VARMEPLAN Hovedstaden

Transkript

1 VARMEPLAN Hovedstaden Offentlig udgave Data for teknologier til produktion af varme Baggrundsrapport til Varmeplan Hovedstaden November 2009

2 2 Varmeplan Hovedstaden november 2009

3 Indholdsfortegnelse 1 Indledning Resumé De eksisterende centrale kraftvarmeværker Affaldsforbrændingsanlæg Geotermi Solvarme og sæsonvarmelagring Varmepumper og overskudsvarme Varmeomkostninger Eksisterende centrale kraftvarmeværker Amagerværket Avedøreværket H.C. Ørsted Værket Svanemølleværket Eksisterende affaldsforbrændingsanlæg Amagerforbrænding Vestforbrænding KARA/NOVEREN Eksisterende decentrale anlæg Margretheholm geotermisk demonstrationsanlæg Lynettefællesskabet Spids- og reservelastkedler Ny central varmeproduktionskapacitet Naturgasfyret combined cycle % biomassefyret dampturbineanlæg Tilsatsfyring med 20 % biomasse i kulfyret dampanlæg Varmeplan Hovedstaden november 2009

4 6.4 Ombygning af kulfyrede kraftvarmeværker til biomasse Medforbrænding af affald på kulfyrede anlæg Elvirkningsgrad og fjernvarmetemperaturer Ny decentral varmeproduktion Affaldsforbrænding Biomasse (kraft)varme Geotermi Solvarme til fjernvarmesystemer Store varmepumper Elpatroner Energi fra spildevand Biogas fra grønt affald Individuelle anlæg Køling Fjernkøling Grundvandskøling Sæsonenergilagre Lagring af varmt vand Mellemlagring af affald Geotermisk varme som lager Referencer Bilag A: Data for eksisterende og planlagte centrale anlæg DONG Energy Vattenfall Affaldsforbrændingsanlæg Bilag B: Data for ny, central produktion Bilag C: Data for ny, decentral produktion Biomasseteknologier Varmeplan Hovedstaden november 2009

5 Solvarme Geotermi Varmepumper Bilag D: Varmeforsyning af enfamiliehuse Varmeplan Hovedstaden november 2009

6 1 Indledning Varmeselskaberne CTR, KE og VEKS har i 2008 og 2009 gennemført projektet Varmeplan Hovedstaden om den fremtidige varmeforsyning i hovedstadsområdet. Formålet med projektet har været at give selskaberne et grundlag for at vurdere, hvordan man kan medvirke til at sikre en fornuftig udvikling i varmeprisen og energieffektiviteten i fremtiden, samtidig med at forsyningssikkerheden opretholdes, store mængder vedvarende energi (VE) indpasses i systemet og CO 2 -emissionerne reduceres til gavn for varmeforbrugerne og samfundet. Denne bilagsrapport beskriver de energiteknologiske muligheder og de anvendte beregningsforudsætninger for varmeproduktionsteknologier. Sigtet med rapporten har været at understøtte projektets hovedformål om at sikre, at anvendelse af større mængder VE indpasses i systemet til bedst mulig gavn for varmeforbrugerne og samfundet. Udover at beskrive de eksisterende produktionsanlæg, har der således været lagt særlig vægt på teknologier, der kan benyttes til varmeproduktion på grundlag VE. Der er i projektet ikke inddraget teknologier til rensning af CO 2 fra kraftværkernes røggas, de såkaldte CCS-teknologier, primært fordi de første demonstrationsanlæg først kan være i drift i 2020, og det derfor stadig vurderes at være en kommercielt usikker teknologi. Hertil kommer tab af virkningsgrad og øget ressourceforbrug. Endelig er der ikke oplagte steder i undergrunden i nærheden af hovedstadsområdet, hvor CO 2 kan lagres. Rapporten skelner på den ene side mellem eksisterende anlæg og mulige teknologier for fremtidig produktion og på den anden side mellem centrale, decentrale og individuelle anlæg og teknologier. Med central menes anlæg på eksisterende centrale kraftværkspladser (Amagerværket, Avedøreværket, Svanemølleværket og H.C. Ørsted Værket), mens individuelle er til énfamilie boliger. Decentral er alt herimellem. Som en del af projektet gennemførte Ea Energianalyse sammen med repræsentanter fra varmeselskaberne i efteråret 2008 en møderække med ejerne af de store kraftvarmeværker i hovedstadsområdet, DONG Energy og Vattenfall, og med de tre affaldsforbrændingsanlæg, Amagerforbrænding, Vestforbrænding og KARA/NOVEREN. På møderne blev detaljer omkring de eksisterende anlæg samt forventninger til den fremtidige udvikling af anlæggene drøftet. 6 Varmeplan Hovedstaden november 2009

7 Data for eksisterende anlæg er opstillet i dialog med anlægsejerne. For nye teknologier er data i hovedsagen taget fra Energistyrelsens og Energinet.dk s teknologikatalog fra 2005 (priser opdateret til 2007 niveau). Hvor dette katalog ikke har været tilstrækkeligt, har Ea Energianalyse opdateret med data fra andre kilder. De vigtigste kilder fremgår af referencelisten. Denne baggrundsrapport om varmeproduktionsteknologier findes i en offentlig og i en fortrolig udgave. Alle data i denne rapport er baseret på offentligt tilgængelige data. I projektets modelberegninger er der anvendt mere detaljerede data for visse af produktionsanlæggene, og nogle af disse data er fortrolige. Dataene er dokumenteret i den fortrolige udgave af rapporten. 7 Varmeplan Hovedstaden november 2009

8 2 Resumé Baggrundsrapporten om teknologier til produktion af varme gennemgår de forskellige muligheder for omlægning til VE-baserede teknologier i Hovedstadsområdet på kort og lang sigt. Nedenfor gives et kort resumé af de forskellige teknologiske muligheder, og endvidere er der inkluderet en analyse af teknologiernes indbyrdes konkurrenceforhold. 2.1 De eksisterende centrale kraftvarmeværker De store centrale kraftværksblokke på Amager og på Avedøre kan i dag fyre med kul, olie, naturgas og forskellige typer biomasse. I 1993 indgik et bredt flertal i Folketinget den såkaldte Biomasseaftale, som pålagde elværkerne senest i år 2000 at have kapacitet til at indfyre 1,4 mio. tons biomasse årligt, hovedparten som halm. Kraftværksselskaberne havde vanskeligt ved at opfylde aftalen, som blev revideret flere gange. Senest i marts 2000, hvor målet blev udskudt til Samtidig blev de økonomiske rammer for kraftværkernes biomasseanvendelse i det liberaliserede elmarked aftalt for 10 års driftstid. I forbindelse med den energipolitiske aftale i februar 2008 blev tilskuddet til elproduktion fra biomassemængder, der ligger ud over biomasseaftalen, hævet for at øge kraftværkernes incitament til yderligere biomasseanvendelse. Samtidigt blev der givet tilladelse til kulfyring på bl.a. Avedøreværkets blok 2 forudsat en nærmere angivet øget anvendelse af biomasse samlet set. Efter den første biomasseaftale igangsatte elværkerne et storstilet og koordineret forsknings-, udviklings- og demonstrationsprogram. De to hovedspor i denne udvikling var tilsatsfyring, hvor biomasse afbrændes sammen med kul som på Studstrupværket i Århus, og fyring i separate kedler som på Masnedø i Sydsjælland og Avedøreværkets halmkedel. Udviklingsaktiviteterne var især fokuseret på brændselshåndtering og indfyring, på at undgå korrosion og belægningsdannelse i kedler samt på askekvalitet. Hertil kom igangsætning af et spor til udvikling af forgasningsteknologi. Efter 2000 aftalen fokuserede især det østdanske kraftværksselskab på anvendelse af biomasse i pilleform både på Amagerværkets blok 2 og på Avedøreværkets hovedkedel på blok 2. Erfaringer fra disse aktiviteter samt erfaringer fra Sverige, Holland og andre lande viser, at det er teknisk muligt at anvende op til 100 pct. træpiller selv på moderne kraftvarmeværker med høje dampdata. Fordelen ved træpiller i forhold til andre biobrændsler som fx træ- 8 Varmeplan Hovedstaden november 2009

