av tekniska produkter och det kondensat som har varit i kontakt med detta får inte återföras till ångcentralen även om värmeöverförseln mellan ånga och produkter med ister endast skett i en värmeväxlare med skiljevägg emellan. Detta har att göra med att AAK Karlshamn är halal- och koscher-märkt. Det kondensat som har varit i kontakt med ister får därför inte återföras till ångcentralen och förångas i pannorna för att på så sätt i sin tur komma i kontakt med livsmedelsprodukter. Den utifrån halal- och koscher-märkningen tillåtna kondensatåterföringen från Deso 7 går till så att trycket på kondensatet sänks till 7 bar (abs) så att en viss återförångning sker i ett avspänningskäl. Denna fungerar som en separeringskammare där ånga och kondensat skiljs åt. Kondensatet blandas med matarvattnet före matarvattentanken medans ångfasen blandas in i 6 bars ångan som används internt i ångcentralen. Denna inblandning av ånga gör att behovet av 6 bars ånga från turbinen blir något lägre än om inte kondensatet skulle återföras vilket även ger en något lägre elproduktion. Ersättningen av de externa 41

42 pannorna med 70 bars ånga och kondensatåterföring visas schematiskt i följande bild tagen från IPSE-simuleringarna. I modellen har turbinavtappningar gjorts genom att dela upp turbinen i flera delar vilket visas i nedanstående figur där turbinen har en 20 bars avtappning. Figur 13: Modell i IPSE för simulering av alternativ med 70 bars panna och 70 bars turbin med 20 bars avtappning Förutom att ha en 20 bars avtappning som i fallet med en turbin för 37 bar (abs) så är det för en 70 bars turbin möjligt att ha en avtappning vid trycket 37 bar (abs). Med två avtappningar så blir turbinens elproduktion maximal men frågan är om det är lönsamt att ha en 36 bars avtappning då detta flöde är ganska litet och därmed inte bidrar mycket till elproduktionen i förhållande till vad det skulle kosta att ha en andra avtappning på turbinen. De andra alternativen som simuleras är en 70 bars turbin med en 20 bars avtappnin samt en turbin helt utan avtappningar. En simulering skulle även kunna göras endast med en 36 bars avtappning men då 36 bars flödet är så pass litet så kan detta alternativ uteslutas eftersom elproduktionen blir betydligt högre med en 20 bars avtappning istället. Precis som i fallet med en turbin för 37 bar (abs) beräknas isentropverkningsgraden för turbindelarna genom att anta att turbinen i sin helhet har isentropverkningsgraden 85 % och att polytropverkningsgraden är konstant genom turbinen. Dessutom antas även för en 70 bars turbin att mekanisk verkningsgrad sammanslagen med elverkningsgrad är 90 %. Resultatet av verkningsgradsberäkningarna för de olika alternativen med olika många avtappningar sammanfattas i tabellen nedan. 42

43 Tabell 11: Isentropverkningsgrad för olika turbindelar, 70bars-turbin Alternativ olika Isentropverkningsgrad avtappningar Turbindel 1 Turbindel 2 Turbindel 3 37, 21 bar (abs) 82,3 % bar (abs) 82,1 % bar (abs) 83,0 % 21-7 bar (abs) 21 bar (abs) 83,2 % bar (abs) 83,0% 21-7 bar (abs) Ingen avtappn. 85 % 71-7 bar (abs) I tabellen anges förutom isentropverkningsgraden vilka tryck expansionen i de olika turbindelarna sker mellan. Till exempel så anges för alternativet med endast 20 bars avtappning att expansionen i den första turbindelen sker mellan 71 och 21 bar (abs). Trycket i turbinens inlopp är alltså 71 bar (abs) medans det i avtappningen är 21 bar (abs). I tabellen går det även att se att mottrycket, alltså trycket i turbinens utlopp är 7 bar. Panna 70 bar, turbin 40 bar Det tredje huvudalternativet innebär att pannan genererar ånga vid trycket 71 bar (abs) medans turbinen endast klarar av ett tryck på cirka 41 bar (abs). Före det att ångan från den nya pannan används i den nya turbinen så reduceras denna ånga till trycket 37 bar (abs) i en strypventil. På detta sätt så kan de gamla pannorna användas till den nya turbinen med samma elproduktion som då turbinens försörjs med ånga från den nya pannan. Men strypningen gör att inte går att få ut lika mycket elektricitet som om 70 bars ångan skulle ha använts direkt i turbinen. I simuleringen av detta alternativ antas det att ångan från pannan håller trycket 71 bar (abs) och temperaturen 500 C precis som för simuleringarna med en 70 bars turbin. Men i fallet med strypventil så kommer temperaturen på ångan sjunka då trycket reduceras så att turbinens inloppstemperatur blir lägre. Strypventilen finns med som en komponent i simuleringen vilket är den enda större skillnaden mot simuleringarna med en 70 bars turbin. En av de få saker som blir annorlunda för simuleringarna med strypventil är att det endast är möjligt att ha en 37 bars avtappning eftersom turbinens inloppstryck är just 37 bar (abs). Däremot är det möjligt att ha en 20 bars avtappning precis som i fallet med en 40 bars panna. Liksom för fallet med både turbin och panna för 71 bar (abs) så är det för alternativet med en 70 bars panna men turbin för 37 bar (abs) möjligt att ersätta de externa gasolpannorna och elpannorna med 70 bars processånga som kommer direkt från den nya pannan. Detta är den egentliga fördelen jämfört med att bygga en ny panna som bara klarar trycket 41 bar (abs). För på detta vis går det att bli av med de externa elpannornas stora elförbrukning samt inte längre vara bunden att elda gasol för uppvärmning i vissa processer. Precis som i de andra simuleringarna så antas att turbinen i sin helhet har en isentropverkningsgrad på 85 %. Eftersom expansionen i de olika turbindelarna för alternativet med en 20 bars avtappning sker mellan precis samma tryck som i motsvarande fall med en 40 bars pannan så ger uträkningen av turbindelarnas isentropverkningsgrad precis samma resultat. Temperaturskillnaden på ångan i turbinens inlopp påverkar inte polytropverkningsgraden och därmed kan precis samma värden för turbindelarnas isentropverkningsgrad användas för bägge fallen. 43

44 Resultat Resultatet av simuleringarna för de olika alternativen med ny panna och turbin är en viktig del i det jag med mitt examensarbete har tänkt komma fram till. Dessa simuleringar har förståss gjorts med något godtyckliga antaganden för den nya pannans och turbinens verkningsgrad. För att få säkrare resultat från simuleringen så behövs bättre värden på pannans och turbinens prestanda. Detta kan göras genom att ställa en förfrågan dels till en turbintillverkare och dels till en panntillverkare och på så sätt få reda på vad för turbin respektive panna dessa kan leverera. Detta måste göras för att få fram verkningsgradsdata eftersom turbiner och pannor anpassas till kundens behov och det därför inte finns någon färdig panna eller turbin som helt och hållet motsvarar det som skulle passa AAK Karlshamn. Sen är det inte helt säkert att man bestämmer sig att köpa pannan och turbinen från de tillverkare man först tog kontakt med. Men före detta arbete är gjort så får de mer eller mindre godtyckliga uppskattningarna på verkningsgrad för panna och turbin användas. Även om detta innebär en större osäkerhet i resultaten så kan resultaten ändå användas för att göra en första jämförelse av de olika alternativen. Då det blir för mycket att ta upp allt för många olika lösningar med en tillverkare så behöver man komma fram till några alternativ att i första hans gå vidare med till turbin- och panntillverkare och kanske utesluta något alternativ redan i detta stadium. Panna, turbin 40 bar Resultatet för simuleringarna av en ny panna och turbin för trycket 41 bar (abs) har största skillnad mot dagens ångcentral att all 6 bars ånga går genom turbinen istället för att en del passerar genom reducerventilen och att den nya turbins verkningsgrad är väsentligt högre än för nuvarande turbin. Den del av resultatet som behandlar de externa gasolpannorna och elpannorna är exakt den samma som för simuleringen av nuläget vilket beror på det inte gjorts några förändringar på dessa delar. Tabellen nedan visar resultaten av simuleringar gjorda dels för en turbin med en 20 bars avtappning och dels för en turbin helt utan avtappningar. I bägge fallen har novemberdriftfallet använts. Tabell 12: Resultat IPSE-simulering Panna, turbin 40 bar (nov08) Avtappning 21 bar (abs) Ingen avtappning ÅNGCENTRAL Bränsleeffekt ny panna (gamla ej i drift) 33,4 MW 33,1 MW Fjärrvärme till ångcentralen 1,46 MW 1,45 MW Elproduktion turbin 3,09 MW 2,92 MW Total verkningsgrad turbin och generator 75,4 % 76,5 % Andel ånga genom turbin 100 % 100 % Uttag av processånga (andel av totalt uttag) 35 bar 5,1 % 5,1 % 20 bar 17,6 % 17,6 % 6 bar 77,2 % 77,2 % Elverkningsgrad ångcykel 9,27 % 8,80 % Totalverkningsgrad ångcykel 83,1 % 83,2 % 44

45 Avtappning 21 bar (abs) Ingen avtappning EXTERNA PANNOR Total bränsleeffekt gasolpannor 2,04 MW 2,04 MW Total överförd värme gasolpannor 1,65 MW 1,65 MW Totalverkningsgrad gasolpannor 80,8 % 80,8 % Eleffekt elpannor hetolja 1,32 MW 1,32 MW ÅNGSYSTEM TOTALT Netto elproduktion 1,77 MW 1,60 MW Totalverkningsgrad 83,5 % 83,6 % De två valmöjligheterna för turbinen att antingen ha en 20 bars avtappning eller ingen avtappning alls ger endast små skillnader i resultaten. Den största skillnaden är att turbinens elproduktion minskar med 0,17 MW från 3,09 till 2,92 MW då en turbin utan avtappningar väljs istället för en med 20 bars avtappning. I övrigt kan nämnas att det blir en försumbar skillnad i panneffekt mellan de olika alternativen. Turbinens totalverkningsgrad skiljer sig något i de bägge simuleringarna men är tänkt att vara lika. Dock är temperaturen i turbinens utlopp nästan densamma i båda simuleringarna och det är ingen stor skillnad i verkningsgraden. Att det ändå blir en skillnad kan bero på att uträkningen av polytropverkningsgraden inte ger exakt rätt resultat samt på att resultatet har avrundats. Skillnaden i netto elproduktion mellan de båda fallen med och utan avtappning blir den samma som skillnaden i elproduktion från turbinen eftersom de externa elpannornas elförbrukning inte skiljer sig åt mellan fallen. Eftersom elproduktionen blir större med en 20 bars avtappning på turbinen så kommer även cykelns elverkningsgrad öka, den gör detta från 8,80 till 9,27 %. Ångcentralens totalverkningsgrad däremot kommer vara i princip konstant liksom hela ångsystemets totalverkningsgrad med de externa pannorna medräknade. Panna, turbin 70 bar För alternativet med en panna och turbin på 71 bar (abs) så beror skillnaderna i resultatet jämfört en 40 bars panna till största delen på att det inte finns några externa pannor som förbrukar gasol och elenergi. Speciellt så visar sig ersättningen av de externa elpannorna som en ökning av ångsystemets netto elproduktion. Dessutom så bidrar även den högre elproduktionen med en turbin för 71 bar (abs) jämfört med en för 37 bar (abs) till ökningen i netto elproduktion. Att 70 bars ånga används istället för de externa pannorna gör att mängden bränsle som används blir märkbart större än för en 40 bars panna. Att turbinens elproduktion är högre gör också att mer bränsle behövs eftersom denna energi från början kommer från bränslet. Nedan visas resultaten av simuleringarna gjorda för en turbin med två avtappningar vid 37 respektive 21 bar (abs), en turbin med avtappning på 21 bar (abs) samt en turbin helt utan avtappningar. För samtliga tre simuleringar har novemberdriftfallet använts. 45

46 Tabell 13: Resultat IPSE-simulering Panna, turbin 70 bar (nov08) Avtappning 37, 21 bar (abs) Avtappning 21 bar (abs) Ingen avtappning ÅNGCENTRAL Bränsleeffekt ny panna (gamla ej i 39,8 MW 39,8 MW 39,2 MW drift) Fjärrvärme till ångcentralen 1,61 MW 1,61 MW 1,58 MW Elproduktion turbin 4,77 MW 4,71 MW 4,31 MW Total verkningsgrad turbin och 74,3 % 74,8 % 76,5 % generator Andel ånga genom turbin 100 % 100 % 100 % Uttag av processånga (andel av totalt uttag) 35 bar 5,1 % 5,1 % 5,1 % 20 bar 17,6 % 17,6 % 17,6 % 6 bar 77,2 % 77,2 % 77,2 % Elverkningsgrad ångcykel 12,0 % 11,9 % 11,0 % Totalverkningsgrad ångcykel 81,0 % 81,0 % 81,2 % ERSÄTTNING EXTERNA PANNOR Processångånga 70 bar (andel av totalt ångflöde från ny panna) Överförd värme ersättning gasolpannor Överförd värme ersättning elpannor hetolja 11,1 % 11,1 % 11,2 % 1,65 MW 1,65 MW 1,65 MW 1,32 MW 1,32 MW 1,32 MW ÅNGSYSTEM TOTALT Netto elproduktion 4,77 MW 4,71 MW 4,31 MW Totalverkningsgrad 81,0 % 81,0 % 81,2 % Simuleringen ger att bränsleeffekten för en 70 bars panna är cirka 6 MW högre än för alternativet med panna och turbin för 37 bar (abs). För de olika alternativen med olika antal avtappningar på turbinen så skiljer sig inte panneffekten åt särkilt mycket. För alternativen med två avtappningar och en avtappning så skiljer sig inte pannans effekt över huvud taget medans den minskar något för alternativet utan avtappningar. Denna skillnad uppkommer på grund av att elproduktionen med turbinen blir betydligt lägre utan avtappning så att det därför inte behövs lika mycket ånga från den nya pannan. Att inte lika mycket ånga behövs beror på att en större mängd vatten måste sprutas in för att kyla ned processångan och att detta vatten till viss del ersätter ångan från pannan. En följdeffekt är att mängden fjärrvärme som behöver användas för att värma matarvattnet blir större för alternativen med avtappningar på turbinen. Detta för att det högre ångflödet från den nya pannan även leder till ett högre matarvattenflöde. 46

47 En markant ökning i elproduktionen uppträder då en turbin med en 20 bars avtappning väljs istället för en helt utan avtappningar. Men då ytterligare en avtappning läggs till så blir ökningen inte alls så stor. Så denna avtappning vid 37 bar (abs) gör inte speciellt stor skillnad för elproduktionen och kan därför eventuellt bedömas som överflödig. Precis som vid simuleringarna med 40 bars pannan så skiljer sig turbinens och generatorns totalverkningsgrad åt mellan de olika avtappningsalternativen fast de inte borde göra det egentligen. Men dessa skillnader är små och ger bara en liten påverkan på ångans temperatur i turbinens utlopp. Denna håller sig omkring 221,2 C och varierar endast med 0,07 C. Liksom i fallet med en 40 bars panna så går all 6 bars ånga igenom turbinen för simuleringen av novemberdriftfallet. Uttaget av processånga vid trycknivåerna 36, 21 och 7 bar (abs) är bestämt av statistiken för novemberdriftfallet och är därför den samma för simuleringen av nuläget liksom alla alternativen med ny panna och turbin. Ångcentralens elverkningsgrad blir högre för de alternativen som har avtappningar på turbinen eftersom den processånga som tappas av har använts till att producera elektricitet med turbinen. Ångcentralens totalverkningsgrad skiljer sig ytters lite åt mellan de olika alternativen för turbinavtappningar. I denna totalverkningsgrad så räknas den överförda värmen i värmeväxlarna som ersätter de externa pannorna in i den nyttiga energin. Detta för att totalverkningsgraden för simuleringarna med en 70 bars panna ska gå att jämföra med alternativet med en panna för 41 bar (abs). Man skulle kunna räkna all värme i den 70 bars ånga som går ut från ångcentralen som nyttig energi men då hade som sagt inte resultaten av simuleringarna blivit jämförbara. Eftersom de externa gasolpannorna och elpannorna har ersatts och blivit en del som försörjs med ånga från ångcentralen så blir totalverkningsgrad för ångcentralen och hela ångsystemet densamma. Värmeeffekten som överförs genom värmeväxlarna som ersätter de externa gasolpannorna samt elpannorna för hetolja är precis lika stor som den effekt som överförs i fallet då dessa pannor fortfarande finns kvar. Det antas att lika stor värmeeffekt behöver överföras från 70 bars ångan som eleffekten för de externa elpannorna. Detta antagande innebär att elpannorna skulle ha 100 % verkningsgrad vilket i sammanhanget är en tillräckligt god approximation. Cirka 11 % av ångan från den nya panna kommer att användas som processånga vid trycket 71 bar (abs). Denna siffra varierar något mellan de olika alternativen för turbinavtappningar då mängden ånga som genereras med den nya pannan skiljer sig åt något. Flödet 70 bars processånga är däremot konstant. Ångsystemet netto elproduktion blir betydligt högre för alternativet med en panna för 71 bar (abs) än för en 40 bars panna. Enbart det faktum att elpannorna för hetolja har ersatts med 70 bars ånga gör att netto elproduktion ökar med 1,32 MW eftersom just denna eleffekt har sparats genom ersättandet. Även elproduktionen ökar markant med en 70 bars turbin istället för en turbin för 37 bar (abs). Variationerna i netto elproduktion mellan de olika alternativen med turbinavtappningar beror endast på skillnaderna i turbinens elproduktion mellan dessa alternativ. Panna 70 bar, turbin 40 bar Alternativet med en ny panna på 71 bar (abs) och en ny turbin med inloppstrycket 37 bar (abs) innebär att trycket på ångan från pannan sänks i en reducerventil innan ångan används i turbinen. I simuleringarna påverkar detta resultatet på så sätt att elproduktionen med turbinen blir betydligt lägre än för alternativet med både panna och turbin för trycket 71 bar (abs). Detta beror på det lägre inloppstrycket till turbinen, 37 istället för 71 bar (abs). Fördelen med att ändå ha en 70 bars panna trots att turbinen endast klarar 41 bar (abs) är att en del av 70 bars ångan från pannan kan användas 47

