Synergieffekter vid uppkoppling av kraftvärmeverket Dåva 1 mot en etanolanläggning

UMEÅ UNIVERSITET Examensarbete Institutionen för tillämpad fysik och elektronik 2006-06-29 Synergieffekter vid uppkoppling av kraftvärmeverket Dåva 1 mot en etanolanläggning Jonas Franzén Civilingenjörsprogrammet I Energiteknik vid Umeå Universitets Tekniska Högskola

Sammanfattning I samband med planeringen av kraftvärmeverket Dåva 2 så har det förts diskussioner kring en uppkoppling av Dåva 1 mot en etanolanläggning. Syftet med det här examensarbetet är att identifiera de synergieffekter som finns i en sådan uppkoppling, samt att finna de parametrar som är viktiga ur ett driftsekonomiskt perspektiv. Två olika typer av cellulosabaserade etanolanläggningar har simulerats. En anläggning är baserad på svagsyrahydrolys och den andra är baserad på enzymatisk hydrolys. Svagsyraanläggningen producerar 40 700 m 3 etanol/år och enzymanläggningen producerar 70 000 m 3 etanol/år. Resultaten från simuleringarna visar att båda anläggningarna skulle vara lönsamma investeringar. Från etanoltillverkningen kommer biprodukterna lignin, indunstningsrest och bark/sållspån. Dessa produkter bör brännas i Dåva 2. Från etanolanläggningarna kommer spillvärme i storleksordningen 25-29 MW. Spillvärmen bör upparbetas till fjärrvärme så långt det är möjligt. Detta förbättrar ekonomin vid en etanoluppkoppling. De största ångförbrukarna i en etanolanläggning är indunstningen samt destillationskolonnen. Indunstningen i enzymanläggningen kan ersättas med en biogasanläggning med anaerob nedbrytning av drankströmmen. Där produceras 800 kg metangas/h. Ångförbrukningen i Dåva 1 minskar i en sådan uppkoppling, vilket innebär att turbineffekten samt kondensoreffekten ökar. Svagsyraanläggningen bör förses med en stödpanna för högtrycksångan. Då kan tillverkningskapaciteten av etanol ökas från 40 700 till 66 000 m 3 /år, samtidigt som turbineffekten ökar. Ånga från stödpannan kan kosta upp till 570 kr/mwh för att den fortfarande ska vara lönsam. De viktigaste faktorerna som påverkar lönsamheten i en etanolanläggning är etanolpriset, flispriset samt investeringskostnad och ränta. Osäkerheten kring etanolpriset kan anses vara hög då det finns ett förslag om att ersätta skattebefrielsen för etanol med ett drivmedelscertifikat från och med år 2009. Vid investering i en svagsyrabaserad etanolanläggning så är förtjänsten 19 Mkr/år jämfört med fallet utan etanolanläggning. För etanolanläggningen med enzymatisk hydrolys är förtjänsten 114 Mkr/år. Den större förtjänsten från enzymanläggningen kommer främst ifrån att den har en effektivare etanolprocess, vilket innebär att produktionskapaciteten är större än i svagsyraanläggningen. Detta är en extern version av examensarbetet där kostnader och vissa uppgifter maskerats eller modifierats av företagsekonomiska skäl. i

Abstract When Umeå Energi was planning the investment in Dåva 2, they also discussed the effects of integrating Dåva 1 with an ethanol plant. This thesis is supposed to identify these effects and find the parameters that are important for the economics of such integration. Two types of cellulose based ethanol plants were evaluated. One plant is based on dilute acid hydrolysis and the other plant on enzymatic hydrolysis. The dilute acid ethanol plant produces 40 700 m 3 ethanol annually. The enzymatic ethanol plant has a greater capacity and produces 70 000 m 3 /year. The result from the simulations indicates that both ethanol plants are profitable. The ethanol process results in a few co-products, lignin, combustible solid from the evaporation and barque. These products can be used as fuel in Dåva 2. Waste heat from the ethanol plant is in the range of 25-29 MW. To get a better profit from the ethanol production, this waste heat should be used for district heating. The evaporation step and the distillation have the greatest steam demands. It is possible to replace the evaporation step in the enzymatic plant by anaerobic fermentation. The anaerobic fermentation will produce 800 kg methane gas/hour. The steam demand will decrease and this will result in a greater effect in both the steam turbine and the condenser. The high pressure steam to the dilute acid plant should be replaced with steam from an additional boiler. In such case the capacity of the ethanol plant can be increased from 40 700 to 66 000 m 3 ethanol/year. The power output from the steam turbine will also increase. Steam from the additional boiler can cost up to 570 SEK/MWh and it will yet be profitable. The most important parameters for the economics of the ethanol plant is in order of precedence, price of ethanol, price of woodchips and the cost of the investment. The uncertainty of the ethanol price is high. The reason is due to a proposal to replace the reduction of taxes with a bio fuel certificate in year 2009. The income from the dilute acid ethanol plant is 19 MSEK/year, compared to a case without an ethanol plant. For the enzymatic ethanol plant the income is 114 MSEK/year. The greater income from the enzymatic ethanol plant is due to the fact that it has a greater production capacity. The capacity is bigger thanks to a more efficient ethanol process. ii

Innehållsförteckning SAMMANFATTNING... I ABSTRACT...II 1 INTRODUKTION... 1 1.1 BAKGRUND...1 1.2 ORDLISTA...2 1.4 FÖRUTSÄTTNINGAR...3 1.5 ETANOLPRODUKTION IDAG...3 1.5.1 Globalt... 3 1.5.2 Sverige... 3 2 ETANOLFRAMSTÄLLNING FRÅN CELLULOSA... 4 2.1 ETANOLPROCESSER I ETT BIORAFFINADERI...4 2.1.1 Svagsyraprocessen i korthet... 4 2.1.2 Enzymatiska processen i korthet... 5 2.2 RÅVARUFÖRSÖRJNING...6 2.3 SPECIFIKA FÖRDELAR MED ETANOLPRODUKTION PÅ DÅVAMYREN...8 2.4 SVAGSYRAETANOLANLÄGGNING...9 Ånga till etanolanläggningen... 9 2.4.1 Hydrolyssteg 1...11 2.4.2 Hydrolyssteg 2...11 2.4.3 Avvattning...11 2.4.5 Destillering...12 2.4.6 Indunstning...13 2.4.7 Biprodukter...15 2.4.8 Spillvärme...16 2.5 ENZYMETANOLANLÄGGNING...19 2.5.1 Förbehandling...20 2.5.2 Enzymatisk hydrolys...20 2.5.3 Destillation och indunstning...20 2.5.4 Avvattning och torkning...20 2.5.5 Biprodukter...20 2.5.6 Spillvärme...21 2.5.7 Anaerobt reningssteg...21 3 SIMULERINGSMODELLEN...22 3.1 UPPBYGGNAD...22 3.2 FJÄRRVÄRMEBEHOV...23 3.3 KOSTNADER OCH INTÄKTER...23 3.3.1 Investeringskostnad:...23 3.3.2 Sammanställning av antaganden i grundmodellen:...25 4 RESULTAT...27 4.1 SVAGSYRAANLÄGGNINGENS OPTIMALA STORLEK...27 4.2 PRODUKTION VID UPPKOPPLING MOT SVAGSYRAANLÄGGNINGEN...29 4.2.1 Elproduktion...32 4.2.2 Kostnader i etanolanläggningen...33 4.3 KÄNSLIGHETSANALYSER AV SVAGSYRAANLÄGGNINGEN...34 4.3.1 Känslighetsanalys av etanolpriset...34 4.3.2 Känslighetsanalys av elcertifikatens inverkan på lönsamheten...35 4.3.3 Känslighetsanalys av elprisets inverkan på förtjänsten...36 4.3.4 Känslighetsanalys av priset på träflis...37 4.3.5 Känslighetsanalys av utfallet vid investering i stödpanna...38 iii