9 flis og halm er, at de kan håndteres på værker, som er bygget til kulstøvfyring, samt at de er forholdsvist lagerstabile og lette at transportere. Samtidig er der et internationalt marked for træpiller under hastig udvikling, som giver større sikkerhed for leverancer. Ulempen med træpiller er især, at prisen er høj sammenlignet med halm og træflis. Allerede i 2010 kan Amagerværkets blok 1 anvende 100 pct. træpiller. Det vurderes ligeledes, at Amagerværkets blok 3 samt Avedøreværkets blok 1 og 2 kan ombygges til 100 pct. træpiller. De største udfordringer i denne sammenhæng er sandsynligvis etablering af faciliteter til modtagelse og lagring af træpiller i tilstrækkeligt omfang til at anvende 100 pct. biomasse i en længere periode i vintermånederne. Træpiller fylder ca. dobbelt så meget som kul med det samme energiindhold, og de kan ikke opbevares i åbne lagre. På de to øvrige centrale kraftværker, Svanemølleværket og H.C. Ørsted Værket vurderes mulighederne for omstilling til biomasse at være begrænsede, bl.a. pga. den bolignære beliggenhed og tilkørselsforholdene. 2.2 Affaldsforbrændingsanlæg Godt 25 pct. af den samlede fjernvarmeleverance blev i 2008 produceret på affaldsforbrændingsanlæggene på Amager, i Glostrup og i Roskilde. Hertil kommer i mindre grad varme fra rensningsanlæg. Ny forbrændingskapacitet er nødvendig i de kommende år, både som erstatning for ældre og udtjente blokke, men også for at håndtere de fremtidige affaldsmængder, som antages at stige med i gennemsnit 1,3 pct. årligt i perioden frem til Det antages, at nye anlæg i Hovedstadsområdet etableres som moderne affaldsfyrede kraftvarmeanlæg med høj elvirkningsgrad og røggaskondensering. Det er tidligere antaget som gennemsnit, at 78 pct. af det forbrændingsegnede affald kunne regnes som VE baseret på træ og andet organisk materiale. Nye vurderinger, som er foretaget i 2008 og 2009, viser, at der fremadrettet bør regnes med at kun 59 pct. er VE. Den fossile andel af affaldet, som især består af plastic, er hermed beregningsmæssigt steget fra godt 22 pct. til godt 41 pct. Der drøftes forskellige metoder til at udsortere og genbruge visse dele af den fossile fraktion af affaldet, hvorved VE andelen stiger, og den samlede affaldsmængde til forbrænding eller anden nyttiggørelse reduceres. 9 Varmeplan Hovedstaden november 2009

10 2.3 Geotermi Geotermi er varme, der stammer fra kerneprocesserne i jordens indre. I Danmark stiger temperaturen med ca. 30 C pr kilometer ned gennem jordoverfladen. Hovedstadsområdets Geotermiske Samarbejde (HGS) har vurderet, at den geotermiske ressource under København er ca PJ. Det er 1500 gange mere end den nuværende årlige fjernvarmeproduktion i hovedstadsområdet. HGS har etableret et demonstrationsanlæg ved Amagerværket, der gik i drift i Varmt vand ved en temperatur på ca. 73 C fra 2,8 km dybde oppumpes, og temperaturen sænkes gennem varmeveksling og varmepumper til ca. 17 C, før det pumpes tilbage i undergrunden. Anlægget leverer ca. 26 MW til fjernvarmenettet, hvoraf halvdelen er geotermi-varme, og den anden halvdel kommer fra Amagerværket eller dampnettet i form af drivdamp. HGS har vurderet, at fremtidige geotermianlæg med fordel kan etableres som et såkaldt stjerneanlæg, hvor et større antal produktions- og injektionsboringer udgår fra samme lokalitet. Det vurderes foreløbigt, at et sådant stjerneanlæg på i alt 70 MW geotermi-varme kan etableres for ca. 12 mio. kr./mw, og at omkostninger til drift og vedligeholdelse (ekskl. drivvarme og elforbrug) udgør kr./gj. Output fra anlægget vil inklusiv drivvarme være ca. 135 MW. Drivvarme kan med fordel leveres fra dampnettet, indtil dette afvikles frem mod Såfremt geotermi skal udgøre en større del af varmeforsyningen, kan det dog blive særdeles vanskeligt at finde afsætning for både affaldsvarme, geotermivarme og drivvarme i forårs, sommer- og efterårsmånederne. På kort sigt er det en mulighed at lade forbrændingsanlæggene levere drivvarme, men på længere sigt kan det blive interessant dels at vurdere eldrevne varmepumper, og dels at vurdere mulighederne for egentlig sæsonvarmelagring. 2.4 Solvarme og sæsonvarmelagring Potentialet for solvarme er ganske betydeligt i Danmark og også i hovedstadsområdet. Et velfungerende solvarmeanlæg kan yde op til 2 GJ pr. år pr. m 2 solfangerareal. Et areal på 2 3 km 2 udlagt til solvarme, vil således i princippet kunne levere 10 pct. af det nuværende fjernvarmebehov i hovedstadsområdet. Solvarme kan udnyttes både i individuelle anlæg, der forsyner et enkelt hus eller en ejendom, eller der kan etableres større anlæg, der leverer direkte til 10 Varmeplan Hovedstaden november 2009

11 fjernvarmesystemet. Investeringsomkostningerne er typisk flere gange mindre for de kollektive anlæg sammenlignet med de individuelle anlæg. Til gengæld kan kollektive anlægs varmeydelse være lavere på grund af højere vandtemperaturer. Sammenlagt er der dog en betydelig økonomisk fordel ved kollektive anlæg i forhold til individuelle anlæg. Solvarme fra kollektive anlæg kan, afhængigt af lokale forhold, produceres til ca. 100 kr./gj inkl. nettab. Kollektive solvarmeanlæg til fjernvarme koster ca. halvdelen af tilsvarende anlæg på etageboliger og kun 25 pct. af tilsvarende anlæg på enfamiliehuse. Det skyldes ikke så meget, at solfangermodulet er billigere, når man køber mange m 2, men især besparelser på investeringen i varmtvandsbeholder, styring, pumper, fittings og montage. I modsat retning trækker, at solvarmeanlægget skal aflevere det varme vand ved højere temperaturer, end når fx badeværelsegulvet i parcelhuset skal varmes op. Det betyder både mindre varmeydelse og større varmetab og dermed, at der alt i alt kommer mindre varme ud af hver m 2 solfangerareal. Besparelserne på investeringssiden er dog så store, at de langt overgår omkostningerne ved en mindre varmeproduktion. Udfordringen ved solvarme i forbindelse med hovedstadsområdets kraftvarmesystem er især, at varmen primært leveres på det tidspunkt af året, hvor der er mindst brug for den, nemlig om sommeren. Derfor er solvarmeanlæg særligt interessante i forbindelse med sæsonvarmelagring. Der er etableret få større sæsonvarmelagre i Danmark, og et anlæg på m 3 er under etablering i Dronninglund i Nordjylland. Den marginale omkostning ved at gemme én GJ varme i et varmelager af denne type skønnes at være over 100 kr./gj, som kommer oven i produktionsomkostningen. 2.5 Varmepumper og overskudsvarme En varmepumpe optager varmeenergi fra omgivelserne ved et lavt temperaturniveau og afleverer energien igen ved et højere temperaturniveau, som direkte kan anvendes til opvarmningsformål. Til denne proces skal anvendes drivenergi, fx i form af elektrisk arbejde. Afhængig af temperaturniveau på varmekilden og den nødvendige temperatur, som varmen skal afleveres ved, vil varmeleverancen være 2-5 gange større end den forbrugte elektricitet. Forholdet mellem varmeleverance og drivenergi (elektricitetsforbrug) kaldes varmepumpens COP faktor (Coefficient of Performance). Skal temperaturen ved brug af overskudsvarme hæves fra fx 35 C til 85 C vurderes det, at der kan opnås en COP på 3 4. Er varmekilden jordvarme eller varme fra farvandene omkring Hovedstaden opnås en COP på Varmeplan Hovedstaden november 2009

