RAPPORT. Biogas og gasturbiner. Projektrapport August Tekniske krav til og indpasning af biogas på turbineanlæg

Transkript

1 Biogas og gasturbiner Tekniske krav til og indpasning af biogas på turbineanlæg Projektrapport August 2014 RAPPORT Dansk Gasteknisk Center a/s Dr. Neergaards Vej 5B 2970 Hørsholm Tlf

2 Biogas og gasturbiner Tekniske krav til og indpasning af biogas på turbineanlæg Lars Jørgensen, Michael Larsen og Torben Kvist Dansk Gasteknisk Center a/s Hørsholm 2014

3 Titel : Biogas og gasturbiner Rapport kategori : Projektrapport Forfatter : Lars Jørgensen, Michael Larsen og Torben Kvist Dato for udgivelse : Copyright : Dansk Gasteknisk Center a/s Sagsnummer : ; \\FILSRV\projekt\739\64 Biogas og gasturbiner\tkv\739-64_rapport_final.docx Sagsnavn : Biogas og gasturbiner ISBN : Emneord : turbiner, biogas, kraftvarme

4 DGC-rapport 1 Indholdsfortegnelse Side 1 Baggrund og formål Resume Gasturbiner i Danmark Kontakt til gasturbineleverandører Konditionering af biogas Biogassammensætning før og efter rensning Spørgsmål til leverandør-/servicefirmaer Kontakt Forbrændingsteknik og gasturbiner Krav til brændsel Forureninger mv Anvendelse af renset biogas i gasturbine Kontakt Anvendelse af biogas i turbiner Gaskvalitet Indpasning af biogas på eksisterende turbineanlæg Simple-cycle-gasturbineanlæg Combined-cycle-anlæg Forbrugstal antaget på tre CCGT-anlæg Årsvariation Biogaslager Nødvendig lagerkapacitet for anvendelse af biogas Øvrige omkostninger ved brug af biogas på turbineanlæg Kompression Gasrensning Referencer... 24

5 DGC-rapport 2 1 Baggrund og formål DGC har tidligere undersøgt omkostninger til konvertering af motoranlæg fra naturgas- til biogasdrift. Mange af disse værker har et varmegrundlag, der er for lille i forhold til den biogasmængde, som ønskes afsat. De større turbineanlæg - combined cycle-anlæggene - har en størrelse, der er interessant for en leverandør af biogas. I forbindelse med Biogastaskforcens analysearbejde fik DGC flere henvendelser om muligheder og priser ved afsætning af biogas til gasturbineanlæg. DGC har tidligere fået oplyst, at det er særdeles dyrt at ombygge disse anlæg til biogasdrift, og at det vil resultere i lavere virkningsgrad. Det er dog ikke blevet konkretiseret mere end det. Denne rapport består af to dele. Første del omhandler vurdering af gasturbinebaserede kraftvarmeværkers egnethed til at aftage ikke-opgraderet biogas, nærmere bestemt gasturbineleverandørernes krav til biogassens kvalitet og indhold af uønskede komponenter samt mulighed for ombygning til biogasdrift. Anden del omhandler forhold omkring driftsmønstre, varmegrundlag mv. for danske gasturbineanlæg.

6 DGC-rapport 3 2 Resume Som alternativ til opgradering af biogas eller anvendelse som motorbrændstof på decentrale motorbaserede kraftvarmeværker beskriver nærværende rapport muligheden for at anvende biogas i gasturbineanlæg på kraftvarmeværker. Gasturbineanlæggene kan deles op i typerne single-cycle-gasturbineanlæg (SCGT) og combined-cycle-gasturbineanlæg (CCGT). De SCGT-anlæg, der er i Danmark, er mellem 4 og 30 MW e. Der er få og har generelt få årlige driftstimer. Potentialet for afsætning af biogas til disse anlæg er beskedent. På baggrund af leverandøroplysninger er det vurderet, at denne type ikke vil kunne køre på 100 % biogas og samtidig overholde NO x -krav. Pga. anlæggenes størrelse må det forventes, at der i perioder skal kunne køre biogas alene. Afhængig af brændertype vil biogas medføre ombygning af brændersystem, eller at der installeres SCR-katalysator til fjernelse af NO x. Der er otte CCGT-anlæg på decentrale kraftvarmeværker i Danmark, og kun én af disse har få årlige driftstimer ca. 330 timer. De øvrige har et årligt naturgasforbrug på mio. m 3. Anlæggene har en fleksibilitet, der bevirker, at de vil kunne køre på blandinger af naturgas og biogas med op til 50 % (vol.) biogas, uden at det kræver ombygning af brændersystemet. Biogassen produceres nogenlunde jævnt henover året. Der betyder, at biogassen skal aftages, stort set når den produceres, eftersom biogaslagre har en størrelse, der svarer til få timers biogasproduktion. Konsekvensen er, at turbineanlæg skal køre i perioder, hvor anlægget ellers ikke ville være i drift pga. lave elpriser, og dermed anvendes store mængder naturgas på tidspunkter, hvor lave elpriser bevirker, at naturgasdrift ikke er hensigtsmæssig. Den økonomiske konsekvens af disse driftsforhold er ikke vurderet. For at biogassen kan afsættes til gasturbineanlæg, kræves det, at gassen tørres, renses for partikler og siloxaner, og at den komprimeres fra atmosfæretryk til godt 40 bar. Desuden skal der etableres blandesystemer og gasrampe til biogassen. Af dette er kompressionen den mest omkostningstunge. Baseret på bl.a. leverandøroplysninger er det beregnet, at kompressionsomkostningerne alene beløber sig til 0,49 kr./m 3 metan.

