Decentrale kraftvarmeanlæg - status for 2000

Transkript

1 Decentrale kraftvarmeanlæg - status for 2 Energistyrelsens opfølgningsprogram for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

2 Indhold Indhold Opfølgningsprogrammet 3 Udviklingsprogrammet 3 Anlægsbeskrivelser 3 Værkernes drift i Høgild 7 Junckers 8 Masnedø 8 Måbjerg Slagelse 9 Produktion og drift i 2 1 Brændselsforbrug 1 El- og varmeproduktion 1 Totalvirkningsgrad 1 Elvirkningsgrad 11 Analyse af de indsamlede data 12 Elvirkningsgrad 12 Gennemsnitlig effekt 12 Forbruget af el 13 Forbruget af vand 13 Tarifdrift 13 Årets tema: Analyse af 14 Brændselsforbrug 14 Vandindholdet 14 Fossile brændsler 14 Egetforbrug af el 15 Forbrug af vand 15 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler - status for 2 Udgivet af: Energistyrelsen Amaliegade København K Tlf Fax e-post:ens@ens.dk Redaktion: Layout: Tryk: Oplag: Henrik Flyver Christiansen og Torben Skøtt. Redaktionen er afsluttet den 1. april 21. Torben Skøtt/BioPress CS Grafisk 1. stk. Tekst: Henrik Flyver Christiansen Maria Forman Publikationen kan citeres med tydelig kildeangivelse. 2 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

3 Opfølgningsprogrammet Opfølgningsprogrammet I 1986 indgik den danske regering en energipolitisk aftale, der blandt andet indebar en målsætning om, at der frem til 1995 skulle foretages en udbygning med decentrale kraftvarmeværker med en samlet elektrisk effekt på 45 MW. Værkerne skulle fyres med indenlandske brændsler som halm, træ, affald, biogas og naturgas. I 199 indgik regeringen yderligere en aftale om anvendelse af naturgas og biomasse. Herved blev de enkelte fjernvarmeselskaber påbudt at benytte bestemte brændsler. Udbygningen eller omstillingen af især olie- og kulfyrede enheder skete fortrinsvis til naturgasbaseret kraftvarme samt til biomassebaseret varmeproduktion. Teknologien til kombineret el- og varmeproduktion på basis af biomasse var på det tidspunkt ikke udviklet til et kommercielt niveau. Elsektoren havde dog - efter et politisk påbud - bygget de første dampbaserede kraftvarmeværker til halm, og mange steder blev der forsket i nye teknologier som biogas, forgasningsanlæg og stirlingmotorer. Selve dampteknologien har i mange år været kendt teknologi, men håndtering og afbrænding af biobrændslerne har krævet, og vil fortsat kræve, en del udviklingsarbejde. Til de mindre anlæg er systemet med dampturbiner ikke specielt velegnet. Anlægsomkostningerne per MWh vil normalt blive for høje og samtidig vil man ikke kunne opnå en fornuftig elvirkningsgrad. Derfor satser man i højere grad på at få udviklet forgasningsteknologien til de mindre anlæg, ligesom der arbejdes på anlæg, som er baseret på Stirling-motoren. Dampturbiner er i dag en gennemprøvet og kommerciel tilgængelig teknologi. Udviklingsprogrammet På biogasområdet havde der siden 1988, været et opfølgningsprogram under Koordineringsudvalget for biogasfællesanlæg. Tilsvarende iværksatte Energistyrelsen i 1995 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler for på den måde at koordinere og optimere udviklingen på området. Siden da er aktiviteterne løbende blevet udvidet/ nedlagt i takt med behovet. Programmet har sekretariat og styres fra Energistyrelsen, men det faglige arbejde er uddelegeret til forskellige ATV-institutter, universiteter, specialister med videre. Den samlede indsats var først fuldt udbygget i Anlægsbeskrivelser Opfølgningsprogrammet omfattede i 2 tolv demonstrationsanlæg, Dansk Energi fra biogas, halm, træ og affald Juni 2 Klinte som energiafgrøde Biogas er bedst for miljøet Tysk opsving for bioenergi Succes med halmforgasning 51 Verdenskonference om bioenergi som fordeler sig på forskellige brændsler og teknologier. Det drejer sig om: To forgasningsanlæg til træ. Fire dampturbineanlæg til træ. Fire dampturbineanlæg til halm. Et dampturbineanlæg der fyres med halm og affald. Et dampturbineanlæg, der fyres med halm, træ, affald og naturgas. I Opfølgningsprogrammet indgår endvidere en række nye teknologier, som endnu kun findes som pilotanlæg eller demonstrationsanlæg. Dis- Hvis du vil vide mere Resultaterne fra Opfølgningsprogrammet bliver løbende rapporteret i tidsskriftet Dansk BioEnergi, der udkommer seks gange om året. Bladet, der udgives med støtte fra Energistyrelsen, kan rekvireres gratis hos: BioPress Vestre Skovvej Risskov Tlf Fax biopress@biopress.dk Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 3

