TVÄRTEKNIK 995 Kraftvärmeproduktion baserad på gasturbindrift med biobränsle genom förgasning alternativt pulvereldning

TVÄRTEKNIK 995 Kraftvärmeproduktion baserad på gasturbindrift med biobränsle genom förgasning alternativt pulvereldning Åsa Marbe, Linda Colmsjö

Kraftvärmeproduktion baserad på gasturbindrift med biobränsle genom förgasning alternativt pulvereldning Combined heat and power production based on gas turbine operation with biomass by gasification or powder firing Åsa Marbe, Linda Colmsjö Projektnummer T5-506 VÄRMEFORSK Service AB 101 53 STOCKHOLM Tel 08-677 25 80 DECEMBER 2006 ISSN 1653-1248

Abstract Vid jämförelse av de två relativt nya teknikerna förgasning av biobränsle och träpulvereldad gasturbin så har det visat sig att båda teknikerna i dagsläget uppvisar sämre lönsamhet än den konventionella biobränslekraftvärmen. Komplettering av en träpulvereldad gasturbin till en befintlig anläggning ger ett relativt litet nettotillskott av el. Förgasningstekniken blir däremot ett konkurrerande alternativ vid höga elpriser, höga elcertifikatpriser eller låg investeringskostnad jämfört med referensalternativet. Den kräver dock en hög utnyttjningsgrad och ett stort värmeunderlag pga den höga investeringskostnaden och begränsande dellastegenskaper. i

ii

Sammanfattning Kraftvärme är i dagsläget underrepresenterad i det Svenska energisystemet. Det produceras 56,2 TWh fjärrvärme men endast 7,6 TWh el från kraftvärme. Detta motsvarar endast 6 % av all elproduktion (132 TWh). Grundat på de befintliga svenska fjärrvärmenäten skulle kraftvärmeproduktionen kunna öka från dagens 7,6TWh till ca 20 TWh. Regeringen har beslutat att Sverige skall minska CO 2 -utsläppen med 4 % till år 2012. Det har dessutom beslutats att kärnkraften i Sverige på sikt kommer att avvecklas vilket medför att det finns stor potential för biobränslebaserad kraftvärme. För att vara konkurrenskraftig krävs det dock att tekniken är effektiv i den meningen att andelen el som samtidigt produceras är så hög som möjlig. Förgasning av biobränsle där gasen används i en kombicykel är en sådan teknik vilken ger en betydligt högre elverkningsgrad jämfört med traditionell biobränslebaserad kraftvärmeproduktion med enbart ångcykel. Ett annat sätt att öka elverkningsgraden är att integrera en gasturbin som eldas med pulverformigt biobränsle i en extern förbränningskammare. Konceptet bygger på PFBC-tekniken där kolpulver eldas i en trycksatt fluidiserad bädd, de heta rökgaserna renas och expanderar i gasturbinen. Målet med projektet har varit att undersöka de tekniska och ekonomiska förutsättningarna för förgasning av biobränsle alternativt pulvereldning i gasturbin för kraftvärmeproduktion i olika fjärrvärmesystem. Förutsättningarna för respektive teknik har undersökts genom två fallstudier, Borås Energi AB och Ena Energi AB. I Borås har den befintliga produktionsanläggningen ersatts med förgasning (IGCC) av biobränsle medan vid ENA Energi har befintlig kraftvärmeanläggning kompletterats med en träpulvereldad gasturbin. Målgruppen för rapporten är beslutsfattare i energibolag och målet är också att rapporten ska kunna vara till hjälp för strategisk planering. Resultaten visar att den biobränslebaserade förgasningstekniken i dagsläget uppvisar sämre lönsamhet än den konventionella biobränslekraftvärmen. Förgasningstekniken blir däremot ett konkurrerande alternativ vid höga elpriser, höga elcertifikatpriser eller låg investeringskostnad jämfört med referensalternativet. De globala CO 2 utsläppen minskar betydligt mer för förgasningstekniken än för den traditionella tekniken eftersom det produceras betydligt mer el med förgasningstekniken. Den kräver också hög utnyttjningsgrad och ett stort värmeunderlag pga den höga investeringskostnaden och begränsande dellastegenskaper. Det är därför fördelaktigt att den drivs som baslast i ett fjärrvärmesystem. Det har också framkommit att det idag inte är ekonomiskt lönsamt att integrera en träpulvereldad gasturbin till befintlig panna. Orsaken är det relativt lilla nettotillskott av el som tekniken ger och den höga investeringskostnaden. Båda teknikerna kräver dessutom en hel del teknisk utveckling innan de kan tänkas bli kommersiellt intressanta. Sökord: förgasning av biobränsle, pulvereldad gasturbin, kraftvärme, elverkningsgrad iii

Summary Combined heat and power (CHP) technique is relatively less extended in the Swedish energy system. There is a production of 56,2 TWh in district heating meanwhile only 7,6 TWh electricity comes from CHP. This only corresponds to 6 % of all electricity produced in Sweden (132 TWh). Based on the existing district heating system the amount of electricity produced in CHP-plants could rise from today 7,6 to 20 TWh. The Swedish government has decided to reduce the amount of CO 2 released to atmosphere with 4 % by the year 2012. Furthermore there is a government decision that the nuclear power in a long time perspective will be phased out, that's why the amount of biofuelled heat and power plants has a huge potential to increase. To be competitive, the technique is to be efficient; hence the amount electricity produced should be as high as possible. Gasification of bio fuel where the gas is used in a combined-cycle provides a higher efficiency compared to the traditional steam-cycle technique. To increase the electrical efficiency, an alternative method such as integration of a gas turbine with combustion of powder shape bio fuel in an external combustion chamber could be used. The concept is known as PFBC- technique in which the coal powder is combusted in a pressurised fluidised bed, the warm flue gases are cleaned up and expanded in a gas turbine. The objectives of this project have been to investigate the technical and economical conditions for gasification of bio fuel and for powder combustion in gas turbine for production of heat and power in different districts heat systems. Respectively technique has been studied in two different cases, Borås Energi AB and ENA Energi AB. In Borås the existing CHP-plant has been replaced by a bio fuelled gasification plant (IGCC) meanwhile at ENA Energi the existing CHP-plant has been complemented white a powder fuelled (bio) gas turbine. The task group for this report are decision makers of Energy Companies and the report will help them create strategically plans. The results show that techniques based on gasification of bio fuel are more expensive than the traditional bio fuelled CHP-plant. The gasification technique will be a competitive option if the price of delivered electrical power increases, prices of green certificates increases or if the investment costs compared to the reference alternative is lowered. The global CO 2 exhaust decreases significantly using gasification technique instead of the traditional technique. This is due to the higher amount electrical power produced. This technique requires high operation level and a huge heat demand because of the high investment costs and the limited part load performance. It has also been shown that it is not economically profitable to integrate a bio powder combustion gas turbine to the existing CHP-plant. The reason is the low contribution of generated electricity and the high investment costs. The both techniques require an additional development before it could be used commercially. Seek word: gasification of bio fuel, powder combustion of gas turbine, heat power plants and electrical efficiency. v