4.4 PRODUKTION VID UPPKOPPLING MOT ENZYMANLÄGGNINGEN...41 4.4.1 Elproduktion...42 4.5 KÄNSLIGHETSANALYSER AV ENZYMANLÄGGNINGEN...44 4.5.1 Känslighetsanalys av etanolpriset...44 4.5.2 Känslighetsanalys av elcertifikatens inverkan på lönsamheten...45 4.5.3 Känslighetsanalys av priset på träflis...45 4.5.4 Känslighetsanalys av elpriset...46 4.5.5 Anaerob nedbrytning istället för indunstning...47 5 DISKUSSION...48 6 SLUTSATSER...49 7 REFERENSER...50 APPENDIX 1...51 POLITISKA STYRMEDEL...51 Elcertifikat...51 Skattebefrielse på biodrivmedel...52 APPENDIX 2...53 ETANOLENS PRISUTVECKLING...53 APPENDIX 3...55 BERÄKNINGAR...55 APPENDIX 4...56 APPENDIX 5...57 PRODUKTIONSMIX UTAN ETANOLANLÄGGNING...57 PRODUKTIONSMIX MED SVAGSYRAETANOLANLÄGGNING...58 PRODUKTIONSMIX MED ENZYMETANOLANLÄGGNING...59 APPENDIX 6...60 APPENDIX 7...61 iv

1 Introduktion 1.1 Bakgrund År 2003 fastställde EU Kommissionen ett biodrivmedelsdirektiv. Syftet med direktivet var att minska koldioxidutsläppen för att klara EU:s åtaganden enligt Kyotoavtalet, samt att minska EU:s importberoende av oljeprodukter. Målsättningen för utgången av 2010 är att andelen biodrivmedel ska vara minst 5,75 %, [1]. Detta tillsammans med det stigande oljepriset innebär att produktion av etanol blir mer och mer lönsamt. Inom regionen kring Umeå finns en världsledande kunskap kring framställningen av etanol från cellulosabaserad råvara och denna kunskap vill Umeå Energi ta tillvara. SEKAB i Domsjö utanför Örnsköldsvik är ett bolag som tidigare samägdes av Akso Nobel och Modo Paper. När SEKAB blev till salu klev de tre energibolagen Skellefteå Kraft, Övik Energi samt Umeå Energi in och köpte upp aktierna i bolaget. Detta gjordes för att säkra möjligheterna till en fortsatt långsiktig utveckling av etanoltekniken inom regionen. Tillsammans bildade de Bio Fuel Industries som bland annat verkar för en satsning på storskalig tillverkning av etanol från cellulosa. En förundersökning pågår för närvarnade för att kartlägga en lämplig plats för att anlägga en etanolfabrik. Fem orter är aktuella i utredningen. Storuman, Lycksele, Örnsköldsvik, Skellefteå och Umeå. Förundersökningen avser att uppföra tre anläggningar med olika tekniker för att frigöra sockret ur cellulosan. I samband med förundersökningen har ETEK, som driver en etanolpilotanläggning i Domsjö, presenterat ett förslag på en fullskalig anläggning som producerar 60 000 m 3 etanol/år. 1

1.2 Ordlista Dåvamyren Enzymer GROT Hydrolys Indunstningsrest Inhibitorer Slurry TS Område utanför Umeå där kraftvärmeverket Dåva 1 är beläget. Dåva 2 kommer att uppföras i anslutning till Dåva 1 och beräknas vara i drift år 2009. Enzymer är biologiska katalysatorer. En katalysator skyndar på reaktioner utan att själva förbrukas. Enzymer är proteiner och de är ofta mycket specifika så att de katalyserar en enda reaktion, t.ex. nedbrytningen av ett visst ämne. Samlingsnamn för avverkningsrester, GRenar Och Toppar. Spjälkning av kemisk förening genom inverkan av vatten. Det fasta material som återstår efter att vattnet har drivits bort. Indunstningsresten består av icke jästa sockerarter samt lignin och andra restprodukter. Tillsatsmedel eller ämnen som fördröjer eller förhindrar kemiska reaktioner. Uppsamling av fasta partiklar i vätska. Torrsubstans 2

1.3 Syfte För att täcka upp för den ökande efterfrågan av fjärrvärme så beslutade Umeå Energi under hösten 2005 att det skulle investeras i ytterligare en produktionsenhet, Dåva 2, i anslutning till det befintliga kraftvärmeverket på Dåvamyren. Dåva 2 kommer att bli en biobränsleeldad anläggning med en bränsleeffekt på ca 105 MW. I samband med uppförandet av Dåva 2 så har det förts diskussioner kring de synergieffekter som kan finnas i en kombinerad kraftvärmeverk/etanolanläggning på Dåvamyren. Det här arbetet ska identifiera dessa synergieffekter samt utifrån en känslighetsanalys identifiera de nyckelparametrar som är viktiga ur ett driftsekonomiskt perspektiv. Det här arbetet kommer också att undersöka vilken storlek etanolanläggningen bör ha för att kunna utnyttjas effektivt i anslutning till Dåva 1. 1.4 Förutsättningar Två etanolanläggningar kommer att anpassas till Dåva 1 och utvärderas. Den ena baseras på ETEKs underlag till en svagsyraetanolanläggning. Den andra etanolanläggningen är baserad på enzymatisk hydrolys och data till anläggningen är hämtade från Anders Wingrens doktorsavhandling [6] och från Anders själv, [5]. För arbetet är det viktigt att det finns tillförlitliga material- och energibalanser att tillgå för respektive etanolanläggning. 1.5 Etanolproduktion idag 1.5.1 Globalt Internationellt sett är Brasilien och USA de absolut största tillverkarna av etanol. I Brasilien tillverkas årligen 15 miljoner m 3 etanol, främst ifrån sockerrör. I USA består råvaran främst av majs och där tillverkas årligen 10 miljoner m 3 etanol, [2]. Än så länge pågår ingen storskalig etanolframställning från cellulosabaserade råvaror av den typ som behandlas i den här rapporten. 1.5.2 Sverige I dagsläget så är den svenska produktionen av etanol ytterst begränsad. Det finns två större aktörer. Agroetanol i Norrköping tillverkar etanol från spannmål. Där tillverkas årligen 50 000 m 3, [3]. Den andra aktören är SEKAB som tar hand om utspädd etanol som är en restprodukt från sulfitmassafabriken i Domsjö. Denna utspädda etanol upparbetar man sedan till drivmedelsetanol och andra produkter. Årligen tillverkar SEKAB ca 15 000 m 3 etanol, [2]. 3

