og større decentrale kraftvarmeværker

Transkript

1 De decentrale kraftvarmeværker er ikke the missing link Landets 450 decentrale kraftvarmeværker udgør et hurtigt reagerende og direkte link mellem el-, gas- og varmesystemet. Tages enheder ud af drift, mister energisystemet også mulighed for at integrere sol, vind og biogas. TEKST: Leder af forretningsområde Jan de Wit, DGC og vicedirektør Jan K. Jensen, DGC KRAFTVARME Mange af de decentrale, naturgasfyrede kraftvarmeværker har de senere år fået færre driftstimer. Dette skyldes, at de over et stykke tid har haft svært ved at konkurrere på produktionsprisen med blandt andet kulkraft. Det er paradoksalt, idet de gasfyrede anlæg ofte har højere brændsels effektivitet og lavere CO 2 - emission end eksempelvis de kulfyrede enheder. Kvotesystemet for CO 2 skulle have fremmet elproduktion med lav CO 2 -emission, men i øjeblikket har CO 2 -systemet ikke denne ønskede effekt, idet priserne på kvoter er historisk lave. Mange anlægsejere overvejer derfor at tage de naturgasfyrede enheder ud af drift med den aktuelle situation in mente og det forhold, at der fra år 2018 vil komme yderligere forringelse af indtjeningsforholdene for mange anlæg. De gasmotor- og gasturbinebaserede decentrale enheder udgør ca. 25 % af den driftsklare elproduktionskapacitet og repræsenterer en allerede afholdt investering på mere end 10 mia. kr. De decentrale kraftvarmeværker udgør et hurtigt reagerende og direkte link mellem el-, gas- og varmesystemet. De fleste af værkerne er udstyret med varmeakkumuleringstanke, der endvidere gør lagring mulig, når der optræder tidsforskydning mellem forbrug og produktion. Begge dele bliver stadig mere væsentligt med øget indpasning af fluktuerende og ikke-fluktuerende VE. Artiklen beskriver denne unikke og eksisterende produktionsressource, og hvordan den netop kan blive en meget vigtig spiller i fremtidens VEindpasning, smart grid-systemer og de muligheder, anlæggene byder på som regulerings- og backupenheder; ydelser, der bliver stadig mere betydende med øget og prioriteret VE-indpasning. 450 decentrale kraftvarmeværker Der er i Danmark etableret ca. 450 mellemstore og større decentrale kraftvarmeværker baseret på enten gasmotorer eller gasfyrede gasturbiner. Som det fremgår af tabel 1, er den samlede eleffekt på de ca. 750 motorenheder ca MWe, og den tilsvarende samlede effekt fra selve gasturbinerne (i alt ca. 33 stk.) er lige knap 700 MWe. Produktionsbetingelser Elmarkedet i Danmark (og en lang række andre nære EU-lande) undergår forandring i disse år. En stadigt større andel el kommer ind som prioriteret og højt betalt VE-el. Denne el-leverance stammer i vidt omfang fra fluktuerende forsyningskilder som eksempelvis vind og sol. Anden prioriteret el kommer ind som et resultat af forbrænding af affald. Denne produktion må karakteriseres som ikke-fluktuerende, idet den simpelthen har som væsentligste formål at bortskaffe affaldet. Så det frie elmarked, som langt de fleste af de nævnte kraftvarmeanlæg leverer til, bliver i virkeligheden trængt. Dette betyder også, at når man melder ind med produktionspriser på børsen, vil skæringsprisen, hvor udbud og efterspørgsel mødes, være lavere end tidligere. På selve produktionsprisen (dvs. kapitalomkostninger fraregnet) er de gasfyrede anlæg p.t. ikke blandt de allerbilligste. Her kommer vandkraft og eksempelvis kulfyrede enheder ofte ind med lavere produktionspris. Dette betyder færre årlige driftstimer for mange af de gasfyrede, decentrale anlæg. Dette har været meget tydeligt de senere år. Med indførelsen af CO 2 -kvotesystemet var det tanken at afgiftsbelægge efter CO 2 -belastningen for produktionen. De meget lave CO 2 -kvotepriser gør, at kulkraft nu ender med en lav produktionspris trods højere CO 2 - belastning end de gasfyrede værker. Regulering, backup mv. De gasfyrede, decentrale kraftvarmeanlæg, der p.t. er opstillet i Danmark, rummer gode muligheder for meget effektivt at kunne bidrage med balancekraft og andre systemydelser til elnettet. Helt generelt vil anlæggene med deres anvendelse af generatorer være et plus for system-inerti og robusthed over for påvirkninger. Den decentrale placering i forhold til central placering er også en fordel med hensyn til levering af aktiv og reaktiv effekt til elsystemet. Særligt for gasmotorerne vil en meget stor del af den installerede effekt Gasmotorer Gasturbiner Simple cycle Gasturbiner Combined cycle MWe MWe MWe Østdanmark Vestdanmark (inkl. Fyn) Total Tabel 1: Fordeling af installeret eleffekt på teknologi og placering i Øst-/Vestdanmark for de gasfyrede anlæg. 36 FJERNVARMEN NR. 12 DECEMBER 2013