4 Opfølgningsprogrammet se anlæg er ikke medtaget i denne rapport. Der er en væsentlig forskel på anlæggenes teknologiske stade, hvilket naturligvis afspejles i driftsforholdene, som analyseres senere i denne rapport. De fire halmanlæg i,, Masnedø og, samt affald/biomasse-anlæggene i Slagelse og i Måbjerg, er alle elværksejede og baseret på dampteknologi - en teknologi som er gennemprøvet og kommerciel tilgængelig. Dette gælder ligeledes de to kedelblokke på Junckers Industrier samt anlæggene i og, der er de første fjernvarmeejede dampturbineanlæg. Forgasningsanlæggene i Høgild og er derimod begge under udvikling. Anlæggene i og hører til verdens første elproducerende anlæg, der udelukkende fyres med halm. Anlægget i Slagelse er fra samme periode, men her bruger man udover halm, damp fra et nærliggende affaldsforbrændingsanlæg. Alle tre anlæg har omkring ti års stabil drift bag sig. På Masnedø-værket er der mulighed for at erstatte op til 2 procent af Kraftvarmeværket i hører, sammen med anlægget i, til verdens første elproducerende anlæg, der udelukkende fyres med halm. halmen med træflis, mens man i Måbjerg kan brænde både halm, træflis, affald og naturgas. Her er der to kedler til affald og en kedel til halm og træ. Alle tre kedler er forsynet med en separat naturgasfyret overheder. Det nyeste halmbaserede dampturbineanlæg blev indviet i i efteråret Anlægget er en videreudvikling af teknologien fra det halmfyrede anlæg i Masnedø. De to værker har samme indfyrede effekt, men i er det lykkedes at forøge elydelsen med cirka 1 procent, samtidig med at elforbruget er sænket med 15 procent i forhold til Masnedø. De to dampturbineanlæg hos Junckers Industrier i Køge fyres udelukkende med træaffald fra produktionen, ligesom en del af dampen bliver brugt til procesformål på fabrikken. Elproduktionen er således meget afhængig af, hvor meget damp de to kedler skal levere til procesformål. Dampturbine-anlæggene i og fyres ligeledes med træ, men i har man også tilladelse til at bruge affald fra produktion af bleer. -anlægget er det mindste dampturbineanlæg i Danmark med en forholdsvis begrænset el-produktion. De to forgasningsanlæg i henholdsvis Høgild og har været under udvikling gennem en lang årrække og begge anlæg er sidst blevet bygget om i år 2. Begge anlæg fyres med træflis. Eleffekt brutto Anlæg Idriftsat Teknologi Tryk Temperatur Dampmængde Varmeydelse Virkningsgrad el Virkningsgrad total Akkumuleringstank År - bar grader C tons/h MW MJ/s procent procent m Dampturbine , 4,67 1 1, Forgasning ,4 1 7, Dampturbine , 5, 1 13, Forgasning ,4,6 1 2, Høgild 1994 Forgasning - - -,13 1, Junckers Dampturbine , 9, Junckers Dampturbine , 16, Masnedø 1996 Dampturbine , 8,3 1 2, Måbjerg 1993 Dampturbine , 28, 1 67, Dampturbine ,8 2,3 1 7, Dampturbine ,2 1,6 1 2, Slagelse 199 Dampturbine , 11,7 1 28, Tabel 1. Data for de biomassefyrede kraftvarmeanlæg, der deltager i Energistyrelsens opfølgningsprogram. 1. Nettoeffekt. 4 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

5 Værkernes drift Værkernes drift i 2 I det følgende gennemgås driftserfaringer for de anlæg, der deltager i Energistyrelsens Opfølgningsprogram for decentral kraftvarme på faste biobrændsler. For de fire kraftvarmeværker, der hører under Energi E2, er energiproduktionen beregnet på baggrund af standard brændværdier for halm. Undersøgelser fra det halmfyrede kraftvarmeværk ved Masnedø har imidlertid vist, at disse værdier er unøjagtige. Fremover vil de aktuelle brændværdier for halmen derfor blive beregnet individuelt ved de fire halmfyrede værker, der hører under Energi E2. Det drejer sig om, Masnedø, og Slagelse. På baggrund af havariet i december 1999 var gear og turbine til eftersyn og reparation hos leverandøren i hele januar og frem til midten af februar. Derfor blev der kun produceret varme på dampkedlen frem til den 16. februar, hvor anlægget igen blev koblet på nettet. I foråret var driften forholdsvis stabil, men anlægget var ude af drift i fem arbejdsdage på grund af indreguleringer af turbinen. Da afsætningen af varme faldt i løbet af foråret var det kun muligt at have værket i drift i dagtimerne. Start og stop af anlægget koster hver gang halvanden driftstime uden elproduktion og når varmebelastningen er lav bliver det også nødvendigt at koble røggaskondenseringen fra. Det medfører en betydelig reduktion af anlæggets indtægter og det er samtidig årsag til en lavere totalvirkningsgrad. Juni måned var desuden præget af en del udfald på grund af for høj spænding på elnettet. Anlægget var ude af drift i 14 dage i august for på grund af eftersyn. Her blev det konstateret, at der igen var slidmærker på de tandhjul, der blev skiftet i forbindelse med turbinehavariet i december På grund af risikoen for et nyt havari valgte man På anlægget i blev der kun produceret varme frem til midten af februar efter et alvorligt havari i december at belaste turbinen med maksimalt 75 procent af den maksimale effekt frem til den 26. oktober, hvor tandhjulene blev skiftet, og koblingen gjort mere fleksibel. I forbindelse med eftersynet i august blev der desuden foretaget en række forbedringer, der blandt andet skulle give en mere nøjagtig registrering af de forskellige data fra anlægget. Blandt andet blev der etableret et nyt system til brovægten og en automatisk registrering af brændselslageret. Tallene for tilført og brugt brændsel kan dermed sammenholdes, hvilket forhåbentlig kan være med til at give en forklaring på det store merforbrug af brændsel. Ved årets udgang var dette imidlertid endnu ikke lykkedes. Det store vandforbrug i august skyldes påfyldning af kedlen, der blev tømt i forbindelse med det årlige eftersyn. Driften i september var igen præget af mange opstarter som følge af det milde vejr. Anlægget blev i november udsat for et turbine trip, forårsaget af vibrationer under en opstart, hvilket medførte, at der i tre døgn kun blev produceret fjernvarme. I december var anlægget ude af drift en weekend i forbindelse med reparation af højspændingsforbindelserne. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 5