48 som ersättning av de externa pannorna precis som i fallet med både panna och turbin för 71 bar (abs). Simuleringen av de delar som ersätter de externa gasolpannorna och elpannorna för hetolja blir precis densamma som för alternativet där 70 bars ånga används direkt i turbinen. Då ånga vid 37 bar (abs) används i turbinen så finns det två avtappningsalternativ, en 20 bars avtappning eller ingen avtappning alls. Resultatet i tabellen nedan är för novemberdriftfallet. Tabell 14: Resultat IPSE-simulering Panna 70 bar, turbin 40 bar (nov08) Avtappning 21 bar (abs) Ingen avtappning ÅNGCENTRAL Bränsleeffekt ny panna (gamla ej i 37,9 MW 37,7 MW drift) Fjärrvärme till ångcentralen 1,53 MW 1,52 MW Elproduktion turbin 3,34 MW 3,15 MW Total verkningsgrad turbin och 75,4 % 76,5 % generator Andel ånga genom turbin 100 % 100 % Uttag av processånga (andel av totalt uttag) 35 bar 5,1 % 5,1 % 20 bar 17,6 % 17,6 % 6 bar 77,2 % 77,2 % Elverkningsgrad ångcykel 8,81 % 8,36 % Totalverkningsgrad ångcykel 81,5 % 81,5 % ERSÄTTNING EXTERNA PANNOR Processångånga 70 bar (andel av totalt ångflöde från ny panna) Överförd värme ersättning gasolpannor Överförd värme ersättning elpannor hetolja 11,6 % 11,7 % 1,65 MW 1,65 MW 1,32 MW 1,32 MW ÅNGSYSTEM TOTALT Netto elproduktion 3,34 MW 3,15 MW Totalverkningsgrad 81,5 % 81,5 % Elproduktionen blir som sagt betydligt lägre då en turbin för 37 bar (abs) väljs istället för en 70 bars turbin. Det lägre inloppstrycket ger ett bortfall i elproduktionen på cirka 1,4 MW. Mellan de olika avtappningsalternativen för 37 bars turbinen så blir inte skillnaderna i elproduktion speciellt stora. Omkring 0,2 MW förloras på att inte ha någon avtappning. Minskningen i elproduktion då turbinen inte har någon 20 bars avtappning blir betydligt högre för en 70 bars turbin än för en 37 bars turbin. Detta beror på att för en 70 bars turbin så är alternativen att reducera trycket på ångan från 71 bar till 21 bar (abs) eller att istället låta denna ånga gå genom turbinen och bidra till elproduktionen. För 48

49 en 37 bars turbin så kan trycket på ångan endast reduceras mellan 37 och 21 bar (abs) i turbinen och denna ånga ger därför inte en lika stor ökning i elproduktionen som för en 70 bars turbin. Panneffekten blir något lägre för alternativet med en turbin för 37 bar (abs) eftersom inte lika mycket elektricitet produceras med turbinen. Liksom i fallet med både panna och turbin för 71 bar (abs) så blir netto elproduktion den samma som elproduktionen med turbinen eftersom det inte finns några externa elpannor som förbrukar elenergi. Simuleringar med majdriftfallet För att få en uppfattning om vad resultatet blir då inte lika mycket processånga används och flödet genom turbinen är lägre så görs även simuleringar med majdriftfallet för ett par olika alternativ med ny panna och turbin. Precis som i simuleringarna med novemberdriftfallet antas det att turbinen som helhet har isentropverkningsgraden 85 % både i fallet med en 70 bars turbin och 36 bars turbin. I verkligheten kommer turbinens verkningsgrad bli lägre då ångflödet genom turbinen minskar. Men eftersom turbinens verkningsgradskarekteristik inte är känd i detta läge så går det inte att veta med hur mycket verkningsgraden minskar. Denna minskning försummas därför i simuleringarna vilket gör att det sker en viss överskattning av hur mycket elektricitet som produceras med turbinen vid majdriftfallet. Verkningsgraden för den nya pannan antas precis som i novemberdriftfallet vara 90 %. Då en panna har ett verkningsgradsoptimum vid cirka 80 % av den maximala effekten så kan pannverkningsgraden både vara högre eller lägre vid majdriftfallet jämfört med novemberdriftfallet. Simuleringar med majdriftfallet görs för två olika alternativ med ny panna och turbin. Det ena alternativet är en 70 bars panna med 70 bars turbin medans det andra alternativet är en panna och turbin för 40 bar. I båda fallen har turbinen en 20 bars avtappning. Resultatet av dessa simuleringar redovisas i nedanstående tabell. Tabell 15: Resultat IPSE-simuleringar ny panna, turbin (maj08) Panna, turbin 40 bar avtappning 21 bar (abs) Panna, turbin 70 bar avtappning 21 bar (abs) ÅNGCENTRAL Bränsleeffekt ny panna (gamla ej i drift) 27,1 MW 33,1 MW Fjärrvärme till ångcentralen 1,55 MW 1,73 MW Elproduktion turbin 2,40 MW 3,70 MW Total verkningsgrad turbin och generator 75,4 % 74,8 % Andel ånga genom turbin 100 % 100 % Uttag av processånga (andel av totalt uttag) 35 bar 7,5 % 7,5 % 20 bar 21,8 % 21,8 % 6 bar 70,7 % 70,7 % Elverkningsgrad ångcykel 8,86 % 11,2 % Totalverkningsgrad ångcykel 83,3 % 80,8 % 49

50 Panna, turbin 40 bar avtappning 21 bar (abs) Panna, turbin 70 bar avtappning 21 bar (abs) EXTERNA PANNOR Processångånga 70 bar (andel av totalt ångflöde från ny panna) - 13,2 % Total bränsleeffekt gasolpannor 1,99 MW - Total överförd värme gasolpannor 1,61 MW 1,61 MW (70bars-ånga) Totalverkningsgrad gasolpannor 80,8 % - Eleffekt elpannor hetolja 1,32 MW 1,32 MW (70bars-ånga) ÅNGSYSTEM TOTALT Netto elproduktion 1,08 MW 3,70 MW Totalverkningsgrad 83,8 % 80,8 % Resultatet av simuleringen av majdriftfallet är speciellt intressant då detta driftfall ligger närmare medeldriftförhållanden för panna och turbin än novemberdriftfallet. Följaktligen så ger dessa simuleringar en mera rättvisande blid av hur mycket elektricitet som kommer produceras i medel med turbinen och hur mycket ånga den nya pannan kommer leverera i medel. Bränsleeffekten för den nya pannan ligger ungefär 6,5 MW under den effekt som behövs för novemberdriftfallet. Detta beror på att inte lika mycket processånga behövs i majdriftfallet som i novemberdriftfallet. För alternativet med en panna på 70 bar så blir andelen av ångflödet från pannan som används för 70 bars processånga större än för novemberdriftfallet. Men vid båda driftfallen så ligger flödet omkring 1,38 kg/s och förändringen relativt sett beror på det mindre ångflödet från pannan i majdriftfallet. Då de båda alternativen i tabellen för majdriftfallet jämförs så ser man att elproduktionen för turbinen blir betydligt högre för fallet med en panna och turbin för 71 bar (abs). Elproduktionen ökar med 1,3 MW (från 2,4 till 3,7 MW) då en 70 bars turbin väljs istället för pannan och turbin för 40 bar. Dessa turbineffekter är mera rimliga värden på vad det går att få ut ur en ny turbin i medel. Medeleffekten kanske till och med blir något lägre eftersom turbinens verkningsgrad kommer vara lägre än för novemberdriftfallet. Jämfört med novemberdriftfallet så ger simuleringarna att turbineffekten är 0,7-1 MW lägre för majdriftfallet. Detta beror i huvudsak på att användningen av 6 bars processånga är lägre för majdriftfallet vilket gör att ångflödet genom turbinen blir lägre. Elverkningsgraden för kraftverkscykeln i ångcentralen är högre för fallet med en 70 bars turbin och detta beror på att mer elektricitet produceras med turbinen relativt mängden bränsle som används i den nya pannan. Elverkningsgraden är förstås inte speciellt intressant då den energi som inte kan omvandlas till elektricitet istället kan användas som processånga. Det som däremot är intressant är elproduktionen med turbinen vilken är kopplad till elverkningsgraden eftersom ångflödet genom turbinen inte går att påverka då detta styrs av behovet av processånga. Simuleringarna visar på en något högre totalverkningsgrad för hela ångsystemet då en panna och turbin för trycket 37 bar (abs) används. Men detta resultat är tveksamt då mängden processånga som används internt i ångcentralen är osäkert för simuleringarna med ny panna och turbin. En sak som gör att totalverkningsgraden blir lägre för en 70 bars panna och turbin är att 70 bars kondensatet från ersättningen av Tefacs gasolpanna och elpannorna för hetolja inte återförs till ångcentralen. Men 50

51 detta 70 bars kondensat är egentligen inte helt och hållet en förlust då det istället kan användas internt på de olika fabriksdelarna. Den största skillnaden mellan de båda alternativen för ny pannan och turbin är netto elproduktion för ångsystemet. För fallet med en 70 bars turbin så blir netto elproduktion 3,70 MW mot 1,08 MW för alternativet med en 36 bars turbin. Denna skillnad beror till stor del på att de externa elpannorna har ersatts med 70 bars ånga för fallet med en 70 bars panna. Enbart detta ger en ökning av netto elproduktionen på 1,32 MW. Diskussion En rad olika alternativ för en ombyggnad av ångcentralen med en ny panna och turbin har nu simulerat. Förutom dessa alternativ så finns det fler lösningar och fler möjligheter att variera tryck och temperaturer på ångan. De alternativ som har simulerats är de som har bedömts som mest lovande och trycket och temperaturen på ångan från pannan har valts så att de är realistiska och passar de olika lösningarna. Det viktigaste resultatet av simuleringarna är den netto elproduktionen från ångsystemet. Med ångsystemet menas ångcentralen med externa gasol- och elpannor. Detta resultat används för att visa på skillnader i hur mycket elektricitet som går ut från ångcentralen och då kan användas till andra ändamål i fabriken. Med en högre netto elproduktion från ångcentralen behöver inte lika mycket elenergi köpas in utifrån. I tabellen nedan visas elproduktionen med turbinen och netto elproduktion för ångsystemet. Längst till höger i tabellen jämförs dessa värden för de olika lösningarna med ny panna och turbin. Tabellen gäller för simuleringarna av novemberdriftfallet. Senare i avsnittet jämförs även resultaten från simuleringarna av majdriftfallet. Tabell 16: Netto elproduktion olika alternativ med ny panna och turbin (nov08) Panna Turbin Avtappningar Turbineffekt [MW] Netto el [MW] 70 bar 36, 20 bar 4,77 4,77 +0,06 MW jämfört avtappning 20 bar bar 4,71 4,71 bar - 4,31 4,31-0,40 MW jämfört avtappning 20 bar -1,37 MW jämfört turbin 70 bar, bar 3,34 3,34 avtappning 20 bar bar - 3,15 3,15-0,19 MW jämfört avtappning 20 bar 40 bar 36-6 bar 20 bar 3,09 1,77-1,62; -2,94 MW jämfört panna, turbin 70 bar, avtappning 20 bar - 2,92 1,60-0,17 MW jämfört avtappning 20 bar Den mest avancerade lösningen som har simulerats är alternativet med en panna och turbin för 71 bar (abs) där turbinen både har en 36 och 20 bars avtappning. Detta alternativ ger den högsta turbineffekten och den högsta netto elproduktionen. Men det man vinner i elproduktionen på att ha en 36 bars avtappning på turbinen är endast 0,06 MW. Detta gör att det är ytterst tveksamt om det är lönsamt att ha denna avtappning. En andra avtappning leder till en dyrare turbin och då ökningen i elproduktion är liten så bedöms den extra investeringen för att ha en 36 bars avtappning förmodligen inte som tillräckligt lönsam. För en 70 bars turbin framstår alternativet med endast en 20 bars avtappning som det mest rimliga alternativet. I fall valet görs att inte ha någon avtappning alls på turbinen så minskar elproduktionen med hela 0,40 MW jämfört alternativet med en 20 bars avtappning. För samtliga alternativ med en 70 bars panna, även de där man reducerar trycket på ångan innan användning i turbinen så är turbineffekten och den netto elproduktionen densamma. 51

52 Detta beror på att det för dessa alternativ inte finns några externa elpannor som förbrukar elektricitet och att ångcentralens egen elpanna inte är igång i driftfall som används. För alternativet med en 70 bars panna där trycket på ångan reduceras till 37 bar (abs) innan användning i turbinen så minskar elproduktionen ganska rejält jämfört med lösningen att även ha en turbin för 71 bar (abs). Då man jämför de båda turbinalternativen med en 20 bars avtappning på turbinen i båda fallen så visar det sig att elproduktionen minskar med hela 1,37 MW för fallet med en 36 bars turbin. Om man väljer att inte ha någon avtappning alls på 36 bars turbinen så minskar elproduktionen med ytterligare 0,19 MW. Denna minskning är förståss inte lika stor som för fallet att inte ha någon avtappning på en 70 bars turbin. Då istället en panna väljs för 41 bar (abs) och turbinen fortfarande har ett normalt inloppstryck på 37 bar (abs) så blir minskningen i turbinens elproduktion 1,62 MW jämfört fallet med både panna och turbin för 71 bar (abs). Även denna jämförelse görs för alternativet att turbinen har en 20 bars avtappning i båda fallen. Då man gör samma jämförelse men med netto elproduktion istället så blir minskningen så stor som 2,94 MW. Att minskningen i netto elproduktion blir större än minskningen i turbineffekt beror på att elpannorna för hetolja fortfarande finns kvar i fallet med en panna för 41 bar (abs). Då en jämförelse görs mellan att inte ha någon avtappning alls och att ha en 20 bars avtappning i fallet med 40 bars panna så blir resultatet att elproduktionen blir 0,17 MW mindre för alternativet utan avtappning. Denna minskning är inte speciellt stor och det går därför att överväga att inte ha någon avtappning över huvud taget ifall en panna för trycket 41 bar (abs) väljs. Minskningen i netto elproduktion för att ta bort 20 bars avtappningen blir den samma som minskningen i turbineffekten eftersom det inte blir någon skillnad i hur mycket elektricitet som används internt i ångsystemet. Som slutsats kan sägas att stora minskningar i mängden elenergi som köps in utifrån kan göras då lösningen med både panna och turbin för 71 bar (abs) väljs istället för alternativet med en 40 bars panna. Simuleringarna som bygger på statistik för maj 2008 ger egentligen de mest rättvisande värdena för hur stor elproduktionen blir i medel under året. Därför görs även jämförelser av turbineffekt och netto elproduktion för majdriftfallet. De två alternativ med ny panna och turbin som jämförs är att pannan och turbinen är konstruerade för trycket 71 respektive 41 bar (abs) där det för båda alternativen finns en 20 bars avtappning på turbinen. Detta anses vara de två huvudalternativen som är viktigast att göra jämförelser för. I tabellen nedan jämförs utfallet av majdriftfallet och novemberdriftfallet för de båda lösningarna. Tabell 17: Jämförelse netto elproduktion ny panna och turbin (maj08/nov08) Panna, turbin 70 bar avtappning 20 bar Panna, turbin 40 bar avtappning 20 bar November 08 Maj 08 Skillnad Turbineffekt [MW] Netto el [MW] Turbineffekt [MW] Netto el [MW] maj/nov 4,71 4,71 3,70 3,70 3,09 1,77 2,40 (-1,30) 1,08 (-2,62) -1,01 MW -0,69 MW Längst till höger i tabellen visas skillnaden i turbineffekt och netto elproduktion mellan majdriftfallet och novemberdriftfallet för respektive alternativ med ny panna och turbin. För båda alternativen gäller att denna skillnad blir lika stor för både turbineffekten och netto elproduktion. För alternativet med en 40 bars panna beror detta på att de externa elpannornas elförbrukning är densamma i båda 52