2 Etanolframställning från cellulosa 2.1 Etanolprocesser i ett bioraffinaderi Den två etanolprocesser som i dagsläget kan tänkas användas vid försockring av trä är svagsyraprocessen och enzymprocessen. I svagsyraprocessen använder man sig av en svag lösning av svavelsyra (H 2 SO 4 ) för att bryta ner cellulosan till jäsbara sockerarter. Metoden baseras på en syrakoncentration kring 0,5-2 % i hydrolyssteget och metoden är lämpad för t.ex. färskt sågspån och GROT. Hydrolysen sker vid en temperatur kring ca 200 C. De första testkörningarna med svagsyrametoden genomfördes redan under 1989-1991 i USA och Kanada, [4]. Pilotanläggningen i Domsjö är även den baserad på svagsyrametoden men kommer inom en snar framtid att byggas om till den enzymatiska processen, [5]. Den enzymatiska processen som utvecklas av bland andra Lund Tekniska Högskola har visat sig lovande för framtiden. I enzymprocessen har jästsvampar som kan jäsa både femkoliga och sexkoliga sockerarter utvecklats. I och med detta så ökar utbytet något i jämförelse med svagsyrametoden, [4]. Svagsyrametoden och enzymmetoden har stora likheter. Tvåstegs svagsyrametoden och enzymmetoden har alla processteg lika utom andra stegets hydrolys. Detta innebär att en tidig anläggning som byggs för metoden med tvåstegs svagsyrahydrolys kan byggas om, [4]. Detta kan göras relativt billigt om det visar sig vara mer fördelaktigt att använda sig av enzymmetoden i framtiden. Energibalanserna blir dock annorlunda i det fallet, därför måste den totala ekonomin vid en ombyggnad ses över. 2.1.1 Svagsyraprocessen i korthet I svagsyraprocessen utgörs råvaran av cellulosafibrer. Exempel på dessa råvaror är som tidigare nämnts sågspån, skogsflis och GROT. Ett vanligt bränsle som gran- eller tallspån består av tre huvudbeståndsdelar: cellulosa, hemicellulosa och lignin. Sammansättningen skiljer inte nämnvärt mellan gran och tall medan lövträd består av en mindre del lignin och en större del hemicellulosa. Efter att råvaran rensats från sand och sten, som kan ge onödigt slitage på utrustningen, så mals den till lämplig storlek. I det första hydrolyssteget, som sker vid ca 180 C, sönderdelas hemicellulosan till socker. I det andra stegets hydrolys sönderdelas även cellulosan till socker. Det sker vid en temperatur av ca 225 C, [4]. Efter varje hydrolyssteg tvättas sockerlösningen ut och pumpas till fermenteringen. Där jäser sockret genom tillsats av vanlig bagerijäst. Vid jäsningen bildas en lika stor mängd koldioxid som etanol. Koldioxiden kan samlas upp och användas i t.ex. brandsläckare efter att den renats, [4]. Kvar efter hydrolysstegen finns också lignin. Lignin har ett högt energiinnehåll och efter tvätten tas ligninet tillvara för att användas som bränsle i t.ex. ett kraftvärmeverk. Efter jäsning separeras etanolen från resterna av sockerlösningen genom destillation. Etanolen destilleras till en koncentration av ca 95 % resterande 5 % är vatten. Den sockerlösning som finns kvar efter destillation avvattnas i en indunstare till ca 65 % TS och bränns i kraftvärmeverket. 4

2.1.2 Enzymatiska processen i korthet Den enzymatiska processen liknar svagsyraprocessen till stor del. Det första steget i processen är förbehandling av flisen. I förbehandlingen tillsätts en svag syra samtidigt som flisen hettas upp till ca 210-230 C med hjälp av högtrycksånga vid ca 30 bar, [6]. En snabb trycksänkning får flisen att explodera och detta är en mycket effektiv metod för förbehandling av biomassa, [6]. Förbehandlingen är viktig för att göra flisen åtkomlig för enzymernas angrepp. Vid optimala förhållanden i förbehandlingen hydrolyseras det mesta av hemicellulosan och en del av cellulosan till socker. I nästa steg tillsätts enzymerna som bryter ner den återstående cellulosan till socker. I anläggningen som behandlas i examensarbetet sker detta i en så kallad SSF reaktor. SSF innebär samtidig försockring och fermentering. Fördelen med denna reaktor är att sockerformer som t.ex. glukos och cellobios, som hämmar etanolutbytet om de ackumuleras, konsumeras direkt av jästsvamparna. Detta ökar det totala etanolutbytet. Nackdelen är att flödet som lämnar reaktorn inte bara innehåller jäst utan också lignin. Detta gör det svårt att återvinna jästen. En annan nackdel är att processen är en kompromiss mellan optimal hydrolys och optimal jäsning. Om temperaturtåliga jästsvampar kan utvecklas skulle prestandan för en SSF reaktor kunna ökas ytterligare, [6]. Efter SSF reaktorn avskiljs ligninet från slurryn. Ligninet torkas och kan användas som bränsle i kraftvärmeverket. Slurryn destilleras till etanol och återstoden förs till en indunstare. I indunstaren avvattnas den fasta återstoden till en indunstningsrest som kan brännas i kraftvärmeverket. 5

2.2 Råvaruförsörjning En etanolanläggning kräver en stor mängd råvara i form av träflis. Därför är det viktigt att priset på träflis är lågt, för att kunna få en bra lönsamhet i etanolanläggningen. För att hålla nere råvarupriset är det bra om etanolanläggningen kan ta rätt på råvara av låg kvalitet och som inte kan användas inom massaindustrin. Tyvärr är det flera aktörer på marknaden som konkurrerar om avverkningsrester och GROT, t.ex. pelletstillverkare och värmeverk. Den ökade användningen av biobränslen ser man tydligt om man studerar trenden från några år bakåt i tiden. Som framgår av tabell 1 har försäljningen av trädbränslen nästan fördubblats från 1995 till 2003. I appendix 4 finns ytterligare en tabell som visar hur ökningen av biobränsleanvändningen sker i olika branscher. Tabell 1 Försäljning av trädbränslen, [7]. 6

Priset beror på tillgång och efterfrågan och den ökande konkurrensen om avverkningsrester och flis har pressat upp priset de senaste åren. Det är till stor del utbyggnaden av biobaserad kraftvärme som kan tänkas öka efterfrågan av trädbränslen ytterligare. Figur 1 visar energibranschens egen uppfattning av hur kraftproduktionen kommer att öka. Figur 1 Energibranschens bedömning av kraftproduktionen för perioden 2002-2010, [8]. Om priset på flis fortsätter att öka kan det vara intressant att titta på andra råvaror för etanoltillverkningen. Industrihampa skulle kunna vara ett komplement. Hampan som odlas för energiändamål har en låg andel gröna blad och ger hög avkastning/ha. Den kräver en liten mängd gödsel och lite vatten. Den odlingsbara arealen i Umeåregionen uppgår till 5000-6000 ha, [9]. Om odlingen skulle ge samma avkastning som odlingar i Närke och Gotland visat så skulle det ge ca 100 000-150 000 ton TS/år, [9]. Hampans molekylärsammansättning är också intressant för etanolproduktion. I tabell 2 nedan ser man att innehållet av cellulosa är större än i vanligt flis från gran och tall. Detta talar för att etanolutbytet bör vara större för industrihampan än för vanligt träflis. Tabell 2 Tabellen visar molekylärsammansättning i TS av hampa och flis, [9]. Industrihampa (%) Träflis (%) Cellulosa 67 37,5 Hemicellulosa 13 27,5 Lignin 4 22 7

