INTEGRERING AV TERMOKEMISKA TILLVERKNINGS- PROCESSER MED KRAFTVÄRMEPRODUKTION

Transkript

1 INTEGRERING AV TERMOKEMISKA TILLVERKNINGS- PROCESSER MED KRAFTVÄRMEPRODUKTION RAPPORT 2015:111 BRÄNSLEBASERAD EL- OCH VÄRMEPRODUKTION

2

3 Integrering av termokemiska tillverkningsprocesser med kraftvärmeproduktion Torrefiering och snabb pyrolys CHRISTER GUSTAVSSON, DANIEL NORDGREN, KARL LINDBERG ISBN ENERGIFORSK Energiforsk AB Telefon: E-post:

4

5 FÖRORD Denna rapport är slutrapportering av projekt SYS Integrering av termokemiska tillverkningsprocesser med kraftvärmeproduktion: torrefiering och snabb pyrolys (Energimyndighetens projektnummer P ) som faller under teknikområde Systemteknik. Målet med projektet har varit att ge en djupare kunskap om de termokemiska omvandlingsprocesserna torrefiering och snabb pyrolys, samt hur ett typiskt svenskt sulfatmassabruk och fjärrvärmeverk påverkas av en integration med ovanstående processer. Projektet har syftat till att öka förståelsen av integrationsmöjligheterna genom ett fördjupat tekniskt fokus avseende sidoströmmars sammansättning och hur de kan utnyttjas i kraftvärmeverket. Projektet har följts av en referensgrupp bestående av Tomas Ekbom, Grontmij, Nader Padban, Vattenfall R&D samt Andreas Sundlöf, Söderenergi. Värmeforsk har bedrivit värmeteknisk forskning inom det så kallade Basprogrammet sedan starten All forskningsverksamhet som bedrevs inom Värmeforsk ingår sedan den 1 januari 2015 i Energiforsk. Därför ges denna rapport ut som en Energiforskrapport. Programmets övergripande mål är att bidra till långsiktig utveckling av effektiva miljövänliga energisystemlösningar. Syftet är att medverka till framtagning av flexibla bränslebaserade anläggningar som kan anpassas till framtida behov och krav. Programmet är indelat i fyra teknikområden: anläggnings- och förbränningsteknik, processtyrning, material- och kemiteknik samt systemteknik. Stockholm juni 2015 Helena Sellerholm Områdesansvarig Bränslebaserad el- och värmeproduktion, Energiforsk AB

6

7 Abstract Produktion av fasta och flytande energibärare genom samlokalisering och integrering av de termokemiska tillverkningsprocesserna torrefiering och snabb pyrolys med kraftvärmeanläggningar har undersökts för ett fjärrvärmeverk och ett integrerat kartongbruk. Projektet har visat att storskalig bränsleproduktion kan uppnås för sådana integrerade anläggningar. Bränsleproduktionen vid de integrerade anläggningarna uppvisar en något bättre verkningsgrad än fristående anläggningar. Detta gäller i synnerhet för snabb pyrolys men även i mindre utsträckning för torrefiering. Alla undersökta integreringsalternativ medför ökat värmeunderlag för kraftvärmeverken och därmed ökad elproduktion. i

8 Sammanfattning Skogsindustrin och kraftvärmeproducenterna är de dominerande aktörerna vad gäller omsättning av skogsråvara i Sverige. I dagsläget består slutprodukterna från den svenska pappers- och massaindustrin i huvudsak av pappers- och kartongmaterial, massa och fasta oförädlade biobränslen samt värme och el. Andra produkter som framställs i olika omfattning är tallolja, terpentin samt lignosulfonat. För ett konventionellt kraftvärmeverk är huvudprodukterna värme och el och i vissa fall processånga till närliggande industrier. Det finns dock potential till att ytterligare utöka produktutbudet från båda dessa industrier till att även inkludera nya typer av bränsleprodukter, kemikalier och material. I detta projekt har de termokemiska processerna torrefiering och snabb pyrolys studerats. Målet med projektet har varit att ge en djupare kunskap om de termokemiska omvandlingsprocesserna torrefiering och snabb pyrolys, samt hur ett typiskt svenskt sulfatmassabruk och fjärrvärmeverk påverkas av en integration med ovanstående processer. Projektet har syftat till att öka förståelsen av integrationsmöjligheterna genom ett fördjupat tekniskt fokus avseende sidoströmmars sammansättning och hur de kan utnyttjas i kraftvärmeverket. I projektet har de termokemiska tillverkningsprocesserna modellerats utifrån tillgängliga litteraturdata gällande elementarsammansättning och värmevärden för råvaror och bränslen. Genomförda simuleringar visar att samlokalisering och integrering av anläggningar för snabb pyrolys och torrefierade pellets med kraftvärmeanläggningar medger produktion av bränsle i stor eller mycket stor skala. I synnerhet gäller detta för de samlokaliserade fallen av torrefiering och snabb pyrolys. För snabb pyrolys som integreras med befintlig panna genom kommunicerande bädd är produktionspotentialen mindre, men fortfarande betydande. Simuleringarna visar att ur ett strikt energimässigt perspektiv finns i första hand vinster med att integrera anläggningar för snabb pyrolys med befintliga kraftvärmeverk, då detta medger en verkningsgradsökning på 2-6% för de undersökta fallen. Vidare medger integrering och samlokalisering av såväl pyrolys som torrefiering ett ökat värmeunderlag för kraftvärmeverket vilket kan utgöra ett ekonomiskt incitament om el- och certifikatpris är höga. Samlokalisering och integrering av bränsletillverkning och kraftvärme kan genomföras med små konsekvenser för fastbränslepannor och värmedistributionssystem. För de studerade samlokaliserade fallen så har pannorna funnits kapabla att uppnå nominell kapacitet utan att begränsningar i rökgasflöde eller kondensatinsprutning mellan överhettare uppstår. För fallet med kommunicerande bädd-baserad pyrolys så är BFB pannors kapacitet att förbränna icke-flyktigt bränsle sannolikt en klart produktionsbegränsande faktor. Nyckelord: torrefiering, pyrolys, biomassa, bränslen, kraftvärme. iii

9 Executive Summary The forest industry and the district heating industry are the main industrial users of forestry resources in Sweden. Several previous studies have shown that positive synergy effects can be achieved by integration of solid fuel-, and biofuel production together with pulp-, paper-, and district heating production. In this project the synergy effects from integration of woody biomass torrefaction and flash pyrolysis with Combined Heat and Power production, CHP, have been examined for CHP plants in an integrated board mill and a district heating plant. Biomass torrefaction and flash pyrolysis are related technologies based on decomposition and devolatilization of the biomass. The product from torrefaction is a brittle solid material with hydrophobic properties whereas the main product from flash pyrolysis is a condensed liquid containing a wide variety of organic compounds. Several different reactors types exist for torrefaction as well as for flash pyrolysis. In this project the employment of a direct heated torrefaction reactor and a Circulating Fluidized Bed, CFB, reactor for flash pyrolysis has been assumed. The integration effects have been examined by simulation of the thermochemical fuel production in the commercial software Chemcad version (Chemstations). The fuel production has been modelled by stoichiometric reactors yielding pre-defined compounds. The utilization of by-products from the fuel production as well as the effects on the CHP plants from heat supply for drying have been modelled in the software ProSim version 5.8 (Endat). The following cases have been modelled. 1. Base case The base case is the simulated replica of the present operation at the plant. Design data for the CHP plants as well as data for ambient air temperatures, fuel moisture etc. used in the base case calculations was kept constant in the other cases (2-4 below). 2. Integrated pyrolysis In this case the pyrolysis reactor is integrated with the boiler by means of communicating fluidized bed technology. Char is combusted in the boiler fluidized bed. Non-condensable gases are incinerated in the boiler freeboard. 3. Co-located pyrolysis In this case a flash pyrolysis plant is located adjacent to a CHP plant. Noncondensable gases are incinerated in the boiler. 4. Co-located torrefaction In this case a torrefaction plant is located adjacent to a CHP plant. Noncondensable gases are incinerated in the boiler For all studied co-location/integration cases the biomass was dried in bed dryers to 10% moisture content prior to the thermochemical process. The drying was accomplished with the following assumptions iv

10 Integrated board mill Drying air was pre-heated by excess waste energy to 50 C. Final heating by low pressure steam 4 bar(a) District heating plant Drying air was pre-heated by district heating net return water. Final heating by district heating net supply water. The main results from the simulations for the integrated board mill in Skoghall can be found in Table 1 and Figure 1 below. The corresponding results for the district heating plant in Gävle can be found in Table 2 and Figure 2. Table 1. Results from the simulation of integration of thermochemical fuel conversion processes with the combined heat and power plant of Stora Enso Skoghall. Parameter/case Skoghall Base case Skoghall Integrated Pyrolysis Skoghall Co-located Pyrolysis Skoghall Co-located Torrefaction Unit Biofuel production kt/a, wet Biofuel production GWh/a Biofuel production m3/a Fuel supply to power boiler kt/a, wet Fuel supply to power GWh/a boiler (LHV,wet) Fuel supply to biofuel production kt/a, wet Fuel supply to biofuel GWh/a production (LHV,wet) Electricity generation GWh/a Heat generation (incl. heat for dryer) GWh/a Marginal efficiency % LHV v

11 Figure 1. Annual production of heat, electricity and biofuels for all cases at Stora Enso Skoghall Table 2. Results from the simulation of integration of thermochemical fuel conversion processes with the combined heat and power plant of Gävle Energi Parameter/fall Gävle Base case Gävle Integrated Pyrolysis Gävle Co-localised Pyrolysis Gävle Co-localised Torrefaction Enhet Biofuel production kt/a, wet Biofuel production GWh/a Biofuel production m3/a Fuel supply to power boiler kt/a, wet Fuel supply to power GWh/a boiler (LHV,wet) Fuel supply to biofuel production kt/a, wet Fuel supply to biofuel GWh/a production (LHV,wet) Electricity generation GWh/a Heat generation (incl. heat for dryer) GWh/a Efficiency (exkl. heat for dryer) % LHV Marginal efficiency %LHV vi

12 Figure 2. Annual production of heat, electricity and biofuels for all cases at Gävle Energi. The result of the simulation for a full year showed that significant volumes of fuel can be produced in addition to the present production of heat and power. For the co-location cases for torrefaction and flash pyrolysis the potential production capacity was clearly higher than for the integrated flash pyrolysis case where the production capacity was found to be restricted by the boiler s combustion capacity of char in the fluidized bed. The potential scale of operation with maintained integration benefits is for torrefaction and co-located pyrolysis clearly larger than any plants realised so far. Production plants of this size is in many case not realistic with respect to raw material sourcing, logistics and environmental permits etc. Also for the integrated dual bed pyrolysis cases the theoretical scale of operation is higher than for the first of a kind plant realized by Fortum in Joensuu Finland. The efficiency for stand alone plants calculated in this study was found to be: a. Torrefaction Efficiency (LHV product/lhv purchased biomass): 95% b. Flash pyrolysis Efficiency (LHV product/lhv purchased biomass): 76% Compared to the efficiencies for stand alone plants the efficiency was found to be somewhat higher for all examined integrated plant concepts. More significant efficiency increase was found for pyrolysis than for torrefaction. vii

13 All studied integration cases resulted in significant increase of heat consumption at the plants. This enable increased power production in the steam turbines. The integration of torrefaction and pyrolysis with combined heat and power, CHP, plants entails a change in the fuel mix to the existing biomass boilers. During low-load period this change can be rather significant with very high shares of the side stream fuels pyrolysis char and pyrolysis/torrefaction gases. The existing boilers ability to handle such an altered fuel mix is generally found to be good. Pyrolysis char has been assumed to be fully combusted within the fluidized bed. In reality some small size char particles miht escape from the bed and burn in the free board. The effects from such elutriation as well as any effect from char ash behaviour has not been considered in this study. viii

14 Innehållsförteckning 1 INLEDNING BAKGRUND BESKRIVNING AV FORSKNINGSOMRÅDET FORSKNINGSUPPGIFTEN OCH DESS ROLL INOM FORSKNINGSOMRÅDET MÅL OCH MÅLGRUPP TERMOKEMISK OMVANDLING ALLMÄNT TORREFIERING SNABB PYROLYS INTEGRERINGSASPEKTER METOD MODELLERING AV TILLVERKNINGSPROCESSER MODELLERING AV KRAFTVÄRMEANLÄGGNINGAR FALLSTUDIER GÄVLE ENERGI STORA ENSO SKOGHALL RESULTAT FRISTÅENDE ANLÄGGNINGAR GÄVLE ENERGI STORA ENSO SKOGHALL EGENSKAPER HOS BRÄNSLEN SOM ÅTERFÖRS TILL KRAFTVERKSPROCESSEN DISKUSSION DISKUSSION KRING ANTAGNA DATA ANALYS AV RESULTAT DISKUSSION GÄLLANDE PÅVERKAN PÅ KRAFTVÄRMEVERKET SLUTSATSER REKOMMENDATIONER OCH ANVÄNDNING LITTERATURREFERENSER ix

15

16 1 Inledning 1.1 Bakgrund Skogsindustrin och kraftvärmeproducenterna är idag de helt dominerande aktörerna vad gäller omsättning av skogsråvara i Sverige. I nuläget så består slutprodukterna från den svenska pappers- och massaindustrin i huvudsak av pappers- och kartongmaterial, massa och fasta oförädlade biobränslen samt värme och el. I vissa fall produceras även tallolja, terpentin och lignin för avsalu. För ett konventionellt kraftvärmeverk är huvudprodukterna värme och el och i vissa fall processånga till närliggande industrier samt kyla. Ett antal studier inom Värmeforsk och Elforsk gällande olika energikombinat för samtidig generering av massa och/eller kraftvärme, torkat bränsle, pellets och drivmedel har genomförts och betydande fördelar har påvisats för integrering av en eller flera av dessa processer med befintliga massa- och pappersbruk samt kraftvärmeanläggningar[1][2][3]. Det finns dock potential att ytterligare utöka produktutbudet från båda dessa industrier genom att även inkludera nya typer av bränsleprodukter, kemikalier och material. De termokemiska processerna torrefiering samt snabb pyrolys, som studerats i detta projekt, är tekniker som under senare år tilldragit sig ökat intresse i detta sammanhang. 1.2 Beskrivning av forskningsområdet Torrefiering och snabb pyrolys är besläktade processer där syftet i båda fall handlar om att genom upphettning i syrefri miljö sönderdela vedråvaran och driva av lättflyktiga ämnen. Båda teknikerna kan anses utgöra varianter av pyrolys (av grekiskans pyro eld och lysis separering ). Valet mellan de två teknikerna beror på målsättningen med operationen. I fallet torrefiering är syftet att bryta ner vedråvaran för att minska den mekaniska hållfastheten hos den fasta återstoden, men även för att öka energidensiteten (både på vikts- och volymbasis) samt förändra materialets fuktupptagande egenskaper. I fallet snabb pyrolys är syftet att omhänderta de avdrivna ämnena och genom en snabb kylning försöka maximera bildandet av en vätska. En översikt av tidigare forskning gällande de två teknikerna ges nedan Torrefiering Torrefiering är en relativ gammal teknik (ordet har sitt ursprung i det franska språket och syftar primärt till rostning av kaffe) som under senare år har tilldragit sig ett stort intresse från energindustrin som ett sätt att producera ett förnyelsebart bränsle med andra (förbättrade/förändrade) egenskaper än traditionell biomassa. Idag finns en mängd företag som utvecklar tekniken mot kommersiell status varvid flera av dem kommit långt i sin utveckling med större pilot- och/ eller demoanläggningar, bl.a. Andritz, Topell Energy och svenskbaserade BioEndev. Flertalet av de tillgängliga torrefieringsteknikerna kommer ursprungligen från torkteknik-området och utbudet av olika teknologier och leverantörer är mycket stort. Sedan 2012 finns t.o.m. ett 1