7 DGC-rapport 4 3 Gasturbiner i Danmark Gasturbineanlæggene er delt op efter typerne combined-cycle- (CCGT) og simple-cycle-anlæg (SCGT). CCGT-anlæg står typisk på centrale og større decentrale værker, mens SCGT-anlæg er placeret på erhvervsvirksomheder (industri) og på de mindre decentrale værker. 3.1 Kontakt til gasturbineleverandører Vi har kontaktet tre gasturbineleverandører/servicefirmaer, hvor der er kommet svar fra de to. Det ene firma repræsenterer små industriturbiner på 5-7 MW el, mens den anden leverandør repræsenterer firmaets aeroderivative gasturbiner. 3.2 Konditionering af biogas Efterbehandling af rå biogas kan opdeles i to dele: rensning og opgradering. Ved rensning fjernes uønskede stoffer (svovlbrinte, ammoniak, vand, siloxaner mv.), mens opgradering omfatter fjernelse af CO 2 -indholdet i den rå biogas. Følgende definitioner er lagt til grund for dette notat: Rå biogas Opgraderet biogas Renset biogas Ubehandlet biogas direkte fra rådnetank/reaktor eller eventuelt gaslager. Indeholder ca. 65 % metan og 35 % kuldioxid. Biogassen er mættet med vanddamp og der er ikke foretaget bortrensning af uønskede stoffer. Biogas, hvor CO 2 er fjernet. Afhængig af teknik fjernes andre stoffer, eller de kræves fjernet inden opgradering. Biogas, der i forskellig grad er renset for uønskede stoffer. Betegnelsen ikke-opgraderet biogas anvendt i projektformuleringen til dette projekt omfatter biogas udsat for forskellige rensningsgrader, men uden CO 2 -fjernelse.

8 DGC-rapport 5 4 Biogassammensætning før og efter rensning For rå biogas baseret på gylle og tilsat slagteri- og evt. industriaffald vil sammensætningen typisk ligge som vist i kolonnen Biogas før rensning i tabellen nedenfor. Efter rensning vil biogassen typisk forefindes ved atmosfæretryk. Ved anvendelse i gasturbiner er det således nødvendigt at komprimere gassen. Tabel 1 Sammensætning og egenskaber for biogas og naturgas Parameter Enhed Biogas før rensning Biogas efter rensning Dansk naturgas maj 2014 Metan CH 4 vol. % ,7 Kuldioxid CO 2 vol. % ,1 Kvælstof N 2 vol. % ,3 Svovlbrinte H 2 S ppm ,8 mg/m 3 n Ilt O 2 vol. % 0 0,5 0 0,5 - Vanddamp H 2 O - Mættet Afhænger af rensningsmetode -25 C (dugpunkt) Ammoniak NH 3 ppm Siloxaner mg/m < 1 - Partikler - Lavt Lavt - Oliedråber (fra kompressor) Nedre brændværdi H n MJ/m 3 n ,6 Wobbeindex (øvre) WI MJ/m 3 n ,7

