Småskalig uppgradering av biogas
Projekt SWX-Energi Rapport nr 32 Småskalig uppgradering av biogas Ola Lloyd, WSP Sverige AB 2 FÖRORD Rapporten Småskalig uppgradering av biogas är framtagen av Ola Lloyd, WSP Group AB på uppdrag av projekt SWX-Energi. Rapporten redovisar ekonomiska och tekniska analyser för olika lokaliserings- och tekniska alternativ. Ekonomin analyseras utifrån investerings- och driftskostnader för ett biogassystem med uppgraderingsanläggning och fyllnings-/tankningsstation. Rapporten grundar sig på förhållandena i Säffle, men regelverk, tekniska alternativ och ekonomi gäller generellt. Avvägningar och bedömningar kan överföras till andra liknande orter i Sverige. 2011-11-02 Lars Persson Projektchef, SWX-Energi O653-77211, 070-2117896 [email protected] Ola Holby Projektledare, delprojekt Biogas 054-7001889, 070-2203520 [email protected] 3 SAMMANFATTNING Utredningen syftar till att utvärdera lämplig lokalisering av en uppgraderingsanläggning, samt lämplig teknik. Vidare ingår det i uppdraget att utvärdera småskaliga lösningar för uppgradering av biogas genom att jämföra följande systemlösningar: • • En uppgraderingsanläggning placeras vid varje rötningsanläggning. Rågasen torkas och distribueras till en gemensam uppgraderingsanläggning. Tidigare utredningar har visat att det finns god potential för produktion av biogas i Säffles närområde. I beskrivningen för uppdraget ska utredningen baseras på hantering av biogas med energiinnehållet 8 GWh/år i ett första steg, som i ett senare skede kan utökas till 20 GWh/år. Lokalisering av uppgraderingsanläggning påverkas av valet för hur gasen ska säljas och var fyllnings-/tankningsanläggningen ska lokaliseras. Av den anledningen har även lokalisering av dessa inkluderats i utredningen. Lokalisering En stor del av kunderna bedöms komma via E45:an för tankning, så placering vid en avfart till denna är viktig. Två platser för lokalisering av tankstationen har valts ut. Dessa är: • • OKQ8 (eller Statoil) bensinstation nära norra avfarten från E45:an. Nordic Paper, området nära södra avfarten från E45:an och älven. Fyllnings-/tankningsstationen placeras med fördel vid en av bensinstationerna där angränsande tomt kan bereda gott om utrymme. Försäljning av biogas i samarbete med OKQ8 eller Statoil bedöms som fördelaktigt, vilket favoriserar denna lokalisering. Uppgraderingsanläggningen kan placeras vid fyllnings-/tankningsstationen eller vid följande platser: • • Planerad rötningsanläggning vid Mösseberg. Avloppsreningsverket. Var uppgraderingsanläggningen ska placeras beror delvis på hur biogassystemet ska skötas och ägas. Om tankningsstationen och uppgraderingsanläggningen har gemensam ägare och ska skötas av samma personal är det lämpligt att uppgraderingsanläggningen placeras vid OKQ8 eller Statoil, eftersom det finns synergieffekter för driften. Placeringen är också den mest flexibla om fler anläggningar för produktion av biogas ska anslutas i framtiden. Uppgraderingsteknik De vanligast förekommande teknikerna är beskrivna med fördelar och nackdelar. Vilken teknik som ska väljas beror på hur fördelarna värderas och viktas. Här ställs ekonomi kontra miljöpåverkan. Även miljöpåverkan kan bedömas olika beroende på hur egenskaperna viktas, till exempel låga metanförluster kontra hög energiförbrukning och hantering av stora mängder kemikalier. 4 Följande parametrar påverkar valet av teknik: • • • Rågasens kvalitet (mängden föroreningar, till exempel svavelväte och oljor). Biogas innehållande höga halter svavelväte eller oljor renas oftast billigast och säkrast med vattenskrubberteknik. Kapaciteten (storleken, investeringskostnader och driftskostnader). För anläggningar med liten kapacitet är investeringskostnaden högre än driftskostnaden. Tekniker som PSA, membranteknik och vattenskrubber har vanligtvis lägre investeringskostnader än andra tekniker. För stora anläggningar är driftkostnaderna en större andel av totalkostnaden. Teknik med relativt sett låg energiförbrukning får en ekonomisk fördel. Detta förhållande kan gynna kemisk absorption. Lokala förutsättningar (tillgång till rent åvatten, elpris, värmepris och avsättning av spillvärme). Om anläggningen ska handlas upp på total-/funktionsentreprenad, rekommenderas att inte välja teknik innan upphandling, då detta riskerar att begränsa konkurrensen. Om däremot anläggningen ska handlas upp som delad entreprenad med färdiga handlingar, ska teknik väljas före det att upphandlingen sker. Fyllnings-/tankningsstation För att sälja och distribuera gasen ska en försäljningsstrategi utformas. Det sker efter kontakt och förhandlingar med olika aktörer. Det är lämpligt att ha möjlighet att både kunna sälja gasen lokalt och till kunder i grannstäderna. Fyllnings-/tankningsstationen utformas därför med snabbtankningsdispenser och med fyra anslutningar för gasflak. Småskalig uppgradering Med krav på att anläggningen ska vara återbetald på 15 år och med 5 % kalkylränta, 2 % inflation och rågasen värdesätts till 0,4 SEK/kWh, blir gränsen för hur liten kapacitet som kan nå lönsamhet mellan 4 och 8 GWh/år, med en systemlösning för offentlig försäljning av gasen. Mindre anläggningar kan nå lönsamhet om någon eller några av följande premisser ändras: • Lägre pris på rågasen. • Enklare utformning av anläggningarna (till exempel gasen används för eget bruk). • Gaspriset fortsätter att öka mer än inflationen. • Nya tekniker, som förenklar anläggningarna, utvecklas. • Myndighetskraven förenklas för små anläggningar. Beräkningar visar på att det med dagens priser är mer lönsamt att dra ledningar inom rimliga avstånd till en gemensam uppgraderingsanläggning än att bygga flera små. 5 INNEHÅLLSFÖRTECKNING 1 INLEDNING .........................................................................................................8 1.1 Bakgrund ...............................................................................................................8 1.2 Kvalitetssäkring.....................................................................................................8 1.3 Definitioner ...........................................................................................................9 1.4 Mål och syfte .......................................................................................................10 1.5 Avgränsningar .....................................................................................................10 1.6 Grundläggande förutsättningar ............................................................................10 1.7 Gällande regelverk ..............................................................................................11 2 UPPGRADERING AV BIOGAS .......................................................................12 2.