6 Værkernes drift Under ombygningen til kraftvarmeproduktion i er forgasserens ydelse opgraderet fra 4 til 6 MW. Ved fuldlast vil det derved blive muligt at anvende hovedparten af gassen til el- og varmeproduktion i motorerne, mens det resterende varmebehov dækkes af kedlen. De to motorer fra Jenbächer har hver en garanteret ydelse på 648 kw, men de forventes at kunne levere 2 75 kw, når anlægget er indkørt og optimeret. I første omgang har Ansaldo Vølund garanteret en elvirkningsgrad på 32 procent og en totalvirkningsgrad på 85 procent, men man har forventninger om at nå endnu højere op. Driften har i hele 2 været præget af omlægningen fra varme- til kraftvarmeproduktion. I januar og februar blev akkumuleringstanken og elektrofilteret installeret, hvilket kom til at belaste den normale varmeproduktion. Da der desuden opstod utætheder på gaskedlen, har der været et usædvanligt højt olieforbrug i disse måneder. Motorerne blev startet op den 8. marts. I første omgang blev systemet til gasrensning afprøvet, hvorefter motorerne blev startet op én af gangen. Det var alt i alt en vellykket opstart, hvor man i løbet af en uge havde indkørt motorerne og nået fuld effekt. Senere opstod der imidlertid problemer med blandt andet gaskølerne og i foråret blev røgrørene og gasbrænderen i kedlen repareret, ligesom rørforbindelserne til varmeakkumulatoren blev ændret, så produktionen fra kedlen nu også kan lagres. I august blev anlægget taget ud til eftersyn og ombygning endnu en gang, og i den forbindelse blev gaskølerne, som oprindelig planlagt, omstillet fra medstrøms- til modstrømsdrift. Herefter blev det muligt at køre med begge motorer på fuld effekt. Anlægget i har været præget af omlægningen til kraftvarmeproduktion. Antallet af driftstimer med motorerne har desuden været begrænset af den uundgåelige produktion af tjærevand. Tjærevandet, der kondenseres i gaskølerne og elfilteret, opsamles i tanke og afbrændes i kedlen om natten eller i weekenden, hvor motorerne ikke kører. Tankenes begrænsede kapacitet har hidtil betydet, at motordrift og kedeldrift skulle afstemmes i forhold til hinanden og i forhold til varmebehovet. Varmebehovet har derfor været afgørende for, hvor meget tjærevand, der kunne bortskaffes, og dermed hvor mange driftstimer, der kunne opnås med motorerne. I løbet af efteråret blev der installeret et rensningsanlæg, der kan separere tjærevandet i en tyk- og en tynd frak- Driftsleder Jørn Snejbjerg ved siden af én af de to gasmotorer. tion. Tjærefraktionen, som volumenmæssigt ikke fylder ret meget, lagres og bliver senere brugt i fyret til spidsog reservelast. Det tynde tjærevand renses efterfølgende i et ultra- og RO-filter, hvorefter vandet kan ledes ud i kloakken. Da der ikke er separat energimåler på gaskedlen, opgøres totalvirkningsgraden på baggrund af den samlede brændselsmængde. Det giver ikke det helt rigtige billede af forgasser/ motor-systemet. Derudover er afbrændingen af tjærevand årsag til misforhold i virkningsgraden, idet tjærevand produceret i én måned kan lægges på lager og afbrændes i en af de følgende måneder. I efteråret blev der udført forsøg med at anvende ikke færdig behandlet tjærevand i befugtertårnet, hvilket mislykkedes, da tjærevandet skummede op og stoppede befugteren til. I starten af november blev det konstateret, at udstødningen til den ene motor var gennemtæret, formentlig på grund af syre. Begge udstødningskedler blev efterfølgende udskiftet. Under indkøringen af RO-anlægget i december var der brud på en membran. Det betød, at tjærevandet ikke kunne renses, men måtte oplagres til afbrænding på et senere tidspunkt. 6 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

7 Værkernes drift kraftvarmeværk gennemgik frem til november 1999 en større renovering, og driften i hele 2 har derfor været præget at indkøringen og mindre driftsproblemer. I forbindelse med renoveringen blev der installeret et nyt fremføringssystem til halm, den nederste kedelfront blev udskiftet og der blev monteret nye brænderne samt et helt nyt SRO-anlæg til styring og opsamling af data fra anlægget. Det nye indfødningssystem er baseret på et nyudviklet cigarprincip, hvor halmen føres ind via en rektangulær kanal. Ved indgangen til kedlen blæses luft ind på tværs af halmen, mens halmen afbrændes fra den ene ende på samme måde som en cigar brænder. Metoden er kun brugbar for mindre anlæg og har den ulempe, at der udvikles forholdsvis meget NO x. Driften har gennem året været tilpasset varmebehovet. Det manglende varmebehov i foråret har, sammen med en mængde småproblemer, resulteret i en lavere elvirkningsgrad end der blev opnået før ombygningen. I august var anlægget desuden til eftersyn i 14 dage. er et af de anlæg, der tidligere har været forfulgt af diverse driftsproblemer og skader, og leverandøren af anlægget arbejder stadig på at få anlægget til at leve op til garantien. I januar var elproduktionen betydeligt reduceret på grund af driftsproblemer med sikkerheds- og reguleringssystemet på turbinen. Desuden måtte fliskedlen stoppes, da en svejsning på et røgrør skulle renoveres. I april er værket igen begyndt at afbrænde ble-afskæringer fra en blefabrik og i august var dampkedlen til eftersyn i én uge. Driften har resten af året været stabil og værket har kørt godt. Man har til stadighed forsøgt at optimere driften i forhold til elvirkningsgraden, blandt andet ved at fjerne en blænde i turbineudtaget. Efterhånden er man ved at være tæt på den garanterede elvirkningsgrad, der er fastsat til 15,5 procent. har ikke tidligere haft vejeceller på kranen, så det har været nødvendigt at skønne de forbrugte brændselsmængder ud fra en anslået totalvirkningsgrad på 87 procent. I december blev anlægget imidlertid udstyret med vejeceller, så fremover er det muligt at beregne den faktiske virkningsgrad. Høgild Anlægget har haft meget få driftstimer på grund af en større ombygning, der nu gør det muligt at bruge tørt træflis i stedet for de træklodser, som det har været vanskeligt at skaffe i tilstrækkelige mængder. I januar og februar blev der kørt indledende forsøg med forgasning af flis, hvorefter ombygningen blev påbegyndt. Der blev indsat en rist i forgasseren og en ny udmuring, ligesom indfødningssystemet blev ændret fra et transportbånd til et sneglesystem med tørring af flisen. Desuden blev der monteret en luftforvarmer på forgasseren. Efter ombygningen blev anlægget testet i maj og efterfulgt af prøvedrift fra juni frem til august. I september revnede udmuringen i forgasseren, hvilket medførte store aflejringer af tjære i gassystemet. Perioden efter ombygningen har i det hele taget været præget af en hel del børnesygdomme og småproblemer. Fra november er indsamlingen af data ændret, så det nu er varmeproduktionen i stedet for varmesalget der registreres. Samtidig er der blevet arbejdet på at forbedre gasrensningen. Det har i perioder ikke været muligt at beregne anlæggets virkningsgrad, idet dele af gassen er blevet afbrændt i en fakkel i forbindelse med forsøg og indkøring af forgasseren. foto: mgens carrebye Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 7