9 DGC-rapport 6 5 Spørgsmål til leverandør-/servicefirmaer For at kunne vurdere gasturbinebaserede kraftvarmeværkers egnethed til at aftage ikke-opgraderet biogas ønskes følgende belyst i forhold til gasturbinernes tekniske muligheder: 1. Kan gasturbinen ombygges/konverteres til drift på ikke-opgraderet biogasbiogas? 2. Hvad skal der til ved en ombygning til drift på biogas? Hvilke dele skal ombygges, udskiftes eller tilføjes? a. Gasrampe/indfyringssystem b. Brændkamre c. Styring og regulering d. Gaskomprimering e. Øvrigt 3. Hvad skønnes omkostningen at være til konvertering til biogas? 4. Hvilken effekt skønnes konvertering til biogasdrift at have på turbinens: a. Ydelse b. Elvirkningsgrad c. Varmevirkningsgrad d. Levetid e. Emissioner Ovenstående spørgsmål er sendt til de to gasturbineleverandører/servicefirmaer, der har indvilget i at besvare spørgsmål. 5.1 Kontakt 1 Der står 5-6 aeroderivative turbiner i Danmark af dette mærke. Afhængig af størrelse og konfiguration bruger de ca Nm 3 naturgas i timen ved nominel last. Et stort biogasanlæg i Danmark producerer m 3 biogas i timen. Firmaet vurderer, at det derfor ikke er sandsynligt, at gasturbinebaserede anlæg kommer til at operere på 100 % ikkeopgraderet biogas.

10 DGC-rapport Forbrændingsteknik og gasturbiner Turbinerne i Danmark fra leverandør 1 kan inddeles i to typer: Brændkamre med SAC 1 eller DLE 2 teknologi. SAC er forbrænding ved diffusionsflamme, som er karakteriseret ved relativt høj flammetemperatur. Figur 1 NO x -dannelse, flammetemperatur og forbrændingsprincip (diffusionsflamme øverst th. og premix-flamme nederst th.). Dannelse af NO x under forbrændingen er nært forbundet med flammetemperaturen, som det kan ses af Figur 1, og SAC-brændere producerer mere NO x end DLE-systemer. Ved SAC bruger man typisk vand- eller dampindsprøjtning til at køle flammen og derved reducere NO x -dannelsen. DLE-teknikken er karakteriseret af mange og koncentrisk placerede premixenheder, og man kan ved styring af disse mixere sikre, at brænderen kører optimalt, både ved nominel last og under opstart og dellast. Flammen kan holdes koldere, og det er muligt at opnå lavere NO x -emissioner end med SAC-teknologien Krav til brændsel Leverandør 1 stiller i et særskilt dokument krav til brændslets sammensætning/kvalitet og forurenende stoffer for deres aeroderivative gasturbiner. Kravene til brændslets sammensætning er angivet specifikt for SAC- og DLE-turbiner. 1 SAC: Single Annular Combuster (diffusion) 2 DLE: Dry Low Emission (premix)

11 DGC-rapport 8 Tabel 2 Brændselskrav til SAC-gasturbiner Parameter Minimum Maksimum Modificeret Wobbeindex ) ) Brint + ½ CO (H 2 + ½CO) vol. % 1) Etan (C 2 + paraffins) vol. % 2) Brint 0 5 vol.% Diolefiner (fx butadiene, propadiene) 0 Ikke tilladt Olefiner 0 15 vol. % Øvrige brændbare (CO, hydrocarboner etc.) 0 Kontakt leverandør 1) Afhængig af type/model. Andre niveauer kan accepters ved kontakt til leverandøren 2) Afhængig af type/model Tabel 3 Brændselskrav til DLE-gasturbiner Parameter Minimum Maksimum Modificeret Wobbeindex (1) 40 1) 60 1) Metan (CH4) 50% vol. % 100% vol. % Etan (C 2 + paraffiner) vol. % 2) Brint 0 5 vol.% Diolefiner (fx butadiene, propadiene) 0 Ikke tilladt Øvrige brændbare (CO, olefiner, hydrocarboner etc.) 0 Kontakt leverandør 1) Andre niveauer kan evt. accepteres ved kontakt til leverandøren 2) Afhængig af type/model Modificeret Wobbeindex (MWI), som leverandøren anvender som kvalitetskrav, er i forhold til almindeligt Wobbeindex temperaturkorrigeret, og der anvendes nedre brændværdi af gassen. MWI er defineret som: = MWI: Modificeret Wobbeindex LHV: Nedre brændværdi [Btu/scf] SG gas : Relativ densitet [-] T gas : Gassens absolutte temperatur [ R]

12 DGC-rapport 9 MWI 65,0 60,0 55,0 50,0 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 y = 1,0773x - 0,2384 R² = 1 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0 55,0 60,0 65,0 WI Figur 2 Sammenhæng mellem Wobbeindex (WI) og modificeret Wobbeindex (MWI) Forureninger mv. Ud over krav til brændslets indhold af brændbare stoffer og energiindhold stilles der krav til gassens indhold af vand og forurenende stoffer. Vandindhold Gassen skal være 100 % fri for dråber, herunder frit vand. Der stilles krav om minimum 28 C over dugpunktet for at sikre tilstrækkelig margin til at kompensere for temperaturfald i forbindelse med trykfald over brændstofreguleringsventilerne. Der er krav om minimum 11 C overhedning af gasbrændslet ved gasturbinens indsugningsmanifold. Omkring forureninger stilles nedenstående krav: Partikler Filtreringen bør være på minimum effektivitet på 99,5 % effektivitet ved 5µ eller mindre. Det samlede partikelindhold i gassen må ikke overstige 30 ppm w/w. Svovl Leverandøren stiller ikke krav til maksimalt indhold af svovl, så længe gasbrændsel og forbrændingsluft ikke indeholder alkalimetaller (inkl. svovlforbindelser).