12 Varmeomkostning (DKK/GJ) I de senere år er udbredelsen og anvendelsen af varmepumper vokset betydeligt. Især er små varmepumper til individuel anvendelse som både varme- og kølekilde faldet meget i pris. 2.6 Varmeomkostninger Figur 1 viser omkostningerne til produktion af varme fra forskellige teknologier i Det skal bemærkes, at der er nogen usikkerhed om kapitalomkostninger og effektivitet især for varmepumper, geotermianlæg og for store sæsonvarmelagre. Til beregning af varmeproduktionsomkostninger i nedenstående figur er der anvendt samme forudsætninger for brændselspriser, CO 2 - kvotepris, afgifter og eltilskud som i projektets scenarieberegninger. Der er bl.a. anvendt Energistyrelsens seneste prisforudsætninger fra maj Elprisen er baseret på resultaterne fra scenarieberegningerne, og der er således regnet med en elpris på 49 øre/kwh Indtægt elsalg og eltilskud Kapitalomkostning D & V i alt (kr/gj) CO2-omkostninger Energi- og CO2afgift Energiomkostninger Varmeomkostning Figur 1: Varmeproduktionsomkostninger fra individuelle og kollektive teknologier i Beregningerne er udført med standardiserede forudsætninger om de enkelte teknologier, og er ikke resultatet af en samlet systemberegning (2009-priser) For direkte at kunne sammenligne individuelle og kollektive teknologier, er omkostningerne opgjort an forbruger. Dette er bl.a. gjort ved at tillægge fjernvarmenettet et samlet varmetab på 15 pct. Alle teknologier bortset fra det eksisterende kulfyrede kraftvarmeværk indeholder kapitalomkostninger. Ved ombygning af et kulfyret kraftvarmeværk til 12 Varmeplan Hovedstaden november 2009

13 Varmeomkostning (DKK/GJ) fyring med træpiller er der kun medregnet omkostningerne i forbindelse med ombygningen. Kraftvarmeteknologierne har indtægter ved salg af kraftvarmebaseret el i elmarkedet, herunder eltilskud ved VE baseret elproduktion. For geotermianlægget gælder omkostningen den del af varmeleverancen, der kommer fra undergrunden. Der er beregningsmæssigt indregnet et omkostningstillæg på 10 kr./gj som forskel i omkostning mellem damp- og vandleverance for kraftværkerne. Omkostningerne ved den kollektive solvarme indeholder både selve solvarmeanlægget og omkostninger til sæsonlager. Den samlede varmeomkostning for solvarme er ca. 180 kr./gj solvarme leveret. Figur 2 viser de resulterende varmeomkostninger for teknologierne med fradrag af indtægterne fra elsalget (identisk med den sorte streg i Figur 1) Figur 2: Varmeproduktionsomkostninger fra individuelle og kollektive teknologier. Nettoomkostninger med fradrag af indtægter fra elsalg. Det ses, at bortset fra solvarme med sæsonlager, er de samlede omkostninger an forbruger væsentligt lavere for fjernvarmeteknologierne end for individuel naturgas og individuel varmepumpe (jord/vand). Ved projekter, hvor der konverteres til fjernvarme, skal der også indregnes kapitalomkostninger til netudvidelse, stikledninger og brugerinstallationer. Dette giver fjernvarmeteknologierne et omkostningstillæg på i størrelsesor- 13 Varmeplan Hovedstaden november 2009

14 denen kr./gj an forbruger, når der sammenlignes med individuelle teknologier. Det faktiske beløb er afhængigt af, om det er større ejendomme eller villakunder, der tilsluttes, samt afhængigt de konkrete lokale forhold, herunder afstand til eksisterende net. Figuren viser også, at kun ombygning af eksisterende kulfyrede kraftvarmeanlæg til biomasse har lavere varmeproduktionsomkostninger end referenceteknologien, som i dette tilfælde er det kulfyrede kraftvarmeværk. Endelig kan det nævnes til sammenligning, at det senest udmeldte prisloft for affaldsbaseret fjernvarme i centrale kraftvarmeområder er 66 kr. pr. GJ (76 kr. pr. GJ an forbruger med 15 pct. nettab). Dette svarer nogenlunde til det beregnede omkostningsniveau for den kulfyrede reference i Varmeplan Hovedstaden november 2009

15 3 Eksisterende centrale kraftvarmeværker Alle eksisterende anlæg er beskrevet med en detaljeringsgrad, der som minimum svarer til Balmorel-modellens detaljeringsgrad. En overordnet beskrivelse af de enkelte produktionsanlæg er givet i dette kapitel og i kapitel 4 og 5, og en oversigt over data for anlæggene er vist i Bilag A. Af hensyn til fortrolighed omkring data for de konkrete kraftværksanlæg er ikke alle data vist i denne rapport. Der er i dag fire kraftværkspladser i Hovedstaden: o o o o Amagerværket med to blokke AMV1 og AMV3. Avedøreværket med to blokke AVV1 og AVV2. H.C. Ørsted Værket med to blokke HCV7 og HCV8 plus to spidslast enheder (HCV21 og HCV22). Svanemølleværket med én blok SM7 plus to spidslast enheder (SMV21 og SMV22). Blandt disse forventes følgende stadig at være i drift i 2025: o AMV1 og AMV3 (levetidsforlænges ca. 2015) o AVV1 (levetidsforlænges ca. 2015) og AVV2 o HCV8 plus de to spidslast enheder o SMV7 plus de to spidslastenheder på SMV. I projektets modelberegninger antages det, at HCV7 ikke er i drift efter HCV7 kan levetidsforlænges ud over 2015, men det vil kræve betydelige investeringer. Fra 2015 lever HCV7 ikke op til kravene i direktivet for store fyringsanlæg. For at kunne klare kravene vil det kræve denox-anlæg, ny SRO og støvfilter, og blokken vil skulle køre fortrinsvis på naturgas. SMV7 og HCV8 kan også fortsat være i drift i 2025, men der kræves investeringer til levetidsforlængelse. I projektet regnes der med, at levetidsforlængelser gennemføres, så anlæggene er i drift i De 4 kraftværker er vist på nedenstående figur, hvor også placeringen af de 3 affaldsforbrændingsanlæg, Amagerforbrænding, Vestforbrænding og KA- RA/NOVEREN er vist. 15 Varmeplan Hovedstaden november 2009

16 Figur 3: Placeringen af de syv anlæg. Kraftværker: Svanemølleværket (SMV), Amagerværket (AMV), H. C. Ørsted Værket (HCV) og Avedøreværket (AVV). Affaldsforbrænding: Amagerforbrænding (AMF), KARA/NOVEREN & Vestforbrænding (VF). De fire kraftværker er beskrevet i det følgende. 3.1 Amagerværket Amagerværket blev idriftsat i 1971 og er placeret ved Amagers østkyst nord for Prøvestenshavnen. Her er der i dag tre blokanlæg, nemlig blok 1 fra 1971, blok 2 fra 1972 og blok 3 fra Blok 1 blev ombygget til biomassefyring i Blok 2 blev ombygget til biomassefyring i 2003, men taget ud af drift i 2009, da blok 1 blev omstillet til biomasse. Amagerværket ejes af Vattenfall. 16 Varmeplan Hovedstaden november 2009

17 Figur 4: Amagerværket. Fotograf: Christina Tornquist. Aktuelt er der således to blokke i drift. Ifølge brochure om Amagerværket fra Vattenfall har enhederne følgende data: AMV1; brutto-kapacitet på 80 MW el og 250 MJ/s varme. Anlægget kan fyres med kul og biomasse. AMV3; kulfyret med bruttokapacitet 263 MW el og 331 MJ/s varme. Værket har gode pladsforhold, både til en ny blok nordvest for eksisterende blokke samt til brændselslager. Værket har endvidere gode havnefaciliteter. 17 Varmeplan Hovedstaden november 2009

