Decentrale kraftvarmeanlæg

Transkript

1 Decentrale kraftvarmeanlæg - status for 21 Energistyrelsens opfølgningsprogram for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

2 Indhold Indhold Opfølgningsprogrammet 3 Værkernes drift i Grenaa Junckers Produktion og drift i 21 8 Nøgletal 8 Driftstimer 8 Brændselsforbrug 8 El og varmeproduktion 8 Totalvirkningsgrad 9 Elvirkningsgrad 9 Analyse af de indsamlede data 1 Elvirkningsgrad 1 Gennemsnitlig eleffekt 1 Egetforbruget af el 11 Forbruget af vand 11 Halm og fliskedlen på enstedværket var i 21 Danmarks største biofyrede kraftværkskedel. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler - status for 21 Udgivet af: Energistyrelsen Amaliegade København K Tlf Fax e-post:ens@ens.dk Redaktion: Tekst: Tryk: Oplag: Henrik Flyver Christiansen og Torben Skøtt. Redaktionen er afsluttet den 12. juni 22. Henrik Flyver Christiansen CS Grafisk 2.5 stk. Foside: Grenaa Kraftvarmeværk Foto side 5, tv.: Mogens Carreby/Elkraft Øvrige fotos: Torben Skøtt/BioPress Publikationen kan citeres med tydelig kildeangivelse. 2 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

3 Opfølgningsprogrammet Opfølgningsprogrammet I 1986 indgik den danske regering en energipolitisk aftale, der blandt andet indebar en målsætning om, at der frem til 1995 skulle foretages en udbygning med decentrale kraftvarmeværker med en samlet elektrisk effekt på 45 MW. Værkerne skulle fyres med indenlandske brændsler som halm, træ, affald, biogas og naturgas. I 199 indgik regeringen yderligere en aftale om anvendelse af naturgas og biomasse. Herved blev de enkelte fjernvarmeselskaber påbudt at benytte bestemte brændsler. Udbygningen eller omstillingen af især olie- og kulfyrede enheder skete fortrinsvis til naturgasbaseret kraftvarme samt til biomassebaseret varmeproduktion. Teknologierne til kombineret el- og varmeproduktion på basis af biomasse var på det tidspunkt ikke udviklet til et kommercielt niveau. Elsektoren havde dog - efter et politisk påbud - bygget de første dampbaserede kraftvarmeværker til halm, og mange steder blev der forsket i nye teknologier som biogas, forgasningsanlæg og stirlingmotorer. Selve dampteknologien har i mange år været kendt teknologi, men håndtering og afbrænding af biobrændslerne har krævet, og vil fortsat kræve, en del udviklingsarbejde. Til de mindre anlæg er dampturbiner ikke specielt velegnet. Anlægsomkostningerne per MWh vil normalt blive for høje og man vil ikke kunne opnå en fornuftig elvirkningsgrad. Derfor satses der i højere grad på at få udviklet forgasningsteknologien og stirlingmotoren til de mindre anlæg. På biogasområdet havde der siden 1988, været et opfølgningsprogram under Koordineringsudvalget for biogasfællesanlæg. Tilsvarende iværksatte Energistyrelsen i 1995 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler for på den måde at koordinere og optimere udviklingen på området. Siden da er aktiviteterne løbende blevet udvidet og nedlagt i takt med behovet. Programmet har sekretariat og styres fra Energistyrelsen. Det faglige arbejde er uddelegeret til forskellige GTS-institutter, universiteter, specialister med videre. Den samlede indsats var først fuldt udbygget i Folketingsvalget ultimo 21 resulterede i et regeringsskifte og nedlæggelse af bl.a. Udviklingsprogrammet for Vedvarende Energi, som hidtil havde finansieret opfølgningsprogrammets aktiviteter. Det blev dog besluttet at yde tilskud til afvikling og afrapportering af programmet. Status 21 rapporterer således årets produktionsresultaterne fra anlæggene. Yderligere udgives ultimo 22 en programbeskrivelse, en anlægsbeskrivelse med analyse af teknologierne samt en selskabs- og samfundsøkonomisk analyse af de demonstrationsanlæg, der har modtaget statstilskud til anlægsetablering. Opfølgningsprogrammet