Mulighed for regulerkraft fra affaldsforbrændingsanlæg

Transkript

1 Mulighed for regulerkraft fra affaldsforbrændingsanlæg PSO F&U program Styring og regulering: Proj.nr TRYK DAMP AFGANG barg HAST. P]F.PUSHER % T FREM NET C TEMP.R.FJV C TEMP.KOND.FJV 1 C M]LER L.2 FJV MW FLOW DAMP AFGANG kg/s AKTIV EFFEKT GEN. MW Eleffekt MW, Flow damp kg/s 0 1 9:00 9:15 9:30 9:45 10:00 10:15 10:30 10:45 11:00 11:15 11:30 11:45 12:00 Scion-DTU, Diplomvej, bygning 377-stuen 2800 Kgs. Lyngby Telefon jsn@weel-sandvig.dk web Cvr.nr: Dato 21. december 2006 Projektansvarlig Jan Sandvig Nielsen

2

3 Resume...1 Indledning...2 Baggrund for projektet...2 Indhold og fremgangsmåde...3 Økonomi for affaldsanlæg i relation til regulerkraft...4 Tilskud til elproduktion fra affaldsforbrændingsværker...4 Pristillæg til decentral kraftvarme på naturgas og affald...4 Modeller i markedet for regulerkraft...4 Prissætning af regulerkraft...5 Principper bag markedsmekanismer...6 Deltagelse på regulerkraftmarkedet...7 Data og tendenser i regulerkraftmarkedet...7 Balanceansvarligs udgifter ved at agere i regulerkraftmarked...10 Investeringer for affaldsværk for at kunne indgå kontrakt...11 Markedspotentiale for regulerkraft fra affaldsanlæg...12 For den systemansvarlige...12 For affaldsforbrændingsanlæggene...12 Specielle forhold Scenarier for overslagsmæssige beregninger på bud for nedregulering Kortlægning af forhold på affaldsforbrændingsanlæg...15 Tilpasning af simulatorer til analyse af affaldsværker...16 Simulering af regulerkraftydelser fra affaldsværker...18 Anlægsspecifikke data som input til simulatorer...19 Resultater fra simuleringer af bypass regulering...20 Forsøg med nedregulering på to anlæg...21 Forsøgsresultater med regulerkraft på Affaldscenter Århus...21 Potentiale for reservekraft fra affaldsværker...22 Konklusion...22 Resultater af projektet...24 APPENDIX 1: Nogle forhold vedrørende regulerkraft...25 Vestdanmark:...25 Indmeldelse af bud i markedet for regulerkraft Krav til regulerkraft ydelsen Krav til dokumentation og kommunikation Opgørelse og afregning af regulerkraft Østdanmark...26 Indmeldelse af bud i markedet for regulerkraft Krav til regulerkraftydelsen Krav til dokumentation og kommunikation APPENDIX 2: Affaldscenter Århus som testfacilitet...27 Beskrivelse af anlægget og driften...27 Planlægning af forsøg med nedregulering...32 Forsøg med nedregulering ved bypass af turbine...32 APPENDIX 3: TAS I/S som testfacilitet...36 Tekniske forhold...36 Planlægning af forsøg med nedregulering...36 Forsøg med nedregulering...37 Forsøgsforløb Observationer under forsøg Forsøgsresultater APPENDIX 4: Pumper og fjernvarmesystem...45 APPENDIX 5: Simuleringer...47 Simuleringer af damp- og fjernvarmesystemet...47 Bypass til HT kondensator... 47

4 Bypass ved brug af separat bypass-kondensator Simuleringer af ovnsystemet...51 Damp bypass på turbine BILAG A: Elproduktionstilskud...55 BILAG B: Spørgeskema til affaldsforbrændingsanlæg...58

5 Resume Her rapporteres resultater, fremgangsmåde m.v. fra et projekt, hvor der er undersøgt de tekniske muligheder for at affaldsforbrændingssektoren kan tilbyde reservekraft i form af nedregulering af elproduktionen når der er overproduktion af el. En række af de elproducerende affaldsværker, som ikke drives af Dong Energy (tidl. Elsam), indgår i undersøgelsen. De tekniske forhold er kortlagt gennem spørgeskemaer, telefoninterview og anlægsbesøg. Endvidere er de tekniske muligheder og begrænsninger i relation til regulerbarhed på elproduktionen analyseret ved anvendelse af avancerede og dedikerede dynamiske simulatorer af selve anlægget til affaldsforbrænding og af dampturbine/fjernvarmesystemet. Simulatorerne er udviklet af Weel & Sandvig. Ved hjælp af simuleringerne er der undersøgt de mulige konsekvenser ved at foretage en relativ hurtig ned- og opregulering af elproduktionen på et affaldsforbrændingsanlæg ved anvendelse af bypass af damp på turbinen. Det er bl.a. beregning af hvilke forstyrrelser, der kan forventes at opstå i selve afbrændingen af affald og i det tilkoblede fjernvarmesystem. Simuleringerne er fordelagtige i forhold til praktiske forsøg bl.a. til at undersøge konsekvenser af isolerede veldefinerede handlinger, som eksempelvis en nedregulering af elproduktionen ved bypass af dampturbine. I praksis er der på affaldsanlæg hele tiden ukendte ret store forstyrrelser primært i form af at affaldet ikke er et veldefineret brændsel. Således kan både indfødningen og brændværdien af affaldet variere meget. Derudover er simuleringer fordelagtige, idet de kan foretages op mod gange hurtigere end real tid samtidig med at der ikke er nogen anlægsrisiko forbundet med at køre drift uden for normal praksis. Analyserne med simulatorerne har vist at når nedreguleringen sker ved bypass af turbinen er der tale om en meget begrænset påvirkning (hvis den overhovedet er påviselig i praksis) på affaldsforbrændingssiden. Derimod viser simuleringer, at der kan opstå mærkbare forstyrrelser i koblingen til fjernvarmesiden, hvor hele nedreguleringseffekten overføres til som en forøget varmeeffekt. De teoretiske simuleringsundersøgelser er underbygget med praktiske forsøg, for at kunne dokumentere at værkerne faktisk er i stand til at tilbyde regulerkraft på gældende vilkår og for at kunne dokumentere, hvilke eventuelle afledte effekter det måtte afstedkomme bl.a. mht. miljømæssige forhold. Forsøg med ned- og opregulering blev foretaget på TAS I/S og Affaldscenter Århus (AKV). Forsøgene, udført hos de to anlæg, viste at anlæggene umiddelbart og med manuel styring af bypass systemet var i stand til at udføre ned- og opregulering i forhold til gældende krav på regulerkraftmarkedet. Der kunne ikke ses nogen afledte effekter på forbrændingssiden mens nedreguleringsforsøgene stod på. Undersøgelsen har afdækket at affaldssektoren er i stand til at tilbyde reservekraft efter gældende vilkår i form af nedreguleringsydelser fra de elproducerende anlæg. Nedregulering kan ske ved delvis bypass af damp på turbinen. Potentialet er estimeret til op mod 80% af den installerede eleffekt i størstedelen af året. 1