Innehållsförteckning 1 FÖRKLARING AV FÖRKORTNINGAR... 1 2 INLEDNING... 2 2.1 BAKGRUND... 2 2.2 TEKNISKA MÖJLIGHETER FÖR ÖKAT ELUTBYTE... 2 2.3 ALLMÄNNA FÖRUTSÄTTNINGAR FÖR ÖKAT ELUTBYTE... 3 2.4 MÅL OCH MÅLGRUPP... 4 3 LITTERATURSTUDIE -KRAFTVÄRMEPRODUKTION BASERAD PÅ GASTURBINDRIFT MED BIOBRÄNSLE... 5 3.1 TERMISK FÖRGASNING... 5 3.2 PULVERELDNING... 11 4 METOD... 14 5 EKONOMISKA FÖRUTSÄTTNINGAR... 16 5.1 INVESTERINGSKOSTNADER... 16 5.2 DRIFTS- OCH UNDERHÅLLSKOSTNADER... 16 5.3 ELPRIS OCH BRÄNSLEKOSTNAD... 16 5.4 STYRMEDEL... 17 6 FALLSTUDIE 1: BORÅS ENERGI AB... 18 6.1 BAKGRUND... 18 6.2 FÖRUTSÄTTNINGAR... 19 6.3 RESULTAT... 20 6.4 DISKUSSION OCH SLUTSATSER... 22 7 FALLSTUDIE 2: ENA ENERGI AB... 24 7.1 BAKGRUND... 24 7.2 FÖRUTSÄTTNINGAR... 25 7.3 RESULTAT... 27 7.4 DISKUSSION OCH SLUTSATSER... 29 8 GENERALISERING - FÖRGASNING... 30 8.1 INSTALLERAD VÄRMEEFFEKT PÅ KRAFTVÄRMEANLÄGGNINGEN... 31 8.2 INVERKAN AV ATT KRAFTVÄRMEANLÄGGNINGEN DRIVS SOM BASLAST... 32 8.3 STORLEK PÅ FJÄRRVÄRMESYSTEMET... 32 8.4 KÄNSLIGHETSANALYS... 33 9 GENERALISERING - TRÄPULVERELDNING I GASTURBIN... 34 9.1 INSTALLERAD VÄRMEEFFEKT PÅ KRAFTVÄRMEANLÄGGNINGEN... 35 9.2 INVERKAN ATT KRAFTVÄRMEANLÄGGNINGEN DRIVS SOM BASLAST... 35 9.3 STORLEKSBEROENDE... 35 9.4 KÄNSLIGHETSANALYS... 36 10 MÖJLIG POTENTIAL FÖR BIOBRÄNSLEBASERADE GASTURBINER... 38 11 SLUTSATSER... 40 12 FÖRSLAG TILL FORTSATT FORSKNINGSARBETE... 42 13 LITTERATURREFERENSER... 43 vii

Bilagor A B C ANLÄGGNINGSSPECIFIKA FÖRUTSÄTTNINGAR: FALLSTUDIE BORÅS ENERGI ANLÄGGNINGSSPECIFIKA FÖRUTSÄTTNINGAR: FALLSTUDIE ENA ENERGI EKONOMISKA FÖRUTSÄTTNINGAR KÄNSLIGHETSANALYS D RESULTAT AV KÄNSLIGHETSANALYSEN I KAPITEL 8 viii

1 Förklaring av förkortningar Nedan ges en tabell över de förkortningar med tillhörande betydelse som används i rapporten. Tabell 1. Använda förkortningar Table 1. Used shortenings Förkortning Betydelse PFBC trycksatt fluidiserand bäddförbränning LHV värmevärde DME dimetyleter CHP kraftvärmeanläggning FT-bränsle Fisher Topsch bränsle BIGCC förgasning av biobränsle med kombicykel NGCC naturgaseldad kombicykel Bio-CHP biobränsleeldad konventionell ångcykel FG förgasningsanläggning 1

2 Inledning 2.1 Bakgrund Kraftvärme är i dagsläget underrepresenterad i det Svenska energisystemet. I Sverige produceras det under 2003 56,2 TWh fjärrvärme men endast 7,6 TWh el från kraftvärme. Elproduktionen i Sverige baseras traditionellt antingen på kärn- (ca 50 %) eller vattenkraft (ca 40 %). Den totala elproduktionen var 132,3 TWh år 2003 och utav detta stod kraftvärmen för ca 6 % [1]. Grundat på de befintliga svenska fjärrvärmenäten skulle kraftvärmeproduktionen kunna öka från dagens 7,6 TWh till ca 20 TWh [2]. Genom Kyoto-protokollet har EU länderna åtagit sig att minska CO 2 -utsläppen med 8 % till år 2012 baserat på 1990-års utsläpp. Eftersom Sverige har beslutat att successivt avveckla kärnkraften får Sverige enligt den gemensamma EU-potten öka sina utsläpp med 4 % [3]. Regeringen har höjt ambitionsnivån och beslutat att Sveriges CO 2 -utsläpp ska minska med 4 %. Med dessa sammanlagda faktorer; att kraftvärme är dåligt utnyttjad i Sverige, successiv avveckling av kärnkraften och krav på att minska CO 2 -utsläppen finns det en stor potential för biobränslebaserad kraftvärme i Sverige. Det krävs dock att biobränslet utnyttjas så effektivt som möjligt i meningen att producera så mycket biobränslebaserad el som möjligt, dvs så hög elverkningsgrad som möjligt med det värmeunderlag som finns. Naturligtvis kan det finnas potential för andra typer av kraftvärme också, men det behandlas inte i detta projekt. 2.2 Tekniska möjligheter för ökat elutbyte Det finns ett flertal olika sätt att öka elutbytet från anläggningar med bibehållet värmeunderlag, t ex ändra ångdata för anläggningen. Nedan beskrivs två stycken biobränslebaserade kraftvärmetekniker med syftet att öka elutbytet på befintligt värmeunderlag. Teknikerna, förgasning respektive träpulvereldning i gasturbin, finns idag inte i kommersiell drift. 2.2.1 Förgasningsteknik Förgasning av biobränsle där gasen används i en kombicykel ger en betydligt högre elverkningsgrad (η e = ca 45 %) jämfört med traditionell biobränslebaserad kraftvärmeproduktion med ångcykel (η e = ca 30 %), tack vare att kraftvärmeproduktionen bygger på en kombicykel, dvs. både en gasturbin- och en ångturbincykel. Biobränsleförgasningstekniken med integrerad kombicykel är prövad i t.ex. Värnamo i Sverige och Arbre i England, men är ännu inte kommersiell. Därför finns det behov av att på något sätt implementera tekniken i energisystemet, för att utveckla den ytterligare och reducera kostnaderna. Intresset för förgasning har ökat de senaste åren inte bara för den höga elverkningsgraden, utan också för möjligheten att producera drivmedel från förnyelsebara energikällor. I detta projekt har dock endast kraftvärmeapplikationer behandlas. Under de senaste åren har färdiga koncept med enklare systemlösningar utvecklats för mindre anläggningar med kraftvärmeproduktion baserad på förgasning av biobränsle. En sådan anläggning är under uppförande i Skive, Danmark. Denna baseras på 2