omfattede i 21 fjorten demonstrationsanlæg, som fordeler sig på forskellige brændsler og teknologier. Eleffekt brutto Anlæg Idriftsat Teknologi Tryk Temperatur Dampmængde Varmeydelse Virkningsgrad el Virkningsgrad total Akkumuleringstank År - bar grader C tons/h MW MJ/s procent procent m 3 Ansager 21 Forg./stirling ,35 1, , 1 8, Dampturbine ,2 5, , ,5 1 88, Dampturbine , 39,7 1 88, 5 41, Grenaa 1992 Dampturbine , 19,6 1 6, 1 22, Forgasning ,5 1 4, 1 23,4 1 85, Dampturbine , 5,4 1 13, 1 25,4 1 86, Forgasning ,8,6 1 3,1 1 14,6 1 88, Forgasning - - -,13 1, ,7 1 8, 1 - Junckers Dampturbine , 9,5 1-2, Junckers Dampturbine , 16,4 1-29, Dampturbine ,4 1,1 1 23, 1 28,1 1 91, Dampturbine , 3, 1 67, 1 27, 1 87, Dampturbine ,8 2,55 1 7,5 1 22,8 1 89, Dampturbine ,7 12,2 1 23,4 1 31,9 1 93, Dampturbine , 12,3 1 28, 1 29, 1 92, Tabel 1. Data for de biomassefyrede kraftvarmeanlæg, der deltager i Energistyrelsens opfølgningsprogram % last % last 3. 15,1 MJ/sekund med kondensering % med kondensering 5. Kedelydelse 6. Motordrift uden kondensering. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 3

4 Værkernes drift Værkernes drift i 21 Ansager Sammenkoblingen af en modstrømsforgasser og en stirlingmotor har givet større problemer end forventet. Anlægget har i hele 21 været under indkøring og ombygning; derfor opgives der ikke data for anlægget. Der har i løbet af året været arbejdet med følgende problemer: tilstopning af indfødning, svingende forbrænding i gasbrænder, forkerte isoleringsmaterialer, svingende hedertemperatur på motor, kondensering af tjære og ikke mindst problemer med to styringer som efterfølgende er reduceret til en fælles styring. Med udgangen af året havde anlægget kørt ca. 2 timer og de fleste børnesygdomme var fjernet således at der forventes en mere stabil drift i 22. Anlægget var, i januar ude et døgn i forbindelse med rensning af economiseren, og i februar ude i 13 timer under reparation af et rør. I årets tre første måneder var røggaskondensatoren indkoblet hele tiden, hvilket i marts resulteret i den hidtil højeste totalvirkningsgrad på 9,4%. Dette niveau er imidlertid stadig mere end 1% under garantidata for anlægget. I april var produktionen lidt svingende da der blev benyttet en blandinger af tørre og våde brændsler som kræver hyppige justeringer af forbrændingen. Resultatet var da også en lavere virkningsgrad og dårligere udbrændingsgrad. Fremover vil anlægget benytte større brændselscharges for at stabilisere brændværdien og hermed omsætningen. I maj blev der gennemført en garantiprøve efter reparationerne pga. turbinehavariet i november I sommer perioden blevet anlægget startet og stoppet på alle hverdage, og i august gennemførtes revisionen over 14 dage. Fjernvarmen blev da produceret på de gamle kedler. Varmeproduktionen i statistikken er kun fra kraftvarmeanlægget. Sommerrevisionen på turbinen bevirkede at de rystelser der tidligere forekom nu næsten er forsvundet. I november måtte produktionen stoppes i 6 timer pga. et overgravet højspændingskabel. I december blev SRO anlægget opdateret to gange hvormed brændselsopgørelsen blev behæftet med småfejl. Halm og fliskedlen, der i 21 er Danmarks største biofyrede kraftværkskedel blev idriftsat i 1998 som en parallelblok til den kulfyrede blok - EV3, med hvilken den også deler turbinen. Halmkedlen er basiskedlen og fliskedlen foretager overhedning af dampen, de opgivet driftstimer er for halmkedlen. Hverken månedernes varmeproduktion eller forbrug opgives, derfor er der ikke udregnet en totalvirkningsgrad for anlægget. På grund af overheder havariet i 2 og efterfølgende reparation, hvor overhederrørene fik pålagt korrosions beskyttende overflade, blev anlægget først sat i drift ultimo marts måned. Kedlerne var i resten af 21 i