Småskalig uppgradering och förädling av biogas En rapport åt Agroväst och Energigården 2012-02-14 Författare: Helena Blom, Pöyry SwedPower AB Michael Mccann, Pöyry SwedPower AB Johan Westman, Pöyry SwedPower AB
Sammanfattning Småskalig uppgradering och förädling av biogas är en rapport som syftar till att sammanställa kunskapsläget inom småskalig biogasuppgradering. Projektet har tillkommit i samverkan med Agroväst och Energigården och finansierats av Stiftelsen för Lantbruksforskning, Västra Götalandsregionen och Jordbruksverket. Tillgänglig teknik för småskalig uppgradering har undersökts utifrån teknisk och ekonomisk synvinkel. En ekonomisk jämförelse har gjorts och produktionskostnad för uppgraderad biogas har uppskattats för olika rågasflöden. Arbetet rymmer även information kring biogasproduktion, uppgradering i stort samt en jämförelse mellan flytande biogas, DME och Ecopar-diesel.
3(40) Innehåll 1 PROJEKTBAKGRUND 5 1.1 Syfte 5 2 VAD ÄR BIOGAS? 6 2.1 Småskalig uppgradering 6 3 METODBESKRIVNING 7 4 BIOGASPRODUKTION PÅ GÅRDSNIVÅ 8 4.1 Förbehandling 9 4.2 Rågasproduktion 9 4.3 Rötrest 10 5 GENERELLT OM UPPGRADERINGSTEKNIK OCH UPPGRADERAD BIOGAS 11 5.1 Avsvavling 11 5.2 Torkning 11 5.3 Metanhöjning 12 5.3.1 Fysisk absorption, vattenskrubber 12 5.3.2 Membranteknik 12 5.3.3 PSA: Adsorption 13 5.3.4 Kemisk absorption 14 5.3.5 Kryogen separation 14 5.4 Tryckhöjning 15 5.5 Lagring, distribution och tankning 15 6 EKONOMI OCH STYRMEDEL 16 6.1 Företagsstöd 16 6.2 Investering i uppgraderingsanläggning 16 6.3 Driftskostnader 17 6.4 Investering i publik tankstation 17 7 JÄMFÖRELSE AV METANHÖJNINGSTEKNIKER FÖR SMÅSKALIG UPPGRADERING 19 7.1 Småskalig uppgradering idag 19 7.2 Ekonomisk jämförelse av uppgraderingstekniker 21 7.3 Scenario för produktionspris och dieselpris 2015 24 7.4 Jämförelse med avseende på bl.a. miljöpåverkan och hanterbarhet 25 8 SMÅSKALIGA BIOGASANLÄGGNINGAR MED UPPGRADERING I EUROPA 26 8.1 Sverige 26 8.2 Övriga Europa 26
4(40) 9 FLYTANDE BIOGAS, DME OCH ECOPAR-DIESEL 28 9.1 Framställning 28 9.2 Användning 29 9.3 Drivmedlets fysikaliska egenskaper: 29 10 SLUTSATSER 31 11 REFERENSER 32 APPENDIX A: JÄMFÖRELSE AV FLYTANDE BIOGAS, DME OCH ECOPAR-DIESEL 3
5(40) 1 PROJEKTBAKGRUND Västra Götaland Regionens mål är att öka användning och produktion av biogas som drivmedel åt fordon. Regionen har som mål att producera 2,4 TWh biogas år 2020. Hushållningssällskapet har gjort bedömningen att det finns 1,2 TWh biogas tillgängligt från rötning av organiskt material i regionen, och målet är att denna potential skall utnyttjas till fullo och svara för hälften av biogasproduktionen. Den andra hälften skall produceras med förgasningsteknik. Energimyndigheten har bedömt att potentialen för biogasproduktion från stallgödsel i regionen uppgår till 0,7 TWh vilket betyder att stallgödsel är den viktigaste råvaran för biogasproduktion genom rötning. Biogas kan vara en god affär för en lantbrukare, förutsatt att det finns avsättning för produktionen. Rågasen som produceras används oftast som bränsle i en stationär motor som genererar elektricitet och värme. På gården behövs både värme och el, även om själva behovet varierar över årstiderna. Värmen behövs särskilt under de kalla årstiderna. Elektriciteten används t.ex. till belysning och ventilation samt till utrustning för t.ex. mjölkning, utgödsling och foderutrustning. Andra avsättningar kan vara försäljning av värme till närliggande fastigheter som t.ex. skolbyggnader eller växthus. På sommaren kan det dock vara svårt att få avsättning för den värme som produceras. Bland lantbrukare finns ett stort intresse för att kunna uppgradera biogas till fordonsgas. Många biogasanläggningar är små eller medelstora; 45 av Sveriges 53 uppgraderingsanläggningar har ett inkommande rågasflöde på under 100 Nm 3 per timme (2011). Ofta är rågasproduktionen större än vad som behövs för den egna el- och värmeproduktionen, och då övervägs möjligheten att förädla rågasen till fordonsgas eller flytande drivmedel. 1.1 Syfte I nuläget befinner sig många småskaliga uppgraderingsanläggningar i uppstartsfasen och det är därför svårt att bilda sig en uppfattning om teknik, lönsamhet, leverantörer och tillvägagångssätt. Småskalig uppgradering och förädling av biogas är en rapport som syftar till att bidra till biogasutvecklingen genom att sammanställa kunskapsläget inom småskalig biogasuppgradering. Projektet har tillkommit i samverkan med Energigården och finansieras av Jordbruksverket, Stiftelsen för Lantbruksforskning och Västra Götalandsregionen. Litteraturstudien och den tekniska och ekonomiska utvärderingen av de i dag kommersiellt tillgängliga uppgraderingsteknikerna är tänkt att fungera som en fingervisning för den enskilde lantbrukaren som funderar på att skaffa sig en uppgraderingsanläggning.
6(40) 2 VAD ÄR BIOGAS? Biogas produceras genom bakteriell nedbrytning av rötbart organiskt material i en miljö utan tillgång till syre. Detta kallas anaerobisk nedbrytning. Produkten från nedbrytningen är s.k. rågas som består av metan, koldioxid och vattenånga. Rågasen innehåller även andra föreningar som svavelväten och kan ibland innehålla siloxaner 1. I biogasanläggningar sker nedbrytningen i en rötkammare som hålls vid en jämn temperatur och rörs om för att en jämn rågasproduktion skall erhållas. Detta gäller oavsett i vilken skala som produktionen sker, stor skala eller gårdsproduktion. Rötkammaren matas kontinuerligt med nedbrytbart organiskt material och rågasen leds ut från toppen av rötkammaren. Kvar blir nedbrutet material, s.k. rötrest (eller biogödsel) som används som gödsel. Rågasen kan används som bränsle i en stationär motor för att producera värme och el som sedan används på gården eller säljs. Detta är den vanligaste användningen av rågas från rötning i Sverige idag. På grund av rågasens låga energiinnehåll per volymenhet (jämfört med fordonsgas eller naturgas) är det dock inte ekonomiskt hållbart att komprimera den direkt och använda den som drivmedel. För att biogas skall kunna användas som drivmedel krävs att rågasen torkas, renas från svavelväten och siloxaner, metanhöjs genom separering av koldioxid från gasen, s.k. uppgradering, samt komprimeras eller förvätskas. Skall biogasen injiceras på naturgasnätet krävs att gasen odöriseras samt tillsätts propan för att höja energiinnehållet. Potentialen för rågasproduktion och uppgradering är olika för olika gårdar. Mängden gödsel och annat rötbart avfall avgör hur stor rågasproduktion som är möjlig. Man talar ofta om ett rågaspris i kr/kwh, alltså produktionskostnaden per kwh rågas. Denna kostnad ligger till grund för både lönsamhetskalkylen i samband med rågasproduktionen och för uppgraderingsanläggningen. 2.1 Småskalig uppgradering Småskalig uppgradering innebär uppgradering av gas på anläggningar som har ett rågasflöde på 100 Nm 3 /h eller mindre. Detta rågasflöde motsvarar en årlig energiproduktion på upp till c:a 5 GWh, och för jämförelsens skull kan det uppskattas att en gård med 300 mjölkkor har en årlig biogasproduktion på 2-3 GWh, eller 40-60 Nm 3 rågas per timme. 1 Siloxan: Kisel-syre-förening (RSiO) som kan förekomma som en länk i en kolvätekedja. Siloxaner verkar korrosivt på metaller och bildar oönskade avlagringar i förbränningsmotorer, likt svavelväten.