Carbona-konceptet. Anläggningen har en enkel gasrening och gasen förbränns i en gasmotor eller i en panna. 2.2.2 Pulverförbränning i gasturbin Ett annat sätt att öka elverkningsgraden för biobränslebaserad kraftvärme kan vara att integrera en gasturbin som eldas med pulverformigt biobränsle i en extern förbränningskammare. Konceptet bygger på PFBC-tekniken (trycksatt fluidiserande bubblande bädd) där kolpulver eldas i en trycksatt fluidiserad bädd, de heta rökgaserna renas och expanderar i gasturbinen. Tekniken är demonstrerad på ett antal platser runt om i världen t ex Värtaverket i Sverige (140 MW e, 224 MW v ), Escatron i Spanien (70 MW e ) och Karita i Japan (360 MW e ). Samtliga anläggningar drivs med kol. I Värtaverket testades under 1995/96 att elda en blandning av kol och upp till 20 vikts-% biobränsle. Biobränslet bestod av skal från palmnötter och olivkärnor. Försöket föll väl ut, men trots detta så är inte PFBC-tekniken utvecklad och demonstrerad för 100 % biobränsle. I denna studie som presenteras i kommande avsnitt har en ekonomisk utvärdering gjorts baserat på att PFBC-tekniken går att applicera med 100 % biobränsle. 2.3 Allmänna förutsättningar för ökat elutbyte Det bedöms som viktigt att följa utvecklingen och analysera vilka drivkrafter som finns för att de båda teknikerna ovan (förgasning alternativt pulvereldning av biobränsle) ska komma in i energisystemet. De tekniska och ekonomiska förutsättningarna för respektive teknik har undersökts genom två fallstudier, Borås Energi AB och Ena Energi AB, där de befintliga produktionsanläggningarna kompletteras med förgasning respektive pulvereldning av biobränsle. Resultaten har jämförts med en naturgaseldad kombicykel och en biobränslebaserad konventionell ångcykel eftersom de generellt bedöms vara de alternativa produktionsteknikerna. Förutom parametrar såsom styrmedel inom energi- och miljöområdet, påverkar den nuvarande utformningen av lokala fjärrvärmesystemet (t.ex bränslemix, tillgängliga produktionstekniker och storleken på fjärrvärmesystemet) de ekonomiska förutsättningarna. Regionala faktorer påverkar också såsom god tillgång till biobränsle, tillgång till naturgas eller om det finns tillgång till avfall och spillvärme. För att få en verklig bild av hur en förgasningsanläggning passar in i ett fjärrvärmesystem bör olika befintliga fjärrvärmesystem i Sverige undersökas. Som exempel kan nämnas Borås Energi som redan idag har en mycket stor andel biobränsle i sin bränslemix. Hur påverkar detta förutsättningarna för förgasning? I fallet med Ena Energi är utgångspunkten hur mycket mera el som kan produceras med olika produktionsalternativ. Båda fallstudierna har använts för att generalisera resultaten. En annan viktig aspekt i detta projekt är att det bygger på två fallstudier, där man kompletterar befintliga anläggningar för att öka den biobränslebaserade elproduktionen, vilket bedöms vara ett naturligt sätt för energibolagen att gå till väga vid en utbyggnad. Detta leder till att det finns ett antal olika begränsningar i systemet som måste vägas in vid dimensioneringen. De begränsande parametrar som är specifika för respektive anläggning beskrivs under respektive fallstudie. 3

2.4 Mål och målgrupp Målet med projektet är att undersöka de tekniska och ekonomiska förutsättningarna för förgasning av biobränsle alternativt pulvereldning i gasturbin för kraftvärmeproduktion i olika fjärrvärmesystem. Målgruppen för projektet är beslutsfattare på energibolag och målet är också att det ska kunna vara till hjälp för strategisk planering. 4

3 Litteraturstudie -Kraftvärmeproduktion baserad på gasturbindrift med biobränsle De biobränslebaserade kraftvärmetekniker som kan vara aktuella för gasturbindrift är: Termisk förgasning av biobränsle (biobränslet förgasas innan det bränns i gasturbinens brännkammare) Pulvereldning i en extern brännkammare (pulver av biobränsle förbränns i en extern brännkammare som ger rökgaser med lågt stoftinnehåll, de heta avgaserna expander därefter i turbindelen i gasturbinen) Biogas som producerats genom rötning används som bränsle i turbinen (den rötade gasen kan förbrännas direkt eller efter uppgradering) Bioolja, eller andra flytande förnyelsebara bränslen används som bränsle i gasturbinen. I denna rapport kommer endast de två första alternativen att behandlas. 3.1 Termisk förgasning Förgasning av biobränsle är en termokemisk process som ändrar biobränslets kemiska struktur, från fast fas till gasfas, vid hög temperatur (600 1000 o C). Den producerade gasen består av CO 2, CO, CH 4, H 2, H 2 O, små mängder C 2 -kolväten, inert gas från förgasningsmediet, kolpartiklar, tjära och aska. Sammansättningen av gasen beror på många olika parametrar såsom förgasningstemperatur, förgasningsmedium, förgasningstryck och typ av biobränsle. Den producerade gasen används som bränsle i gasmotor, pannor eller gasturbin [6]. Som förgasningsmedium används antingen luft, vilket ger en lågvärdig gas (LHV = ca 5 MJ/Nm 3 ), eller syrgas och vattenånga, vilket ger en mellanvärdig gas (LHV = 15-16 MJ/Nm 3 ). Trycksatt förgasning sker normalt vid 20 30 bar och vid en temperatur på ca 950 o C. Trycket beror på vad gasen ska användas till. Det lägre trycket är tillräckligt för enbart kraftvärmeproduktion, medan det högre trycket är aktuellt då gasen ska användas som syntesgas för tillverkning av bränsle, såsom DME eller metanol. Atmosfärisk förgasning sker strax över atmosfärstryck (1-2 bar) och en temperatur mellan 850 och 900 o C. Den producerade gasen innehåller tjäror, vilka spjälkas i en tjärkracker efter förgasaren. Gasen kyls, filtreras och tvättas därefter i en scrubber. Därefter används gasen som bränsle främst i gasturbiner eller gasmotorer, men även i pannor. För att få en uppfattning om förgasningsteknikens status finns nedan en sammanställning över ett urval av anläggningar i Europa som varit i drift sedan 2002 eller planeras att tas i drift [5], se Tabell 2. 5

Tabell 2. Exempel på förgasningsanläggningar i Europa som tagits i drift efter 2002 eller planeras att tas i drift [5] Table 2..Examples of gasification plants in Europé operated since 2002 or plane to be operated Land Belgien Belgien Danmark Danmark Finland Frankrike Tyskland Italien Holland Storbritanien Österrike Anläggning REGALprojektet Ruien Gjoel Skive Kokemäki Montpellier Freiburg Pavia Buggenum Lanchire farm Guessing Tillverkare Xylowatt Foster Wheeler TK Energy Carbona Condens Oy och VTT TKE CHOREN UET Darwin Business Partners Shell / NUON Biomass Engineering Repotec Bränsle Träflis från sågverk Bark, RT-flis Träflis Träflis Sågspån,flis, bark, torv Träflis RT-flis, sågspån Avfall och biomassa Kol, biomassa Salix, biomassa Flis Typ av förgasare Down-draft CFB Trestegs fastbäddsförg. CFB Fastbäddsförgasare Fastbäddsförgasare Down-draft Down-draft Tvåstegsförgasare Suspensionsförgasare Dubbelbäddsförgasare BFB/CFB Gas applikation CHP Gasmotor CHP Panna CHP Gasmotor CHP Gasmotor CHP Gasmotor CHP Gasmotor Gasmotor och FT-bränsle CHP Gasmotor CHP IGCC CHP Gasmotor CHP, Gasmotor Install. effekt MWth MWe 0,6 0,3 50 17 0,85 0,6 11,5 5,5 4,3 1,8 0,1 0,035-43 - 4,5-45 *) 0,3 0,25 8 2 Drifttagning Nov. 2002 Jan. 2003 Okt. 2005 April 2006 2005 Juni 2004 Slutet 2006 Okt. 2005 Maj 2005 2005 April 2002 *) Avser förgasaren, hela anläggningen är 250 MW 6