stabil drift på nær under sommerrevisionen i juni måned. Grenå Grenaa Kraftvarmeværk er idriftsat i 1992 og samfyrer kul og halm i en cirkulerende fluid bed, desuden modtager værket hedvand fra et nærliggende affaldskedel og levere procesdamp til flere industrier i byen. Værket har på nær i to perioder været i stabil drift hele året. Den første periode var ved den planlagte sommerrevision som fandt sted ultimo maj til primo juni. Den anden periode var i november, hvor der opstod tilstopninger ved tilbageføringen af bed sandet fra cyklonen. Biobrændslerne har på energibasis udgjort 45-5% af brændselsforbruget. Ud over halm afbrænder anlægget shea- og solsikkeskaller samt frøafrens. Ultimo 2 gik membranerne i tjærevands renseanlægget i stykker pga. phenol. Motordriften begrænses 4 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

5 Værkernes drift hermed igennem hele året, da det er nødvendig at bortskaffe tjærevandet ved afbrænding i gaskedlen. De opgivet driftstimer er summen for de to motorer. I marts kom Motor 2 igen i drift efter at røggasveksleren var repareret for tæringer. Samtidig opgav leverandøren af tjærevands membran filtreringen endeligt at få det til at fungere. Igennem foråret gennemføres der løbende forsøg med andre renseteknologier. Forgasningsanlægget var ude af drift mellem 23/5 og 13/6 i forbindelse med den årlige revision. I den forbindelse blev forgasserens maksimael ydelse øget ved at mindske trykfaldet over risten, således at der fremtidig skulle være gas nok til begge motorer. I perioden er den tykke tjærefraktion med succes blevet afbrændt i oliekedlen. I forbindelse med den igangværende revision af emissionsbekendtgørelsen er der gennemført målinger med særlig fokus på PAH-emissionen i skorstenen, resultater viser, at motorerne destruerer ca. 99% af rågassens PAH er. I august sendte man det norske tjærevands anlæg retur, så der blev plads til at installere det nye pilotanlæg, hvor vandet afdampes så tjæreresten bliver tilbage. Efter sommerrevisionen har driften af forgas- seren og gasmotorerne været problemfri. I september er brænderen for den lagrede tykke tjære fraktion blevet indreguleret, således at den fremtidig kan dække varmebehovet i forbindelse med revision, reserve- og spidslast. I slutningen af september installerede Jenbächer en testkatalysator for en delstrøm af røggassen. Katalysatoren var resten af året i stabil drift og resultater indikere en væsentlig reduktion af CO-indholdet i røggassen. Der opsamles løbende data vedr. tryk, temperatur og virkningsgrad så levetiden kan bestemmes. Pilotanlægget for rensning af den lette tjærevands fraktion kom i stabil drift i oktober. Det behandler 4-7 liter/time (fuldlast ca. 1 l) og spildevandsprøver bekræfter, at spildevandet rigeligt overholder normerne for udledning til det kommunale rensningsanlæg. Gaskedelen blev renset i november og igen var der stor tæring og utætheder ved røgrørene som måtte repareres. Tjærevands rensning på pilotanlægget forløber nu så fint, at design af fuldskala anlægget igangsættes. I december blev asketallerkens vandlås øget med 1 mm, da den ofte er blæst ud ved maksimal last. Desuden blev gasforvarmeren før motorerne fjernet og ombygningen af kølevandet til fuldskala tjære renseanlægget påbegyndt. Driften har igennem hele året været stabil og produktionen har været tilpasset varmebehovet. Sommerrevisionen blev gennemført fra den 31. august til den 19. september. I den forbindelse er spildevandsmåleren udskiftet og fjernvarmemålerne kalibreret. I april blev forskellige timetællere skiftet og i juli blev brændselslageret fyldt op. I gennem hele året er de opgivne data i forhold til de indvejede mængder og ikke den indfyrede mængde da denne ikke måles, herved opstår der usikkerhed for de enkeltes