53 driftfallen. För lösningen med en 70 bars pannan så finns det inga elpannor för hetolja och det blir därför ingen skillnad i detta fall heller. Vid simuleringen av majdriftfallet för alternativet med en 70 bars panna så ligger turbineffekt och netto elproduktion på 3,70 MW. Detta innebär en minskning av elproduktionen med 1,01 MW jämfört med novemberdriftfallet. För alternativet med en 40 bars panna blir skillnaden i elproduktion mellan majdriftfallet och novemberdriftfallet 0,69 MW. För båda alternativen är minskningen av elproduktionen ganska rejäl för majdriftfallet. Värdena som står inom parantes i tabellen är jämförelser av turbineffekt och elproduktion mellan de båda alternativen för en ny panna och turbin vid simuleringen av majdriftfallet. För fallet med en 40 bars panna så blir elproduktionen 1,30 MW lägre än för alternativet med en panna för 71 bar (abs). Motsvarande minskning av netto elproduktion är 2,62 MW. Dessa skillnader i elproduktion är något mindre än för novemberdriftfallet. För novemberdriftfallet blir skillnaden i turbineffekt och netto elproduktion 1,74 MW respektive 3,09 MW. Då majdriftfallet bäst motsvarar medeldriftförhållanden för ångsystemet så är jämförelserna för detta driftfall de mest rättvisande. Alltså överskattas skillnaderna i elproduktion något i jämförelserna med novemberdriftfallet. Bedömning av olika alternativ Förutom skillnaderna i elproduktionen så finns det andra för- och nackdelar med de olika alternativen. Den största skillnaden är att för alternativen med en 37 bars turbin så kan ånga från de gamla pannorna användas helt problemfritt. Detta innefattar alternativet med en panna för 71 bar (abs) där trycket på ångan stryps ned innan användning i turbinen samt lösningen med en 40 bars panna. Nackdelen är den stora minskningen av elproduktionen jämfört lösningen med både panna och turbin för trycket 71 bar (abs). Detta måste vägas emot det bortfall i elproduktionen som fås för fallet med en 70 bars turbin då den nya pannan av någon anledning står still under en längre period och ånga från de gamla pannorna måste användas i turbinen istället. Det går faktiskt att använda 36 bars ånga i en 70 bars turbin men massflödet ånga blir betydligt lägre vilket leder till en stor minskning i elproduktionen. Det lutar trots allt mot att den större elproduktionen vid normal drift för en 70 bars turbin överväger risken att få ett bortfall i elproduktionen vid ett längre driftstopp för den nya pannan. Frågan är då vad skillnaden blir i priset för en turbin konstruerad för inloppstrycket 71 bar (abs) och temperaturen 500 C och en turbin för 37 bar (abs) och 400 C. Det kan mycket väl vara så att det inte är någon större skillnad i priset och då är en 70 bars turbin att föredra. Men för de olika alternativen det finns fler skillnader i investeringskostnader än priset på turbinen. Till exempel så måste man veta vad skillnaden blir i priset på den nya pannan då en 70 bars panna väljs istället för en panna med det maximala trycket 41 bar (abs). I alternativen med en ny panna för 71 bar (abs) så tillkommer kostnader för ersättningen av de externa pannorna med 70 bars ånga. 70 bars ångledningar samt kondensatledningar måste dras från ångcentralen till de olika fabriksdelarna. Dessutom så kan 70 bars ånga inte ersätta de gamla systemen direkt utan i viss mån krävs ändringar även här. Till exempel så värmer de externa elpannorna hetolja som i sin tur dels används direkt för att överföra värme till processen i värmeväxlare och dels används för att generera ånga. 70 bars ånga kan inte användas i samma värmeväxlare som hetoljan och därför krävs en ombyggnad. Däremot så kan 70 bars ånga användas direkt istället för den ånga som har generats med hetolja. Kostnaderna för att ersätta de externa pannorna med 70 bars ånga måste vägas mot den besparing i elförbrukning och gasolförbrukning som bli resultatet. Eftersom de externa elpannorna förbrukar så pass mycket elektricitet som de gör, i medel 1,32 MW så är det inte helt otroligt att det skulle bedömas som lönsamt att gå upp i trycket 71 bar (abs) för den nya pannan och ersätta de externa pannorna med 70 bars ånga. 53

54 Förutom de övergripande alternativen med olika tryck för den nya pannan och turbinen så finns det olika lösningar med turbinavtappningar. Ju fler avtappningar turbinen har desto högre blir dess pris och därför måste varje extra avtappning kunna motiveras med en ökad elproduktion. Som det har visats innan blir det svårt att motivera att ha en 36 bars avtappning på en 70 bars turbin då detta endast leder till en liten ökning i elproduktionen. Däremot är det ganska säkert att en 20 bars avtappning är lönsamt för alternativet med en 70 bars turbin. Vid simuleringarna av novemberdriftfallet med en 70 bars turbin så blir minskningen i elproduktion 0,40 MW för att inte ha någon 20 bars avtappning. I simuleringarna med en 37 bars turbin så blir motsvarande minskning inte alls så stor och det är därför mera tveksamt om det kommer bedömas som lönsamt att ha en 20 bars avtappning för detta alternativ. För alternativet med en 70 bars panna och en turbin för 37 bar (abs) så blir minskningen i elproduktionen 0,19 MW medans den för fallet med en 40 bars panna blir 0,17 MW. Man skulle kunna tänka sig andra tryck och temperaturer för pannan och turbinen än de som har använts i simuleringarna. Bland annat så skulle en ny panna kunna väljas med ett ännu högre tryck än 71 bar (abs). På detta sätt skulle elproduktionen bli ännu större, fast frågan är hur stor prisökningen skulle bli på panna och turbin. Även temperaturen på ångan från den nya pannan skulle kunna höjas över 500 C. Men vid biobränsleeldning är det problematiskt att gå mycket över denna ångtemperatur eftersom korrosion uppstår då tuberna i värmeväxlardelarna blir för varma. Detta problem kan lösas genom att välja austenitiska material i pannans slutöverhettare men frågan är om inte detta blir för dyrt för en så pass liten panna. Det kan till och med tänkas att en något lägre ångtemperatur kan behöva väljas än 500 C. Temperaturen på ångan från pannan skulle i så fall ligga någonstans i intervallet C. Men detta är ingen stor skillnad och ger bara en liten påverkan på resultatet av simuleringarna. (3) För alternativet med en 40 bars panna skulle det vara möjligt att ha en högre temperatur än 400 C på ångan från den nya pannan. På så sätt skulle elproduktionen med turbinen kunna öka något samtidigt som turbinens isentropverkningsgrad kan höjas utan att temperaturen på utloppsångan blir för låg. En frågeställning är då om isentropverkningsgraden rimligtvis kan bli så mycket högre än 85 %. Om det skulle gå att öka verkningsgraden så skulle temperaturen i turbinens utlopp bli lägre än 210 C då turbinen körs med ånga från de gamla pannorna. Detta för att de gamla pannorna endast kan leverera ånga med temperaturen 400 C. Frågan är då om denna temperatursänkning på 6 bars ångan kan accepteras eller om den är för stor. I fallet med en panna som genererar ånga av trycket 71 bar (abs) men där turbinen är konstruerad för 37 bar (abs) så skulle temperaturen på ångan från den nya pannan kunna sänkas. Istället för 500 C så skulle temperaturen 450 C kunna användas för den nya pannan. Efter trycksänkning till 37 bar (abs) i strypventilen så skulle temperaturen på ångan in i turbinen hamna på cirka 430 C. På detta sätt behöver inte pannan generera ånga som är onödigt varm jämfört med de temperaturer som behövs för processångan. En annan fördel är att temperaturen på ångan in i turbinen blir mer lika för den nya och de gamla pannorna. På så sätt kommer det att fungera bättre att köra den nya turbinen med ånga från de gamla pannorna. Det kan även vara så att priset på pannan och turbinen blir lägre då dessa inte behöver klara en lika hög temperatur så att enklare och billigare material kan väljas. Nackdelen med att sänka temperaturen på ångan är att det blir en minskning i elproduktionen, omkring 0,15 MW. 54

55 En annan förändring som skulle kunna göras är att sänka mottrycket på turbinen. Detta skulle leda till en större elproduktion, men om mottrycket sänks så att det till exempel blir 4 bar (abs) så måste det finnas användningsområden för processångan med detta lägre tryck. Det kan möjligtvis vara så att många av de processer som idag försörjs med 6 bars ånga skulle kunna klara sig med ånga av trycket 3 bar. I fall det bara finns ett fåtal processer som verkligen behöver ånga med så hög förångningstemperatur som 6 bars ångan har så kan dessa istället gå över till att använda 20 bars ånga. Om detta är fallet så överväger det sänkta mottrycket minskningen i flöde genom de senare delarna av turbinen vilket gör att elproduktionen blir högre. För processångan är det främst förångningstemperaturen som har betydelse eftersom detta är den lägsta temperaturen för vilken värmeöverföringen sker till processen då ångan kondenseras. Processångan som används på AAK Karlshamn är ganska mycket överhettad och en frågeställning är om denna stora överhettning verkligen behövs eller om det skulle gå att klara sig med ånga av en lägre temperatur. Om temperaturen på ångan från pannan minskas i fallet med en panna och turbin för trycket 71 bar (abs) så skulle 6 bars ångans temperatur bli lägre än 210 C. Om en stor minskning av denna temperatur är acceptabel så skulle temperaturen på ångan från pannan kunna minskas till 450 C även för detta alternativ med ny panna och turbin. Men en nackdel med detta är en lägre elproduktion med turbinen. Det kan förståss bli nödvändigt att sänka temperaturen på ångan från pannan till C och då borde det vara så att den lilla sänkning av temperaturen på 6 bars ångan som detta resulterar i kan accepteras. För en ny panna på 71 bar (abs) så skulle det kunna vara tänkbart att ha en matarvattentank med trycket 7 bar (abs) vilket skulle leda till en matarvattentemperatur på 165 C. Detta skulle vara mera optimalt för en kraftverkcykel med detta högre tryck. Om matarvattentanken har trycket 6 bar så behöver inte trycket på kondensatet från 6 bars ångan reduceras innan det återförs till ångcentralen. Men då de gamla pannorna finns kvar så är det inte oproblematiskt att höja temperaturen på matarvattnet då de inte är anpassade för detta. Förmodligen får man acceptera dagens matarvattentemperatur på 127 C även för matarvattnet till den nya pannan. Annars skulle det behövas två olika matarvattentankar vilket skulle bli allt för komplicerat. En annan idé är att man i framtiden skulle kunna skaffa en andra turbin om det skulle visa sig att stora mängder fjärrvärme skulle behöva levereras på vintern. Denna skulle då kunna drivas med ånga från de gamla pannorna och ha ett lågt mottryck anpassat för att utloppsångan ska användas för att producera fjärrvärme. Men om detta är lönsamt beror helt på hur mycket fjärrvärme som i framtiden kommer levereras vilket är högst osäkert. En andra turbin får därför övervägas i ett senare skede då man vet mer om hur mycket fjärrvärme man ska producera. 55

56 Ny ångpanna Inledning Det finns många olika typer av biobränslen som kan eldas i en ångpanna. Bland dessa finns träbränslen så som bark sågspån, träflis och träpellets. Dessutom kan växtdelar och biologiska restprodukter från industrier användas. Det finns även exempel på bränslen som endast till viss del innehåller biologiskt material så som hushållsavfall. Biobränslena var bland de tidigaste energikällorna att användas av människan. Men kring sekelskiftet mellan 1800-talet och 1900-talet så minskade användningen av dessa. Istället så började fossila energikällor att användas i större utsträckning. Anledningen till detta var att de fossila bränslena hade blivit tillgängliga i större mängder. Bränslen så som kol, olja och gas var lättare att transportera och höll en mera jämn kvalitet. Trots detta har det alltid funnits användningsområden där trä och andra biobränslet har varit att föredra. Eftersom användandet av förnyelsebara bränslen varit begränsat så har inte utvecklingen av pannor och förbränningsutrustning anpassat för dessa bränslen gått lika snabbt som för de fossila bränslena. På senare år har utvecklingstakten ökat på grund av flera faktorer så som att kostnaden för att elda fossila bränslen ökat och att tekniken för att använda biprodukter från industrin har förbättrats. Dessutom så har många industrier pannanläggningar som både genererar elektricitet och processånga. (4) Samproduktion av el och processånga De flesta behoven av uppvärmning inom industriprocesser kan tillfredställas med mättad ånga vid ett övertryck lägre än 10,3 bar. Att både generera elektricitet och processånga har fördelen att totalverkningsgraden blir väldigt hög då den energi som inte omvandlas till elektricitet används i processångan. I en pannanläggning för samproduktion av el och processånga så går överhettad ånga med ett ganska högt tryck genom en ångturbin där en omvandling sker till rörelseenergi och sedan till elektricitet i en generator. Ångan ut från turbinen används sedan för uppvärmning i industriprocesser. Tillvaratagandet av energin i ångan från pannan blir nära 100 % så det som avgör anläggningens totalverkningsgrad är i första hand pannans verkningsgrad. Förutom att verkningsgraden är hög så finns det speciellt för pappers- och massaindustrin en annan anledning att använda denna typ av pannanläggning. Denna är att dessa industrier ofta befinner sig långt från övriga samhället så att elförsörjningen inte är speciellt pålitlig och fossila bränslen måste transporteras långa sträckor. I stället så har dessa industrier nära till skogarna där träråvaran kommer ifrån. Detta gör att biobränsleeldade pannanläggningar för samproduktion av el och processånga kan motiveras. (4) Biobränsleeldade kraftverk Förändrade ekonomiska villkor och miljöregler har gjort det mera fördelaktigt med biobränsleeldade kraftverk trots att dessa har höga investeringskostnader. Faktorer som har gjort det lönsamt att bygga sådana anläggningar är att priset på fossila bränslen ibland är väldigt högt och att prisutvecklingen är oförutsägbar. Dessutom bidrar de relativt låga kostnaderna för skogsavfall och andra biobränslen och de höga kostnaderna för att transportera och deponera sådana avfall. I vissa fall har byggandet av biobränsleeldade kraftverk kunnat motiveras med de höga kostnaderna för 56