7(40) 3 METODBESKRIVNING Resultaten och den ekonomiska utvärderingen bygger på analys av insamlad teknisk och ekonomisk information från leverantörer av utrustning för bl.a. rening, metanhöjning och lagring av gas. Informationen har samlats in genom intervjuer med leverantörerna. En litteraturstudie har gjorts för att undersöka teknik och ekonomi kring rågasproduktion, uppgradering, distribution och förvätskning. Litteraturstudien bidrog även till att kartlägga kunskapsläget inom småskalig biogasproduktion och uppgradering. Inom ramen för projektet Småskalig uppgradering har det förutom arbetet med slutrapporten rymts ett projektmöte och en workshop. Där har viktiga synpunkter från anläggningsägare, leverantörer av rötkammare och uppgraderingsutrustning, tekniska experter, rådgivare m.fl. bidragit till att driva arbetet framåt. Mer om informationen och diskussionen som framkom på mötena finns på Energigårdens hemsida under projekt \biogas : http://www.energigarden.se/?p=10862&m=3140
8(40) 4 BIOGASPRODUKTION PÅ GÅRDSNIVÅ Figur 1 visar hur biogas framställs och renas på gårdsnivå. Framställningen behandlas i detta och nästa kapitel, enligt kapitelhänvisningarna till vänster i bilden. Biogasproduktion Kap. 4 Rötning Ej inkluderat i studien: Rening Kap. 5.1-5.2 Svavelrening Torkning Småskalig metanhöjning Kap. 5.3 PSA Vattenskrubber Membranseparation Kryogen separation Kemisk absorption Tryckhöjning, tankning m.m. Kap. 5.4-5.6 Kompression Kylning Distribution CBG*-tankstation på gården Publik CBG*- tankstation Tankstation LBG** Figur 1: Schematisk bild av framställningsprocessen för komprimerad, uppgraderad biogas * CBG = Compressed Biogas, komprimerad biogas, är biogas som uppgraderats till c:a 95% metanhalt och därefter komprimerats till ett tryck av c:a 200 bar. ** LBG = Liquefied Biogas, Biogas i vätskeform, är biogas som uppgraderats till c:a 95% metanhalt och därefter förvätskats genom kylning eller komprimering.
9(40) 4.1 Förbehandling Förbehandlingen ser olika ut för olika biogassubstrat. Vissa behöver malas ner och eventuellt blötas upp med vatten för att kunna pumpas in i rötkammaren. Andra innehåller mer vatten och behöver avvattnas för att de inte ska ta för stor plats. Att mala ner fast substrat underlättar dessutom den bakteriella nedbrytningen av materialet. Flytgödsel kan innehålla komponenter som kan orsaka skada på pumpen, t.ex. hela växtdelar som ej brutits ner eller oorganiskt ej nedbrytbart avfall som djuret av misstag fått i sig. För att minska slitaget används s.k. skärande pumpar vilka finfördelar gödseln just innan den pumpas in i rötkammaren. Vissa biogassubstrat 2 som t.ex. slakteriavfall måste hygieniseras innan det tillförs rötkammaren. Syftet med hygieniseringen är att minimera smittspridning från substratet. Den vanligaste hygieniseringsmetoden är pastörisering (värmebehandling) vid 70 C under en timme. Denna behandling kräver energi; för en större biogasanläggning kan kapitalkostnader och kostnader för uppvärmning uppskattas till 20 kr/ton klass 3-substrat 3. Vanligt är att klass 3-substrat blandas med övrigt substrat (vanligen gödsel) och att allt sedan hygieniseras samtidigt. För en stor anläggning som rötar 80 000 ton substrat per år innebär detta då en ytterligare kostnad på 1,6 MSEK/år. Om samma anläggning producerar 500 Nm 3 rågas per timme blir kostnaden 0,064 SEK/kWh, utslagen på mängd producerad rågas. Energibehov och kostnad för utrustning beror mycket på processens utformning, för pastörisering vid mindre gårdsbiogasanläggningar kan kostnaden se annorlunda ut. Vid rötning av gödsel från egen gård och sedan spridning av rötresten på egen mark krävs sällan hygienisering av gödseln. 4.2 Rågasproduktion Nedbrytningen av materialet sker i tre steg: hydrolys, jäsning och metanbildning. I den vanligaste processen används dock endast en rötkammare där de tre processerna sker samtidigt och på samma plats. Detta kallas enstegsrötning. Tillsatta bakterier bryter ner substratet till en rötrest och bildar samtidigt rågas som en biprodukt. Rötningsprocessen kontrolleras noga. Temperaturen regleras till en jämn nivå, vanligen används den sorts bakterier som trivs bäst vid 37 C. Då rötningen inleds förbrukas allt syre i rötkammaren, och under kontinuerlig drift hålls rötningen sedan fri från luft. Substratet rörs om kontinuerligt för att få en jämn temperatur- 2 Kategori 3-avfall är animaliska biprodukter som t.ex. delar av slaktade djur. Kategori 3-avfall definieras på Avfall Sveriges hemsida: http://www.avfallsverige.se/avfallshantering/biologiskaatervinning/animaliska-biprodukter/kategori-3/ 3 Norin, SGC, http://www.sgc.se/dokument/sgc179.pdf
10(40) fördelning i substratet och för att nedbrytningen skall ske jämnt över massan i kammaren. Omrörningen hindrar även skiktning av substratet. Både toppmonterade och sidomonterade omrörare används. Under rötningsprocessen samlas rågasen ovanpå substratet där det leds ut för vidare behandling. Rötgasen är i regel mättad med vattenånga och innehåller även andra ämnen som gör att den behöver renas innan den kan användas. Typisk sammansättning hos rågasen kan ses i Tabell 1. Tabell 1: Typisk rågassammansättning efter rötning Komponent Metan (CH 4 ) 62 Koldioxid (CO 2 ) 32 Kväve (N 2 ) 1 Syre (O 2 ) 0 Vattenånga (H 2 O) 5 (mättnad) Svavelväte (H 2 S) 0,1 Ammoniak (NH 3 ) 0,05 Mängd (% av total volym) 4.3 Rötrest Då rötningsprocessen körs kontinuerligt bryts inte substratet ner fullständigt, det tar för lång tid. Istället samlas rötresten kontinuerligt i ett lager. Då den tas ut från processen har den en relativt hög temperatur, så för att minska läckage av metan, ammoniak och lustgas täcks lagret över. Rötresten innehåller mer lättillgänglig näring än ursprungssubstratet och sprids oftast som gödsel på åkermark.