6 I sommerperioden vil potentialet være noget lavere, idet en del anlæg har en flaskehals med hensyn til at kunne afsætte den ekstra varmeproduktion, der optræder når der foretages bypass af damp på turbinen. For at kunne deltage på markeder for reservekraft vil det typisk kun kræve mindre ændringer i anlæggenes kontrolsystemer og etablering af en kommunikationsprocedure mellem balanceansvarlig og anlæg. Det fremgår af undersøgelsen, at normalt kan man forvente at affaldssektoren ikke vil være i stand til at tilbyde nedregulering til konkurrencedygtige priser på regulerkraftmarkedet. Til gengæld viser undersøgelsen at sektoren bør kunne stå til rådighed med nedreguleringseffekt for en rådighedsbetaling som er konkurrencedygtig i forhold til det nuværende prisniveau (2006). Dermed bør konkurrencen på markedet for reservekraft kunne øges, hvilket netop er hovedformålet med dette projekt. Indledning Hensigten med dette projekt er i første omgang at afdække om affaldsværker kan tilbyde reguleringsydelser (primært nedregulering af elproduktion) på markedsvilkår 1. I givet fald undersøges i hvilket omfang nedregulering kan ske uden derved at skabe væsentlige ulemper for driften af affaldsværket, som evt. kan overskygge værdien af at deltage på markedet for regulerbar kraft. Et centralt element er at afprøve forskellige reguleringsstrategier af et affaldsforbrændingsanlæg med tilhørende dampturbinesystem for derved at kunne identificere de strategier som vil være mest hensigtsmæssige for driften og mest effektive i forbindelse med en hurtig regulering af eleffekten. Det er først og fremmest nedregulering og hvor hurtigt at anlægget efterfølgende kan komme tilbage på normal eleffekt der undersøges. Afprøvning af forskellige reguleringsstrategier og deres konsekvenser analyseres ved hjælp af to simulatorer som Weel & Sandvig allerede har udviklet. Baggrund for projektet Systembalancen af det overordnede elnet sikres ved at Energinet.dk har aftaler med en række balanceansvarlige om at tilbyde reguleringsydelser. Energinet.dk ønsker flere udbydere af reguleringsydelser herunder reservekraft med rådighedsbetaling for at sikre et velfungerende liberaliseret elmarked med konkurrencedygtige priser. Affaldsforbrændingsanlæggene i Danmark har installeret en samlet elproduktionskapacitet på ca. 210 MW. Den samlede elproduktion fra affaldsanlæg er på omkring 1470 GWh/år svarende til 3,2 % af den samlede årlige elproduktion i Danmark. Hidtil har affaldsværkerne ikke fundet det interessant at tilbyde reguleringsydelser begrundet med forventninger om at det vil give anledning til forstyrrelser i driften eller at det slet ikke vil være muligt med de gældende tidsmæssige vilkår. 1 Bestemmelser vedrørende regulerkraft og reservekraft ændres løbende bl.a. som følge af at der er en harmonisering i gang mellem Øst- og Vestdanmark. Visse bestemmelser kan derfor ved projektets afslutning være ændret i forhold til beskrivelsen i denne rapport, der i det væsentlige er skrevet i første halvdel af

7 De enkelte affaldsanlæg er normalt i drift op mod 8000 timer om året. De er dermed til rådighed i en meget stor del af tiden. Affaldsværkernes opbygning er oftest således at de delvis kan komme af med den producerede varme i en periode med ringe behov for fjernvarme, således at de har mulighed for at destruere affald også i denne periode. Anlæggene har dermed indbygget en mulighed for at sænke elproduktionen ved at lede dampen uden om turbinen og direkte til et kølesystem. Projektet relaterer sig til området Styring af elforsyningssystemer og forbrug med fokus på at afdække hvorvidt affaldsforbrændingsanlæg er en tilgængelig ressource på produktionssiden til, på kommerciel basis, at medvirke til opretholdelsen af sikker og stabil drift af elsystemet. Indhold og fremgangsmåde Projektet består af følgende hovedfaser: 1. Gennem en spørgeskemaundersøgelse / interview per telefon er de tekniske forhold og primære barrierer, der måtte findes på affaldsanlæg for at være aktive i markedet for regulerkraft, afdækket på 13 anlæg. Den principielle opbygning og kapacitetsmæssige flaskehalse på disse affaldsforbrændingsanlæg er ligeledes blevet belyst. Den installerede eleffekt er på 3-42 MW. I projektet er udvalgte anlæg besøgt med henblik på at få afdækket hvilke forhold der er begrænsende og hvilke forhold der giver mulighed for at tilbyde reguleringsydelser. 2. Weel & Sandvig har uden for dette projekt udviklet en avanceret simulator til affaldsforbrændingsanlæg, der i detaljer beskriver forbrændingsforløbet på risten, varmeovergangen til dampsiden og dampsystemet og hele reguleringssystemet. Endvidere har Weel & Sandvig udviklet en detaljeret simulator af et dampturbinesystem med generator. De to simulatorer er integreret i undersøgelsen af muligheder for og konsekvenserne ved at yde regulerbar kraft fra affaldsforbrændingsanlæg. 3. To repræsentative anlæg (TAS i Kolding og Affaldscenter Århus) er blevet nærmere undersøgt mht. hvorledes de kan opereres og hvordan de vil reagere i forbindelse med at yde reguleringsydelser. Undersøgelser er baseret på detaljerede simuleringer af affaldsværkets ovn, kedel og dampsystem, turbine og fjernvarmesystem med regulatorer. 4. Der er udført forsøg på de to førnævnte anlæg, hvor elproduktionen reguleres svarende til en situation, hvor der ydes regulerkraft. Resultater herfra er sammenlignet med simuleringsresultater og de miljømæssige konsekvenser er opgjort ved at se på data for emissioner under reguleringsforsøgene. 5. Simulatoren til dampturbinesystemet er justeret (tunet på reguleringsparametre) i forhold til de opnåede forsøgsresultater (under punkt 3). Forsøgsresultaterne har ikke afdækket væsentlige problemer med bypass og der er ikke påvist væsentlige ændringer af forholdene på forbrændingssiden. Der er derfor ikke fundet anledning til at foretage simuleringer af andre affaldsforbrændingsanlæg. 6. Økonomiske forhold er vurderet. Behov for investeringer og ulemper på affaldsværker ved at tilbyde reguleringsydelser er vurderet i relation til den mulige ekstra indtjening primært fra en udsigt til rådighedsbetaling. 3