13 DGC-rapport 10 Siloxaner Der sættes krav om rensning for siloxaner til lavest mulige niveau og indholdet i gassen må ikke overstige 50 ppb w/w Anvendelse af renset biogas i gasturbine Generelt kan leverandørens turbiner arbejde inden for et stort Wobbeinterval. For SAC-maskiner er MWI med et sæt standarddyser, men der findes andre dyser, der kan anvendes, og som ændrer området. DLE-maskiner har brug for en konstant måling af lower heating value (LHV) og specific gravity (SG). For SAC vil dette måske være nødvendigt i meget få tilfælde og meget ekstreme tilfælde. Den nødvendigt responstid afhænger af, hvor hurtigt gassen kan variere. Der findes nogle Wobbeindexmålere (WIM), som har en endnu kortere responstid end 15 sek. I et tidligere DGC-projekt (737-63) er konklusionen, at gasturbiner kan anvende gasformige brændsler med et relativt stort span i Wobbeindex, men de skal justeres til det aktuelle Wobbeniveau. Derefter kan de typisk håndtere variationer på ±5 %. I den aktuelle situation har vi pga. behovet for store brændselsflow, som ikke vil kunne tilvejebringes ved de forventede biogasinstallationer i Danmark, valgt at analysere på driftssituationer med biogas/naturgas-mix. I Tabel 4 ses beregninger på forskellige blandingsforhold af renset biogas og typisk dansk nordsøgas. Der ses her, at selv ved 50/50 % (vol.) blandinger ligger MWI inden for det område, som turbinerne kan klare.

14 DGC-rapport 11 Tabel 4 Gasmix, biogas/naturgas Enhed Naturgas Biogas Gasmix, Naturgas/Biogas (Vol./vol.) Parameter %/% Maj /20 70/30 60/40 50/50 Metan mol-% 88,65 65,00 83,92 81,56 79,19 76,83 Etan mol-% 6,16 4,93 4,31 3,70 3,08 Propan mol-% 2,53 2,02 1,77 1,52 1,27 i-butan mol-% 0,39 0,31 0,27 0,23 0,20 n-butan mol-% 0,59 0,47 0,41 0,35 0,30 i-pentan mol-% 0,13 0,10 0,09 0,08 0,07 n-pentan mol-% 0,09 0,07 0,06 0,05 0,05 Hexan+ mol-% 0,04 0,03 0,03 0,02 0,02 Kvælstof mol-% 0,32 0,26 0,22 0,19 0,16 Kuldioxid mol-% 1,12 35,00 7,90 11,28 14,67 18,06 Øvre brændværdi MJ/m3n 43,83 25,92 40,35 38,56 36,76 34,97 Nedre brændværdi MJ/m3n 39,65 23,36 36,40 34,77 33,14 31,52 Wobbeindex (øvre) MJ/m3n 54,72 27,41 48,51 45,52 42,66 39,90 Densitet kg/m3n 0,8295 1,1567 0,8949 0,9276 0,9603 0,9930 Relativ densitet - 0,6416 0,8946 0,6921 0,7174 0,7428 0,7681 Molvægt g/mol 18,53 25,83 19,99 20,72 21,45 22,18 Kompressibilitetsfaktor Z0-0,9968 0,9963 0,9967 0,9966 0,9966 0,9965 Gastemperatur C 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 Nedre brændværdi btu/scf 1063,3 626,5 976,2 932,6 888,9 845,2 Gastemperatur Rankine 509,67 509,67 509,67 509,67 509,67 509,67 MWI - 58,8 29,3 52,0 48,8 45,7 42,7 Modifikationer til anvendelse af biogas i turbiner vil bestå af: Udstyr til rensning (tørring, siloxaner, partikler) Gaskompression Indbygning af blandesystem, herunder styring. 5.2 Kontakt 2 Firmaet har en lang historie som tidligere turbineleverandør og nuværende leverandør af service og gasturbineløsninger. Turbinerne, der her er forespurgt på, dækker to mindre industriturbiner på ca. 5 og 7 MW el. Der er opstillet henholdsvis 9 og 4 af disse gasturbiner, men enkelte har meget få årlige driftstimer. Naturgasforbruget ved nominel last er ca og m 3 n/h for de to turbinestørrelser. Omregnet til samme energiinput for en renset biogas med 65 % metan og 35 % CO 2 giver det et timeforbrug af biogas på ca og m 3 n. Det-