11(40) 5 GENERELLT OM UPPGRADERINGSTEKNIK OCH UPPGRADERAD BIOGAS 5.1 Avsvavling Efter rågasproduktionen renas i regel rågasen från svavelväte, H 2 S, då svavlet verkar korrosivt på metaller, bildar avlagringar och sliter på motorer. Vid förbränning kan även en del av svavlet bilda den giftiga gasen svaveldioxid, SO 2, med syre. Det finns alltså goda anledningar att skilja svavlet från rågasen. Det finns flera processer för att avskilja svavel. Den vanligaste avsvavlingstekniken går ut på att man tillför rötningsprocessen en viss mängd luft (2-6 vol. % syre). Detta gör att bakterier som finns naturligt i organiskt avfall fäller ut svavlet på väggarna och på utrustningen i kammaren. Svavlet hamnar så småningom i rötresten. Andra vanliga tekniker bygger på adsorption och absorption av svavlet med hjälp av olika material. Aktivt kol kan användas som adsorptionsmaterial, ofta i filter som rötgasen får passera efter rötningen. Järnklorid kan tillsättas i rötningsprocessen för att absorbera svavlet, vilket då faller ut i rötresten som järnsulfid. Vid uppgraderingsanläggningar som använder adsorption (PSA) eller absorption (t.ex. vattenskrubber) kan svavelreningen ibland göras i samband med metanhöjningen, varför extern svavelrening blir överflödig. Detta är fallet med PSA-leverantören Guild / Molecular Gates teknik. 5.2 Torkning Rågasen som lämnar rötkammaren är i regel mättad med vatten och i vissa fall behöver den torkas innan den används eller uppgraderas. Skall rågasen uppgraderas med vattenskrubberteknik eller kemisk absorption behöver den i regel inte torkas innan uppgradering. Torkning är däremot viktigt om membranteknik eller kryogen uppgradering används. Om den uppgraderade gasen skall komprimeras är det viktigt att den är torr så att inte vatten fäller ut som droppar i kompressorn och skadar den. Det finns flera tekniker för att torka biogas på marknaden. De vanligaste är torkning genom komprimering, kylning eller separering av vattnet genom kemisk absorption eller adsorption.
12(40) 5.3 Metanhöjning Metanhöjningen är den centrala delen i det som till vardags kallas uppgradering av biogas. Syftet är att avskilja koldioxiden från metanet och därigenom få en så energirik gas som möjligt. Ren metangas är ett utmärkt bränsle. Koldioxid och vattenånga är faktiskt de två främsta produkterna vid förbränning av biogas och naturgas. Precis som för avsvavling och torkning finns det flera tekniker för metanhöjning. Nedan följer en något mer detaljerad genomgång då de spelar en central roll i denna undersökning. Mer information om leverantörerna finns i kapitel 7.1. 5.3.1 Fysisk absorption, vattenskrubber Absorptionstekniken går ut på att rågasen blandas med en absorbent, t.ex. vatten i en s.k. skrubber, till vilken koldioxiden binder fysiskt. I skrubbern löser sig koldioxiden i vattnet, medan metanet lämnar skrubbern som gas. Den största delen av koldioxiden separeras på detta vis från den utgående gasen, vilken sedan består av över 90 % metan. Vattenskrubbers kan användas i kombination med andra metanhöjningstekniker för att uppnå hög renhet på utgående metangas. För småskalig uppgradering med vattenskrubberteknik finns i dagsläget tre leverantörer av utrustning: Metener, Biorega, och Biosling. Figur 2 visar hur ett vattenskrubbersystem kan se ut. Figur 2: Schematisk bild av vattenskrubber-system ( Greenlane) 5.3.2 Membranteknik Membranteknik för separering av metan och koldioxid bygger på att molekylerna i respektive ämne tar sig igenom membranet med olika hastigheter. Molekylens hastighet påverkas dels av molekylens storlek men även membranets förmåga att ta emot molekylerna, så kallad
13(40) "affinity". Material som på detta vis skiljer metan och koldioxid i två strömmar kallas för membran och används för metanhöjning. För att öka drivkraften för separeringen komprimeras rågasen innan membranet. Ofta används flera membraner, s.k. membransteg, för att uppgradera rågasen till hög metanhalt på den utgående gasen. I dagsläget tillverkar DMT, TUW och Air Liquide uppgraderingsutrustning med membranteknik för småskalig uppgradering. Norska företaget MemfoACT utvecklar membran för småskaliga tillämpningar. Figur 3 föreställer membranfibrer där CO 2 passerar genom fiberväggen som Permeate Flow. Figur 3: Schematisk bild av membranfibrer ( Kochmembrane) 5.3.3 PSA: Adsorption I PSA blandas rågasen med fast material i en s.k. packad bädd, ofta inuti en stående cylindrisk behållare. Materialet är poröst och har vissa egenskaper som gör att koldioxiden fastnar på dess yta (samma egenskaper som påverkar hastigheten som molekylerna flödar med genom ett membran). Hur mycket som fastnar beror på vilket tryck som används. Generellt gäller att ett högre tryck gör att mer koldioxid fastnar. När rågasen introducerats i behållaren och koldioxiden fastnat kan metanet tas ut separat. Även här används flera steg för att få en renare metangas. Genom att släppa på trycket i behållarna kan man få koldioxiden att lossna från materialet i bädden. Koldioxiden kan då tas ut separat. Principen med att ändra trycknivån har gett tekniken dess namn; Pressure Swing Adsorption (PSA). I dagsläget tillverkas småskalig uppgraderingsteknik som bygger på PSA av Molecular Gate och Xebec. Figur 4 visar en PSA-anläggning från Molecular Gate.
14(40) Figur 4: PSA-anläggning för småskalig uppgradering ( Guild/Molecular Gate) 5.3.4 Kemisk absorption Kemisk absorption liknar fysisk absorption, men istället används en absorbent till vilken koldioxiden binder kemiskt. Kemiska absorbenter kan t.ex. vara aminer som MEA (monoetanolamin). I ett första steg blandas absorbenten och rågasen varvid koldioxiden binder kemiskt till absorbenten. Metanet i rågasen binder inte till denna utan kan samtidigt tas ut som ren gas. I ett andra steg släpps koldioxiden fri genom ändrade tryck- och temperaturförhållanden, varpå absorbenten återanvänds. Kemisk absorption är en process som har mycket hög förmåga att avskilja koldioxid från metan. Processen betraktas dock ofta som komplicerad jämförd med enklare tekniker som vattenskrubbers och membranseparering. För att återanvända, eller regenerera, absorbenten krävs värme. Detta gör att tekniken är lämplig att använda då det finns tillgång till värme från t.ex. en närliggande process. 5.3.5 Kryogen separation Kryogen separation utnyttjar gasernas olika kondenseringspunkter för att separera metanet från koldioxiden. Med hjälp av låga temperaturer och ett tryck på minst 10 bar kan koldioxid kondenseras ut som en vätska medan metanet fortfarande befinner sig i gasfas. I dagsläget tillämpas inte tekniken för småskalig uppgradering, främst på grund av den höga energiåtgången. Tekniken har dock stor potential och utvecklas idag av flera Svenska företag. Tekniken finns representerad vid två större Svenska anläggningar; Lidköping och Sundsvall. I Lidköping används tekniken till att kondensera redan uppgraderad metangas till flytande form, LBG. För mer information om kryogen biogasuppgradering hänvisas till referens 6, Jonsson et al. (2011).