2.3 Specifika fördelar med etanolproduktion på Dåvamyren En grundläggande förutsättning för etanolanläggningen skall byggas är att etanolframställningen ur ett ekonomiskt perspektiv är mer fördelaktig än att producera el på det underlag som värmesänkan utgör. Umeå Energis kraftvärmeverk Dåva 1 eldas med avfall som bränsle. Med anledning av avfallsbränslets ojämna kvalitet är kraftvärmeverket dimensionerat med lägre ångdata än en motsvarande biobränsleeldad anläggning. Detta resulterar i att ett avfallseldat kraftvärmeverket får ett lägre elutbyte i förhållande till den totala producerade värmemängden i jämförelse med ett biobränsleeldat kraftvärmeverk. Detta förhållande mellan elutbyte och producerad värmeeffekt brukar betecknas som α och är enligt definition: P α = (1-1) Q Där P = Producerad eleffekt [W] Q = Producerad värmeeffekt [W] För Dåva 1 varierar a mellan ca 0,28 och 0,38 beroende på framledningstemperaturen i fjärrvärmenätet. Motsvarande a-värde för Dåva 2 väntas ligga på 0,5 eller något högre. Detta innebär att ångan från Dåva 2 kan anses ha ett högre värde då det gäller att producera elkraft. När ångan nyttjas i en etanolanläggning är värdet däremot detsamma oavsett om ångan kommer från Dåva 1 eller Dåva 2. Detta betyder att ånga från Dåva 1 är att föredra för att nyttja i etanolanläggningen då elproduktionen inte är lika effektiv som den kommer att vara i Dåva 2. Ytterliggare ett faktum som talar för att koppla etanolanläggning mot Dåva 1 är att det inte tilldelas några elcertifikat för el producerad från den anläggningen. För ett biobränsleeldat kraftvärmeverk som Dåva 2 tilldelas däremot ett elcertifikat till ett värde av för närvarande ca 250 kr/mwh producerad el. Detta gör elproduktionen ytterligare mer fördelaktig i en biobränsleeldad kraftvärmeanläggning. De brännbara rester som kommer från etanolanläggningen skulle med fördel kunna brännas i Dåva 2 och på så sätt får man en avsättning för de stora mängderna av biobränslerester som uppkommer i samband med etanolframställningen. Närheten till Dåva 2 innebär också att transporter av råvara kan samordnas med en gemensam råvarumottagning med fordonsvåg för vägning av inkommande råvara. En annan fördel med etanolproduktion i Umeå är det väl utbyggda fjärrvärmenätet. Detta ger ett gott underlag för att kunna ta upp eventuell spillvärme från etanolanläggningen. Eftersom värmeproduktionen från Dåva 1 minskar vid en uppkoppling mot etanolanläggningen så förlängs drifttiden för Dåva 2. Detta innebär att intäkterna från elproduktionen vid Dåva 2 ökar. 8

2.4 Svagsyraetanolanläggning Tekniska data från ETEKs utvecklingsanläggning, Appendix 6, har legat som grund till beräkningarna som gjorts med avseende på ångavtappningar och materialbalanser. Uvecklingsanläggningen har en kapacitet på 60 000 m 3 etanol/år vilket motsvarar 106 ton råvara per timme. Driftstiden för anläggningen var antagen till 7200 timmar. I mina beräkningar har jag dock valt att anpassa drifttiden till Dåva 1. Dåva 1 har fem veckor underhållsstopp inplanerat under året och driftstiden blir därför 7920 timmar, [10]. I simuleringsmodellen har ånga till 30 och 15 bars nivåerna tappats av innan turbinen, vid trycket 40 bar. Anledningen till att avtappningen sker vid 40 bar är att inga ångavtappningar finns vid 30 eller 15 bar. Ånga till destillering och indunstning tappas av vid ångavtappning vid trycket 4,6 bar. Det bör finnas goda förutsättningar till att bättre kunna utnyttja ångan om etanolanläggningen kan skräddarsys för att passa de förutsättningar som råder vid Dåva 1 eller om turbinen vid Dåva 1 byggs om. Ånga till etanolanläggningen I tabell 3 är ångförbrukningen i etanolanläggningen sammanställd. Från Dåva 1 finns ett totalt ångflöde på 72 ton/h då kraftvärmeverket går vid full drift. Tabell 3 Tabellen visar ångbehovet i utvecklingsanläggningen. Vid uppstart krävs 16 ton/h under 24 h. Övriga data motsvarar ångbehovet vid normal drift. Trycknivå 1 bar 30 bar 15 bar 6 bar 3 bar Ångbehov 16 ton/h (vid 16 ton/h 20ton/h 44 ton/h 18 ton/h uppstart) (Hydrolys) (Hydrolys) (Destillering) (Indunstning) 9

Som figur 2 visar är utvecklingsanläggningen med en kapacitet på 60 000m 3 för stor för att anpassas till Dåva 1. Detta beror på att ångproduktionen från Dåva 1 inte räcker till för att förse etanolanläggningen med tillräckligt stora mängder ånga. En linjär nedskalning har därför utförts för de fortsatta beräkningarna för att hitta den optimala anläggningsstorleken. Etanolanläggningens ångbehov Tillgänglig ånga 80 Tillgänglig ånga Dåva 1 [ton/h] 60 40 20 0-20 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000-40 Etanolanläggningens kapacitet [m^3/år] Figur 2 Tillgänglig ånga vid Dåva 1. Vid en driftstid på 7200 timmar kan etanolanläggningen inte vara större än ca 41000m 3 /år om den ska förses med ånga enbart från Dåva 1. 10

För att enklare förstå etanolprocessen i svagsyraanläggningen kan figur 3 nedan studeras. De siffror som är insatta i figuren är de slutgiltiga, de är alltså nedskalade för att passa driftsförhållandena vid Dåva 1. De olika stegen i etanolprocessen förklaras i texten nedan. Figur 3 Schematisk bild över etanolanläggningen. Figuren visar ångflöden samt hur utbytet i anläggningen fördelar sig på olika produkter. 2.4.1 Hydrolyssteg 1 De stora ångförbrukarna på höga trycknivåer är de två hydrolysstegen i etanolprocessen. I hydrolyssteg 1 tillsätts ånga vid ett tryck på 15 bar. I det här steget löses hemicellulosan upp till olika sockerarter. 2.4.2 Hydrolyssteg 2 I det andra hydrolyssteget tillsätts ånga vid 30 bar. Här löser sockret ut sig från cellulosan. Den ånga som förbrukas i hydrolysstegen används för direktuppvärmning av flisen och blir således kontaminerad. Detta innebär att lika stor del ånga som tappas av till hydrolysen måste tillföras till matarvattentanken på Dåva 1. Totalt rör det sig om ca 22 ton/h för den valda anläggningen. 2.4.3 Avvattning Ligninet har efter hydrolysprocessen en mycket fin struktur och kan vid vissa processförhållanden bli svår att avvattna, [4]. Avvattningen är tänkt att ske i en membranfilterpress som avskiljer ligninet från sockerlösningen. Efter membranfilterpressen kan ligninet sedan transporteras bort och användas som bränsle. Ett annat alternativ än membranfilterpressen skulle kunna vara en centrifugaltork. 11