18 AMAGERVÆRKET AMV1 Nyt anlæg, i drift fra primo Kan fyres med kul, biomasse (piller) og olie (kun til opstart). Selve kraftvarmeanlægget er bygget til 100 % biopiller (godt tons/år). Anlægget har bruttokapacitet på 80 MW el og 250 MJ/s varme. Modtryksturbineanlæg med udelukkende højtryksturbine. Derfor forholdsvis lav elvirkningsgrad. Dampdata: 185 bar, 562 C. Fjernvarme leveres som damp gennem den nye tunnel (i drift fra 2009) under Københavns Havn, samt til det vandbaserede system gennem en hybridveksler. AMV3 I drift 1989; i praksis identisk med Avedøreværkets blok MW el (brutto) og 331 MJ/s varme. Udtagsanlæg fyret med kul (primært) og olie. Dampdata: 250 bar, 545 C. AMV3 skal sandsynligvis levetidsforlænges omkring Lever da til minimum Varmelager Varmelager: 750 MWh ( m 3 ); kan aflade/oplade op til 300 MJ/s. Mulige ændringer o o Der kan etableres mellemtryksturbine på AMV1. Vattenfall overvejer at omstille AMV3 til delvis flis eller træpiller. Blokken vil evt. kunne omstilles til 100 % træpiller (ligesom AVV1). 18 Varmeplan Hovedstaden november 2009

19 6 m 12 m Figur 5: Amagerværket (til højre) set lodret oppefra. Amagerforbrænding til venstre. Bemærk angivelse af verdenshjørner i øverste hjørne til højre. Der er havn på begge sider af værket. Havnen nederst på billedet er dybest (12 m). Havnen øverst i billedet er 6 m dyb. Der vil være mulighed for at udvide arealet mod nord-vest, i retning mod Lynetten, eller mod nord-øst. En beskåret udgave af dette billede med Amagerværket uden omgivelser, er vist nedenfor. Amagerværkets blok 2 blev skrottet i 2009, og pladsen kan benyttes fremadrettet. 19 Varmeplan Hovedstaden november 2009

20 Olietanke Varmelager Blok 1 skorsten Blok 1 Miljøanlæg Biopiller Blok 3 Blok 2 Kulplads Blok 1 Figur 6: Amagerværket i nærbillede. Blok 1 (2009): Modtryksanlæg. Kedelhus og maskinhus, som er fælles med blok 2, er markeret på figuren. Blokken er oprindelig fra 1971 men blev totalrenoveret i perioden , hvortil der blev bygget et røggasrensningsanlæg (markeret på figuren) samt en ny skorsten (ovenfor miljøanlægget). Blok 2 (2003): Udtagsanlæg. Kedelhus samt maskinhus, som er fælles med blok 1. Blok 3 (1989): Udtagsanlæg. Maskinhus, kedelhus og røggasrensning ligger ovenfor for blok 1 og blok 2 på figuren. Varmelageret ses øverst til venstre. Kulpladsen ses til højre for kraftværksblokkene der anvendes ca tons pr. år. Biomassepiller langtidsopbevares i bygningen som ses til højre for blok 1 s nye miljøanlæg på figuren. Neden under bygningen ses arbejdssiloen (korttidslager). Nederst i midten af billedet er et skib i færd med at losse piller. Olietankene er de 3 hvide cirkler øverst i midten. Olien anvendes udelukkende til opstart. Det skraverede område øverst til venstre tilhører ikke Vattenfall A/S. 3.2 Avedøreværket Avedøreværket ligger på Avedøre Holme syd for København og består af to kraftværksblokke, Avedøre 1 fra 1990 og Avedøre 2 fra Den samlede produktionskapacitet for Avedøreværkets to blokke er på 820 MW el og 900 MW varme. Avedøreværket er ejet af DONG Energy 1. 1 Informationer om Avedøreværket er fra DONG Energy s hjemmeside og det grønne regnskab. Informationer herfra er suppleret med mail korrespondance med DONG Energy. 20 Varmeplan Hovedstaden november 2009

21 Figur 7: Avedøreværket. Foto hentet fra DONG Energys hjemmeside. Avedøre 1 benytter primært kul, mens Avedøre 2 kan fyre med mange forskellige former for brændsler: naturgas, olie, halm og træpiller. Avedøre 2's anlæg består af flere dele, som i kombination med hinanden giver en høj udnyttelse af energien i brændslerne. Ved at fremstille både el og varme samtidigt, udnytter Avedøre 2 helt op til 92 % af energien i brændslerne, dertil kommer Avedøre 2's elproduktionsevne, som ligger på ca. 49 %, hvilket gør blokken til en af verdens mest effektive. Havnen ved Avedøreværket kan anløbes af mindre skibe og pramme. Værket ligger tæt ved Køge motorvejen, hvorpå halm tilkøres. Ifølge Biomasseaftalen fra 1993 med efterfølgende justeringer skal AVV brænde tons halm og tons træ pr. år. 21 Varmeplan Hovedstaden november 2009

22 AVEDØREVÆRKET AVV1 I drift 1990; i praksis identisk med Amagerværkets blok MW el (netto) og 330 MJ/s varme. Udtagsanlæg fyret med kul (primært) og olie. Dampdata: 250 bar, 545 C. AVV1 skal sandsynligvis levetidsforlænges omkring Lever da til minimum AVV2 Blokken er fra 2002 og er ligeledes et udtagskraftvarmeværk, og det kan fyres med olie, naturgas og træpiller. Desuden er tilkoblet en halmfyret dampkedel, der leverer damp til dampturbinen, samt to gasturbiner (disse enheder kan ikke køre selvstændigt uden hovedkedlen). Blokken kan yde 570 MW el (kondensationsdrift) plus 585 MJ/s varme. Blok 2 er et højeffektivt kraftværk med en netto el-virkningsgrad på % ved fyring med naturgas og med gasturbinerne og halmkedlen i drift. Halmkedlen kan lukkes ned (sker især om sommeren); i så fald kan anlægget leverer 535 MJ/s varme. Blokken vil være i drift i Varmelagre AVV har to varmelagre, der til sammen kan oplade og aflade 330 MJ/s i ca. 8 timer (De har altså samlet en varmekapacitet på ca MWh ). Planlagte og mulige ændringer DONG Energy har i september 2009 offentliggjort et idéoplæg (VVM udkast) til en omstilling af Avedøreværket (AVV), der vil indebære, at blok 1 primært vil køre på biomasse og blok 2 primært på kul. Heri indgår også at medforbrænde erhvervsaffald og storskrald på blok 2 (omkring 5-7 % af kulforbruget). Se mere om idéoplægget nedenfor. Nedenfor ses et luftfoto af Avedøreværket, hvorpå værkets forskellige tekniske anlæg og brændselslagre er angivet. 22 Varmeplan Hovedstaden november 2009

23 Varmelagre Olietanke Blok 2 Blok 1 Kullager Træpiller Figur 8: Avedøreværket. Blok 1 (1990) er et udtagsanlæg, som er den højre blok på fotoet ovenfor. Turbiner, generator og kondensator samt kedel er placeret i den øverste bygning. I den nederste bygning findes askeudskiller og afsvovlingsanlæg. Blok 2 (2002) er placeret til venstre for blok 1 på fotoet. Turbinerne (øverst, øverste bygning) bliver forsynet med damp fra hovedkedlen (øverste bygning), fra gasturbiner (sidebygning til øverste bygning) og biomassekedel (halm/flis), som er placeret nederst i nederste bygning. I nederste bygning er askeudskiller og afsvovling ligeledes placeret. Nederst til venstre oplagres halm. Til højre for blokkene opbevares kul. Længere til højre opbevares aske. På grunden til venstre for de to blokke er der mulighed for placering af en tredje blok. Der er gode adgangsveje for landtransport via Køgebugtmotorvejen. Havnens dybde på 7 m, begrænser adgangen for søtransport. Varmelageret ses øverst til venstre. Træpiller opbevares i de to langtidslagre og i arbejdssiloen (korttidslager), som ses til højre i billedet. Olietankene er de 2 hvide cirkler øverst i midten. Olien kan anvendes til opstart og i hovedkedlen. Ifølge idéoplægget til VVM vil det samlede brændselsforbrug for anlægget (AVV1 og AVV2 til sammen) ændres som vist i tabellen nedenfor. Der er anvendt to forskellige scenarier (fastholdt forbrug og maksimal drift). Dette er et oplæg til, hvordan driften kommer til at se ud. De konkrete mængder vil afhænge af økonomien ved anvendelse af de forskellige brændsler. 23 Varmeplan Hovedstaden november 2009