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 Beskrivning av uppgraderingstekniker................................................................12 Tryckvattenabsorption (TVA, skrubberteknik) ...................................................13 Kemisk absorption med amin ..............................................................................15 Kolmolekylsikt (PSA) .........................................................................................17 Membranseparation .............................................................................................19 Kryoteknik ...........................................................................................................20 2.2 Miljöpåverkan .....................................................................................................21 2.3 Val av uppgraderingsteknik ................................................................................22 3 FYLLNINGS- OCH TANKNINGSSTATION ..................................................24 3.1 Beskrivning av fyllningsstation för gasflak (trailers) ..........................................25 3.2 Kompressorer ......................................................................................................25 3.3 Stationärt gaslager ...............................................................................................26 3.4 Prioritetspanel......................................................................................................26 3.5 Gasflak (gas trailers) ...........................................................................................26 4 BESKRIVNING AV SYSTEMLÖSNINGAR ...................................................28 4.1 Försäljningsstrategi .............................................................................................28 4.2 Station för fyllning av gasflak .............................................................................29 4.3 Förslag på utformning av fyllnings- och tankstation i Säffle ..............................29 4.4 Strategi uppgradering ..........................................................................................30 4.5 Strategi placering, uppgradering och tankningsstation .......................................30 6 5 LOKALISERING................................................................................................31 5.1 5.1.1 5.1.2 5.1.3 Lokalisering av gastankningsstation vid OKQ8..................................................33 Lokalisering av uppgraderingen vid tankningsstationen (OKQ8- OKQ8) .........33 Lokalisering av uppgraderingen vid rötningsanläggningen (RA-OKQ8) ...........34 Lokalisering av uppgraderingen vid reningsverket (RV-OKQ8) ........................34 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 Lokalisering av tankningsstation vid Nordic Paper ............................................35 Lokalisering av båda anläggningarna vid Nordic Paper (NP-NP) ......................36 Lokalisering av uppgraderingen vid rötningsanläggningen, (RA-NP) ...............36 Lokalisering av uppgraderingen vid reningsverket, RV-NP ...............................36 5.3 5.3.1 5.3.2 Bedömningsgrunder avseende risk för lokalisering ............................................37 Biogasens egenskaper och risker förknippade med biogas .................................37 Säkerhetsavstånd .................................................................................................38 5.4 5.4.1 5.4.2 Utvärdering..........................................................................................................39 Planförhållande....................................................................................................39 Bedömning av säkerhetsavstånd .........................................................................39 5.5 Slutsatser avseende lokalisering ..........................................................................40 6 EKONOMI ..........................................................................................................43 6.1 Kassaflödesanalys ...............................................................................................43 6.2 6.2.1 6.2.2 Småskalighet .......................................................................................................46 Allmänt, investering och lönsamhet ....................................................................46 Jämförelse flera små kontra en gemensam uppgradering ...................................47 6.3 Slutsats ekonomi .................................................................................................49 7 REFERENSER ....................................................................................................51 7 1 INLEDNING Delprojekt Biogas har tillsammans med Säffle kommun låtit utreda förutsättningar och möjligheter till att producera biogas och använda den som drivmedel till fordon i Säffle. Grunden till samarbetet är att projektet generellt vill ta fram underlag för att visa förutsättningarna för hela kedjan från substrat (gödsel, reningsverksavfall, energigröda, industriavfall, med mera) till färdig fordonsgas. 1.1 Bakgrund WSP har fått i uppdrag att: • • • • Utvärdera olika lokaliseringar för en uppgraderingsanläggning. Beskriva och utvärdera olika tekniker för uppgradering. Genomföra kassaflödesanalys baserad på en utvald teknik. Jämföra småskalig uppgradering av två mindre kontra en större anläggning. Tidigare utredningar, delrapport nr 1 och 20, har visat på att stora mängder biogas kan produceras i närområdet. I specificeringen för uppdraget ska bedömningen grundas på produktion av mellan 8 till 20 GWh biogas per år. Vid utvärdering av teknik behöver förutsättningarna fastställas. Även systemet efter uppgraderingen kan ha en betydande roll för utvärderingen. Distributionen av gas till kunderna utformas beroende på vilken försäljningsstrategi som väljs. Det är oftast denna strategi som har störst påverkan på det genomsnittliga försäljningspriset för gasen och därmed ekonomiska lönsamheten för hela verksamheten. Av denna anledning har uppdraget utökats med följande: • • • Utvärdera olika lokaliseringar för placering för fyllnings-/tankningsstationer. Beskriva och utvärdera olika distributionssystem för fyllning och tankning. Beskriva olika försäljningsstrategier för uppgraderad gas. Istället för ekonomisk bedömning av en uppgraderingsteknik görs kassaflödesanalyser baserade på ett utvalt system inkluderat uppgradering och fyllnings-/tankningsstationer. 1.2 Kvalitetssäkring Rapporten är utförd Ola Lloyd, WSP Samhällsbyggnad, biogas. I enlighet med WSP:s kvalitetsledningssystem, certifierat enligt ISO 9001 och ISO 14001, omfattas denna handling av krav på internkontroll. Detta innebär att rapporten granskats av en från projektet fristående konsult vid WSP. Ansvarig för granskning av denna rapport har varit Bernt Karlsson. 8 1.3 Definitioner CBG Komprimerad biogas (200-300 bar) LBG Flytande biogas, Liquidfied biogas (metangas) Fordonsgas Uppgraderad biogas eller naturgas. som används som drivmedel till fordon Lastväxlarflak Gasflaskor monterade på en stålram eller i en container, som kan lastas på lastbil eller på lastbil med släp Bar(g) Enhet för övertryck NOx Kväveföreningar Siloxaner Kiselföreningar Nm3 Normalkubikmeter, volym vid normaltillstånd, det vill säga 0 °C och 1,01325 bar tryck Riskområde Område i vilket det finns explosiv atmosfär eller sådan kan förväntas förekomma i en sådan omfattning att särskilda skyddsåtgärder krävs i fråga om konstruktion, installation och användning av utrustning Rågas Obehandlad biogas Rengas Uppgraderad biogas, det vill säga renad till standard enligt Europa Norm för drivmedel för fordon Energiinnehåll Omvandling av energiinnehåll i biogas, i GWh/år till gasflöde i Nm3 rågas per timme redogörs för i tabell nedan: GWh/år Nm3/h (vid metanhalt 100 %) 1 11,6 4 46,5 8 93 20 233 9 1.4 Mål och syfte Målet med utvärderingen är att identifiera den lämpligaste lokaliseringen för uppgraderingsanläggning och fyllningsstation ur säkerhets- och tillgänglighetssynpunkt. Vidare ska utredningen klargöra om det finns hinder, det vill säga om placeringen strider mot myndighetskrav, regler eller lagar. Förslag på lösningar ska redovisas för att uppfylla kraven då dessa identifierats. Utredningen skall kunna användas som beslutsunderlag och syftar till att beskriva förutsättningar för etablering av anläggningen utifrån följande bedömningsgrunder: • • • • Planförhållanden och markanvändning (visuell inspektion). Säkerhetsavstånd till befintliga enheter inom anläggningen. Säkerhetsavstånd till bostäder eller till intilliggande industriverksamheter. Ekonomiska förutsättningar avseende småskaliga lösningar och jämföra ett system med två mindre sammankopplade uppgraderingsanläggningar kontra en större. 