8 Økonomi for affaldsanlæg i relation til regulerkraft Der er to spørgsmål der rejser sig i forbindelse med affaldsforbrændingsanlæggenes muligheder for at deltage i markedet for regulerkraft: 1. Det ene er, i hvilket omfang anlæggene i teknisk og praktisk henseende kan tilbyde regulerkraft? 2. Det andet er, i hvilket omfang anlæggende i økonomisk henseende er attraktive (konkurrencedygtige) at inddrage på regulerkraftmarkedet? Hovedvægten i nærværende undersøgelse er lagt på at besvare det første spørgsmål. I det følgende præsenteres først nogle økonomiske forhold i forbindelse med at deltage på regulerkraftmarkedet. Tilskud til elproduktion fra affaldsforbrændingsværker Affaldsforbrændingsanlæg er omfattet af forskellige tilskud til elproduktionen. Der gives et elproduktionstilskud til el produceret på affaldsforbrændingsanlæg (LOV nr. 392 af 6/ og LBK nr. 490 af 13/6 2003). Som udgangspunkt ydes et statsligt elproduktionstilskud på 0.07 kr./kwh. Dette tilskud er direkte proportionalt med mængden der produceres. For anlæg med en samlet elproduktionskapacitet på 3 MW eller derunder og som har været sat i drift eller ansøgt godkendt før 1. januar 1997 med efterfølgende godkendelse er tilskuddet på 0.1 kr/kwh 2. Pristillæg til decentral kraftvarme på naturgas og affald Foruden tilskuddet til elproduktion er der derudover et pristillæg til elproduktion fra decentrale anlæg. I hovedtræk ydes dette pristillæg til decentrale anlæg afhængig af brændselstyperne. Eksisterende værker med en samlet installeret eleffekt over 10 MW (fra 1. januar 2007 værker med en eleffekt over 5 MW) får et produktionsuafhængigt pristillæg svarende til den tidligere modtagne støtte i årene Støtten ydes i 20 år fra værkets nettilslutning, dog mindst i 15 år fra 1. januar På værker til og med 5 MW e (indtil 1. januar MW e ) er der mulighed for i stedet at vælge et pristillæg som afhænger af hvornår og i hvilket omfang elproduktionen finder sted. Pristillægget sikrer sammen med markedsprisen en afregning svarende til treledstariffen. Forholdene er beskrevet i bekendtgørelse af lov om elforsyning LBK nr. 286 af 20/ og BEK nr af 15/12/2004. Modeller i markedet for regulerkraft Affaldsværker kan have incitament til at deltage på markedet for regulerkraft. Deltagelse på regulerkraftmarkedet kan ske efter to forskellige modeller: 1) Virksomheden kan på baggrund af Energinet.dk's udbud indgå en aftale med Energinet.dk om at stille en reserveeffekt (op-eller nedregulering) til rådighed mod at 2 Tilskudsordningen er foreløbig godkendt af Europa-Kommissionen og gælder frem til Ydelse af tilskud herefter er derfor betinget af en fornyet godkendelse af ordningen fra Europa-Kommissionen. 4

9 man får en rådighedsbetaling. Mindre producenter kan byde ind i grupper via en balanceansvarlig. Indholdet af aftalen er på nuværende tidspunkt lidt forskellig for Øst- og Vestdanmark, men fælles for dem er en forpligtelse til at byde en aftalt mængde ind i markedet for regulerkraft. I Vestdanmark indeholder aftalen ud over den faste rådighedsbetaling kun en forpligtelse til i samtlige timer i perioden at byde reservekraften ind i markedet for regulerkraft med minimum den aftalte effekt. Der foreligger således ikke ved aftalens indgåelse energipriser for regulering i de enkelte timer. Priser (kr./mwh) for det kommende døgn bydes ind i markedet senest kl. 17 men kan dog efterfølgende ændres indtil en time før den pågældende klokketime begynder. I Vestdanmark skal den fulde reserverede og indbudte effekt kunne tilbydes inden for 15 minutter fra aktivering. Den maksimale reguleringsgradient for anlægget skal løbende opgives. Der skal i en aftale stilles mellem 10 og 50 MW reguleringseffekt til rådighed. I Østdanmark kan der i en aftale udover den faste rådighedsbetaling også være aftalt et loft og gulv for energibetalingen i forbindelse med regulerkraft. Der skal i en aftale stilles mellem 10 og 75 MW reguleringseffekt til rådighed. Der bydes ind i regulerkraftmarkedet i alle timer senest en timer før start af den pågældende time og med bud som ligger inden for et eventuelt aftalt prisinterval. I Østdanmark skal den fulde reserverede og indbudte effekt kunne tilbydes inden for 10 minutter fra aktivering. 2) Virksomheden kan undlade at indgå en sådan aftale og i stedet (via en balanceansvarlig) byde ind med regulerkraft, når virksomheden finder det attraktivt, idet virksomheden så frit kan tilbyde mængde og pris. I dette tilfælde får virksomheden ikke rådighedsbetaling, men alene energibetaling ved aktivering. Ofte er der med energibetalingen på regulerkraftmarkedet udsigt til tillæg og fradrag for op- og nedregulering hhv. Disse tillæg og fradrag er det økonomiske incitament til at deltage på regulerkraftmarkedet. Prissætning af regulerkraft Det er Energinet.dk s sigte ultimo 2007 at implementere de fællesnordiske afregningsprincipper for regulerkraft og balancekraft i Danmark 3. Fra 1. juli 2006 afregnes regulerkraft i Østdanmark efter Nordisk marginalpris. I Vestdanmark afregnes efter indenlandsk marginalpris. Hvilket vil sige at det er det sidst aktiverede regulerkraftbud fra balanceansvarlige i område DK1 der fastsætter prisen på al regulerkraft i den pågældende time. Dog vil opreguleringsprisen være nedadtil begrænset af elspotprisen og nedreguleringsprisen vil være opadtil begrænset af elspotprisen. Hvis en leverandør leverer både op- og nedregulering i samme time afregnes efter nettoenergien der er reguleret 4. 3 Notat v2, Energinet.dk, 21. juni Notat , Eltra 12. april