måneders præ -stationer. Frem til og med juni måned er data baseret på kranvægten, men da det viste sig at denne var fejlbehæftet er den indfyrede mængde efterfølgende beregnet ud fra en skønnet virkningsgrad på 87%. Ved årsafslutningen viste en opgørelse at den i snit havde været 87,5%. I januar forårsagede reparation af turbinen og overhederen, samt udskiftning af et kabel mellem generator og transformer, at anlægget ikke producerede elektricitet i 7 dage. Sommerrevisionen blev gennemført på 1½ uge i august måned og den primære opgave i år har været udskiftningen af overhederne samt 2/3 af støbejernsristene. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 5

6 Værkernes drift I september startede installationen af en røggaskondensator samt nedlægningen af ca. 4 km fjernvarmerør for samdrift mellem og Rødekro for at opnå et større afsætningsmarked. Røggaskondensatoren blev idriftsat med udgangen af december måned. Motoren blev i januar adskilt og renset for tjære. I den forbindelse undersøgte man tjæreproblemerne og foretog nogle mindre ændringer. Teknologisk Institut foretog i februar gasmålinger, og på baggrund heraf blev forskellige ændringer af forgasseren gennemført for at forbedre processen. Yderligere blev anlægget i måneden udsat for overspænding i elnettet, som resulterede i, at en del elektriske installationer blev ødelagt. Overspændingsskaden var skyld i at vejecellen var ude af drift i marts. I marts blev der gennemført forsøgskørsel efter ombygningen i februar hvor bl.a. brændselsniveauet blev varieret. Resultatet var et lavere tjæreindhold i gassen og tillægges udskiftningen af herden og hermed en stabil koksbed. Teknologisk Institut har kontinuerlig målt på gassammensætningen og støvbelastningen og noget overraskende varierede både metan- og støvindhold en del. Den 2. marts steg tjæreindholdet pludselig og der var igen opstået utætheder i stålforingen. Ved den efterfølgende reparation blev stålforingen ændret, en ny tragt med snegl under risten isat, en askecontainer under vakuum isat samt halvdelen af ristelamellerne blev udskiftet, således at gennemfaldsarealet halveres og der hermed opnås en bedre udbrændingsgrad og lavere støvbelastningen. Maj og juni har igen været præget af forskellige ombygninger og forsøg, hvor brændselshøjden, lufttilsætning og brændslets fald gennem forgasseren er blevet varieret. Resultatet heraf er en stabil kontinuerlig brændselstilførsel samt et ombygget stabilt lufttæt askesystem. I august blev der i indeværende år gennemført den første 24 timers kørsel med motoren uden nævneværdige problemer med en meget vanskelig industriflis. Desuden blev der installeret en omrøre i forgasseren. Fra oktober og resten af året er varmen alene produceret på oliekedlen, da der opstod en revne i stålforingen som leder pyrolysegassen (tjære) gennem krakningszonen. Forgasseren blev efterfølgende adskilt og resten af året blev der arbejdet med redesign af anlægget. Junckers Anlægget har igennem hele året været i meget stabil drift. Blok 8 havde i januar 49 udetimer i forbindelse med et planlagt stop, hvor man udskiftede egetforbrugs trafo en. Begge anlæg havde i marts enkelte kortvarige udfald, hvilket også var tilfældet for blok 7 i april. Blok 8 blev i april taget ud af produktion i en længere periode for at gennemgå en konstruktiv ændring af tætningen af risten i fyrrummet. I maj og juni var der et enkelt kortvarigt udfald på blok 8 grundet en mindre generatorfejl. Begge blokke var i juli måned ude af drift i godt 3 uger i forbindelse med sommerrevisionen. Yderligere blev en mindre generatorfejl på blok 8 udbedret i august. Energi E2 har pr. 17/8-21 overtaget blokkene. Blok 7 havde i september nogle udfald, mens blok 8 har været ude af drift i 5 timer i samme måned i forbindelse med en planlagt reparation. I oktober har begge blokke kørt uden afbrydelser, dvs. 744 timer + 1 time i forbindelse med skiftet fra sommertil vintertid. Anlægget har igennem hele året været i stabil drift tilpasset varmebehovet. Sommerrevision blev gennemført i august. I gennem hele året er de opgivne data i forhold til de indvejede mængder og ikke den indfyrede mængde da denne ikke måles, herved opstår der usikkerhed for de enkeltes måneders præstationer. Junckers 6 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