24 Forbrug Prognose Maksimal drift (fastholdt forbrug) (7500 timer/år) Kul tons/år Olie tons/år Naturgas mio. m3/år Biomasse tons/år Affald tons/år Tabel 1: Forventet forbrug af brændsler på Avedøreværket. Kilde: DONG Energy s ideoplæg til VVM. Det fremgår ikke af materialet, hvor stor en del af forskellen mellem Prognose og Maksimal drift, der skyldes kraftvarmeproduktion, og hvor meget der hidrører fra kondensproduktion. DONG Energy foretrækker ikke at samfyre kul og biomasse, grundet mulighederne for at anvende kulasken i byggeindustrien. 3.3 H.C. Ørsted Værket H.C. Ørsted Værket, som ligger i Københavns Sydhavn, blev sat i drift i 1920 og var dengang Danmarks største elværk. Kul var det vigtigste brændsel ind til 1994, hvor værket blev ombygget til at fyre med naturgas. H.C. Ørsted Værket er ejet af DONG Energy 2. Figur 9: H.C. Ørsted Værket. Fotograf: Helle Troelsgaard Pedersen. 2 Informationer om H. C. Ørsted Værket er fra DONG Energy s hjemmeside og det grønne regnskab. Informationer herfra er suppleret med mail korrespondance med DONG Energy. 24 Varmeplan Hovedstaden november 2009

25 Værket havde oprindeligt flere dampkedler og dampturbiner tilkoblet fælles damp-samleskinne samt en dieselmotor. I dag består værket af to kraftvarmeanlæg samt to spidslastkedler. Den samlede effekt er 145 MW el, 326 MJ/s fjernvarme (vandbåren) og 660 MJ/s damp. H.C. ØRSTED VÆRKET HCV7 Etableret 1985 som kulkedel, senere ombygget til gas/fuelolie. Modtryks dampturbine med dampudtag til fjernvarme. HCV7 leverer fjernvarmen som vand eller damp (12 bar). HCV7 kan levetidsforlænges ud over 2015; dette vil dog kræve denoxanlæg + ny SRO + støvfilter (pga. kravene i direktivet om store fyringsanlæg); vil skulle køre fortrinsvis på naturgas. HCV8 Etableret 2004 (flyttet fra Næstved). Gasturbine samt tilsatsfyring (efterbrænder i røggassen) Blokken kan i alt yde 24 MW + 94 MJ/s varme (88 MJ/s leveres som damp og 6 MJ/s som vand). Fjernvarmen produceres som damp og leveres som damp eller vand. Desuden har gasturbinen en tvangsvandproduktion på grund af lejekøling. HCV8 kan fortsat være i drift i 2025, men der kræves investeringer i levetidsforlængelse. HCV21 og HCV22 2 letoliefyrede spidslast varmekedler (kedel 21 og 22), på tilsammen 214 MJ/s (som damp). Planlagte og mulige ændringer Da HCV7 er en gammel kulkedel, vil den evt. kunne køre på biopiller. Pillerne vil kunne fragtes pr. lastbil (nem adgang sydfra, ad motorvej 21); evt. på pramme. Det anses dog for meget svært at få tilladelse til at anvende faste brændsler på HCV. Ifølge kommuneplanen for Københavns Kommune er der åbnet mulighed for boligbyggeri tæt på H.C. Ørsted Værket, hvilket kan skabe problemer med at fastholde kraftvarmeproduktionen på denne plads. 25 Varmeplan Hovedstaden november 2009

26 Blok 7 Blok 8 Figur 10: H.C. Ørsted Værket. Værket med omgivelser, herunder adgangsveje. Oven for værket ses ring 2. Der er også adgang fra vandsiden. Blok 7 (1985) indeholder modtryks dampturbine, gasfyret kedel og askeudskiller. Blok 8 (2004) består af en gasturbine + tilsatsfyring. Derudover 2 kedler (2006) til spidslast varmeproduktion. De to store hvide cirkler er olietanke. Kulpladserne til venstre og nedenfor værket anvendes ikke længere. 3.4 Svanemølleværket Svanemølleværket ligger i Københavns Nordhavn og var tidligere et kulfyret kraftvarmeværk, men blev i 1985 ombygget til naturgas- og oliefyring. Værket blev sat i drift i 1953, oprindeligt med flere dampkedler og dampturbiner tilkoblet fælles damp-samleskinne. I dag består værket af én kraftvarmeenhed (blok 7) samt to spidslastkedler. Svanemølleværket er ejet af DONG Energy 3. Figur 11: Svanemølleværket. Fotograf: Christina Tornquist. 3 Informationer om Svanemølleværket er fra DONG Energy s hjemmeside og det grønne regnskab. Informationer herfra er suppleret med mail korrespondance med DONG Energy. 26 Varmeplan Hovedstaden november 2009

27 Værket blev for nylig ombygget og råder nu over 2 nye spidslastkedler og et eksisterende naturgasfyret gasturbineanlæg med afgaskedel, som alle fremover vil blive fjernbetjent fra H.C. Ørsted Værket. Svanemølleværket råder over en samlet effekt på 81 MW el og 335 MJ/s varme. SVANEMØLLEVÆRKET SMV7 Etableret i 1994, automatiseret og fjernstyret i Gasturbine med afgaskedel (tilsatsfyring) producerer damp til en samleskinne. Dampen føder bl.a. en dampturbine. Desuden har gasturbinen er tvangsvandsproduktion på grund af lejekøling. SMV21 og SMV22 2 gasfyrede spidslastkedler producerer tilsammen 256 MJ/s. Planlagte og mulige ændringer: SMV7 kan fortsat være der i 2025, men der kræves investeringer i levetidsforlængelse. SMV kan udvides med lavtryksturbine (omstille fra levering af damp til vand). Biomasse på SMV er efter al sandsynlighed udelukket. Dette skyldes primært lagermuligheder og tilkørselsforhold. Nedenfor er vist et luftfoto af Svanemølleværket, hvor adgangsveje til værket fremgår. 27 Varmeplan Hovedstaden november 2009

28 Figur 12: Svanemølleværket med adgangsveje (ring 2 ses øverst til venstre for værket). Der er ingen opbevaringsplads ved værket og derfor er det ikke mulig at anvende biomasse. Nederst til højre ses tank til letolie. 28 Varmeplan Hovedstaden november 2009

29 4 Eksisterende affaldsforbrændingsanlæg Der er tre affaldsforbrændingsanlæg tilknyttet Hovedstadens fjernvarmesystem: o Amagerforbrænding o Vestforbrænding, Glostrup o KARA/NOVEREN, Roskilde Med planlagte og forudsete nyanlæg og skrotninger vil den samlede forbrændingskapacitet kunne udvides fra i dag godt 1,3 millioner tons pr. år til knap 1,8 millioner tons i Amagerforbrænding og Vestforbrænding ejer og driver i fællesskab deponi og mellemlager AV Miljø på Avedøre Holme. 4.1 Amagerforbrænding Amagerforbrænding blev etableret i 1971 og ligger nær Amagerværket. Amagerforbrænding er ejet af kommunerne Dragør, Frederiksberg, Hvidovre, København og Tårnby. Figur 13: Amagerforbrændingen. I baggrunden ses Amagerværket. Foto er taget fra Amagerforbrændings hjemmeside. 29 Varmeplan Hovedstaden november 2009