17 gemensamt intresseorgan International Biomass Torrefaction Council (IBTC) etablerat i Bryssel. Den nutida utvecklingen och rådande teknikstatus är väldokumenterad och finns beskriven i ett flertal svenska och internationella publikationer[4][5]. I Sverige är det företaget BioEndev, en avknoppning från Umeå universitet, som kommit längst i utvecklingen av kommersiell torrefieringsteknik. Under 2015 avser BioEndev att bygga en storskalig demonstrationsanläggning med produktionskapacitet på ton/år i Holmsund utanför Umeå 1. Vidare har svenska AB Torkapparater utvecklat en torrefieringsreaktor baserat på sin torkteknik och har sedan flera år haft tillgång till en mindre pilotanläggning i Nässjö och Gotland för försöksverksamhet 2. Bland energiproducenter så har svenska Vattenfall varit ledande i utvecklingen och utvärdering av torrefierings- och steam explosionteknik och bl.a. genomfört förbränningsförsök i större skala i några av sina kraftvärmeanläggningar[6] Mycket av den svenska forskningen som bedrivits under senare år har varit kopplad till Umeå universitet, och därifrån finns även ett antal publiceringar tillgängliga men fler förväntas komma framgent[7][8] Snabb pyrolys Snabb pyrolys i avsikt att producera ett eldningsoljesubstitut och/eller bas för framställning av drivmedel eller kemikalier är ett område som tog fart efter den första oljekrisen i början av 70-talet. Omfattande forskning har genomförts på många håll i världen och flera relevanta översikter har upprättats [9][10] Ledande forskning har utförts bl.a. i Finland, Holland, Tyskland och USA. Ur ett internationellt perspektiv har forskningen i Sverige inte varit speciellt omfattande, men viss forskning sker idag inom akademin, främst KTH samt vid institut, främst ETC. Inom Värmeforsk har processer för snabb pyrolys endast studerats översiktligt år 2000[11]. En nyligen utförd studie inom ramen för Energimyndighetens Bränsleprogram omvandling [12] ger en bred översikt av produktion, integrering och användning av pyrolysvätska samt ekonomi-, miljö- och logistikaspekter som kan kopplas till tekniken. 1.3 Forskningsuppgiften och dess roll inom forskningsområdet Rapporten avser att ge en djupare kunskap om de termokemiska omvandlingsprocesserna torrefiering och snabb pyrolys, samt hur ett typiskt svenskt sulfatmassabruk och fjärrvärmeverk påverkas av en integration med ovanstående processer. Projektet har syftat till att öka förståelsen av integrationsmöjligheterna genom ett fördjupat tekniskt fokus avseende biströmmars sammansättning och hur de kan utnyttjas i kraftvärmeverket

18 I projektet har de termokemiska tillverkningsprocesserna modellerats utifrån i forskningslitteratur tillgängliga data gällande elementarsammansättning och värmevärde för råvaror, bränslen och bifraktioner från bränsleproduktionen. 1.4 Mål och målgrupp Det övergripande målet med studien är att öka kunskapen om hur termokemiska processer utöver förbränning kan utnyttjas för att skapa ökade värden av de materialströmmar som omsätts eller på ett naturligt sätt skulle kunna omsättas i massaindustrin respektive kraftvärmeindustrin. Vidare syftar studien till att utreda för vilka processer som positiva synergier kan erhållas genom samlokalisering jämfört med att uppföra fristående anläggningar samt betydelsen av dessa eventuella synergier. Mera specifikt har projektet haft som målsättning att för ett typiskt sulfatmassabruk och fjärrvärmeverk beräkna nyckeltal avseende möjlig produktionsskala och integreringsaspekter: 1. Årlig producerad mängd bränsle för avsalu (ton, m 3, MWh) 2. Förändring av inköpt bränslemängd i jämförelse med nuläge 3. Bränsleegenskaper för de nya produkterna 4. Förändring av elproduktion (MW, MWh/år) 5. Förändring av värmeproduktion (MW, MWh/år) 6. Förändring av anläggningens totalverkningsgrad Rapporten är avsedd att fungera som stöd till de företag som överväger att: 1. Öka sin självförsörjningsgrad: t.ex. minska inköp av externt bränsle genom egen tillverkning av fossilbränsleersättning och/eller 2. Starta produktion av mer eller mindre förädlade kol/oljesubstitut för avsalu. Rapporten kan även ge vägledning till dem som överväger att bli köpare av kol-och eldningsoljesubstitut. 3

19 2 Termokemisk omvandling 2.1 Allmänt Termokemisk omvandling kan indelas i olika delprocesser 1. Pyrolys Pyrolysen är det första termokemiska steget och är en blandning av samtidiga och på varandra följande kemiska reaktioner. När ett biobränsle värms upp i frånvaro av syre börjar det brytas ner. Lättflyktiga ämnen avges, samtidigt som resterande del bildar koks. Beroende på hur långt pyrolysen drivs används olika benämningar för processen. Till denna delprocess räknas torrefiering och karbonisering. 2. Förgasning Förgasning är en omvandling av ett fast bränsle till en brännbar gas. Förgasning innefattar pyrolys och relaterade följdreaktioner samt förgasning av koksåterstod. Målsättningen med förgasning är som regel att uppnå en gassammansättning med höga halter av de lågmolekylära ämnena H2, CO och CH4. 3. Förbränning Vid förbränning oxideras bränslet med full tillgång på syre (stökiometriskt eller överstökiometriskt) 4. Direktförvätskning I tillägg till de tre ovanstående som inbegriper reaktioner i gasfas finns en undergrupp där bränslet under högt tryck och temperatur i vätskeomgivning bryts ner och bildar gas, koks och vätskeformiga produkter. De två processer som studerats i detta projekt är båda varianter av pyrolys. Skillnaden mellan torrefiering och snabb pyrolys ligger främst i hur långt det termiska sönderfallet drivs. 2.2 Torrefiering Torrefiering av biomassa, även kallat mild pyrolys, är en teknik som via värmebehandling av biomassa i o C under 2-30 minuter i en syrefattig miljö producerar ett förnyelsebart kolliknande material. Extremen kan liknas vid produktion av vanligt grillkol men i praktiken är reaktionsbetingelserna för torrefieringsprocessen inte lika kraftiga. När biomassan värms upp i syrefattig miljö (efter den torkats) börjar den brytas ner via ett flertal olika reaktioner. Under den termiska behandlingen avgår lättflyktiga ämnen och vatten från den fasta biomassan. Typiskt är att biomassan tappar ca 20% av sin vikt på torrbasis men endast ca 10% av sitt energiinnehåll, därav den ökade energitätheten i torrefierat material [4][5]. Ett antal olika processer för framställning av torrefierat material har tagits fram. Processerna skiljer sig främst åt vad gäller reaktorutformning, d.v.s. det processteg där 4

20 biomassan upphettas i syrefri miljö. De olika processerna kan grupperas efter den principiella utformningen av reaktorn, där de vanligaste är följande 3 : Mutiple Hearth Furnace (MHF) Rotary drum reactor Moving bed reactor Screw conveyor reactor Torbed reactor Oscillating belt reactor TurboDryer Microwave reactor Reaktortyperna finns realiserade i olika grad av utveckling och kommersialisering och beskrivs kortfattat i nedanstående kapitel. Centralt för alla tekniker är att nå en bra omblandning av materialet (biobränslet) och det värmande mediet (normalt uppvärmd gas/rökgas eller ånga) samtidigt som god kontroll på uppehållstider och processtemperatur kan uppnås. Utöver att vara baserade på olika reaktorprinciper så kan teknologierna delas in i ytterligare två undergrupper beroende på om de nyttjar indirekt eller direkt värmning av materialet, d.v.s. om det värmande mediet (gas/ånga) är i direktkontakt med materialet eller om värmeöverföringen sker indirekt genom tuboch/eller mantelväggar i reaktorn. För en mer detaljerad beskrivning av teknikerna och leverantörer hänvisas till tillgänglig litteratur [4][5] Tillverkningsprinciper Mutiple Hearth Furnace (MHF) Reaktorn består av flera ugnshärdar som är vertikalt uppbyggd med en keramisk inmurning. Anläggningen består typiskt av mellan 6-12 härdar med en roterande centeraxel med armar. Materialet som skall behandla tillförs uppifrån och möter den varma rökgasen som strömmar nedifrån och upp Rotary drum reactor Reaktorn består av en roterande trumma som blandar materialet tillsammans med den uppvärmda syrefattiga processgasen. Principen efterliknar tekniken som finns för pyrolysreaktorer och rotertorkar Moving bed reactor Tekniken baserar sig på en vertikal transportreaktor där materialet matas uppifrån och transporteras av egen tyngd och/eller med hjälp av uppvärmd processgas Screw conveyor reactor Tekniken kallas även för Auger reaktor och är en skruvmatare där materialet värms med rökgaser. 3 Teknologierna benämns vanligen på engelska och detta har även anammats i detta arbete. 5

21 Torbed reactor Tekniken bygger på en reaktor som nyttjar en uppvärmd gasström som tillförs nedifrån med hög hastighet och skapar en toroidal (munkformad) gasström vilken blandar om materialet samtidigt som det lyfts uppåt i reaktorn Oscillating belt reactor Reaktorn består av en oscillerande bandtork där materialet transporteras framåt i en skakande rörelse samtidigt som en uppvärmd gas strömmar genom hål i bandet. Tekniken påminner om den för kommersiella band- eller bältestorkar TurboDryer Tekniken baserar sig på en reaktor bestående av en stapel av långsamt roterande cirkulära plattor. Material matas uppifrån och faller nedåt i en cirkulär rörelse (varv efter varv). Biomassan blandas därvid med uppvärmd gas vilken cirkuleras inne i reaktorn med interna fläktar Microwave reactor Som namnet antyder så baseras sig denna teknik på en reaktor som använder mikrovågor för torkning och torrefiering av materialet Produktkarakterisering Torrefieringsbetingelserna (uppehållstid och temperatur) är direkt avgörande för vilken sammansättning det fasta torrefierade materialet har efter att biomassan passerat genom reaktorn. Ett kraftigt torrefierat material kan ha tappat uppåt 40 vikt% av dess urspungliga vikt medan motsvarande viktförlust för ett milt torrefierat material kan vara nedåt 10%. Typiskt är att biomassan tappar ca 20% av sin vikt men endast 10% av sin energi, vilken avgår med de avdriva gaskomponenterna. I detta kapitel beskrivs de bildade fraktionerna torrefieringsgas och (fast) torrefierat material översiktligt. För fördjupad information finns en stor mängd vetenskaplig litteratur tillgänglig exempelvis. [4][5][13][14] Torrefierat material Det fasta torrefierade materialet utgör typiskt 80% (torr basis) av den ursprungliga biomassans vikt. Materialet ändrar inte storlek eller form under själva torrefieringsprocessen, däremot blir det sprödare och mörkare i färgen och får en doft av tjärämnen. Vid mildare torrefiering blir materialet brunt och vid mer intensiv behandling blir material grå-svart. Det sistnämnda förklarar varför den pelleterade formen av materialet ibland kallas black pellets Sammansättning I Tabell 3 ges en jämförelse av ett typiskt torrefierat material (TOP = Torrefied Pellets) och ett urval av andra fastbränslen. Jämfört med vanlig biomassa såsom skogsflis eller träpellets så framgår att andelen kol (C) är högre medan innehållet av syre (O) och väte (H) är lägre i det torrefierade material. Torrefierat material har därmed en sammansättning som kan efterliknas den för brunkol eller lignin (visas ej i tabellen). Vidare kan ses att fukthalten är något lägre än för vita träpellets. Värmevärdet för torrefierat material ligger typiskt i spannet MJ/kg, där de högre nivåerna normalt nås vid med mer kraftig torrefiering. Energidensiteten för torrefierat (pelleterat) material 6

22 kan förväntas ligga i spannet 15-18,7 GJ/m 3 vilken är uppåt 50% högre jämfört med vita pellets. Det skall dock tilläggas att tekniken kring att pelletera torrefierad biomassa ej kan anses vara färdigutvecklad, och det är framför allt hållfastheten och i viss mån vattenupptag i pelleten (över tid) som det finns varierande erfarenheter kring. Tabell 3. Jämförelse av sammansättning och bränsleegenskaper, indikativa värden. Data taget från Ekbom (2013) [4] Table 3. Comparison of elemental composition and fuel properties (indicative). Data taken from Ekbom (2013) [4] Skogsflis Träpellets TOP Träkol Stenkol Värmevärde, MJ/kg (LHV) Fukthalt, vikt % (~3) Askhalt, vikt % 2-4 <0,50 % <0,50 %? Max 4 % 3-20 % Volatiler, % (t.b.) Fixerat kol, % (t.b.) Bulkdensitet (kg/m 3 ) ~ Energidensitet (GJ/m 3 ) 2,0-3,0 7,5-10,4 15,0-18,7 6,0-6,4 18,4-23,8 Elementaranalys: C vikts % av TS ~50 50,8 59,7 ~87 ~50-90 H vikts % av TS ~6 6,24 5,6 ~3 ~3-6 N vikts % av TS ~0,2 0,1 0,25 n/a ~1,5 O vikts % av TS ~43 42,8 32,9 ~10 ~5-20 Damm Medel Begränsad Begränsad Hög Begränsad Hydroskopisk egenskap Hydrofil Hydrofil Måttligt Hydrofob Hydrofob hydrofob Biologisk nedbrytning Ja Ja Långsam Nej Nej Malningskrav Special Special Standard Standard Standard Handhavande Special Lätt Lätt Lätt Lätt Produkthållfasthet Begränsad Hög Medel/Hög Hög Hög Transportkostnader Hög Medel Låg Medel Låg Gas från torrefieringsprocessen Gasen från torrefieringsprocessen utgör typiskt 20% av den ursprungliga biomassans vikt. Beroende på om reaktorn har indirekt eller direkt värmning och med återrecirkulation av processgaser så kan den ur biomassan avdrivna gasen spädas ut med rökgas innehållandes bl.a. vattenånga. Ett område som inte får anses vara färdigutvecklat vad gäller torrefieringas är hur man hanterar utkondensering tjärämnen vid utkondensering av vattnet i gasen, och här finns olika teknik-koncept under utveckling Sammansättning Torrefieringsgas består av kondenserbara och icke-kondenserbara gaskomponenter. Sammantaget så är de största gaskomponenterna i en generell torrefieringsgas H2O, CO2 och CO. Vatten och CO2 utgör de huvudsakliga inerta gaskomponenterna i torrefieringsgas. CO2 och CO utgör typiskt 10-15% på volymbasis av hela gasvolymen. Utöver dessa komponenter så kan det även förekomma mindre andelar av ett antal gasformiga kolväten såsom metan och etylen men även formaldehyd, terpener, 7

23 merkaptaner, ammoniak samt organiska syror t.ex. ättiksyra. Generellt gäller att ju intensivare torrefiering desto högre blir CO-andelen av den icke-kondenserbara gasen. 2.3 Snabb pyrolys I detta kapitel beskrivs översiktligt grundläggande tillverkningsprinciper, kommersiellt tillgängliga tekniker och de olika producerade fraktionernas karakteristik. Snabb pyrolys av biomassa åstadkoms genom en liknande process som torrefiering med skillnaden att temperaturen är högre, kring 500 o C, samt uppvärmningstiden och uppehållstiden är väsentligt kortare. När biobränslet värms upp i frånvaro av syre börjar det brytas ner. Flyktiga ämnen avges samtidigt som resterande del bildar koks. Tre olika fraktioner bildas: Gas, kondenserbar ånga samt kol. Fördelningen mellan dessa fraktioner bestäms bl.a. av: - Reaktionsbetingelser: - Temperatur, uppvärmningshastighet och uppehållstid. - Råvaruegenskaper: - Råvarans sammansättning, ingående fukthalt samt förekomst av katalyserande ämnen i råvaran Vid snabb pyrolys eftersträvas normalt ett högt utbyte av ångor som kan kondenseras ner till en vätska som i litteraturen benämns pyrolysolja, bioolja, pyrolystjära eller pyrolysvätska. Pyrolysvätskan består av ett stort antal kemiska ämnen (>300), varav de flesta förekommer i små mängder. Pyrolys av ved för framställning av olika produkter är en verksamhet med en lång tradition. Redan för flera hundra år sedan framställdes tjära för träskyddsändamål och träkol för användning i stålindustrin med hjälp av pyrolys av ved Tillverkningsprinciper Alla tillverkningsprinciper bygger på att inkommande biomassa hettas upp i frånvaro av syre. För att undvika att biomassans sönderfall drivs för långt och/eller att följdreaktioner sker mellan reaktiva komponenter i de bildade ångorna så eftersträvas snabb upphettning, kort uppehållstid följt av snabb avkylning/kondensering. Ett antal olika processer för framställning av pyrolysvätska har tagits fram. Processerna skiljer sig främst åt vad gäller reaktorutformning, d.v.s. det processteg där biomassan upphettas i syrefri miljö. De olika processerna kan grupperas efter den principiella utformningen av reaktorn, de vanligaste är: Fluidiserande bädd - Bubblande fluidiserande bädd - Cirkulerande fluidiserande bädd Mekaniskt transporterat värmeöverföringsmaterial - Roterande kon reaktor - Skruvreaktor Ablativ pyrolys Vakuumpyrolys 8