8 Værkernes drift Junckers Den ældre blok 7 på Junckers Industrier kom med i Opfølgningsprogrammet i september 1999 og senere fulgte den nyere blok 8 efter i begyndelsen af 2. De to kedler er koblet til hver sin dampturbine, men leverer samtidig procesdamp til fabrikken ved et tryk på henholdsvis 13 og 7 bar. Elproduktionen er således meget afhængig af, hvor meget damp de to kedler skal levere til procesformål. Det er karakteristisk for begge anlæg, at de har et meget konstant og højt driftstimetal. I februar var blok 8 dog ude af drift på grund af mindre reparationsopgaver, og i august var der problemer med fødevandspumpen. Derudover var begge blokke ude af drift i tre uger i juli i forbindelse med det årlige eftersyn. I den øvrige del af året har driften været meget stabil. Masnedø Værket har generelt været i meget stabil drift. Virkningsgraderne for januar måned er akkumuleret fra og med september 1999 for at udligne et brændselsoverskud fra december måned. Virkningsgraderne fra februar er akkumuleret fra og med januar måned. Anlægget blev i starten af august taget ud af drift i forbindelse med det årlige eftersyn. Den lille varmeproduktion i starten af august har givet anledning til et mindre halmforbrug, der dog er mindre end usikkerheden på de opgivne brændselsmængder. I foråret var der et mindre nedbrud på røggaskøleren, der viste sig at være gennemtæret. Man valgte i den forbindelse at vente med at udskifte køleren til det årlige eftersyn i sommerperioden. I stedet kørte man med halv last frem til august, hvor der blev installeret en ny røggaskøler. Den nye køler, der er 3 procent større end den gamle, betyder at man kan køre med højere vandtemperatur og dermed undgå korrosion som følge af syrekondensering. Energi E2 har i 2 gennemført en række udviklingsprojekter på anlægget ved Masnedø. Resultater og erfaringer indgår i arbejdet med de nye anlæg i og Avedøre 2. Måbjerg I sommermånederne bliver der hovedsagelig brugt affald og naturgas på anlægget. Efterhånden som varmebelastningen stiger, stiger også forbruget af biomasse. Anlægget er generelt i meget stabil drift og har et driftstimetal på over 8. timer. 8 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

9 Værkernes drift foto: institut for energiteknik/dtu Halmværket i har i hele perioden været i meget stabil drift, og har gennemgående kørt uden problemer med produktionen tilpasset varmebehovet. Værket har igen i år 2 haft et driftstimetal på den rigtige side af 6. timer. Kun industri- og affaldsanlæg overgår dette. I april var olieforbruget væsentligt større end i marts, hvilket skyldes det lave varmebehov, der naturligt medfører en større udetid. Olien bruges i en oliebrænder, der holder røggassystemet varmt for at undgå korrosion og kedlen under tryk for at undgå iltindtrængning, når der ikke fyres med halm. I forbindelse med eftersynet i august blev der installeret en større oliebrænder for at minimere opvarmningstiden. Dette vil formentlig betyde et lidt større olieforbrug i fremtiden. De tilbagevendende problemer med tilsmudsning af første overheder var i fyringssæsonen meget begrænset, mens de i indeværende sæson forventes at nå samme omfang som hidtil. Tilsmudsningen forekommer ved stort indhold af alkali i halmen. På baggrund af en udvidelse af varmegrundlaget overvejes det at etablere røggaskondensering på anlægget, så man kan forøge varmeydelsen. Anlægget i er en videreudvikling af teknologien fra Masnedø Kraftvarmeværk. De to værker har samme indfyrede effekt, men ved at sænke fjernvarmetemperaturen, hæve damptemperaturen og effektivisere turbine- og hjælpeanlægget er elydelsen forøget med cirka 1 procent og forbruget sænket med omkring 15 procent i forhold til Masnedø. Halmkedlen blev startet op den 17. november 1999, hvorefter de efterfølgende måneder blev brugt til indregulering. Dermed blev anlægget gjort klar til opstart af turbinen, der blev koblet på nettet den 17. januar. Energi E2 overtog ansvaret for driften fra leverandøren den 1. januar, og fra april måned har det været i kommerciel drift efter en vel gennemført prøvedrift på 72 timer. Værket har været med i Opfølgningsprogrammet fra januar måned, hvor de første produktionsdata blev rapporteret. Der var dog problemer med brændselsopgørelsen i de første måneder, hvorfor der først er tal for brændselsforbruget fra og med maj måned. Anlægget var ude af drift tre uger i juni/juli i forbindelse med det årlige eftersyn. I august var der et mindre udfald på 17 timer på grund af en defekt ladeensretter. I løbet af efteråret blev der importeret varme fra Maribo Varmeværk, der i den periode var ved at indkøre en ny fliskedel. Data herfra indgår ikke i statistikken. Slagelse Anlægget er generelt i meget stabil drift med et årligt driftstimetal på knap 8. timer. I starten af sommerperioden var halmkedlen lukket ned, da varmebehovet kunne dækkes med dampen fra det nærliggende affaldsforbrændingsanlæg. I august blev der kun produceret varme på halmkedlen, da turbinen var til eftersyn og forbrændingsanlægget under ombygning. Der har i perioden været mindre problemer med slagger end normalt på grund af en bedre halmkvalitet. Hidtil har det ikke været muligt at beregne anlæggets virkningsgrad, da den importerede damp fra det nærliggende affaldsanlæg ikke har været udspecificeret. Fra og med november er dette system imidlertid ændret, så der fremover kan beregnes en totalvirkningsgrad for anlægget. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 9