10 Principper bag markedsmekanismer For den systemansvarlige er to væsentlige opgaver at tilsikre forsyningssikkerhed og en balance mellem øjeblikkeligt forbrug og produktion af el i området til lavest mulig pris. I tilfælde af at der er overproduktion af el vil der ud fra et samfundsøkonomisk synspunkt gælde om først at få stoppet de anlæg som har de største variable omkostninger ved at producere. Tilsvarende vil der i tilfælde af manglende produktion gælde om at få øget produktionen på de anlæg, der har den laveste marginale pris. For den systemansvarlige gælder noget lignende i forbindelse med at sikre at produktionen tilpasses det øjeblikkelige behov og til lavest mulig pris. Dette kan i praksis ske på frivillig basis ved at benytte sig af et marked, hvor der gives en kompensation for ikke at producere i tilfælde af at der er behov for nedregulering. Normalt vil der gælde at de anlæg, som har det mindste markedsmæssige incitament til at producere i øjeblikket, vil være villige til at nedregulere mod at få en relativ lille kompensation, mens de anlæg der har stor fortjeneste ved at producere i øjeblikket vil kræve en større kompensation. Når kompensationen for nedregulering af et anlæg er større end det ekstra dækningsbidrag man vil opnå ved ikke at nedregulere er der et incitament til at anlæggets ejer vil regulere ned. En producent der deltager i markedet for nedregulering har på forhånd solgt den planlagte produktion til gældende markedspris og får denne betaling uanset om der aktiveres nedregulering eller ej. Hvis producenten bliver bedt om at aktivere nedregulering betyder det at den balanceansvarlige sælger allerede købt men endnu ikke produceret produktion til producenten, som således skal betale for dette. Man kan sige at producenten således køber en fiktiv kommende overproduktion af den balanceansvarlige og bevirker at producenten dermed slipper for selv at producere en tilsvarende elproduktion som der ikke er behov for. Dette udmøntes i at producenten tilbageholder en del af sin planlagte produktion i form af en nedregulering. Den balanceansvarlige sælger den del af sin på forhånd købte produktion som man kan få den højeste pris for dvs. til de nedreguleringsbud, der har den højeste pris i markedet for nedregulering i den pågældende time. En producent, som aktiveres til nedregulering, må således betale gældende markedspris (eller eventuelt sin budpris for nedregulering) for at tilbageholde den aktiverede effekt. Forskellen mellem den markedspris som producenten på forhånd har solgt den planlagte produktion til og den pris som han må betale for ikke at producere er den kompensation som producenten får ved ikke at producere. Et optimalt marked fungerer hvis alle producenter melder deres regulerbud ind svarende til deres respektive faktiske marginale omkostninger forbundet med at eksekvere de pågældende reguleringer af elproduktionen. I et ideelt og frit marked (mange uafhængige købere og producenter med forskellige anlægstyper) bør der kun være en lille prisforskel mellem markedsprisen og prisen for op- eller nedregulering. Er dette tilfældet er det en indikation af at markedet fungerer godt. 6

11 Deltagelse på regulerkraftmarkedet Markedet for regulerkraft fungerer ved at producenter byder priser ind for op- og nedregulering på timebasis. Ved opregulering antages de bud om opregulering som er lavest. Ved nedregulering antages de bud der er højest. Dette hænger som før nævnt sammen med at den produktion der var planlagt produceret, hvis ikke der blev aktiveret nedregulering, allerede er solgt og betaling herfor får man uanset om der aktiveres nedregulering eller ej. Den pris man byder ind med på markedet for nedregulering er derfor den pris man er villig til at betale systemet for ikke at skulle producere alligevel. Budprisen bør ideelt set svare til de variable omkostninger (offeromkostninger), der vil være forbundet med at producere den el som man tilbyder ikke at producere. Producenten afregnes efter en fælles pris for op- og nedregulering fastsat ud fra prisen for det sidst aktiverede bud. Dvs. ved aktivering er der udsigt til en ekstra fortjeneste i forhold til at have produceret uden op- eller nedregulering med mindre man selv er den sidst aktiverede i markedet. Under antagelse af at markedet fungerer som et marked med fuld konkurrence bør en producent, der ønsker at optimere sin fortjeneste ved deltagelse i markedet for regulering, under disse forhold således byde ind med en pris for regulering som svarer til producentens egen marginale omkostning ved at forestå den aktuelle regulering. Ved nedregulering vil der gælde at jo lavere pris (og omvendt ved opregulering jo højere pris) der bydes ind desto større risiko er der for at ens bud ikke bliver aktiveret og at man dermed går glip af en ekstra fortjeneste i forbindelse med pristillæg og fradrag for hhv. op- og nedregulering. Data og tendenser i regulerkraftmarkedet I praksis har det vist sig at den gennemsnitlige pris for op- og nedregulering er ret nært sammenfaldende med den gennemsnitlige markedspris på el. De gennemsnitlige pristillæg for opregulering og prisfradrag for nedregulering var eksempelvis for oktober i Vestdanmark 54 kr./mwh mens pristillægget i Østdanmark for opregulering var på 44 kr./mwh og prisfradraget for nedregulering var på 25 kr/mwh. Pristillægget for op- og nedregulering kan dog variere meget i de enkelte timer (se Figur 1, Figur 2 og Figur 3). For Vestdanmark har der i 2005 været behov for 4.2% opregulering og 1.8% nedregulering af det samlede forbrug (se Tabel 1). I Figur 4 er vist hvor lang tid op- og nedreguleringer har varet i 2003 og første 10 måneder af 2004 i Østdanmark. Det mest almindelige er en varighed på mellem tre kvarter og to timer. For op- og nedreguleringer der varer mere end to timer er hyppigheden svagt faldende for stigende varighed. Nedreguleringer forekommer typisk mindre end halvt så ofte som opreguleringer. Fordelingsmønsteret i varigheden af op- og nedreguleringer er nogenlunde det samme. 5 Markedsrapporten nr.1. oktober 2005, Energinet.dk 7

12 Figur 1. Priser i regulerkraftmarkedet (Vest og Øst) oktober Kilde: Markedsrapporten nr Energinet.dk Drift 1-16 jan 2005 DK-Vest Regulerkraft Pristillæg - opregulering, DKK/MWh Regulerkraft Regulerkraft - op, MWh/h Pris, DKK/MWh DK-Vest DKK/MWh Regulerkraft Prisfradrag - nedregulering, DKK/MWh Regulerkraft Regulerkraft - ned, MWh/h MWh/h Ekstrem ved -778 DKK/MWh Timer Figur 2. Mængder af op- og nedregulering (venstre akse) med pristillæg (højre akse) for op- og nedregulering samt systemprisen. Kilde: Dataudtræk fra Energinet.dk DKK/MWh 8

13 Januar Regulerkraft - ned, MWh/h Regulerkraft - op, MWh/h MWh/h DKK/MWh DK-Vest pris DKK/MWh Systempris DKK/MWh Prisfradrag - nedregulering, DKK/MWh Time Pristillæg - opregulering, DKK/MWh Figur 3. Eksempel på priser og mængder for op- og nedregulering i Vestdanmark i januar Bemærk, der er en periode med samtidig op- og nedregulering. Data er udtrukket fra Energinet.dk. Kilde: Vestdanmark 2005 Vindkraft Forbrug Regulerkraft ned Regulerkraft op Pristillæg ned Pristillæg op MW MW MWh/h MWh/h DKK/MWh DKK/MWh Middel hele tiden Middel når aktiv Andel af samlet forbrug 23.9% 1.8% 4.2% Vægtet andel når aktiv 5.3% 6.2% Middelpris DK-Vest 289 DKK/MWh Gennemsnitlig vægtet fradrag/tillæg Gennemsnitlig fradrag/tillæg ift samlet betaling for forbrug mens aktiv 1.1% 1.3% Gennemsnitlig fradrag/tillæg ift samlet betaling for forbrug 0.34% 0.91% Tabel 1. Andele af regulerkraft for 2005 i Vestdanmark i forhold til forbrug og gennemsnitlige pristillæg på op- og nedregulering og deres vægt i forhold til samlet værdi af elproduktionen. Kilde: Baseret på dataudtræk fra Energinet.dk. 9