30 AMAGERFORBRÆNDING Anlægget, etableret i 1971, består af 4 identiske ovne, der hver kan forbrænde 15 tons affald pr. time. Alle ovne leverer damp (380 C og 48 bar) til en fælles dampskinne, der føder to modtryksdampturbiner, én på 8 MW og én på 20 MW (brutto). Den samlet nettoeffekt er 25 MW. 3 ovne er nok til at føde dampturbinerne, så den fjerde ovn kan derfor opfattes som rent varmeproducerende. Damp kan bypasses turbinerne og ledes direkte til fjernvarme. Da anlægget blev bygget var kapaciteten tons/år for hele AMF (baseret på 12 tons/time pr. ovn), nu op mod tons/år. Om sommeren (uge 22-40) kan alle fire ovne ikke benyttes, da fjernvarmesystemet ikke kan aftage så meget varme. Om vinteren kan leveres 120 MJ/s. AMF har en køler på 10 MJ/s. Ovnene er meget slidte; i 2007 havde de tilsammen 27 starter. Planlagte og mulige ændringer Det planlægges at lave dampudtag (93 tons/time; 70 MJ/s), som tilsluttes damptunnellen fra Amager. Damp tages fra fælles dampskinne og reduceres til 300 C og 16 bar, inden det fødes til dampnettet. Amagerforbrænding planlægger etablering af ny forbrændingskapacitet på 70 ton/h på den eksisterende lokalitet på Kraftværksvej. Anlægget planlægges forsynet med røggaskondensation og varmepumper. Den nye forbrændingskapacitet vil formentlig kunne være tilgængelig fra I nedenstående figur er vist et luftfoto af Amagerforbrændingen. 30 Varmeplan Hovedstaden november 2009

31 Figur 14: Amagerforbrænding er placeret sydvest for Amagerværket. Pilen markerer bygningen med de fire identiske ovnlinjer, som kan operere uafhængigt af hinanden. 4.2 Vestforbrænding Vestforbrænding ligger i Glostrup og er Danmarks største affaldsforbrændingsanlæg. I 2008 blev der brændt tons husholdnings- og erhvervsaffald fra omkring borgere og virksomheder i ejerkommunerne. Dette er den højeste årlige mængde, der hidtil er brændt på anlægget. Vestforbrænding er ejet af 19 kommuner: Albertslund, Ballerup, Brøndby, Egedal, Furesø, Frederikssund, Gentofte, Gladsaxe, Glostrup, Gribskov, Halsnæs, Herlev, Hillerød, Høje-Taastrup, Ishøj, København, Lyngby-Taarbæk, Rødovre og Vallensbæk. Figur 15: Vestforbrændingen i Glostrup. Foto er taget fra Vestforbrændings hjemmeside. 31 Varmeplan Hovedstaden november 2009

32 VESTFORBRÆNDING Vestforbrænding har 2 moderne ovne fra 1999 og 2005, med en samlet kapacitet på tons årligt, samt 2 ældre ovne fra 1970 erne. Hidtidig godkendelse til tons/år; har 2008 fået godkendt ekstra tons. Anlæg 5 Kraftvarmeanlæg indviet i 1998, brænder 26 tons affald i timen. Anlægget er udstyret med røggaskondensering. Ydelse uden røggaskondensering: 13,5 MW elektricitet + 65 MJ/s varme. Ydelse med røggaskondensering: 11,5 MW elektricitet + 80 MJ/s varme. Elvirkningsgrad uden røggaskondensering: 15 %. Anlæg 6 Kraftvarmeanlæg indviet 2005, brænder 35 tons affald i timen. Ydelse: 19 MW elektricitet + 76 MJ/s varme. El-virkningsgrad: 18 %. Røggaskondensering på ovn 6 er i princippet besluttet (kan give 20 MJ/s ekstra). Anlæg 1 og 2 Indviet i 1970'erne, brænder hver 10 tons affald i timen med en samlet varmeydelse på 47 MJ/s. Har i en periode været brugt som reservekapacitet, men med den nylige udvidelse af godkendt forbrænding får de flere driftstimer. Anlæggene er dog meget slidte, og uden omfattende renovering er restlevetiden begrænset. Planlagte og mulige ændringer Det overvejes at bygge nyt anlæg i Høje Tåstrup, 33 tons/time, idet der ikke er god plads i Glostrup. Kan være driftsklar i 2015, og da vil anlæg 1 og 2 kunne skrottes. Vestforbrænding har eget fjernvarmenet: Hedt vand 125 C og varmt vand C. Som spidslast har Vestforbrænding endvidere fem små gasfyrede spidslastkedler, i Glostrup og Hedegården, med en samlet varmeydelse på 20 MJ/s. Nedenstående figur viser et luftfoto af Vestforbrænding. 32 Varmeplan Hovedstaden november 2009

33 Figur 16: Vestforbrændings anlæg i Glostrup består af i alt fire ovnlinjer (bygningen markeret af pilen). Anlæg 1 & 2 (1970) forbrænder 10 tons/t. Anlæg 5 tager 26 tons pr. time mens anlæg 6 tager 35 tons pr. time. Affaldet læsses af i en 100 m lang, 10 m bred og 20 m dyb affaldstragt som er placeret i bygningen øverst til højre. Som eksempel på indretningen af et affaldsforbrændingsanlæg er på næste side vist indretning for Vestforbrændings Anlæg Varmeplan Hovedstaden november 2009

34 Figur17: Indretning af Vestforbrændings anlæg 6. Kilde: Vestforbrænding.

35 4.3 KARA/NOVEREN KARA/NOVEREN er et affaldsselskab, der behandler affald for borgere og virksomheder i ni kommuner på Sjælland. KARA/NOVEREN er et interessentselskab, der ejes af ni kommuner: Greve Kommune, Holbæk Kommune, Kalundborg Kommune, Køge Kommune, Lejre Kommune, Odsherred Kommune, Roskilde Kommune, Solrød Kommune og Stevns Kommune. KARA/NOVEREN ROSKILDE FORBRÆNDING Har hidtil brændt ca tons/år, men regner med at nå tons affald i Ovn 3 Fra tons/time, MJ/s. Kun varmeproduktion. Kører timer/år, begrænset af varmesiden. Vil kunne køre 7000 timer/år. Egner sig ikke til nedregulering; helst ikke under 90 % last. Ovn 4 Fra 1989, en tvilling til linje 3, også 7 tons/time. Ovn 5 Fra 1999, 20 tons/time, kraftvarme Udlagt til 14/11,5 MW brutto/netto el og 42 MJ/s varme, men kører ca. 44 MJ/s. Damptryk 40 bar. Kan reguleres ned til 70 %, men det gøres ikke. Dampturbinen kan bypasses. Kører 8000 fuldlasttimer/år, dvs tons/år. Ovn 6 Planlægges i drift i Planlagt kapacitet 25 tons/time. Bygges formentlig med samme dampdata som 5 eren. Ved etablering af linje 6 vil linjerne 3 og 4 kunne skrottes. Ovn 7 En foreløbig plan forudsætter idriftsættelse i 2023, forudsat affaldet fortsætter med at vokse som hidtil. Da vil 5 eren kunne skrottes, hvis affaldsmængderne tillader det. Efter KARA s fusion med NOVEREN i januar 2007 blev affaldsoplandet udvidet til også at omfatte den nordlige del af Vestsjælland. Det er endvidere muligt,

36 at yderligere kommuner indgår samarbejde med KARA/NOVEREN. Det betyder, at KARA/NOVEREN servicerer et stort område uden for hovedstadsområdet. I nedenstående figur er vist et luftfoto af forbrændingsanlægget i Roskilde. Figur 18: KARA/NOVEREN med adgangsveje. Nederst ses genbrugspladsen. 36 Varmeplan Hovedstaden november 2009

37 5 Eksisterende decentrale anlæg 5.1 Margretheholm geotermisk demonstrationsanlæg Det Geotermiske Demonstrationsanlæg ved Amagerværket, Margretheholm, har været i kommerciel drift siden august Anlægget ejes og drives af Hovedstadsområdets Geotermiske Samarbejde (HGS), bestående af DONG Energy, KE, CTR og VEKS. Anlægget består af en produktionsboring, en injektionsboring og en absorptionsvarmepumpe. Vandet hentes op fra 2,5 km dybde. Geotermivandet hentes op ved ca. 73 C og køles til ca. 17 C, inden det returneres til undergrunden. Varmepumpen hæver temperaturen til ca. 85 C, inden det leveres til fjernvarmen. Varmepumpen blev fra starten drevet af damp fra Amagerværket. Fra sommeren 2009 skiftes til damp fra dampnettet. Det vil dog fortsat være muligt at modtage damp fra Amagerværket. Varmen fra undergrunden udgør ca. 13 MJ/s, mens drivdampen er ca. 11 MJ/s. Varmen leveret til nettet er således omkring 24 MJ/s. Derudover bruges omkring 1,5 MW elektricitet til pumper m.v. Varmepumpens COP er 2,1. Den forventede årsproduktion er 630 TJ/år, idet anlægget lukkes om sommeren. 5.2 Lynettefællesskabet Lynettefællesskabet I/S driver to vandrensningsanlæg: Lynetten og Damhusåen. På Renseanlæg Lynetten udvindes overskudsvarme fra forbrændingen af slam samt kondensering af damp fra tørringen af slam. Forud for slamforbrænding og tørring er der fra slammet produceret biogas, som anvendes i disse processer (se figuren). Overskudsvarmen anvendes til opvarmning af rådnetank, opvarmning af bygninger og andre faciliteter samt til salg til fjernvarmenettet. 37 Varmeplan Hovedstaden november 2009