15 DGC-rapport 12 te er stadig et meget højt tal i relation til gasproduktionen fra danske biogasanlæg. Det må forventes, at også ved disse mindre gasturbiner vil det være nødvendigt at anvende renset biogas i en blanding med naturgas, medmindre der etableres biogaslager, og gasturbinen ikke anvendes i kontinuert drift ved nominel last. Analogt til den første kontakt skønnes der ikke at blive problemer i forhold til Wobbeindex ved anvendelse af biogas/naturgas-mix, under forudsætning af at der ikke optræder Wobbevariationer på mere end ±5 % Anvendelse af biogas i turbiner Firma 2 har svaret på forespørgslen ved at sende diverse dokumenter om anvendelse af alternative gasformige brændsler i deres turbiner. Heraf fremgår blandt andet, at der findes erfaringer med drift af 5 MW el turbinen på lossepladsgas. Nødvendige ændringer er: Specialfremstillet brænder til håndtering af det større brændselsflow (større dyser) Modifikation af brændstofsystem/gasrampe med større ventiler (og formentlig større filtre og rørdimensioner) Der kræves opstart på petroleum, CNG eller LNG. Denne brænder er en diffusionsbrænder, og det vil sandsynligvis være svært at overholde dagens krav til NO x -emissioner uden eftermontering af NO x -begrænsende udstyr (SCR). Ca. seks af 5-7 MW el gasturbinerne i Danmark er udstyret med DLEbrændere, og der er ikke oplyst om erfaringer med drift på ikke-opgraderet biogas på DLE-baserede turbiner i denne størrelse. DGC har tidligere fået oplyst priser på >10 mio. kr. for opgradering fra diffusionsbrænderteknik til DLE-teknik. Det har dog ikke været muligt at få prisoplysninger i forbindelse med dette arbejde.

16 DGC-rapport 13 Der er endvidere beskrevet et projekt med en 8 MW el gasturbine 3, der kan håndtere tre forskellige brændsler: naturgas, behandlet lossepladsgas eller flydende brændsel. En del af CO 2 -indholdet i lossepladsgassen bliver fjernet i et PSA-anlæg 4 hvorefter den delvist opgraderede gas blandes med naturgas for at opnå tilstrækkeligt højt brændselsflow. I denne gasturbine anvendes standard DLE brændere og det oplyses, at turbinen kan håndtere Wobbeindex i området MJ/m 3. Krav til emissioner er opretholdt Gaskvalitet Der er ikke oplyst specifikt om kvantitative krav til kvalitet af biogas. I en af præsentationerne nævnes, at svovlbrinte ikke udgør et problem for gasturbinen, men at den omdannes til SO x og kan udgøre et miljøproblem. Siloxaner er derimod uønskede, da de forårsager skadelige belægninger med performancenedgang til følge. Se Figur 3. Figur 3 Belægninger som følge af siloxaner i brændselsgas 3 Nummeret større i modelrækken i forhold til to ovennævnte størrelser 4 PSA: Pressure Swing Adsorption

17 DGC-rapport 14 6 Indpasning af biogas på eksisterende turbineanlæg I forbindelse med vurdering af, hvor store naturgasmængder der afsættes til gasturbiner på decentrale anlæg, er der her taget udgangspunkt i rapporten Analyse af den gasfyrede kraftvarmesektor, der blev udarbejdet i forbindelse med Energistyrelsens analysearbejde i Rapporten er skrevet af DGC /1/ Simple-cycle-gasturbineanlæg Der findes simple-cycle-gasturbineanlæg (SCGT) både i industrien og i kraftvarmesektoren. Da driften af disse anlæg vil være motiveret af forskellige forhold, er de i de følgende delt op i de to kategorier, se Tabel 5 og Tabel 6. For de 11 industrianlæg gælder, at de fire kun er meget lidt i drift færre end 100 driftstimer i 2011 og at de resterende syv har ganske mange driftstimer i gennemsnit timer i For disse syv anlæg vil anvendelse af biogas kunne være relevant, såfremt det er økonomisk fordelagtigt. Der er fem SCGT-anlæg i drift på danske decentrale kraftvarmeværker. De har dog generelt få driftstimer. I gennemsnit var driftstimetallet timer i Det er altså beskedne biogasmængder, der kan afsættes til disse kraftvarmeværker.