15(40) 5.4 Tryckhöjning Att höja trycket på gasen kostar energi, och därmed pengar, därför är det effektivt att komprimera så ren metangas som möjligt. Innehåller gasen t.ex. 10 % koldioxid är 10 % av komprimeringsenergin bortkastad eftersom biogasen då har 10 % lägre energiinnehåll, eller värmevärde. Trycket på biogasen höjs med hjälp av en högtryckskompressor, ibland kallad booster. Marknaden för högtryckskompressorer är stor, några exempel på tillverkare finns samlade i Tabell 2. Tabell 2: Exempel på tillverkare av små högtryckskompressorer Tillverkare Modell Advanced Fuels Technology GasComp Kapacitet [Nm3/h] Hemsida 6 www.gascomp.com WV CNG Inc. FuelMaker 10 www.wvcng.com Ingersoll Rand 21 www.mckenziecorp.com Figur 5: Liten högtryckskompressor för långsam tankning ( Advanced Fuels Technology) 5.5 Lagring, distribution och tankning Efter att biogasen komprimerats lagras den i väntan på användning. Vanligen lagras gasen i ett gaslager bestående av flera tryckbehållare, eller gasflaskor. Dessa kan kopplas samman till en enhet. Enheten kan sedan kopplas till en tankstation eller lastas på en lastbil för vidare transport. För mer information rörande distribution av biogas hänvisas till referens 21, Benjaminsson et al. (2009).
16(40) 6 EKONOMI OCH STYRMEDEL 6.1 Företagsstöd De prisnivåer som anges i rapporten var de gällande under hösten 2011, då undersökningen utfördes. Ekonomiskt stöd åt biogasproducenter behandlas av Länsstyrelsen. Företag kan ansöka om företagsstöd, vilket täcker 30 % av investeringskostnaderna för t.ex. fasta anläggningar samt maskiner och utrustning. Maxbeloppet på stödet är reglerat av EU och motsvarar idag c:a 1,8 MSEK. Företagsstöd kan sökas fler gånger än en t.ex. för att täcka kostnader för både rågasanläggning och uppgraderingsanläggning, men det maximala sammantagna beloppet som kan erhållas är 1,8 MSEK. Mer information om företagsstödet finns på Jordbruksverkets hemsida under Rapporter, broschyrer och blanketter Möjligheter på landsbygden - Företagsstöd. http://www.jordbruksverket.se 6.2 Investering i uppgraderingsanläggning För att småskalig uppgradering skall bli en så ekonomiskt lönsam affär som möjligt krävs att investeringskostnaden för en mindre uppgraderingsanläggning är lägre än för en storskalig uppgraderingsanläggning. Typiska investeringskostnader för olika uppgraderingstekniker finns i Tabell 3. Tabell 3 Exempel på typiska investeringskostnader i MSEK för olika storlekar på uppgraderingsutrustning Rågasflöde: investeringskostnad (MSEK) 20 Nm3/h 40 Nm3/h 100 Nm3/h Membranteknik 3 4 5 Vattenskrubber 3 3,5 5 PSA 3 3 3 Uppgraderingsutrustningen finns vanligen i standardutföranden som baseras på ett visst rågasflöde. Rågasflödet är oftast en övre gräns för användningen, ett 40 Nm 3 /h-system kan alltså ofta användas i en anläggning med ett flöde av 20 Nm 3 /h rågas.
17(40) 6.3 Driftskostnader I kostnaden för driften ingår värme- och elförbrukning för samtliga uppgraderingssteg, bl.a. avsvavling, torkning, metanhöjning, tryckhöjning, lagring och tankning. Här ingår även kostnader för underhåll. De olika metanhöjningsteknikerna förbrukar olika mycket värme och el och denna skillnad påverkar givetvis beslutet om vilken metanhöjningsteknik som skall väljas för att passa de rådande förhållandena vid rågasproduktionen. El behövs vid drift av samtliga metanhöjningstekniker. Metanhöjningen står för en stor del av elförbrukningen men hänsyn måste även tas till förbrukningen hos de övriga uppgraderingsstegen, särskilt eftersom olika metanhöjningstekniker har olika krav på sammansättning och renhet hos den ingående rågasen. Ett exempel på detta är känsligheten för svavelväte. Ett membran som skiljer CO 2 från CH 4 är betydligt mer känsligt för H 2 S än en vattenskrubber. Ett annat exempel är trycknivån på gasen efter metanhöjningen: befinner sig gasen redan vid ett högt tryck behöver den inte komprimeras lika mycket innan den lagras. 6.4 Investering i publik tankstation För att kunna sälja den uppgraderade biogasen som drivmedel till privata kunder krävs ett gaslager samt en tankstation med betalningssystem. För att anlägga tankstationen krävs även markarbete. Kostnaderna för detta har undersökts och enligt en leverantör av tankstationer för fordonsgas kan en typisk kostnadsbild se ut som den i Tabell 4 nedan. Tabell 4: Typiska kostnader för en publik tankstation Kostnader för publik tankstation Investeringskostnad (MSEK) Tankstation/dispenser 2,5 Gaslager 0,8-1,6 Betalsystem 0,05-0,1 Markarbete 0,1-0,5 Summa 3,45-4,7 Till den totala kostnaden skall en i sammanhanget mindre kostnad för installation adderas.
18(40) En tankstations-investering på 4,1 MSEK innebär en årlig kostnad på 387 000 kr (kalkylränta 7 %, återbetalningstid 20 år). Tabell 5 innehåller ytterligare kostnadsuppskattningar för investering i publik tankstation för gårdar med biogasproduktion på 20, 40 och 100 Nm 3 per timme. Tabell 5: Årlig kostnad för en publik tankstation Biogasproduktion: 20 Nm 3 /h, 1 GWh 40 Nm 3 /h, 2 GWh 100 Nm 3 /h, 5 GWh Investering Årlig kostnad Kostnad/gas (MSEK): (kr): (kr/kwh) (kr/kwh) (kr/kwh) 3,45 326 000 0,31 0,15 0,06 4,1 387 000 0,36 0,18 0,07 4,7 444 000 0,42 0,21 0,08 För att uppskatta kostnaderna i tabellen används 7 % kalkylränta och 20 års återbetalningstid. Investeringskostnaden för en publik tankstation kan vara mycket svår att bära för en biogasproducent med liten produktion, t.ex. 1 GWh drivmedel per år. För större producenter, t.ex. de med en produktion på 5 GWh drivmedel per år eller mer, innebär investeringen i en publik tankstation ett betydligt mindre påslag på kostnaderna.