7 Værkernes drift Anlægget har igennem hele året været i stabil drift. Sommerrevision blev gennemført i august/september måned. I sommermånederne blev der hovedsagelig brugt affald og naturgas på anlægget. Efterhånden som varmebelastningen stiger, stiger også forbruget af biomasse. I november var der fejl på en vibrationsføler som gav et turbinetrip, samtidig blev der fundet 2 damputætheder den ene ved en labyrinttætning og den anden ved et måleudtag. I december blev kedel 3 taget ud af drift i 1½ døgn for rensning. Halmværket i har i hele perioden været i stabil drift, og har gennemgående kørt uden problemer med produktionen tilpasset varmebehovet. Værket har igen i år haft et højt driftstimetal på timer. Kun industri- og affaldsanlæg overgår dette. Der har i september været en del turbineudfald på grund af lavt kedeltryk og temperatur gradienter, forårsaget af en ringe halmkvalitet. I oktober blev anlæggets grænser i forbindelse halmkvaliteten afprøvet, hvilket igen har resulteret i en del udfald. Anlægget har igennem hele året været i stabil drift tilpasset varmebehovet. Sommerrevision blev gennemført fra den 2. til den 23. juni. Frem til august måned er de opgivne data i forhold til de indvejede mængder, da den indfyrede mængde ikke måles, herved opstår der usikkerhed for de enkeltes måneders præstationer. Fra august og frem opgives data for den indfyrede mængde. Da der har været problemer med, at den nye plade-lufo tærer undersøgte leverandøren i januar forholdene. Der var i maj en fejl på en energimåler og produktionen er beregnet ud fra leverancerne. Fra og med august måned udgør andet energi letolie til kedelopvarmning. Fra den 22. til den 24. september har der været brud på kommunikationslinien mellem anlægget og Maribo vekslerstation, der kunne derfor ikke overføres data til SRO-anlægget. I stedet er der anvendt aflæsninger fra Maribo varmeværks hovedmåler i den pågældende periode. I november blev SRO anlægget opgraderet, hvilket bevirkede at nogle af registreringerne i november enten er beregnet eller manuelt aflæst. Anlægget har igennem hele året været i stabil drift tilpasset varmebehovet. Sommerrevision blev gennemført i august måned og samtidig blev de forskellige målere kalibreret. Frem til november måned er de opgivne data i forhold til de indvejede mængder da den indfyrede mængde ikke måles, herved opstår der usikkerhed for de enkeltes måneders præstationer. Fra november og frem opgives data for den indfyrede mængde. Der opgives ikke virkningsgrad for brændselsudnyttelsen da anlægget modtager damp og varme fra den nærliggende affaldskedel. I sommermånederne tilpasses produktionen leverancen fra affaldskedelen. Fra november er elregistreringen omlagt grundet ændrede afregningsvilkår, hvor der opdeles på affald og biomasse. I november og december var affalds varmekedlen i konstant drift og først i december kom halmog affalds dampkedlerne op på fuldt timetal. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 7