10 Produktion og drift Produktion og drift i 2 Timer Høgild Junckers 7 Junckers 8 Masnedø Måbjerg Slagelse Figur 1. De enkelte værkers driftstid for motor-/turbineanlæg i MWh Biomasse Junckers 7 Junckers 8 Masnedø Måbjerg Slagelse Andet brændsel Figur 2. Brændselsforbruget for de større anlæg i MWh Biomasse Høgild Andet brændsel Figur 3. Brændselsforbruget for de mindre anlæg i MWh Varmeproduktion Junckers 7 Junckers 8 Masnedø Måbjerg Slagelse Elproduktion Figur 4. El- og varmeproduktionen for de større anlæg i 2. Både og Høgild har haft forholdsvis få driftstimer i løbet af året på grund af ombygninger (se figur 1). har desuden været begrænset af produktionen af tjærevand, der skulle afbrændes i kedlen, og begge værker har haft en del problemer under indkørslen af anlæggene. De to industrianlæg, blok 7 og 8 hos Junckers, har begge kørt lige over 8. timer. Tilsvarende har affaldsanlæggene i Slagelse og Måbjerg kørt over henholdsvis 7. og 8. timer. Affaldsanlæggene er forpligtet til at bortskaffe affaldet, og har derfor lov til at køle den overskydende varmeproduktion i et begrænset omfang. Den mulighed har de andre anlæg ikke. Blandt de resterende værker har kørt bedst med et driftstimetal på timer. kom først i drift i midten af februar efter turbinehavariet i december 1999, og har løbende haft problemer. Værket i gik først i kommerciel drift i maj måned. og har begge kørt rimeligt stabilt med omkring 5. driftstimer, hvilket også gælder for anlægget i Masnedø. Her er driftstimetallet for december fastsat til 744, da det nøjagtige timetal ikke kendes på grund af forsinket registrering over nytår. Brændselsforbrug I figur 2 og 3 ses det samlede brændselsforbrug for henholdsvis større og mindre anlæg. Forbruget er opdelt i biomasse og andet brændsel. Den store andel af andet brændsel på anlægget i Måbjerg udgøres af affald og en begrænset mængde naturgas. På anlægget i Slagelse er der udelukkende tale om affald under andet brændsel. Størstedelen af brændselsforbruget i Høgild består af olie, som brændes af i en separat oliekedel. Kedlen dækker fjernvarmeforbruget, når forgasseren ikke kan levere tilstrækkelig med varme. Det Anlægget i Slagelse får damp fra det nærliggende forbrændingsanlæg. har været tilfældet i en stor del af året, hvor anlægget har været under ombygning. El- og varmeproduktion Figur 4 og 5 viser el- og varmeproduktionen for henholdsvis de større og mindre anlæg. For anlæggene på Junckers er det kun elproduktionen, der er opgivet, idet begge blokke leverer procesdamp i stedet for varme til et fjernvarmenet. I Høgild blev der næsten udelukkende produceret varme på grund af ombygning af anlægget. Elproduktionen i er mindre end det kunne forventes, hvilket hænger sammen med, at turbinen var til reparation i halvanden måned efter havariet i december Ligeledes er produktionen i generelt mindre end normalt på grund af indkøringen af anlægget efter ombygningen. Totalvirkningsgrad Værkernes totalvirkningsgrad måned for måned er vist i figur 6. De stiplede linier er indtegnet for læsbarhedens skyld i de måneder, hvor anlæggene har været ude af drift. 1 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