57 rökgasreningsutrustning. De flesta typerna av träbränslen och träavfall ger lägre halter av kväveoxider och svaveldioxid i rökgaserna än vid förbränning av fossila bränslen. Utsläppen från hanteringen av växtavfall kan också minska om detta förbränns på ett kontrollerat sätt i en panna istället för i fria luften. (4) Panntekniker Det finns ett flertal olika tekniker för att elda trä och andra biobränslen. Några av de vanligaste tas upp i detta avsnitt. Panna med cell för biobränsleeldning Denna typ av panna kallas för Dutch oven. Träbränslet som eldas släpps ner genom taket på en cell där det sedan brinner i en hög på golvet. Cellen finns i anslutning till en vanlig panna som kan ha brännare över eldstaden. Fördelen med denna typ av panna är att bränsle med hög fukthalt kan eldas. Men den har på många sätt sämre egenskaper än vad moderna pannor har. Den fungerar bäst vid jämn drift eftersom den svarar långsamt på laständringar. Egenskaperna för det bränsle som eldas bör inte ha stora variationer. Om bränslet är för torrt så kan väggarna i cellen skadas av för snabb upphettning. Om bränslet fukthalt ökar mycket så kan för snabb nedkylning ske istället vilket också kan leda till skador. (4) Pinnhålsroster Pinnhålsrostern är en vattenkyld roster som består av gjutjärnsblock. Gjutjärnsblocken är ihopbundna med de vattenfyllda tuberna på pannans botten. För att tillföra luft till förbränningen används lufthål i blocken som rostern består av. Detta innebär att luften till eldstaden kommer in underifrån. Transporten av bränsle inne i pannan till rostern kan antingen ske mekaniskt eller med luftutblåsning av bränslet. Båda dessa alternativ gör att finare partiklar aldrig ramlar ner på rostern utan istället förbränns svävande i pannan. De tyngre partiklarna kommer däremot falla ned och förbrännas på rostern. Fördelarna med pinnhålsrostern är att biobränslet som eldas kan ha upp till 55 % fukthalt och att underhållsbehovet för pannan är lågt. Nackdelarna är att manuell utrakning av aska krävs och att regelbundna stopp därför måste göras av pannans drift. Det har gjorts försök att utveckla maskiner för att automatisera utrakningen. Då dessa maskiner har visat sig opålitliga finns det i dagsläget inget alternativ till manuell utrakning. (4) Rörlig roster Den rörliga rostern utvecklades för att vara ett bättre alternativ till pinnhålsrostern. Till skillnad mot pinnhålsrostern så kan askan på en rörlig roster avlägsnas kontinuerligt. Den rörliga rostern är ett långsamt gående rullband där eldstaden utgörs av stålstänger sammansatta med kjedjor. Som i en pinnhålsroster så tillförs luft underifrån genom de hål som finns i stålstängerna. Fördelarna med den rörliga rostern är att den ger ett snabbt svar på laständringar och att bortförseln av aska sker kontinurligt. Den kontinuerliga avlägsningen av aska gör att pannan kan vara i drift hela tiden eftersom inga stopp behövs för askborttagning. En nackdel är att det finns liten möjlighet att kyla eldstaden då förvärmd luft används och biomassan som eldas ger små askmängder. En annan nackdel är att det i den rörliga rostern finns många delar utsatta för hettan från förbränningen. Detta gör att underhållskostnaderna blir höga. (4) 57

58 Skakroster Skakrostern består av gjutjärnstänger fastsatta på en ram som vibrerar. Det finns två olika typer av skakroster som skiljer sig åt på så sätt att den ena är luftkyld och den andra är vattenkyld. När den vattenkylda varianten används så kan luften som kommer underifrån förvärmas till en hög temperatur eftersom vattnet ger bra kylning. Den vattenkylda skakrostern karakteriseras även av att mycket luft tillförs ovanför eldstaden och att bränslebädden på rostern är tunn. För en luftkyld roster så måste luften underifrån eldstaden ha en lägre temperatur än för en vattenkyld dito. En annan skillnad är att rosterytan för en luftkyld roster kan vara helt horisontell vilket inte fungerar då vattenkylning används. En fördel med skakrostern är att den har få rörliga delar vilket gör att underhållskostnaderna blir låga. Dessutom gör skakningarna att utspridningen av bränsle underlättas. Skakrostertekniken har ett brett användningsområde. Till exempel så kan bränslen med varierande fukthalt eldas i pannan. (4) Torkning och malning före eldning i brännare Ett sätt at elda biobränslen är att torka biomassan med värmen från de varma rökgaserna och sedan mala bränslet för eldning i brännare. Det första steget i denna process är att blanda biomassan med de varma rökgaserna från pannan. Sedan pulveriseras det torkade bränslet i en kvarn. Till sist återförs blandningen av bränsle och rökgaser till pannan genom förbränning i en pulverbrännare. Denna teknik används för mald torv i de nordiska länderna. Då torv eldas så sker endast en liten reducering av partikelstorleken i malningssteget. I pannor för biobränslen finns det få användningsområden för andra tekniker där pulverisering ingår. Dessutom så kräver dessa pulveriseringstekniker mycket underhåll och energiförbrukningen för pulveriseringen blir hög. (4) Fluidiserad bädd Att använda fluidiserad bädd vid eldning av biobränslen har visat sig ha många fördelaktiga egenskaper för ett flertal applikationer. Många olika typer av biobränslen kan användas i dessa pannor med gott resultat. Den fluidiserade bädden i pannans eldstad består endast till 2-3 % av bränsle. Resten utgörs av sand som inte påverkas av förbränningen. Sanden innehåller stora mängder värme vilket dämpar bränslevariationernas påverkan på ångproduktionen. Sanden kan alltså ta upp eller avge värme då förbränningstemperaturen varierar. Då fluidiserad bädd används är temperaturen i eldstaden lägre än för en roster. Den fluidiserade bädden har normalt sett en temperatur mellan 760 C och 871 C. Den låga temperaturen gör att mängderna kväveoxid i rökgaserna blir små. Detta innebär att problemet med rening av rökgaserna inte blir så stort. Att inte lika stora mängder kväveoxid bildas som vid andra typer av förbränning gör tekniken med fluidiserande bädd lämplig för ved och andra biobränslen som innehåller mycket kväve. Normalt sett är svaveldioxid i rökgaserna inget stort problem vid biobränsleeldning. Men för vissa bränslen så som byggavfall och slam från pappersmassabruk så kan svavelrening behövas. För en fluidiserad bädd sker svavelrening genom att tillsätta kalksten i bädden. Det finns olika typer av fluidiserad bädd. En av dessa är den bubblande fluidiserade bädden där luft underifrån får bädden att uppträda som en fluid som svävar och blandas runt precis ovanför eldstaden. Den bubblande bädden väljs i regel då bränslet har ett lågt värmevärde. Den andra tekniken är cirkulerande fluidiserade bädd. I en cirkulerande bädd så håller sig inte bädden av sand och bränsle enbart ovanför eldstaden utan en del av materialet cirkulerar runt i pannan. En del av sanden följer då med rökgaserna fram till dess att det finns en återföringskanal som sanden faller ner i. Den cirkulerande fluidiserade bädden används då värmevärdet för bränslet är högt. (4) 58

59 Bränslen Trä och de flesta andra biobränslen består i huvudsak av cellulosa och vatten. Den höga andelen fukt i bränslet har stor betydelse eftersom vattnet fungerar som en värmesänka vid förbränningen. Att det går åt energi till att förånga vattnet gör att förbränningstemperatur minskar. För många biobränslen är det därför svårt att åstadkomma en effektiv förbränning. Då cellulosa förbränns så frigörs dels kemiskt bunden energi och dels så tillförs syre till förbränningen som varit bunden i cellulosamolekylen. Detta gör att inte lika mycket luft krävs för att tillgodose förbränningen med syre. Då en mindre mängd förbränningsluft används så kommer kvävehalten i rökgaserna minska. De flesta biobränslen som kommer direkt från naturen innehåller en liten mängd aska. Däremot så innehåller vissa restprodukter stora mängder aska. För vissa typer av slam kan askhalten vara så hög som 50 %. (4) Att elda träbränslen och andra biobränslen För biobränsleeldade pannor finns det ett antal generella riktlinjer som framkommit av erfarenhet: (4) Stabil förbränning kan upprätthållas i de flesta pannorna vid eldning av bränsle med en fukthalt upp till 65 %. Förvärmning av förbränningsluften minskar den tid som krävs för att torka bränslet och få det att antända. Detta är viktigt vid eldning på roster med spridning av bränslet ovanifrån. Typiskt sett är det dimensionerande värdet på förbränningsluftens temperatur direkt proportionellt till bränslets fukthalt. I trä och andra biobränslen är det en stor andel av det brännbara materialet som består av flyktiga ämnen. En stor del av förbränningsluften behöver därför tillföras ovanför eldstaden. Problem med flygaska vid eldning av dessa bränslen gör att hastigheten med vilken förbränningsgaserna strömmar genom pannan måste hållas nere genom att välja en större pannstorlek. Detta minskar insugningen av askan. Den uppåtgående gashastigheten i pannan måste begränsas till 6,1 m/s vilket resulterar i att uppehållstiden för större partiklar blir omkring 3 sekunder. Ett riktvärde vid dimensioneringen av en eldstad bestående av en roster är att värmetillförseln ska vara 3,15 MW per kvadratmeter rosteryta. Värmen som frigörs bör vara 176 kw per kubikmeter pannvolym. Kombinationer av biobränslen och fossila bränslen En rörlig roster som fungerar som ett transportband kan användas för att elda både biobränsle och kol. Biomassan införs med ett separat transportsystem eller så blåses den ut i en stråle under inmatningen av kol. Det går även att ha ett gemensamt system för inmatning av både biobränsle och kol. En annan variant är att eldning av träbränslen på roster kombineras med en brännare för pulveriserat kol, olja eller naturgas. När biobränsle eldas med stora mängder kol som är mald eller i bitar så är askmängderna från kolen större än den ifrån biobränslet. Därför är det koleldningen som kommer avgöra hur mycket slaggning och nedsmutsning pannan ska dimensioneras för. Askan som bildas på konvektionsdelen av panna då biobränsle eldas ihop med tjockolja innehållande mycket svavel och vanadin och kan vara svår att ta bort. När den väl har avlägsnats så kan den ha en avnötande effekt på pannan. Därför är låga 59

60 rökgastemperaturer och låga rökgashastigheter att föredra då dessa bränslen eldas. Detta gäller oavsett vilka föroreningar som finns i tjockoljan och biobränslet eftersom rökgashastighet och rökgastemperatur kan variera kraftigt inom det normala området för pannans driftförhållanden. (4) Komponenter i ångpannan Roster Rostereldning är en teknik som kan användas vid eldning av träbränslen och andra biobränslen. Rostern är placerad på pannans golv och på dess yta förbränns alla större partiklar medans mindre partiklar förbränns svävande i luften. Det finns ett flertal ställningstaganden som måste göras vid val av roster. En av dessa är om den typ av roster som ska väljas ska vara rörlig eller stillastående. De typer av rostrar som har rörliga delar har fördelen att askborttagningen sker hela tiden helt automatiskt. Då en stillastående roster används måste pannan stannas med jämna mellanrum för manuell utrakning. En roster består av någon typ av block eller stänger som eldningen sker på. Dessa kan bestå av gjutjärn eller legeringar för gjutning. (4) Bränslespridare Det finns två olika tekniker för att sprida ut bränslet så att det delvis förbränns i luften och delvis brinner på rosterns yta. Dessa är mekanisk bränslespridare och utblåsning av bränslet i en stråle. Båda teknikerna är till för att fördela bränslet så jämt som möjligt i pannan. Den mekaniska bränslespridaren fördelar bränslet med ett roterande paddelhjul. Hjulets rotationshastighet anpassas till det bränsle som eldas. I en del anläggningar regleras hjulets hastighet kontinuerligt för att säkerställa god utspridning av bränslet. Den andra tekniken går ut på att använda tryckluft för att blåsa ut bränslet i en stråle. För att variera trycket i utblåsaren så används en roterande dämpare. Trycket på den tillförda luften kan i sin tur varieras av pannans operatör beroende på vilket bränsle som eldas. Banan som bränslestrålen följer i pannan varieras med en ramp i nederkant av utblåsaren. (4) Brännare Brännare kan användas för att elda biobränslen då biomassan malts eller pulveriserats. Förutom pannor där all biomassa eldas i brännare finns det exempel där brännare endast används för en del av biobränslet. De brännare som används för biobränslen har i stort sett samma konstruktion som en brännare för pulveriserat kol. Exempel på biobränslen som kan användas i en brännare är slipspån, sågspån med en fukthalt lägre än 35 % och den finare andelen av materialet från en bränsletork. Vid biobränsleeldning i brännare behövs det en stabil pilotflamma för att se till att huvudflamman inte slocknar. Om det inte fanns någon pilotflamma så skulle huvudflamman kunna slockna helt när förändringar sker i bränslets flöde och egenskaper. (4) Eldstad Eldstadens är den volym i pannan där förbränningen av bränslet sker. Förbränningen i eldstaden ska vara så fullständig som möjligt så att inte oförbrända partiklar följer med rökgaserna och förbränns i de efterföljande delarna av pannan. Eldstadens väggar består av vattenfyllda tuber som utgör pannans förångare. Anledningen till detta är dels att hålla nere temperaturen på pannans väggar då det kokande vattnet i tuberna fungerar som kylning. Den andra funktionen vattentuberna har är att absorbera värme från rökgaserna. Detta för att rökgasernas temperatur ska bli tillräckligt låg så att inte flygaska orsaka beläggning på konvektionsdelen av överhettaren. Förutom att eldstaden måste dimensioneras enligt dessa kriterier så måste pannans och rosterns storlek stämma överens. En 60

61 annan sak som måste tas hänsyn till är att avstånden mellan pannväggarna måste vara tillräckligt stort för att inte flamman ska nå ända från brännaren till pannväggen på andra sidan. I moderna pannor är väggarna av membrantyp där förångarens vattenrör är en del av själva väggen. I äldre pannor består väggarna av tegel där vattenrören sitter på insidan. Men denna typ av panna kräver betydligt mera underhåll än den moderna varianten med membranväggar. (4) Överhettare Det finns för en biobränsleeldad panna ett flertal faktorer som försvårar dimensioneringen av överhettaren. Exempel på sådana faktorer är den temperatur ångan överhettas till och den spännvid som behövs i ånggenereringen. Avstånden mellan tuberna väljs så att slaggning och erosion blir så liten som möjligt. Hela spektret av driftförhållanden måste tas hänsyn till vid dimensionering av överhettaren. Då pannan eldas med träbränsle blir detta extra komplicerat eftersom fukthalt och kvalitet för det eldade bränslet kan variera mycket. Detta gör att förhållandet mellan rökgasflöde och ånggenerering varierar. I fall pannan kan eldas med ytterligare bränslen så som kol, olja och gas så blir det ändå fler driftförhållanden att ta hänsyn till. Även beståndsdelarna i askan måste tas hänsyn till vid konstruktionen av överhettaren. Exempelvis så kan speciella legeringar behöva användas då trä som har legat i saltvatten eldas. Detta träbränsle innehåller höga halter klorföreningar vilket kan orsaka korrosion på överhettartuberna i högtemperaturzonen då sämre material används. (4) Förångare I träeldade pannor krävs det normalt sett att förångartuberna täcker en stor yta i pannan. Detta för att rökgasflödet är stort i förhållande till ångflödet och för att ångans tryck och temperatur ut från pannan är låga. Eftersom flamtemperaturen är låg jämfört med olja och gas så blir mängden värme som tas upp i pannan liten jämfört med dessa bränslen. På grund av detta så utgörs en stor andel av värmeväxlarytan i en träeldad panna av förångartuber. Ibland används vattenfyllda skärmar framför överhettaren för att skydda den från eldstadens strålning och minska temperaturen på de rökgaser som passerar överhettaren. På så sätt fås en ökning av värmeväxlarytan i pannan. Det är normalt sett väldigt viktigt att förångardelarna av pannan har en stor yta. Detta går att lösa genom att ha knippen av förångarrör efter överhettaren förutom att pannans väggar utgör en del av förångaren. Detta kan arrangeras så att rökgaserna antingen passerar vinkelrätt eller längs med knippet med förångarrör. Vid eldning av träbränslen måste pannan konstrueras så att rökgashastigheten blir låg genom överhettaren och knippet med förångartuber. Dels så bildas flygaska under förbränningen och dels så innehåller träbränslen ofta sand och andra mineraler. Detta gör att rökgashastigheten genom de nämnda delarna av pannan typiskt är 18,3 m/s eller lägre. (4) Economizer I de flesta fall behövs en economizer för att temperaturen på rökgaserna som lämnar pannan ska bli tillräckligt låg. För att åstadkomma detta så placeras economizern mellan knippet med förångartuber och luftförvärmaren. Dimensioneringen av economizern görs så att rökgastemperaturen ut blir rätt för den efterföljande luftförvärmaren. Men det finns ett fall för vilket komponenternas ordning ändras så att luftförvärmaren kommer före economizern. Detta fall är då rökgaserna ut från pannan används i en bränsletork. För att kunna användas till torkning av bränslet får inte temperaturen på dessa rökgaser bli för låg. Då bränsletorken används leds en del av rökgasflödet förbi economizern för att temperaturen ska bli tillräckligt hög. Då bränsletorken är tagen ur drift går hela rökgasflödet genom economizern för att utnyttja så mycket värme som möjligt från rökgaserna. Därmed blir pannverkningsgraden hög även vid detta driftfall. Om pannan inte hade haft någon reglermetod för 61