8 Produktion og drift Produktion og drift i 21 Timer Grenå Junckers 7 Figur 1. De enkelte værkers driftstid for motor/ turbineanlæg i MWh Biomasse Grenaa Junckers 7 Andet brændsel Figur 2. Brændselsforbruget for de større anlæg i MWh Varmeproduktion Grenaa Junckers 7 Elproduktion Figur 4. El- og varmeproduktionen for de større anlæg i 21. Nøgletal I tabel 1 side 3 er der opstillet nøgleoplysninger for anlæggene herunder nominelle omsætningstal. Anlæggene i, og har mulighed for kontinuerlig drift ved henholdsvis 11, 11 og 115% last af, hvad de var lagt ud til. Data for er ikke valideret, da dette afventer en ydelsesafprøvning, der gennemføres når tjærevandsrenseanlægget er i stabil drift. Data for -anlægget er realiseret omsætning fra afleveringsforretningen, da anlægget ikke har kunnet leve op til den forudsatte omsætningen. De maksimale elvirkningsgrader for blok 7 og 8 hos Junckers er i kondensdrift. -anlægget er siden Status 2 blevet opgraderet i forbindelse med en større renovering. Driftstimer Både og har haft forholdsvis få driftstimer pga. ombygninger (se figur 1). Produktionen i er desuden begrænset af, at tjærevandet bortskaffes ved afbrænding i gaskedlen. De to industrianlæg, blok 7 og 8 hos Junckers, affaldsanlæggene i og i og værket i Grenå har alle været i drift ca. 8. timer. Det høje driftstimetal skyldes for affaldsanlæggenes vedkommende at de bortskaffer affald, mens de andre leverer industrielt procesdamp. Sammenlignet med år 2 har de andre dampanlæg, på nær, opnået højere timetal. Dette skyldes især en koldere fyringssæson. Graddagetallet for de to år har været henholdsvis 2.92 og (normalåret 3.37). Yderligere var driften for,, og i år 2 præget af reparationer, ombygninger eller indkøring, som har begrænset produktionen. værket forventes i fremtiden at opnå et højere timetal, da anlægget i 21 var ude af drift i årets første 2½ måned pga. reparation af overhederen. Brændselsforbrug I figur 2 og 3 ses biomasse- og andet brændselsforbrug for store og små anlæg. Andet brændsel i er affald og lidt naturgas. I er det udelukkende affald under andet brændsel. I Grenå er det kul og affald. I er det olie, da forgasseren ikke har været i stabil drift i 21. For,, og er biomasseforbruget den indvejede mængde. Det blev dog ændret til den indfyrede mængde i og henholdsvis i august og november måned og påvirker derfor den månedlige omsætning. El- og varmeproduktion Figur 4 og 5 viser el- og varmeproduktionen for store og små anlæg. Det er kun elproduktionen der opgives for Junckers, da damp- 1. MWh Biomasse Andet brændsel Figur 3. Brændselsforbruget for de mindre anlæg i Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

9 Produktion og drift produktionen registreres fælles for de to blokke. producerer hovedsagelig varme på oliekedelen. I er varmeproduktionen fælles for kul- og biomasseanlægget og opgives derfor ikke. Totalvirkningsgrad Totalvirkningsgrad over året er vist i figur 6. ligger højest pga. gaskedlens kondenserende drift på ca. 1%, da virkningsgraden udregnes i forhold til brændslets nedre brændværdi. Generelt ligger totalvirkningsgraderne, som i de foregående år, på ca. 85%. Der opgives ikke data for, Grenå,,, Junckers og s af følgende grunde: Varmeproduktionen er fælles for kul- og biomassekedlen, levering af procesdamp, kranvægten fejlbehæftet, produktion på oliekedel, levering af procesdamp og modtagelse af procesdamp. Elvirkningsgrad Figur 7 og 8 viser værkernes månedlige virkningsgrad henholdsvis for halm- og træfyrede anlæg. For opgives data ikke, da de modtager damp fra det affaldsfyrede anlæg. De to figurer viser, den større spredning på virkningsgraden for de træfyrede anlæg end for 1. MWh 25 2 de halmfyrede anlæg bl.a. pga. anlægsstørrelsen. Sammenholdes virkningsgraderne med tallene fra 2 har forbedret driften betydeligt, hvor de i 2 opnåede ca. 25% mod ca. 3% i 21 på nær i sommerperioden. Lidt tilsvarende gør sig gældende for, hvor produktionen i 21 er langt mere stabil end året før. I forhold til Status 2 er anlægget i nu med i statistikken