Feasibility check Badsbjerg Biogasanlæg

Transkript

1 Effektiv udnyttelse af varme fra biogasanlæg (Development of sustainable heat markets for biogas plants in Europe) Project No: IEE/11/025 Badsbjerg Biogasanlæg 2013

2 Udarbejdet af: Jørgen Hinge Teknologisk Institut Kontakt: Kongsvang Alle 27, 8000 Århus C Tlf: jhi@teknolgisk.dk Hjemmeside: Projektets hjemmeside: The BiogasHeat project (Development of sustainable heat markets for biogas plants in Europe) is supported by the European Commission in the Intelligent Energy for Europe Programme. The sole responsibility for the content of this publication lies with the authors. It does not necessarily reflect the opinion of the European Union. Neither the EACI nor the European Commission is responsible for any use that may be made of the information contained therein. The BiogasHeat project duration is from April 2012 to April 2014 (Contract Number: IEE/11/025). November e7

3 Indholdsfortegnelse 1 Indledning 4 2 Anlægsbeskrivelse 4 3 Varmeanvendelse på anlægget 5 4 Forslag til forbedret varmeudnyttelse 5 5 Analyse af projektet - økonomi 7 6 Sammenfatning 10 7 English summary 11

4 1 Indledning Projektet BiogasHeat omhandler en mere effektiv anvendelse af varme fra eksisterende og fremtidige biogasanlæg ved: Introduktion af anvendelse af biogasvarmepolitikker i nationalt og EU-regi Indsamling og demonstration af gode praktiske eksempler inden for anvendelsen af biogasvarme Implementering af gennemførlige studier og feltundersøgelser Støtte til projektimplementering Denne rapport omhandler et feasibility check, som er gennemført med henblik på at undersøge mulighederne for at optimere varmeudnyttelsen i biogasprojekter. 2 Anlægsbeskrivelse Badsbjerg biogasanlæg ligger mellem Ulsted og Hou Der behandles dagligt ca 45 tons gylle og ca 10 tons madaffald (importeres med coaster fra Norge). Madaffaldet giver ca 200m3 biogas/ton. Anlæggets mortorgeneratoranlæg er Jenbacher 355kWe / 550kWv. Motoren kører kontinuert, med ca 10 årlige udedage til service mv. Den gennemsnitlige belastning af kv-anlægget er ca 60%; dette giver en daglig elproduktion på ca 5000 kwh. Salgsprisen for den producerede el er pt 79 øre/kwh det forventes, at denne skal stige til 1,15 kr/kwh. Det gennemsnitlige månedlige strømforbrug på anlægget er kwh (varierer mellem ). Der bruges forholdsmæssigt meget strøm til pumpning af gylle frem og tilbage fra bedrift/lagertanke. Gasproduktion og kvalitet er stabil: % metan (efter lufttilsætning), H2S <200ppm. Man forventer uden problemer kunne øge gasproduktionen/belastningen fra 60% til 90% (fra de nuværende ca 2500 m3 biogas til ca 3750 m3) November e7

5 3 Varmeanvendelse på anlægget Varmen anvendes i dag til procesopvarmning på biogasanlægget samt i mindre grad til opvarmning af stald. Den resterende varme blæses af i køleanlæg. Den gennemsnitlige belastning af kv-anlægget er ca 60%; dette giver en daglig varme produktion på ca 7900 kwh. I vinterperioden er varmetabet fra reaktortanken særligt stort, idet denne ikke er isoleret. Forbruget til procesopvarmning skønnes på nuværende tidspunkt på årsbasis at ligge i størrelsesordenen 50% af varmeproduktionen fra motorgeneratoranlægget. Det antages, at procesvarmeforbruget udgør ca 2,5Mwh/dag i sommerhalvåret og ca 5MWt/dag i vinterhalvåret. Den varme, der i dag leveres til svinestaldene skønnes anses af ejerne for ikke at have den store værdi. Det anslåede elforbrug til bortkøling af varme er (3kW x 4000 timer =) kWh 4 Forslag til forbedret varmeudnyttelse Varmeledning fra Badsbjerg Biogasanlæg til Hou Kraftvarmeværk. Hou Kraftvarmeværk er et naturgasfyret værk etableret i 1995/96. Der kunne være mulighed for at forsyne Ulsted Fjernvarmeværk med varme eller Hou Kraftvarmeværk med varme. PlanEnergi (2011) har opgjort det beregnede varmeforbrug i Hou, dette er gengivet i figur 1. Det graddage uafhængige forbrug (GUF) udgør ca 180 MWh/måned Figur 1. Det beregnede varmeforbrug ud fra den oplyste varmeproduktion i 2010 ab værk, Hou (PlanEnergi, 2011). Der opstilles og beskrives scenarie for etablering af en varmeledning til Hou fjernvarme-værk (afstand fra Badsbjerg Biogasanlæg ca 3,7 km). I nedenstående beregninger er indregnet en forøgelse af biogasproduktionen således at motoren er 100% belastet med en daglig varmeproduktion på ca 13MWh. November e7