62 economizern så skulle temperaturen på rökgasrena ut från skorstenen bli högre när bränsletorken är tagen ur drift och därmed skulle mer värme gå förlorad genom skorstenen. Den enda konstruktionsregeln som finns för economizern på träbränsleeldade pannor är begränsningen på rökgashastigheten. I princip alla fall där trä eldas så består economizern enbart av en tubvärmeväxlare. (4) Luftförvärmare Förvärmning av förbränningsluften används för alla träbränslen utom de allra torraste. Förvärmaren är en värmeväxlare där värmen från rökgaserna användas till att höja temperaturen på förbränningsluften in i pannan. Vanligtvis används en tubvärmeväxlare som förvärmare vid eldning av träbränslen. I stället för en vanlig värmeväxlare kan den regenerativa typen av förvärmare användas för vilken ett roterande värmelagringsmaterial överför värme mellan rökgaserna och förbränningsluften. Men då rökgaserna vid träeldning innehåller flygaska, sand och oförbrända partiklar så vill man inte ha in detta i luften till förbränningen och därför är tubvärmeväxlaren bättre eftersom den har mindre läckage. Vanligtvis så låter man rökgaserna strömma i värmeväxlarens tuber medans man har förbränningsluften inne i skalet utanför tuberna. För rökgaserna används två pass i värmeväxlaren eftersom detta blir bäst ekonomiskt. Att rökgashastigheten är låg och att rökgasströmmen byter riktning med 180 gör att det i förvärmaren sker en sönderdelning av större partiklar av sand och oförbänt bränsle. Då en förvärmare bestående av en tvåpass tubvärmeväxlare används fungerar denna som en uppsamlare av partiklar. Men dess effektivitet som partikeluppsamlare är inte särkilt hög, endast cirka 50 % av partiklarna i rökgaserna samlas upp. En tumregel är att använda tuber med diametern 2,5 tum (63,5 mm) i förvärmaren. Men i fall det inte finns plats för så stora tuber så kan 2 tum (50,8 mm) användas i stället. För applikationer där partiklar i rökgaserna har visat sig kunna täppa igen tuberna så kan det vara nödvändigt att använda tuber med så stor diameter som 3 tum (76,2 mm). (4) Extern utrustning Fläktar För pannor i vilka träbränslen eldas behövs ett flertal fläktar. Dessa är en fläkt som tillför förbränningsluft till bränslebädden (tvingat drag) och en som rökgaserna passerar så att dessa flödar ut genom skorstenen (inducerat drag). I inloppet på den fläkt som blåser ut rökgaserna genom skorstenen skapas ett undertryck som driver flödet. I vanliga fall behövs även en fläkt som blåser in luft ovanför bränslebädden. Vid dimensionering av fläkten som tillför förbränningsluft till pannan så behöver man veta vilken flödeskapacitet och tryck som krävs. I övrigt finns det inget speciellt att tänka på vid val av denna fläkt. Det driftfall för vilket högst tryck och kapacitet behövs avgör dimensioneringen. Dessa fall kan vara endast träeldning, träeldning i kombination med annat bränsle eller enbart eldning av annat bränsle. Fläkten som tillför förbränningsluft regleras normalt sett så att trycket på förbränningsluften som lämnar luftförvärmaren hålls konstant. Det finns ett antal saker att tänka på vid val av fläkten för inducerat drag då rökgaserna kommer att passera genom denna. Dessa aspekter är den slipande effekten då partiklar i rökgasen passerar fläkten, hur stort rökgasflöde fläkten behöver ha kapacitet för, tryckförlusten i systemet som måste övervinnas samt rökgasernas temperatur. Den slipande effekten hos rökgaserna som går igenom fläkten för inducerat drag beror på om fläkten är placerad före eller efter partikeluppsamlaren. I fall då partikeluppsamling sker före fläkten så har det även betydelse vilken typ av partikeluppsamlare som används då det finns olika effektiva tekniker. Fläkten för inducerat drag regleras så att ett 62

63 konstant undertryck hålls i eldstaden. Typiskt är detta tryck mellan 0,025 och 0,12 kpa under atmosfärstrycket. Förutom normala driftförhållanden så måste stora variationer i bränslets värmevärde, luft och fuktinnehåll i bränslet beaktas då fläktens dimensionerande värden för rökgasflöde och tryckfall tas fram. Trycket på förbränningsluften som blåses in ovanför bränslebädden är normalt sett cirka 7,5 kpa över atmosfärstrycket. Ofta krävs omfattande service på fläkten som åstadkommer detta tryck på grund av att temperaturen på luften är hög. Vanligtvis har förbränningsluften upphettats till cirka 340 C i luftförvärmaren innan den når fläkten. Det är väldigt viktigt att ta reda på vad denna temperatur maximalt kan bli så att fläkten kan väljas efter detta. (4) Sotblåsare På en biobränsleeldad panna måste sotblåsare användas för de konvektiva ytorna på överhettaren. Detta för att aska inte ska sätta sig på tuberna. För överhettare och på de delar av knippena med förångartuber där rökgastemperaturen är hög måste sotblåsarna vara av den typen som går att fälla in då de inte används. Om tillräcklig plats finns är utfällbara sotblåsare även att föredra för lågtemperaturdelarna av knippena med förångartuber samt economizern. Om inte tillräcklig plats finns så kan roterande sotblåsare användas istället. I utrymmet ovanför tuberna på rökgassidan i en förvärmare av tubvärmeväxlartyp används sotblåsare med självgående skrapa. Ånga som antingen kan vara mättad eller överhettad används till alla dessa typer av sotblåsare. Denna ånga blåses in med så högt tryck som bar för att rengöra utrymmet mellan tuberna där rökgaserna passerar. Sotblåsaren har ett munstycke för att åstadkomma en stråle av ånga som rengör utsidan av tuberna inom en radie på cirka 1,5 m runt om sotblåsarens lans. Rengöringen med sotblåsare görs normalt sett en gång varje arbetsskift. Vanligtvis är askans egenskaper sådana att den inte kletar fast på tuberna utan är enkel att avlägsna med sotblåsare. Om inte pannan rengörs under en längre tid så kan aska ackumuleras så att utrymmet mellan tuberna täpps igen. Detta leder till att rökgaserna får svårare att passera vissa av pannans värmeöverförande delar, att värmeöverföringen till ångkraftcykeln försämras samt att cirkulationen i förångaren påverkas. I västa fall kan detta leda till att man tvingas stänga av pannan så att den inte går att köra förrän den är rengjord. Om oförbrända kolpartiklar tillåts ackumuleras så kan detta starta en okontrollerad brand. Speciellt stor är risken för detta i de bakre delarna av pannan närmast skorstenen. (4) Bränslehanteringssystem Bränslehanteringssystemet används för att transportera biobränslet från stället det lagrats till pannan. Det transportsystem som används måste vara konstruerat för att klara av de stora variationer i bränsleegenskaper som förekommer för biobränslen. Det vanligaste systemet är att använda transportband för kontinuerlig tranport mellan bränslelagret och mindre behållare. Dessa mindre behållare hålls fulla till bredden och när de svämmar över så återförs detta till bränslelagret. För att transportera bränslet från behållarna in i pannan så används matning med skruv eller kedjor där hastigheten kan varieras. Bränslemataren måste kunna regleras snabbt samt kunna köras på mycket låga hastigheter då pannan startas upp och en bränslebädd ska byggas upp på rostern. Mataren måste också ha tillräckligt hög effekt för att kunna köras igång då behållaren är helt full. Vanligtvis är systemet arrangerat så att mataren transporterar bränslet till en stor behållare med kapacitet att lagra bränsle för 4 till 8 timmars drift av pannan. Orsaken till att ha en sådan bränslebehållare är att undvika avbrott i bränsletillförseln in i pannan då det är problem med bränslehanteringssystemet. (4) 63

64 Askhantering I biobränsleeldade pannor behövs två olika system för att hantera askan i pannan. Det ena systemet är för bottenaska i pannans eldstad medans det andra är till för flygaska i de senare delarna av pannan. Askan på pannans roster måste för vissa typer av pannor rakas ut manuellt medans den för andra typer av rostrar kan transporteras bort automatiskt. Förutom att askan som bilads på rostern måste tas om hand så finns det även aska som ramlar ner genom hål i rostern. Gemensamt kallas dessa båda typer av aska för bottenaska. I huvudsak så utgörs bottenaskan av sand och grus. Aska som har lossnat från rostern samlas vanligtvis upp genom att använda ett transportband med kedjor nersänkta i vatten. Detta transportband har en ramp för avvattning före avstjälpningen vid transportbandets slut. Askan kan sedan samlas upp med en kedje- eller skruvtransportör. Flygaska kallas den aska som samlas upp i de senare delarna av pannan så som knippena med förångartuber, economizer, luftförvärmare och rökgasreningsutrustning. Flygaskan består av fin aska och oförbränt kol. Utrustningen för bortförsel av flygaskan vara kedje- eller skruvtransportörer eller ett slussningssystem med vatten. Roterande tätningar måste användas på alla uppsamlare för aska då flygaskan innehåller en stor andel hett oförbränt kol som kan börja brinna i fall luft kommer in i systemet. Av samma anledning så måste alla asktransportörer vara tätade. I en del pannor så återförs aska från uppsamlarna vid knippena av förångartuber och luftförvärmaren för att eldas i pannan en andra gång. Detta minskar mängden oförbränt kol så att förbränningsverkningsgraden ökar och det blir mindre askmängder som måste tas omhand. Men eftersom detta system är väldigt underhållskrävande så har det endast ett begränsat användningsområde. (4) Förbränningsluftsystem Det finns två olika typer av system som tillför förbränningsluft till pannan. Dels så finns det den luft som tillförs underifrån förbränningen och dels finns det lufttillförsel ovanför eldstaden. Luften som tillförs under eldstaden är vanligtvis av lågt tryck, omkring 0,75 kpa övertryck. Andelen av förbränningsluften som tillförs under förbränningen kan vara allt från 25 % till 75 % beroende på vilken typ av förbränningsteknik som används. Några av anledningarna till att blåsa in luft underifrån är att hjälpa till att torka bränslet, att få tillräckligt med syretillförsel för att förbränna förkolnat bränsle på rostern samt frigöra flyktiga delar av bränslet. Då luftkyld roster används har förbränningsluften underifrån ytterligare en uppgift, att kyla blocken eller stängerna som rostern består av. För pinnhålsroster och skakroster kan ett flertal fack användas för lufttillförseln under eldstaden. På så sätt kan lufttillförseln koncentreras till de områden på rostern där det finns mest bränsle. För en rörlig roster i from av ett transportband kan endast ett fack användas per del av transportbandet. Kapaciteten för lufttillförseln ovanför förbränningen varierar för olika pannor och kan ligga någonstans mellan 25 % till 75 % av den totala tillförseln av förbränningsluft. För att åstadkomma god fördelning av förbränningsluften ovanför eldstaden där de flyktiga delarna av bränslet finns så används varierande storlek på munstycken och varierande tryck på den inblåsta luften. Munstyckena för att tillföra luft ovanför eldstaden är för en typisk modern panna mm i diameter. Normalt sett så används luft med ett tryck upp till 5 kpa övertryck. De olika munstyckena regleras oberoende av varandra så att lufttillförseln kan anpassas efter pannans last och bränslets karaktäristik. I vissa fall kan det vara mera energieffektivt och ekonomiskt lönsamt att använda samma fläkt för både luften som tillförs under eldstaden och den som tillförs ovanför förbränningen. Då detta är fallet så tar denna fläkt upp luften till ett högt tryck istället för att en lågtrycksfläkt används för luften underifrån 64

65 och en separat högtrycksfläkt används för luften ovanför förbränningen. Det som gör att det är bättre att endast använda en fläkt i vissa fall är att temperaturen på luften som tillförs ovanför förbränningen är hög samt att denna luft står för mer än 40 % av förbränningsluften in i pannan. (4) Utsläpp och rökgasrening Rökgasreningsutrustning Vid förbränningen av bränslet i pannan bildas det kemiska föreningar som har negativ miljöpåverkan och för att utsläppen av dessa ska minimera behöver rökgaserna renas. Olika typer av rökgasreningsutrustning används för att minska halterna av olika föroreningar i rökgaserna. Detta behövs för att de miljöpåverkande utsläppen inte ska bli så stora så att miljöregler och kraven från myndigheter inte upplevs. Partikeluppsamlare Efter luftförvärmaren som är den sista värmeväxlardelen i pannan så sitter det en mekanisk partikeluppsamlare. Denna samlar upp flygaska av större partikelstorlek och i vissa fall används detta för att skydda den efterföljande fläkten (inducerat drag). Det normala är att denna partikeluppsamlare består av ett flertal cyklontuber innanför ett skal. Dubbla tuber används så att rökgaserna först går i den yttre kanalen där det finns ledskenor som sätter rotation på flödet. Sedan går flödet genom innertuberna där det inte finns några ledskenor. Andelen av partiklarna i rökgaserna som samlas upp i partikeluppsamlaren är som mest %. Denna effektivitet uppnås då tryckfallet genom partikeluppsamlaren är 0,62 till 0,75 kpa. På grund av att flygaskan har en slipande effekt så måste yttre uppsamlingstuber och koner vara tillverkade av ett material med hög hårdhet som motstår avslipning bra. (4) Elektrostatiskt filter För att efter partikeluppsamlaren minska mängden partiklar i rökgaserna ytterligare så används ett elektrostatiskt filter. Detta behövs för att leva upp till miljökraven från myndigheterna. Det är viktigt att det inte skapas förutsättningar för att en brand ska starta i det elektrostatiska filtret. Detta kan hända eftersom flygaskan som fastnar i filtret innehåller höga halter oförbränd kol vilket kan antända då luft utifrån läcker in bland rökgaserna. Det är dessutom viktigt att flygaskan kontinuerligt transporteras bort med uppsamlaren. För att undvika brand finns det sensorer som varnar för hög rökgastemperatur och hög nivå i uppsamlaren. Det elektrostatiska filtret kan utrustas med brandbekämpningsutrustning så som ånginsprutning. Ett annat alternativ är att stänga av det elektrostatiska filtret då en hög nivå av syre i rökgaserna upptäcks. (4) Skrubbrar Ett alternativ till elektrostatiska filter är att använda våta skrubbrar. Precis som det elektrostatiska filtret så fungerar detta som en sista partikelavskiljning innan rökgaserna släpps ut i skorstenen. En nackdel med våta skrubbrar är att tryckförlusten genom dessa är stor vilket leder till att fläkten för inducerat drag får en högre energiförbrukning. Andra nackdelar är den höga vattenförbrukningen, behovet av ett vått askuppsamlingssystem med vattenavskiljning och klarning av det avskiljda vattnet. Tillsammans gör dessa nackdelar att elektrostatiska filter är att föredra framför våta skrubbrar förutom då det behövs svaveldioxidrening på grund av sameldning med fossila bränslen. Då våta skrubbrar och en mängd små munstycken för vatteninsprutning används tillsammans i en kammare så kan tryckförlust och vattenförbrukning hållas nere. Denna typ av skrubber passar 65