24 Reaktortyperna finns realiserade i olika grad av utveckling och kommersialisering och beskrivs kort i nedanstående kapitel. För ytterligare information om de olika reaktortyperna hänvisas till tidigare publicerade rapporter exempelvis [12]. Ett antal ytterligare typer finns med liten eller ingen kommersiell relevans ex. vis mikrovågsreaktor, suspensionsreaktor och vakuumpyrolys. Dessa tekniker behandlas inte i denna rapport Bubblande fluidiserande bädd I en pyrolysprocess baserad på bubblande fluidiserande bädd, BFB, matas biomassan in i en reaktor innehållande fasta partiklar (i allmänhet sand). Genom blandningen av biomassa och sand pumpas en syrefri gas för fluidisering. Vid laboratorieanläggningar nyttjas ofta kvävgas, medan kommersiella anläggningar utnyttjar recirkulerande okondenserad gas från pyrolysens kondenseringssteg. Den fluidiserande bädden kan designas för att ge önskad uppehållstid i- och ovanför bädden. Efter reaktorn separeras koks från ånga/gas via cyklonering. Ånga/gas leds vidare till en eller flera kondensorer där den kondenserbara fraktionen avskiljs. En delström av de okondenserbara gaserna återuppvärms och leds tillbaka till pyrolysreaktorn som fluidiseringsmedium (bärgas). Temperaturen i reaktorn kan principiellt upprätthållas genom att värma fluidiseringsgasen eller genom att indirekt värma sanden i reaktorn Cirkulerande fluidiserande bädd Cirkulerande fluidiserande bädd, CFB är liksom BFB en väletablerad teknik. Till skillnad från i en BFB bädd cirkuleras bäddmaterialet i en CFB genom reaktorn och avskiljs från pyrolysångor och bärgas utanför reaktorn. Biomassan matas in i reaktorn. Bäddmaterial och pyrolysångor/gas leds därefter till en cyklon där gasen och de fasta partiklarna separeras. Koksen och sanden leds till en förbränningsreaktor där luft tillsätts. Koksen förbränns då varvid bäddmaterialet värms upp, varefter det återförs till pyrolsreaktorn. Liksom för den bubblande fluidiserande bädden utnyttjas cirkulerad okondenserbar gas som bärgas Roterande konreaktor Denna reaktortyp har utvecklats vid universitetet i Twente, Holland, sedan början av 90- talet. Reaktortypen har likheter med CFB på det sättet att het sand blandas med biomassa. En avgörande skillnad är att reaktorn består av en roterande kon där sand och kol separeras från gas/ånga med hjälp av centrifugalkraft. Koksfraktionen bränns i en BFB innan den heta sanden återförs till konens nederdel där den åter blandas med biomassa. Vid tidpunkten för denna rapports färdigställande har en pyrolysanläggning byggts klart för drifttagning i Holland av företaget BTG-BTL. Anläggningen beräknas få en verkningsgrad (bränsle till produkt) på ca 68 % räknat på LHV Skruvreaktor Reaktortypen har utvecklats vid Karlsruhe tekniska institut KIT (f.d. FZK) till en process (Bioliq) som utnyttjar en skruvreaktor med het sand för pyrolysering. I processen flyttas den heta sanden (eller annan värmebärare) mekaniskt och utan bärgas. Efter att sand och koks separerats återvärms sanden genom förbränning av okondenserbara gaser. 9

25 Ablativ pyrolys I laboratorieskala har byggts anläggningar för ablativ pyrolys där ved pressas mot en roterande het yta i syrefri miljö, varvid veden succesivt förångas. En pilotanläggning för ablativ pyrolys finns sedan ett par år också vid forskningsinstitutet ETC i Piteå. Vid denna anläggning så matas finmald biomassa in i en utifrån uppvärmd kon där biomassan hettas upp och där ångorna separeras från bildat koks Produktkarakterisering I detta kapitel beskrivs de bildade fraktionerna översiktligt. För fördjupad information finns en stor mängd litteratur tillgänglig, exempelvis [15][16][17] Pyrolysvätska Huvuddelen av de vid snabb pyrolys bildade gaserna har en så hög kondenseringstemperatur att de kan kondenseras till vätska vid atmosfärstryck och rumstemperatur. Benämningen på den bildade vätskan varierar: Pyrolysolja, pyrolystjära, bioolja m.fl. används. Olja definieras som en vätska som inte löser sig i vatten. Eftersom den kondenserade fraktionen från pyrolys är vattenlöslig är pyrolysolja egentligen inte en bra benämning och pyrolysvätska har istället använts i denna rapport. Mellan vikt% av den inkommande biomassan omvandlas till pyrolysvätska, en brun vätska med lågt ph och distinkt rökig lukt. Vatteninnehållet i pyrolysvätskan varierar mellan % beroende på bl.a. inkommande fukthalt. Vattnet befinner sig i lösning eller emulsion och kan inte avlägsnas genom exempelvis dekantering eller centrifugering. Utbytet av vätska beror bl.a. på råvara och processtemperatur Sammansättning och egenskaper Pyrolysvätskan innehåller flera hundra ämnen (utöver vatten), vilka grovt kan indelas i fem olika kategorier: aldehyder, ketoner, kolhydrater, karboxylsyror och fenoler[18]. De flesta ämnena finns i låga koncentrationer. En relativt stor andel organiska syror förklarar pyrolysvätskans låga ph-värde som är omkring 2-3. Gemensamt för alla pyrolysvätskor är det höga syreinnehållet, vilket i praktiken är den grundläggande orsaken till det låga värmevärdet och den dåliga lagringsstabiliteten. I tabell 4 nedan ges indikativa analysvärden för en pyrolysvätska producerad från grot. Som jämförelse ges värden även för en tung eldningsolja, Eo5. 10

26 Tabell 4. Indikativ sammansättning och egenskaper för en pyrolysvätska producerad från grot. Som jämförelse ges värden även för en tung eldningsolja, Eo5. Table 4. Indicative composition and properties of pyrolysis liquid produced from forest residues. Corresponding values for heavy fuel oil are given for comparison. Analyserad parameter Pyrolysvätska [16] Eo5 Effektivt värmevärde [MJ/kg] ,5 Vattenhalt [%] <0,1 Aska [%] 0,06-0,2 0,01 C [%] H [%] O [%] <0,5 S [%] *) <0,05 0,4 N [%] <0,4 0,35 Na [ppm] (0)-8 10 Ca [ppm] (0)-710 <10 K [ppm] (0) Densitet [kg/m3] 1,2 0,94 C [mpas] ph 3 N/A Gas från pyrolysprocessen Gaserna från pyrolysprocessen består av olika ämnen som inte är kondenserbara vid de förhållanden som råder i quenchen. Antalet ämnen kan vara relativt stort, men de flesta finns bara i mycket låga halter. En mycket stor andel av de icke-kondenserbara gaserna består av kolmonoxid, koldioxid och metan. 11

27 Sammansättning och egenskaper I nedanstående Tabell 5 ges typisk gassammansättning som finns angivna i litteraturen. Tabell 5. Typisk gassammansättning som finns angivna i litteraturen. Table 5. Typical gas composition found in literature. Gaskomponent Vikt%, torr gas[19] Vikt%, torr gas[20] CO CO CH Övrigt Koks I de kommersiellt sett mest relevanta teknikerna för snabb pyrolys så förbrukas koks för värmning av cirkulerande sand. I fristående eller samlokaliserade anläggningar så förbränns koksen i för ändamålet anpassade fluidiserade-bädd reaktorer. I fallet med integrerad pyrolys där koksen leds till den befintliga BFB pannan är det relevant att beskriva sammansättning och förbränningsegenskaper Sammansättning och egenskaper Koks från snabb pyrolys är ett helt torrt finkorning material med mycket hög kolhalt och låg halt av flyktiga komponenter. Elementarsammansättningen varierar beroende på råvara och driftsparametrar. Följande sammansättning kan anses representativ (vikt%): C=75-85%, O=10-20%, H=2-5%. Askhalten i koks är betydligt högre än för den ingående råvaran. 2.4 Integreringsaspekter Samlokalisering/integrering av bränsleproduktion med kraftvärmeproduktion innebär naturligtvis ett mycket stort antal potentiella integreringsmöjligheter inom ett flertal områden såsom logistik, bemanning, underhåll etc. I denna rapport behandlas aspekter kring energiintegrering utifrån de olika fraktionernas förbränningsegenskaper nedan. Övriga generella integreringsmöjligheter har inte behandlats i detta projekt Förbränningsegenskaper för nya bränslena I detta kapitel görs en översiktlig analys och jämförelse av de nya bränslenas förbränningsegenskaper. De nya bränslen kan dels nyttjas internt inom bioenergikombinatet och dels som avsalubränslen. Till den förstnämnda kategorin hör torrefierings- och pyrolysgas samt pyrolyskoksen medan det torrefierade (fasta) bränslet samt pyrolysvätskan i första hand är aktuellt som avsalubränsle. I fallet att bränslen nyttjas internt inom biokombinatet så bör de jämföras med basbränslet för kombinatet, vilket i detta arbete är fuktiga skogs- eller träbränslen. Ett av de tänkta stora användningsområdena för torrefierad biomassa är som sameldningsbränsle med kol eller som enskilt mono-bränsle i större pulvereldade kraftvärmeverk eller förgasningsanläggningar, och en jämförelse med ett (sten)kolsbränsle alternativt vita 12

28 träpellets bedöms därför var mest relevant. Pyrolysvätska är en tänkt ersättare för konventionella (fossila) oljebränslen och bör därför jämföras med dessa bränslen. Nedan följer en jämförelse av ett de nya bränslena och några olika typer av kommersiella bränslen med avseende adiabatisk flamtemperatur och specifik rökgasmängd. Data i jämförelserna är hämtade från tillgänglig litteratur, och beräknade med mjukvaran FuelSim, och skall i detta sammanhang endast ses som indikativa och som stöd till diskussionen om förbränningsegenskaper för de bränslen som studeras i detta arbete. Vid förbränning så utgör flamstrålning en stor del av värmeöverföringen i de delar av anläggningen där värmeupptaget sker i anslutning till flamman. På grund av det tydliga sambandet mellan temperatur och strålning (strålningsintensitet är proportionell mot temperatur T 4 ) ger en högre flamtemperatur att mer värme kan avges i form av flamstrålning jämfört med en svalare flamma. En högre andel avgiven värme via strålning kyler av flamman mer effektivt med konsekvens att andelen värme som behöver tas upp i efterföljande (konvektiva) värmeöverförande ytor minskar samt att den faktiska rökgasvolymen blir mindre p.g.a. av svalare rökgas. Kombinationen av en hög flamtemperatur och låg specifik rökgasmängd, uttryckt som Nm 3 /MJ tillförd bränsleeffekt, blir därför ett mått på ett bränsles verkningsgrad i att kunna överföra energi till de värmeupptagande ytorna i en generell process. För en anläggning som kör nära sitt maximum, vilket är fallet för de integrerade fallen i detta arbete så kan införandet av de nya bränslefraktionerna ha viss inverkan på anläggningens maxprestanda och verkningsgrad, t.ex. kan begräsningar i rökgasflöden och förändrat värmeupptag i anläggningens olika delar uppstå om större andelar av de nya bränslena tillförs processen mot det att man backar på dess basbränsle. Figur 3 visar adiabatisk flamtemperatur för ett antal olika bränslen, inklusive tre torrefierade bränslen, torrefieringsgas, pyrolysvätska, pyrolysgas och pyrolyskoks medan Figur 4 visar specifik rökgasmängd för samma bränslen. 13

29 Figur 3. Figure 3. Adiabatisk flamtemperatur för ett antal olika bränslen, inklusive tre torrefierade bränslen, torrefieringsgas, pyrolysvätska, pyrolysgas och pyrolyskoks, indikativa data. Data taget från [21]. Adiabatic flame temperature of a selection of various fuels including three torrefied fuels as well as pyrolysis liquid, pyrolysis gas and pyrolysis coke (indicative) [21]. 14

30 Figur 4. Figure 4. Specifik rökgasmängd för ett antal olika bränslen, inklusive tre torrefierade bränslen, torrefieringsgas, pyrolysvätska, pyrolysgas och pyrolyskoks, indikativa data. Data taget från [21]. Specific flue gas volume of a selection of various fuels including three torrefied fuels as well as pyrolysis liquid, pyrolysis gas and pyrolysis coke (indicative)[21] Förbränningsegenskaper torrefierat material Ett av de tänkta stora användningsområdena för torrefierad biomassa är som sameldningsbränsle med kol eller som enskilt mono-bränsle i större pulvereldade kraftvärmeverk eller förgasningsanläggningar. Ett torrefierat material har en mer gynnsam elementarsammansättning, bl.a. en lägre O/C-kvot, vilket är viktigt i förgasningssammanhang, samtidigt som det blir mera sprött och lämpar sig bättre för pulverisering i kvarnar designade för typiska (kristallina) kolbränslen. Produkten är till stor del vattenavvisande (dock finns ett visst vattenupptag till mellan 1-6% upptag av fukt) och har därmed förutsättning till att kunna lagras utomhus. Det ökade värmevärdet gör dels att befintliga bränsletransportörer (i en förbränningsanläggning) belastas mindre, dels att det logistikmässigt blir enklare att motivera längre transportavstånd. Jämfört med obehandlad biomassa ökar askinnehållet i motsvarande torrefierade biomassa proportionellt mot hur mycket volatila komponenter som drivits av från den fasta biomassan. Unders senare år har ett antal utredningar rörande samförbränning av torrefierad biomassa och stenkol gjorts. Flertalet av studierna har omfattat förbränningsförsök i varierande skala, allt i från lab.skala till ett mindre antal försök i större anläggningar. Den generella bedömningen är att inblandning kring 50 vikt%, ca 40 energi%, bör kunna göras utan större modifieringar i befintliga anläggningar. Generellt är det 15

31 bränslehantering och kvarnanläggningarna som har begränsat högre inblandning[6][22][23]. I Sverige, där nyttjandet av kol för energiproduktion är mycket begränsad, så bör intresset för nyttjandet av torrefierad biomassa vara mer riktat mot anläggningar som i dag eldar träpulver och vid konvertering av gamla olje- och kol- och torvpannor till biobränslen. I Figur 3 ovan så framgår att skillnaderna i adiabatisk flamtemperatur mellan vita träpellets och de torrefierade bränslena inte är så stora, mellan 2-6% (30-80 o C) högre för de torrefierade bränslena. Relativt eldningsoljorna 1 och 5 samt stenkolet så är flamtemperaturen för de torrefierade bränslena ca 10% respektive 5% lägre ( o C). Jämfört med ett fuktigt träbränsle (45% fukt) så är flamtemperaturen ca 30% högre för de torrefierade bränslena. I Figur 4 framgår att två av de torrefierade bränslena uppvisar något lägre specifik rökgasvolym än vanliga träpellets. I jämförelse med oljebränslena så har torrefierat bränsle mellan 5-10% högre specifik rökgasvolym. Stenkolet i just detta exempel resulterar i högre specifik rökgasvolym jämfört med de torrefierade bränslena. Jämfört med ett fuktigt träbränsle (45% fukt) så är specifik rökgasvolym ca 40% lägre för de torrefierade bränslena. Baserat på flamtemperatur och rökgasmängd kan det i det generella fallet sägas att ett torrefierat material jämfört med vanliga träpellets bör vara något mer effektiv i sitt sätt att överföra värme till värmupptagande ytor i en generell förbränningsanläggning men att skillnaden inte är speciellt stor. I praktiken bör dock de torrefierade materialet kunna malas något finare än vanliga träpellets och detta kommer då att förstärka fördelarna med torrefierade bränslen i en sådan enklare jämförelse. Stenkolsbränslet uppvisade förvisso högre flamtemperatur men även högre specifik rögasvolym jämfört med de torrefierade bränslena, d.v.s. två parametrar som i någon form är motvikter till varandra och därmed kan det antas att skillnaderna mellan de båda bränslekvaliteterna är i lägre skalan sett över alla värmeupptagande ytor i en anläggning. Nyligen genomförda CFD-simuleringar, [23], indikerar att värmeöverföring endast påverkas marginellt vid inblandning av vikt% torrefierat bränsle i stenkolsbränsle, vilket stödjer antagandet att värmeöverföringsprestandan bränslena emellan inte skiljer sig så mycket åt men att stenkol är något mer effektiv i detta perspektiv. Jämfört med de båda oljebränslen (EO1, EO5) så är det tydligt att de förstnämnda är mer effektiva i sin värmeöverföring. Dessutom finns fundamentala skillnader i hur en olja, men givetvis även vätskeformiga bränsle generellt, kan finfördelas i en brännare jämfört med ett pulveriserat fastbränsle, och detta påverkar i stor utsträckning flamkaraktäristiken och flammans förmåga att överföra värme till omgivande ytor. En olje/vätskeflamma kan generellt göras mycket kompaktare/mindre än en fastbränsleflamma och kommer därmed att kunna överföra mer energi via strålning i ett förbränningsutrymme med given volym. Det sistnämnda är speciellt viktigt i förbränningsapplikationer där flamstrålning står för större delen av den avgivna värmen, t.ex. i mesaugnar och andra kiln-applikationer. 16