1.5 Avgränsningar Vid all nyetablering uppkommer påverkan på omgivningen. Förutsättningarna för alternativen beskrivs men påverkan på omgivningen kan inte bedömas i detalj i denna lokaliseringsstudie. En mer detaljerad bedömning av omgivningens påverkan och lämpliga åtgärder för att minska den behöver därför belysas i miljökonsekvensbeskrivning för varje etablering som planeras. För anslutning till tankningsramper kommer gasledningar att krävas. Hur dessa ledningar bör anläggas eller vilken påverkan de kommer att ha på omgivningen utreds inte i denna studie. Faktorer som anläggningskostnader, markförhållande/geologi och möjlighet till markavtal påverkar också möjligheten till etablering av anläggningen. Dessa aspekter utreds inte i denna studie. En ekonomisk detaljerad utredning bör utföras då lokaliseringen valts, en strategi för projektet har fastlagts och då det klargjorts att projektet är genomförbart enligt lagar och anvisningar. 1.6 Grundläggande förutsättningar En grundläggande förutsättning är att alla alternativen kan genomföras oavsett vilken tid det tar för att få de tillstånd som behovs. En uppgraderingsanläggning som behandlar biogas motsvarande 20 GWh/år kräver en tillgänglig byggyta om cirka 150 m2. Därutöver tillkommer yta för marginaler till tomtgränser och köryta till byggnadens portar. För att distribuera 20 GWh/år beräknas minst fyra fyllningsplatser behövas, vilket innebär att behovet av tillgänglig area beräknas till cirka 800 m2. 10 1.7 Gällande regelverk Vid utvärdering av de alternativa lokaliseringarna har följande svenska lagstiftning och föreskrifter beaktats: • • Lagen om brandfarliga varor och gaser. Plan- och bygglagen. I tillägg till dessa har {2} Energigasnormen (EGN, 2010) och {3} Tankstationsanvisningar (TSA 2010) tillämpats. 11 2 UPPGRADERING AV BIOGAS Biogas innehåller mestadels metan, normalt 60-75 %. Övriga ämnen är koldioxid, 25-40 %, vatten, svavelväte, ammoniak, kiselföreningar (siloxaner), oljerester och partiklar. Energiinnehållet utgörs av metanet. Koldioxiden utgör bara en ballast och tar plats vid lagring av gasen. Vidare bör gasens energiinnehåll hållas i ett snävt intervall för att: • • Anpassas till bilmotorernas bränsleinställning och få så låga emissioner som möjligt vid förbränning (framförallt av NOx.). Åstadkomma så små variationer i energiinnehåll som möjligt, eftersom gasen betalas per volym (Nm3). Detta åstadkoms genom att koldioxiden avlägsnas och metanet anrikas till halter över 96 %. Övriga ämnen avlägsnas för att öka driftsäkerheten och minimera förslitningen av utrustning och maskiner, så att anläggningen ska få en lång livstid. För att uppgradera biogas till drivmedelskvalitet, {4} (Motorbränsle, biogas som bränsle för snabbgående Ottomotorer), det vill säga avskilja koldioxid, svavelväte, kiselföreningar och vatten, krävs en kombination av olika tekniker.. Namnet för respektive process härrör sig från metoden att avskilja koldioxid, medan metoden för att avskilja till exempel svavel eller vatten kan vara den samma för flera processer. Kravet på låg fukthalt är så högt ställt, att endast en teknik används i de befintliga anläggningarna. Det är tekniker avseende avskiljning av koldioxid och svavelväte som skiljer olika leverantörers processutformningar åt. Några tekniker avskiljer flera av de oönskade ämnena i ett och samma processteg. Gasen lagras i gasflaskor som monteras i fordonens fria utrymmen, vilket begränsar storleken på flaskorna och därmed hur mycket bränsle som kan fyllas på. Gasens energiinnehåll per volym är lågt jämfört med bensin och diesel. För att körsträckan ska bli rimlig för ett fulltankat fordon måste därför gasen komprimeras. Högsta tillåtna gastryck i fordonets gasflaska är, enligt {3} Anvisningar för tankstationer, 230 bar(g) vid gastemperaturer över cirka 30 °C. Högsta tillåtna tryck minskar med gasens temperatur vid tankningen, så vid 15°C är 200 bar(g) högsta tillåtna tryck. Tankningsstationerna är försedda med styr-och kontrollutrustning som reglerar att trycket inte blir för högt. Begränsningen av trycket gäller även om flaskor i fordonen är godkända för högre tryck. 2.1 Beskrivning av uppgraderingstekniker Nedan beskrivs i korta ordalag relevanta tekniker för avskiljning av koldioxid från biogas. Dessa tekniker är: • Tryckvattenabsorption (TVA, skrubberteknik). • Kemisk absorption med amin. • Kolmolekylsikt (PSA). • Membranseparation. • Kryoteknik. 12 Skrubberteknikerna och kryoteknik avskiljer simultant normalt förekommande halter svavelväte medan de andra teknikerna kräver förbehandling av biogasen. De olika reningsteknikerna innehåller komponenter som är lika, till exempel kompressorer, kondensfällor/filter och gasanalysutrustning. Utformningen av en process kan, vad det gäller detaljer, skilja från leverantör till leverantör, men huvudkomponenterna är likartade. 2.1.1 Tryckvattenabsorption (TVA, skrubberteknik) Genom tryckvattenabsorption renas biogas från koldioxid, men även från svavelväte och ammoniak, genom att de under tryck löses i vatten rent fysikaliskt. För den storlek av anläggningar, som är aktuella i Norden, sker absorptionen vanligtvis vid 6-12 bar(g). I en kolonn möts komprimerad biogas och vatten i ett motströmsförfarande och koldioxid, svavelväte och ammoniak löses i vattnet och den renade gasen får en förhöjd metanhalt, se Figur 1, sida 14. Två huvudprinciper för processlösningar förekommer avseende vattnet: • • Genomströmningsförfarande, där tillgång till ”stora” mängder billigt vatten krävs. Recirkulerande vattenflöde, där vattnet regenereras (avgasas). Regenerering av vattnet kan utföras på olika sätt. Lösligheten av gaserna i vattnet är starkt beroende av tryck och temperatur, så metoderna bygger på att förändra dessa parametrar. Genom att sänka trycket och höja temperaturen för vattnet frigörs gas. Vidare kan en inert gas (en gas som inte reagerar kemisk med sin omgivning) eller luft blåsas genom vattnet och driva ut gaserna. Avdrivning med luft bör undvikas då höga halter svavelväte är löst i vattnet. 