2.4.5 Destillering Destillering används för att åtskilja två komponenter som båda är flyktiga vid den temperatur där destillation försiggår. Detta skiljer alltså destillation från indunstning där istället lösningsmedlet kokas bort från en fast återstod, indunstningsresten. Kokning sker genom att man låter överhettad ånga kondensera i botten på destillatorn. I etanolanläggningen destilleras etanolen i en destillationskolonn. En destillationskolonn innebär att olika bottnar anordnas ovanför varandra i en kolonn. Koncentrationen av de mest lättflyktiga ämnena ökar högre upp i kolonnen. Denna operation kallas flerstegsdestillation och är nödvändig om man vill uppnå en ren produkt då vätskornas ångtryck ligger nära varandra. För att destillationssteget ska vara energieffektivt är det viktigt att etanolkoncentrationen in till destillationskolonnen är hög, eftersom destillationen är mycket energikrävande vid en hög vattenhalt, se figur 4. Genom att återcirkulera procesströmmen så ökar man etanolkoncentrationen. Nackdelen är att koncentrationen av inhibitorer som verkar hämmande på fermenteringen också ökar. Detta betyder att etanolkoncentrationen är en kompromiss mellan en energisnål destillering och en effektiv jäsningsprocess, [4]. Figur 4 Figuren visar hur viktigt det är att etanolkoncentrationen i tillflödet till destilleringen är hög, [2]. Destillationen i etanolanläggningen är mycket energikrävande. För att driva destillationskolonnen tillsätts 27,1 ton/h av ånga vid 6 bar. Detta ger också upphov till ett stort behov av kylvatten för att kondensera etanolen till vätskefas efter destillationen. 12

2.4.6 Indunstning Indunstning innebär kortfattat att en lösning koncentreras genom forcerad avkokning, se figur 5. Processen kräver värmetillförsel som består av kondenserande vattenånga. Överhettad ånga, S, tillförs till den första indunstaren. Där kondenserar ångan och återförs som mättad vätska, K. Figur 5 Principskiss över en flerstegsindunstare. Den avdrivna vätskan, V, förs till nästa indunstare och fungerar som värmekälla. Detta åstadkommes genom en trycksänkning vid varje indunstningssteg. S I en 1-stegs indunstare är den specifika ångförbrukningen 1, i verkligheten något större V p.g.a förvärmning av tillflödet, värmeförluster till omgivningen samt att ca 1-2% av ångan avlägsnas genom avluftning. Alltså: Tillförd ånga Avdriven vattenmängd = V S 1 (2-1) I en indunstningsanläggning i flera steg innebär detta att: V V 1 2 V V 1 och 2 n 1.. 1 1 V V 3 n (2-2) 13

Detta innebär att för en flerstegsindunstare: 2 steg: V 1 S + V 2 1 2 (2-3) 3 steg: 1 S V + V + V 2 3 1 3 o.s.v. (2-4) Mängden färskånga/mängden avdrivet vatten minskar alltså vid fler steg i indunstaren. Detta innebär också att värmeekonomin förbättras vid indunstning i flera steg, ångan utnyttjas bättre, vilket minskar ångförbrukningen. Inom massaindustrin pågår på många håll en ombyggnad av svartlutsindunstarna från fem till sex steg, [11]. Nackdelen är att investeringskostnaden ökar vid utökat antal steg i indunstningen. I varje steg krävs en temperaturminskning för att ångan ska kunna driva nästkommande indunstare. Temperaturdifferensen åstadkommes genom en trycksänkning hos lösningen, dvs P 1 > P 2 > P 3 och T 1 > T 2 > T 3 (2-5) I den tänkta etanolanläggningen kräver indunstaren 11,1 ton/h av 3 bars ånga. Efter sista stegets indunstare sitter en kondensor som kyler utgående ångströmmen. Den avkokade vätskan går vidare till biorening. Indunstningen ger upphov till det största kylbehovet, följt av destillationssteget, [5]. 14

2.4.7 Biprodukter Etanolanläggningen kräver stora mängder träflis som råvara. En kapacitet på 40 700 m 3 etanol/år innebär ett råvarubehov på ca 62 ton/h. Råvaran består av gran och tall, inklusive bark samt GROT. Råvaran förädlas i processen och blir förutom etanol också till en rad biprodukter. Dessa biprodukter består av: 1. Bark och sållspån från renseriet: 40 % TS, 8,6 ton/h med energiinnehållet 1,8 MWh/ton. Totalt 125 GWH/år. 2. Ligninpulver: 40 % TS, 24,6 ton/h med energiinnehållet 2,15 MWh/ton. Totalt 420 GWh/år. 3. Indunstningsrest:65 % TS, 4,9 ton/h med energiinnehållet 3,2 MWh/ton. Totalt 125 GWh/år. Bark och sållspån skiljs ut i renseriet. Dessa rester kan sedan eldas i Dåva 2. Ligninpulver är ett bränsle med högt energiinnehåll. Det går utmärkt att bränna i en panna som Dåva 2, men även andra användningsområden kan finnas för ligninet. Det är bland annat ett utmärkt bindemedel vid pelletering. Indunstningsresten har visat sig innehålla en mycket hög askhalt, ända upp till 50 %, [5]. Anledningen till detta är oklar, men det kan bero på tillsatsen av lut i detoxifieringssteget. Lut tillsätts i detoxifieringen för att öka lösningens ph. Lösningen neutraliseras sedan med svavelsyra. Detta skapar en utfällning av ämnen som kan tas bort för att inte inverka negativt på fermenteringen. På ETEK tror man dock att problemen med den höga askhalten kommer att vara lösta i en fullstor anläggning, [5]. Biprodukterna utgör stora mängder biobränsle och under sommarmånaderna när Dåva 2 inte går vid full drift kan det bli aktuellt att lagra bränslet eller att hitta en annan avsättning för produkterna, t.ex. pelletering. Figur 6 visar energiinnehållet i etanolanläggningens biprodukter. 15

900 Energi i biprodukter Bränslebehov i Dåva 2 800 Energiinnehåll [GWh/år] 700 600 500 400 300 200 Etanolanläggningen 100 0 25000 30000 35000 40000 45000 50000 Anläggningskapacitet [m3/år] Figur 6 I diagrammet ser man att den valda storleken på etanolanläggningen kan förse Dåva 2 med en stor del av bränslebehovet i form av biprodukter från etanolframställningen. 2.4.8 Spillvärme Från etanolanläggningen kommer en hel del spillvärme. Det är kylvatten från processen som håller en temperatur på ca 30-35 C. Totalt innehåller spillvärmen ca 29 MW. Över en period på ett år innebär det att 230 GWh behöver kylas bort. Genom att ta tillvara på spillvärmen i värmepumpar så kan spillvärmen köras ut på fjärrvärmenätet. Eftersom det rör sig om stora mängder spillvärme så är det viktigt att det går att återvinna spillvärmen på ett ekonomiskt sätt. De låga temperaturerna på spillvärmen gör att en värmepump behöver användas för att upparbeta värmen till ca 75-80 C. 16

En möjlighet skulle vara att använda sig av absorptionsvärmepumpar för det ändamålet. Principen för en absorptionsvärmepump visas i figur 7. Figur 7 Schematisk bild av en absorptionsvärmepump [12]. Drivvärmen i värmepumpen består av ånga eller hetvatten vid en temperatur kring ca 130-150 C, [12]. Det innebär att drivvärmen skulle kunna vara lågvärdig ånga från t.ex. destillation och indunstning. Som figur 8 visar så ger 7 MW drivvärme ett tillskott på 12 MW till fjärrvärmenätet. 5 MW kommer alltså från spillvärmen. Figur 8 Typiska prestanda för absorptionsvärmepump [12]. 17