32 Förbränningsegenskaper torrefieringsgas Eftersom att torrefieringsgas ofta föreslås nyttjas för att, via förbränning, generera den energi som torrefieringsprocessen behöver för att drivas så är dess förbränningsegenskaper av intresse att studera. I de integrerade fallen i denna studie så antas att överskottsgasen återförs till kraftverkspannan, via en separat gasbrännare, och därmed tränger undan anläggningens normala bränsle. I detta arbete har det antagits att gasen bör kunna eldas relativt oproblematiskt ovan bädd i en fastbränslepanna. Endast ett fåtal publikationer där praktiska förbränningsegenskaper för torrefieringsgas presenteras har hittats i detta arbete. Värmevärdet på torrefieringsgas finns presenterat i flertalet publikationer och spannet är mycket brett: från ca 5 16 MJ/Nm 3 [24],[14]. Värmevärden i den högre skalan förutsätter sannolikt mycket specifika processbetingelser bl.a. kraftig torrefiering och indirekt värmning. Värmevärdena i den lägre delen av spannet är mer sannolikt de som är att förvänta från de flesta torrefieringsprocesser som utvecklas i dag. Bergman m.fl. [25] kommenterar att den adiabatiska flamtemperaturen för en torrefieringsgas bör ligga minst 400 C över antändningstemperaturen för den mest svårantända gaskomponenten för att förbränning skall kunna vidmakthållas. I detta fall var det gaskomponenterna CO och fenol med antändningstemperaturer kring 600 C som bedömdes vara primärt begränsade för förbränningen, d.v.s. adiabatiska flamtemperaturen bör vara minst 1000 C för att kunna underhålla förbränningen av gasen. Vid lägre adiabatiska flamtemperaturer (< ~1000 C) kan det bli mycket svårt att hålla en stabil flamma utan tillsatsbränsle. I tillgänglig litteratur redovisas ett spann som typiskt ligger mellan C för adiabatiska flamtemperaturer för (ickekondenserad) torrefieringsgas [21]. I Figur 3 ovan så framgår att den torrefieringsgas, som i detta exempel är torr, d.v.s. allt vatten antas vara utkondenserat, och innehåller ca 70% CO2, 30% CO samt <0,4% CH4, har en adiabatisk flamtemperatur kring mellan 1000 C. Detta indikerar att denna gas, bör kunna förbrännas utan stödbränsle. Jämfört med ett fuktigt träbränsle (45% fukt) så är flamtemperaturen ca 30% högre för de fuktiga träbränslet (ca 300 C). I Figur 4 visas att torrefieringsgasen har ca 10% lägre specifik rökgasvolym än det fuktiga träbränslet, men att det är ca 20% högre jämfört med det för naturgas. En gasflamma bör kunna upprätthållas med lägre luftöverskott jämfört med motsvarande fastbränsleförbränningen i en fluidiserad bädd, vilket kommer att vara positiv m.a.p. både temperatur och rökgasmängd. P.g.a. av flamkaraktäristiken hos en gasflamma så kan det förväntas att den kan generera en något mindre luminös flamma vilket kan ge en något lägre andel värmeöverföring via strålning och därmed en varmare rökgas längre bak i pannan. Sammantaget görs dock bedömningen att tillförsel av torrefieringsgas till en fastbränslepanna kan komma att begränsa värmeupptagningen i pannan och därmed även dess verkningsgrad. Beroende på gasens sammansättning kan även mängden/volymen producerad rökgas förväntas vara oförändrad till att öka något, p.g.a. av varmare rökgas efter eldstaden, och därmed begränsa totalt rökgasflöde som kan transporteras genom anläggning och därmed även dess maxeffekt vid en given 17

33 bränslemix. I praktiken är skillnaderna sannolikt inte så stora men de kan alltså komma att begränsa hela anläggningens prestanda något Förbränningsegenskaper pyrolysvätska En tänkbar användning för pyrolysvätska är som ersättare konventionella (fossila) eldningsoljor i vid energiproduktion och i industriella förbränningsprocesser. Ett större antal förbränningsförsök finns redovisade i litteraturen[21] [26]. Pyrolysvätska uppvisar skillnader gentemot kommersiella eldningsoljor vad avser ett flertal viktiga förbränningsegenskaper. För antändnings- och förbränningsförlopp har det påvisats att en fossil oljedroppe har ca halva antändningstiden jämfört med en droppe pyrolysvätska men att totala tiden för full utbränning endast låg 10% från varandra. Olika typer av pyrolysvätskor kan dock uppvisa vitt skilda antändnings- och förbränningsförlopp/tider. En tänkbar förklaring till detta är att det finns stora skillnader i viskositet mellan olika pyrolysvätske-kvaliteter som i sin tur påverkar fraktionering/atomisering av pyrolysvätske-dropparna i själva förbränningsögonblicket [27][28]. Pyrolysvätskans askinnehåll är starkt beroende av vilken råvara som använts. En pyrolysvätska producerad av grot har enligt data i tillgänglig litteratur något lägre innehåll av askämnen jämfört med den ursprungliga råvaran, dock högre än askinnehållet som normalt återfinns i en kommersiell oljekvalitet. En typisk grotbaserad pryolysvätska har något lägre innehåll av Na, K, Ca och Mg jämfört med en vanlig (svensk) vit träpellets [29] Den adiabatiska flamtemperaturen för pyrolysvätska är omkring 5-7% (ca C) lägre än den för eldningsolja EO1 eller EO5, se Figur 3 ovan. En flamma från pyrolysvätska uppvisar inledningsvis en blåaktig flamma som sedan (längre nedströms flamman) övergår till en typisk oljeflamma som är sotig och gulaktig till sitt utseende [27] [28]. I Figur 4 återges specifik rökgasvolym för ett antal olika bränslen. Figuren visar att rökgasvolymen för pyrolysvätska är ca 5% högre än den för motsvarande fossila oljor (EO1, EO5). Det kan därför förväntas att en pyrolysvätskeflamma kommer att generera lägre andel värmestrålning till omgivning jämfört med en fossil olja, d.v.s. den kommer att överföra värmenergi mindre effektiv och därmed också försämra verkningsgraden för en generell förbränningsprocess Förbränningsegenskaper pyrolysgas I de integrerade fallen i denna studie så antas att gasen återförs till kraftverkspannan, via en separat gasbrännare, och ersätter delar av anläggningens normala basbränsle. Den icke-kondenserbara gasen har ett innehåll av primära mycket lätta organiska komponenter och bör därför kunna eldas relativt oproblematiskt ovan bädd i en fastbränslepanna. I Figur 3 ovan visas att pyrolysgas har ca 40% högre flamtemperatur (ca 500 o C) jämfört med ett fuktigt trä- eller skogsbränsle. Vidare syns i Figur 4 att pyrolysgasen endast har ca 80% av den rökgasmängd som det (fuktiga) trä- eller skogsbränslet har. Sammantaget kan det därför förväntas att om pyrolysgasen kan tillföras en 18

34 fastbränslepanna på ett acceptabelt sätt så kan den komma att förbättra värmeupptagningen i pannan och därmed även dess verkningsgrad. Vidare kommer gasen att generera en lägre mängd rökgas vilket kommer att vara positivt och reducera effekten av eventuella begränsningar som funnits i rökgasfläkten Förbränningsegenskaper pyrolyskoks Pyrolyskoksen från snabb pyrolys är ett mycket finkornigt material och kan fysikaliskt efterliknas vid petroleum-koks eller pulvret i en toner till en laserskrivare. Värmevärdet är högt, typiskt kring MJ/kg (LHV). Askinnehållet i koksen kan förväntas anrikas i hög utsträckning vilket kommer att medföra en högre askbelastning i en generell förbränningsprocess jämfört med om ursprungliga bränslet hade nyttjats i samma applikation. P.g.a. att materialet är mycket finkornigt och reaktivt (relativt biobränsle) så kan det förväntas att en relativt kompakt flamma kan komma att skapas i en pulverbrännare. Att mata ett så pass finkornigt material kan dock vara problematiskt med utrustning som är anpassad för normalt pulverbränsle med större partikelstorlek. Då koksen har ett lågt innehåll av flyktiga bränslekomponenter kan det förväntas att förbränningen sker i stor utsträckning i fastfas vilket kommer att generera relativt höga (lokala) temperaturer kring de brinnande partiklarna. Detta kan dels påverka NOx-bildning negativt och dels bidra till att förstärka oönskade reaktioner mellan de olika askämnena i materialet, t.ex. ökad slagg-bildning vid brännarkona och/eller ugns- eller eldstadsväggar. Nyttjande av pyrolyskoks i annan förbränningsutrustning än pulverbrännare, såsom fluidiserade bäddar, ställer stora krav på att lufttillförseln och inmatningen kan styras så att bränslet sprids ut på ett bra sätt över bädden för att undvika hot-spots samtidigt som det inte dras med av luft/rökgas bort från förbränningszonen i eldstaden. I Figur 3 ovan visas att pyrolyskoks har ca 40% högre flamtemperatur (ca 500 o C) jämfört med ett fuktigt trä- eller skogsbränsle. Vidare syns i Figur 4 att koksen endast har ca 70% av rökgasmängden som fuktigt trä- eller skogsbränslet har. Sammantaget kan det därför förväntas att om pyrolyskoksen kan tillföras en fastbränslepanna (med fuktigt bränsle) på ett acceptabelt sätt så kan den komma att förbättra värmeupptagningen i pannan och därmed även dess verkningsgrad. Vidare kommer koksen att generera en lägre mängd rökgas vilket kommer att vara positivt och reducera effekten av eventuella begränsningar som funnits i rökgasfläkten. 19

35 3 Metod Analysen av integreringsmöjligheter för torrefiering och snabb pyrolys vid de två olika kraftvärmeanläggningarna har genomförts med hjälp av simuleringsmodeller. Modellering har skett på två olika nivåer 1. Tillverkningsprocesser Modeller för de olika tillverkningsprocesserna har upprättats baserat på litteraturdata gällande utbyten och produktsammansättning. Inga värmeförluster till omgivningen har beaktats. 2. Kraftvärmeanläggningar Modeller har upprättats över de två kraftvärmeanläggningarna. Modellerna omfattar panna, elgenerering och relevanta delar av värmedistributionssystemet. Följande fall har modellerats: a) Torrefiering a. Fristående torrefieringsanläggning. b. Samlokaliserad torrefieringsanläggning Torrefieringsanläggningen har här lokaliserats tillsammans med kraftvärmeanläggningarna och är energimässigt integrerad enligt senare beskrivning i detta kapitel. b) Snabb pyrolys a. Fristående pyrolysanläggning. b. Samlokaliserad pyrolysanläggning Pyrolysanläggningen har här lokaliserats tillsammans med kraftvärmeanläggningarna och är energimässigt integrerad enligt senare beskrivning i detta kapitel. c. Integrerad pyrolysanläggning Pyrolysanläggningen har här integrerats med kraftvärmeverkets BFB panna och pyrolysreaktorns fluidiserande bädd är kommunicerande med BFB pannans fluidiserade bädd. 3.1 Modellering av tillverkningsprocesser Programvaran Chemcad (v ) har använts för modellering av tillverkningsprocesserna. Chemcad är en programvara för upprättande av mass- och energibalanser samt kemiska och fysikaliska jämnvikter. Torrefierings- och pyrolysprocesserna modellerades med hjälp av stökiometriska reaktorer, d.v.s. reaktionerna styrdes mot i detta projekt antagna produktsammansättningar. För detta kompletterades materialdatabasen i Chemcad med två nya ämnen: 20

36 Torrefierat trä Sammansättningen för torrefierad biomassa varierar med råvara, reaktortemperatur och uppehållstid. Sammansättningen i litteraturen är inte entydig och den nya komponenten torrefierat trä som skapats i Chemcad i denna studie har baserats på sammanvägda uppgifter gällande utbyten, sammansättning och värmevärden från olika tidigare studier: Leverantörsuppgifter från Topell [4][5] Torrefiering av pilträ [14] Torrefiering av tall[30] Pyrolysvätska Utbytet av pyrolysvätska är starkt beroende på reaktortemperatur och typ av biomassa. Komponenten pyrolysvätska i denna studie baseras på data från tidigare studier: Pyrolysering av grot vid VTT i Finland[16] Typiska värden för pyrolysvätska från ved[9] Som utgångsmaterial för de termokemiska tillverkningsprocesserna har antagits en biomassasammansättning enligt Tabell 6 nedan. Sammansättningen är representativ för grot och barkhaltiga brännfraktioner av ved. I simuleringsarbete har sammansättning för olika komponenter i enlighet med Tabell 6 använts. För beräkning av produktionskapacitet gällande torrefierade pellets har antagits att det torrefierade materialet upptar fukt efter tillverkning upp till 5% fukthalt. Tabell 6. Sammansättning för komponenter som använts i simuleringar av tillverkningsprocesser. Table 6. Composition of components utilized in simulation of fuel production processes Råvara, grot Torrubstans Vatten Summa Torrefieringsprodukter Torrefierat trä Torrefieringsgas Ättiksyra Formaldehyd Kolmonoxid Koldioxid Vatten Pyrolysprodukter Koks Pyrolysvätska Summa Andel (vikt%) ,3 6,9 10,6 0,9 2,6 12,7 100 Elementarsammansättning CH1,38O0,61 H2O CH1,20O0,46 C2H4O2 CH2O CO CO2 H2O Värmevärde, HHV (MJ/kg) 20,2 22,6 14,0 CH0,8O0,19 30,5 21

37 Organiska ämnen Vatten Pyrolysgas Kolmonoxid Koldioxid Metan Summa 52,0 22,0 5,0 6,2 0,8 100 CH1,28O0,44 H2O CO CO2 CH4 24,0 Som första steg i modelleringen skapades därefter enkla verifieringsmodeller i vilken torrefierings/pyrolysprocessen och de producerade bränslenas värmevärde verifierades. I Figur 5 visas som exempel verifieringsmodell för torrefiering. Figur 5. Figure 5. Verifieringsmodell för torrefiering. Verification model for torrefaction Torkning För båda de undersökta tillverkningsprocesserna gäller att inkommande bränsle behöver torkas innan torrefiering/pyrolys för att reducera energibehovet i tillverkningsreaktorerna. I fallet pyrolys så är det dessutom viktigt att minimera mängden vatten i inkommande biomassa då det annars orsakar en hög vattenhalt i den producerade pyrolysvätskan. För alla de undersökta fallen har antagits att inkommande biomassa torkas till 10% fukthalt, vilket är i linje med antaganden i tidigare studier gällande torrefiering[25] och pyrolys[20]. För torkning har torkar som arbetar med luft som torkmedia och där torkluften bringas i kontakt med torkgodset enligt Figur 6 antagits. 22

38 Figur 6. Principiskiss direkt torkning [31]. Figure 6. Principle for direct drying [31]. För alla de undersökta fallen har en bäddtork antagits vilket har identifierats som en lämplig teknik ur teknisk och kommersiell synvinkel [31] Torkprocesserna för de olika fallen har antagits vara enligt nedanstående 1. I fallet med fristående torrefierings- och pyrolysanläggning har antagits att inkommande biomassa torkas i en trumtork för att nyttiggöra energi från den gas respektive koks-/gaspanna som finns i dessa processkoncept. 2. I fallet med samlokaliserad pyrolys har antagits att inkommande biomassa förtorkas i en trumtork för att nyttiggöra avgaser från kokspannan. Sluttorkning utförs i en bäddtork. 3. I fallet med samlokaliserad torrefiering samt integrerad pyrolys har antagits att all torkning utförs i en bäddtork. Vad gäller torkning av biomassa i bäddtork så har följande antaganden gjorts: Anläggning Förvärmning av torkluft Slutvärmning av torkluft Skoghall Värmning med hjälp av sekundärvärme till 55 C. Energin från sekundärvärmenätet har antagits funnits tillgänglig ifrån outnyttjade Värmning av torkluft till 100 C med hjälp av LT ånga. Kondensattemperatur 143 C Gävle Energi Värmning med hjälp av fjärrvärmeretur. Värmning med hjälp av fjärrvärmeframledning Ovanstående antaganden resulterar i följande energiförbrukning för torkning att lägga till kraftvärmeverkets nuvarande värmelast: 23

39 Skoghall: Samlokaliserad torrefiering: och integrerad pyrolys 0,81 ton LT ånga/ton TS (torrsubstans) inkommande biomassa Samlokaliserad pyrolys: 0,40 ton LT ånga/ ton TS inkommande biomassa Ovanstående specifika förbrukningstal är baserade på en årsmedeltemperatur om 5 C Gävle: Energiförbrukningen varierar med årstiden enligt Tabell 7, eftersom såväl uteluftensoch fjärrvärmenätets temperatur varierar. Lufttemperaturdata tagna från SMHI s månadsmedelvärden för Gävle år Tabell 7. Torkluftflöden och energibehov för luftvärmning, Gävle Energi Table 7. Drying air flow and energy demand for air heating, Gävle Energi Torrefiering Oktober November December Januari Februari Mars April Maj Sommar Torkluftflöde, kg/kg TS 58,7 57,9 54,2 48,6 44,9 54,4 59,2 60,1 62,7 Effektbehov fjv retur, MJ/kg TS 1,73 1,88 2,16 2,17 2,23 2,11 1,70 1,64 1,57 Effektbehov fjv framl., MJ/kg TS 1,77 1,72 1,56 1,63 1,63 1,61 1,73 1,69 1,58 Summa 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9 3,7 3,4 3,3 3,1 Samlokaliserad pyrolys Torkluftflöde, kg/kg TS 28,2 27,9 26,1 23,4 21,6 26,2 28,5 28,9 30,2 Effektbehov fjv retur, MJ/kg TS 0,83 0,91 1,04 1,04 1,07 1,01 0,82 0,79 0,75 Effektbehov fjv framl., MJ/kg TS 0,85 0,83 0,75 0,78 0,78 0,78 0,83 0,81 0,76 Summa 1,7 1,7 1,8 1,8 1,9 1,8 1,6 1,6 1, Torrefiering Två olika fall har modellerats. För båda fallen har antagits en reaktor med direkt kontakt mellan bränslet som torrefieras och värmeavgivande förbränningsavgaser. I jämförelse med den alternativa lösningen där torrefieringen sker i en indirekt reaktor så resulterar det antagna konceptet i en gas från torrefieringsreaktorn med lägre värmevärde. Med den antagna reaktortypen så understryks också betydelsen av torkning av inkommande biobränsle eftersom den avdrivna gasen från biomassan annars skulle spädas ut med ökad mängd vattenånga. Nedanstående två fall har undersökts. 24