13 Gasreningsprocess för biogas med cirkulerande vatten Restgas ca 900-1100 Nm3/h ca 75-90% luft 10-25% koldioxid ca 0,5-1% metan Kristianstad GR2 vid Allöverket Recirkulation för minskning av metanförlusterna 3 50-85 Nm /h Gasanalysutrustning CH4, CO2, H2O, O2 Anlutning till tankningsstation Gastork Absorptionskolonn Biofilter Flashkolonn FT Kondensfälla 4-10 bar(g) Renad gas, >96 % metan <10ppm svavelväte 150-450 Nm3/h -80 °C Dp (vid 4 bar) Fuktig gas återförs till gasintaget 3 20-40 Nm /h Gasanalys CH4 O2 ca 200 ppm svavelväte Gas som ej uppfyller kvalitestskraven återförs till gasintaget 3 <300 Nm /h Kondensfälla FT Kondensavskiljare Vatten 3 <100 Nm /h 12 bar <16 °C < 5 liter/h Vätskekylare Kompressorer Filter *Om halten H2S kontinuerligt överstiger 300 ppm ökas färskvattenintaget Färskvatten* <5m3/dygn 3 ca 720 Nm /h 10 bar(g) Gaskylare FT Biogas in 3 240 - 600 Nm /h Kondens 65% metan <10 liter/h <300 ppm H2S 100-500 mbar(g), 0-25°C Desorptionskolonn Luftfläkt < 20 °C Värmeåtervinning Filter Kylmaskin Pump Kylvatten <12°C Uppvärmning byggnad Avlopp <5m3/dygn Pump Kylare placerad utomhus Figur 1. Figuren visar ett flödesschema för en vattenskrubber i Kristianstad med recirkulerande vatten. Om tjänligt vatten finns på nära håll (som tumregel inom cirka 300 meter), är en genomströmningsprocess att föredra framför regenerering. Vatten från stora vattendrag och sjöar håller oftast hög och jämn kvalitet och kan med fördel användas som absorptionsmedel. Genomströmningsprocessen är enklare i sin utformning och energisnålare, vilket medför att den oftast är mer ekonomisk än en process med recirkulerande vatten. Metanförlusterna minimeras genom att vattnet partiellt avgasas i en flashkolonn, se Figur 1. Gasen leds tillbaka till den inkommande biogasen på kompressorns sugsida. Metanförlusterna beräknas bli 1-2 % av inkommande metan och följer med den avdrivna koldioxiden. Restgasen innehåller mindre än 1 % metan. Resterande gaser är mestadels luft och koldioxid. För att minimera utsläpp av metan till atmosfären installeras ofta en katalytisk förbränning av restgasen. Utsläpp av metan kan då minskas till under 0,1 % av inkommande mängd metan. Tryckvattenabsorption är den äldsta och mest använda tekniken för koldioxidavskiljning från biogas. Tekniken lämpar sig väl i kalla klimat där kostnaden för att kyla processen blir relativt låg. Fördelar är: • • • • Beprövad och tillförlitlig teknik. Avskiljer koldioxid och svavelväte samtidigt. Flexibel process, god reglerbarhet, kan utformas för att passa kundens behov. Små mängder kemikalier används. 14 Nackdelar är • • • Risk för bakterietillväxt i kolonner, medför ökat underhåll. Styrning av vätskenivåer medför risk för överfyllning. Miljöpåverkan i form av metanutsläpp motsvarande 1-2 % totala metanflödet (Miljöpåverkan kan minskas genom installation av katalytisk förbränning av restgasen). 2.1.2 Kemisk absorption med amin En aminabsorption är till skillnad från vattenabsorption en rent kemisk skrubberprocess. Här reagerar koldioxid med aminen och en kemisk förening bildas. Aminen reagerar bara med koldioxiden (selektivt), vilket medför att metanet passerar opåverkat genom processen. Metanförlusterna blir därför mycket små i denna process. Processen utförs med flera olika aminer. Vanligaste typen av amin som används är en monoetanolamin, MEA {8} Persson, 2003. Även vattnet som finns i gasen passerar genom absorptionen och måste avlägsnas efter processen. Normalt avskiljs svavelvätet före absorptionen i ett separat steg, för att hålla absorptionsmedlet så ”rent” som möjligt och för att minska risken för luktproblem. Kemiska absorptionsprocesser utformas med en absorptionskolonn och ett torn för regenerering av vätskan, så kallad desorptionskolonn, se flödesschema i Figur 2, nästa sida. Regenereringen sker genom kokning av vätskan för att spjälka upp den bildade föreningen. Energiåtgången är stor och värmespillet är en av de största nackdelarna. Spillvärmen håller normalt 30-35 °C. Om det finns ett värmebehov i närheten, till exempel vid rötningsanläggningen, kan en del av värmespillet eventuellt minskas. Processen kan utföras vid lägre tryck än vid tryckvattenabsorption. För anläggningar med stor kapacitet är det en optimeringsfråga där lågt arbetstryck medför att kolonner och rörsystem blir större, att jämföra med högre arbetstryck och mindre kolonner och rörsystem. En fördel med denna process jämfört med tryckvattenabsorption är, att mindre mängder vätska behövs för absorption av samma mängd koldioxid, vilket reducerar pumparbetet. 15 Gasreningsprocess för biogas med kemisk absorption Restgas ca 95-99% koldioxid ca 0,1-0,3% metan Gasanalysutrustning CH4, CO2, H2O, O2 AbsorptionsAmin kolonn 3 Gastork <100 Nm /h ca 1,5 bar <20 °C 4-10 bar(g) FT Renad gas, ~99 % metan <10ppm svavelväte -80 °C Dp (vid 4 bar) Gas som ej uppfyller kvalitestskraven återförs till gasintaget Desorptionskolonn Fuktig gas återförs till gasintaget ca 10% av renad gas Kondensavskiljare Gasanalys FT Gaskylare Gaskylare < 5 liter/h Ånga 130°C Kompressor Avskiljnig H2S Värmeväxlare CH4 O2 < 20 °C Biogas in 65% metan Kondensering av amin Gasfläkt Kylvatten <15°C Pump Ångpanna Kylmaskin/ kylvatten < 15°C Pump FT <300 ppm H2S 20-100 mbar(g), 0-25°C Figur 2. Figuren visar ett flödesschema för en skrubber med kemisk absorption. {9} Cirmac. Fördelar är: • • • Flexibel för olika processtryck. Låga metanförluster ger utbyte av metan nära 100 %. Låg energiförbrukning (el) avseende pump- och kompressorarbete. Nackdelar är: • • • • • Kemikalie används, vilket är otrevlig att handskas med (jämfört med vatten). Mer utrustning krävs, vilket innebär 30-40 % högre investeringskostnad jämfört med TVA. Stor energiåtgång för regenerering av aminen ger stora energiförluster. Lång starttid, cirka 2 timmar, då det tar tid att uppnå arbetstemperatur i kokaren. Även relativt lång återstart efter tillfälliga störningar, cirka 30 minuter. För hög reningsgrad, metanhalt på 99 % ger ett lägre flöde än då gasen innehåller 96 % metan. Ersättningen sker vanligtvis per Nm3 och inte per kWh. 16 2.1.3 Kolmolekylsikt (PSA) Molekylsiktar kan enklast beskrivas som specialdesignade filter för gasmolekyler. Rening av biogas med hjälp av molekylsiktar utförs under förhöjt tryck, varefter bädden regenereras genom undertryck med hjälp av vakuumpumpar. Sådana anläggningar kallas också för PSA-anläggningar där PSA står för Pressure Swing Adsorption. Följande fyra steg genomförs i en processcykel: 1. 2. 3. 4. Trycksättning av behållare. Adsorption, leverans av produktgas. Trycksänkning, metanförlustminimering. Desorption under vakuum, regenerering. Vid kontinuerlig drift används vanligtvis fyra kolonner, Figur 3, nästa sida, men det förekommer även anläggningar med sex stycken. Dessa kopplas in omväxlande, så att alla behållarna befinner sig i olika steg. På så vis är det alltid en behållare som absorberar de oönskade ämnena och släpper igenom metanet. Behållarna packas med ett poröst material som gasen passerar genom. Materialen är antingen aktivt kol eller zeoliter (aluminium-kiselförening). Materialen absorberar de oönskade ämnena genom att de har mängder med porer som är lagom stora för de oönskade ämnena att tränga in och temporärt fastna i. Om svavelväte förekommer i gasen krävs en separat förbehandling (stor vikt bör läggas på utvärdering av svavelväteavskiljning). Det är kostsamt att ersätta bäddmaterialet och anläggningen är utrymmeskrävande. Vatten behöver inte avskiljas till lägre än en daggpunkt på 5 °C, resterande vatten avskiljs med molekylsiktarna simultant med koldioxiden. Daggpunkter under - 60 °C uppnås vid normalt arbetstryck (5 bar). För att uppnå lägre daggpunkter måste arbetstrycket i kolonnerna höjas ytterligare. Siktmaterialet står för en stor del av driftkostnaden för PSA-anläggningar. Kolmolekylsiktarna har också visat sig vara känsliga för siloxaner och flyktiga kolväten varför Carbo-Tech i sina leveranser rekommenderar ett förfilter på ingången till respektive kolonn. {10} Carbo Tech. Dessa förfilter regenereras samtidigt som kolonnerna med molekylsiktar med samma vakuumpump. De flesta kolmolekylsiktanläggningar i drift har högre metanförluster än TVA. Detta har inte tidigare setts som ett problem och har först de senaste åren lett till åtgärder i form av ändringar i utformningen av processen. Metanförluster under 2 % kan uppnås genom utökat antal behållare och smartare styrning av reningen. 