19(40) 7 JÄMFÖRELSE AV METANHÖJNINGSTEKNIKER FÖR SMÅSKALIG UPPGRADERING För att få en samlad bild av de uppgraderingstekniker för småskaligt bruk som finns tillgängliga på marknaden idag presenteras här en ekonomisk jämförelse som utgår ifrån uppgradering vid produktionsanläggningar av olika storlek. Vad som ingår i den ekonomiska analysen förklaras närmare i kapitel 7.2. 7.1 Småskalig uppgradering idag De leverantörer som i dagsläget tillhandahåller teknisk utrustning för småskalig uppgradering listas i Tabell 6. Bland leverantörerna finns både nya och mer etablerade aktörer. Antalet leverantörer är begränsat, något som speglar det faktum att småskalig uppgradering är ett område under utveckling. Tabellen anger även den minsta storlek på utrustningen leverantörerna tillhandahåller samt ifall de ingår i den ekonomiska jämförelsen. Vad beträffar hantering och drift bedöms teknikerna likvärdigt användarvänliga. Gemensamt är även att det största miljöhotet från uppgraderingsteknikerna är metanslip (metanläckage). Ett stort metanläckage tillintetgör miljönyttan i att uppgradera biogas och låta den ersätta fossila bränslen som drivmedel. Metanslip finns redovisat i Tabell 6.
20(40) Tabell 6: Leverantörer av utrustning för småskalig uppgradering Leverantör Konfigurationer, rågasflöde [Nm3/h] Ekonomisk data tillgänglig, ingår i jämförelse Metanhalt i uppgraderad gas [Vol. %] Air Liquide Membran Minst 100 Ja >95 0 Biorega Vattenskrubber 17, 22 Ja 90-95 2 DMT Membran 40, 100 Ja >95 0,3 Metener Molecular Gate Vattenskrubber, högtrycks 30-100 Ja 95 +/- 2 i.u. Metanslip enl. leverantlörens uppgift [%] PSA Minst 120 Ja 98 11 (facklas bort) TUW Membran 70 Ja 97 i.u. CarboTech PSA - Nej - - Cirmac PSA, Membran Minst 50-60 Nej - - och Kemisk absorption Greenlane Vattenskrubber Minst 80 Nej - - Xebec PSA 40 Nej - - Leverantörer med teknik under utveckling: Biosling Metanhöjningsteknik Metanhöjningsteknik Vattenskrubber, centrifug Konfigurationer, rågasflöde [Nm3/h] Ekonomisk data tillgänglig, ingår i jämförelse Metanhalt i uppgraderad gas [Vol. %] 50 Nej - - MemfoAct Membranteknik 50 Nej - - i.u.: ingen uppgift från leverantör. Att leverantörerna Metener och TUW inte lämnat någon uppgift om metanläckaget beror troligen på att utrustningen är i utvecklingsfasen och att tillverkaren därför inte har tillgång till tillförlitlig driftsdata gällande metanslip. Air Liquide: Stor och internationellt etablerad leverantör av teknik för uppgradering av biogas vid både stora och små anläggningar. De småskaliga uppgraderingsanläggningarna använder membranteknik. Mer information kan hämtas på deras hemsida: http://www.airliquideadvancedtechnologies.com/en/ouroffer/decentralized-energies/biogas.html Biorega: Mindre företag som tillverkar vattenskrubberanläggningar. Har levererat anläggningar till Nynäsgård och Plönninge naturbruksgymnasium. http://www.biorega.se/
21(40) DMT: Företag från Holland som tillverkar både membran- och vattenskrubberanläggningar. För småskalig uppgradering används membrantekniken. http://www.dirksemilieutechniek.com/dmt/do/webpages/200938/biogas.html Metener: Finskt företag som tillverkar utrustning som bygger på vettanskrubbertekniken. Skillnaden mot en konventionell vattenskrubber där absorptionen sker vid c:a 10 bar är främst att Meteners utrustning komprimerar ingående biogas till 150-250 bar innan absorptionen. http://www.metener.fi/ Molecular Gate: Företag baserat i U.S.A. som bygger PSA-anläggningar för något större biogasanläggningar (deras minsta är anpassad för ett rågasflöde på 120 Nm 3 /h). http://www.moleculargate.com/biogas-digester-gas-purification.html TUW: Österrikiskt företag som är en produkt av forskningen inom membranteknik vid Wiens universitet. Tillverkar utrustning för småskalig membranseparation. http://www.tuwien.ac.at/ 7.2 Ekonomisk jämförelse av uppgraderingstekniker I Figur 6 redovisas kostnader för att producera uppgraderad metangas. Produktionskostnaden för uppgraderad gas varierar med produktionskapaciteten, nedan redovisat som rågasflöde per timme [Nm 3 /h]. Att kostnaden är högre för mindre rågasflöden beror främst på att investeringskostnaderna är stora jämfört med driftskostnaderna. En kort genomgång av ingående investeringar och övriga kostnader följer nedan. Rågasproduktion: Kostnaden för att producera rågas som används i kalkylen är 0,4 kr/kwh exkl. moms (referens 15, LRF/Johansson). Vid en effektiv biogasanläggning ligger produktionskostnaden idag på c:a 0,3-0,5 SEK/kWh. Då kostnaden är uttryckt i SEK/kWh och ingår i det totala produktionspriset i Figur 6 kan effekten av höjda eller sänkta kostnader enkelt ses genom att flytta motsvarande värde upp eller ner. Uppgraderingsanläggning: Kostnaden för uppgraderingen utgör den största investeringen. Här ingår den utrustning som krävs för att höja den renade rågasen till hög metanhalt. Här ingår även kostnader för tillståndsprocess, montering och besiktning, driftkostnad samt dagligt underhåll och drift.
22(40) Tryckhöjning: Kostnaden för en kompressor med långsamtanking samt energiåtgång för att komprimera den uppgraderade metangasen är inkluderad. Lagring: Kostnad för ett litet lastväxlarflak (lagring av c:a 2000 Nm 3 metangas) ingår. Detta lager kan användas för att lagra gas för eget bruk eller lastas på en trailer för transport. Notera att kostnad för extern torkning och extern svavelrening inte är inkluderat i produktionskostnaden. Ifall uppgraderingsanläggningen har särskilda krav på låga svavelnivåer eller torr biogas kan ytterligare system som renar gasen behövas. Kostnaden för sådana system är hårt bunden till det specifika fallet och en generell uppskattning fyller därför inget syfte i denna jämförelse. Mer information om svavelrening finns i kapitel 5.1 och mer information om torkning finns i kapitel 5.2. Kostnaden för en publik tankstation för snabb tankning är inte inkluderad i kalkylen. För prisuppgift på en sådan tankstation hänvisas till kapitel 6.4. Ett gaspris som motsvarar 80 % av de fossila drivmedelspriserna utgör den marknadsmässiga potential som krävs för att göra gasfordon attraktiva för konsumenter (referens 15, LRF/Johansson). Därför har följande linjer ritats in i diagrammet som visar produktionskostnaden som funktion av rågasflödet: 1. 80 % av genomsnittligt bensinpris 2011 (14,27 kr/l) 2. 80 % av genomsnittligt dieselpris 2011 (14,19 kr/l) 3. 80 % av genomsnittligt dieselpris 2011, utan moms.