40 Helt fristående torrefieringsanläggning Som referensfall så har en fristående torrefieringsanläggning modellerats. Den antagna anläggningens principiella uppbyggnad framgår av Figur 7. Figur 7. Figure 7. Fristående torrefieringsanläggning: Principiell uppbyggnad. Stand alone torrefaction plant: Principle configuration. Den gas som inte förbränns för värmning av torrefieringsreaktorn leds till en brännare för torkning. För detta fristående fall har parametrar enligt Tabell 8 använts. 25

41 Tabell 8. Parametrar som använts i modellering av fristående torrefiering Table 8. Parameters used in modelling of stand-alone torrefaction plant Fukthalt inkommande biomassa, % 50% Torkning till fukthalt, % 10% Syreöverskott gasförbränning, %våt 2% Ingen elgenerering från torrefieringsgasen förutsätts. Ett omedelbart resultat av simuleringen är att anläggningen inte riktigt är självförsörjande på energi vid den antagna fukthalten på inkommande biomassa, 50%. För att vara teoretiskt självförsörjande får inte inkommande biomassa ha en fukthalt överstigande 48% Torrefieringsanläggning som samlokaliseras med kraftvärmeanläggning I det samlokaliserade fallet så förutsätts inkommande biomassa torkas med hjälp av lågvärdig energi från den intilliggande kraftvärmeanläggningen. Trumtorken ersätts därmed av en bäddtork och det överskott av gas som inte förbrukas för att driva torrefieringsreaktorn leds till fastbränslepannan. Den resulterande processuppbyggnaden framgår av Figur 8 nedan. Figur 8. Figure 8. Samlokaliserad torrefieringsanläggning: Principiell uppbyggnad Co-located torrefaction plant: Principle configuration 26

42 I övrigt så har samma parametrar som för den fristående anläggningen använts, Figur 8. Gasen som leds till fastbränslepannan har följande egenskaper relevanta ur ett hanterings- och förbränningsperspektiv: Daggpunkt: 77 C LHV: 3,7 MJ/kg (4,4 MJ/Nm3) Baserat på varm gas med inkommande vatten i ångfas. Adiabatisk flamtemperatur: 1390 C Beräknat utifrån gas- och lufttemperatur 100 C. Stökiometrisk förbränning. Om man istället hade valt att arbeta med en indirektvärmd reaktor skulle gasen haft betydligt högre värmevärde och flamtemperatur: LHV: 8,5 MJ/kg (10,1 MJ/Nm3) Baserat på varm gas med inkommande vatten i ångfas. Adiabatisk flamtemperatur: 1780 C Beräknat utifrån gas- och lufttemperatur 100 C. Stökiometrisk förbränning. Det bör poängteras att ovanstående baseras på den antagna gassammansättningen enligt kap. 3.1 Vidare antas att torrefieringen är en termisk sönderfallsprocess som inte påverkas av omgivande atmosfär i torrefieringsreaktorn. 27

43 3.1.3 Snabb pyrolys Genomgående har pyrolysreaktor förutsatts vara av CFB typ. Detta är den reaktortyp som används av de två ledande leverantörerna av pyrolysanläggningar, Envergent och Valmet. Figur 9. Figur 9. Pyrolysprocess baserad på CFB reaktor [32]. Figure 9. Pyrolysis process based on CFB reactor[32]. Biomassan matas in i reaktorn. Bäddmaterial och pyrolysångor/gas leds därefter till en cyklon där gasen och de fasta partiklarna separeras. Koksen och sanden leds till en förbränningsreaktor där luft tillsätts. Koksen förbränns då varvid bäddmaterialet värms upp, varefter det återförs till pyrolsreaktorn. Cirkulerad okondenserbar utnyttjas gas som bärgas i pyrolysreaktorn. Ett antal olika fall har modellerats: Helt fristående pyrolysanläggning Som referensfall så har en fristående anläggning för snabb pyrolys baserad på två kommunicerande fluidiserade bäddar modellerats. Den antagna anläggningens principiella uppbyggnad framgår av Figur

44 Figur 10. Fristående pyrolysanläggning: Principiell uppbyggnad Figure 10. Stand-alone pyrolysis plant: Principle configuration Pyrolysanläggning samlokaliserad med kraftvärmeanläggning I detta fall integreras pyrolysanläggningen med kraftvärmeanläggningen genom att: 1. Energi för torkning tas till del från kraftvärmeanläggningen. En del av torkarbetet genomförs i en trumtork som ligger i serie med en efterföljande bäddtork. 2. Koksugnen förses med en avgaspanna, vilken genererar HT-ånga som leds in på kraftvärmeanläggningens högtrycksnät. 3. Okondenserbara gaser från pyrolysanläggningen leds till kraftvärmeanläggningen. Anläggningens principiella uppbyggnad framgår av Figur 11 29

45 Figur 11. Samlokaliserad pyrolysanläggning: Principiell uppbyggnad Figure 11. Co-located pyrolysis plant: Principle configuration Gasen som leds till fastbränslepannan har följande egenskaper relevanta ur ett hanterings- och förbränningsperspektiv: LHV*): 7,6 MJ/kg (11,0 MJ/Nm 3 ) *) Baserat på gas 30 C med i gasen inkommande vatten i ångfas. Adiabatisk flamtemperatur**): 1640 C **) Beräknat utifrån gas- och lufttemperatur 30 C. Stökiometrisk förbränning. 30

46 Pyrolysanläggning som integreras med befintlig BFB panna Detta fall bygger på att den ena av de två kommunicerande bäddarna utgörs av fastbränslepannans fluidiserade bädd. Konceptet är i enlighet med det nyligen realiserade vid Fortums anläggning i Joensuu, Finland. Se Figur 12. Figur 12. Fortums anläggning i Joensuu, Finland [20]. Figure 12. Fortum plant in Joensuu, Finland [20]. Principiell utformning av det modellerade fallet framgår av Figur

47 Figur 13. Integrerad pyrolysanläggning. Principiell uppbyggnad. Figure 13. Integrated pyrolysis plant: Principle configuration. 3.2 Modellering av kraftvärmeanläggningar Programmet Prosim (Endat, version 5.8) har använts för att modellera BFB-panna, värmeöverförande ytor, ångcykel och fjärrvärmekondensorer och de fjärrvärmedrivna bränsletorkarna Prosim är en AutoCad-baserad programvara för mass- och energibalans-beräkningar av kraftvärmeprocesser, och mjukvaran möjliggör steadystate-analys av systemen vid nominell last såväl som vid dellast. I Prosim finns färdiga ett stort antal färdiga moduler vilka representerar de olika processkomponenter i ett kraftvärmesystem, t.ex. pannor, överhettare, economizer, turbiner och kondensorer. Vid simulering så beräknas mass- och energibalansen modul för modul i en av användaren definierad turordning. Användandet av programmet innefattar nedanstående tre moment: 1. Definition av processkonfiguration. Kraftvärmesystemet ritas upp i AutoCad och inkluderar nödvändiga processmoduler såsom fluidiserad bädd, överhettare, economizer, turbin, generator och kondensor m.m. 2. Kalibrering av modellen. Ett designfall definieras baserat på driftdata/anläggningsdata vid designlast. I detta steg dimensioneras hela 32

48 systemet utifrån kända data som matas in, bl.a. så bestäms storleken på alla värmeöverförande ytor, verkningsgrader m.m. 3. Kraftvärmesystemets dellastprestanda modelleras genom att t.ex. ändra tillförd bränsleeffekt. Här finns även möjlighet att ändra andra parametrar såsom bränslekvalitet och/eller bränslefukthalt och se hur det modifierade systemet svarar på denna förändring m.a.p. producerad energi, verkningsgrad eller någon annan processparameter som användaren har ett speciellt intresse av att studera Modellering av basfall Basfallen är simulerat nuläge och de fall som de framtida fallen sedan jämförs emot. Syftet med att upprätta ett basfall är att få en utgångspunkt som möjliggör en kontrollerad jämförelse med de framtida fallen med integrerad bränsleproduktion. I basfallet så har kraftvärmesystemets prestanda modelleras för de olika månaderna (Gävle) eller lastfall (Skoghall) för att bygga upp data för ett helt driftår. För både Gävle Energi och Stora Enso Skoghall så har modeller för turbinernas isentropa verkningsgrad som funktion av last tagits fram. Vidare har det för basfallet beräknats totalt bränslebehov, total värme- och elproduktion, verkningsgrader m.m Framtida fall De framtida fallen med integrerad kraftvärme/bränsleproduktion simulerades. Utgångspunkten var basfallen för Gävle Energi och Stora Enso Skoghall som tagits som beskrivs ovan. Ingen av reaktorerna i de termokemiska tillverkningsprocesserna inkluderades i Prosim, utan kopplingen mellan dessa och Prosim utgjordes av: Bränsletorkning Förbränning av biströmmar som kommer från bränsletillverkningsprocesserna Utbyte av het sand (fallet med integrerad pyrolys) Följande modifieringar av basfallens kraftvärmemodeller gjordes: 1. Torrefiering a. Ytterligare en brännarmodul som möjliggör att torrefieringsgas kan tillföras kraftvärmepannan lades till. b. Bränsletork inkluderades som en tillkommande last i modellerna. I fallet Gävle Energi så togs torkenergi från både fram- och returledningen på fjärrvärmesystemet. I fallet Stora Enso Skoghall lades en ångkonsument till på 3-barsnätet. 2. Samlokaliserad pyrolys a. Ytterligare en brännarmodul som möjliggör att pyrolysgas kan tillföras kraftvärmepannan lades till. b. En modul som tillför ånga (efter sista överhettaren) som kommer från den separata avgaspannan efter koksförbränning i pyrolysanläggningen. c. Bränsletork inkluderades som en tillkommande last i modellerna. I fallet Gävle Energi så togs torkenergi från både fram- och returledningen på fjärrvärmesystemet. I fallet Stora Enso Skoghall lades en ångkonsument till på 3-barsnätet. 33

49 3. Integrerad pyrolys a. Ytterligare två brännarmoduler som möjliggör att både pyrolysgas och pyrolyskoks kan tillföras kraftvärmepannan lades till. b. Ett uttag av bäddsand motsvarande det energiuttag som den kommunicerande bädden behöver för att driva pyrolysprocessen lades till. c. Bränsletork inkluderades som en tillkommande last i modellerna. I fallet Gävle Energi så togs torkenergi från både fram- och returledningen på fjärrvärmesystemet. I fallet Stora Enso Skoghall lades en ångkonsument till på 3-barsnätet Dimensioneringskriterier I detta kapitel listas och beskrivs givna och antagna dimensioneringskriterier Allmänt Följande gemensamma antaganden har gjorts vid modelleringen: 1. Värmeleverans till konsumenter är oförändrad mot basfallet 2. Fukthalten i ingående bränsle är konstant över driftåret 3. Temperaturen på inkommande förbränningsluft (innan luftförvärmning) är konstant över året 4. Som råvara för de termokemiska bränsletillverkningsprocesserna används grot med 50 % torrhalt 5. Driftstiden för båda anläggningarna har ansatts till 8600 h, vilket får anses utgöra högsta teoretiska driftstid. Driftstoppet i Gävle har förutsatts infalla under sommartid Kapacitetsbegränsningar I fallet Gävle Energi så fungerade differensen mellan basfallets värmeeffekt per månad och anläggnings maxeffekt på 77 MW som utgångspunkt för hur stor värmeeffekt som fanns tillgänglig för att driva bränsletorkarna i respektive kombinat. I fallet Skoghall så fungerade differensen mellan basfallets (P11) ångflöde och den för P11 maximala ångproduktionen på 155 t/h som utgångspunkt för hur mycket ånga som kan tillföras en bränsletork utan att brukets övriga ångkonsumenter påverkas. Vidare lades ett antal moduler till som styr massflödet av torrefieringsgas, pryolysgas och koks till kraftvärmepannorna som funktion av mängden bränsle (TS) till bränsleproduktion. I varje simulering togs hänsyn till att driften av de integrerade kraftvärmesystemen begränsas av ett antal praktiska driftparametrar vilka i huvudsak var rökgasflöden, effektuttag över rökgaskondensor, effekttag över turbin/generator samt fjärrvärme/ångflöde. I fallet med integrerad pyrolys behövde även hänsyn tas till den totala koksbelastningen till den fluidiserade bädden. I detta projekt har den ansatts att maximal koksbelastning begränsas av kapaciteten på primärluftsfläkten. Mängden koks till bädden får då inte vara större än den icke-flyktiga andelen av biobränsle som pannan hanterar vid max panneffekt. 34

50 4 Fallstudier I detta kapitel beskrivs de anläggningarna för vilka samproduktion av bränslen har beräknats. Förutsättningar och antaganden för respektive anläggning och beräkningsfall redovisas. 4.1 Gävle Energi Gävle Energi kraftvärmeverk Johannes togs i drift år Kraftverket består av en ångpanna på 77 MWth och är av typen bubblande fluidiserande bädd (BFB). Anläggningen är utrustad med elfilter samt en rökgaskondensering med nominell effekt på 25 MW. För NOx-reducering injiceras en ammoniaklösning in i eldstaden Det huvudsakliga bränslet till pannan är bark och returträ och det egna bränslelagret uppgår till ca m 2. I Figur 14 visas en schematisk processöversikt av kraftvärmeverket. Figur 14. Schematisk bild över Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes Figure 14. Schematic process layout of CHP Johannes of Gävle Energi 35

51 4.1.1 Antaganden och förutsättningar Följande specifika antaganden har gjorts vid modelleringen av Gävle Energis anläggning: Ett samband mellan turbinens isentropa verkningsgrad (ɳ) och total fjärrvärmelast beräknades utifrån driftdata och sambandet som använts är följande ɳ = 0,2791ln(x) - 0,3383 Värmeleverans, i form av levererad fjärrvärmeeffekt till konsumenter, är oförändrad mot basfallet Fukthalten i ingående bränsle är konstant över driftåret, 48 vikt% Temperaturen på inkommande förbränningsluft är konstant över året, 20 C och uppfuktas till att innehålla en fukthalt motsvarande mättnadstemperatur på 30 C Temperaturen på inkommande torkluft till bränsletorken har hållits konstant över varje given månad, och följt SMHIs medeltemperatur för Gävle under Relativ fukthalt 80% varje månad. Följande huvudsaliga process-relaterade begränsningar antas finns i kraftvärmesystemet och har beslutats i samråd med Gävle energi - Maxeffekt rökgaskondensor: 25 MW Denna begränsning baseras på hela rökgaskondenseringssystemets begränsningar inkl. kondensathanteringssystem. - Maxeffekt turbin/generator: 23 MWel - Max ångproduktion: 30 kg/s - Max total koksbelastning till fluidbädd: 0,94 kg TS/s (endast aktuellt vid integrerad pyrolys) Basfallet I Figur 15 ges en processöversikt av Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes och den i Prosim framtagna simuleringsmodellen för basfallet. I Tabell 9 ges en beskrivning av de processkomponenter som ingått i simuleringsmodellen. Numreringen i tabellen hänvisar till de modulnummer som återges i figuren. 36

52 Figur 15. Processöversikt av Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes och simuleringsmodellen för basfallet. Figure 15. Process configuration for Gävle Energi base case 37