66 speciellt bra till att ersätta en mekanisk partikeluppsamlare för att åstadkomma en mera effektiv avskiljning av partiklarna i rökgaserna. (4) Miljöpåverkande utsläpp Partiklar Partiklarna som följer med rökgaserna genom pannan i form av flygaska står för en stor andel av den totala mängden aska som bildas vid förbränningen av bränslet. Vid eldning av bark eller träflis på roster med utspridning av bränslet ovanifrån kan denna andel vara så stor som %. Mängden aska i biobränslen som träflis och bark är låg och därför kommer partiklarna till största delen bestå av oförbränd kol. För torrt bränsle är andelen som inte kan förbrännas någonstans mellan 0,2 % och 5,3 %. Men då icke försumbara mängder föroreningar finns bland bränslet så kan mängden obrännbart material vara större. Partiklarna i rökgaserna kan förutom aska och oförbränt kol bestå av föroreningar i bränslet så som sand och salt. Sanden kan hamna i bränslet när detta hanteras medans salt vanligtvis bara förekommer då stockarna har varit i kontakt med saltvatten. Mängden partiklar i rökgaserna beror både på strömningen genom pannan och på förbränningen av bränslet. Graden av förbränning för de förkolnade bränslerester som finns på rostern påverkar partikelbildningen eftersom en del av detta oförbrända bränsle frigörs och följer med rökgaserna genom pannan. Förbränningsgraden för de förkolnade bränsleresterna på rostern påverkas i sin tur av förbränningstemperaturen och bränslets uppehållstid på rostern. Vid rostereldning med bark eller träflis där bränslet sprids ut ovanifrån så kommer en viss del av förbränningen ske ovanför rostern med bränslepartiklar svävande i luften. Strömningen i pannan får betydelse på så sätt att faktorer som ger en ökning av kvoten mellan strömningshastigheten i pannan och medelpartikelstorleken kommer öka antalet partiklar som följer med rökgaserna. Bland dessa faktorer finns bränslets fukthalt och andelen fina bränslepartiklar, pannans planyta samt luftöverskottet i rökgaserna. Vid eldning av bark eller träflis på roster med utspridning av bränslet ovanifrån så är mängden partiklar i rökgaserna ut från luftförvärmaren typiskt 2,4 7,2 gram per normalkubikmeter. Detta gäller då bränslet inte är förorenat med stora mängder sand. (4) Kväveoxider Jämfört med eldning av fossila bränslen så blir kväveoxidutsläppen från en träbränsleeldad panna låga. Detta beror på att förbränningstemperaturen i dessa pannor är låg så att endast små mängder termisk NO X bildas från kvävet i förbränningsluften. I stället har mängden kväve i bränslet stor betydelse för hur mycket kväveoxider som bildas vid förbränningen. Ett flertal faktorer har betydelse vid bildningen av NO X från kväve i bränslet. Bland dessa faktorer finns luftöverskottet vid förbränningen, luftens stigning, hur snabbt bränslet brinner samt bränslets fukthalt. För rostereldning av de flesta träbränslen som träflis och bark där bränslet sprids ut ovanifrån så ligger utsläppen av NO X mellan 0,09 och 0,17 gram per MJ värme från förbränningen. Men då det finns föroreningar i bränslet så som lim och kemikalier kan mer NO X bildas eftersom dessa föroreningar innehåller kväve. (4) 66

67 Svaveldioxid Andelen svavel i ett helt torrt bränsle som kommer från trästockar eller bark är typiskt 0,0 0,1 %. Av detta svavel bildas det svaveldioxid vid förbränningen men andelen av svavlet i bränslet som omvandlas är vanligtvis låg, mellan 10 % och 30 %. Koncentrationen svavel i bränslet och koncentrationen svaveldioxid i rökgaserna är så pass låga att de ligger på gränsen av vad som går att mäta. Därför är det inte av intresse att försöka få fram ett samband mellan de båda. Normalt sett så ligger utsläppen av svaveldioxid under 0,01 gram per MJ bränsle då bark eller träflis eldas på roster. I vissa fall kan det i bränslet finnas föroreningar som innehåller svavel vilket måste tas hänsyn till. (4) Kolmonoxid Bildningen av kolmonoxid beror på hur länge förbränningen av bränslet pågår, förbränningstemperatur och turbulensförhållanden. Kolmonoxid uppkommer vid ofullständig förbränning då det inte finns tillräckligt med syre tillgängligt för att bilda koldioxid. Vid eldning av trä och bark så är kolmonoxid det utsläpp som uppvisar de största variationerna beroende på förhållandena i pannan. Bränslets värmevärde och utspridningen av bränslet är de mest betydelsefulla faktorerna för hur mycket kolmonoxid som bildas då luftöverskottet i pannan är på en normal nivå. Normalt sett är det då CO-halten varierar mycket under förbränningen som medelkoncentrationen av kolmonoxid blir som högst. Förhållanden som kan öka CO-halten i rökgaserna är att det finns ett stort överskott eller underskott av luft jämfört med vad som behövs för förbränningen, att bränslet innehåller mycket fukt och att pannans last är låg (mindre än 70 % av maximal last för kontinuerlig drift). Vid eldning av endast trä eller bark på roster med utspridning av bränslet ovanifrån så är utsläppen av kolmonoxid typiskt 0,04 0,22 gram per MJ bränsle. Detta gäller då pannan går på en jämn last utan variationer. (4) Flyktiga organiska ämnen Flyktiga organiska ämnen eller VOC (Volatile Organic Compounds) är gaser som uppkommer vid ofullständig förbränning av bränslet. Samma faktorer som leder till ofullständig förbränning med kolmonoxidbildning gör även att VOC bildas. Den typiska koncentrationen av VOC i rökgaserna då bark eller träflis eldas på roster är 0,02 gram per MJ värme från förbränningen. (4) Ungefärligt val av panna Det finns för pannan en rad olika valmöjligheter, bland annat de båda alternativen med en panna på 40 bar respektive 70 bar. Det är tänkt att den nya pannan i normalfallet ska klara hela behovet av processånga och att de gamla pannorna ska finnas kvar som reserv för tillfällen då den nya pannan inte kan köras eller extra mycket processånga behövs. Därför är det tänkt att den nya pannan och de två gamla pannorna som kommer finnas kvar ska dela matarvattensystem. I nuvarande matarvattensystem är sluttemperaturen på matarvattnet innan pannorna 127 C och då de gamla pannorna är konstruerade för detta så måste det fortsätta vara så även då en ny panna byggs. Så om samma matarvattentank ska användas för både den nya och de gamla pannorna så måste matarvattnet in i den nya pannan också hålla 127 C. För en 70 bars panna skulle det vara önskvärt med ett högre tryck i matarvattentanken vilket ger en högre mättnadstemperatur och därmed högre temperatur på matarvattnet. Men om man inte ska ha två matarvattentankar så måste samma tryck och temperatur användas. Vissa ändringar måste ändå göras i matarvattensystemet och en av dessa är att en 70 bars panna måste ha en egen matarvattenpump som höjer trycket på matarvattnet 67

68 innan pannan. Även kapaciteten för matarvattensystemet måste anpassas så att matarvattenflödet till den nya pannan blir tillräckligt stort. Ett annat alternativ är att bygga en helt ny anläggning för den nya pannan och turbinen med ångledningar till den nuvarande ångcentralen. Den nya anläggningen kan då placeras en bra bit ifrån den gamla ångcentralen och på detta sätt har man inte alls samma begränsningar för pannans storlek. Om man väljer att placera den nya turbinen i den nuvarande ångcentralen så är det tänkt att den nya pannan ska byggas där panna 3 står nu men detta gör att den nya pannan inte kan byggas på en större markyta än den panna 3 står på. Det är främst för alternativet med en 70 bars panna och turbin man kan tänka sig en extern placering av den nya pannan och turbinen. Detta för att turbinen då är helt anpassad för att köras med ånga från den nya pannan även om det är tänkt att den ska kunna producera en mindre mängd elektricitet med ånga från de gamla pannorna. Turbinen placeras då precis i anslutning till den nya pannan vilket ger minimala tryckfall mellan dessa. I nedanstående figur visas schematiskt hur detta skulle se ut. Ånga 70 bar Panna 70 bar Turbin Ånga 35 bar Ångcentral Gamla pannor Ånga 6 bar Figur 14: Schematisk bild extern placering av ny panna och turbin Ut från anläggningen med den nya pannan och turbinen till den gamla ångcentralen så skulle det komma 35 bars och 6 bars ånga. Den nya turbinen skulle då behöva ha en 35 bars avtappning så att ångan skickas till ångcentralen där en del skickas vidare direkt som processånga medans den större delen stryps ner till 20 bar först att sedan användas som processånga. Man skulle även kunna tänka sig ett alternativ med en 20 bars ledning till ångcentralen men frågan är om den extra elproduktion som skulle kunna uppnås med en 20 bars avtappning är lönsam med tanke på kostanden för en extra ledning. 35 bars ledningen måste finnas för att det ska vara möjligt att generera 35 bars processånga med den nya pannan. Dessutom så är det tänkt att denna ledning ska kunna användas till att driva turbinen med 35 bars ånga från de gamla pannorna vid tillfällen då den nya pannan inte kan köras. Flödet går då i motsatt riktning vilket visas med den streckade linjen i figuren. Ett annat alternativ är att ha en 70 bars och 20 bars ledning till ångcentralen istället för 35 bars ledningen. På detta sätt skickas 70 bars processånga ut från ångcentralen istället och en del av denna kan reduceras i ångcentralen och sedan användas som 35 bars processånga. 20 bars ledningen behövs då för att inte behöva strypa ned ånga från 70 till 20 bar istället för att låta den gå genom turbinen. 70 bars 68

69 ledningarna kommer bli längre för detta alternativ eftersom det först behövs en ledning till ångcentralen och sedan ledningar från ångcentralen ut till förbrukarna istället för en ledning direkt från 70 bars pannan till förbrukarna. För alla olika alternativ så kommer det behövas en 6 bars ledning i vilken ångan från turbinens utlopp skickas till ångcentralen för att sedan användas som processånga. Val av teknik Vilken typ av panna som väljs beror på vilket bränsle som ska eldas i denna. Det mest troliga alternativet är att pannan byggs för att i huvudsak eldas med träpellets. I så fall kan denna pellets eldas i någon form av pulverbrännare, till exempel en brännare av cyklontyp. Fördelen med detta är att utrustningen för att transportera pellets från cisternen och mala ner den till ett pulver redan finns då pellets eldas på detta vis i de gamla pannorna. Man skulle också kunna tänka sig att elda pellets som den är i en eldstad av rostertyp. Förutom huvudbränslet träpellets så måste den nya pannan klara av fler bränslen. Dessa är fettrestprodukter från tillverkningen, spilloljor, eldningsolja och eventuellt även gasol. En del av fettrestprodukterna kan innehålla en hel del vatten så ett krav är att den nya pannan ska klara av detta. Möjligheterna för att elda flera bränslen i samma panna skiljer sig åt för de olika teknikerna. Om cyklonbrännare används så kommer båda malda och flytande bränslen kunna eldas samtidigt men om däremot brännare av lanstyp används så kommer lans behöva skiftas vid byte av bränsle. Dessutom kommer eldstaden bli betydligt längre med lansbrännare och pelletsen måste vara mer finmalt. En ny panna med cyklonbrännare skulle alltså kunna elda både träpellets och fettavfall samtidig, men inte en med brännare av lanstyp. Om man väljer alternativet med rostereldning så skulle pannan behöva ha brännare ovanför rostern för de flytande bränslena och för gasol om man vill elda detta. Ett ytterligare alternativ för den nya pannan är att välja träflis som huvudbränsle istället för pellets. Detta skulle leda till att bränslet blir billigare men själva volymen bränsle som behöver transporteras skulle öka markant. Betydligt fler lastbils- eller fartygstransporter skulle behövas för att transportera denna flis till AAK Karlshamn än för pellets. En annan nackdel är att mycket stora förändringar av bränslehanteringssystemet skulle behöva göras. I stället för att lagra bränslet i en cistern så skulle träflisen behöva lagras öppet på grund av de stora volymerna. På grund av att AAK Karlshamn är en livsmedelsindustri så måste denna lagring vara åtskilt övriga verksamheten vilket gör att lagringen måste ske utanför fabriksområdet. Till pannan måste träflisen transporteras i ett helt slutet system av tranportband vilket innebär att dessa är täckta runt om för att inga träspån ska kunna läcka ut på fabriksområdet. Detta transportsystem medför stora investeringar och därför finns tanken att placera den nya pannan externt fabriksområdet för att kunna ha ett enklare och betydligt kortare transportsystem. Så lösningen att placera den nya pannan och turbinen i en egen anläggning som tidigare beskrivits är främst tänkt att användas då man väljer att elda träflis i den nya pannan. Krav på ny ångpanna för olika alternativ I fall man väljer en ny panna på 40 bar så skulle denna ha en maximal effekt i området MW. Om man bestämmer sig för en 70 bars panna istället så skulle den maximala effekten behöva vara cirka MW. Den högre effekten för en 70 bars panna beror på att det tillkommer en förbrukning av 70 bars processångan för ersättning av de externa gasol- och elpannorna. Dessutom kommer elproduktionen med turbinen bli högre vilket gör att även pannans effekt måste öka. Ifall man väljer att elda träflis och då bygger en helt ny anläggning för den nya pannan och turbinen så kommer pannans effekt ligga i den övre delen av spannet, alltså omkring 60 MW. Detta för att då man väljer 69

70 att bygga helt nytt så är det rimligt att den nya pannan ensam ska klara av att generera tillräckliga mängder ånga även vid tillfällen då mycket processånga behövs. Alltså kommer den nya pannan så gått som helt och hållet ersätta de gamla pannorna som då bara ska fungera som reserv för den nya pannan. Men om extremt mycket ånga behövs skulle det ändå kunna tänkas att de gamla pannorna körs parallellt med den nya. Ett sådant fall är om det visar sig att man någon gång behöver producera mycket stora mängder fjärrvärme till kommunens fjärrvärmenät. Det mest troliga alternativet är trots allt att man fortsätter elda pellets och då använder det gamla bränslehanterings- och matarvattensystemet för den nya pannan. I så fall så kan den maximala effekten tänkas bli 50 MW för en 70 bars panna och 40 MW för en panna för 40 bar. En ny 40 bars panna innebär att mindre ombyggnader av ångcentralen behöver göras då det i princip blir ett rent utbyte av panna 3 och den gamla turbinen. Därför kan det tänkas att man dimensioner den nya pannan för att de gamla pannorna ska köras parallellt en större del av tiden. Simuleringarna för novemberdriftfallet av alternativen för en ombyggnad av ångcentralen visar den effekt som maximalt behövs under en längre tidsperiod. Men eftersom detta är medelvärden för en månad så kan mer ånga från pannan behövas under kortare tidsperioder. Dessutom så är en pannas verkningsgrad inte bäst på den maximala effekten vilket gör att det inte skadar att ha lite marginal. De gamla ångpannorna i ångcentralen är konstruerad för ett maximalt tryck och temperatur på 42 bar (abs) och 450 C. Men det finns en säkerhetsventil som löser ut vid tryck över 39,5 bar vilket gör att det inte går att ha högre tryck än detta på ångan från pannorna. Att man har gjort på detta viset beror på att det ändå inte går att ha högre tryck än 37 bar (abs) eftersom denna ånga används som 35 bars processånga. Det är för processångan inte önskvärt med ett tryck som går över 37 bar (abs). Däremot så kan temperaturen gå ångan från pannorna gå upp till närmare 450 C då pannorna går på en hög last. Den nuvarande turbinen klarar bara 425 C kontinuerligt men under kortare tidsperioder går det ändå bra att ha en högre temperatur än detta. Slutsatsen blir alltså att en ny 40 bars panna behöver klara 42 bar (abs) och 450 C precis som de gamla pannorna. Den behöver egentligen inte klara så högt tryck som 42 bar (abs) men det är ändå bra att ha en viss marginal på trycket ifall det av någon anledning skulle bli högre än normalt. Det skulle kunna finnas möjlighet att öka trycket något med de gamla pannorna om man byter ut säkerhetsventilen mot en som löses ut vid ett högre tryck. Men eftersom detta inte är bra för processångan och påverkan på elproduktionen är marginell så är detta förmodligen inte att tänka på. Då man väljer att gå högre upp i tryck och temperatur för den nya pannan än för gamla pannorna så kommer man till frågan vilka ångdata man kan gå upp i. I simuleringarna antas för alternativet med en 70 bars panna ångdata på 71 bar (abs) och 500 C. För mottrycksanläggningar i industrier och kraftvärmeverk finns det ett antal tryck och temperaturområden som en panna brukar konstrueras för. Trycket kan förstås variera några bar uppåt eller nedåt från dessa standardtryck och likaså kan temperaturen variera. Standardtryck på ångan från pannan med ungefärliga intervall i vilket ångtemperaturen kan väljas visas i nedanstående tabell. (3) Tabell 18: Standardtryck och temperaturer för pannor i mottrycksanläggningar (3) Tryck Temperatur 65 bar (± några bar) C 80 bar (± några bar) C 100 bar (± några bar) C 110 bar (± några bar) C 70