2 From 10 % load to 100 % load in just 42 seconds 400 kw/s være i stand til at levere hurtig start/ stop og lastregulering uden bekostelig nyinvestering og uden væsentligt øgede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger. Søgning på internet og samtaler med de markedsledende gasmotorfabrikanter og/eller disses repræsentanter viser, at det for de fleste af motortyperne er muligt at udføre start og komme op på fuld last (eller tæt på fuld last) på ca. 5 minutter. Dette fordrer, at motoren (herunder smøreolie) er varmholdt, eksempelvis ved hjælp af varme fra fjernvarmevand eller elpatroner. Fra 100 % last til stop vil i dag typisk tage 1 minut. En enkelt større nyudviklet gasmotor (Wärtsilä 50 SG, 18 MWe) rapporteres at kunne nå fuld last på mindre end 1 minut (se figur 1). Blandt de mindre anlæg ses der også enheder, der kan nå fuld last på mindre end 1 minut. Det danske firma EC Power oplyser, at dets mest solgte enhed når 70 % last på 15 sekunder, og fuld last nås inden for ekstra 20 sekunder. Stop tid mht. elleverance er for mange anlæg nede på 1 minut. De motoranlæg, der i dag i Danmark er meldt ind til systemydelser, er oftest indrettet efter gældende systemleveringskrav. Dette betyder p.t. en tidsramme på 15 minutter i forbindelse med backup. Ombygning til en starttid på ca. 5 minutter vurderes at kunne gennemføres for ca kr. på de anlæg, hvor dette er muligt, se tabel 2. Der kan ligge anlægstekniske begrænsninger mht. hurtig adgang til tilstrækkeligt kølevand ved start og lastpålægning ( koldpropper i fjernvarmesystem). Dette kan formentlig undgås ved udskiftning af ventiler og nøje styring af disse. This loading rate is available for: Loads between 10 % and 100 % A running engine that has reached nominal operating temperatures. Figur 1: Eksempel på lastkurve for Wärtsilä 50 SG gasmotor (ca. 18 MWe). Fuld last nås på under 1 minut (kilde: Wärtsilä). Gasmotorer af dual-fuel-typen vil, hvis der alene køres på dieselolie under start, principielt klare dette helt som de meget hurtige nødstrømsdieselanlæg. Denne motortype har således en fordel både hvad angår hurtig opstartsoption og i system- og forsyningsmæssig henseende. Dette har man indset og udnyttet i eksempelvis Estland, hvor et dual-fuel-motorbaseret reserve- og spidslastværk på i alt 250 MWe er under indkøring. Anlægget opfylder nyeste EU Grid Codes og vil kunne forblive i drift med FJERNVARMEN NR. 12 DECEMBER

3 State-of-the-art + 5 år + 10 år Starttid 5-15 min. 5 min. 1-5 min. Stoptid 1-5 min. 1-3 min. 1 min. Lastændring 0,15-5 % pr. s. 0,5-5 % pr s. 1-5 % pr. s. Omkostning, inv DKK 1) Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. Omkostning D/V Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. Tabel 2: State-of-the-art og DGC's forventning omkring mulig fremtidig udvikling for stationære gasmotorer. 1) Enkelte motorer med ældre styresystem mv. kræver større og mere bekostelig ombygning. netfrekvenser helt ned til 46,5 Hz. Dette værk erstatter i vidt omfang de tilsvarende ydelser indkøbt via kabelforbindelser fra nabolandene. I Tabel 2 sammenfattes eksempler på fundne og leverandøroplyste data for reguleringsegenskaber iht. dagens standard. DGC har i de følgende kolonner forsøgt at give et bud på, hvordan udviklingen fremover vil kunne gå for de stationære gasmotorer til elproduktion. Combined cycle (CC)-gasturbineanlæggene har normalt dampkredsen som en markant flaskehals for hurtig opstart. Denne begrænsning betyder, at opstart vurderes at tage minutter. Dette gælder også, selv om flere af anlæggene er af flyderivattypen. Denne begrænsning kan imødegås ved at indbygge et bypass, således at dampkredsen by-passes. Kun et af de bestående danske anlæg har DGC bekendt denne mulighed, nemlig Silkeborg Kraftvarmeværk, der derved er i stand til at starte op på minutter. Nye simple cycle-gasturbineanlæg har som standard typisk en opstartstid på 10 minutter fra kold tilstand. Der kan fås versioner, der kan starte på 5 minutter. Rampe op- og rampe ned-hastighed for f.eks. GE s simple 38 FJERNVARMEN NR. 12 DECEMBER 2013