53 Tabell 9. Beskrivning av processkomponenter (Prosims modulnummer) i process-schemat över basfallet för Gävle Energi. Table 9. Description of process components (Prosim) for Gävle Energi base case Modulnr. Processkomponent Modulnr. Processkomponent 1 Brännare nr. 1 (fastbränsle, bio) 17 Luftfläkt 2 Brännare nr. 2 (olja) 18 Rökgaskondensor 3 Splitter 19 Turbin (regl. stage) 4 Splitter 20 Turbin 5 Fluidiserad bädd 21 Splitter 6 Ångdom 22 Turbin 7 Överhettare (bädd) 23 Mixer 8 Överhettare 24 Turbinkondensor 9 Överhettare 25 Kondensatpump 10 Överhettare 26 Turbinkondensor 11 Ångkylare 27 Generator 12 Ångkylare 28 Kondensatpump 13 Economizer 29 Matarvattentank 14 Splitter 30 Matarvattenpump 15 Splitter 31 Fjärrvärmekonsumenter (nätet) 16 Luftförvärmare Två varaktighetsdiagram baserade på framtagna månadsmedelvärden av aktuell fjärrvärmeeffekt, vilka även nyttjades i simuleringarna, samt verkliga timmedelvärden presenteras i Figur 16. Av figuren framgår att nyttjandet av månadsmedelvärden underskattar verklig produktion vid höga effekter medan den överskattar produktionen vid de lägre effekterna. För Gävle Energi har dellastmodeller upprättats för månaderna oktober maj och i Figur 17 presenteras en jämförelse mellan basafallets simuleringar och verkligt produktionsutfall. I figuren framgår att både positiva och negativ avvikelse finns, d.v.s. liknande den trend som återfinns i varaktighetsdiagrammet där produktion både under- och överskattas. Generellt finns störst avvikelser för rökgaskondensorn med avvikelser på i oktober (8%) samt för januari och februari (5%). Översatt till ett helt driftår så överskattas den simulerade värmeproduktionen från kraftvärmeverket med mindre än 2% jämfört med produktionsdata för 2013 (290 GWh/år mot 285 GWh/år). Avvikelserna från verkliga driftdata bedöms som relativt små och kan i huvudsak förklara av att bränslets fukthalt i genomsnitt låg på 48 vikt% men att det i praktiken varierat mellan vikt% för den aktuella tidsperioden.. 38

54 Figur 16. Varaktighet för Gävle Energi s kraftvärmeverk Johannes för driftår 2013: simulerade data (röda streck) och verkliga driftdata (blå linje) Figure 16. Heat duration curve for Gävle Energi s CHP Johannes year 2013: simulation results (red stripes) and operational data (blue line) 39

55 (a) (b) (c) Figur 17. Jämförelse mellan simuleringsresultat och verkligt produktionsutfall per månad för Gävle Energis kraftverk Johannes för (a) rökgaskondensor, (b) turbinkondensor och (c) elproduktion i MWh/månad. Figure 17. Comparison between simulations and operational data on monthly production at CHP Johannes of Gävle Energi for (a) flue gas condenser, (b) turbine condenser and (c) electricity production. 40

56 4.1.3 Integrerad pyrolys I Figur 18 ges en processöversikt av Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes och den i Prosim framtagna simuleringsmodellen för integrerad pyrolys. I Tabell 10 ges en beskrivning av de processkomponenter som ingått i simuleringsmodellen. Numreringen i tabellen hänvisar till de modulnummer som återges i figuren. 41

57 Figur 18. Processöversikt av Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes och simuleringsmodellen för integrerad pyrolys. Figure 18. Process configuration for Gävle Energi integrated pyrolysis 42

58 Tabell 10. Beskrivning av processkomponenter (Prosims modulnummer) i process-schemat över integrerad pyrolys för Gävle Energi. Table 10. Description of process components (Prosim) for Gävle Energi integrated pyrolysis Modulnr. Processkomponent Modulnr. Processkomponent 1 Brännare nr. 1 (pyrolyskoks) 20 Luftfläkt 2 Brännare nr. 2 (pyrolysgas) 21 Bränsletork (returl.) 3 Brännare nr. 3 (fastbränsle, bio) 22 Rökgaskondensor 4 Splitter 23 Splitter 5 Splitter 24 Splitter 6 Fluidiserad bädd 25 Splitter 7 Ångdom 26 Turbin (regl. stage) 8 Överhettare (bädd) 27 Turbin 9 Överhettare 28 Splitter 9 Överhettare 29 Turbin 10 Ångkylare 30 Mixer 11 Överhettare 31 Turbinkondensor 12 Ångkylare 32 Pump 13 Överhettare 33 Turbinkondensor 14 Economizer 34 Generator 15 Splitter 35 Pump 16 Splitter 36 Matarvattentank Matarvattenpump Fjärrvärmekonsumenter och bränsletork(framl.) 19 Luftförvärmare Samlokaliserad pyrolys I Figur 19 ges en processöversikt av Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes och den i Prosim framtagna simuleringsmodellen för samlokaliserad pyrolys. I Tabell 11 ges en beskrivning av de processkomponenter som ingått i simuleringsmodellen. Numreringen i tabellen hänvisar till de modulnummer som återges i figuren. 43

59 Figur 19. Processöversikt av Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes och simuleringsmodellen för samlokaliserad pyrolys. Figure 19. Process configuration for Gävle Energi co-located pyrolysis 44

60 Tabell 11. Beskrivning av processkomponenter (Prosims modulnummer) i process-schemat över samlokaliserad pyrolys för Gävle Energi. Table 11. Description of process components (Prosim) for Gävle Energi co-located pyrolysis Modulnr. Processkomponent Modulnr. Processkomponent 1 Brännare nr. 1 (fastbränsle, bio) 20 Mixer 2 Brännare nr. 2 (pyrolysgas) 21 Splitter 3 Splitter 22 Mixer 4 Splitter 23 Turbin (regl. stage) 5 Fluidiserad bädd 24 Ånga in från kokspanna 6 Ångdom 25 Turbin 7 Överhettare (bädd) 26 Splitter 8 Överhettare 27 Turbin 9 Ångkylare 28 Turbinkondensor 10 Överhettare 29 Mixer 11 Ångkylare 30 Pump 12 Överhettare 31 Turbinkondensor 13 Economizer 32 Generator 14 Överhettare 33 Pump 15 Splitter 34 Matarvattentank 16 Luftförvärmare 35 Matarvattenpump 17 Fläkt 36 Splitter 18 Rökgaskondensor 37 Fjärrvärmekonsumenter och bränsletork(framl.) 19 Bränsletork (returl.) Torrefiering I Figur 20 ges en processöversikt av Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes och den i Prosim framtagna simuleringsmodellen för torrefiering. I Tabell 12 ges en beskrivning av de processkomponenter som ingått i simuleringsmodellen. Numreringen i tabellen hänvisar till de modulnummer som återges i figuren. 45

61 Figur 20. Processöversikt av Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes och simuleringsmodellen för torrefiering. Figure 20. Process configuration for Gävle Energi torrefaction 46

62 Tabell 12. Beskrivning av processkomponenter (Prosims modulnummer) i process-schemat över torrefiering för Gävle Energi. Table 12. Description of process components (Prosim) for Gävle Energi torrefaction Modulnr. Processkomponent Modulnr. Processkomponent 1 Brännare nr. 1 (fastbränsle, bio) 19 Rökgaskondensor 2 Brännare nr. 2 (torrfieringsgas) 20 Mixer 3 Splitter 21 Splitter 4 Splitter 22 Mixer 5 Fluidiserad bädd 23 Turbin (regl. stage) 6 Ångdom 24 Turbin 7 Överhettare (bädd) 25 Splitter 8 Överhettare 26 Turbin 9 Ångkylare 27 Splitter 10 Överhettare 28 Turbinkondensor 11 Ångkylare 29 Pump 12 Överhettare 30 Turbinkondensor 13 Economizer 31 Generator 14 Överhettare 32 Pump 15 Splitter 33 Matarvattentank 16 Luftförvärmare 34 Matarvattenpump Fjärrvärmekonsumenter Fläkt och bränsletork(framl.) 18 Bränsletork (returl.) 4.2 Stora Enso Skoghall Stora Enso Skoghalls barkpanna P11 togs i drift Anläggningen består av en ångpanna med nominell produktionskapacitet på 155 t/h (500 o C, 100 bar) och är av typen bubblande fluidiserande bädd (BFB). Det huvudsakliga bränslet till pannan är bark, träflis och slam. I Figur 21 visas en processöversikt av kraftvärmeanläggningen. Ånga från fastbränslepannan leds tillsammans med ånga från sodapannan till brukets två ångturbiner TG 8 & TG 9: Antaganden och förutsättningar Följande specifika antaganden har gjorts vid modelleringen av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11: 1. Ett samband mellan turbin TG8 s isentropa verkningsgrad (ɳ) och total ångflöde beräknades utifrån driftdata och sambandet som använts är följande ɳTG8(x) = 0,1927ln(x) + 0, Turbinen TG9 förutsattes ha en konstant last motsvarande 131 t/h med elproduktion på 13,6 MW i alla simuleringsfall 3. Värmeleverans till konsumenter är oförändrad mot basfallet 47

63 4. Fukthalten i ingående bränsle till fastbränslepannan är konstant över driftåret med 54,3 vikt% 5. Temperaturen på inkommande förbränningsluft är konstant på en nivå om 30 o C över helåret. 6. Temperaturen på inkommande torkluft till bränsletorken har antagits vara konstant 5 C. Relativ fuktighet 80 %. 7. Inkommande torkluft har antagits först värmas till 50 C med utnyttjande av sekundärvärme från massabruket. 8. Som råvara för de termokemiska tillverkningsprocesserna används grot med 50 % torrhalt 9. Följande huvudsaliga process-relaterade begränsningar antas finns i kraftvärmesystemet: a. Max ångproduktion P11: 43,1 kg/s (155 t/h) b. Rökgasflöde: max 89 kg/s c. Maxeffekt turbin TG8: 44 MW d. Max total koksbelastning till fluidbädd: 1,8 kg TS/s (endast aktuellt vid integrerad pyrolys) Basfallet I Figur 21 ges en processöversikt av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 och den i Prosim framtagna simuleringsmodellen för basfallet. I Tabell 13 ges en beskrivning av de processkomponenter som ingått i simuleringsmodellen. Numreringen i tabellen hänvisar till de modulnummer som återges i figuren. 48

64 Figur 21. Processöversikt av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 simuleringsmodellen för basfallet. Figure 21. Process configuration for Stora Enso Skoghall base case 49

65 Tabell 13. Beskrivning av processkomponenter (Prosims modulnummer) i process-schemat över basfallet för Stora Enso Skoghall. Table 13. Description of process components (Prosim) for Stora Enso Skoghall base case Modulnr. Processkomponent Modulnr. Processkomponent 1 Brännare nr. 1 (fastbränsle, bio) 17 Luftfläkt 2 Brännare nr. 2 (olja) 18-3 Splitter 19 Ånga från sodapanna 4 Fluidiserad bädd 20 Splitter 5 Ångdom 21 Mixer 6 Överhettare (bädd) 22 Ventil 7 Överhettare 23 Turbin TG8 8 Ångkylare 24 Generator TG8 9 Överhettare 25 Ventil 10 Ångkylare 26 Ventil 11 Splitter 27 Turbin TG9 12 Överhettare 28 Ånga in från raffinör (CD) 13 Economizer 29 Generator TG9 14 Splitter 30 Ventil 15 Mixer 31 Ångnät 3 bar 16 Luftförvärmare 32 Matarvattenpump Nuvarande (år 2013) ångproduktion från pannanläggningen P11 framgår av Figur 22. Mostvarande figur med ångproduktionen sorterad i fallande resulterar i varaktighetsdiagram enligt Figur

66 Figur 22. Ångflöde från panna P11 (2013) Figure 22. Steam flow from boiler P11(2013) C:a 2300 h C:a 4500 h C:a 1600 h Figur 23. Ångproduktionen från panna P11 sorterad i fallande (2013) Figure 23. Steam flow from boiler P11 sorted (2013) 51

67 4.2.3 Integrerad pyrolys I Figur 24 ges en processöversikt av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 och den i Prosim framtagna simuleringsmodellen för fallet med integrerad pyrolys. I Tabell 14 ges en beskrivning av de processkomponenter som ingått i simuleringsmodellen. Numreringen i tabellen hänvisar till de modulnummer som återges i figuren. 52

68 Figur 24. Processöversikt av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 simuleringsmodellen för fallet med integrerad pyrolys. Figure 24. Process configuration for Stora Enso Skoghall integrated pyrolysis 53

69 Tabell 14. Beskrivning av processkomponenter (Prosims modulnummer) i process-schemat över fallet med integrerad pyrolys för Stora Enso Skoghall. Table 14. Description of process components (Prosim) for Stora Enso Skoghall integrated pyrolysis Modulnr. Processkomponent Modulnr. Processkomponent 1 Brännare nr. 1 (pyrolyskoks) 18 Luftförvärmare 2 Brännare nr. 2 (pyrolysgas) 19 Fläkt 3 Brännare nr. 3 (fastbränsle, bio) 20-4 Mixer 21 Bränsletork (returl.) 5 Mixer 22 Splitter 6 Fluidiserad bädd 23 Splitter 7 Ångdom 24 Mixer 8 Överhettare (bädd) 25 Ventil 9 Överhettare 26 Turbin TG8 10 Ångkylare 27 Generator TG8 11 Överhettare 28 Ventil 12 Ångkylare 29 Ventil 13 Splitter 30 Turbin TG9 14 Överhettare 31 Ånga in från raffinör (CD) 15 Economizer 32 Generator TG9 16 Splitter 33 Ventil 17 Mixer 34 Ångnät 3 bar 35 Matarvattenpump Samlokaliserad pyrolys I Figur 25 ges en processöversikt av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 och den i Prosim framtagna simuleringsmodellen för fallet med samlokaliserad pyrolys. I Tabell 15 ges en beskrivning av de processkomponenter som ingått i simuleringsmodellen. Numreringen i tabellen hänvisar till de modulnummer som återges i figuren. 54

70 Figur 25. Processöversikt av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 simuleringsmodellen för fallet med samlokaliserad pyrolys. Figure 25. Process configuration for Stora Enso Skoghall co-located pyrolysis 55

71 Tabell 15. Beskrivning av processkomponenter (Prosims modulnummer) i process-schemat över fallet med samlokaliserad pyrolys för Stora Enso Skoghall. Table 15. Description of process components (Prosim) for Stora Enso Skoghall co-located pyrolysis Modulnr. Processkomponent Modulnr. Processkomponent 1 Brännare nr. 1 (fastbränsle, bio) 18-2 Brännare nr. 2 (pyrolysgas) 19 Splitter 3 Mixer 20 Splitter 4 Fluidiserad bädd 21 Mixer 5 Ångdom 22 Mixer 6 Överhettare (bädd) 23 Ventil 7 Överhettare 24 Turbin TG8 8 Ångkylare 25 Generator TG8 9 Överhettare 26 Ventil 10 Ångkylare 27 Ventil 11 Splitter 28 Turbin TG9 12 Överhettare 29 Ånga in från raffinör (CD) 13 Economizer 30 Generator TG9 14 Splitter 31 Ventil 15 Mixer 32 Ångnät 3 bar 16 Luftförvärmare 33 Matarvattenpump 17 Fläkt Torrefiering I Figur 26 ges en processöversikt av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 och den i Prosim framtagna simuleringsmodellen för fallet med torrefiering. I Tabell 16 ges en beskrivning av de processkomponenter som ingått i simuleringsmodellen. Numreringen i tabellen hänvisar till de modulnummer som återges i figuren. 56

72 Figur 26. Processöversikt av Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 simuleringsmodellen för fallet med torrefiering. Figure 26. Flow sheet of torrefaction integrated with the combined heat and power plant P11 at Stora Enso Skoghall 57

73 Tabell 16. Beskrivning av processkomponenter (Prosims modulnummer) i process-schemat över fallet med torrefiering för Stora Enso Skoghall Table 16. Description of the process components in the simulation model of torrefaction integrated with the combined heat and power plant P11 at Stora Enso Skoghall Modulnr. Processkomponent Modulnr. Processkomponent 1 Brännare nr. 1 (fastbränsle, bio) 17 Fläkt 2 Brännare nr. 2 (torrefieringsgas) 18-3 Mixer 19 Splitter 4 Fluidiserad bädd 20 Splitter 5 Ångdom 21 Mixer 6 Överhettare (bädd) 22 Ventil 7 Överhettare 23 Turbin TG8 8 Ångkylare 24 Generator TG8 9 Överhettare 25 Ventil 10 Ångkylare 26 Ventil 11 Splitter 27 Turbin TG9 12 Överhettare 28 Ånga in från raffinör (CD) 13 Economizer 29 Generator TG9 14 Splitter 30 Ventil 15 Mixer 31 Ångnät 3 bar 16 Luftförvärmare 32 Matarvattenpump 58

74 5 Resultat Nedan redovisas resultatet från simuleringar av fristående anläggningar och anläggningar där de termokemiska tillverkningsprocesserna integrerats med Gävle Energis och Stora Enso Skoghalls kraftvärmeverk för ett helt driftår. För de integrerade fallen redovisas även data för basfallet, d.v.s. där kraftverken endast producerat fjärrvärme/ånga och el. I redovisningen återfinns producerad mängd bränsle (avsalu), inköpt mängd biobränsle till kraftverkspannan, inköpt mängd råvara till bränsleproduktion, elproduktion och värmeproduktion. Tabellerna redovisar även total verkningsgrad exklusive torkenergi samt verkningsgrad på marginalen. Den sistnämnda tar hänsyn till skillnader i energiproduktion mellan de integrerade fallen och basfallet enligt följande samband: VVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVV ppå mmmmmmmmmmmmmmmmmmmm = PPPPPPPPPPPPPPPPPP ffffffff XX PPPPPPPPPPPPPPPPPP bbbbbbbbbbbbbb TTTTTTTTTTörrrr eeeeeeeeeeee ffffffff XX TTTTTTTTTTörrrr eeeeeeeeeeee bbbbbbbbbbbbbb 5.1 Fristående anläggningar De modellerade fristående anläggningarna uppvisar följande övergripande verkningsgrad: a. Torrefiering Verkningsgrad (LHV produkt/lhv inköpt biomassa): 95% b. Snabb pyrolys Verkningsgrad (LHV produkt/lhv inköpt biomassa): 76% 59