Trycksatt förgasning med integrerad kombicykel Trycksatt förgasning av biobränsle innebär att biobränsle, i form av flis eller pellets, förgasas med luft alternativt syrgas vanligen vid ett tryck mellan 20 och 30 bar. Förgasningsanläggningen förutsätts vara integrerad med en kombicykel (gasturbin- och ångturbincykel) för produktion av värme och el. Förgasningen sker vid en temperatur mellan 900 och 1000 o C. Den producerade gasen kyls till ca 400 o C, filtreras i ett högtemperaturfilter och förbränns därefter i gasturbinen. Värmen i avgaserna utnyttjas för att producera ånga till ångcykeln. I de fall flis används som bränsle kan det vara ett alternativ att integrera en tork till anläggningen, antingen en rökgastork eller ångtork. Torken krävs eftersom bränslets fukthalt vid förgasning inte bör överstiga ca 20 %. En demonstrationsanläggning baserad på trycksatt förgasning med integrerad kombicykel (BIGCC) byggdes i början av 1990-talet i Värnamo. Nedan följer en teknisk beskrivning av denna anläggning. Värnamo-anläggningen är dimensionerad för en bränsleeffekt på ca 18 MW. Eleffekten är ca 6MW e och värmeeffekten är ca 9 MW h. Vid normaldrift är trycket 18 bar och förgasningstemperaturen ligger på ca 950 o C [4]. I Figur 1 återfinns en förenklad bild av anläggningen i Värnamo. Förgasare Gaskylare Hetgasfilter Biobränsle Booster kompressor Gasturbin Ångturbin Fjärrvärme Avgaspanna Figur 1. Figure 1. Processbild över Värnamo-anläggningen Process flow sheet of the Värnamo plant Från lagersilon förs bränslet med en skruvtransportör till bränsleinmatningssystemet, bestående av en dagsilo vars utmatningssystem transporterar bränslet till ett tryckluftsystem. Här trycksätts materialet med inertgas innan det via en trycksatt 7

behållare matas in till förgasaren. Bäddmaterialet blandas med bränslet precis innan det matas in till förgasaren. Som förgasningsmedium används luft, vilket tappas av från gasturbinens kompressor. Den avtappade luften kyls, komprimeras i boosterkompressorn och återvärms innan den tillförs i förgasarbotten vid ca 200 250 o C. Förgasaren är en recirkulerande fluidiserande bädd reaktor, vilken är inmurad (slit- och isolerskikt) och för att säkerställa jämn temperatur är kärlet som är försett med en vattenmantel. Avskiljning av bäddmaterial och andra större partiklar sker i en inmurad cyklon. Återföringen sker via ett returrör till reaktorns undre del. I förgasarens botten finns ett utmatningssystem för aska. Den utmatade bottenaskan kyls och matas ut via ett slussystem till askhanteringssystemet för aska. Den producerade gasen lämnar förgasaren via cyklonens övre del och leds till efterföljande kylning och gasfilter. Kylningen sker i två steg, en strålnings- och en konvektionskylare, varvid mättad ånga produceras. Den kylda gasen (ca 400 o C) passerar ett hetgasfilter innan den leds till gasturbinen. Hetgasfiltret består av ett antal filterelement och stoftet från filtret matas ut via ett slussystem till askhanteringssystemet för flygaska. För tryckslussystem och renblåsningar samt för olika behov av inertgas, t ex vid avställning av förgasaren utnyttjas kvävgas. 3.1.1 Atmosfärisk förgasning med integrerad kombicykel Biobränsle, i form av flis eller pellets, förgasas med luft vid ett tryck strax över atmosfärstryck. Förgasningsanläggningen förutsätts vara integrerad med en kombicykel för produktion av värme och el. Exempel på anläggning är Arbre i England (8 MW e ) [8]. Denna teknik baseras på TPS s process, vilken beskrivs nedan. Det finns även exempel på mesa-ugnsförgasare vid bruken i Värö, Norrsundet och Karlsborg. Dessa bygger också på atmosfärisk förgasning. Vid förgasning i anläggningar större än ca 5 MW e sker förgasningen i en CFB-reaktor. Förgasaren är inmurad och i botten av reaktorn tas bottenaska ut. Luft används som fludiserings- och förgasningsmedia. En del av luften tas in i botten av reaktorn och resten en bit upp i reaktorn. Efter reaktorn finns en cyklon som avskiljer och återför partiklarna till förgasarens nedre del. Förgasningen sker vid en temperatur mellan 750 och 900 o C beroende av bränsle. Den producerade gasen innehåller tjäror, vilka spjälkas i en tjärkracker efter förgasaren. Tjärkrackern är uppbyggd på samma sätt som förgasaren, en inmurad reaktor med en cyklon. Tjärkrackern är inte nödvändig om gasen ska samförbrännas med annat bränsle i panna. Dolomit tillsätts som bäddmaterial och dess katalytiska egenskaper omvandlar tjärorna till gasformiga ämnen. Samtidigt omvandlas vätecyaniden till kvävgas och ammoniak. Gasen kyls till ca 200 o C och resterande stoft filtreras i ett konventionellt textilfilter. Innan komprimeringen kyls gasen ytterligare i en scrubber. Gasen och vattnet i scrubbern kommer i direkt kontakt med varandra varvid ytterligare kolväten, främst 8