23(40) Produktionskostnad (SEK/kWh) exkl. moms Vattenskrubber PSA Membran 80 % av bensinpriset med moms 80 % av dieselpriset med moms 80 % av dieselpriset utan moms Figur 6: Produktionskostnad för uppgraderad biogas för olika rågasflöden jämfört med snittpriser på fossila drivmedel för perioden januari till september 2011 Som Figur 6 visar är produktionskostnaden för uppgraderad metangas för rågasflöden över 40 Nm 3 /h lägre än det genomsnittliga, momsfria försäljningspriset för fossila drivmedel 2011. Vilken vinst som kan förväntas vid försäljning av drivmedlet beror på mer än produktionspriset och den ungefärliga betalningsviljan hos den genomsnittliga köparen. Vinsten beror på möjligheten till försäljning, t.ex. till personbilar eller arbetsfordon i närliggande verksamheter, och försäljningspriset i avtalet mellan köpare och säljare. Publik försäljning av biogas som drivmedel innebär merkostnader i form av en publik tankstation. Dessa kostnader är ej inkluderade i Figur 6 utan kan ses i Tabell 5. De är i dagsläget mycket svåra att bära för en småskalig biogasproducent. Därför är det viktigt att gårdsanläggningen själv kan utnyttja drivmedlet eller sälja det till en lokal kundkrets som kan tanka långsamt med s.k. långsamtankning, t.ex. med en kompressor som den i Figur 5. En anledning till att uppgradering i liten (t.ex. 10 Nm 3 ) skala medför höga kostnader är att priset på de ingående komponenterna är ungefär lika högt som på en mellanstor (40 Nm 3 ) uppgraderingsanläggning.
24(40) 7.3 Scenario för produktionspris och dieselpris 2015 Figur 7 visar kostnaden för att producera uppgraderad metangas för olika rågasflöden i ett prognostiserat scenario för 2015. Utrustningen och förutsättningarna kring denna är densamma som i föregående kapitel och produktionskostnaden motsvarar den billigaste tekniken 2011. Även kostnaden för rågasproduktionen är densamma (0,4 kr/kwh, referens 15, LRF/Johansson). Råvarupriset för diesel har ökats till 7 kr/l, vilket motsvarar ett försäljningspris på c:a 18,40 kr/l. Priset har även justerats i linje med förväntade skatteeffekter och ändring i återbetalning (minskad restitution). Dieselpriset för näringsbruk finns representerat i figuren som en vågrät, tätt streckad linje. Dieselpriset för näringsbruk är angivet utan moms. Dieselpriset för privat bruk finns representerat som en glesare streckad linje, ovanför linjen för dieselpris för näringsbruk. Detta pris är angivet inkl. moms. Produktionskostnaden på uppgraderad biogas representeras i figuren av de tomma kvadraterna. De blå diamanterna representerar produktionskostnaden med ett eventuellt framtida metanreduceringsstöd på 0,2 kr/kwh. Produktionskostnad (SEK/kWh) exkl. moms Pris (SEK/kWh) 2,40 2,00 1,60 1,20 0,80 0,40 0,00 Produktionskostnad Produktionskostnad inkl. metanreduceringsstöd 80 % av dieselpris med moms 80 % av dieselpris utan moms 0 20 40 60 80 100 Rågas (Nm 3 /h) Figur 7: Produktionskostnad för uppgraderad biogas för olika rågasflöden jämfört med ett prognostiserat dieselpris för 2015 I Figur 7 redovisas 80 % av priset på de fossila drivmedlen som jämförande linjer. De utgör samma marknadspotential som användes för 2011 i Figur 6; ett gaspris som motsvarar 80 % av de fossila drivmedelspriserna utgör den marknadsmässiga potential som krävs för att göra gasfordon attraktiva för konsumenter (referens 15, LRF/Johansson).
25(40) 7.4 Jämförelse med avseende på bl.a. miljöpåverkan och hanterbarhet Tabell 6 innehåller en schematisk jämförelse av de fem olika uppgraderingsteknikerna med avseende på metanhalt i uppgraderad gas, metanslip, investeringskostnad, driftskostnad samt hantering. Tabell 7: Schematisk jämförelse av de fem olika biogasuppgraderingsteknikerna PSA Kemisk Abosrption Kryogen teknik Metanhalt i uppg. gas Hög Hög Hög Mycket hög Mycket hög Metanslip Medel Medel/hög Medel Låg Medel Vattenskrubber Membranteknik Investeringskostnad Medel Medel Medel Hög Hög Driftskostnad Medel Låg Medel Medel Hög Kompakt Ja Ja Ja Nej Nej Lättskött Ja Ja Ja Nej Nej
26(40) 8 SMÅSKALIGA BIOGASANLÄGGNINGAR MED UPPGRADERING I EUROPA 8.1 Sverige Tabell 8 visar svenska biogasproducenter som har uppgradering med ett rågasflöde på 100 Nm3 (c:a 5 GWh/år) eller mindre. Pilotprojekt är inkluderade: Tabell 8: Småskaliga uppgraderingsanläggnignar i Sverige Anläggning Teknik Leverantör Rågasflöde [Nm3/h] Naturbruksgymnasiet Plönninge Vattenskrubber/PA Bio Rega 17 Nynäsgård Vattenskrubber/PA Bio Rega 22 Katrineholm Vattenskrubber/PA Greenlane 80 Motala Vattenskrubber/PA Greenlane 80 Ulricehamn PSA GPM väst 20 Sundsvall Kryogen GtS 70 Eslöv Vattenskrubber/PA Malmberg Water 80 Biosling/Vattenskrubb Alvik er/pa Artic Nova 50 8.2 Övriga Europa Tabell 9 visar övriga europeiska biogasproducenter som har uppgradering med ett rågasflöde på 100 Nm3 (c:a 5 GWh/år) eller mindre. Pilotprojekt är inkluderade. Med hjälp av Tabell 8 och Tabell 9 kan man se att Sverige ligger i framkant när det gäller småskalig uppgradering av biogas.