71 För en panna i storleksordningen MW så blir det i regel för dyrt att välja något av de högre tryck och temperaturområdena utan denna kan på sin höjd byggas för ett tryck omkring 65 bar och temperatur i intervallet C. Vid ren biobränsleeldning utgör risken för högtemperaturkorrosion en begränsning för att gå upp alltför högt i ångtemperatur. Detta för att förhållandet mellan mängden klorider och svavel i biobränslen är sådant att det leder till korrosionsangrepp på pannans tuber vid höga temperaturer. Om temperaturen på ytan av tuberna blir högre än C så bildas mycket korrosiva smältor av alkaliklorider. Av svavel bildas istället alkalisulfater vilka inte är korrosiva. Om man ändå vill att temperaturen på ångan från pannan ska vara över C så går det att lösa detta genom att välja austenitiska material i slutöverhettaren. (3) Av detta kan slutsatsen dras att en panna med ångdata på 71 bar (abs) och 500 C kan vara ett rimligt alternativ. Då pannan har en maxeffekt omkring MW så ligger denna på gränsen storleksmässigt för att gå upp i dessa tryck och temperaturer. Temperaturen 500 C ligger i det område där man måste välja speciella material i slutöverhettartuberna för att undvika högtemperaturkorrosion. Men man måste gå upp i så höga temperaturer för en 70 bars panna eftersom temperaturen på 6 bars ångan efter turbinen annars skulle bli för låg. Det har funnits en del funderingar på att välja ett ännu högre tryck för pannan än 70 bar. En idé var att ha möjlighet att öka trycket på ångan med 10 % för att kunna få igenom ett större flöde genom turbinen. Detta skulle innebära att pannan behöver klara närmare 80 bar vilket kan bli alltför dyrt då 70 bar verkar vara det högsta tryck man rimligtvis kan välja för den nya pannan. Om kostnaden för pannan ökar mycket så kan man inte ha möjligheten att öka turbinens inloppstryck. En annan idé var att gå upp i så högt tryck som 100 bar vilket framstår som ett dåligt alternativ då 70 bar ligger på gränsen av vad som är rimligt. För en 100 bars panna måste ångtemperaturen upp i 550 C för att få tillräckligt varm 6 bars ånga. Det framstår helt klart som oekonomiskt att gå upp i detta höga tryck för en så pass liten ångpanna. Dessutom så borde 550 C ligga klart över det som går att klara av med tanke på högtemperaturkorrosion. En panna för maximalt 42 bar (abs) och 450 C kanske ändå är det mest rimliga alternativet då 70 bars pannan ligger på gränsen storleksmässigt för de ångdata den har. Denna har fördelen att temperaturen 450 C ligger långt från den gräns där korrosionsproblem kan uppstå. 71

72 Ny turbin Olika typer av turbiner Det finns två huvudkategorier som ångturbiner delas in i, dessa är axialturbiner och radialturbiner. Axialturbiner är absolut vanigast medans radialturbiner mest har använts för mindre mottrycksturbiner. I dagsläget så används axialturbiner så gott som uteslutande även för små mottrycksturbiner, därför är denna litteraturstudiedel i huvudsak inriktad på axialturbiner. Nedan visas ett exempel på en enstegs radialturbin där ångan kommer in i centrum och strömmar utåt. Figur 15: Enstegs motrotations radialturbin Precis som den radialturbin som finns på AAK Karlshamn i dagsläget så är detta en motrotationsturbin där vartannat turbinsteg roterar åt ena hållet och vartannat åt andra hållet. Turbinen har alltså två motroterande axlar där den ena axeln med sina skovlar är röda i figuren medans axeln och skovlarna som roterar åt motsatt håll är färglagda med grönt. Det finns även exempel på radialturbiner med flera steg där strömmingsriktningen i vissa steg kan vara ut från centrum och i andra steg in mot centrum. Som sagt är axialturbiner i dagsläget betydligt vanligare än radialturbiner även för små mottryckturbiner. I axialturbinens strömningskanal finns omväxlande skovlar och ledskenor som sitter i rader längs med axeln. Skovlarna är förbundna med turbinens axel och roterar därför medans ledskenorna sitter fast i ytterhöljet och är därför stillastående. Ett par av dessa rader av skovlar och ledskenor kallas för turbinsteg. Figur 16: Turbinsteg, axialturbin (Nuclear Power Reactor Technology, Module 2, Turbine/Generator System 72

73 I figuren syns ett turbinsteg som börjar med en rad av ledskenor i strömningskanalen. Sedan fortsätter ångan till de roterande skovlarna. Skovlarna sitter fast på en turbinskiva förbunden med turbinens axel och roterar därför. Skovlarna kallas även rotorblad eftersom dessa hör till den roterande delen av turbinen, rotorn. På samma sätt kallas delen med ledskenorna för stator eftersom dessa är fasta. I skovlarnas överkant sitter ett skoveltak som fungerar som en begränsning av strömningskanalen för rotordelen. Konstruktion För axialturbiner finns det två olika sätt att konstruera turbinens rotor. För den ena typen av konstruktion består rotorn av en axel med turbinskivor på vilka skovlarna är fastsatta (se Figur 16), detta kallas för en skivturbin. För en trumturbin är rotorn uppbyggd som en trumma på vilken de roterande skovlarna är fastsatta utanpå. Både i fallet med en skivturbin och med en trumturbin är raderna med ledskenor fastsatta i turbinens ytterhölje. För en skivturbin så begränsas statorns strömningskanal inåt av mellanväggar fastsatta i ledskenorna. För en trumturbin utgör istället den trumformade rotordelen en begränsning av statorns strömningskanal. (5) Skivrotor innan montering av skovlar Stator med ledskenor och mellanväggar Labyrinttätning Figur 17: Rotor och statordel för en skivturbin (5) För en skivturbin så finns det en labyrinttätning mellan turbinens axel och mellanväggarnas innerkant enligt ovanstående figur. Lika så fungerar skoveltaket som en slags tätning som begränsar läckage förbi skovlarna och strömningsförlusterna över dessa. Men det är inte alltid skovlarna har något tak utan turbinhuset kan istället vara det som begränsar rotordelarnas strömningskanal. För en trumturbin har ledskenorna ett inre tak som utgör ena delen av en labyrinttätning mellan statorn och den roterande trumman. Även rotorns skovlar har ett tak med labyrinttätning mellan takets ovandel och turbinhuset. (5) 73

74 Figur 18: Exempel ledskenor och rotorblad för en trumturbin (5) Skivturbiner har mindre läckage förbi ledskenorna eftersom tätningen befinner sig på en mindre radie vilket innebär en mindre area för vilket läckaget kan ske. Men i en skivturbin så kommer strömningen mellan skivorna och mellanväggarna orsaka friktionsförluster som inte finns i en trumturbin. En skivturbin kommer vara längre än motsvarande trumturbin eftersom skivorna kräver större utrymme i axiell led. (5) För olika typer av rotorkonstruktioner används olika tillverkningsmetoder. Ett alternativ är en skivrotor där rotor med turbinskivor är svarvade i ett stycke. Detta kallas för en helrotor. Denna tillverkningsmetod ger stor godstjocklek, vilket innebär hög vikt och att materialprovningen av rotorn blir svår. Alternativt kan skivorna till en skivrotor tillverkas separat och sedan krympas på turbinens axel. Spänningarna i rotorn blir då betydligt större än för en helrotor och om kilförband används så införs spänningskoncentrationer. En konstruktion som skiljer sig en hel del från skivrotorn är en trumrotor. Trumrotorn är uppbyggd av ihopsvetsade skivor med håligheter emellan. Även om rotordiametern är stor så kan skivorna utformas så att kvalitetskontrollen av rotorn enkelt kan utföras. Denna typ av konstruktion innebär enklare tillverkning och att rotorns vikt hålls nere. (5) Figur 19: Olika Konstruktionstyper för turbinens rotor (5) Turbinhuset kan vara uppbyggt i ett eller två skal beroende på hur höga ångdata som används. Det innersta skalet håller ledskenorna på plats och i fallet med en skivturbin sitter det även ihop med mellanväggarna. Den innersta delen av turbinhuset måste vara delad för att kunna monteras ihop. Vid riktigt höga ångdata så kan inte fläns- eller skruvförband användas utan påkrympta ringar måste användas för att hålla ihop det inre turbinhuset. Vanligtvis är det yttre huset tillverkat i två delar som 74

75 monteras ihop med bultar eller flänsförband. I fall då ett mycket högt tryck används i turbinen förekommer det att ytterhuset är odelat. Om detta är fallet så sätts först innerhuset ihop med ledskenorna och sedan skuts detta in i det hela ytterhuset. I turbinen går inloppsångan först igenom ledskenorna i det första turbinsteget och därför är tryck och temperatur som störst här. I turbiner för höga tryck och temperaturer kan därför innerhuset och ledskenorna i det första steget expandera fritt. Detta för att undvika värmespänningar då dessa delar värms upp och kyls ner snabbare än ytterhuset. Roterande skovlar är utsatta för centrifugalkraft vilket måste tas hänsyn till vid infästningen. Dessutom uppkommer det extra påkänningar i fall då skovlarna inte är sammansatta med ett skoveltak som håller ihop dessa. Skovlarna liksom ledskenorna belastas av krafter från strömningen och av spänningar vid uppvärmning. T-infästning används vanligtvis för korta skovlar för att fästa dessa på rotorn. Den mest avancerade infästningstekniken för skovlar är att använda grantoppsinfästning. Grantoppsinfästning används vid höga belastningar av skovlarna men är dyr och kräver extremt noggrann bearbetning. I ångturbiner används den främst för de längsta skovlarna närmast utloppet. (5) Figur 20: Exempel på infästningstekniker rotorblad (6) Materialvalet för turbinbladen är olika i de delar av turbinen där trycket är högt och lågtrycksdelarna närmast utloppet. Det är viktigt att det går att svetsa materialet då det är vanligt att bladen sätts ihop på något sätt för att ge varandra stöd. Att materialet går att svetsa är även viktigt för reparationer av blad. I den främre delen av turbinen där högt tryck och temperatur råder är det viktigt med motståndskraft mot kryp. Då centrifugalkraft och strömningskrafter verkar under höga temperaturer kan kryp uppkomma. Detta innebär att materialet deformeras då belastningen sker under en tidsperiod. Det räcker alltså inte att materialet har tillräckligt hög draghållfasthet under momentan belastning. Dessutom så måste materialet stå emot korrosion för att turbinbladen ska få tillräckligt lång livslängd. Det är önskvärt att materialet har en viss mjukhet så att det formas efter belastningen för att undvika uppbyggnad av spänningskoncentrationer. Dessutom så är mjukheten en fördel vid plötsliga stötar då det är bättre att få en liten ej tillbakagående deformering än att det blir ett brott i bladet. En sådan plötslig stöt kan exempelvis vara en kollision med ett fragment från 75

76 ett havererat turbinblad. Utmattningshållfasthet är viktigt på grund av de varierande spänningarna som uppkommer av strömmingen och bladens vibrationer. I lågtrycksdelen av turbinen är det ännu viktigare med motståndskraft mot cykliska belastningar i korrosiva miljöer. (6) Teori Reaktionsgraden hos ett steg i en axialturbin är en viktig parameter för att klassificera turbinen. Det finns flera definitioner av reaktionsgraden varav den mest användbara är kvoten mellan statisk entalpiminskning i rotorn och statisk entalpiminskning i hela steget. (2) (2) I nedanstående figur visas strömmingsgeometrin för ett turbinsteg där index 1 betecknar tillståndet före ledskenorna, 2 tillståndet mellan ledskenorna och rotorn och 3 tillståndet efter rotorn. Figur 21: Flödesgeometri och beteckningar av tillstånd för ett steg i en axialturbin (2) Med vissa antaganden så som att axialkomponenten av strömningshastigheten är konstant genom steget och att strömningshatigheten är den samma före och efter steget ( ) så kommer reaktionsgraden bli en funktion enbart av strömningsgeometrin. Reaktionsgraden kan uttryckas i de båda ekvationer som följer där är strömningshastighetens axialkomponent, rotorns bladhastighet och,, strömningsvinklar enligt ovanstående figur. (2) (2) (2) Dessa ekvationer ger att om så är reaktionsgraden noll och om så är reaktionsgraden 50 %. Den klassiska definitionen av reaktionsgraden är istället för statiska entalpier baserad på statiska tryck i steget. (2) 76

77 Men med denna definition kommer inte reaktionsgraden bli en funktion av strömningsgeometrin, därför används definitionen med statiska entalpier för teoretiska resonemang. För definitionen av reaktion som entalpiskillnader så är den statiska entalpin kontant genom rotorn ( ) då rektionsgraden är noll. Detta visas i nedanstående figur. (2) Figur 22: Hastighetstrianglar och Molierdiagram för turbinsteg med noll reaktionsgrad (2) I figuren syns att det kommer bli en tryckminskning över rotorn. Ett steg med noll reaktionsgrad är därför inte det samma som ett impulssteg. I ett impulssteg så är trycket konstant över rotorn så att entalpin kommer öka över denna vilket medför en negativ reaktionsgrad. I nedanstående figur visas ett Molierdiagram för ett impulssteg. (2) Figur 23: Molierdiagram för ett impulssteg (2) I fallet med ett turbinsteg där reaktionsgraden är 50 % så kommer hastighetstrianglarna vara symetriska på grund av att och symmetrin gör också att. Då sätts in i definitionen av reaktionsgrad så fås att hälften av stegets entalpiminskning sker i rotorn. Därmed sker den andra hälften av entalpiminskningen i ledskenorna vilket innebär att entalpiminskningen i ledskenorna och rotorn är den samma. Alltså gäller följande ekvation för ett steg med 50 % reaktionsgrad. (2) (2) 77

78 I figuren visas hastighetstrianglar och Molierdiagram för ett turbinsteg med 50 % reaktionsgrad: Figur 24: Hastighetstrianglar och Molierdiagram för turbinsteg med 50 % reaktionsgrad (2) I Dagsläget är det ovanligt med impulsturbiner, men principen för dessa är intressant rent teoretiskt. Till skillnad mot andra turbiner så sker ångans expansion endast i ledskenorna för en impulsturbin. Det kommer alltså inte finnas någon tryckskillnad över rotorn men istället så kommer en stor ökning av strömningshastigheten ske i statorn vilket sedan kommer omvandlas till arbete i rotorn. På grund av den höga hastigheten före skovlarna så utövas en kraft på dessa enligt impulslagen, därav namnet impulsturbin. (5) Impulsturbinen fungerar så att all trycksänkning sker i den första statorn eller munstycket, sedan följer en rotor där arbete tas ut. Det finns också exempel på impulsturbiner med flera steg efter den första statorn men då är trycket lika över dessa steg. En temperatursänkning kommer ske över statorn då trycket minskar och strömningshastigheten ökar. För turbiner som inte är av impulstyp så kommer minskningen av tryck och temperatur i turbinstegen ske både i statorn och i rotorn. För dessa turbiner så kommer ångans volym öka genom stegen på grund av att det minskande trycket. Normalt sett så är den axiella strömningshastigheten ungefär konstant genom turbinen. För att åstadkomma detta så måste skovlarna vara längre i de senare turbinstegen eftersom ångan där upptar större volym. De allra längsta skovlarna kommer alltså finnas precis före turbinens utlopp. För turbiner med positiv reaktionsgrad så är den maximala strömningshasigheten i ett steg lägre än för en impulsturbin. (5) Ett turbinsteg med en hög reaktionsgrad har bättre verkningsgrad än ett impulssteg. Därför är reaktionsgraden i stora ångturbiner hög så att gäller för nästan alla steg. Om alla stegen i en axialturbin vore av reaktionstyp så skulle turbinen bli lång eftersom ett stort antal steg behövs i en sådan turbin till skillnad mot en impulsturbin. Därför görs det i reaktionsturbiner en kompromiss som innebär att första steget är av impulstyp. I impulssteget blir det ett stort entalpifall och stor minskning av trycket vilket gör att antalet rektionssteg kan minskas så att turbinen blir kortare. Då tryck och temperatur är betydligt lägre efter impulssteget så kan resten av turbinen konstrueras för enklare ångdata. Att resten av stegen är av rektionstyp gör att verkningsgraden blir högre än för en ren impulsturbin. Då reglering med partialpådrag används så måste första steget vara av impulstyp. Detta gör det nödvändigt med ett första impulssteg för turbiner med högt inloppstryck där volymflödet är litet eftersom partialreglering måste tillämpas i sådana turbiner. Ett impulssteg reglerat med partialpådrag kallas för reglersteg och ger fördelaktiga egenskaper då turbinen körs på dellast. (5) En turbins totalverkningsgrad definieras som kvoten mellan mekaniskt arbete ut från turbinens axel och maximal möjlig energiförändring för turbinens arbetsmedia. Arbetet från turbinens utgående axel kommer vara mindre än det arbete som fluiden utför på rotorn. Denna skillnad beror på 78