naftalen, fälls ut i vattnet. Ammoniaken i gasen löser sig vattnet och för att optimera lösligheten ph-justeras vattnet. Den renade och kylda gasen komprimeras och förbrännas i gasturbinen. Värmen i avgaserna från gasturbinen utnyttjas för att producera ånga till ångcykeln [8]. I de fall flis används som bränsle kan det vara ett alternativ att integrera en tork till anläggningen, antingen en rökgastork eller ångtork 3.1.2 Jämförelse trycksatt och atmosfärisk förgasning med integrerad kombicykel Naturligtvis finns det både för- och nackdelar med de båda förgasningsteknikerna. Konstruktionsmässigt är en atmosfärisk förgasare enklare än en trycksatt förgasare. All utrustning mellan förgasare och gasturbin måste vara designade för tryck i en trycksatt förgasare. All in- och utmatning måste ske via slussningskärl och trycksättning respektive tryckavlastning. All utrustning för en trycksatt anläggning blir mindre än för motsvarande atmosfäriska anläggning. Detta är speciellt markant vid stora anläggningar. Som exempel kan nämnas att ytterdiametern för en 20 MW (bränsleeffekt) atmosfärisk förgasare är ca 2 gånger större än en dito trycksatt (ca 20 bar) förgasare, medan diametern för en 150 MW atmosfärisk förgasare är ca 3 gånger större än en dito trycksatt förgasare. Den producerade gasen som ska användas som bränsle i en integrerad kombicykel måste vara trycksatt innan den når brännkammaren i gasturbinen. Vid atmosfärisk förgasning krävs att gasen komprimeras. Detta kräver att gasen kyls för att inte kräva alltför mycket energi. Vid komprimeringen kommer tjäror att fällas ut, dels beroende på kylningen av gasen och dels på grund av det högre trycket. Vid trycksatt förgasning krävs ingen komprimering av den producerade gasen eftersom den redan är trycksatt. Tjärorna kan vara kvar i gasen och förbrännas i gasturbinen utan att ställa till problem. Tjäran har ett högt värmevärde och kommer därmed att bidra med energi. Komprimeringen av den producerade gasen förbrukar elenergi, vilket medför att elverkningsgraden för en atmosfärisk förgasningsanläggning blir lägre än för en trycksatt förgasningsanläggning. Elverkningsgraden för en atmosfärisk anläggning är ca 40 % jämfört med en trycksatt som har en elverkningsgrad på ca 45 %. Det bör observeras att de här nämnda elverkningsgraderna är ungefärliga och ska beaktas som en inbördes jämförelse. De exakta värdena beror bl a på anläggningens storlek, temperatur på gasen in till turbinen. 3.1.3 Övriga kraftvärmeapplikationer baserad på förgasning Det finns ett antal förgasningsanläggningar för kraftvärmeproduktion som just nu är under uppförande eller nyligen drifttagna i Danmark och Finland. Gemensamt för dessa är att de är mindre anläggningar och elproduktionen sker med gasmotorer. Denna kraftvärmeteknik ingår inte i detta projekt, men det bedöms ändå som intressant för förgasningsteknikens utveckling att några av projektet presenteras nedan. Skive, Danmark Anläggningen i Skive kommer att tas i drift under 2006 och bygger på Carbonakonceptet, se Figur 2. Kraftvärmeanläggningen producerar ca 5,5 MW el och 11,5 MW 9

värme. Anläggningen kommer att producera ca 70 % av Skives årliga fjärrvärmebehov och kommer att producera ca 40 GWh biobränslebaserad el [7]. Anläggningsdata: Allmänt: Årlig drifttid: 8000 h Teknisk livslängd: 15 år Konfiguration Fluidiserad bädd förgasare Lågt tryck (ca 2 bar) Fludiseringsmedia: Luft och ånga Tjärkrackning Gaskylning och skrubber Gasmotorer (3 st Jenbacher JMS620GS, à 2 MW e ) Kapacitet 20 MW bränsle (110 ton biomassa/dygn, träpellets, ca 9,5 % fukt) 5,4 MW el 11,5 MW fjärrvärme (94/50 o C) η e = 28 % η tot = 87 % Figur 2. Figure 2. Princip skiss över Carbona konceptet Principal flow sheet of the Carbona outline Kokemäki, Finland Anläggningen togs drift under 2005/2006 och bygger på Carbona och VTT:s NOVELkoncept. Anläggningen integreras till befintlig fjärrvärmeanläggning i Kokemäki, där spillvärme från befintlig anläggning utnyttjas för att torka bränslet. Anläggningsdata: Allmänt: 10

Investering ca 4,5 Meuro Konfiguration Fastbädd förgasare Lågt tryck Fludiseringmedia: Befuktad luft Tjärkrackning Gaskylning och skrubber Gasmotorer (1+2 st Jenbacher JMS316, à 0,6 MW e ) Kapacitet 7,2 MW bränsle 1,8 MW el 4,3 MW fjärrvärme η e = 26 % η tot = 85 % 3.2 Pulvereldning Idén med pulvereldning av biobränsle i en gasturbin bygger på PFBC-tekniken (Pressurised Fluidised Bed Combustion) vilken beskrivs i kapitel 3.2.1. Tanken är att träpulvret ska förbrännas i en trycksatt extern förbränningskammare och de heta förbränningsgaserna ska expandera i en turbin, se kapitel 3.2.2. 3.2.1 PFBC-tekniken Trycksatt fluidiserande bädd förbränning (PFBC) är en avancerad teknik för kraftproduktion. Den bygger på kombicykel teknik och genererar kraft från kol eller andra fastbränslen på ett rent och effektivt sätt. I en fluidiserande trycksatt bäddreaktor förbränns kol (eller andra fast bränslen) med trycksatt luft i en kalciumoxidbaserad bädd, som t ex kalksten eller dolomit, vid ett tryck på 12 16 bar. Förbränningsluften trycksätts med luft från gasturbinens kompressor. De trycksatta förbränningsgaserna från förbränningskammaren renas på partiklar och expanderar i gasturbinen varvid kraft genereras. Ångan genereras i tubsatsen vilken är placerad direkt i den fluidiserade bädden och leds därefter till en ångturbin, se Figur 3. De heta rökgaserna från gasturbinen utnyttjas i ekonomiser innan de leds in i stoftfilter till skorstenen. 11

Figur 3. Figure 3. Principskiss över PFBC-tekniken Flow sheet of PFBC technology I Tabell 3 nedan finns en sammanställning av ett antal PFBC-anläggningar [15]. Tabell 3. Sammanställning över PFBC-anläggningar [15]. Table 3. Compilation of PFBC plants Land Anläggning Tillverkare Bränsle Installerad effekt MW e MW v Sverige Värtan, Stockholm ABB Kol 140 224 Japan Karita ABB Kol 360 - Spanien Escatron ABB Kol 70 - Tyskland Cottbus ABB Kol 74 120 USA Brilliant, Ohio ABB Kol 70-3.2.2 Träpulvereldad gasturbin På slutet av 70-talet fanns det en pilotanläggning med träpulvereldad gasturbin i Menlo Park i Kalifornien, USA som bestod av en fluidiserande bädd med efterföljande högtemperaturgasrening [9]. Det har gjorts försök med det en träpulvereldad gasturbin i pilotskala (Rover IS/60, 45 kw) vid Energitekniskt centrum i Piteå [11], men detta försök är nedlagt. Vid Luleå Tekniska Universitet (LTU) i samarbete med Energitekniskt centrum i Piteå (ETC) har en träpulvereldad gasturbin med cyklonförgasare byggts och det har gjorts försök. Testkörningarna som gjordes skulle ha omfattat 100 timmars drift av gasturbinen och förgasaren men på grund av olika problem blev drifttiden begränsad till ca 6 timmar. Den korta drifttiden beror på många faktorer, främst material- och komponentproblem. Dessa bedöms kunna ha lösts om försöksprojektet hade haft en större budget. Processen är dock inte helt representativ för en gasturbin då den bara är i labbskalestorlek, men det visar att det finns stora problem med pulvereldad gasturbin. De problem som identifierats på biobränsleeldade gasturbiner är; problem med bränsleinmatning pga. det höga förbränningstrycket, oxidation orsakad av syre i avgaserna, korrosion orsakad av aska i gasen, beläggningar orsakade av askämnen, erosion orsakade av partiklar och vissa reglerproblem [9]. Oxidationsproblem i brännkammare och turbin kan uppstå vid temperaturer över 900 C när metallen reagerar med syre i gasen och då bildar metalloxid. Detta problem bör dock inte skilja särskilt mycket mellan drift med träpulver och konventionella gasturbinbränslen. Problemet kan dessutom minskas eller elimineras med hjälp av kylda skovlar och/eller kylt utlopp från brännkammaren. Troligen är detta svårt (och dyrt) att göra, speciellt på små turbiner. Ett av huvudproblemen vid biobränsleeldade gasturbiner är alkalikorrosion, särskilt vid turbininloppstemperaturer (TIT) över 800 C [9]. Träbränsle innehåller alkalimetaller och en liten mängd svavel. När alkalimetallerna reagerar med svavlet i bränslet vid förbränningen kan dessa bilda natriumsulfat (Na 2 SO 4 ) och kaliumsulfat (K 2 SO 4 ) i förgasad form. Dessa ämnen återgår till flytande och fast fas när sekundärluften blandas in i brännkammaren och temperaturen sänks. Då temperaturen sänkts till den nivån 12