6 Den del af varmeproduktionen, der ikke anvendes på procesopvvarmning (jf. den aktuelle varmeanvendelse se afsnit 3) forudsættes afsat til kraftvarmeværket i Hou, idet der tages højde for tab i varmevekslere og transmissionsledning. Idet forbruget til procesopvarmning antages at udgøre gennemsnitligt 2,5MWh/dag i sommerhalvåret og 5MWh/dag i vinterhalvåret (jf. ejerens antagelser skitseret i afsnit 3). Det betyder, at der vil være 10,5 MWh/dag x 30 dage = 315 MWh/måned til rådighed i sommerhalvåret og 8 MWh/dag x 30 dage = 240 MWh/måned til rådighed i vinterhalvåret. Da der er et vist Driftsomkostninger til installationer på biogasanlægget og rørledning forudsættes afholdt af projektet, mens driftsudgifter til varmevekslere på varmeværket afholdes af varmeværket. November e7

7 5 Analyse af projektet - økonomi I tabel 1 anvendes en række forudsætninger til at beregne omkostningerne på MWh varme leveret ind på det eksisterende fjernvarmenet i Hou. Tabel 1. Grovanalyse af projektets økonomi Varmeforsyning Badsbjerg-Hou Capital costs k 703,9 specific cost of HW piping installed /m route 147 1) route length Km 3,7 piping costs k 543,9 additional fees (institutional, ownership rights etc.) k 27 2) additional technical equipment (pumps, HE) k 133 3) Nominal technical parameters nominal piping diameter (2 x DN) Mm 100 nominal temperature difference K 25 nominal water velocity m/s 1,0 nominal water flow kg/s 7,85 nominal capacity of heat transport kwt 820 nominal pumping power kwe 8,55 nominal heat losses kwt 132 Annual energy volumes actual volume of heat sold MWh/a ) GJ/a 7481 corresponding to full load hours of pipe's capacity h/a 2533 electricity consumption of pumping MWh/a 32 heat losses MWh/a 991 November e7

8 Operation costs k /a 100,10 Fixed costs k /a 96,21 Annuity of capital costs k /a 72,48 5) Maintenance&repair k /a 13,33 6) Staff k /a 10,40 7) Variable costs 3,90 electricity price (for self-consumption) /MWh 120 heat price at source (for heat losses) /MWh 0 Electricity costs k /a 3,90 Heat losses costs k /a 0 Specific costs per heat sold /MWh 48,17 fixed portion 46,30 variable portion 1,88 Competitive price of heat at supply side /MWh 62,00 8) Forudsætninger: 1) Pris varmerør nedlagt: 1100 kr/m 2) Adm. udgifter ifm. rørlægning: kr (ansl) 3) Pumper varmevekslere: kr (ansl) 4) Varmeoverskud vinterhalvår: 170 dg x 8MWh = 1360 MWh Varmeoverskud sommerhalvår: 160dg x 14MWh= I alt 1709 MWh 3069 MWh Minus VV- og transmissionstab Netto levering til Hou kraftvarmeværk (minus) 991 MWh 2078 MWh 5) Rente 6%; 15år 6) Rep og vedligehold: 10% af kr 7) Arbejdsindsats, drift: 5 timer/uge á 300kr November e7

9 8) Aktuel varmepris i Hou (2013): 463 kr/mwh Med de anvendte forudsætninger koster det ca 361 kr/mwh (48,17 Euro/MWh) varme leveret ind på nettet i Hou. Dette skal holdes op mod den aktuelle produktionspris for Hou Fjernvarme (kendes ikke) og den aktuelle fjernvarmepris for forbrugerne, som er 463 kr/mwh (62 Euro/MWh). Der forventes ikke at være problemer i forhold til tilladelser eller naboer ved eventuelle udvidelser, varme-/gasledninger mv. Afsætningen af varme til Hou Kraftvarmeværk vil ikke kræve yderligere uddannelse af driftspersonale på biogasanlægget. Der kan muligvis opnås tilskud til projektet fra puljen til energieffektivisering. Derudover skal projektet finansieres af Bio Energisystem A/S, der ligeledes er ansvarlig for drift og vedligehold af transmissionsledning. Driftsudgifter til varmevekslere på varmeværket afholdes af varmeværket. Der skal i givet fald indgås kontrakt om levering af varme mellem Bio Energisystem A/S og Hou Kraftvarmeværk a.m.b.a Miljø-effekter. Varmen fra Badsbjerg biogasanlæg vil i givet fald erstatte varme produceret fra naturgas, vil gennemførelse af projektet resultere i en reduktion af emissioner: CO 2 -emission: 198kg/MWh x 2.078MWh = kg Kvælsofoxider: 2,9kg/MWh x 2.078MWh = kg November e7