18 DGC-rapport 15 Tabel 5 Industrianlæg med simple-cycle-gasturbineanlæg Efter /1/. Data stammer fra Energistyrelsens Energiproducenttælling. Indfyret kapacitet Gasforbrug i 2011 Elkapacitet MW MW TJ Ækv. fuldlasttimer Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Tabel 6 Kraftvarmeanlæg med simple-cycle-gasturbineanlæg Efter /1/. Data stammer fra Energistyrelsens Energiproducenttælling. Indfyret kapacitet Gasforbrug i 2011 Elkapacitet MW MW TJ Ækv. fuldlasttimer Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Anlæg # Til sammenligning var naturgasforbruget for de naturgasfyrede kraftvarmeanlæg knap TJ. Det beregnede ækvivalente fuldlastdriftstimetal for årene er vist grafisk i Figur 4 for alle simple-cycle-turbineanlæg.

19 DGC-rapport 16 Industri Figur 4 Det ækvivalente fuldlastdriftstimetal for SCGT-anlæg beregnet ud fra Energiproducenttællingen /1/ To af industrianlæggene er koblet på fjernvarmenet.

20 DGC-rapport Combined-cycle-anlæg Der er i alt otte combined-cycle-anlæg i drift på danske decentrale kraftvarmeværker. Kapacitet og naturgasforbrug for disse er angivet i Tabel 7. To af anlæggene forsynes delvist med damp fra affaldsforbrændingsanlæg. I modsætning de naturgasfyrede simple-cycle-anlæg har de rent naturgasfyrede combined-cycle-anlæg et ganske højt driftstimetal. Der var dog et anlæg med kun 347 ækvivalente fuldlasttimer i De øvrige fem anlæg havde i gennemsnit ækvivalente fuldlasttimer i Anlæggene er ganske store. De fem anlægs naturgasforbrug var i gennemsnit 42 mio. m 3. Indfyret kapacitet MW Tabel 7 Kraftvarmeanlæg med combined-cycle-gasturbineanlæg Efter /1/. Data stammer fra Energistyrelsens Energiproducenttælling. Elkapacitet Værk MW Naturgasforbrug [TJ] 2011 Naturgasforbrug [10 6 m 3 ] Naturgasandel [%] Ækv. fuldlasttimer Værk # Værk # Værk # Værk # Værk # Værk # Værk # Værk # I alt Forbrugstal antaget på tre CCGT-anlæg Et forbrug på et kraftvarmeanlæg med en turbine på 80 mio. m 3 naturgas svarer omregnet til et energiforbrug på ca. 3,2 PJ, hvilket er ca. 3/4 af hele Danmarks produktion og forbrug af biogas i 2012 (4,4 PJ) /5/. Til sammenligning findes der p.t. flere store biogasproducenter, hvoraf Maabjerg BioEnergy er det største med en biogasproduktion på 21 mio. m 3 ubehandlet biogas om året, hvilket svarer til en gennemsnitsproduktion på m 3 /h eller ca. 0,7 PJ på årsbasis. Maabjerg har dog planer om at udvide produktionen til 50 mio. m 3 om året.

21 DGC-rapport Årsvariation Normalt er biogasproduktion ensartet henover året, mens gasforbruget på kraftvarmeværker varierer afhængigt af udetemperatur og dermed af varmebehov. I 2009 blev der gennemført et studie, der bl.a. kortlagde varmebehovet for de områder, der er forsynet med varme fra 10 decentrale motorbaserede kraftvarmeværker i Ringkøbing-Skjern kommune /2/. I det studie blev den gennemsnitlige forbrugsprofil for 10 motorbaserede anlæg for årene bestemt. Det er antaget, at varmebehovet henover året for områder, der forsynes fra de ovennævnte CCGT-anlæg, er som for områder forsynet med naturgasfyrede motorer. Figur 5 angiver den antagne årsforbrugsprofil for tre forskellige, naturgasfyrede CCGT-anlæg. Desuden ses en antaget jævn produktionsprofil for tre tænkte biogasanlæg, med en produktion på hhv. 500, og m 3 /h. Figur 5 Naturgasforbrug og konsekvens for månedsforbrug ved forskellig biogasproduktion i NG-ækv. Med den anvendte forbrugsprofil samt kapacitet og årsforbrug som angivet i Tabel 7 er det beregnet, at turbineanlæggene i gennemsnit er i drift imellem 22 og 42 % af tiden. Dvs. at turbinerne har et driftstimetal på om året. For sommerdrift i de tre måneder (juni, juli og august) betyder det, at turbinerne kun er i drift mellem 12 og 21 % tiden, Se Figur 6.