14 Figur 4. Varigheden af op- og nedreguleringer i Østdanmark for 2003 og første 10 måneder af Kilde: Energinet.dk. Balanceansvarligs udgifter ved at agere i regulerkraftmarked Som elproducent kan man deltage i regulerkraftmarkedet via en balanceansvarlig eller, hvis man selv kan byde tilstrækkelig effekt ind (minimum 10 MW), kan man selv være balanceansvarlig. Som balanceansvarlig betales (i 2006) et årligt abonnement på kr. for at agere i det danske system. Desuden koster det kr. i oprettelse. Endelig skal der stilles et variabelt garantibeløb dog minimum 2 mio. kr. 10

15 Investeringer for affaldsværk for at kunne indgå kontrakt For at et affaldsforbrændingsanlæg kan indgå aftale om rådighedsbetaling, vil det være nogle krav der skal kunne opfyldes mht. kommunikation mellem balanceansvarlig og værk og evne til at kunne dokumentere omfanget af nedregulering. De ændringer og investeringer, som i praksis bør udføres for at kunne deltage hensigtsmæssigt på markedet for reservekraft med rådighedsbetaling, vil for den type anlæg, der indgår i nærværende undersøgelse, primært være: kommunikationsudstyr, procedurer og evt. fjernbetjeningsmulighed for den balanceansvarlige, evt. 10 sekunders dataregistrering af elproduktion for dokumentation af leveret effektregulering, reguleringsmæssige tilpasninger eksempelvis i form af justering af rampetider for bypass systemet, evt. eliminering af flaskehalse mht. at kunne afsætte ekstra varmeproduktion i visse perioder for at kunne deltage på regulerkraftmarkedet i en større del af året. Udgifter til opfyldelse af ovenstående vurderes at kunne variere meget, afhængig af hvor avanceret en løsning man vælger og hvilke muligheder der allerede er indbygget i det eksisterende kontrol- og overvågningssystem på anlægget. Hvis det er leverandøren af overvågningssystemet der skal foretage ændringer vil det ofte være betydeligt dyrere end hvis det er ændringer som kan foretages af firmaer med generel reguleringsteknik. På den baggrund har vi ikke set os i stand til at estimere priser inden for et tilstrækkelig snævert interval til at det i praksis er særligt brugbart. Efter vort bedste skøn vil ændringerne i de fleste tilfælde kunne foretages for et beløb mellem og kroner. Affaldsværker er karakteriseret ved at de normalt altid er bemandet (ofte med mindst to personer) eller at de kan fjernstyres. Derfor vil kommunikationen i princippet kunne gøres meget enkelt med en procedure baseret på opkald pr. telefon og til kontrolrummet. Spørgsmålet er dog om det vil være hensigtsmæssigt med en så simpel løsning både i forhold til at kunne dokumentere nøjagtige tidspunkter og i forhold til at sikre sig at man altid får aktiveret en ned- eller opregulering i tide, hvis man bliver anmodet om det. Det kan derfor være en god ide at få etableret et kommunikationssystem mellem balanceansvarlig og anlægget, så balanceansvarlig sender anmodning direkte til anlæggets kontrolsystem med logning af hændelsen. Herfra kan nedreguleringen enten ske automatisk eller aktiveres manuelt af operatøren. Der er ikke kvantificeret hvilket investeringsbehov, der knytter sig til et sådant system. Det vurderes at der vil være et stort spænd afhængig af om det eksisterende system er forberedt til at kunne tilføjes ændringer af denne type. Mulighed for at kunne opfylde de krav der er til dokumentation af faktisk leveret eleffekt vurderes at være til stede på anlæggene. Der kan være tale om at et eksisterende dataopsamlingssystem skal foretage logning hyppigere. Tilpasninger af rampetider i bypass styring vurderes at kunne ændres for et meget beskedent beløb. Man bør dog sikre sig at det ikke giver anledning til problemer på anlægget eksempelvis i form af at andre reguleringsparametre skal tilpasses samtidigt, og at det ikke har indflydelse på en evt. leverandørgaranti. 11

16 Eliminering af flaskehalse for at kunne deltage på markedet i en større del af året (eksempelvis ved at fjerne en flaskehals i form af manglende evne til at slippe af med varmen) kan kræve større investeringer, og må således være en afvejning af hvilket ekstra indtægtsgrundlag der er udsigt til her. Markedspotentiale for regulerkraft fra affaldsanlæg Foruden de tekniske og praktiske begrænsninger i potentialet for regulerkraft fra affaldsforbrændingssektoren er spørgsmålet i hvilket omfang det er økonomisk interessant for affaldssektoren såvel som for den systemansvarlige at denne sektor deltager i markedet? For den systemansvarlige Den systemansvarlige har som nævnt en forpligtelse til at indgå aftaler om rådighed af regulerbar kraft i et vist omfang. Disse aftaler indgås til lavest mulige pris på rådighedsbetalingen og med visse krav til regulerbarhed på de anlæg der er indbefattet af aftalerne. For den systemansvarlige gælder det således om at få flest mulige aktører på banen for at øge konkurrencen og dermed få adgang til de billigste aftaler. Sideløbende hermed er der regulerkraftmarkedet, hvor regulerkraften udbydes og prissættes. Regulerkraften aktiveres efter mest gunstige budpris for den systemansvarlige. Der ligger ikke i en aftale om rådighedsbetaling et krav om aktivering af en vis mængde op- eller nedregulering. Aktiveringen i regulerkraftmarkedet er således ikke knyttet sammen med en evt. aftale om rådighedsbetaling. Man kan derfor - i hvert fald i princippet - godt modtage rådighedsbetaling uden på noget tidspunkt at blive aktiveret på regulerkraftmarkedet. For affaldsforbrændingsanlæggene For et affaldsforbrændingsanlæg vurderes at det primære økonomiske incitament er udsigten til selve rådighedsbetalingen og sekundært eventuelle ekstra gevinster der måtte være forbundet med at vinde bud på markedet for regulerkraft. For anlæg, der udelukkende fyres på affald, vurderes det kun relevant at tilbyde nedregulering af elproduktionen. Begrundelsen herfor er dels at anlæggende normalt kører ganske tæt på fuldlast på selve ristefyringen, således at der kun er et begrænset potentiale for opregulering, dels at en opregulering i form af forøget belastning på anlægget vil være træg, hvis man skal undgå større forstyrrelser og belastninger i anlægget. I princippet kan opregulering dog bydes ind hvis varme marginalt kan afsættes til samme pris som el eller højere. I dette tilfælde kan man i udgangspunktet køre med delvis bypass af damp på dampturbinen og derved delvist producere varme frem for el. Man har så mulighed for ganske hurtigt at opregulere elproduktionen ved at lukke for bypass af damp. Situationen er sjældent forekommende. Specielle forhold Affaldsforbrændingsanlæg, der producerer kraftvarme, er specielle i energisektoren i den forstand at de har indtægt både fra brændsel og energiproduktion. Derudover er affaldsforbrændingsanlæg, som producerer decentral kraftvarme, karakteriseret ved at modtage tilskud til elproduktionen i forskellig grad. 12