10 6 Sammenfatning Der er gennemført en grovanalyse af mulighederne for etablering af varmeforsyning fra Badsbjerg Biogas til Hou Kraftvarmeværk a.m.b.a. Projektet vil indebære etablering og drift af en 3,7 km transmissionsledning fra Badsbjerg Biogasanlæg til kraftvarmeværket. Med de anvendte forudsætninger koster det ca 361 kr/mwh (48,17 Euro/MWh) varme leveret ind på nettet i Hou. Dette skal holdes op mod den aktuelle produktionspris for varme fra Hou Kraftvarmevjernvarme (kendes ikke) og den aktuelle fjernvarmepris for forbrugerne, som er 463 kr/mwh (62 Euro/MWh). Såfremt projektet skal bringes frem til et egentligt beslutningsgrundlag anbefales følgende: - Der skal tages kontakt til Hou Kraftvarmeværk for afklaring af deres interesse i projektet - Der skal indhentes tilbud på alle hardware leverancer til projektet - Tab i forbindelse med varmeveksling og i transmissionsledning skal verificeres November e7

11 7 English summary This feasibility study concerns increased utilization of the heat production from Badsbjerg Biogas Plant. Badsbjerg Biogas Plant is a farm biogas plant established in 2001 on a large pig production facility. Today, the biogas is used in a Jenbacher cogeneration unit with a nominal capacity of 355kW e and 550kW h. It is estimated that todays biogas production results in an average load of 60%. The total electricity production is sold directly to the public grid. The heat production from the cogeneration is used for process heating and for domestic heating at the pig production facility. The owner estimates that on the average, 50% oft he produced heat is used for process heating, as the biogas digester i not insulated. Therefore a process heat consumption of 2,5Mwh/day in summertime and 5MWh/day in wintertime is assumed. However, there is still a considerable surplus heat production, which today is wasted in external coolers in order to maintain optimum electricity production. The electricity used for the external coolers is estimated at app. 12MWh/year, according to the owner Hou Kraftvarmeværk a.m.b.a is a natural gas fired district heating plant with. The plant is located 3,7 km from Badsbjerg Biogas Plant, and it can use all the surplus heat from the cogeneration unit at Bdsbjerg Biogas Plant, even if the biogas production is increased to make allow for 100% load on the cogeneration unit.. The economical analysis shows, that based on a series of assumptions, the heat from Badsbjerg Biogas Plant could be injected into the district heating system at a price of app. 48 Euros/MWh. Today, the consumers in Hou is paying app. 62 Euros/MWh. However the production price for the heat produced today at Hou Kraftvarmeværk is not yet known, whether Hou Kraftvarmeværk would be ready to pay a price feasible fort he Biogas Plant owner. The environmental effect of the project would be reduced emissions from substitution of natural gas: Carbon dioxide: 198kg/MWh x 2.078MWh = kg Nitrogen Oxides: 2,9kg/MWh x 2.078MWh = kg No serious barriers in terms of social conditions or the legal framework is expected. The project should be financed (and owned) by the owner of the biogas plant. Also operation and maintenance of the transmission pipes should be carried out by the biogas plant owner, whereas Hou Kraftvarmeværk a.m.b.a. should be responsible for heat exchangers and other installations at the district heating plant. November e7

12 Varmeforsyning Badsbjerg-Hou Capital costs k 703,9 specific cost of HW piping installed /m route kr/m route length km 3,7 piping costs k 543,9 additional fees (institutional, ownership rights etc.) k kr ansl additional technical equipment (pumps, HE) k kr ansl Nominal technical parameters nominal piping diameter (2 x DN) mm 100 nominal temperature difference K 25 nominal water velocity m/s 1,0 nominal water flow kg/s 7,85 nominal capacity of heat transport kwt 820 nominal pumping power kwe 8,55 nominal heat losses kwt 132 Annual energy volumes actual volume of heat sold MWh/a Overskud vinterhalvår GJ/a Overskud sommerhalvår corresponding to full load hours of pipe's capacity h/a I alt electricity consumption of pumping MWh/a 32 minus transmissionstab heat losses MWh/a 991 Nettosalg Operation costs k /a 100,10 Fixed costs k /a 96,21 Annuity of capital costs k /a 72,48 Maintenance&repair k /a 13,33 10% af kr Staff k /a 10,40 5t/uge a 300 Variable costs 3,90 electricity price (for self-consumption) /MWh 120 0,9 kr/kwh heat price at source (for heat losses) /MWh 0 Electricity costs k /a 3,90 Heat losses costs k /a 0 Specific costs per heat sold /MWh 48,17 fixed portion 46,30 variable portion 1,88 Competitive price of heat at supply side /MWh 62, kr/mwh November e7