kondenserar ämnen mot rotor och statordelar. De bildade dropparna är starkt korrosiva och reagerar med metallytan och bildar nya oxider och bryter ned den angripna ytan. Det går att begränsa korrosionseffekterna på några olika sätt. T ex att rena bränslet från korrosiva ämnen eller att använda särskilt resistenta turbinmaterial. Det går också att tillsätta kemiska tillsatser som minskar de korrosiva egenskaperna. Dessa metoder är givetvis kostsamma och måste jämföras kostnadsmässigt med alternativet att använda ett renare bränsle och på så sätt höja verkningsgraden. Bränslen med hög askhalt och särskilt hög NaCl- och Si- halt, vilka bidrar till att sänka askans smältpunkt, bör undvikas. Dessa bränslen bidrar till beläggningar på skovlar och andra turbindelar [9]. Siemens Industrial Gas Turbines (då ABB-Stal) har utvecklat en gasturbin (GT35P) där kolpulver används som bränsle. Gasturbinen har en lägre verkningsgrad än konventionella gasturbiner för att den är anpassad att klara högre stofthalter mm. Vid diskussion med Siemens Industrial Gas Turbines i november 2005 framkom det att generellt sett bedömer dom att enklare gasturbiner är de gasturbiner som lämpar sig bäst för att fungera vid eldning med träpulver. De gasturbiner som utvecklas idag bygger på naturgas som bränsle. Det är avancerad teknik som är utvecklad för höga elverkningsgrader och låga NO x -emissioner. Dessa gasturbiner bedöms inte som lämpliga för träpulvereldning. Det bör påpekas att idag vill turbintillverkarna endast leverera gasturbiner för konventionella bränslen som naturgas och olja. Detta beror på höga emissionskrav och av den nuvarande marknaden och tillverkarna tvingas därför att trimma sina turbiner till hög prestanda vilket i sin tur ställer höga krav på bränslet. Detta påverkar naturligtvis förutsättningarna för applikationerna både med förgasning av biobränsle och med pulvereldning av biobränsle, vilka studeras i detta projekt. 13

4 Metod Studien har utförts i form av två fallstudier; en på Borås Energi AB och en på ENA Energi AB. Syftet är som tidigare nämnts att komplettera befintliga anläggningar för att öka den biobränslebaserade elproduktionen. De två olika alternativen som studerats för att öka elproduktionen är förgasning av biobränsle och träpulvereldad gasturbin. Dessa studier baseras på de aktuella förutsättningar och begränsningar som finns vid de olika anläggningarna och fjärrvärmesystemen. De begränsande parametrar som är specifika för respektive anläggning beskrivs och diskuteras under respektive fallstudie. Baserat på dessa fallstudier har resultatet generaliserats. Detta har gjorts genom att studera de olika teknikerna (förgasning och träpulvereldad gasturbin) i fjärrvärmesystem med olika förutsättningar. De tre parametrar som varierats är storlek på fjärrvärmesystem (200, 600 och 1800 GWh), med respektive utan billig baslast i botten (avfall) och slutligen har installerad effekt på kraftvärmeanläggningen varierats. De ekonomiska utvärderingarna har gjorts genom att beräkna den årliga totala kostnaden (Mkr/år) för att producera och leverera den värmemängd som är aktuell i fjärrvärmesystemen. I totalkostnaden ingår intäkter från el och eventuella el-certifikat. För att utvärdera de ekonomiska förutsättningarna har jämförelse gjorts med konventionell biobränslebaserad kraftvärme, dvs en ångcykel (Bio-CHP), och med naturgaseldad kombianläggning (NGCC). Det har även utförts en ekonomisk känslighetsanalys på beräkningarna. Med utgångspunkt från grundfallet, har följande parametrar varierats uppåt och nedåt: Elpris Biobränslepris Naturgaspris Elcerifikat Värdet på utsläppsrätter (CO 2 ) Investeringskostnad på förgasningsanläggning Vid känslighetsanalysen har endast en parameter varierats åt gången. Nivåerna för grundfallet och högsta respektive lägsta värde redovisas i kapitel 5 samt i bilaga C. Den ökade biobränslebaserade elproduktionen medför att CO 2 -emissionerna minskar. Storleken på minskningen beror på vilken alternativ elproduktion som ligger på marginalen. Eftersom förgasning bedöms vara en framtida teknik är det viktigt att göra jämförelser med de alternativa produktionstekniker som bedöms finnas då förgasning är aktuell. Vid utvärderingen av CO 2 -minskningen har jämförelse gjorts med 4 tekniker som representerar alternativet idag och troliga framtida tekniker, se Tabell 4. 14

Tabell 4. Elverkningsgrad och CO 2 -utsläpp från olika alternativa elproduktionstekniker på marginalen. Table 4. Electrical efficiency and CO 2 emissions associated with different marginal power generation technology Elproduktionsteknik Tidsperspektiv *) η e Mängd CO 2 [kg/mwh e ] [%] Kolkondens Idag 42 779 Avancerad kolkondens 5-10 år 45 727 NGCC (kondens) 5-10 år 58 350 Kolkondens med CO 2 sep. 10-20 år 36 91 *) Tidsperspektivet avser tid tills tekniken bedöms utgöra marginalproduktionsteknik. Elverkningsgraden för ovanstående tekniker är ett medelvärde (uppskattat) för de anläggningar som producerar el på marginalen i det aktuella tidsperspektivet. Minskningen av CO 2 -utsläppen har beräknats enligt nedanstående formel: CO 2 = (W el, idag W el,ny teknik ) * m CO2,alternativ Där CO 2 = minskningen av CO 2 -utsläpp [kg/år] W el, idag = producerad el idag [MWh/år] W el,ny teknik = producerad el med den nya tekniken [MWh/år] m CO2,alternativ = CO 2 -utsläpp för marginal elproduktionen [kg/mwh] 15