11 Produktion og drift Anlægget i Måbjerg bruger primært affald som brændsel. har en årsvirkningsgrad tæt på 1 procent, da kedlen har kondenserende drift og virkningsgraden udregnes i forhold til brændslets nedre brændværdi. Generelt ligger totalvirkningsgraderne som i de foregående år, bortset fra Masnedø, der ligger 2-3 procentpoint højere i år. Brændselsforbruget i blev først registreret fra maj, hvorfor årsvirkningsgraden kun er beregnet på grundlag af otte måneders drift. Elvirkningsgrad Figur 7 og 8 viser udviklingen i værkernes elvirkningsgrad i løbet af år 2. Figurerne er delt op således at figur 7 viser elvirkningsgraden måned for måned for de anlæg, der er halmfyrede, mens der på figur 8 er vist de værker, som fyres med træflis eller andre træprodukter. Det skal bemærkes, at der for og Masnedø kun opgøres hvor meget brændsel værket får leveret, men ikke hvor meget der faktisk bliver indfyret. De anførte virkningsgrader er derfor beregnet på basis af den månedlige mængde af indkøbt brændsel, og afspejler derfor ikke helt virkeligheden. Hvis man sammenligner de to figurer over elvirkningsgraderne, ses det umiddelbart, at der er meget større spredning på virkningsgraderne på de træfyrede anlæg end på de halmfyrede anlæg. Desuden ligger de halmfyrede anlægs virkningsgrader gennemsnitligt højere end ved de træfyrede anlæg. Forskellen hænger primært sammen med, at de halmfyrede anlæg generelt er større og ældre end de træfyrede anlæg, og derfor har overstået de værste børnesygdomme. De halmfyrede anlæg har generelt en høj og stabil elvirkningsgrad. De forholdsvis lave elvirkningsgrader for i juni/juli og for Masnedø i august skyldes, at anlæggene var ude af drift på grund af eftersyn. har et lille dampturbineanlæg, hvor den nominelle elvirkningsgrad ligger på knap 16 procent. Det fremgår af kurven, at elvirkningsgraden løbende er blevet forbedret, men at den endnu ikke har været over 15 procent. Den meget lave elvirkningsgrad i januar skyldtes driftsproblemer med reguleringssystemet og en svejsning i fliskedlen, der skulle repareres. har generelt haft en høj elvirkningsgrad på mellem 2- og 25 procent. Undtagelse er dels januar/februar, hvor værket var ude af drift frem til 16. februar på grund havariet sidst i 1999, dels i august hvor anlægget blev taget ud til eftersyn. De to forgassere i Høgild og ligger begge lavt på grund af ombygning og indkøringsproblemer. Blok 7 og 8 på Junckers Industrier har henholdsvis en meget lav og meget høj elvirkningsgrad. Begge anlæg leverer damp til fabrikken, men blok 7 leverer hovedparten af dampen og har derfor en lavere elvirkningsgrad end blok 8. Mængderne af damp til procesformål varierer en del i løbet af året, hvilket afspejles i de svingende el-virkningsgrader. 1. MWh Procent jan Procent jan feb mar apr maj juni juli aug sep okt nov dec Måbjerg Masnedø Figur 7. Elvirkningsgraden for de halmfyrede anlæg i 2. Procent jan feb feb Varmeproduktion mar apr maj juni mar apr maj juni juli aug sep Junckers 7 Høgild Junckers 8 Figur 8. Elvirkningsgraden for de træfyrede anlæg i 2. juli Elproduktion aug sep Høgild Figur 5. El- og varmeproduktionen for de mindre anlæg i 2. Masnedø Måbjerg okt okt nov dec Figur 6. Den totale virkningsgrad for værkerne måned for måned i 2. nov dec Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 11

12 Analyse Analyse af de indsamlede data I dette afsnit foretages en behandling af nogle af de indrapporterede driftsdata for at belyse væsentlige forhold for værkerne. Analysedelen indeholder: Brutto-elvirkningsgrad på årsbasis sammenlignet med den nominelle virkningsgrad. Egetforbrug af el. Vandforbrug. Gennemsnitlig eleffekt i forhold til nominel effekt. Elproduktion fordelt på tarifperioder for og. Elvirkningsgrad Figur 9 viser den faktiske elvirkningsgrad i 2 i forhold til den nominelle elvirkningsgrad. Tallene giver mulighed for at vurdere, hvordan værkerne har kørt på årsbasis i forhold til drift under optimale forhold. Procent Høgild Målt elvirkningsgrad Junckers 7 Junckers 8 Masnedø Måbjerg Nominel elvirkningsgrad Figur 9. Den faktisk elvirkningsgrad i forhold til den nominelle elvirkningsgrad. Procent Høgild Junckers 7 Junckers 8 Masnedø Måbjerg Slagelse Figur 1. Den gennemsnitlige eleffekt på årsbasis i forhold til den nominelle effekt. Det ses, at værkerne i, og Masnedø alle opnår en årsvirkningsgrad relativt tæt på den nominelle virkningsgrad. Årsvirkningsgraderne er cirka 3 procentpoint lavere end ved optimal drift, hvilket svarer til reelle afvigelser fra den nominelle virkningsgrad på mellem 9 og 15 procent. De største afvigelser mellem den målte- og nominelle virkningsgrad finder man for anlæggene i, og Høgild. Generelt hænger det sammen med, at alle tre anlæg er bygget om i årets løb, hvilket har medført en del indkøringsproblemer. I har man derudover været plaget af problemer med at komme af med spildevandet. Eftersom rensningsanlægget ikke har fungeret, har det været nødvendigt at brænde det tjæreholdige spildevand af i gaskedlen, og det har begrænset driftstiden på de to motor/generator-anlæg. De lave elvirkningsgrader på Junckers skyldes, at varierende mængder damp tages ud til procesformål. Gennemsnitlig eleffekt Figur 1 viser den gennemsnitlige eleffekt på årsbasis i forhold til den nominelle effekt. Den gennemsnitlige eleffekt på årsbasis er beregnet som den årlige elproduktion divideret med det samlede driftstimetal for motor/ turbineanlægget. Både figur 9 og figur 1 giver et billede af, hvor meget af tiden værket har kunnet køre fuldlast. Det er dog forskellige oplysninger, man får ud af de to figurer. I figur 9 er elvirkningsgraden på årsbasis beregnet som den årlige elproduktion divideret med det årlige brændselsforbrug. Dermed får perioder, hvor elproduktionsanlægget har været ude af drift, en væsentlig indflydelse på elvirkningsgraden, idet brændselsforbruget i disse perioder medregnes. I figur 1 divideres den årlige elproduktion med det samlede driftstime- tal for motor/turbineanlægget og dermed elimineres indflydelsen af perioder med havari på elproduktionsanlægget. Denne figur viser derfor primært indflydelsen af de perioder, hvor anlægget kører på dellast, mens start/stop perioderne ingen indflydelse har for dampanlæggene. Tallene for anlægget i Masnedø er beregnet på baggrund af indberetningerne fra januar til og med november, idet indrapporteringen af driftstimetallet i december var unøjagtig. Masnedø har både en høj elvirkningsgrad på årsbasis (92 procent af den nominelle virkningsgrad) og en gennemsnitlig eleffekt på omkring 95 procent af den nominelle effekt. Dette værk har altså på alle måder kørt godt og stabilt i hele perioden. Det stemmer også overens med, at værket dækker under 9 procent af Procent Masnedø Elforbrug per indfyret brændsel Elforbrug per produceret brutto el Måbjerg Figur 11. Egetforbruget af el i forhold til brændselsforbruget og den producerede mængde el. Kubikmeter vand/gwh Brændsel Høgild Figur 12. Vandforbruget i forhold til brændselsforbruget for en række udvalgte anlæg. 12 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