27(40) Tabell 9: Småskaliga uppgraderingsanläggnignar i övriga Europa Land Anläggning Teknik Leverantör Rågasflöde [Nm3/h] Finland Halsua Vattenskrubber/PA Metener - Finland Laukaa Vattenskrubber/PA Metener 40 Frankrike Chambery Vattenskrubber/PA - 30 Frankrike Lille Marquette Vattenskrubber/PA Greenlane 100 Frankrike SYDEME de Forbach Membran - 100 Nederländerna Collendoorn Membran - 50 Nederländerna Mijdrecht Kemisk Absorption BioGast 50 Nederländerna Beverwijk - BioGast 80 Norge Fredrikstad Membran MemfoACT Pilot Hovringa Norge (Trondheim) Membran MemfoACT Pilot Norge Lilehammaer Membran MemfoACT Pilot Schweiz Bachenbülach PSA - 50 Schweiz Bischofszell Absorption m. Genosorb - 100 Schweiz Inwil - - - Schweiz Jona Absorption m. Genosorb - 55 Schweiz Lucerne PSA Xebec 75 Schweiz Obermeilen Kemisk Absorption - 100 Schweiz Otelfingen PSA - 50 Schweiz Romanshorn Absorption m. Genosorb - 100 Schweiz Rümlang PSA - 30 Schweiz Samstagern PSA - 50 Schweiz Utzensdorf PSA Xebec 100 Schweiz Widnau PSA Xebec 100 Spanien Vacarisses (Barcelona) Kemisk Absorption - 100 Tyskland Jameln Kemisk Absorption - 100 Tyskland Utzensdorf PSA - 100 Ungern Zalaegerszeg Vattenskrubber/PA DMT 85 Österrike Eugendorf/Salzburg PSA Xebec 40 Österrike Margarethen Membran TUW/Axiom 70 Österrike Pucking Manure PSA - 10 Österrike Vienna University of Technology (Membran) TUW 6
28(40) 9 FLYTANDE BIOGAS, DME OCH ECOPAR-DIESEL 9.1 Framställning Det finns många olika sorters flytande biobränslen. En fördel för flytande biobränslen är att distributionen underlättas och delar av den befintliga infrastrukturen kan användas. Vilket som är lämpligt att framställa och gör mest miljönytta beror oftast på vilka yttre omständigheter som råder och vilken råvara som finns att tillgå. Yttre omständigheter kan t.ex. vara tillgång till ånga från en annan närliggande process. I fallet med småskalig biogasuppgradering består råvaran i regel av flytgödsel, avloppsvatten eller blandat avfall i samrötningsanläggnignar. Det är ovanligt att det finns möjlighet att processintegrera den småskaliga biogasproduktionen med en närliggande industri. I denna studie har flytande biogas jämförts med två andra flytande drivmedel, DME och Ecopar-diesel. DME är ett syntetiskt framställt drivmedel som liknar gasol och Ecopar-diesel är ett dieselsubstitut som designats för att vara mindre miljöfarligt genom att innehålla mindre mängd skadliga kolföreningar (som t.ex. polyaromatiska kolväten). Nedan jämförs flytande biogas med DME och Ecopar-diesel utifrån framställning och användning. För en mer utförlig jämförelse hänvisas till Appendix A. Flytande biogas framställs av uppgraderad rågas från rötning eller termisk förgasning. Ecopar-diesel framställs från den fossila metangas vilken fås som en restprodukt vid oljeborrning. Tekniken för att framställa DME från bioråvara är i teorin etablerad. Däremot kvarstår det att verifiera och säkerställa tekniken i praktiken samt att få en tillförlitlig och stabil produktionsprocess. I dag produceras DME från svartlut i en pilotanläggning i Piteå, dock inte utan driftsproblem. Det är den enda framställningen av bio-dme i Sverige idag. Tekniken har utvecklats längst för produktion av bio-dme från svartlut från pappersoch massaindustrin samt restprodukter från skogsbruk. DME kan även framställas från metangas, som t.ex. biogas eller naturgas. Detta görs bl.a. i stor skala i Kina, där metangasen har fossilt ursprung. Utrustningen för denna process är mycket dyr och processen kräver mycket värme, varför den i dagsläget lämpar sig för storskaligt bruk och där det finns möjlighet att använda överbliven ånga från t.ex. en processindustri. Det är därför inte möjligt att göra en rättvis jämförelse av energiåtgången vid framställning av DME och småskalig biogasproduktion. Vid framställning av DME från biogas/metangas måste ett extra steg genomföras, d.v.s. från bioråvara till biogas/metangas till syntesgas. Skogsråvara och svartlut kan konverteras direkt till syntesgas, se figur 8.
29(40) Figur 8. Framställningsschema för DME. Tekniken har kommit längst för att producera DME via metanol till DME. Framställning av DME och Ecopar-diesel kräver storskaliga anläggningar och processerna måste integreras med övrig industri för att energiåtgången skall kunna tillgodoses på ett lämpligt vis. Flytande biogas framställs genom nedkylning av uppgraderad biogas och processen kräver betydligt mindre energi och investering. Ur framställningssynpunkt är detta det enda drivmedel som är lämpligt för småskalig produktion. 9.2 Användning Flytande biogas måste förvaras vid mycket låga temperaturer för att inte förångas. Hanteringen av vätskan vid -162 C utgör drivmedlets största nackdel. Flytande biogas används idag som drivmedel för både lätta och tunga fordon med speciella motorer som är anpassade för gasdrift eller dual-fuel-drift. DME förvaras som vätska vid rumstemperatur och 5 bar övertryck. Hanteringen och säkerheten kring DME är densamma som för gasol vilket förenklar användningen. I Sverige används idag inte DME som drivmedel i någon betydande omfattning. DME är inte ett bränsle som kan användas som flexifuel, d.v.s. konventionell diesel och DME kan inte användas i samma fordon. Däremot är det samma teknik för själva motorblocket som används för en konventionell dieselmotor. För ett DME-fordon krävs dock att hela bränslesystemet och efterbehandlingssytemet byts ut så att det är anpassat till det nya, trycksatta bränslet. Ecopar-diesel har samma egenskaper som konventionell diesel och hanteringen innebär därför inget merarbete. Ecopar-diesel kan dessutom användas direkt i dieselmotorer utan några konfigurationer. Utsläppen av skadliga ämnen är mindre än vid förbränning av konventionell diesel. 9.3 Drivmedlets fysikaliska egenskaper: Tabell 10 visar en jämförelse av energiinnehåll och densitet hos flytande biogas, DME och Ecopar-diesel.
30(40) Tabell 10: Energiinnehåll och densitet hos flytande biogas, DME och Ecopar-Diesel Flytande biogas DME Ecopar-Diesel Energiinnehåll [kwh/l] 4 5,8 (-162 C, ) 5,4 (20 C, 5 bar) Densitet [kg/l] C:a 0,45 (-162 C) 0,67 (20 C, 5 bar) 9,6 (15 C, atmosfärstryck) 0,8 (15 C, atmosfärstryck) 4 Lägre värmevärde, lower heating value
31(40) 10 SLUTSATSER Teknik för småskalig uppgradering finns tillgänglig. Det bedrivs forskning och utveckling på många olika håll inom de flesta av metanhöjningsteknikerna. I dagsläget är det svårt att få ekonomi i den egna småskaliga uppgraderingen. Detta beror främst på de höga investeringskostnaderna för utrustningen. För att få den småskaliga framställningen av biogas att vara ekonomiskt lönsam krävs en stabil och betalningsvillig kundkrets som har möjlighet att tanka fordonen med långsamtankning. Publik försäljning av biogas som drivmedel innebär merkostnader i form av en publik tankstation. Dessa kostnader är i dagsläget mycket svåra att bära för en småskalig biogasproducent. Potentialen för småskalig uppgradering ökar ständigt i takt med att priserna på fossilt drivmedel stiger. Att uppgradera biogas till en lägre metanhalt (t.ex. 90 % CH 4 ) kan medföra lägre investeringskostnader och stabilare driftsförhållanden för uppgraderingsutrustningen. En lägre metanhalt gör dock att drivmedlet inte kan säljas som fordonsgas på marknaden. Bland flytande biogas, DME och Ecopar-diesel är det förstnämnda det enda drivmedlet som idag har potential för småskalig produktion.