5 Ekonomiska förutsättningar De beräkningar som genomförts för de olika teknikerna i syfte att öka elproduktionen är främst årskostnaden för värmeproduktionen där intäkter från elförsäljning samt elcertifikat har tillgodoräknats. Beräkningar har gjorts enligt annuitetsmetoden med 6 % real kalkylränta och 20 års avskrivningstid oavsett storlek på investeringen. Alla beräkningar har utgått från en uppsättning grundförutsättningar för investeringskostnader, bränslekostnader, skatter och avgifter. Några av dessa parametrar har sedan varierats i en känslighetsanalys. I känslighetsanalysen har enbart en parameter ändrats åt gången. I bilaga C finns en tabell över alla ekonomiska förutsättningar i grundfallet samt parametervariationen i känslighetsanalysen. 5.1 Investeringskostnader Investeringskostnaderna för nya anläggningar har till stor del hämtats från Elforsks rapport El från nya anläggningar 2003 [17] samt [18]. I Tabell 5 redogörs för de olika teknikerna och kostnaderna för dessa i kr/kw el. Tabell 5. Investeringskostnader för olika tekniker Table 5. Investment cost for different technologies Storlek (värme) kr/kw el kr/kw el Förgasningsanläggning *) 20MW-100MW 13 300 21 500 Ny biobränsle CHP 20MW-100MW 14 300 21 300 Ny naturgaseldad kombicykel 20MW-100MW 7000 8900 Pulvereldad gasturbin 3MW (el) 25 Mkr *) Avser trycksatt förgasningsanläggning med integrerad kombicykel (BIGCC) Investeringskostnaden för en förgasningsanläggning är fortfarande mycket osäker så därför har denna kostnad i känslighetsanalysen varierats uppåt och nedåt gentemot grundfallet ovan. 5.2 Drifts- och underhållskostnader De åliga kostnaderna för drift- och underhåll av anläggningarna är uppdelade på en rörlig del (drift och aska) och en fast del som innefattar personal och underhåll. Underhållskostnaden är uppskattad till 2,5 % av den årliga avskrivningen och personalkostnaden till ca 8 miljoner kr oberoende storleken på anläggningen. 5.3 Elpris och bränslekostnad Att prognostisera priserna för el och bränslen i framtiden är en mycket komplex uppgift och styrs av en rad faktorer så som tillgänglighet på bränsle, skatter, politiska styrmedel, stabiliteten på världsmarknaden mm. I denna studie har grundfallet utgått ifrån dagens nivå (dvs. hösten 2005) på bränsle- och elpriser och sedan varierats med ett max- och ett minvärde i ett försök att skatta ovan beskrivna osäkerheter (se Tabell 6). Inga etableringskostnader för att dra fram naturgas har tagits med i beräkningarna men däremot en fast årlig kostnad på 0,8 Mkr oberoende av storleken på anläggningen. 16

Tabell 6. Priser för el och bränsle Table 6. Fuel and electricity prices Min Grundstudie Max Elpris [kr/mwh el ] 200 300 400 Biobränsle- träflis [kr/mwh br ] 100 150 200 Biobränsle pellets [kr/mwh br ] 150 200 250 Naturgas [kr/mwh br ] 150 250 350 5.4 Styrmedel Värdet på de aktuella politiska styrmedlen såsom skatter, elcertifikat och utsläppsrättigheter i beräkningarna ligger på dagens nivå (hösten 2005). Dock har hänsyn tagits till två förslag som troligtvis kommer att accepteras inom kort. Det ena förslaget gäller kraftvärme, där det föreslås att kraftvärmeproduktion ska vara undantagen skatt. Det andra liggande förslaget är att elproduktion från avfallsbaserad kraftvärme inte ska vara berättigat till elcertifikat. I beräkningarna är grundvärdet för elcertifikat 220 kr/mwh el och utsläppsrättigheter 200 kr/ton. I känslighetsanalysen här värdena på dessa varierats, se i Tabell 7. Tabell 7. Avgifter för elcertifikat och utsläppsrättigheter Table 7. Costs associated to renewable energy certificate and CO 2 emissions Min Grundstudie Max Elcertifikat [kr/mwh el ] 140 220 300 Utsläppsrättighet för CO 2 [kr/ton] 100 200 300 17

6 Fallstudie 1: Borås Energi AB 6.1 Bakgrund Vid Borås Energi har förutsättningarna för att ersätta befintliga biobränslepannor med ångturbincykel (ca 100 MW värme) med förgasningsteknik med integrerad kombicykel för att öka elproduktionen undersökts. Förutsättningarna har bedömts utifrån dagens fjärrvärmesystem i Borås. I fjärrvärmesystemet finns ett avfallskraftvärmeverk, ett biobränslekraftvärmeverk, värmepump samt gasol-, el- och oljepannor för spetslast. Det planeras att bygga en ackumulatortank med en kapacitet på 1,5 GWh. Fjärrvärmebehovet är ca 600 GWh värme, vilket täcks till en stor del av biobränsle (ca 60 %) och av avfall (ca 35 %). Elproduktionen är ca 133 GWh årligen. Det avfallseldade kraftvärmeverket består av 2 st pannor á 20 MW bränsle, vilket ger ca 30 MW värme. Detta kraftvärmeverk drivs som baslast, se varaktighetsdiagram i Figur 4. 170 16 0 150 14 0 13 0 12 0 Värmeeffekt (MW) 110 10 0 90 80 70 60 50 Biobränsle 40 30 20 10 Avfall 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Tid (h) Figur 4. Figure 4. Varaktighetsdiagram för Borås Energi med last och produktion Duration curve for Borås Energi district heating system I systemet finns dessutom en ångtork för biobränsle med en för hög torkkapacitet för de befintliga biobränslepannorna. Ångtorkens kapacitet är dock tillräcklig för erforderlig bränslemängd till en 100 MW v förgasningsanläggning 18

6.2 Förutsättningar Vid Borås Energi är det i första hand förgasningsteknikens förutsättningar som ska studeras. Syftet är att undersöka om det är tekniskt och ekonomiskt rimligt att ersätta befintliga biobränslebaserad kraftvärme (ångcykel) med en förgasningsanläggning med kombicykel för att öka elproduktionen med samma värmeunderlag. Endast trycksatt förgasning har studerats se avsnitt 3.1.2. Vid beräkningarna så har det avfallseldade verket fått ligga som baslast (se Figur 5). De befintliga biopannorna på 100 MW värme har sedan ersatts av en lika stor förgasningsanläggning (100 MW värme). Jämförande beräkningar har även genomförts för 100 MW biobränslebaserad konventionell ångcykel (Bio-CHP) samt en 100 MW naturgaskombicykel (NGCC). Fallet med NGCC ser i varaktighetsdiagrammet likadant ut som för 100 MW förgasning och finns därför inte med i Figur 5. För att förenkla modellen så har sedan en gasoleldad panna lagts som topplast i alla tre fallen. Förgasning (FG) 100 MW Bio-CHP 100 MW 220 220 200 200 180 180 160 160 Effekt ( MW) 140 120 100 80 60 40 FG 100MW Gasol Effekt (MW) 140 120 100 20 0 Avfall 0 750 1500 2250 3000 3750 4500 5250 6000 6750 7500 8250 80 60 40 Bio-CHP 100MW Gasol 20 0 Avfall 0 750 1500 2250 3000 3750 4500 5250 6000 6750 7500 8250 Tid (h) Tid (h) Figur 5. Figure 5. Varaktighetsdiagram för Borås Energis värmelast med 100 MW förgasning och 100MW Bio-CHP Duration curve for Borås Energi with a 100 MW IGCC plant and 100 MW biofuel CHP plant respectively. Dellastegenskaper hos gasturbinen i en förgasningsanläggning gör att minsta lasten är 60% av maximala lasten och då blir utnyttjningstiden lägre än 3000 h i de studerade fallet. Ett sätt att öka uttnyttjningstiden är att köra anläggningen som en ren kondensanläggning resten av tiden som den inte används för värmeproduktion. Det har här antagits att det går att kyla bort eller dumpa den överblivna värme i det existerande fjärrvärmesystemet utan några stora åtgärder. Vid denna bräkning har det antagits att anläggningen står stilla under 8 veckor sommartid. Beräkningarna har 19