22 DGC-rapport 19 Figur 6 Kraftvarmeanlæggenes forventede fordeling af kapacitet i forhold til anvendelse af NG eller biogas set på månedsforbrug 6.4 Biogaslager Biogas klassificeres som et yderst letantændeligt stof. Det betyder, at biogasanlæg som hovedregel er omfattet af Risikobekendtgørelsen, hvis den samlede oplagskapacitet på anlægget udgør 10 tons biogas (ikke metan, men biogas) /3/, /4/. Det betyder, at det i praksis tilstræbes at holde det samlede oplag af biogas på under 10 tons på biogasanlæggene. Til oplaget medregnes egentlige gaslagre, men også gasvolumenerne i reaktorer og efterlagertankene. Det er derfor ikke er muligt for helt store biogasanlæg at holde sig under de 10 tons. I dette notat er der regnet med en samlet lagerkapacitet på 10 tons. 6.5 Nødvendig lagerkapacitet for anvendelse af biogas Det er antaget, at turbineanlæggets daglige driftstid er bestemt af det lokale varmebehov. En anden antagelse er, at når turbinen ikke kører, skal overskudsproduktionen af biogas kunne lagres, således at den kan anvendes som supplement til naturgas senere. Nedenstående tabeller er udarbejdet ud fra den antagelse, at der produceres varme én gang dagligt fra turbineanlægget. Når anlægget er i drift, lagres den overskydende del af varmeproduktion i varmelagre. De eksisterende varmelagre er relativt større end biogaslager. Det betyder, at det er biogasla-

23 DGC-rapport 20 geret, der vil være begrænsende, og derfor vil den eksisterende varmelagerkapacitet normalt være tilstrækkeligt stor. Tabel 8 nedenfor viser driftstid for de tre turbineanlæg, udarbejdet ud fra det fordelte varmegrundlag vist i Figur 5. Som det fremgår af tabellen, er driftstiden høj i vinterhalvåret og lav i sommerhalvåret. Specielt for værk #3 er der korte driftstider om sommeren. Tabel 8 Daglig driftstid for tre turbineanlæg, når det at antages, at de opstartes én gang dagligt, og at hele det lokale varmebehov dækkes med turbineanlægget Værk Nr. Værk #1 Værk #3 Værk #6 Timer per dag med turbinedrift jan 16,0 8,7 13,9 feb 15,6 8,4 13,5 mar 15,6 8,5 13,6 apr 10,0 5,4 8,7 maj 8,0 4,3 7,0 jun 6,0 3,2 5,2 jul 4,1 2,2 3,5 aug 5,0 2,7 4,4 sep 5,4 2,9 4,7 okt 7,8 4,2 6,8 nov 11,2 6,0 9,7 dec 13,3 7,2 11,5 De forholdsvis korte driftstider, der er angivet i Tabel 8, stiller krav om, at biogassen kan lagres, når turbineanlægget ikke er i drift. Det er antaget, at værket er i drift én gang dagligt. Den nødvendige lagerkapacitet for biogas ved anvendelse af biogas i mængder af 500, 1000 og 2000 m 3 /h på de tre værker, under antagelse af at turbineanlæggene er i drift én gang dagligt, er vist i Tabel 9. Felterne markeret med rødt er de situationer, hvor et 10 tons biogaslager ikke er tilstrækkeligt.