38 Gasbeholder Kedel Rådnetank Gas Varme Slamtørrer Slamforbrænding Overskudsvarme Figur 19: Renseanlægget Lynetten. Rådnetankene producerer biogas, der efter afbrænding i kedel og som støttefyring i slamforbrændingen ender som overskudsvarme Afsætningen af overskudsvarme fra Renseanlæg Lynetten foregår direkte til fremløbet i fjernvarmenettet uden brug af varmepumpe eller lignende til at øge temperaturen. Samlet blev der i 2007 solgt 104 TJ overskudsvarme til fjernvarmenettet. På Renseanlæg Damhusåen produceres kraftvarme med den gasmotor, som biogassen forbrændes i (se figuren nedenfor). En del af denne den producerede varme sælges til fjernvarmenettet. Afsætningen af overskudsvarme fra Renseanlæg Damhusåen foregår direkte til fremløbet i fjernvarmenettet uden brug af varmepumpe eller lignende til at øge temperaturen. Samlet blev der i 2007 solgt 4716 GJ overskudsvarme til fjernvarmenettet. Elektricitet Gasgenerator Gasbeholder Overskudsvarme Figur 20: Renseanlæg Damhusåen. Rådnetankene producerer biogas, som efter forbrænding i en gasmotor producerer elektricitet og varme. 5.3 Spids- og reservelastkedler Der findes i hovedstadsområdet en større mængde varmekedler (spidslastkedler) med en samlet effekt på ca MJ/s. Varmekedlerne, som ejes af varmeselskaberne, bruges bl.a. til at sikre forsyningen ved udfald af kraftvarmeværker og til dækning af spidslast på meget kolde vinterdage. Nye spidslastkedler på Svanemølleværket og H.C. Ørsted Værket er ejet af DONG Energy. Rådnetank 38 Varmeplan Hovedstaden november 2009

39 6 Ny central varmeproduktionskapacitet Hvis der skal etableres ny central varmeproduktionskapacitet i hovedstadsområdet, er det vurderet, at følgende teknologier er relevante: Naturgasfyret combined cycle (250 MW) 100 % biomasse i dampturbineanlæg; dels et 400 MW anlæg og dels det nyeste anlæg i Danmark, Fynsværkets blok 8 på 35 MW. Tilsatsfyring med 20 % biomasse i kulfyret dampturbineanlæg; 400 MW. Data for teknologierne er givet i Bilag B. I dette kapitel gennemgås teknologierne kort. For en nærmere beskrivelse af de pågældende teknologier henvises til Energistyrelsens teknologikatalog fra Foruden de nævnte teknologier er der også i dette kapitel set på ombygning af de eksisterende anlæg til biomasse og/eller affald. 6.1 Naturgasfyret combined cycle I et naturgasfyret combined cycle anlæg udnyttes naturgas til el- og varmeproduktion i en proces, hvor gasturbineteknologien kombineres med dampturbineteknologien. I gasturbinen afbrændes naturgas, og der produceres el. Røggassen fra gasturbinen har høj temperatur og anvendes efterfølgende til at producere damp med høj temperatur og tryk, der efterfølgende anvendes i en dampturbine til at producere el og varme. I et naturgasfyret combined cycle anlæg kan der opnås meget høje elvirkningsgrader (omkring 60 %). Anlæggene er billigere i investering end f.eks. store, kulfyrede kraftværker, men brændslet er til gengæld noget dyrere % biomassefyret dampturbineanlæg Et 100 % biomassefyret dampturbineanlæg udnytter samme teknologi som store, centrale kulkraftværker. Biomasse indblæses i en stor kraftværkskedel, hvor det brændes i suspension (svævende), og der produceres damp med høj temperatur og tryk. Dampen anvendes efterfølgende til at producere el i en dampturbine samt fjernvarme. I et kraftværk af denne type kan der anvendes forskellige biobrændsler. Træpiller det mest enkle brændsel, da det kan anvendes stort set på samme måde som kul uden særlige forbehandlingsanlæg. Træpiller har dog en relativt høj 39 Varmeplan Hovedstaden november 2009

40 pris sammenlignet med kul og andre typer biomasse som træflis og halm. Andre, mere vanskelige former for biomasse kan også anvendes, men da kræves større investering i forbehandlingsanlæg. Eksempelvis indeholder træflis typisk over 40 % vand, og det skal derfor tørres og findeles, inden det kan fyres ind i kraftværkskedlen. 6.3 Tilsatsfyring med 20 % biomasse i kulfyret dampanlæg Denne teknologi minder meget om det 100 % biomassefyrede dampturbineanlæg beskrevet ovenfor. Dog er det her også muligt at anvende kul i kraftværkskedlen. Årsagen til, at der ikke anvendes mere end 20 % biomasse er, at askeprodukterne da fortsat vil kunne afsættes til cementproduktion. 6.4 Ombygning af kulfyrede kraftvarmeværker til biomasse De store centrale kraftværksblokke på Amager og på Avedøre kan i dag fyre med kul, olie, naturgas og forskellige typer biomasse. I 1993 indgik et bredt flertal i Folketinget den såkaldte Biomasseaftale, som pålagde elværkerne senest i år 2000 at have kapacitet til at indfyre 1,4 mio. tons biomasse årligt, hovedparten som halm. Kraftværksselskaberne havde vanskeligt ved at opfylde aftalen, som blev revideret flere gange. Senest i marts 2000, hvor målet blev udskudt til Samtidig blev de økonomiske rammer for kraftværkernes biomasseanvendelse i det liberaliserede elmarked aftalt for 10 års driftstid. I forbindelse med den energipolitiske aftale i februar 2008 blev tilskuddet til elproduktion fra biomassemængder, der ligger ud over biomasseaftalen, hævet for at øge kraftværkernes incitament til yderligere biomasseanvendelse. Samtidigt blev der givet tilladelse til kulfyring på bl.a. Avedøreværkets blok 2 forudsat en nærmere angivet øget anvendelse af biomasse samlet set. Efter den første biomasseaftale igangsatte elværkerne et storstilet og koordineret forsknings-, udviklings- og demonstrationsprogram. De to hovedspor i denne udvikling var tilsatsfyring, hvor biomasse afbrændes sammen med kul som på Studstrupværket i Århus, og fyring i separate kedler som på Masnedø i Sydsjælland og Avedøreværkets halmkedel. Udviklingsaktiviteterne var især fokuseret på brændselshåndtering og indfyring, på at undgå korrosion og belægningsdannelse i kedler samt på askekvalitet. Hertil kom igangsætning af et spor til udvikling af forgasningsteknologi. Efter 2000 aftalen fokuserede især det østdanske kraftværksselskab på anvendelse af biomasse i pilleform både på Amagerværkets blok 2 og på Avedøreværkets hovedkedel på blok 2. Erfaringer fra disse aktiviteter samt erfarin- 40 Varmeplan Hovedstaden november 2009