17 Flödesschema PSA-anläggning, 250 Nm 3/h Gasanalysutrustning Anlutning till 4 barsledning Bufferttank CH4, CO2, H2O, O 2 H2S Odörisering 1,5-4 bar(g) FT Renad gas, 97 % metan <10ppm svavelväte ca 180 Nm3/h -60 °C Dp (vid aktuellt tryck) Gastork Filter PSA-filter Gas som ej uppfyller kvalitetskraven Gasanalys Recirkulation för minskning av 3 metanförluster, ca 50 Nm /h CH4 Blåsmaskin FT Biogas in 250 Nm3/h 60% metan <300 ppm H2S ca 20 mbar(g), 0-35 °C <25°C O2 Kompressor Gasanalys Gaskylare 5-7 bar(g) Svavelfilter a Kyltork (gaskylare) Förfilter Vakuumpump <25°C Kylmedelskylare < 5°C Kylmaskin < 40°C Pump PSA Flödesschema.cdr Kondens <3 liter/h Pump Figur 3. Figuren visar ett flödesschema för en uppgraderingsanläggning med Pressure Swing Adsorptionteknik med fyra kolonner. Fördelar är: • • Den är beprövad. Ingen vätskefas förekommer (förutom kondens). Nackdelar är: • • • • Metodens känslighet för svavelväte medför att förbehandling av gasen krävs. Ett relativt högt slitage av ventiler kan förväntas, eftersom trycket växlas regelbundet och materialet i bädden lämnar ett fint stoft. Som utformningen av processerna är utförd på europeiska anläggningar, regleras inte avskiljning av koldioxid med gasflödet. Detta ger högre metanförluster och större slitage än nödvändigt när anläggningen körs på dellast. Miljöpåverkan i form av 2-5 % metanförluster. Kan minskas genom installation av katalytisk förbränning av restgasen (på liknande sätt som för TVA). 18 2.1.4 Membranseparation Med hjälp av polymera membraner kan man separera gaser med avseende på deras skillnader i genomträngningsförmåga genom membranen. Gasen som skall separeras får strömma i ett rörformat membran under förhöjt tryck, varvid en del molekyler löses i och diffunderar genom membranet (rörväggen). Processen kallas omvänd osmos. Man kan under tryck få koldioxid, svavelväte och vatten att penetrera membranet och på så sätt få en gas anrikad på metan i retentatet, den gas som flödar inuti det rörformade membranet. För att få en bra separation krävs med moderna membran ett gastryck på mellan 12 och 20 bar(g). Erfarenheter från dessa är än så länge för färska för att en säker bedömning avseende driftsäkerhet, underhåll och livslängd ska kunna ges. En stor andel av metanet diffunderar tillsammans med koldioxiden (restgas) genom membranet. Vid en genomströmning utan recirkulation (en modul), erhålls stora metanförluster. För att minimera dessa krävs recirkulering av restgasen eller två eller tre moduler som kopplas så att restgasen kan uppgraderas för att minska dess slutinnehåll av metan. Kompressorkapaciteten behöver ökas med omkring 30 % om restgasen skall recirkuleras genom membranmodulen, {11} DMT. Membranen är känsliga för föroreningar som till exempel oljor och partiklar. Membrantekniken har vidareutvecklats under 2000-talet och börjat användas av stora gasbolag. Ökning av kapaciteten sker genom att fler kolonner med membran ansluts parallellt. Detta begränsar vinsten med storskalighet. En holländsk leverantör erbjuder anläggningar för kapaciteter på 15 – 200 Nm3 obehandlad biogas per timme. I avvaktan på driftserfarenheter från processen med de nya membrantyperna ges inga synpunkter på metodens lämplighet. Fördelar är: • • Det är en enkel process med relativt få komponenter, vilket bör innebära låg investeringskostnad. Ingen vätskefas förekommer (förutom kondens). Metoden är inte beroende av tillgång på vatten. Nackdelar är: • • • • Metodens känslighet för föroreningar medför att effektiv förbehandling av gasen krävs, (stor vikt bör läggas på utvärdering av olje-, siloxaner- och fettavskiljning). Det är kostsamt att ersätta membranmaterialet. En relativt hög driftkostnad förväntas eftersom separationen sker vid högre tryck än för konkurrerande metoder. Låga investeringskostnader, höga driftskostnader och begränsad fördel av storskalighet innebär att metoden troligen blir mest attraktiv för småskaliga anläggningar. Metoden med moderna membran är nyutvecklad, så erfarenhet av långvarig drift saknas. Livslängden för membranen är oftast avgörande för att metoden ska vara attraktiv ekonomiskt. 19 2.1.5 Kryoteknik Kryoteknik innebär att behandlingen av biogasen sker vid låga temperaturer, oftast långt under 0 °C. Tekniken utnyttjar skillnaderna i kokpunkt (ångbildningstemperatur, temperatur varvid gasen omvandlas till vätska eller is) för att separera de olika ämnena. Separation av luftgaser (syre och kväve) utförs huvudsakligen med kryoteknik. Kryoteknik används också för fasomvandling av andra ämnen. Omvandling av naturgas till flytande naturgas (LNG, Liquidfied Natural Gas) sker också med kryoteknik. Ångbildningstemperaturen är starkt beroende av trycket. Det gäller framförallt för koldioxid. Koldioxid börjar kondensera då temperaturen sjunker under -78,5 °C i atmosfärstryck men redan vid 31 °C vid tryck strax över 6 bar(g). Fryspunkten är också tryckberoende men inte lika påtagligt ångbildningstemperaturen. Fryspunkten är -78,5 °C för koldioxid vid 1 bar absolut. Vid tryck under cirka 6 bar(g) övergår koldioxid direkt från fast fas (is) till gas utan mellansteget vätska. För att avskilja koldioxid så att metanet anrikas till halter över 97 % krävs temperaturer under -105 °C. Kokpunkten för metan är -161 °C vid atmosfärstryck. Kryoteknik för fasomvandling av ren metan har funnits länge på marknaden och är beprövad. Olika utformningar av kryogena processer för separation av biogas finns under utprovning och har en del kvar att bevisa innan tekniken kan anses tillförlitlig. Processen är mycket energikrävande och den renade gasen fås med låga temperaturer. Kylbehovet för att omvandla koldioxiden till is eller vätska är mer än dubbelt så stort som kylbehovet för att sänka temperaturen från rumstemperatur till frystemperatur. Omvandlingen av metan till vätska är cirka 4 gånger mer energikrävande än att sänka temperaturen från -105 till -161 °C. Störst intresse för kryotekniken för uppgradering föreligger när biogasen ska omvandlas till och distribueras som flytande biogas, LBG. LBG kan framställas från uppgraderad biogas, där uppgraderingen utförs med konventionell teknik som kompletteras med ett poleringssteg för att nå metanhalter över 99 %. Kryotekniken står då för omvandlingen av metangasen till vätska. {13} CryostarI en process, som utprovas i Sverige, kyls gasen i flera steg. Vid en temperatur strax över fryspunkten vid aktuellt tryck kondenserar merparten av koldioxiden som avskiljs. Metanet löses utmärkt i flytande koldioxid så vätskan måste avgasas för att inte metanförlusterna ska bli för höga, {12} Benjaminsson, 2006. Den avskiljda koldioxiden kan renas och utgöra en biprodukt eller användas som kylmedel för att förbättra energibalansen i processen. I efterföljande steg avskiljs merparten av resterande koldioxid i värmeväxlare, som är byggda för att klara beläggningar av is (kolsyreis). Energiförluster till omgivningen är omfattande. Andelen energiförluster i förhållande till energimängd i behandlad biogas blir större ju mindre kapacitet anläggningen har. Storskalighet har därför större inverkan vid kryogena processer än vid andra processer. I avvaktan på driftserfarenheter från processen beskrivs inga för-/nackdelar eller miljöpåverkande faktorer. 