24 DGC-rapport 21 Tabel 9 Den nødvendige lagerkapacitet ved anvendelse af biogas i mængder af 500, 1000 og 2000 m 3 /h på de tre værker, under antagelse af at turbineanlæggene er i drift én gang dagligt. Nødvendig lagerkapacitet: Nødvendig lagerkapacitet: Nødvendig lagerkapacitet: Enhed : tons Enhed : tons Enhed : tons Værk Nr. Værk #1 Værk #3 Værk #6 Værk #1 Værk #3 Værk #6 Værk #1 Værk #3 Værk #6 m 3 /h biogas jan 4, ,9 5,8 9, ,8 11,7 18, ,6 23,3 feb 4,9 9,0 6,1 9,8 18,1 12,1 19,6 36,1 24,2 mar 4,9 9,0 6,0 9,7 18,0 12,1 19,5 36,1 24,1 apr 8,1 10,8 8,9 16,2 21,6 17,7 32,5 43,1 35,5 maj 9,3 11,4 9,9 18,5 22,8 19,7 37,1 45,6 39,5 jun 10,5 12,0 10,9 20,9 24,1 21,8 41,8 48,2 43,6 jul 11,6 12,6 11,9 23,1 25,3 23,7 46,2 50,6 47,5 aug 11,0 12,3 11,4 22,0 24,7 22,7 44,0 49,3 45,5 sep 10,8 12,2 11,2 21,5 24,4 22,4 43,1 48,9 44,7 okt 9,4 11,5 10,0 18,8 23,0 20,0 37,7 45,9 40,0 nov 7,4 10,4 8,3 14,9 20,8 16,6 29,8 41,7 33,1 dec 6,2 9,8 7,2 12,5 19,5 14,4 24,9 39,0 28,9 Det er naturligvis muligt at køre med anlægget to eller flere gange dagligt, hvorved behovet for lagerkapacitet reduceres markant. For visse typer gasturbiner er opstart relativt dyr, idet opstart øger servicefrekvensen for anlægget. Selv en forholdsvis stor biogasproduktion udgør en beskeden andel af det samlede gasforbrug for de større combined-cycle-anlæg. For de beregnede tilfælde varierer den samlede andel af gassen, der udgøres af biogas, mellem 3 og 34 % (på energibasis), se Tabel 10. Det betyder, at det skal vurderes i hvert enkelt tilfælde, om det er økonomisk fornuftigt at ændre driftsmønstret fra det nuværende, der er optimeret i forhold til markedsprisen for el. Det er store mængder naturgas, der skal anvendes på ikke-optimale tidspunkter for at kunne aftage biogas. Alternativt kan biogas afsættes til værket, når det kører med det nuværende driftsmønster, som er styret af varmebehov og markedsprisen for el. Det vil dog have den negative konsekvens, at afsætning af biogas vil være ustabil, og en betydelig mængde biogas vil derfor skulle afsættes til en anden kunde. De økonomiske konsekvenser af ovenstående er ikke analyseret i dette arbejde.

25 DGC-rapport 22 Tabel 10 Den samlede årlige andel af gasforbruget på energibasis, der udgøres af biogas ved anvendelse af biogas i mængder af 500, 1000 og 2000 m 3 /h på de tre værker, under antagelse af at turbineanlæggene er i drift én gang dagligt. Biogasproduktion Værk #1 Værk #3 Værk #6 500 m 3 /h 5 % 9 % 3 % m 3 /h 10 % 17 % 6 % m 3 /h 20 % 34 % 13 % 6.6 Øvrige omkostninger ved brug af biogas på turbineanlæg Kompression Gasturbineanlæggene forsynes typisk med gas fra naturgassystemets fordelingsnet hvor trykket er mellem 19 og 40 bar(o) afhængig af nettets geografiske placering. Det betyder at biogassen skal komprimeres til minimum dette trykniveau for at kunne afsættes. Hvis biogas skal afsættes til større gasturbineanlæg skal gassen komprimeres fra atmosfæretryk til 40 bar(o). Omkostningerne er vurderet for en biogasproduktion på m 3 /time. Der er regnet med en elpris på 0,8 kr./kwh, 5 % rente og en afskrivningsperiode på 10 år. Investerings- og driftsomkostninger er baseret på leverandøroplysninger. På baggrund heraf er det beregnet, at omkostning til kompression af biogassen til det tryk, der kræves, for at gassen kan anvendes på turbineanlæg er 0,49 kr./m3 CH 4. Se Tabel 11 for yderligere detaljer.

26 DGC-rapport 23 Tabel 11 Omkostning til kompression af hhv. biogas og biometan Biogas Metanindhold - 65 % Biogasmængde m 3 /h Sugetryk bar(o) 0 Afgangstryk bar(o) 40 Kapitalomkostning kr./m 3 CH 4 0,09 Sliddele kr./m 3 CH 4 0,025 Anden drift kr./m 3 CH 4 0,06 Elforbrug kr./m 3 CH 4 0,31 I alt kr./m 3 CH 4 0, Gasrensning Som beskrevet tidligere angiver en leverandør at deres anlæg kræver et indhold af siloxan på maksimalt 50 ppb W/W; altså i praksis en fuldstændig fjernelse. Det kan være en udfordring at måle så lave koncentrationer, men det er formentligt muligt. En tidligere undersøgelse har vist omkostninger til siloxanfjernelse svarende til ca. 7 øre/m 3 biogas.

27 DGC-rapport 24 7 Referencer /1/ Analyse af den gasfyrede kraftvarmesektor, DGC naturgas- varmeforsy- ning/energianalyser/nyeste/rapport_gasfyrede_kraftvarmesektor.pdf /2/ Establishment of a biogas grid and interaction between a biogas grid and a natural gas grid. DGC report /3/ Bekendtgørelse om kontrol med risikoen for større uheld med farlige stoffer. BEK nr 1666 af 14/12/2006. /4/ /5/ Energistyrelsens ENERGISTATISTIK 2012 land/biogas/biogasrejseholdet/faq/hvornaar-er-et-biogasanlaeg- omfattet-af-risikobekendtgoerelsen/