41 ger fra Sverige, Holland og andre lande viser, at det er teknisk muligt at anvende op til 100 pct. træpiller selv på moderne kraftvarmeværker med høje dampdata. Fordelen ved træpiller i forhold til andre biobrændsler som fx træflis og halm er, at de kan håndteres på værker, som er bygget til kulstøvfyring, samt at de er forholdsvist lagerstabile og lette at transportere. Samtidig er der et internationalt marked for træpiller under hastig udvikling, som giver større sikkerhed for leverancer. Ulempen med træpiller er især, at prisen er høj sammenlignet med halm og træflis. Allerede i 2010 kan Amagerværkets blok 1 anvende 100 pct. træpiller. Det vurderes ligeledes, at Amagerværkets blok 3 samt Avedøreværkets blok 1 og 2 kan ombygges til 100 pct. træpiller. De største udfordringer i denne sammenhæng er sandsynligvis etablering af faciliteter til modtagelse og lagring af træpiller i tilstrækkeligt omfang til at anvende 100 pct. biomasse i en længere periode i vintermånederne. Træpiller fylder ca. dobbelt så meget som kul med det samme energiindhold, og de kan ikke opbevares i åbne lagre. 6.5 Medforbrænding af affald på kulfyrede anlæg Forbrænding af visse fraktioner af erhvervsaffald og storskrald sammen med kul på kraftvarmeværker medfører, at affaldet brændes med en højere elvirkningsgrad, typisk omkring % modsat % for de bedste affaldsforbrændingsanlæg. Medforbrænding af affald på større kulfyrede kraftværker er dog endnu ikke gennemtestet i fuld skala. DONG Energy har bl.a. gennemført forsøg på Esbjergværket og har planer om at medforbrænde affald på Avedøreværket på sigt. Processen omfatter medforbrænding af erhvervsaffald og storskrald. Affaldet leveres til eksisterende sorteringsanlæg, som er spredt over hele landet. Herefter udsorteres en fraktion af affaldet, RDF (Refuse Derived Fuel, som typisk består af findelte rester af træ, papir, plast og pap). Omkostningerne forbundet med behandling af RDF består således af følgende elementer: Modtagelse af blandet affald samt udsortering og neddeling af RDF egnede fraktioner. Lager til og indblæsning af RDF i kedel. Mindre tekniske ændringer på kulkraftværkerne. Omformningen af de egnede fraktioner til RDF sker ved flere omgange af ned- og findeling, sortering og mellemlagring af affaldet. På kraftværkerne skal endvidere foretages modifikationer af indblæsningssystemerne til afbrænding 41 Varmeplan Hovedstaden november 2009

42 af det findelte RDF (10 mm). Afbrændingen af RDF giver også anledning til ekstra håndteringsomkostninger af restprodukter (gips, bund- og flyveaske) Elvirkningsgrad og fjernvarmetemperaturer I fremtidens fjernvarmesystem kan det være relevant at sænke fjernvarmetemperaturerne. Herved reduceres varmetabet i systemet, det gør det nemmere at indpasse nye, decentrale VE-kilder, der producerer varme ved lavere temperaturer, og endelig kan det øge elvirkningsgraden på både eksisterende og nye kraftværksanlæg. Ea Energianalyse har ved termodynamiske beregninger vurderet, hvor følsom el-virkningsgraden for et standardiseret kraftvarmeværk er overfor ændringer i fjernvarmetemperaturerne. Følsomheden kan angives som ændring i virkningsgrad (i procentpoint) pr. ændring i kondensationstemperatur (den temperatur som dampen kondenseres ved). For et udtagsværk er følsomheden omkring 0,1 procentpoint pr. grad og for modtryksværk omkring 0,2 procentpoint pr. grad. 4 COWI har i rapporten Samfundsøkonomisk vurdering af forbrænding, medforbrænding og biologisk behandling (2009) for Affalddanmark vurderet omkostninger ved medforbrænding af affald. Her er processen også beskrevet, og en del af teksten i nærværende rapport er taget herfra. 42 Varmeplan Hovedstaden november 2009

43 7 Ny decentral varmeproduktion Decentral varmeproduktion er varmeproducerende enheder der leverer varme til sekundærsiden i fjernvarmesystemet. Herunder beskrives en række nye decentrale teknologier, som i dag ikke er benyttet i hovedstadens fjernvarmesystem. Det vil oftest være mellemstore anlæg, der kan føde ind i fjernvarmenettets yderområder: Biomasse kedler, biomasse kraftvarme (fx baseret på forgasning), geotermi, sol fjernvarme, store varmepumper, el-patroner. 7.1 Affaldsforbrænding Ny forbrændingskapacitet er nødvendig i de kommende år, både som erstatning for ældre og udtjente blokke, men også for at håndtere de fremtidige affaldsmængder, som antages at stige med i gennemsnit 1,3 pct. årligt i perioden frem til Det antages, at nye anlæg i Hovedstadsområdet etableres som moderne affaldsfyrede kraftvarmeanlæg med høj elvirkningsgrad og røggaskondensering. Affaldsforbrændingsanlæg med høje elvirkningsgrader Affaldsforbrændingsanlæg dimensioneres ofte med betydeligt lavere elvirkningsgrader end andre kraftvarmeværker. Dette skyldes forskellige forhold: o o o o Forbrænding af affald ved høje temperaturer øger risikoen for korrosion og belægninger i højere grad end andre brændsler Affaldsforbrændingsanlægs primære opgave er at bortskaffe affald; anlægsejerne er derfor forholdsvis forsigtige i forhold til sekundære funktioner som at producere energi Anlæggene modtager betaling for at behandle affaldet; indtægt fra salg af elektricitet er derfor af mindre betydning end for andre kraftvarmeværker Anlæggene er mindre, og derfor vil en række tiltag til at øge elvirkningsgraden (fx visse dampudtag og genoverhedning) ikke være lønsomme, ligesom en række komponenter (som fx dampturbiner) har lavere virkningsgrader. Energistyrelsens teknologikatalog (2005) regner med, at el-virkningsgraden for affaldskraftvarmeanlæg vil stige fra 19,5 % i 2004 til 26 % i , mens totalvirkningsgraden vil øges fra 85 % til 97 %, primært fordi der antages røggaskondensering. Data for nye anlæg baseret på Energistyrelsens teknologikatalog findes i Bilag B. I projektets scenarieberegninger er der ved etablering af nye affaldsforbrændingsanlæg taget udgangspunkt i de data, som er blevet leveret under møderne med repræsentanter fra affaldsforbrændingsanlæggene i efteråret Disse data fremgår af bilag A. 43 Varmeplan Hovedstaden november 2009

44 Den højeste elvirkningsgrad, der for tiden er på tale i hovedstadsområdet, er Vestforbrændings planlagte ovn 7 med en nettovirkningsgrad på 27 % (jf. Bilag A). Affaldsforbrændingsanlæg med røggaskondensering Energistyrelsens teknologikatalog (2005) regner med, at totalvirkningsgraden vil øges fra 85 % til 97 %, primært fordi der antages røggaskondensering. På Vestforbrændings ovn 5 er totalvirkningsgraden henholdsvis 85 % og 99 % uden og med røggaskondensering, mens el-virkningsgraden er 2,4 % lavere med røggaskondensering end uden. Dette skyldes bl.a., at der benyttes en varmepumpe til kondenseringen. Elvirkningsgrader og fjernvarmetemperaturer Et affaldsforbrændinganlægs el-virkningsgrad og totalvirkningsgrad afhænger af mange forhold, bl.a. af fjernvarmens fremløbs- og returtemperatur. Som eksempler på væsentlige sammenhænge kan følgende fremhæves (kilde: Varmeplan Danmark, Rambøll, 2008): Tabel 2: Forbedring af el- og totalvirkningsgrad ved røggas-kondensering og lav returtemperatur. Det ses, at der opnås en særlig stor gevinst, hvis returtemperaturen kan sænkes fra 50 til 30 C, og kondenseringen får første prioritet frem for turbinen. En tilvækst i 10,6 procentpoint for totalvirkningsgraden sker på bekostning af et tab på kun 0,2 procentpoint i elvirkningsgrad. Det svarer til en ækvivalent effektfaktor på ca. 50. Samtidig ses, at investering i røggaskondensering i anlæg med meget lav returtemperatur kan hæve totalvirkningsgraden med op til 13,4 procentpoint med næsten uændret elvirkningsgrad. 7.2 Biomasse (kraft)varme Data for biomasse-kraftvarme (herunder forgasning) tager udgangspunkt i Energistyrelsens katalog og EFP-projektet Effektiv fjernvarme. I Bilag C findes data for: 44 Varmeplan Hovedstaden november 2009