20 2.2 Miljöpåverkan Det går inte att generellt precisera de olika processernas miljöpåverkan. En precisering kräver att lokala förutsättningar utreds i detalj och att systemlösningar för respektive process väljs. Lokala förutsättningar (val av placeringsalternativ) kan gynna en eller några av processerna. Sådana faktorer är: • • • Användningstrycket efter processen. Om gasen ska distribueras vid lågt tryck (2-4 bar) till exempel till en tankningsstation, bör reningsprocessen genomföras vid tryck strax över, det vill säga vid 5-6 bar, för att energiförlusterna ska minimeras. Om spillvärme i form av lågvärdig värme (~30 °C) från processerna kan användas, blir det stora energibehovet för kemisk absorption en mindre belastning. Om tillgång på tjänligt åvatten eller sjövatten finns inom rimligt avstånd, blir alternativet skrubber med genomströmmande vatten en möjlighet, som normalt sett har låg energiförbrukning och låga driftskostnader. Hanteringen av de från gasen avskiljda ämnena är viktig för att minimera påverkan på miljön. Gasens sammansättning påverkar mängderna av dessa ämnen och därför också hur stor miljöpåverkan blir. Följande ämnen avskiljs från gasen och förs bort från anläggningen: • • • • • • Svavelväte Kondensvatten Kiselföreningar (Siloxaner) Ammoniak Olje- och fettrester Partiklar Om gasen innehåller höga halter svavelväte kan de olika processerna skilja sig åt avseende miljöpåverkan. De flesta anläggningar med PSA och kemisk absorption, som finns i Nordeuropa, avskiljer svavel med kolfilter. Förbrukat kol mättat med svavel hanteras som farligt avfall. Svavlet kan avskiljas med annan teknik som vattenskrubber, bioskrubber, biofilter för att nämna några. Miljöpåverkan skiljer sig åt för de olika teknikerna. Vattenskrubber avskiljer svavel samtidigt som koldioxid. För en skrubber med genomströmmande vatten leds vattnet till reningsverket eller som spädvatten vid rötningsanläggningen. Slutligen hamnar svavlet i rötresten där det kan komma till nytta som näringsämne. För skrubber med recirkulerande vatten följer svavlet med koldioxiden och luften (restgas) vid avgasningen av vattnet. Restgasen innehåller även lite metan som utgör metanförlusten. De största anläggningarna i Sverige har utrustats med katalytiska brännare (vanligaste fabrikat är Voxidizer), där metanet i restgasen förbränns och svavelvätet omvandlas till svaveldioxid. Även PSA-anläggningar kan förses med katalytiska brännare. Restgasen, som består av metan och koldioxid, blandas med luft innan den tillförs brännaren. 21 2.3 Val av uppgraderingsteknik De flesta anläggningarna för uppgradering av biogas i Norden är utförda på totalentreprenad eller funktionsentreprenad (”turn key”). Antalet entreprenörer, som behärskar uppgraderingsprocesser och har väl fungerande referensanläggningar, är få på den nordiska marknaden. Om tekniken väljs före upphandlingen reduceras konkurrensen och risken för att priset blir ofördelaktigt ökar. Vi rekommenderar att upphandlingen sker utan precision av teknik utan istället med hjälp av en omfattande kravspecifikation avseende prestanda och utrustning. Om ett val av teknik ändå ska göras, är det bättre att anlägga uppgraderingen på en utförandeentreprenad eller delad entreprenad efter färdiga handlingar. Processen utformas och projekteras av en ingenjörsfirma och byggs av ett eller flera installationsföretag (bygg/el/maskin/rör). Vilken teknik, som blir mest attraktiv vid en upphandling, beror på följande parametrar: • • • • Kapacitet, storskalighet gynnar teknikerna olika. Rågasens kvalitet, mängd föroreningar, svavel, kisel med mera i rågasen. Lokala förutsättningar, till exempel tillgång till rent vatten och avsättning för spillvärme. Elpris och pris på ånga (130 °C). Kapacitet; Storskalighet är påtagligt gynnsamt för de flesta uppgraderingstekniker och inverkar olika på de olika teknikerna. Av utfallet att döma på de planerade anläggningarna är PSA-teknik och skrubber med genomströmmande vatten ekonomiskt mest attraktivt då de är anläggningar med kapacitet under 10 GWh (~850 Nm3/h). Skrubber med recirkulerande vatten är attraktiva i intervallet 75-150 GWh (1500-3000 Nm3/h). Däröver förväntas teknik med kemisk absorption bli mest attraktiv, framför allt om det finns tillgång på billig ånga eller behov av att värma upp till exempel slam till cirka 30 °C. Se vidare tabell 1,nästa sida. Processer, som använder moderna membran, förväntas bli ekonomiskt attraktiva för relativt små anläggningar och framförallt om metangasen ska komprimeras vidare till en tankningsstation eller ett gasnät med tryck över 12 bar(g). Rågasens kvalitet: Föroreningar i rågasen kan vara negativt för PSA- och membrantekniker, som bygger på att gasen ska penetrera genom porer. De är känsliga för igensättningar och även om föroreningarna avlägsnas innan, är det en riskfaktor. Att avlägsna svavel med aktivt kol blir kostsamt om halten av svavelväte är högt. Vattenskrubbertekniken avlägsnar svavelväte till acceptabla nivåer samtidigt som koldioxiden avlägsnas. Acceptabel svavelhalt begränsas i regel av vad kompressorerna tål och inte av skrubberprocessen. Gränsen brukar ligga mellan 500 och 1000 ppm svavelväte. Lokala förutsättningar: Tillgång till någorlunda rent åvatten inom cirka 100 meters avstånd medför att en förenklad vattenskrubberanläggning kan väljas. Anläggningskostnaden sänks med 10-20 % och driftskostnaderna sänks med 5-10 % jämfört med ett recirkulerande system. 22 Tillgång till billig ånga samt höga elpriser och avsättning för spillvärme som håller 35 °C är faktorer som gynnar valet av kemisk absorption. Krav på mycket låga metanemissioner kan också vara en faktor som gynnar valet av kemisk absorption. Tabell 1. Tabellen visar en sammanställning av olika egenskaper för olika uppgraderingsmetoder som är viktiga vid utvärdering och teknikval. Egenskap Vattenskrubber PSA Attraktivt4) kapacitetsområde, Nm3/h 50 - 10 000 30 – 500 Metanhalt, % 3) 95–98 % 95–97 % Ca 99 % 97–99 % Metanförluster, % 1–3 % 2–5 % 0,1–0,3 % 0,3–1 % Arbetstryck, bar(g) 5–20 5–12 0,1–4 12–20 Starttid, min 0,5–5 1–5 20–120 1–5 Reglerområde 25–100 % 100 % (ON/OFF)1) 25–100 % 252)–100 % Metanutbyte 97–98 % 97–98 % 99–99,5 % 97–99,2 % Särskilda förutsättningar Flexibel process, passar i de flesta fall. Svavelväte avskiljs samtidigt med koldioxid. Känslig för föroreningar, olja, partiklar, svavelväte, siloxaner. Samtidig avskiljning av det mesta av vatten och koldioxid. Separat avskiljning av svavelväte och vatten. Kräver tillgång på billig ånga 130 °C, för attraktiv ekonomi. Känslig för föroreningar, olja, partiklar svavelväte, siloxaner. Metanutsläpp kan minskas med katalytisk brännare. Högt slitage p.g.a. frekventa tryckväxlingar. Oklart hur mycket aminförlusterna är. Låg elförbrukning, hög värmeförbrukning. Membranen är under utprovning. Drifterfarenheter för mer än 1 år saknas. Anmärkningar Metanutsläpp kan minskas med katalytisk brännare. Högre metanhalt kan fås enkelt genom polering av gasen. Kemisk absorption Moderna membran >200 < 200 (750) Önskat leveranstryck bör vara ca 12 barg 1) Anläggningar med PSA teknik kan reglera kapaciteten men inom ett snävt område. Teoretiskt ska gasflödena kunna minskas, utan att metanutsläppen ökar, genom avancerad styrning av drift-/regenereringstiderna. Detta har inte genomförts i Sverige ännu. 2) Leverantören av membranteknik har angett regelområdet 0-100%. Uppgiften har inte verifierats och i praktiken blir det kompressor/n/erna som begränsar minsta flödet för kontinuerlig drift. 