13 Analyse fjernvarmebehovet, hvilket giver basis for flere fuldlasttimer end for mange af de andre anlæg. Det ses tydeligt på figuren, at korte opstartstider har stor effekt på den gennemsnitlige eleffekt. For eksempel har Høgild haft meget få driftstimer, men opnår med gasmotorerne alligevel en gennemsnitlig eleffekt på op mod 9 procent af den nominelle eleffekt. Affaldsanlæggene i Slagelse og Måbjerg har begge en relativt lav gennemsnitlig eleffekt i forhold til den nominelle eleffekt, på trods af at de begge har kørt stabilt gennem hele året. Det hænger sammen med, at begge værker reducerer brugen af biobrændsler i sommerhalvåret, samtidig med at de begge er i drift i størstedelen af årets timer. Værkerne må derfor køre på dellast en stor del af sommerperioden. Forbruget af el Egetforbruget af el (figur 11) er normeret dels i forhold til brændselsforbruget, dels i forhold til den producerede mængde el. For at eliminere udetidens indflydelse på tallene er beregningen af begge størrelser udelukkende baseret på de måneder, hvor der er en elproduktion. Udetiden har dog en vis betydning i de måneder, hvor der både har været produceret el, og hvor værket også har været ude af drift i en periode. Værket i Høgild er ikke medtaget på denne illustration, da det har haft en meget lav elproduktion på grund af henholdsvis ombygning, indkøring og driftsproblemer. - juni Højlast 44% Spidslast 36% Lavlast 2% - juni Højlast 38% Spidslast 34% Lavlast 28% Tallene for er forholdsvis høje i forhold til tallene for de resterende anlæg, hvilket må tilskrives den periode, hvor der blev arbejdet med indkøring og justering af turbinen efter ombygningen. Det store forbrug i i forhold til elproduktionen hænger sammen med, at spildevandsrensningen ikke har fungeret, hvilket har været med til at begrænse elproduktionen i week-enden. De fleste af værkerne overskrider de 1,5-2 procent, der ofte benyttes som tommelfingerregel for egetforbruget i forhold til den indfyrede effekt. For halmværkernes vedkommende kan det forklares med den mere komplicerede brændselshåndtering, der for eksempel kan indbefatte oprivning af halmen. Udviklingen peger dog på, at det er muligt at nedsætte egetforbruget af el. Det nye anlæg i har således et forbrug af el, der er 1 procent lavere end forbruget på Masnedøværket, der i princippet er opbygget efter samme koncept. Resultatet er dog påvirket af, at anlægget ikke har været i drift hele året. Forbruget af vand I figur 12 ses vandforbruget i forhold til brændselsforbruget for udvalgte anlæg. Det kan umiddelbart være svært at se en sammenhæng mellem vandforbrug og brændselstype eller teknologi, blandt andet fordi der ikke modtages oplysninger om vandforbruget fra alle værkerne. Undersøgelser af vandforbruget bør dog spille en større rolle i fremtiden, da det kan have en vis indflydelse på driftsøkonomien. Når der købes vand udgør afledningsafgiften ofte en væsentlig del af prisen, men det er meget afhængig af lokale aftaler. Det har derfor betydning, om det er muligt at recirkulere dele af vandet og - december Højlast 22% Spidslast 17% Lavlast 61% - december Højlast 28% Spidslast 2% Lavlast 52% Figur 13. Elproduktionen for anlæggene i og fordelt på de tre lastperioder spids-, høj- og lavlast, i henholdsvis juni og december. Begge anlæg har dækket over 9 procent af efterspørgslen. således slippe for en del af afledningsafgiften. I Høgild er der foretaget forskellige forsøg med en gasvasker, og forbruget har derfor været ekstraordinært stort. Tilsvarende vurderes forbruget i at være større end normalt på grund af forskellige forsøg. Anlægget i har det laveste forbrug af vand, men her har man også forsøgt at begrænse forbruget ved forskellige tiltag, herunder recirkulering af vand i askesystemet. Tarifdrift Figur 13 viser elproduktionen for anlæggene i og fordelt på de tre lastperioder: spids-, høj- og lavlast, i henholdsvis juni og december. På begge anlæg forsøger man at optimere produktionen efter økonomisk indtjening i forhold til spids-, høj- og lavlasttariffen i kombination med varmeakkumulering. Der er størst indtjening i spidslastperioden. I sommerperioden har anlægget haft en mindre produktion i lavlastperioden end anlægget, mens det er omvendt i vinterperioden. Disse forhold bestemmes hovedsagelig af valg af driftsstrategi samt anlægsstørrelsen i forhold til varmeefterspørgslen. Begge anlæg har stort set dækket den samme andel af efterspørgslen. I er det 91,84 procent og i 94,17 procent. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 13