17 Nedregulering af elproduktion kan på en del anlæg ske hurtigt ved at foretage delvis bypass af dampturbinen. Ved bypass af dampturbine vil der ofte være mulighed for at konvertere den reducerede elproduktion til fjernvarme (når behovet og aftagekapaciteten for fjernvarme er tilstrækkelig). På visse anlæg er der som et alternativ mulighed for at lede overskud af varme væk til omgivelser (typisk med luft- eller vandkølede elementer). Ifølge Dansk Fjernvarmes affaldsstatistik 2003/2004 bortkøles allerede i dag omkring 10 % af varmeproduktionen, primært fordi der i visse perioder er begrænsninger i muligheden for at afsætte varmen som fjernvarme. Nedregulering af ovn Ved en længerevarende nedregulering kan nedregulering i princippet også ske ved at reducere fødemængden af affald og dermed kapaciteten på både behandlet affald, varme- og elproduktion. Varigheden af en nedregulering kendes imidlertid normalt ikke på forhånd. En nedregulering skal ske inden for 10 eller 15 minutter og en større nedregulering kan kun opnås ved bypass af damp på turbinen som så gradvist kan elimineres ved gradvist at nedregulere ovnen. Nedregulering på selve ovnen (mindre indfødning af affald) kan normalt ikke ske til lavere værdi end 70% af fuldlast af hensyn til emissionskrav. Den efterfølgende opregulering af ovnen efter en sådan nedregulering kan ikke ske inden for minutter, så her skal et hurtigt anlæg i budgruppen først forestå denne opregulering, som så igen kan overtages gradvist af affaldsanlægget. Affaldsforbrændingsanlæg har installeret nødstrømsanlæg som kan hjælpe under en opregulering. Den installerede effekt er dog ofte ret beskeden i forhold til den eleffekt der produceres på værket og dermed også den eleffekt som man formodentlig ville byde ind som reservekraft. Det anses derfor ikke for sandsynligt at denne form for nedregulering i praksis kan benyttes på regulerkraftmarkedet, eftersom det normalt vil være forbundet med store omkostninger og dermed en høj pris for nedregulering at skulle nedregulere affaldsovnen. Det er sandsynligt at nedreguleringen vil kunne gøres billigere på andre typer anlæg. Flaskehalse og tilskudsforhold På et anlæg kan der være flaskehalse i form af affaldskapacitet og varmebehov. Sådanne flaskehalse kan være afgørende for om der er et økonomisk incitament til at skulle nedregulere elproduktionen. Et værks begrænsning mht. til at behandle affald kan skyldes begrænsninger i muligheden for at afsætte den producerede varme. Ved bypass af damp produceres mere varme pr. tons affald og dermed vil mængden af affald der kan behandles i dette tilfælde blive reduceret. Derudover mistes indtægt fra salg af el. Nogle af værkerne har i realiteten begrænset deres produktionskapacitet gennem en tilladelse til hvor meget affald de må behandle om året. I sådanne tilfælde reduceres ikke nødvendigvis den årlige mængde af behandlet affald og dermed er der ikke nødvendigvis tab forbundet med at blive aktiveret i markedet for nedregulering. Dette gælder både for nedregulering, der sker ved reduceret indfyring (her antages at værket indgår i budblokke sammen med hurtigere anlæg) og nedregulering, som 13

18 foretages ved bypass af dampturbine. I sidstnævnte tilfælde vil der dog være en forskel i indtægtsgrundlag som følge af forskellige priser på el og varme. I relation til nedregulering af en elproduktion på regulerkraftmarkedet ved bypass af dampturbine opnås der ikke nogen besparelse på udgift til brændsel. Ved en aktiveret nedregulering af elproduktionen vil affaldsanlægget miste et indtægtsgrundlag fra den reducerede elproduktion svarende til den tilbudte pris som værket har budt ind med for den aktiverede nedregulering. Affaldsanlægget har på forhånd solgt en forventet produktion til markedspris og får denne betaling uanset om det produceres eller ej. Dertil kommer en reduktion af det elproduktionsafhængige tilskud (0.07 kr./kwh eller 0.1 kr./kwh). For anlæg mindre end 10 MW (mindre end 5 MW fra 2007) mistes derudover et produktionsafhængigt pristillæg, hvis de har valgt at afregne efter denne model. For anlæg større end 10 MW (større end 5 MW fra 2007) er pristillægget ikke produktionsafhængigt og spiller derfor ikke en rolle i relation til nedregulering. Hvis den reducerede elproduktion konverteres til fjernvarme ved bypass af dampturbine vil affaldsværket til gengæld få en tilsvarende merproduktion af fjernvarme som kan sælges til en marginalpris. Er der derimod en flaskehals på aftaget af fjernvarme, vil den reducerede elproduktion enten ikke kunne omsættes til varme af værdi, men kræve bortkøling, eller alternativt blive oplagret i varmesystemet, som siden hen til gengæld vil udmønte sig i at anlægget må regulere ned i last og derved reducere kapaciteten på behandling af affald. Scenarier for overslagsmæssige beregninger på bud for nedregulering Forskellige scenarier er oplistet i Tabel 2, der angiver til hvilken pris nedregulering kan bydes ind på markedet for regulerkraft for at holde samme dækningsbidrag, som hvis der ikke reguleres ned. Det ses at der kræves ganske store prisfradrag før affaldsforbrændingssektoren har incitament til at regulere ned for elproduktion, især hvis ikke el kan konverteres til og sælges som fjernvarme. Af Tabel 2 fremgår at det særligt er for anlæg med en samlet elproduktionskapacitet på over 10 MW (fra 2007 ned til 5 MW el) at det kan være relevant at deltage på markedet for regulerkraft. Dette skyldes at for disse anlæg er elpristillægget, som tidligere nævnt, ikke produktionsafhængigt og reduceres derfor ikke selvom elproduktion reduceres. Der gælder at hvis marginalprisen for fjernvarme er væsentligt lavere end spotprisen for el kan der kun bydes ind med en lav pris for nedregulering af el. Er den marginale fjernvarmepris derimod på niveau eller højere end spotprisen på el kan der bydes ind med nedregulering som svarer til de priser der ofte ses i markedet. Af tabellen fremgår endvidere at for mindre værker, som har valgt at få et elpristillæg der er produktionsafhængigt, er der normalt store tab forbundet med ikke at producere mest mulig el. Det er særligt i høj- og spidslastperioder at elpristillægget er højt, idet elpristillægget skal kompensere spotprisen til 3-ledstariffen. For sådanne anlæg anses incitamentet og potentialet for at deltage på regulerkraftmarkedet for væsentligt mindre end for anlæg større end 10 MW (større end 5 MW fra januar 1997). 14