og grundet anlæggets størrelse og hermed høje dampdata er det muligt at komme over 4%. Blok 7 og 8 på Junckers Industrier har henholdsvis en meget lav og meget høj virkningsgrad. Begge blokke leverer damp til fabrikken, men blok 7 leverer hovedparten og får derfor en lavere virkningsgrad. Mængderne af damp til procesformål varierer en del i løbet af året, hvilket afspejles i de svingende virkningsgrader. Tilsvarende gør sig gældende for Grenå, idet de også levere damp til nærliggende industrier. Den meget lave virkningsgrad for skyldes problemerne med tjærevandet, der bortskaffes ved afbrænding i gaskedlen og hermed begrænser motordriften. De opgivne tal er for den samlede omsætning for hele anlægget. Procent Procent jan feb mar 1 apr maj juni juli aug sep okt nov Grenå Figur 7. Elvirkningsgraden for de halmfyrede anlæg i 21. Procent jan feb mar apr maj juni juli aug sep okt nov Figur 6. Den totale virkningsgrad for værkerne måned for måned i 21. dec dec Varmeproduktion Elproduktion Figur 5. El- og varmeproduktionen for de mindre anlæg i 21. jan feb mar apr maj juni juli aug sep okt nov dec Junckers 7 Figur 8. Elvirkningsgraden for de træfyrede anlæg i 21. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 9

10 Analyse Analyse af de indsamlede data værkets biomassefyrede kedel er koblet sammen med værkets kulfyrede kedel. Procent Målt elvirkningsgrad Grenaa Junckers 7 Nominel elvirkningsgrad Figur 9. Den faktisk elvirkningsgrad i forhold til den nominelle elvirkningsgrad. Procent Grenå Junckers 7 Figur 1. Den gennemsnitlige eleffekt på årsbasis i forhold til den nominelle effekt. Elvirkningsgrad Figur 9 viser det opnåede brutto årsgennemsnit i forhold til den nominelle (tabel 1). Tallene giver således mulighed for at vurdere, hvordan værkerne på årsbasis har kørt i forhold til drift under optimale forhold. For og opgives denne sammenligning ikke da begge anlæg via dampkobling er forbundet til henholdsvis en kulkedel og en affaldskedel. For at begrænse tjærevandsproduktionen i har der i årets løb kun været en motor i drift ad gangen, derfor regnes der med en nominel ydelse på 75 kw mod 1,5 MW. Ved 1,5 MW forventes virkningsgraden at være små 25%. Blok 8 hos Junckers har været tættest på nominel last med kun 3.6% lavere års gennemsnit, herefter kommer,, og med henholdsvis 9.6%, 12.1%, 12.5% og 13.8%. Den næste gruppe består af, og med henholdsvis 19.4%, 19.9% og 23%. Den sidste gruppe med blok 7 hos Junckers, Grenå, og kan ikke rigtig sammenlignes på den måde, da de henholdsvis leverer damp til procesformål eller har været under indkøring eller ombygning. Til sammenligning benyttes ofte en tommelfingerregel med ca. 5% lavere årsgennemsnit end nominelt for centrale grundlastværker. Sammenholdt hermed opnåede Junkers blok 8 dette, mens, grundet større udsving i brændværdien, har lidt sværere ved dette. Begge værker har nemlig samme mulighed for henholdsvis havvands- køling eller bortkøling af varme som for de centrale værker. Gennemsnitlig eleffekt Figur 1 viser den årlige gennemsnitlige eleffekt i forhold til den nominelle. Den gennemsnitlige effekt er beregnet som den årlige elproduktion divideret med det samlede driftstimetal for motoren eller turbinen. Både figur 9 og figur 1 giver hver på deres måde et billede af, hvor tæt driften i årsgennemsnit har været på nominel last. Det er dog forskellige oplysninger de to figurer giver. I figur 9 er årsgennemsnittet beregnet som den årlige elproduktion divideret med brændselsforbrug. Dermed får perioder, hvor motoren eller turbinen har været ude af drift, en væsentlig indflydelse på gennemsnittet, idet brændselsforbruget i disse perioder medregnes. Da sommerlasten ofte er så lav, at der kun er behov for få driftstimer i døgnet vælger de fleste anlæg, at starte