4 cycle-turbiner eller CC-koblede systemer med bypass er ca. 12 MWe/min. Den hurtige udgave af LM6000 (PH-versionen) og LMS100 kan rampe op og ned med 50 MWe/ min. De eksisterende simple cycleanlæg, der er opstillet i Danmark, er dog alle med termisk tungere gasturbiner af industritypen. Sammentænkning af energisystemer, indpasning af VE På mange af de decentrale, gasfyrede anlæg er der de seneste år blevet ombygget og installeret nyt udstyr for dermed på bedste vis at kunne producere med den til enhver tid mest økonomiske ressource og tilbyde ydelser i markedet, som kan give forøgede driftsindtægter. Der er på et betragteligt antal anlæg installeret elkedler, således at man ud over evt. at stoppe sin elproduktion samtidig kan igangsætte et elforbrug og dermed hjælpe dobbelt, når der f.eks. pludselig er større produktion end forbrug i elsystemet. Og vice versa naturligvis. Flere anlæg har installeret varmepumper. Visse af disse udnytter restvarme i f.eks. røggas til øget varmeproduktion. Hermed bliver det faktisk muligt at køle røgen ned til temperaturer under den returvandstemperatur fra varmesystemet, som ellers ville udgøre den nedre kølegrænse for røgen. Og netop når røgen køles så langt ned, opnås også et øget energiudbytte grundet øget vanddampskondensation af røgen. Andre udnytter industriel spildvarme eller andre varmekilder til varmeoptaget. Mange decentrale anlæg har installeret store solfangersystemer og baserer derfor en betragtelig del af sommerens og overgangsperiodernes forbrug på sol. I forbindelse med disse store solfangeranlæg er der oftest også etableret yderligere varmelagringskapacitet. På enkelte anlæg er etableret sæsonlagre, væsentligst tiltænkt at overskydende solvarme fra sommeren vil kunne gemmes og via en varmepumpe nyttiggøres senere i fyringssæsonen, se eksemplet FJERNVARMEN NR. 12 DECEMBER

5 Figur 2: Eksempel på et meget fleksibelt decentralt kraftvarmeanlæg, hvor der er installeret både store gasmotorer, varmeakkumulering (korttids- og langtidslager), gasfyrede kedler, elkedler, varmepumper og solvarme (kilde: Brædstrup Fjernvarme). vist i figur 2. En række gasfyrede, decentrale anlæg anvender i dag biogas direkte som brændsel. Mange af de øvrige anlæg vil også kunne ændres til direkte biogasdrift eller anvende grøn gas, der leveres via det eksisterende gasnet. De gasfyrede, decentrale kraftvarmeanlæg er således VE-parate. Skillevej? En stor del af de gasfyrede, decentrale kraftvarmeanlæg blev etableret i perioden Dette betyder, at de nu har over 20 års drift bag sig. For at initiere denne omlægning af elproduktionen fra central til mere decentral produktion blev der i de første mange driftsår givet favorable elafregningspriser i skarpt fastlagte tidsintervaller over dagen og ugen. Denne driftsform viste sig markedsmæssigt mindre gunstig senere. Afregningen blev derfor omlagt, så de større decentrale anlæg gik over til at få en produktionsuafhængig støtte for dermed at agere markedsrigtigt med indmelding af kostægte produktionspriser mv. Denne støtte vil nu fra 2018 falde bort for et betragteligt antal af disse anlæg. Dette har ført til, at mange gør sig overvejelser omkring fortsat drift, udsætter større servicearbejder og faktisk overvejer nedtagning af disse produktionsenheder på en række værker. Konklusion Den produktionseffekt, der risikerer at blive taget ud af drift, er en væsentlig spiller for fremtidens elnet og VE-integration på følgende punkter: ï Regulerbarhed (op-/nedregulering), nødvendigt når bl.a. fluktuerende VE skal integreres. ï Hurtig start og stop, nødvendigt når bl.a. fluktuerende VE skal integreres. ï Umiddelbart egnet til drift på grøn gas i gasnettet og dermed allerede VE-klar. ï Den producerede el kan evt. også anvendes direkte on site i forbindelse med store varmepumper. Hermed kan bekostelig eleffekt forstærkning i eldistributionsnet undgås. ï En unik kobling mellem el-, varmeog gasforsyningsnettet med lager til lagring af varme. ï Anlæggene arbejder som kraftvarmeanlæg. Netop med dette produktionsprincip opnås en brændselsbesparelse i forhold til separat produktion af el og varme. De danske gasfyrede, decentrale kraftvarmeanlæg på henholdsvis gasmotorer og gasturbiner repræsenterer skønsmæssigt en samlet og allerede afholdt anlægsinvestering på mere end 10 mia. kr. Decentral kraftvarme med hurtigt regulerende enheder som de motor- og gasturbinebaserede er en fordel for VE-integrationen. Systemet er etableret og det virker. Anlæggene er derfor ikke the missing link i Danmarks fremtidige energisystem. Læs mere Regeringen og Folketinget: Energiaftalen af 22. marts 2012 Energinet.dk: Grøn gas en del af fremtidens sammenhængende energisystem Ingeniøren: Slut på en epoke: Danmark mister 250 decentrale kraftvarmeværker, Sanne Wittrup, januar 2013 Energinet.dk og Energistyrelsen: Technology Data for Energy Plants, maj 2012 Energy-Supply, okt. 2013: Minister: Frit brændselsvalg kan koste op til 1,5 milliarder Wärtsilä ( Brædstrup Fjernvarme ( 40 FJERNVARMEN NR. 12 DECEMBER 2013