förenklats så att de enda kostnader som ökar är kostnaderna för ökade bränslevolymer (bränsle + aska) samt kostnader för ökad drifttid (driftkostnader). De fullständiga anläggningstekniska förutsättningarna finns i bilaga A. I Tabell 8 nedan listas alfa-värde samt total verkningsgrad som ansatts för de olika teknikerna. Total verkninggraden för konventionell biobränslekraftvärme inkluderar rökgaskondensering. Den konventionella Bio-CHP har här ett alfa på 0,32 vilket ligger i det lägre skiktet jämfört med existerande anläggningar av denna storlek. Motsvarande ångdata är ca 110bar/530 C för en anläggning med 30 MW el samt alfa 0,39 [13]. Tabell 8. Anläggningstekniska förutsättningar Table 8. Technical performance for the different type of plants Alfa-värde Totalverkningsgrad (%) Förgasning (BIGCC), 100 MW (värme) 0,98 90 Konventionell bio CHP, 100 MW (värme) 0,32 110 Naturgaskombi, 100 MW (värme) 1,00 90 6.3 Resultat 6.3.1 Ökad elproduktion Elproduktionen för Borås Energi som är ca 130 GWh ökar i alla undersökta fall, se Figur 6. För förgasningsanläggningen och naturgaskombin är elproduktionen närmare 135 % högre än dagsläget (rödstreckade linjen), detta trots att dessa har en utnyttjningstid på mindre än 3000 h/år. En ny bioeldad CHP skulle ge ca 28 % mera el än dagens system i Borås. Om förgasningsanläggningen tillåts köras som kondenssvans med ett antagande om en avställning med 8 veckor per år blir elproduktionen hela 475 % högre. Elproduktion GWh/år 800,0 600,0 GWh 400,0 200,0 0,0 100 MW FG 100 MW BioCHP 100 MW NGCC 100 MW FG+kondens Figur 6. Figure 6. Elproduktionen i Borås vid olika investeringsalternativ Power generation for Borås at different alternatives 20

6.3.2 Ekonomi Vid ekonomiska jämförelser av alternativen så är det den totala kostnaden för att täcka hela värmebehovet på ca 600 GWh som har studerats. Här har även intäkter från elförsäljning samt el-certifikat räknats in. Utöver grundfallet, där förutsättningar presenterades i kapitel 5, har även en känslighetsanalys utförts där ekonomiska förutsättningar har varierats enligt bilaga C. Förgasningsanläggning Det är tydligt att med dagens förutsättningar är förgasningstekniken inget ekonomiskt alternativ för Borås Energi så länge som det är värmeunderlaget som styr. FG ligger i alla scenarier mellan den billigare konventionella bio-chp och den dyrare NGCC se Figur 7. Om däremot anläggningen planeras köras som en ren kondens under resten av tiden som det inte finns värmeunderlag blir det mycket intressant då den istället blir billigast i de flesta scenarier. Konventionell Bio-CHP I dagsläget är det den konventionella biobränsleeldade CHP anläggningen som är den dominerande i Sverige vid nyinvesteringar och även denna studie stöder detta. Anledningarna är flera där den relativt låga investeringskostnaden väger tungt men även det faktum att den har bättre dellatsegenskaper (det går att köra ner till ca 30 % av maxlast) än förgasaren samt en bättre pannverkningsgrad. Även en konventionell Bio- CHP kan köras som kondens -anläggning genom att kyla bort fjärrvärme. Detta har dock inte studerats i detta projekt eftersom det inte var huvudsyftet med studien. Totalkostnad för olika tekniker och scenarier 300,0 250,0 200,0 Mkr 150,0 100,0 50,0 0,0 Grund Elpris 200 Elpris 400 Elcert 140 Elcert 300 Biopris 100 Biopris 200 Hög Låg invest. FG invest. FG 100 MW FG 100 MW BioCHP 100 MW NGCC 100 MW FG+kondens Figur 7. Jämförelse av kostnaden för värmeproduktion under ett år med olika tekniker och olika scenarier Figure 7. Heat production cost by a year with different production technologies and scenarios 21

Naturgaseldad kombicykel (NGCC) Den naturgaseldade kombicykeln har mycket svårt att konkurrera med de övriga teknikerna. Kostnaden för naturgaskombin ligger hela 30 % över förgasaren och 140 % över den konventionella Bio-CHP i grundfallet. I alla scenarier ligger den högst i kostnader. Investeringskostnaden är relativt låg men bränslepriset är högt och NGCC:n får inte tillgodoräkna sig el-certifikat för den sålda elen. Den bestraffas även i form av utsläppsrättigheter som skall betalas. Eftersom det är ett orealistiskt alternativ med en naturgaskombi för Borås Energi i dagsläget då det inte finns ledningsbunden naturgas i närheten så har ingen känslighetsanalys gjorts i detta kapitel. I generaliseringen i kapitel 8.4 finns en sådan analys med varierat naturgaspris samt värdet på utsläppsrätter för CO 2. 6.3.3 Miljö Energisektorns totala utsläpp av CO 2 i Sverige var år 2003 51,2 miljoner ton[1]. Resultaten, se Tabell 9, av miljöberäkningarna visar att genom en investering i en förgasningsanläggning baserad på biobränsle kan Borås Energi minska landets utsläpp med som mest 0, 24 % om man jämför mot en kolkondensanläggning på marginalen. Dessa anläggningar finns i Danmark. Mer realistiskt är det att jämföra mot en naturgaskondensanläggning och då blir minskningen 0,1 %. Värt att notera är att om Borås istället investerar i en naturgaskombi så kommer utsläppen från energisektorn i Sverige att öka med 0,1 %. Tabell 9. Minskning av CO 2 utsläpp i ton/år jämfört med olika tänkta elproduktionsanläggningar i Norden på marginalen. Table 9. CO 2 emission reducing for different CHP technologies with different marginal power generation technology CO 2 minskning [ton/år] Kolkondens Avancerad kolkondens Naturgaskombi (kondens) Kolkondens med CO 2 -sep. FG 120 745 112 685 54 250 14 105 Ny Bio-CHP 14 801 13 813 6 650 1 729 NGCC 14 021 5 597-55 477-97 435 FG+kondens 468 179 436 927 210 350 54 691 Minustecken innebär en ökning av CO 2 -utsläppen Anledningen till att CO 2 -utsläppen ökar i fallet med NGCC när naturgaskombi (kondens) respektive kolkondens med CO 2 -avskiljning ligger på marginalen är att en NGCC-anläggning i fjärrvärmeapplikation genererar 447 kg CO 2 /MWh e (η e =0,45 och α=1). Detta ska jämföras med att en naturgaskombi (kondens) genererar 350 kg CO 2 /MWh e respektive med att kolkondens med CO 2 -avskiljning genererar 91 kg CO 2 /MWh e (se Tabell 4). 6.4 Diskussion och slutsatser Det är tydligt att med givna förutsättningar i Borås så har förgasningsanläggningen svårt att konkurrera med en konventionell Bio-CHP. I kap 0 har en studie gjorts där storleken 22