32(40) 11 REFERENSER 1. Intervju om DME och gasol med Fredrik Svensson, Tekniker på PREEM, Göetborg, 2011-11-25. 2. Intervju om Ecopar-diesel med Johannes Nilsson på Ecopar AB i Göteborg, 2011-11-28 3. Intervjumaterial från tillverkarna Metener, Biorega, DMT, TUW, Air Liquide och Guild/Molecular Gate. 4. Intervju med Lars Ohlson på Fordonsgas AB, 2011-12-08. 5. Intervju med Olof Enghag, Jordbruksverket, 2011-12-13 6. S. Jonsson, J. Westman, Cryogenic biogas upgrading using plate heat exchangers, Chalmers, Sverige, 2011 7. N. Abatzoglou, S. Boivin, A Review of Biogas Purification Processes, Kanada, 2008, Wiley 8. M. Miltner, A. Makaruk, M. Harasek, Application of Gas Permeation for Biogas Upgrade Operational Experiences of Feeding Biomethane into the Austrian Gas Grid, Österrike 9. M. Miltner, A. Makaruk, H. Bala, M. Harasek, Biogas Upgrading for Transportation Purposes-Operational Experiences with Austria s first Bio-CNG fuelling station, Österrike, 2009, Chemical Engineering Transactions 10. J. Held, A. Mathiasson, A. Nylander, Biogas for Energy and the Environment, Sverige, 2008 11. A. Pettersson, A. Wellnger, Biogas Upgrading Technologies Developments and Innovation, Sverige?, 2009, IEA Bioenergy 12. M. Persson, O. Jönsson, A. Wellinger, Biogas Upgrading to Vehicle Fuel Standards and Grid Injection, Sverige?, 2006, IEA Bioenergy 13. IEA Bioenergy, Biogas Upgrading and Utilization, Task 24: Energy from biological conversion of organic waste, Sverige?, 1999 14. J. Held, A. Mathiasson, A. Nylander, Biogas ur gödsel, avfall och restprodukter - goda svenska exempel, Sverige, 2008, Svenska Biogasföreningen, SGC, Gasföreningen 15. L-G. Johansson, Biogas på Gården en introduktion, Sverige, LRF, 16. S. Dahlgren, T. Ireblad, A. Lindgren, H. Lundborg, Biogasdistribution, från lokal till regional hantering, Sverige, 2011, Biogas Öst 17. Feeding biogas into the grid Demonstration facility in Bruck an der Leitha, Österrike, 2009, Austrian Federal Ministry of Transport, Innovation and Technology 18. X.He, J. A. Lie, E. Sheridan, M-B. Hägg, CO2 Capture by Hollow Fibre Carbon Membranes: Experiments and Process Simulations, Norge, 2009, Energy Procedia/Elsevier
33(40) 19. A. Sällvik, A. Peterson, C. Cordova, G-J. Rap, H. Niskanen, K. Christensson, Biogasdrivna Dual-Fuel Traktorer i lantbruk, entreprenad och kommuner en förstudie, Sverige, 2011 Biogas Syd 20. J. Benjaminsson, N. Johansson, J. Karlsvärd, Deponigas som fordonsbränsle, Sverige, 2010, SGC 21. J. Benjaminsson, R. Nilsson, Distributionsformer för biogas och naturgas i Sverige, Sverige, 2009, Grontmij 22. R. Lems, E.H.M. Dirkse, Small scale biogas upgrading: Green gas with the DMT Carborex-MS System, Nederländerna, 2010 23. C. Marmolin, Drivkrafter kring utveckling avbiogas från stallgödsel till drivmedel, Sverige 2009, HS Skaraborg 24. M. Persson, Evaluation of Upgrading Techniques for Biogas, Sverige 2003, SGC 25. Electrigaz Technologies Inc., Feasibility Study Biogas upgrading and grid injection in the Fraser Valley, British Columbia, Kanada, 2008 26. S. Colnerud Granström, Y. Fredriksson, Förändrade marknadsvillkor för biogasproduktion, Sverige, 2010, Energimarknadsinspektionen 27. H. Rylander, W. Wiqvist, Frivilligt åtagande inventering av utsläpp från biogas- och uppgraderingsanläggningar, Sverige 2007, Avfall Sverige 28. A.L. Tonkovich, T. Mazanec, K. Jarosch m.fl., Gas-to-Liquids Conversion of Associated Gas Enabled by Microchannel Technology, USA, 2009 29. S. Nilsson, Gårdsbaserad biogas på Plönninge naturbruksgymnasium, Sverige, 2000, Jordbrukstekniska Institutet 30. S.Viness, A.L. Tonkovich, K. Jarosch, Improved Fischer-Tropsch Economics Enabled by Microchannel Technology, USA, 2011, 31. M. Harasek, A. Makaruk, New Developments in Biogas Upgrading (in Austria), Österrike, 2009, TUW 32. H. Fjeldvær, G. Forbord, D. Paganelli, Application of Membrane systems to small-scale biogas upgrading units, Tyskland, 2011, MemfoAct 33. L. Roth, J. Benjaminsson, Mer Biogas! Realisering av jordbrukrelaterad biogas, Sverige, 2009, LRF, EON; Gasföreningen, Grontmij 34. Biogas Väst, Kraftsamling för biogasutveckling i Västra Götaland, Sverige 2010, Västra Götalandsregionen 35. B. Baumgartner, M. Kupusovic, H. Blattner, National report on current status of biogas/biomethane production AUSTRIA, Österrike, 2010 36. J. Benjaminsson, Nya renings- och uppgraderingstekniker för biogas, Sverige 2006, SGC 37. M. Pomerantz, Start-of-pipe solutions: the conversion of landfill gas to pipeline gas, USA, Waste Management World 38. O. Loyd, J. Nilsson, Uppgradering av Biogas praktiska försök med kondenseringsmetoden, Sverige, 1997, SGC
34(40) 39. A. Haas, J. Selke, The EU-project GasHighWay interim results and bestpractice-examples of the use of biogas as vehicle fuel, Tyskland, 2011 40. B. Goldschmidt, Biobränslebaserade energikombinat med tillverkning av drivmedel, Värmeforsk rapport 904, Sverige, 2005
APPENDIX A: JÄMFÖRELSE AV FLYTANDE BIOGAS, DME OCH ECOPAR- DIESEL Framställning av drivmedel Råvara a. Flytande biogas Framställs av metangas/uppgraderad biogas genom kylning. Gasen kommer i sin tur från rötning av organiskt material eller förgasning av t.ex. skogsprodukter. b. DME Den DME som används i Sverige idag framställs ur fossila bränslen i Holland. I Sverige betraktas svartlut från pappers- och massaindustrin som den största och mest lämpliga råvaran för DME-produktion i framtiden. DME kan dock produceras från många olika kolbaserade råvaror, främst naturgas men även skogsavfall (t.ex. grenar och toppar som ej används i annan industri) och biogas. c. Ecopar-diesel Idag framställs Ecopar från den naturgas som är en biprodukt från utvinningen av olja. Denna gas facklas istället för att utnyttjas och kallas restgas. Gasen består främst av metan, så rent teoretiskt skulle man istället kunna använda uppgraderad biogas. Fasta kolbaserade råvaror måste förgasas innan de kan förvätskas med den Fischer Tropsch-baserade Ecoparprocessen. Utrustning för framställning a. Flytande biogas Den teknik som behövs för att förvätska biogas är i dagsläget under utveckling. Det finns anläggningar i Sverige som har planerad driftstart i år, och de är några av de första i världen. Marknaden för förvätskningtekniken är under uppbyggnad och antalet leverantörer som tillhandahåller utrustning är begränsat. Ett exempel på en förvätskningsanlägning är Lidköpings Biogas. Lidköpings Biogas ägs av Lidköpings kommun