3) Hög menahalt >99% anges ofta som en positiv egenskap, men ger lägre inkomster eftersom gasen ofta säljs per volym (Nm3) och inte per energiinnehåll (kWh). 4) Kapacitetsområde vid vilket metoderna bedöms vara ekonomiskt konkurrenskraftiga. 23 3 FYLLNINGS- OCH TANKNINGSSTATION Tankning av fordon med biogas sker på olika sätt. Nedan beskrivs de tre vanligast förekommande sätten. I Figur 4 nedan visas schematiskt olika tankningssystem. 1. Tankning via dispenser (gasmack) direkt till fordonet. Tankningen sker snabbt och utförs på ett par minuter för personbilar och 10-20 minuter för sopbilar. Tankningstiden för bussar är beroende på hur stora gastankar de är utrustade med. Normalt tar det 15-30 minuter. Snabbfyllning kan även ske med flytande metan för de anläggningar och bilar som har ett sådant system. Detta finns ännu inte i Sverige och är framför allt intressant för tyngre fordon som behöver stora energimängder i tankarna för att kunna genomföra sina transporter smidigt men även för övriga som slipper att tanka så ofta. 2. Långsamtankning sker vanligtvis under natten och utförs vid de parkeringsplatser fordonen har. Om bussar och sopbilar ska ingå i kundkretsen byggs parkerings-/tankningsplatserna vid fyllningsstationen. Platserna används av de entreprenörer, som fått kontrakten att utföra busstransporter respektive renhållningen. 3. Fyllning av gasflak sker då gasen ska säljas till gasdistributörer eller gas ska transporteras till ett tankningsställe, som ligger så pass avlägset att det inte är lönsamt att dra en gasledning dit. Stationen kan även ta emot gas om produktionen inte räcker till för den egna kundkretsen eller störningar har uppstått i gasproduktionen. För distribution av stora mängder gas, mer än vad som finns avsättning för lokalt, till avlägsna kunder (>20 mil), kan det vara lönsamt att omvandla gasen till flytande metan (LBG) och distribuera den via tankbilar. Gasproduktion Uppgradering fy Fyllning/Tankning 3. Flakfyllning/LBG 1. 2. Långsamtankning Bussar/Sopbilar Snabbtankning Bilar/Bussar Figur 4. Figuren visar schematiskt biogasens väg till fordonen i olika system för tankning. 24 För transporter med flytande metangas har utredningar visat, att det i dag bara är lönsamt för kvantiteter över 50 GWh och då transporterna är längre än 10 mil {1} Petterson m. fl., 2006). Transport av renad gas via 4 bars gasledning till en tankningsstation är intressant vid korta avstånd. För hur långt avstånd som en transport via gasledning är lönsammare än flak beror på terräng, gasvolymer och investeringskriterier. Cirka 5 km brukar användas som tumregel i normalfallet. 3.1 Beskrivning av fyllningsstation för gasflak (trailers) En fyllningsstation för biogas utgörs av högtryckskompressorer, stationärt gaslager, prioriteringspanel, uppställningsplatser för gasflak med anslutningar, samt styr- och övervakningsutrustning, enligt schema i Figur 5 nedan. Uppgradering Komprimering Stationärt gaslager Biogas Gasflak Stationärt gaslager Komprimering Gasflak < 230 bar Dispenser Figur 5. Fyllningsstation för komprimerad biogas med lastväxlarflak. 3.2 Kompressorer Kompressorer höjer gasens arbetstryck till det tryck som är nödvändig för att fylla gasflaskorna i flaken eller i gaslagret. För kapaciteter under 20 GWh per år är långsamtgående hydrauliskt drivna kolvkompressorer vanligast på svenska marknaden. Dessa finns med en boosterfunktion som möjliggör fyllning från stationärt gaslager till gasflak cirka fyra gånger snabbare än fyllning direkt från kompressor. För anläggningar med kapacitet mindre än 20 GWh finns numera även snabbgående direktdrivna kolvkompressorer. Hur kostnadseffektiva dessa är utreds i samband med ett anbudsförfarande. Kompressorer övervakas kontinuerlig avseende gasläckage, tryck, temperatur och brand. Övervakning sker genom ett elektroniskt styrsystem och ett mekaniskt säkerhetssystem. Kompressorutrustning bör placeras i ett separat rum. Komprimering sker direkt in i fordonsgasflaskor eller in i ett högtryckslager. 25 3.3 Stationärt gaslager Gaslagrets uppgift är att fungera som buffert för att jämna ut skillnaden i produktion (uppgraderingen) och förbrukning av gas. Vidare utgör gaslagret en buffert vid tillfälliga produktionsbortfall. Gaslagret dimensioneras utifrån de krav som ställs avseende leveranssäkerhet. I bedömningen beaktas kundkretsens behov och hur snabbt gasen kan distribueras från externa leverantörer. Vanligtvis dimensioneras lagret för ett dygns behov av gas. Det stationära gaslagret kan initialt vara ersatt av ett mobilt i form av till exempel ett flak innehållande cirka 1800 Nm3. Vid ökad försäljning bör gaslagret rymma ca 20 Nm3 (vattenvolym). Trycket i stationära gaslager är 250-350 bar, vanligtvis 250 bar. Gaslagret övervakas avseende gasläckage och tryck. 3.4 Prioritetspanel Panelen består av PLC-styrda ventiler och mätutrustning som dirigerar gasflödena till rätt anslutning. Panelen omfattar också säkerhetsutrustning som till exempel säkerhetsventil, reducerventiler och tryckvakter. 3.5 Gasflak (gas trailers) Vid försäljning av biogas till distributörer, som till exempel AGA, Eon eller Fordonsgas Sverige sker distributionen vanligtvis med gasflak. Det finns olika lösningar för hur de utformas. Gasflaskor kan monteras i lastvagnssläp och transporteras med trailers. En av Eons modeller består av 100 gasflaskor som rymmer 80 liter vardera, totalt cirka 3000 Nm3 biogas komprimerad till cirka 300 bar. AGAs modell bygger på lastväxlarflak. Flaken är fyllda med 147 flaskor á 50 liter (geometrisk volym), vilket motsvarar 7,35 m3. Vid ett tryck av 200 bar kan cirka 1900 Nm3 gas lagras per flak, se Figur 6. Fyllningen styrs utifrån trycket, så vintertid kan en större mängd gas fyllas eftersom gasens temperatur följer utomhustemperaturen. Figur 6. Gasflaskor på flak enligt AGAs modell. 26 Vid transporter av större mängder gas begränsas distributionen av maxvikten för en lastbil och totallängd med släp, vilken i Sverige är 65 ton och 25,25 meter. De flesta flaken är utformade så, att en bil kan lastas med tre flak. Gasflaskor i stål ger snabbt en hög vikt då antalet flaskor ökas. Gasflak med flaskor i kompositmaterial är lättare och rymmer betydligt större mängder gas än motsvarande gasflak med stålflaskor, men kostnaden för dessa är betydligt högre. Flaskor i kompositmaterial har en begränsad livslängd, vilket för nuvarande är 20 år. Stålflaskor besiktigas cirka vart femte år och har ingen begränsning, så länge de är hela och i gott skick. Flak med gasflaskor i komposit består av 36 stycken 450 liters flaskor som fylls till 250 bar. För att systemet skall vara effektivt krävs en bra utformad logistik samt matchning av utbud och efterfrågan på gas. I Tabell 2 redovisas beräkning av maximal lastkapacitet för lastväxlarflak med gasflaskor i stål respektive av kompositmaterial. Tabell 2. Maximal lastkapacitet och biogasens vikt i olika lastväxlarflak för transport av komprimerad biogas i AGAs modeller. Biogas ton Lastkapacitet1) Nm3 Litet lastväxlarflak, stål 1,4 1 600-1 900 Stort lastväxlarflak, stål 2,1 2 500-3 000 Stort lastväxlarflak, komposit 3,5 4 000-5 000 Lastbil 1) Lastkapaciteten varierar med temperaturen i luften samt beror på hur väl gasflaken är tömda när de ansluts. Vilket flaksystem, som blir aktuellt, beror på vilken distributör som kontrakteras. Fyllningsstationen ska utformas så att stor flexibilitet erhålls, så att försäljning ska kunna ske till flera kunder. 