14 Årets tema Årets tema: Analyse af Vi har i dette års rapport valgt at fokusere på forgasningsanlægget i, hvorfra der findes en omfattende mængde data. Analysen vil på et senere tidspunkt blive fulgt op af en sammenligning mellem forgasnings- og dampanlæggene. For anlægget i vil følgende områder blive nærmere analyseret: Forholdet mellem vurderet brændselsforbrug og det faktiske forbrug. Vandindholdet i brændslet. De fossile brændslers andel af det samlede forbrug. Fordelingen af egetforbruget af el. Vandforbruget til processen sammenlignet med anlægget i. Brændselsforbrug Fra oplyses både den indkøbte brændselsmængde, den indfyrede brændselsmængde (kranvægt) og et skøn af ændringen i brændselslageret. Dette giver mulighed for at vurdere, hvor præcist driftspersonalets skøn over lagerændringerne er. Afvigelserne mellem skønnet og hvad der reelt er indfyret er illustreret i figur 14. Som det fremgår af figuren, er skønnene tæt på, hvad der faktisk er indfyret. Den største afvigelse findes i september måned, hvor der er en afvigelse på knap 12 procent. Samlet set over et helt år er forskellen imidlertid nede på under 1 procent. Mængden af data fra forgasningsanlægget i er ganske omfattende. Hver leverance af brændsel analyseres og anlæggets forbrug og produktion af energi og spildevand er nøje udspecificeret. Vandindholdet På anlægget i foretages der en analyse af hver brændselsleverance. Figur 15 viser vandindholdet af det indkøbte brændsel sammen med den beregnede brændværdi af brændslet. Som det fremgår af figuren, svinger vandindholdet hen over året, fra 49,7 procent i februar til 37,7 procent i august. Det svarer til en forskel på 12 procentpoint. Fossile brændsler Med de fossile brændsler menes i dette tilfælde den mængde gasolie, der anvendes på anlægget i de perioder, hvor forgasseren er ude af drift (figur 16). Generelt bruges der forholdsvis lidt olie under driften af værket. Den mængde olie, der blev anvendt i de første måneder af året blev brugt i forbindelse med en defekt gaskedel, der gjorde det nødvendigt at starte Procent 15 Vandindhold i procent 6 Brændværdi MJ per kg 12 Procent jan feb mar apr maj juni juli aug sep okt nov dec Figur 14. Procentvis afvigelse mellem faktisk og skønnet brændselsforbrug i. 2 1 jan feb mar apr maj Vandindhold juni juli aug sep okt Brændværdi nov dec Figur 15. Vandindholdet af det indkøbte brændsel og den beregnede brændværdi af brændslet jan feb mar apr maj juni juli aug sep okt nov dec Figur 16. De fossile brændsler andel af det samlede brændselsforbrug i. 14 Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler

15 Årets tema Forsøg/ombygning 176 MWh Røggassuger 8 MWh Fj-pumpe 36 MWh Shunt 1 MWh Forgasser 49 MWh Kontor + sro 4 MWh Kubikmeter per GJ indfyret,12,1,8,6 Vaskepumpe 8 MWh,4,2 Bygningsdel 19 MWh Maskindel 12 MWh Figur 17. Fordeling af el-forbruget på anlægget i. oliefyret op. Det høje forbrug fra august skyldes, at anlægget var ude af drift i forbindelse med eftersyn og ombygning. Det lave olieforbrug i de resterende måneder hænger dels sammen med anlæggets evne til hurtigt at regulere lasten, dels at anlægget er i stand til at producere mellem 15 og 19 procent af den oprindelige dimensionerede effekt på 3,15 MW. Set over hele året blev der brugt 5,6 procent olie ud af den samlede brændselsmængde. Det skønnene brændselsforbrug i ligger meget tæt på det faktiske forbrug. Egetforbruget af el Egetforbruget af el fra er grundigt udspecificeret. Der oplyses elforbruget til røggassugeren, fjernvarmepumper, kedelshuntpumpe, heater for befugter, cirkulationspumpe for befugter, forgasningsluftsblæser, kontor og SRO-anlæg, gasvaskepumper, motoranlæg (maskindel) samt motoranlæg (bygningsdel). På figur 17 er tre af posterne (heater for befugtertårn, cirkulationspumpe og forgasningsluftsblæser) slået sammen for overskuelighedens skyld. Desuden er posten forsøg medtaget og dækker over det forbrug, der ikke er gjort rede for, men som formodes anvendt i forbindelse med ombygningen, samt de forsøg og indkøringer der er foretaget på værket. Den største andel af elforbruget på anlægget er posten forsøg, der som nævnt dækker over det forbrug der ikke er redegjort for. En anden større post er forbruget til heateren af befugter, hvor cirka 42 MWh bruges til opvarmning i befugtertårnet. I dag benyttes der kun elopvarmning ved kedeldrift, mens der ved motordrift anvendes en varmeveksler Figur 18. Forbruget af vand i i forhold til den indfyrede mængde brændsel i og. Forbrug af vand Forbruget af vand til forgasningsanlægget i og dampanlægget i er normeret i forhold til den tilførte mængde brændsel. Det gør det muligt at sammenligne forbruget for de to teknologier (figur 18). Ved sammeligningen skal der imidlertid tages højde for de mere specifikke forhold ved driften i 2; nemlig at anlægget i var under ombygning og indkøring, mens -anlægget var i stabil drift gennem det meste af perioden. Som figuren illustrerer er det kun i sommerperioden, med de mange opstarter, at dampanlægget har et større forbrug af vand end forgasningsanlægget. I de øvrige perioder bruges der væsentligt mere vand på forgasningsanlægget. Opfølgningsprogrammet for decentral kraftvarme på faste biobrændsler 15

16 Måbjerg Høgild Slagelse Junckers Masnedø Dampturbine Forgasningsanlæg