79 friktionsförluster som bland annat sker i lager och tätningar. Dessa förluster gör att turbinen har en mekanisk verkningsgrad vilken för en liten turbin kan vara 95 % eller lägre medans den för en stor turbin kan vara så hög som 99 %. Turbinens totalverkningsgrad ges av följande samband. (2) (2) I denna formel är isentropisk verkningsgrad och den mekaniska verkningsgraden. Den isentropiska verkningsgraden definieras som kvoten mellan det arbete som utförs av fluiden på rotorn och den maximala energiförändring som är möjlig för fluiden. Den mängd energi som verkligen omvandlas till arbete på turbinens rotor för ett kg arbetsmedia ges av: (2) I denna formel är och stagnationsentalpier för den verkliga expansionen och, är strömningshatighet i inlopp respektive utlopp. Vid en isentropisk expansion blir arbetet på rotorn det maximalt möjliga vilket per kg arbetsmedia ges av: Index 2s i formeln står för tillstånd efter isentropisk expansion. I figuren nedan visas ett hs-diagram där entalpiskillnaden mellan punkten 01 och 02 utgör arbetet per massenhet för den verkliga expansionen och entalpiskillnaden mellan 01 och 02s utgör det samma för den isentropiska expansionen. (2) Figur 25: hs-diagram expansion ångturbin (2) Det finns olika definitioner av isentropisk verkningsgrad och vilken av dessa som används beror på om den kinetiska energin i utloppet är användbar eller inte. Ett exempel där den kinetiska energin är användbar är isentropverkningsgraden för ett steg där flödet går vidare till nästa steg. Då den kinetiska energin i utloppet inte går förlorad används total-till-total verkningsgraden. (2) (2) Om skillnaden mellan kinetisk energi i inlopp och utlopp är liten kan statiska entalpier användas istället. (2) 79

80 För en turbin där den kinetiska energin i utloppet helt och hållet går förlorad så används total-tillstatisk verkningsgraden. (2) Om skillnaden mellan kinetisk energi i inloppet och utloppet kan försummas så blir detta: (2) Ofta är de kinetiska energierna så små att de kan försummas helt och hållet oavsett om strömningshastigheten i utloppet är en förlust eller inte. Detta har gjorts i IPSE-simuleringarna och därför används följande isentropverkningsgrad. Reglering Det finns två sätt att reglera flödet och mottrycket för en ångturbin. Det ena är strypreglering och det andra är partialreglering. Strypreglering fungerar så att trycket före det första turbinsteget sänks med en ångventil. Då turbinens flödeskapacitet studeras kan turbinstegen ses som en serie strypventiler där den strypreglerande ventilen sitter före det första turbinsteget. Då geometrin är den samma så bestäms flödet genom turbinen av tillståndet i inloppet och utloppet. Men då trycket före första turbinsteget sänks i strypventilen så kommer massflödet genom turbinen minska. Entalpin kommer vara oförändrad i strypventilen men trycket kommer minska vilket visas i nedanstående figur. (5) Figur 26: Förlopp strypreglering av ångturbin (5) I figuren syns att entalpiskillnaden för en isentrop expansion kommer minska då trycket reduceras i strypventilen (från till ). Detta innebär att användbar energi går förlorad och att det arbete som går att få ut från turbinen blir lägre än om expansionen hade skett utan strypning. Om regleringen istället sker med partialpådrag så används ett antal pådragsbågar som tillför ånga till det första steget i turbinen. Pådragsbågarna har var sin ventil som används för att reglera flödet i dessa. Varje pådragsbåge täcker ett område av det första stegets ledskenor och då ventilerna öppnas och stängs så ändras arean för strömningen genom ledskenorna. Så för att få ett mindre massflöde genom turbinen så stängs en ventil till en pådragsbåge av för att minska strömningsarean. Ju fler pådragsbågar turbinen har desto fler steg kan flödet regleras med genom att öppna och stänga pådragsventiler. Vanligtvis har man 2 till 8 pådragsbågar och regleringen mellan att dessa är helt 80

81 öppna och stängda sköts genom strypning av ångflödet antingen i pådragsventilerna eller i en gemensam strypventil. Pådragsbågar med de olika sätten att reglera massflödet visas i nedanstående figur. (5) Figur 27: Exempel pådragsbågar och ventiler (5) En ångturbin kan ha en eller flera avtappningar för processånga vilka kan vara av typen hålavtappning eller kontrollerad avtappning. I en kontrollerad avtappning hålls rätt tryck genom att variera flödeskapaciteten i steget efter avtappningen. Detta används vanligtvis då avtappningsflödet är större än 15 % av det ångflöde som fortsätter i turbinen efter avtappningen. I en hålavtappning varierar trycket med flödet genom turbinen och därför finns det en strypventil efter som reducerar detta tryck. Denna typ av avtappning används då avtappningsflödet är för lågt för att ha en kontrollerad avtappning. En turbin ska konstrueras så att avtappningarna på bästa sätt kan hålla rätt tryck för processen. Tryckförhållanden över turbinstegen måste därför anpassas efter detta. (7) För- och nackdelar olika alternativa lösningar Det finns en mängd olika alternativ och frågeställningar då en ny turbin ska väljas. Bland detta ingår att bestämma vilket ångflöde turbinen ska dimensioneras för. Frågeställningen är då hur stor turbinen ska vara föra att elproduktionen ska bli maximal? Andra saker som måste bestämmas är vilket inloppstryck och temperatur turbinen maximalt ska klara av. Är alternativet med en turbin för inloppstrycket 37 eller 71 bar (abs) bäst? Förutom ångdata i inloppet så måste det också bestämmas vilka avtappningar turbinen ska ha. Här måste det göras en ekonomisk kalkyl för att ta reda på om ökningen i pris på turbinen kan motiveras med en något större elproduktion. Det kan dessutom vara så att valet står mellan en billigare men mindre effektiv turbin och en dyrare som har högre verkningsgrad. Om så är fallet så måste det även beräknas om investeringen i en mer effektiv turbin är lönsam jämfört med den mindre effektiva. Men även kvaliteten har betydelse för priset vilket gör att det inte är lämpligt att köpa en turbin för en alltför okänd tillverkare även om denna är betydligt billigare. Om man väljer en sådan turbin så riskerar man att få stora problem med den och i så fall är det bättre att välja en dyrare turbin som faktiskt fungerar. 81

82 Kapacitet och elproduktion Som har nämnts i tidigare avsnitt finns det en reducerventil förbi turbinen för användning då mer processånga behövs än vad turbinen har kapacitet för. Detta ger en förlust i elproduktionen jämfört med en större turbin för vilket hela flödet skulle kunna gå igenom även vid tillfällen då behovet av processånga är stort. En ångturbin har normalt sett sitt verkningsgradsoptimum vid sin maximala kapacitet (gäller ej den gamla turbinen på AAK på grund av att denna har en överlastkanal). Då flödet genom turbinen sjunker kommer även verkningsgraden att sjunka och då flödet blivit tillräckligt lågt kommer den ha noll verkningsgrad så att den endast klarar av att driva sig själv och inte producera någon elektricitet. Därför så kommer verkningsgraden vara lägre vid normala driftförhållanden för en större turbin än en mindre eftersom denna då går på en mindre andel av sin maximala kapacitet. På grund av detta så finns det en optimal storlek på turbinen som är den som ger den högsta elproduktionen totalt sett under en längre period. Denna är inte så liten att bortfallet i elproduktionen blir alltför stort då mycket processånga behövs men inte heller så stor att stora förluster sker på grund av låg verkningsgrad vid normala driftförhållanden. Medelvärdena för november 2008 som använts till huvuddriftfall för simuleringarna med IPSE är ett driftfall där flödet av processånga är relativt högt jämfört med resten av året. Därför är det tänkbart att en ny turbin dimensioneras för en lägre kapacitet än vad som behövs för detta driftfall och att en del flöde då skulle gå förbi turbinen i reducerventilen. Men detta beror helt på vilken optimal kapacitet man kommer fram till. En ytterligare anledning till att inte välja en alltför stor turbin är att denna kommer bli dyrare än en mindre som inte har lika stor kapacitet. Eftersom elproduktionen helt och hållet styrs av behovet av processånga så kan man inte stirra sig blind på hur mycket elektricitet turbinen maximalt kan producera utan man måste anpassa den efter de flöden processånga som verkligen behövs. Temperatur och tryck Då ett högt inloppstryck och inloppstemperatur väljs för den nya turbinen så kommer en större del av värmeenergin i ångan från den nya pannan omvandlas till elektricitet och elproduktionen kommer därför bli högre trots att inte användningen av processånga ökar. Både ett ökat tryck och en ökad temperatur kommer leda till en större elproduktion, men det finns vissa skillnader i hur förändringar av dessa båda parametrar påverkar turbinens prestanda. Ett högre inloppstryck kommer leda till en lägre volymitet för ångan in i turbinen. Då massflödet ånga är den samma så kommer detta leda till att en mindre volym ånga passerar genom turbinen. Det lägre volymflödet ger en försämrad turbinverkningsgrad vilket minskar vinsten i elproduktion som kan åstadkommas med ett högre tryck. Om en högre inloppstemperatur väljs för turbinen så kommer volymiteten på ångan istället att öka vilket leder till ett större volymflöde genom turbinen. Detta ger en högre turbinverkningsgrad vilket ökar den vinst i elproduktion som fås genom att höja turbinens inloppstemperatur. (5) I turbiner där inloppsångan har högt tryck och temperatur krävs mera avancerade material för att turbinen ska tåla detta. Därför skulle en turbin för 40 bar och 400 C rimligtvis bli billigare än en för 70 bar och 500 C. Om en turbin för 70 bar väljs så kommer det vara möjligt att köra denna på 40 bars ånga från de gamla pannorna vilket kan vara önskvärt om den nya 70 bars pannan av någon anledning står stilla under en längre period. Detta kräver förståss vissa arrangemang med ventiler så att ånga kan gå från de gamla pannorna till den nya turbinen då denna ska köras med 40 bars ånga. Volymflödet ånga kommer bli betydligt större då de gamla pannorna används istället för den nya 70 bars pannan eftersom ångans volymiteten är större vid trycket 40 bar än 70 bar. Avläsning i ångtabell ger: 82

83 (8) Kapaciteten kommer vara betydligt lägre då en turbin för 70 bar körs med 40 bars ånga eftersom turbinen endast klarar av att ta emot ett visst volymflöde i inloppet. Kvoten mellan massflödena 40 bars ånga och 70 bars ånga då volymflödet är den samma ges av: Alltså kommer det vid körning med 40 bars ånga endast gå att få igenom 66 % av det massflöde ånga som turbinen klarar av då 70 bars ånga används. På grund av den betydligt lägre ångkapaciteten så kommer också elproduktionen bli lägre då turbinen körs med 40 bars ångan. Då en turbin för 40 bar valts istället så skulle denna ha en högre kapacitet och kunna producera mer el än då en turbin för 70 bar körs på 40 bars ånga. Frågan är då vad som väger tyngst. Är det risken att få stora problem med en ny 70 bars panna och därmed behöva köra den nya 70 bars turbinen på 40 bars ånga med ett bortfall i elproduktionen som följd eller är det den ökade elproduktionen med en 70 bars turbin i normaldriftfallet. Det lutar trots allt mot att det är bättre att ha en 70 bars turbin än att ha en turbin för 40 bar och då ha möjlighet att producera lika mycket elektricitet med ånga från de gamla pannorna då den nya pannan inte fungerar. Men detta beror helt på hur bra den nya pannan kommer fungera och hur stor andel av tiden den kan vara i drift vilket inte gå att veta i förväg. Troligtvis så överväger den i normalfallet högre elproduktionen med en 70 bars turbin bortfallet i elproduktion då den nya pannan står stilla. Avtappningar För de olika alternativen med en ny panna och turbin finns det en hel del olika alternativ med olika avtappningar. Som visas i figuren nedan så kan en turbin för 40 bar maximalt ha en 20 bars avtappning medans 70 bars turbinen kan ha avtappningar vid både 36 och 20 bar. Då 40 bars turbinen väljs är det tänkt att ångan från den nya pannan normalt sett ska hålla trycket 36 bar så att 36 bars processånga kommer direkt från pannan utan att gå igenom turbinen. För 70 bars turbinen så går det utöver 20 bars avtappningen att ha en 36 bars avtappning men i IPSE simuleringarna visade det sig att denna inte gav en speciellt stor ökning i elproduktionen vilket gör att det är tveksamt om denna är lönsam. Det verkar rimligt att åtminstone ha en 20 bars avtappning på 70 bars turbinen, däremot är det inte säkert att man kommer fram till att ha en 20 bars avtappning för en 40 bars turbin eftersom 20 bars ångan i fallet med reducering istället för avtappning endast måste strypas från 36 bar till 20 bar. Däremot så skulle för en 70 bars turbin ånga behöva strypas från 70 bar till 20 83

84 bar vilket ger ett betydligt större bortfall i elproduktionen. Figur 28: Maximalt antal avtappningar, 40 bars och 70 bars turbin Då en avtappning på en turbin jämförs med alternativet att ha en reducerventil istället som stryper ner ångan till rätt tryck så kommer det ske ett bortfall i elproduktionen för det senare alternativet. Detta för att den ånga för vilket trycket reduceras istället skulle kunna gå genom en del av turbinen före en avtappning och därmed bidra till elproduktionen. Då en avtappning för processånga används så kommer elproduktionen med turbinen i genomsnitt bli något större beroende på hur stort flödet av processånga är normalt sett. Men för varje avtappning så kommer priset på turbinen öka och därför är det inte alls säkert att det är lönsamt att ha det antal avtappningar som maximalt är möjligt. Det måste alltså göras en ekonomisk kalkyl där återbetalningstiden på den extra investeringen för att ha en avtappning beräknas. Vinsten med avtappningen är värdet av den extra elproduktionen och det räknas då ut hur lång tid det tar för denna att bli lika stor som prisökningen för avtappningen. Om återbetalningstiden är för lång så anses avtappningen vara olönsam. Förutom att det blir en vinst med den extra elproduktionen så kommer det även bli en viss ökning av mängden bränsle som måste användas i pannan då elproduktionen ökar vilket måste tas med i kalkylen. Ungefärligt val av turbin Krav på turbin för olika alternativ För den gamla turbinen är maximalt tryck och maximal kontinuerlig temperatur i inloppet 42,1 bar (abs) respektive 425 C. Normalt sett är ångdata i inloppet 37 bar(abs) och 400 C medans mottrycket är 7 bar (abs). Om alternativet att ha en ny turbin för samma tryck som den gamla väljs så skulle denna behöva klara motsvarande ångdata i inloppet som den gamla turbinen. Om man tänker sig att man ska ha möjlighet att gå upp lite i tryck för den nya pannan för att vid behov kunna höja kapaciteten på turbinen så behöver turbinen givetvis klara ett högre tryck. Med ett högre tryck så minskar volymiteten på ångan vilket gör att det går att få igenom ett större massflöde genom turbinen så att mer elektricitet kan produceras. Detta är tänkt att vara en säkerhetsmarginal på turbinens kapacitet i fall det skulle visa sig att flödena av processånga blir större än vad som har antagits. På detta sätt så kan en marginal läggas in utan att det försämrar verkningsgraden vid normala driftförhållanden. Om istället en turbin för 70 bar väljs så skulle denna normalt sett ha inloppstrycket 71 bar (abs) och inloppstemperaturen 500 C. Om man ska marginal att kunna höja inloppstrycket 10 % så skulle denna behöva klara av närmare 81 bar (abs). Detta medför inga 84