75 5.2 Gävle Energi I Tabell 17 redovisas resultat från simuleringar där de termokemiska tillverkningsprocesserna integrerats med Gävle Energis kraftvärmeverk Johannes för ett helt driftår. Tabell 17. Resultat från simuleringarna av integration av de termokemiska tillverkningsprocesserna med Gävle Energi kraftvärmeverk Johannes Table 17. Results from the simulation of integration of thermochemical fuel conversion processes with the combined heat and power plant of Gävle Energi Parameter/fall Gävle Basfall Gävle Pyrolys integrerad Gävle Pyrolys samlokaliserad Gävle Torrefiering Enhet Producerad mängd bränsle (avsalu) kt/år, vått Producerad mängd bränsle (avsalu) GWh/år Producerad mängd bränsle (avsalu) m3/år Inköpt biobränsle till panna kt/år, vått GWh/år Inköpt biobränsle till panna (LHV,vått) Inköpt råvara till bränsleproduktion kt/år, vått Inköpt råvara till GWh/år bränsleproduktion (LHV,vått) Elproduktion GWh/år Värmeproduktion (inkl. torkenergi) GWh/år Verkningsgrad (exkl. torkenergi) % LHV Verkningsgrad på marginalen %LHV 60

76 En grafisk presentation av de övergripande resultaten i Tabell 17 återges i Figur 27. Figur 27. Årsproduktion av värme (exkl. torkenergi), el och bränslen för basfallet och de integrerade fallen för Gävle Energi. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 27. Annual production of heat, electricity and biofuels for all cases of Gävle Energi. Fuel production is given on a wet LHV basis. 61

77 En närmare redovisning av prestanda för kraftvärmeanläggningens delsystem i olika fall ges av Figur 28. Figur 28. Prestanda för kraftvärmeanläggningens delsystem i de olika fallen för Gävle Energi. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 28. Performance of the CHP of Gävle Energi. Fuel production is given on a wet LHV basis. 62

78 I Figur 29 - Figur 31 visas producerad energi (el, värme och bränslen) samt inköpt biobränsle och råvara till de termokemiska tillverkningsprocesserna för varje fall på månadsbasis. Figur 29. Producerad energi (el, värme) samt inköpt biobränsle för basfallet på månadsbasis för Gävle Energi. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 29. Production of heat and electricity and purchased fuel for the base case of Gävle Energi. Fuel quantities are bases on lower heating value on wet fuel (LHV). 63

79 Figur 30. Producerad energi (el, värme) samt inköpt biobränsle och råvara för integrerad pyrolys på månadsbasis vid Gävle Energi. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 30. Production of heat and electricity and purchased fuel for integrated pyrolysis plant at Gävle Energi. Fuel quantities are bases on lower heating value on wet fuel (LHV). Figur 31. Producerad energi (el, värme) samt inköpt biobränsle och råvara för samlokaliserad pyrolys på månadsbasis vid Gävle Energi. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 31. Production of heat and electricity and purchased fuel for the co-located pyrolysis plant at Gävle Energi. Fuel quantities are bases on lower heating value on wet fuel (LHV). 64

80 Figur 32. Producerad energi (el, värme) samt inköpt biobränsle och råvara för torrefiering vid Gävle Energi. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 32. Production of heat and electricity and purchased fuel for the torrefaction plant at Gävle Energi. Fuel quantities are bases on lower heating value on wet fuel (LHV). I Tabell 18 visas hur den totala tillförda bränsleeffekten varierar under året för integrerad pyrolys, samlokaliserad pyrolys och torrefiering i fallen för Gävle Energi. Data i tabellerna är baserat på antagandet att alla bränslen som faller ut som biprodukter från de termokemiska tillverkningsprocesserna används internt inom biokombinaten, d.v.s. inget av torrefieringsgas eller pyrolysgas och koks går som avsalubränsle. Konsekvensen av denna bränsletillförsel är att man då måste backa på de normala basbränslena. Från tabellerna kan bl.a. ses att vid basfallets normala låglastfall (sommar) så utgör de nya bränslena mellan 69 99% av total tillförd bränsleenergi (LHV, vått) till kraftverkspannan. 65

81 Tabell 18. Total bränsletillförsel (MW) och andel av bränslemixen som utgörs av de tillverkade bränslena (energi% som gas + koks) för de olika fallen per måna i fallen för Gävle Energi Table 18. Total fuel input (MW) and the share of gas and char of total fuel input (energy%) all cases for Gävle Energi in Integrerad pyrolys Enhet Jan Feb Mars April Maj Okt Nov Dec Sommar Biobränsle MW (LHV, vått) Gas MW (LHV, vått) Koks MW (LHV, vått) Andel gas och koks i bränslemix % (LHV, vått) Samlokaliserad pyrolys Enhet Jan Feb Mars April Maj Okt Nov Dec Sommar Biobränsle MW (LHV, vått) Gas MW (LHV, vått) Koks MW (LHV, vått) Andel gas i bränslemix % (LHV, vått) Torrefiering Enhet Jan Feb Mars April Maj Okt Nov Dec Sommar Biobränsle MW (LHV, vått) Gas MW (LHV, vått) Koks MW (LHV, vått) Andel gas i bränslemix % (LHV, vått) Som ett mått på pannverkningsgraden visas i Tabell 19 rökgasens energiinnehåll efter panna/economizer för samtliga fall vid Gävle Energi. Det skall dock kommenteras att panneffekten i de fall där de termokemiska tillverknings-processerna integrerats med kraftverkspannan har varit 30-50% högre på årsbasis jämfört med basfallet. Tabell 19. Rökgasen energiinnehåll i % förhållande till tillförd bränsleeffekt för de olika fallen för Gävle Energi Table 19. The energy content of the flue gas, expressed as % of total thermal fuel input for all cases of Gävle Energi Energi i rökgasflöde (efter panna/eco) Jan Feb Mars April Maj Okt Nov Dec Sommar % av tillförd bränsleenergi (LHV) Basfall Integrerad pyrolys Samlokaliserad pyrolys Torrefiering

82 5.3 Stora Enso Skoghall I Tabell 20 redovisas resultatet från simuleringar där de termokemiska tillverkningsprocesserna integrerats med Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 under ett helt driftår. Tabell 20. Resultat från simuleringarna av integration av de termokemiska tillverkningsprocesserna med Stora Enso Skoghalls kraftvärmeanläggning P11 Table 20. Results from the simulation of integration of thermochemical fuel conversion processes with the combined heat and power plant P11 at Stora Enso Skoghall Parameter/fall Skoghall Basfall Skoghall Pyrolys integrerad Skoghall Pyrolys samlokaliserad Skoghall Torrefiering Enhet Producerad mängd bränsle (avsalu) kt/år, vått Producerad mängd bränsle (avsalu) GWh/år Producerad mängd bränsle (avsalu) 1000 m3/år Inköpt biobränsle kt/år, vått GWh/år Inköpt biobränsle (LHV,vått) Inköpt råvara till bränsleproduktion kt/år, vått Inköpt råvara till GWh/år bränsleproduktion (LHV,vått) Elproduktion GWh/år Värmeproduktion (inkl. torkenergi) GWh/år Verkningsgrad % LHV på marginalen 67

83 En grafisk presentation av resultatet i Tabell 20 återges i Figur 33 och Figur 34. Figur 33. Årsproduktion av värme (exkl. torkenergi), el och bränslen för basfallet och de integrerade fallen för Stora Enso Skoghall. Figure 33. Annual production of heat, electricity and biofuels for all cases of Stora Enso Skoghall 68

84 Figur 34. Prestanda för kraftvärmeanläggningens delsystem i de olika fallen för Stora Enso Skoghall. Produktionsdata som GWh/år Figure 34. Annual production of heat/steam, electricity and biofuels for all cases of Stora Enso Skoghall 69

85 I Figur 35 - Figur 37 visas producerad energi (el, värme och bränslen) samt inköpt biobränsle och råvara till de termokemiska tillverkningsprocesserna för varje fall på årsbasis. Figur 35. Producerad energi (el, värme) samt inköpt biobränsle och råvara för integrerad pyrolys på årsbasis vid Stora Enso Skoghall. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 35. Production of heat and electricity and purchased fuel for integrated pyrolysis plant at Stora Enso Skoghall. Fuel quantities are bases on lower heating value on wet fuel (LHV). 70

86 Figur 36. Producerad energi (el, värme) samt inköpt biobränsle och råvara för samlokaliserad pyrolys på årsbasis vid Stora Enso Skoghall. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 36. Production of heat and electricity and purchased fuel for the co-located pyrolysis plant at Stora Enso Skoghall. Fuel quantities are bases on lower heating value on wet fuel (LHV). 71

87 Figur 37. Producerad energi (el, värme) samt inköpt biobränsle och råvara för torrefiering vid Stora Enso Skoghall. Bränslevolymer är baserade på lägre värmevärde på fuktiga bränslen (LHV). Figure 37. Production of heat and electricity and purchased fuel for the torrefaction plant at Stora Enso Skoghall. Fuel quantities are bases on lower heating value on wet fuel (LHV). I Tabell 21 visas hur den totala tillförda bränsleeffekten varierar under året för integrerad pyrolys, samlokaliserad pyrolys samt torrefiering för Stora Enso Skoghall. Data i tabellerna är baserat på antagandet att alla bränslen som faller ut som biprodukter från de termokemiska tillverkningsprocesserna används internt inom biokombinaten, d.v.s. inget av torrefieringsgas eller pyrolysgas och koks går som avsalubränsle. Konsekvensen av denna bränsletillförsel är att man då måste backa på de normala basbränslena. Från tabellerna kan bl.a. ses att vid basfallets normala låglastfall (låg) så utgör de nya bränslena mellan 81 93% av total tillförd bränsleenergi (LHV, vått) till kraftverkspannan.. 72

88 Tabell 21. Total bränsletillförsel (MW) och andel av bränslemixen som utgörs av de tillverkade bränslena (energi% som gas + koks) för de olika fallen för Skoghallsverken Table 21. Total fuel input (MW) and the share of gas and char of total fuel input (energy%) in all cases for Skoghall Mill Integrerad pyrolys Enhet Låg Mellan Hög Biobränsle MW (LHV, vått) Gas MW (LHV, vått) Koks MW (LHV, vått) Andel gas och koks i bränslemix % (LHV, vått) Samlokaliserad pyrolys Enhet Låg Mellan Hög Biobränsle MW (LHV, vått) Gas MW (LHV, vått) Koks MW (LHV, vått) Andel gas i bränslemix % (LHV, vått) Torrefiering Enhet Låg Mellan Hög Biobränsle MW (LHV, vått) Gas MW (LHV, vått) Koks MW (LHV, vått) Andel gas i bränslemix % (LHV, vått) Som ett mått på pannverkningsgraden visas i Tabell 22 rökgasens energiinnehåll efter panna/economizer för samtliga fall vid Gävle Energi. Det skall dock kommenteras att panneffekten i de fall där de termokemiska tillverknings-processerna integrerats med kraftverkspannan har varit 30-50% högre på årsbasis jämfört med basfallet. 73

89 Tabell 22. Rökgasen energiinnehåll i % förhållande till tillförd bränsleeffekt för de olika fallen för Skoghallsverken Table 22. The energy content of the flue gas, expressed as % of total thermal fuel input for all cases for Skoghall Mill Energi i rökgasflöde (efter panna/eco) Låg Mellan Hög % av tillförd bränsleenergi Basfall Integrerad pyrolys Samlokaliserad pyrolys Torrefiering Egenskaper hos bränslen som återförs till kraftverksprocessen I Tabell 23 visas ett urval av bränsleegenskaper hos de bränslen som nyttjades i kraftverkspannorna. Egenskaperna är redovisade vid aktuella förhållanden som rådde vid förbränningen, d.v.s. vid aktuella luftöverskott samt fuktinnehåll i inkommande förbränningsluft som nyttjades vid simuleringarna. Tabell 23. Ett urval av bränsleegenskaper för de bränslen som nyttjades i kraftverkspannorna Table 23. Selected fuel quality parameters of the fuel that was used in the CHP s Parameter Biobränsle Gävle Skoghall Energi Pyrolysgas Pyrolyskoks Torrefieringsgas Värmevärde 7,3 8,6 7,6 29,4 3,7 Enhet MJ/kg (LHV, vått) Fukthalt 54,3 48,0 3,9 0,0 26,5 vikt% Flamtemperatur o C Specifik kg/mj 0,68 0,56 0,43 0,47 0,57 rökgasmängd (LHV) Specifik Nm 0,46 0,31 0,36 0,47 /MJ rökgasvolym (LHV) Lambda 1,2 1,2 1,1 1,2 1,1 kg/kg 74

90 6 Diskussion I detta kapitel diskuteras valda/antagna indata, olika resultatparametrar samt påverkan på kraftvärmeanläggningen 6.1 Diskussion kring antagna data De genomförda simuleringarna av tillverkningsprocesser och kraftvärmeintegrering bygger på en stor mängd givna och antagna data. Några kategorier av parametrar och dess påverkan diskuteras nedan. 1. Simulerade processer Denna studie bygger som beskrivits på att torrefieringsreaktorn är av direkt typ. D.v.s. icke-kondenserbara gaser från torrefieringen förbränns (i den omfattning som krävs för att upprätthålla reaktionstemperaturen 300 C) och leds in i torrefieringsreaktorn där den bringas i direkt kontakt med biomassan som ska torrefieras. De avdrivna torrefieringsgaserna blandas på detta sätt med förbränningsavgaser och den resulterande gasen får som beskrivits i denna rapport ett lågt värmevärde. Ett antagande om indirekt torrefieringsreaktor skulle medfört högre värmevärde på torrefieringsgasen, men detta skulle inte haft någon nämnvärd påverkan på integreringsmöjligheter eller verkningsgrad. För pyrolys har en fluidiserad bädd reaktor antagits. Om en reaktortyp utan cirkulerande bärgas antagits skulle den teoretiska verkningsgraden för såväl den fristående och de integrerade pyrolysprocesserna ha ökat något eftersom man då kan undvika att värma upp och kyla ner cirkulerande inert gas. 2. Sammansättning av råvara, bränsleprodukter och biprodukter a. Råvara Elementarsammansättning och värmevärde kan med stor sannolikhet anses vara representativ för grot och förbränningsfraktioner av ved. Den antagna fukthalten på 50 % är realistisk, men säsongsvisa variationer kan vara betydande. En ändring av inkommande fukthalt påverkar kraftigt produktionskapaciteten, men påverkar i mindre utsträckning verkningsgraden för bränsleproduktionen. b. Bränsleprodukter i. Torrefierat material och torrefieringsgas I detta fall finns naturligtvis en stor variation beroende på grad av torrefiering. Dessutom finns mindre samstämmiga uppgifter om i första hand gassammansättning. Antagna sammansättningar kan naturligtvis diskuteras och kan komma att behöva justeras för användning i ett specifikt fall. Osäkerhet gällande antagna värden bedöms inte i betydande grad påverka slutsatserna i detta projekt ii. Pyrolysvätska, koks och okondenserbara gaser På samma sätt som för torrefiering så finns en variation beroende på val av processparametrar. Denna variation visar sig i första 75

91 hand i fördelning mellan vätske- och gasutbyte. Utbyten och sammansättningar som använts i detta projekt kan anses vara representativa för parametrar avsedda att ge maximalt vätskeutbyte. 6.2 Analys av resultat 1. Produktionskapacitet Som framgår av tabell 4 och 5 så kan ansenliga mängder bränsle samproduceras vid de undersökta anläggningarna. a. För det samlokaliserade torrefieringsfallet så är kapacitetsbegränsningen endast kopplad till pannans förmåga att leverera energi till tork och ta emot avdrivna gaser för förbränning. b. I fallet med samlokaliserad pyrolys så är kapacitetsbegränsningen även här kopplad till pannans förmåga att leverera energi till tork och ta emot avdrivna gaser för förbränning. Dock är förutsättningarna för hög produktionskapacitet i detta fall ännu gynnsammare eftersom en stor del av ångan som krävs för torkning genereras i pyrolysanläggningens avgaspanna. c. För fallet med integrerad pyrolys så begränsas produktionskapaciteten även av den befintliga BFB pannans kapacitet att förbränna icke-flyktiga bränslen och denna koksförbränningsbegränsning har funnits vara den begränsande faktorn för både Gävle och Skoghall när det gäller pyrolysvätskeproduktion. Produktionsförmågan blir på grund av denna begränsning väsentligt lägre än den som kan uppnås med en samlokaliserad anläggning. När det gäller de samlokaliserade alternativen för torrefiering så är de väsentligt större än de största realiserade anläggningarna i världen. När det gäller de samlokaliserade fallen för snabb pyrolys så ger den framräknade potentialen med avseende på integreringsmöjligheter anläggningar som är storleksordningen 10 ggr (Gävle) respektive 20 ggr (Skoghall) större än den hittills största realiserade anläggningen (Fortum Joensuu). Dessa mycket stora produktionskapaciteter är knappast realistiska med hänsyn till råvarutillgång, transporter, miljötillstånd etc. När det gäller de integrerade fallen av snabb pyrolys så är den framräknade teoretiska kapaciteten i Gävle c:a 50 % större än Fortum Joensuu, medan den teoretiska kapaciteten i Skoghall är omkring 3 ggr den i Joensuu. 2. Verkningsgrad Verkningsgraden vid samlokaliserad/integrerad produktion av torrefierat material och pyrolysvätska framgår av tabell 15 och 16. En jämförelse med de beräknade verkningsgraderna för de fristående fallen visar på att det finns energimässiga fördelarna med en integrering av snabb pyrolys, medan det finns små eller inga rent energimässiga fördelar med samlokalisering av torrefiering 76