En stark integration av destillation och indunstning i etanolanläggningen, för att minska ångförbrukningen, sker på bekostnad av att investeringskostnaden ökar, körbarheten försämras och anläggningen blir väldigt komplex, [4]. Om en mindre stark integration av destillation och indunstning istället kan ge ånga som kan driva absorptionsvärmepumpar och att det dessutom leder till en lägre investeringskostnad i etanolanläggningen samt en bättre körbarhet så skulle absorptionsvärmepumpar kunna vara ett bra alternativ för spillvärmeåtervinning. I en framtida studie skulle detta vara intressant att utreda. I de etanolanläggningar som använts som underlag i kommande beräkningar är dock alla stegen i etanolprocessen integrerade i varandra med avseende på ångåtervinning och därför finns ingen ånga tillgänglig för att driva absorptionsvärmepumparna. Istället har spillvärmen upparbetats med hjälp av en eldriven kompressorvärmepump. Kompressorvärmepumpar i den här storleken byggs på beställning av bland annat York i deras fabrik i Frankrike. På grund av att värmepumpen byggs på beställning var det svårt att få fram några exakta siffror på värmepumpens prestanda och investeringskostnad. En uppskattning var att värmefaktorn, COP, skulle hamna någonstans mellan 4 och 5, [13]. I beräkningarna antas COP = 4,5 vilket innebär att kompressorns eleffekt blir 8,3 MW vid full effekt. Investeringen för spillvärmepumpen kommer att bli ca 30-45 miljoner kronor beroende på om förångningen måste ske i ett eller flera steg. 18

2.5 Enzymetanolanläggning Till enzymanläggningen används samma turbindata som för svagsyraanläggningen. Då enzymanläggningen har en effektivare etanolprocess än svagsyraanläggningen har det varit möjligt att använda en etanolanläggning med större kapacitet. Genom den effektivare etanolprocessen har kapaciteten för anläggningen ökats till 70 000 m 3 etanol/år. Spillvärmen från etanolanläggningen är ca 25 MW [5] vilket är i samma storleksklass som från svagsyraanläggningen. Några antaganden har gjorts med avseende på vilka ångavtappningar som finns vid Dåva 1. Den erforderliga effekten av 25 bars ånga har tappats av innan turbinen vid 40 bar. 4 bars ångan tappas av vid en ångavtappning vid trycket 4,6 bar och 12 bars ångan till lignintorken har i simuleringsmodellen ersatts med tillgänglig ånga vid trycket 9 bar. Figur 9 beskriver processen i etanolanläggningen. 50% TS Figur 9 Schematisk bild över processen i en etanolanläggning med enzymatisk hydrolys. 19

2.5.1 Förbehandling Med enzymmetoden är det viktigt att flisen förbehandlas för att få ett bra etanolutbyte. Anledningen till detta är att flisen måste vara mottaglig för enzymernas angrepp, [6]. Förbehandlingen sker genom att flisen hettas upp till mellan 210 och 230 C med hjälp av högtrycksånga (25 bar). Den höga temperaturen tillsammans med tillsatsen av svaveldioxid gör att det mesta av hemicellulosan och en del av cellulosan löser ut sig till socker. Ångförbrukningen till förbehandling är 12 MW av 25 bars ånga och 5,5 MW ånga vid trycket 4 bar. 2.5.2 Enzymatisk hydrolys Den resterande cellulosan från förbehandlingen bryts ner till socker med hjälp av enzymer. Dessa enzymer är i själva verket flera olika mikroorganismer, bland annat bakterier. Processen sker i en så kallad SSF reaktor. SSF innebär att hydrolys och fermentering sker samtidigt. Detta ökar etanolutbytet eftersom vissa sockerarter som försämrar den enzymatiska hydrolysen konsumeras direkt av jästsvamparna. 2.5.3 Destillation och indunstning Efter hydrolysen pumpas slurryn till destillatorn. Destillationen sker på samma sätt som i svagsyrametoden. Därefter indunstas återstoden i en femstegsindunstare. Destillationskolonnen och indunstaren drivs båda av ånga med ett tryck på 4 bar. Från indunstningen fås en indunstningsrest med 50 % TS. Effektbehovet är 10 MW för destillationskolonnen och 15,2 MW för indunstningen. Av detta ersätts 7,4 MW och 11,8 MW med sekundärånga från förbehandlingen samt sekundärånga från lignintorken. Primärförbrukningen av 4 bars ånga till destillation och indunstning blir därför endast 6 MW. 2.5.4 Avvattning och torkning Efter destillatorn avvattnas ligninet och förs vidare till en ångtork. Ligninet torkas från ca 30 % TS till 85 % TS. Förbrukningen av ånga till torken är 4,7MW ånga vid 25 bar och 8,4 MW ånga vid 12 bar. 2.5.5 Biprodukter Förutom 70 000 m 3 etanol/år så resulterar etanolproduktionen i ett par biprodukter: 1. Ligninpulver: 85 % TS med energiinnehållet 5,19 MWh/ton. Totala energiinnehållet för ligninpulvret är 453 GWh/år. 2. Indunstningsrest: 50 % TS med energiinnehållet 2,46 MWh/ton. Totalt 196 GWh/år. Dessa produkter kan sedan eldas i Dåva 2. Ligninpulvret kan dessutom vara lämpligt att pelletera, då det är ett bränsle med högt energiinnehåll, [4]. Vid pelletering kan värdet för ligninet antas vara något högre än vid direkt förbränning i Dåva 2, [5]. 20

2.5.6 Spillvärme Spillvärmemängden från anläggningen är ca 25 MW. På samma sätt som i svagsyraanläggningen upparbetas spillvärmen till ca 75-80 C med konventionell kompressorvärmepump. Värmepumpens kompressoreffekt är 7,15 MW och värmefaktorn antas vara densamma som i svagsyraanläggningen, 4,5. 2.5.7 Anaerobt reningssteg Inom ramen för känslighetsanalysen har ytterliggare en variant av anläggningen simulerats. I den modellen har indunstningen ersatts av ett anaerobt reningssteg där metan produceras. I detta fall produceras alltså ingen indunstningsrest, men istället en biogas (metan), med ett flöde på ca 800 kg/h. Totala effektbehovet i hela etanolanläggningen blir i detta fall endast 24 MW. 21

3 Simuleringsmodellen 3.1 Uppbyggnad För att utvärdera de två etanolanläggningarna har tre simuleringsmodeller skapats med hjälp av Excel och optimeringsprogrammet WhatsBest. WhatsBest från Lindo Systems är ett optimeringsprogram som används tillsammans med Excel. Programmet kan lösa såväl linjära som ickelinjär optimeringsproblem. De simuleringsmodeller som satts upp är: Modell över Dåva 1 och Dåva 2 utan någon uppkoppling av Dåva 1 mot en etanolanläggning. Denna modell har använts som referens och eventuell förtjänst från etanolanläggningen har jämförts med den här modellen. Modell av Dåva 1 och Dåva 2, med Dåva 1 kopplad mot en svagsyraetanolanläggning. Modell av Dåva 1 och Dåva 2, med Dåva 1 kopplad mot en etanolanläggning med enzymatisk hydrolys. Modellerna styrs utifrån en maximeringsfunktion som syftar till att maximera intäkterna från produktionsenheterna under en period på 365 dagar. Uttryckt som en matematisk formel innebär detta: 365 Max: ( ( P ) Dåva1 + ( P α ) Dåva2 ) elspot + ( P α) Dåva2 Elcert ) 365 dag= 1 α + ( P Dåva1+ PDåva2 ) FVpris + ( COP FVpris ) dag= 1 365 dag= 1 365 Ptillf dag= 1 ( Etanol etanolpris + Biprod bränslepri s) e tanolanläggni ng etanolvp + 365 dag= 1 P η prodk Dåva1 P + prodk η Dåva2 + ( Ptillf * elpris ) e tanolvp 365 ( Ptillf elpris + kemk+ fastk + råvaruk ) dag= 1 e tanolanlåggni ng Där P = producerad fjärrvärme [MWh] a = alfavärde [-] Elspot = spotpriset på el [kr/mwh] Elcert = priset för elcertifikat [kr/mwh] FVpris = fjärrvärmepriset [kr/mwh] Ptillf = tillförd eleffekt [MW] COP = värmefaktor [-] 22