19 Gælder for anlæg større end 10 MW el (fra januar 1997 for anlæg større end 5 MW el) Beløb er angivet i Kr./MWh nedreguleret eleffekt. Første kolonne angiver mistet elproduktionstilskud som følge af nedregulering. Anden kolonne angiver sagsprovenuet for den ekstra varmeproduktion som den nedregulerede eleffekt giver anledning til. Tredie kolonne angiver ændring i indtægtsgrundlaget hidrørende fra destruktion af affald. Fjernde kolonne angiver hvilken budpris værket skal byde ind med for at holdes skadesløs. Det ses at prisfradraget (ved bortkøling af varme og specielt ved nedregulering af ovn) meget vel kan være større end markedselprisen. Bypass af dampturbine med konvertering til og salg af fjernvarme Bypass af dampturbine med bortkøling af reduceret eleffekt Nedreguleret fødeflow af affald * *) med kapacitetsmæssige flaskehalse på både affald og fjernvarme, således at der mistes provenu fra begge disse indtægtskilder Forudsætninger Fødeflow affald fuldlast 49.4 tons/h Nedregulering: 1 MW el Elproduktionstilskud 70 kr/mwh Varighed : 1 time Modtagepris affald 200 kr/tons Elvirkningsgrad fuldlast 0.2 Marginalpris fjernvarme: 160 kr/mwh Elproduktion fuldlast 28 MW el Totalvirkningsgrad 0.85 Varmeproduktion fuldlast 91 MW varme Brændværdi affald 10.2 GJ/ton Tabel 2. Scenarier for økonomi ved nedregulering ved deltagelse i markedet for regulerkraft. Ændret elproduktionstilskud Gevinst ved salg af fjernvarme Ændret provenue fra affaldshåndtering Mindste budpris for nedregulering Kortlægning af forhold på affaldsforbrændingsanlæg De større elproducerende affaldsforbrændingsanlæg (dog ej de der opereres af ELSAM) har fået tilsendt et spørgeskema og er blevet bedt om at besvare spørgsmål vedrørende en række tekniske forhold. Spørgeskemaet kan ses i bilag B. I Tabel 3 er nogle af resultater fra spørgeundersøgelsen præsenteret som samlede eller gennemsnitlige størrelser af hensyn til at resultaterne forbliver anonyme. Data fra 11 affaldsforbrændingsanlæg i spørgeundersøgelse Samlet installeret eleffekt 157 MW Installeret eleffekt på enkelt anlæg MW Samlet elproduktion årlig 977 GWh Pristillæg til elprod. i forhold til grundbeløb ( 58) 10 af 11 (antal anlæg) Elproduktionstilskud på 7 øre/kwh 9 af 11 (antal anlæg) Gennemsnitlig fuldlast driftstid 6235 timer/år Samlet varmeleverance 3622 GWh Samlet bortkølet GWh Andel bortkølet af samlet varmeproduktion 4.8% Samlet installeret bortkølingseffekt 145 MW Gennemsnitlig fuldlasttid på installeret køleeffekt 1254 timer/år Primære flaskehalse: a) Anlæggets kapacitet b) Mulighed for at komme af med varmen c) Mængden af affald til rådighed d) Tilladt mængde behandling af affald (antal anlæg) Betaling for varme kr/mwh Data baseret på spørgeundersøgelse (se BILAG B: Spørgeskema til affaldsforbrændingsanlæg) Tabel 3. Nogle resultater fra spørgeundersøgelsen. 15

20 I første omgang var det kun omkring en tredjedel af de kontaktede værker der returnerede en besvarelse. Der blev herefter forsøgt med telefoninterview til de resterende værker for at få en noget bredere dækning af undersøgelsen. Herved blev der indhentet data fra 11 ud af 13 kontaktede værker. Nogle summariske resultater fra undersøgelsen er vist i Tabel 3. Tilpasning af simulatorer til analyse af affaldsværker For at kunne lave en detaljeret undersøgelse af hvorledes et affaldsforbrændingsanlæg vil reagere når eksempelvis eleffekten relativt hurtigt nedreguleres ved bypass af damp uden om turbinen er affaldsforbrændingssimulatoren (se Figur 5) med den forholdsvis enkle beskrivelse af et dampturbinesystem blevet anvendt sammen med en mere detaljeret simulator af et dampturbinesystem (se Figur 6). Ved åbning af bypass ventilen vil kedeltrykket alt andet lige i en periode herefter falde. Hvor stort faldet bliver på kedeltrykket afhænger især af hvor hurtigt dampturbinens hovedreguleringsventil (governor-ventilen) reagerer. Jo mindre trykfald, der opstår på kedeldampen, desto mindre forstyrrelser vil der være på forbrændingssiden. På affaldsforbrændingsanlæg anvendes normalt en reguleringsstrategi med et fast setpunkt af dampproduktion fra kedlen, som pusherhastigheden (indfødning af affald) så reguleres efter. Turbinens governor-ventil sørger for at kedeltrykket holdes tæt på dette setpunkt. Parameterværdierne i en PID-regulator (forstærknings-, integral- og differentialleddet) har indvirkning på hvor meget kedeltrykket ændres når der foretages bypass. Hvis turbinens governor-ventil er hurtig og i stand til næsten at kompensere for ændringer, som følge af at en bypass ventil begynder at lede en væsentlig del af dampen direkte til turbine, vil der ikke opstå nævneværdigt fald i kedeltrykket, og dermed vil der være nogenlunde uændrede forhold inde i affaldsovnen. Hvis derimod der opstår et større fald i kedeltrykket vil temperaturen af vand/damp i hele kedlen også falde betydeligt og dermed vil vægtemperaturen bliver lavere med deraf afledte forstyrrelser i ovnen. 16

21 Figur 5. Skærmbillede fra WS.WTE-simulator udviklet af Weel & Sandvig til simulering af drifts- og reguleringsmæssige forhold på et affaldsforbrændingsanlæg. Figur 6. Skærmbillede fra WS.SteamTurb til simulering af et dampturbinesystem. 17