92 och snabb pyrolys. De rent energimässiga synergierna är starkt kopplade till bränsletorkning. Utnyttjande av energi från rökgaskondensering (Gävle) samt sekundärvärme (Skoghall) såsom antagits i denna studie innebär att en del gratis energi tillhandahålls för torkning. Detta motverkas dock i viss utsträckning av den försämrade energieffektivitet som kan erhållas med de antagna bäddtorkarna jämfört med de fristående anläggningarnas rökgasdrivna trumtorkar. De energimässiga fördelarna med samlokalisering är större för Skoghall än för Gävle, till största delen beroende på antagandet om tillgänglig sekundärvärmeenergi som gjordes i det skogsindustriella fallet, men även den högre torkverkningsgrad som uppnås i detta fall på grund av högre torklufttemperatur. 3. Övrigt Utöver de rent energimässiga vinsterna som kan göras med samlokalisering/integrering så kan eventuellt ytterligare ekonomiska vinster göras genom att elproduktionen vid kraftvärmeanläggningen ökar. Ökningen är mellan % (Gävle) respektive 6-50 % (Skoghall) för de studerade alternativen. Beroende på värdet av elkraft och eventuella elcertifikat så kan den ekonomiska vinsten till följd av integreringen bli betydande. 4. Kommentar För Skoghallsverken så har beräkningarna, som tidigare beskrivits, baserats på antagandet om att sekundärvärme kan göras tillgängligt för värmning av ingående torkluft till 50 C. Detta antagande baserade sig på att det i Skoghall, liksom på många andra skogsindustrier, finns outnyttjade energimängder vid låga temperaturer (blekeriavlopp, fuktiga avgaser etc). Antagandet visade sig medverka till en mycket hög bränsleproduktionspotential i fallen samlokaliserad pyrolys och samlokaliserad torrefiering. I fallet med samlokaliserad pyrolys så skulle krävas omkring 800 GWh/år i form av sekundärvärme för att uppfylla antagandet om torkluftförvärmning. Detta är väsentligt mer än vad som finns eller skulle kunna göras tillgängligt. Men även ur ett råvaruförsörjningsperspektiv så är det mycket tveksamt om den framräknade bränsleproduktionspotentialen för detta fall är realistiskt, se 1) ovan. 6.3 Diskussion gällande påverkan på kraftvärmeverket Som framgår av resultatet i kapitel 5 så finns det tydliga skillnader i de bränslemixar som kraftverkspannorna vid Gävle Energi och Stora Enso Skoghall nyttjat i jämförelse med bränslemixen för basfallet (100% biobränsle). I linje med tidigare publicerade data för dessa bränslen, se referenser i kapitel 3, så skiljer sig de nya bränslena åt vad gäller värmevärde, flamtemperatur och specifik rökgasmängd/volym. Torrefieringsgas är det bränsle som ligger närmast de fuktiga träbränslen i parametrar som flamtemperatur och rökgasmängd/volym vid förbränning. Pyrolysgasen och pyrolyskoksen har båda högre flamtemperatur och lägre specifik rökgasvolym jämfört med de fuktiga träbränslena. 77

93 Energiandelen av de nya bränslena i total bränslemix till kraftverkspannorna är beroende på hur stor produktionskapacitet som är möjlig att uppnå i de termokemiska tillverkningsprocesserna. I sommar/låglast-fallen så utgör de nya bränslena mellan 69 99% av total tillförd energi (LHV, vått) till respektive kraftverkspanna. Vid höglastfallen så minskar andelen till mellan 4 20%. P.g.a. skillnader i ett antal centrala bränsleegenskaper så kommer därför kraftverkspannornas prestanda att variera över produktionsåret. Sett till rökgasförlusterna så visar simuleringsresultaten att rökgasförlusterna i fallen för Gävle Energi är jämförbara mellan basfallen och de båda pyrolys-fallen sett månad för månad. Det skall dock kommenteras att panneffekten varit betydligt högre i fallen med integrerad och samlokaliserad pyrolys, 30-50%, och tolkningen av detta blir därför att pannorna kan köras med förbättrad verkningsgrad vid jämförbara laster med när pyrolysgas- och koks tillförs bränslemixen. I fallet med torrefieringen så är det tydligt att rökgasförlusterna, efter panna/eco, är större sett över alla månader jämfört med basfallet. Panneffekten för det torrefierade fallet har varit 56% högre på årsbasis jämfört med basfallet. En tolkning av resultat för torrefieringsfallet är dock att vid tillförsel av torrefieringsgas till kraftverkspannan så erhålls i bästa fall en liknande verkningsgrad jämfört med den för basbränslet. I fallet med Skoghall så kan samma slutsatser rörande pannverkningsgrad i de fall där pyrolysgas- och koks ingår i bränslemixen dras, d.v.s, vid införandet av dessa bränslekvaliteter så kan kraftverkspannan köras med en högre pannverkningsgrad. I fallet med torrefiering kan ej samma jämförelse göras. Stora Enso Skoghalls basbränsle utgörs av fuktigt skogbränsle (54,3 vikt% fukt), vilket medför en lägre flamtemperatur och högre specifikt rökgasflöde jämfört med basbränslet vid Gävle Energis anläggning. Torrefieringsgasen i Stora Enso Skoghalls fall uppvisar liknande procentuella rökgasförluster som basfallet för låg- mellan- och höglastfallen. Dock skall det poängteras att panneffekten i torrefieringsfallet har legat 143% högre än basfallets sett som årsmedelvärde. Tolkningen av detta blir därför att tillförsel av torrefieringsgas till kraftverkspannan vid Stora Enso Skoghall gör att pannan kan köras med något förbättrad verkningsgrad jämfört med basbränslet. Vid simuleringarna av kraftverksprocesserna så har ingen hänsyn tagits till bränslenas askkemiska innehåll och deras förmåga att bilda beläggningar på de värmeöverförande ytorna i eldstad och konvektiva delarna av pannan. och därmed kunna försämra pannverkningsgraden i de aktuella fallen. I fallet med torrefierings- och pyrolysgas så tillförs inga (försumbara) askbildande ämnen med bränslena och ökad försmutsning i pannan är därför ej att förvänta i dessa fall av. I fallet med pyrolyskoks, vilket kan innehålla betydande askmängder, så kan försmutsningsgrad och därmed också pannverkningsgraden komma att påverkas i praktiken. Vidare så finns det oklarheter i hur det mycket finkorniga koksbränslet kan tillföras en eldstad utan att skapa problem med antingen att partiklar rycks med uppåt av rökgaser, och brinner klart efter eldstaden, eller att de koncentreras i bädden och skapar hot-spots. I detta projekt har det antagits att detta kan hanteras och att all tillförd koksenergi förbränns i bädden under förutsättning att den totala koksbelastningen ej överskrider den förbränningsluft som primärluftfläkten kan tillföra bädden. 78

94 7 Slutsatser Samlokalisering av anläggningar för snabb pyrolys och torrefierade bränslen (pellets) med fjärrvärmeanläggningar och skogsindustriella kraftvärmeanläggningar medger produktion av bränsle i stor eller mycket stor skala. I synnerhet gäller detta för de samlokaliserade fallen av torrefiering och snabb pyrolys. För snabb pyrolys som integreras med befintlig panna genom kommunicerande bädd är produktionspotentialen mindre, men fortfarande betydande. Ur ett strikt energimässigt perspektiv finns i första hand vinster med att integrera anläggningarna för snabb pyrolys med befintliga kraftvärmeverk, medan samlokalisering av torrefiering och snabb pyrolys ger betydligt mera marginella energivinster. Dessutom medger integreringen ett ökat värmeunderlag för kraftvärmeverket och kan därmed vara ett ekonomiskt intressant alternativ om el- och certifikatpris är höga. Den ekonomiska attraktiviteten förstärks sannolikt av att andra icke-energimässiga synergier borde kunna uppstå, exempelvis gällande bemanning, underhåll, logistik etc. Möjligheten till sådana synergivinster har dock inte studerats i detta projekt. Samlokalisering av bränsletillverkning och kraftvärme kan genomföras med små konsekvenser för fastbränslepannor och värmedistributionssystem. För de studerade samlokaliserade fallen så har pannorna funnits kapabla att uppnå nominell kapacitet utan att begränsningar i rökgasflöde eller mellaninsprutning uppstår. För fallet med kommunicerande bädd-baserad pyrolys så är BFB pannors kapacitet att förbränna ickeflyktigt bränsle sannolikt en klart produktionsbegränsande faktor. Denna kapacitetsbegränsning är bl.a. kopplad till fundamentala konstruktionsmässiga egenskaper som bäddarea och primärluftflöde. Alla studerade fall med bränsletillverkning kräver torkad biomassa. Med den antagna torkprincipen bäddtorkning, kommer stor torkarea att krävas. Från torken kommer avgå en plym innehållande kondenserad vattenånga samt låga halter flyktiga vedkomponenter. Utrymmesbehov och torkluftplym kan komma att försvåra för centralt belägna förbränningsanläggningar som önskar starta bränsleproduktion 79

95 8 Rekommendationer och användning Denna rapport syftar till att ge en förståelse av möjligheterna till integreringsvinster och produktionspotential för kraftvärmeverksaktörer som överväger att etablera produktion av pyrolysvätska eller torrefierade pellets tillsammans med kraftvärmeproduktion. Rapporten kan därmed användas som stöd vid utredningar av potentialen vid andra specifika anläggningar. Rapporten ger även en beskrivning av de bränslefraktioner som ska hanteras vid en samlokalisering/integrering och kan därmed användas av projekt- och driftspersonal som kan komma att ansvara för projektering och/eller drift av sådana integrerade anläggningar. Rapportens metodavsnitt exemplifierar också hur samproduktion av pyrolysvätska och torrefierat material kan modelleras. Denna metod kan nyttjas av aktörer som planerar att modellera liknande eller alternativa integreringskoncept. 80

96 9 Litteraturreferenser [1] I. Nohlgren, E. Gunnarsson, P. Lundqvist, and A. Widmark, Kritiska faktorer för lönsam produktion i bioenergikombinat, [2] J. Rodin and O. Wennberg, Förgasning för bränsleproduktion i stor- och småskaliga energikombinat, [3] J. Rodin, O. Wennberg, and M. Berntsson, Optimal råvaruinsats och utnyttjandegrad i energikombinat för värme, el, biodrivmedel och avsalubränsle, [4] T. Ekbom, Teknikstatus och konkurrens- kraft med torrefiering Teknikstatus och konkurrens- kraft med torrefiering, [5] J. Koppejan and P. Biomass, Status overview of torrefaction technologies, [6] Vattenfall R&D Magazine, vol. October, no. 3, [7] M. Broström, a. Nordin, L. Pommer, C. Branca, and C. Di Blasi, Influence of torrefaction on the devolatilization and oxidation kinetics of wood, J. Anal. Appl. Pyrolysis, vol. 96, pp , Jul [8] L. Pommer, L. Gerber, I. Olofsson, S. Wiklund Lindström, and A. Nordin, Gas composition from biomass torrefaction-preliminary results, in European Biomass Conference and Exhibition, 2010, pp [9] A. V. Bridgwater, Review of fast pyrolysis of biomass and product upgrading, Biomass and Bioenergy, vol. 38, pp , Mar [10] D. Mohan, C. U. Pittman, and P. H. Steele, Pyrolysis of Wood/Biomass for Biooil: A Critical Review, Energy & Fuels, vol. 20, no. 3, pp , May [11] R. Ingman, Produktion av pyrolysvätska - statusrapport Produktion av pyrolysvätska - statusrapport Production of pyrolys liquid, [12] J. Benjaminsson, Decentraliserad produktion av pyrolysolja för transport till storskaliga kraftvärmeverk och förgasningsanläggningar, [13] M. J. C. van der Stelt, H. Gerhauser, J. H. a. Kiel, and K. J. Ptasinski, Biomass upgrading by torrefaction for the production of biofuels: A review, Biomass and Bioenergy, vol. 35, no. 9, pp , Jul

97 [14] M. J. Prins, K. J. Ptasinski, and F. J. J. G. Janssen, More efficient biomass gasification via torrefaction, Energy, vol. 31, no. 15, pp , Dec [15] A. Oasmaa and C. Peacocke, Properties and fuel use of biomass-derived fast pyrolysis liquids. A guide [16] A. Oasmaa, E. Kuoppala, and Y. Solantausta, Fast Pyrolysis of Forestry Residue. 2. Physicochemical Composition of Product Liquid, Energy & Fuels, vol. 17, no. 2, pp , Mar [17] J. P. Diebold, A Review of the Chemical and physical Mechanisms of the Storage Stability of Fast Pyrolysis Bio-oils, [18] F. H. Mahfud, Exploratory Studies on Fast Pyrolysis Oil Upgrading, Rijksuniversiteit Groningen, [19] A. V. Bridgwater, Fast Pyrolysis of Biomass: A Handbook. 1999, p. 22. [20] Y. Solantausta, A. Oasmaa, K. Sipil, C. Lindfors, J. Lehto, J. Autio, P. Jokela, J. Alin, and J. Heiskanen, Bio-oil Production from Biomass : Steps toward Demonstration, Energy & Fuels, pp , [21] K. Lindberg, Förbränning av termokemiskt behandlade biobränslen, Högskolan i Gävle, [22] C. P. Kleinschmidt, Overview of international developments in torrefaction, in IEA Workshop, [23] C. Wilén, P. Jukola, T. Järvinen, K. Sipilä, F. Verhoeff, and J. Kiel, Wood torrefaction pilot tests and utilisation, [24] W. Stelte, Torrefaction of unutilized biomass resources and characterization of torrefaction gasses, [25] P. C. A. Bergman, A. R. Boersma, R. W. R. Zwart, and J. H. A. Kiel, Torrefaction for biomass co-firing in existing coal-fired power stations, [26] S. Czernik and A. V Bridgwater, Overview of Applications of Biomass Fast Pyrolysis Oil, no. 12, pp , [27] M. J. Wornat and B. G. Porter, Single Droplet Combustion of Biomass Pyrolysis Oils, Energy & Fuels, no. 16, pp , [28] J. D Alessio and M. Lazarro, Thero-optical investigation of burning biomasspyrolysis oil droplets, in Symposium (International) on Combustion 27,

98 [29] Strömberg, Bränslehandboken, [30] D. Medic, Investigation of torrefaction process parameters and characterization of torrefied biomass, Iowa State University, [31] I. Johansson, S. Larsson, and O. Wennberg, Torkning av biobränsle med spillvärme, [32] M. Ringer, V. Putsche, and J. Scahill, Large-Scale Pyrolysis Oil Production : A Technology Assessment and Economic Analysis,

99

100 INTEGRERING AV TERMOKEMISKA TILLVERKNINGSPROCESSER MED KRAFTVÄRMEPRODUKTION Det finns potential att ytterligare utöka produktutbudet från skogsindustrin och kraftvärmeproducenterna till att även inkludera nya typer av bränsleprodukter, kemikalier och material. Målet med detta projekt har varit att ge en djupare kunskap om de termokemiska omvandlingsprocesserna torrefiering och snabb pyrolys, samt hur ett typiskt svenskt sulfatmassabruk och fjärrvärmeverk påverkas av en integration med ovanstående processer. Projektet har visat att storskalig bränsleproduktion kan uppnås för sådana integrerade anläggningar. Bränsleproduktionen vid de integrerade anläggningarna uppvisar en något bättre verkningsgrad än fristående anläggningar. Ett nytt steg i energiforskningen Energiforsk är en forsknings- och kunskapsorganisation som samlar stora delar av svensk forskning och utveckling om energi. Målet är att öka effektivitet och nyttiggörande av resultat inför framtida utmaningar inom energiområdet. Vi verkar inom ett antal forskningsområden, och tar fram kunskap om resurseffektiv energi i ett helhetsperspektiv från källan, via omvandling och överföring till användning av energin.