Etanol = producerad etanolmängd [m 3 ] Etanolpris = etanolpriset [kr/m 3 ] Biprod = energin i biprodukterna,lignin, bark mm [MWh] Bränslepris = priset för trädbränsle och flis [kr/mwh]? = verkningsgrad [-] prodk = produktionskostnad, innefattar bränslepris samt drift- och underhållskostnader [kr/mwh] elpris = årsmedelpriset för el [kr/mwh] kemk = kemikaliekostnader [kr] fastk = fasta kostnader, personal, investeringskostnad och ränta [kr] råvaruk = råvarukostnad för träflis till etanolanläggningen [kr/mwh] Modellen styrs också av villkor där P max och P min är definerade för de olika produktionsenheterna. För Rökgasvärmepumpen i Dåva 1 och Rökgaskondensorn i Dåva 2 är P max definerad så att P max = 0, då Dåva 1 respektive Dåva 2 inte är i drift. På detta vis förhindras att rökgaskondenseringen kan vara i drift då kraftvärmeverket står. På samma sätt kan inte heller etanolanläggningen vara i drift då Dåva 1 står. 3.2 Fjärrvärmebehov Modellerna antas vara i drift år 2012. Fjärrvärmebehovet som jag använt som underlag i simuleringsmodellen är framtaget av Johan Stenlund för hans rapport Dimensionering av en ackumulatortank för Umeå Energis fjärrvärmenät. 3.3 Kostnader och intäkter De antaganden som är sammanställda nedan gäller för samtliga simuleringar om ej annat anges. Viktiga parametrar ur ett driftsekonomiskt perspektiv, så som ränta, etanolpris och elpris har antagits till ett grundvärde för att sedan varieras i en känslighetsanalys för att identifiera brytpunkter mm. 3.3.1 Investeringskostnad: Investeringskostnaden för en etanolanläggning är svårbestämd och beror bland annat på vilka förutsättningar som finns på platsen där anläggningen ska lokaliseras. Kostnaderna kan bero på möjligheten till vattenförsörjning, vattenrening, infrastrukturen i området mm. En förstudie har visat att en anläggning med en årlig kapacitet på 60 000 ton etanol, d.v.s. ca 80 000 m 3, lokaliserat vid Hedensbyns kraftvärmeverk i Skellefteå skulle kräva en investering på ca 1,3 miljarder kr, [4]. En detaljerad sammanställning av investeringskostnaderna för den anläggningen finns i appendix 7. Andra studier av liknade etanolanläggningar har visat på kostnader mellan 400 miljoner och 1,6 miljarder kr beroende på processutformning och anläggningsstorlek, [6]. Det går inte heller med säkerhet att skala ner investeringskostnaden linjärt mot anläggningsstorleken, [14]. Detta kan t.ex. bero på att kostnaderna påverkas av vilka tryckklasser som används mm. 23

Avbetalningen på investeringen i etanolanläggningarna har räknats om till lika stora årliga belopp, så kallade annuiteter, med hjälp av annuitetsmetoden. Avbetalningstiden för investeringen är 20 år och kalkylräntan är 5 %. Det årliga beloppet beräknas som: K = a I (3-1) Där K = Årlig avbetalning [kr] a = annuitetsfaktor [-] I = investeringskostnad [kr] Annuitetsfaktorn bestäms med formeln: z i (1 + i) a = (3-2) z (1 + i) 1 Där i = Kalkylränta [-] z = Avskrivningstid [år] 24

3.3.2 Sammanställning av antaganden i grundmodellen: Elpris 350 kr/mwh som årsmedelvärde. Elprisernas avvikelse från årsmedelvärdet bygger på spotpriset för den enskilda månaden beräknat utifrån uppgifter för perioden 1996-2004, [15]. Intäkterna från elproduktion baserar sig på elpriset för den månaden som elen produceras, tabell 4. Tabell 4 Tabellen visar elprisets variation över året. Månad Elpris [kr/mwh] Januari 430 Februari 378 Mars 337 April 316 Maj 302 Juni 315 Juli 260 Augusti 327 September 341 Oktober 358 November 392 December 443 Elcertifikat, 250 kr/mwh Se appendix 1 Samtliga trädbränslen, 150 kr/mwh Även biprodukter som t.ex. lignin och indunstningsrest från etanolanläggningen genererar en intäkt på 150 kr/mwh. Mottagandet av avfall genererar en intäkt på 80 kr/mwh Detta är den slutgiltiga intäkten efter kostnader för hantering, balning mm, [16]. Försäljningspris för etanol: 6 kr/liter etanol Enligt Jan Erik Andersson på Lantmännen Agroetanol AB i Norrköping så varierar etanolpriset en hel del. Under den senaste tiden har dock priset legat stadigt över 6 kr/liter, se appendix 2. Fjärrvärme, vintertaxa: 315,40 kr/mwh, sommartaxa: 201,40 kr/mwh Antagandet baseras på gällande fjärrvärmepriser för respektive kundgrupp. Fördelningen av fjärrvärmeförsäljningen är att 80,4 % av fjärrvärmeförsäljningen går till företagskunder, 9,8 % går till villakunder, 5,2 % till sågverket i Holmsund och slutligen 4,6 % till sågverket i Sävar, [16]. Efter avdrag för distributionsförluster på 10 % blir intäkten från fjärrvärmeförsäljningen under perioden november april 315,40kr/MWh och perioden maj oktober 201,40 kr/mwh. 25

El till etanolanläggningen 612,50 kr/mwh Antagandet är att etanolanläggningen ej har rätt till skattebefriad el. Priset består av elpris 350 kr/mwh, skatt 220 kr/mwh och 17 % kvotplikt på priset för elcertifikat d.v.s. 0,17*250 = 42,50 kr/mwh El till värmepumparna i etanolanläggningen 612,50 kr/mwh Samma pris som för etanolanläggningen. El till värmepumparna i Dåva 1s rökgaskondensering 612,50 kr/mwh Priset består av elpris 350 kr/mwh, skatt 220 kr/mwh och 17 % kvotplikt på priset för elcertifikat d.v.s. 0,17*250 = 42,50 kr/mwh Dåva 1, drift och underhållskostnad 170 kr/mwh Utöver kostnader för bränsle så har drift och underhållskostnad satts till 170 kr/producerad MWh för Dåva 1, [16]. Dåva 2, drift och underhållskostnad 80 kr/mwh Utöver kostnader för bränsle så har drift och underhållskostnad satts till 80 kr/producerad MWh för Dåva 2, [17]. Övriga kostnader för svagsyra-etanolanläggningen 25 arbetare, årlig kostnad: 500 000 kr/st, [6] Kemikalier 0,30 kr/liter producerad etanol (kemikaliepriser från Kemira Kemi AB samt A Wingrens doktorsavhandling, [6] ) Effektbehov 5,36 MW Investering: 5 % kalkylränta, 20 års avskrivningstid, total investering inkl spillvärmepump 1,0 Miljard kr Övriga kostnader för enzym-etanolanläggningen 25 arbetare, årlig kostnad: 500 000 kr/st, [6] Kemikalier 0,26 kr/liter producerad etanol, [6] Elkostnad 0,46 kr/liter producerad etanol vid elpriset 350 kr/mwh Enzymer 0,60 kr/liter producerad etanol, [6] Investering: 5 % kalkylränta, 20 års avskrivningstid, total investering inkl spillvärmepump 1,0 Miljard kr 26