22 Af endnu større betydning er det dog nok at når kedeltrykket falder, vil der ske flash af damp fra hele vandsystemet i kedlen. Derved stiger dampproduktionen i en periode, som vil bevirke at pusherhastigheden sænkes med deraf mindre indfyring i ovnen. Simuleringer kan vise de forstyrrelser der måtte opstår og vise hvor lang tid der kræves med givne reguleringsparametre for at foretage en nedregulering uden at der opstår uacceptable forstyrrelser. Eksempelvis forstyrrelser i fjernvarmesystemet når der anvendes bypass af damp til fjernvarmeveksler. Simulering af regulerkraftydelser fra affaldsværker I dette afsnit undersøges tekniske og miljømæssige forhold ved at yde regulerkraft fra affaldsforbrændingsanlæg. Som anført tidligere vil reguleringsydelser fra affaldsforbrænding primært omfatte nedregulering da anlæggene normalt kører meget tæt på fuldlast. Nedreguleringen kan principielt foregå på to måder: 1. enten ved at skrue ned for affaldsmængden (nedregulering af ovnen), 2. eller ved at aktivere turbinens bypass system. Den førstnævnte reguleringsform er begrænset væsentligt med hensyn til både reguleringshastighed og mindste ydelse (se senere), hvis bl.a. miljøkrav skal kunne overholdes. Umiddelbart anses metoden derfor ikke som en praktisk mulighed at benytte sig af i forbindelse med regulerkraft. Af samme grund er det derfor ikke undersøgt nærmere i hvilket omfang nedregulering af ovnen kan anvendes i relation til regulerkraftmarkedet. Et typisk kapacitetsdiagram for et affaldsforbrændingsanlæg er vist i Figur 7. Diagrammet kan opfattes som et operationsvindue, hvor anlægget er garanteret til at kunne operere inden for. Det betyder derimod ikke nødvendigvis at anlægget ikke vil kunne operere uden for vinduet. Det fremgår af kapacitetsdiagrammet i Figur 7 at anlægget ikke er garanteret til at kunne køre med en last som er meget under 70 % af nominel last. Dette skyldes hovedsagligt at miljøparametre som at EBK temperatur skal være større end 850 C og grænseværdien for CO ikke kan overholdes. Derudover er der begrænsninger i maksimal affaldsmængde, som følge af lagtykkelse på rist og nødvendig opholdstid for at sikre tilstrækkelig udbrænding. Ovnen/kedlen har også en begrænsning i form af en maksimal varmeeffekt og endelig kan der være en begrænsning i form af en minimums affaldsmængde. Nedregulering af eleffekt fra affaldsværker er dermed forudsat at skulle ske enten udelukkende eller primært ved den anden af ovennævnte metoder dvs. ved bypass af damp på dampturbinen. Metoden vurderes til på de fleste anlæg at være tilstrækkelig hurtig til at kunne leve op til de krav der er på regulerkraftmarkedet samtidig med at metoden vil give anledning til de mindste forstyrrelser i forbrændingen af affald. Det er undersøgt i hvilket omfang en sådan ned- og efterfølgende opregulering kan finde sted inden for tidskravet på minutter (for selve nedreguleringen eller den efterfølgende opregulering) uden at miljøkrav eller anlægsmæssige begrænsninger overskrides. 18

23 Figur 7. Typisk oprationelt vindue for et affaldsforbrændingsanlæg. Anlægsspecifikke data som input til simulatorer Inden simuleringer foretages skal simulatorerne tilpasses det anlæg, der ønskes simuleret. Dette sker i form af en række anlægsspecifikke parametre som bruges som input til simulatoren. Det er især geometriske størrelser og hvorledes delkomponenter er arrangeret på anlægget. Som et eksempel kan nævnes, hvorledes turbinens bypass system er opbygget. Dette kan beskrives ved: Ventilkapacitet Evt. rampehastighed Setpunkt på vandindsprøjtning Fjernvarmeflow; hvor hurtigt kan fjernvarmeflowet opreguleres? Begrænsningen kan være givet ved en maksimal gradient på flowet (f.eks. 100 m3/h/min) eller på varmeeffekten (MW/minut). Vestforbrænding I/S har eksempelvis en maksimal tilladelig gradient på fjernvarmeproduktionen på 2 MW/minut. Ledes bypass damp til fjernvarmekondensatorerne eller til en separat bypass kondensator? Begrænsninger for turbineanlæg: Tilladeligt tryk i kondensatorer Begrænsninger på fjernvarmepumper: Ved bypass kræves et højere flow af fjernvarme (evt. højere fremløbstemperatur). Ved et højere flow skal vandet i fjernvarmeledningen accelereres. Dette sker ved at pumpen i et transient forløb skaber et højere tryk efter pumpen (se evt. Figur 30 i APPENDIX 4: Pumper og fjernvarmesystem). 19

24 Resultater fra simuleringer af bypass regulering I det følgende vises simuleringsresultater på et anlæg der svarer til anlægget på TAS i Kolding, som er det ene af de to anlæg der er udført nedreguleringsforsøg på. Regulatorer på bl.a. bypass ventil og hovedreguleringsventilen til turbinen er blevet tunet ind så simulatoren er i stand til at gennemføre en hurtig og kraftig bypass regulering uden at det afstedkommer store forstyrrelser i damptrykket som dermed vil kunne give anledning til forstyrrelser også på forbrændingssiden. Der er gennemført en simulering, hvor der udføres en nedregulering svarende til at gå fra fuldlast til omkring en tredjedel last i løbet af mindre end 5 minutter. Efter godt 35 minutter reguleres igen op til fuldlast i løbet af omkring 15 minutter. Dette svarer ganske nøje til den sidste bypass regulering der blev gennemført hos TAS i Kolding den 28. juni. Nogle af resultaterne fra simuleringen er vist i Figur 8 og kan sammenholdes med forsøgsresultater præsenteret i bl.a. Figur 25 i Appendix. Bemærk at i Figur 8 er dampflow angivet i tons/h og i Figur 25 er dampflow angivet i kg/s. Af simuleringen fremgår at det er muligt at foretage ganske kraftige bypass reguleringer uden at det giver anledning til væsentlige forstyrrelser i anlægget. Det er her væsentligt at hovedreguleringsventilen til turbinen er tilpas hurtig til at kunne nå at kompensere for ændringer i dampflowet, som følge af at bypass flowet ændrer sig, således at damptrykket kan holdes næsten konstant. Derved sikres at der ikke opstår væsentlige forstyrrelser som også vil forplante sig til forbrændingssiden. I Figur 8 ses at variationer i damptrykket i overbeholderen varierer minimalt og kun lige kan anes i forbindelse med åbning af bypass ventilen kl. 10:47. Endvidere ses at ristehastigheden varierer ganske lidt (bemærk her den fine opløsning på skalaen til højre). 50 Dampflow turbine tons/h Dampflow bypass tons/h Niveau overbeholder % Tryk overbeholder bar Dampflow overheder 2 tons/h Ristehastighed m/s :30 10:35 10:40 10:45 10:50 10:55 11:00 11:05 11:10 11:15 11:20 11:25 11:30 11:35 11:40 11:45 11:50 11:55 12:00 Ristehastighed m/s Tidspunkt 28.juni 2006 Figur 8. Simulering af den nedregulering der fandt sted på TAS den 28. juni i pågældende tidsrum (data eksporteret fra WS WTE-simulator). Under opreguleringen mellem 11:28 og 11:45 anmodes gradvist i flere trin om mindre bypass for at få et opreguleringsforløb, som svarer til det der fandt sted i praksis, hvor opreguleringen i stedet skete ved gradvist at anmode om mere effekt på turbinen. 20