op om morgenen og lukke det ned for natten for herved at producere strømen til den højeste afregningspris. For,, og er opstartstiderne fra kold tilstand henholdsvis 17, 14, 8 og 14 minutter, Det er bl.a. disse tidsperioder, der er afgørende for, hvor hurtigt at turbinen eller motoren kan indkobles på fuld last. Tidsperioden er normalt afhængig af turbinegarantierne, hvor f.eks. har lov til at hæve temperaturen med ca. 1,5 C/minut mens ofte lader den stige med op til 6 C/minut. Gasmotorerne har i den sammenhæng en betydelig fordel som de 14 minutter i 1 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

11 Analyse er et tydeligt eksempel på. Beregningsmetoden i figur 1 eliminerer indflydelsen af perioder med start/stop eller udetid. Denne figur viser derfor primært indflydelsen af de perioder, hvor anlægget kører på dellast. Som det fremgår af figuren, har de fleste anlæg opnået omkring 8% af nominel last. For Grenå og blok 7 hos Junckers skyldes den lavere værdi, at de leverer procesdamp til industrianvendelse og dampen kan derfor ikke udnyttes til elproduktion. For og fremgår det af statistikken, at de har dellastdrift i sommerperioden, da de skal bortskaffe affald og hermed også opfylde flere formål. For, og, der ligger omkring 6-7%, må årsagen være den valgte driftsstrategi, eventuelt at varmeaftaget er lige lille nok til den valgt anlægsstørrelse. Egetforbruget af el Egetforbruget af el (figur 11) er normeret dels i forhold til brændselsforbruget, og dels i forhold til den producerede elmængde. For at eliminere udetidens indflydelse på tallene er beregningen af begge størrelser udelukkende baseret på de perioder, hvor der produceres strøm. Udetiden har dog stadig en vis betydning i de perioder, hvor der både har været strømproduktion, men samtidig kortere eller længere udetider. Begge normeringer er gennemført for bl.a. at illustrere elvirkningsgradens indflydelse og det ses, at der er stor forskel p,å om der sammenlignes med den ene eller den anden normering. Udviklingen peger dog på, at det er muligt at nedsætte egetforbruget, idet en sammenligning af og, der er bygget over samme koncept i henholdsvis 1994 og 1998, viser at har et forbrug der er ca. 14% mindre pr. indfyret brændsel og ca. 27% lavere pr. produceret el end. Forbruget af vand I figur 12 ses vandforbruget i forhold til brændselsforbruget for udvalgte anlæg. Det kan umiddelbart være svært at se en sammenhæng mellem vandforbrug og brændselstype eller teknologi, blandt andet fordi der ikke modtages oplysninger om vandforbruget fra alle værkerne. Undersøgelser af vandforbruget bør dog spille en større rolle i fremtiden, da det kan have en vis indflydelse på driftsøkonomien. Når der købes vand udgør afledningsafgiften ofte en væsentlig del af prisen, men det er meget afhængig af lokale aftaler. Det har derfor betydning, om det er muligt at recirkulere dele af vandet og således slippe for en del af omkostningerne. I er der foretaget forskellige forsøg med en gasvasker, og forbruget har derfor været ekstraordinært stort. Anlægget i har et af de laveste vandforbrug, men det er også forsøgt at begrænse forbruget ved forskellige tiltag, herunder recirkulering af vand i askesystemet. Grenåværket leverer procesdamp til industrianvendelse og dampen kan derfor ikke udnyttes til elproduktion. Procent Grenaa Elforbruget per indfyret brændsel Junckers 7 Elforbruget per produceret el (brutto) Figur 11. Egetforbruget af el i forhold til brændselsforbruget og den producerede mængde el. Kubikmeter vand/gwh brændsel Grenå Figur 12. Vandforbruget i forhold til brændselsforbruget for en række udvalgte anlæg. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 11

12 Grenaa Ansager Junckers Aabenraa Dampturbine Forgasningsanlæg Forgasningsanlæg og stirlingmotor