4 Resultat 4.1 Svagsyraanläggningens optimala storlek I Excel tillsammans med optimeringsprogrammet WhatsBest har en beräkningsmall över produktionen vid Dåva/etanolanläggningen satts upp. Turbindata för Dåva 1 är tagna från Umeå Energis fakta från Svenska von Roll AB. I beräkningarna, appendix 3, förutsätts att Dåva 1 kommer att gå vid fullast, lastpunkt 2. Detta innebär en totaleffekt på 55 MW. Anledningen till att Dåva 1 måste gå vid fullast är att etanolanläggningen kräver ånga i så stor omfattning att full produktion är ett måste för att inte etanolanläggningen kapacitet ska bli allt för liten. Kapaciteten för etanolanläggningen har anpassats för att kunna nyttjas effektivt i anslutning till Dåva 1. Anläggningen ska kunna drivas energieffektivt efter fjärrvärmenätets varaktighetsdiagram, samt på ett ekonomiskt fördelaktigt sätt. Det har visat sig svårt att sätta fingret på exakt vilken storlek som är den bästa och för att få en uppfattning av hur storlek på etanolanläggningen inverkar på helheten så har olika driftsförhållanden studerats för varierande anläggningsstorlek. 45 40 35 30 Effekt [MW] 25 20 15 10 5 0 30000 35000 40000 45000 Etanolanläggningens kapacitet [m^3/år] Spillvärme Spillvärmepump Tubinkondensor Turbinkondensor+Värmepump Figur 10 Värmeeffekten från Dåva 1, etanolanläggningens spillvärmepump och den totala effekten, d.v.s. spillvärmepump + turbinkondensor, för olika storlek på svagsyraanläggningen. 27

En ökning av etanolanläggningens storlek ökar förstås mängden spillvärme från etanolanläggningen eftersom indunstning, destillering mm kräver mer kylvatten. En större etanolanläggning kräver också ett större uttag av ånga från Dåva 1, detta återspeglar sig i att effekten från Dåvas fjärrvärmekondensor minskar. Slutsatsen blir att tillskottet till fjärrvärmenätet inte blir speciellt stor, vilket figur 10 också visar. Detta betyder att etanolanläggningens storlek i första hand begränsats av tillgången på processånga från kraftvärmeverket. Förtjänsten från anläggningen ökar ganska kraftigt med anläggningsstorleken eftersom investeringskostnaden inte ökar i samma takt som anläggningsstorleken. Detta talar för att etanolanläggningens storlek skall ökas så långt det är möjligt. Storleken på etanolanläggningen är alltså en kompromiss mellan spillvärme som måste kylas bort från etanolanläggningen och intäkterna som kommer av en ökad kapacitet på etanolanläggningen. Den ökade kapaciteten bör dock prioriteras, då den påverkar lönsamheten kraftigt. En uppkoppling av Dåva 1 mot etanolanläggningen minskar också reglerbarheten för Dåva 1. Detta beror på att ångbehovet i etanolanläggningen måste tillgodoses. Av samma anledning så försvinner också möjligheten att köra Dåva 1 mot direktkondensorn. Genom att variera etanolanläggningens storlek och studera intäkterna från det totala bioenergikombinatet vid Dåva, samt hur produktionsanläggningarnas kapacitet utnyttjas vid de olika fallen så har den optimala anläggningsstorleken bestämts till en kapacitet på ca 65 ton råvara/h. Detta motsvarar en produktion på omkring 40 000 m 3 etanol/år vid en driftstid på 7920 timmar/år. I etanolanläggningen kommer årligen 230 GWh att kylas bort. Från detta kylvattnen kommer 157 GWh fjärrvärme att produceras med hjälp av en värmepump. 28

4.2 Produktion vid uppkoppling mot svagsyraanläggningen Produktionsenheterna som behandlats i beräkningarna är Dåva 1 och Dåva 2 inklusive rökgaskondenseringar. Uppkoppling av Dåva 1 mot en etanolanläggning gör en stor inverkan på hur produktionen kommer att se ut. En stor del av värme och elproduktionen från Dåva 1 kommer att försvinna vid uppkoppling mot en etanolanläggning. Hur värmeproduktionen kommer att se ut, med och utan etanolanläggningen, visas i de två figurerna 11 och 12. I appendix 5 finns mer detaljerade diagram över produktionsmixen. Övriga enheter 21% Dåva 1 29% Kyltorn 0% Dåva 2 RGK 10% Dåva VP 7% Dåva 2 33% Figur 11 Värmeproduktionen fördelad över de olika produktionsenheterna utan uppkoppling av Dåva 1 mot en etanolanläggning. Övriga enheter 22% Kyltorn 0% Dåva 2 RGK 13% Dåva 1 3% Dåva RG VP 8% Etanol VP 14% Dåva 1 Dåva RG VP Etanol VP Dåva 2 Dåva 2 RGK Kyltorn Övriga enheter Dåva 2 40% Figur 12 Fördelning av värmeproduktion med Dåva 1 uppkopplad mot svagsyraetanolanläggningen. 29

För Dåva 1 så har produktionen av fjärrvärme minskat. Från att ha bidragit med 29 % av nätets fjärrvärmebehov så har produktionen minskat till bara 3 %. En del har ersatts av värmepumpen som tar reda på etanolanläggningens spillvärme, men också Dåva 2 har ökat produktionen. I grundfallet utan uppkoppling mot etanolanläggningen genererar enheterna på Dåvamyren en årlig intäkt på 195 miljoner kronor. Hur intäkterna är fördelade mellan de olika produktionsenheterna visas i figur 13 nedan. Produktion och driftstider för anläggningarna visas i tabell 5. DÅVA 2 RGK; 25Mkr DÅVA 1 DÅVA VP DÅVA 2 DÅVA 2 RGK DÅVA 2; 63Mkr DÅVA 1; 99Mkr DÅVA VP; 8Mkr Figur 13 Årlig inkomst för respektive enhet på Dåvamyren. Inkomsten avser produktion av el och värme. Summa 195 Mkr. Tabell 5 Drifttiden för de olika produktionsenheterna då Dåva 1 inte är kopplad mot en etanolanläggning. Enhet Dåva1 Dåva VP Dåva 2 Dåva2 RGK Kyltorn Dagar i drift 330 330 285 269 20 Producerad 296,3 78,2 349,2 110,9 2,48 värme [GWh] Producerad el [GWh] 98,6-174,6 - - 30