27 4 BESKRIVNING AV SYSTEMLÖSNINGAR 4.1 Försäljningsstrategi Det tar tid att bygga upp en omfattande kundkrets av ägare till gasfordon. 8 GWh/år kan försörja cirka 800 personbilar som kör 1300-1500 mil per år på gas. Det innebär att antalet tankningar blir 110-150 per vardag och betydligt färre under helgdagarna. Mängden biogas, 8 -20 GWh/år, räcker mer än väl till för att göra gasmacken offentlig, det vill säga tillgänglig för en större kundkrets. Om beslut tas om att göra gasmacken offentlig krävs en extern försörjning som komplement för att undvika gastorka vid ogynnsamma situationer. Vanligaste åtgärden är att installera ett reservsystem i form av kontrakt med gasdistributörer. Alternativt kan ett lager av flytande natur- eller biogas, LNG eller LBG, installeras. Fördelen med en offentlig gasmack är att gasförbrukning stiger i snabb takt i samband med att tankstället blir känt. En offentlig gasmack placeras fördelaktigast nära E45:an och helst vid en bensinstation. För kunderna, som kör bifuel, är fördelen att båda bränslena kan fyllas vid samma ställe. För övriga kunder blir det en fördel om macken är bemannad och då är fördelen bekvämligheten med tillgång till andra förnödenheter som macken erbjuder. Gasmackar, som inte placerats vid bensinstationer, men ändå används flitigt finns till exempel i Jönköping och i Trollhättan. Avsättningen av gasen kan ske på olika vis. Följande alternativ bör beaktas vid val av försäljningsstrategi: • • • Uppgraderad gas säljs till en gasdistributör. Avtal om minikvantiteter ska då skrivas. (Distributörer är till exempel AGA, E.ON och Fordonsgas Sverige). Gasen säljs via gasmack och långsamtankning via egen säljorganisation i egen regi. En kombination av ovanstående. Det kan vara svårt att få till stånd ett avtal med distributör med villkor, som innebär lokal konkurrens. Utbyggnadstakten är beroende på marknadsaktiviteter. Erfarenheter visar på, att det tar mellan två och fyra år för att komma upp i försäljningsvolymen 8 GWh per år, om försäljningen ska ske i egen regi. En gasdistributör klara uppgiften betydligt snabbare. Försäljning av 20 GWh beräknas kräva en utbyggnad av kundkretsen under ytterligare några år. Det är inte vanligt att en kombination av egen försäljning och försäljning till gasdistributör används. Enklast är att sälja all gas till en distributör. Försäljningen sker via ett mellanled och ersättningen blir lägre än då gasen säljs direkt till slutkund. Försäljning via distributör väljs när största delen av gasen måste transporteras via flak och om ingen egen försäljningsorganisation finns och intresse för att bilda och upprätthålla sådan saknas. Om den största delen av gasen ska säljas i Säffle är det mer lönsamt att sälja gasen i egen regi än till gasdistributör. Gas, som inte säljs i Säffle, säljs då istället på den öppna marknaden. Kunderna kan då vara distributörer, energibolag i grannkommuner med flera. Optimalt är att gasproduktionen ökar i samma takt som försäljningen av gas. Kundkretsen kan begränsas, åtminstone i en början, till en utvald grupp. Det kan vara kommunens egna fordon samt någon sopbil och taxi. Ökningstakten av försäljningen är i detta alternativ långsammare än om gasmacken görs offentlig. Det kan vara det bästa alternativet om det råder stor osäker- 28 het om hur tillförlitlig gasproduktionen är. När produktionen är stabil, tillräckligt stor och tillförlitlig görs macken offentlig. Det är svårt att bedöma hur stor efterfrågan kommer att bli för den del av gasen som säljs till personbilar. En ny gasmack ska etableras i Brålanda, vilken kommer att förse en del av trafiken på E45:an med gas. Det tog cirka fem år för gasmacken i Jönköping, som ligger vid E4:an, att nå en försäljning runt 7 GWh per år till mestadels personbilar som kunder. 4.2 Station för fyllning av gasflak För att distribuera 8 GWh per år behövs transport av cirka nio flak (modell litet, 1 900 Nm3) per vecka. Transporterna planeras vanligtvis så att tre flak kan lastas vid varje transport. Tankningsanläggning behöver inledningsvis fyra platser och anslutningar för gasflak, så att transporterna blir effektiva. Transporterna kan utföras på vardagar om det stationära gaslagret är tillräckligt stort, så att det tar minst 60 timmar att fylla flak plus lager. För att distribuera 20 GWh per år behöver 22-24 flak transporteras per vecka. Distributionen måste ske alla dagar i veckan, 18-20 flak på vardagarna och tre till fyra på helgdagarna. Under varje natt, från klockan 16.00 till klockan 06.00 fylls två gasflak och med ett väl dimensionerat stationärt gaslager klarar man att leverera gasen med fyra platser för gasflaken. Flaken fylls på cirka sju timmar och tre flak kan bytas samtidigt omkring var 21:a timme, vilket ger rimliga tidsmarginaler. Om försäljningen av gas ska ske via gasflak, bör manöverutrymmet vid fyllningsstation medge att lastbilar kan lasta tre flak för att effektivisera transporterna. 4.3 Förslag på utformning av fyllnings- och tankstation i Säffle Hur systemet ska utformas beror på vilka kunder som tankar och vilken marknadsstrategi som ska tillämpas. Av logistiska skäl är det önskvärt att få en kombination av förbrukare, så att en del av volymen är personbilar, som tankas dagtid, och resterande går till bussar och sopbilar eller gasflak som tankas under nätterna. Det ger en jämnare förbrukning över dygnet men även mellan veckodagarna. Det finns i dag fem sopbilar som utgår ifrån Säffle. Om dessa ska drivas med biogas bör de tankas via snabbtankning. Den mängd gas, som Säffle kommun själv kan komma att använda för cirka 50 bilar, kommer bara att konsumera en bråkdel av de 8 GWh som minst ska produceras. Det finns en buss som kör i Säffle. Bussens förbrukning uppskattas till cirka 0,2 GWh per år. Det är kostsamt att bygga en station med långsamtankning för en enda buss. Därför tankas rimligtvis bussen via en snabbtankningsdispenser istället. Anläggningen byggs förslagsvis med totalt fyra platser för gasflak. Säkerhetsavstånd krävs mellan stationärt gaslager och gasflak. Om utrymme begränsar placeringen, kan säkerhetsavstånden minska genom att en skyddsmur, som ger förstärkt skydd mot brand, byggs. Bilarna behöver manöverutrymme vilket medför att det totala behovet av areal är mer än dubbel så stort som den yta som omfattar uppställning av flak, gaslager och kompressorbyggnad, se Figur 7 nästa sida 29 Benämning Title Snabbtankningsdispenser Kompressor med gaslager Tankning av gasflak Rev. Datum A Date Ritad av Skala O.L. Scale 1:200 Drawn by Datum 2011-07-16 Date Ritning nr. Drawing # Stationen förses med två dubbel-dispenserar, varav den ena exklusivt används för yrkestrafik, det vill säga sopbilar, bussar och taxibilar. Den andra används publikt. Den senare placeras på OKQ8s station, om ett avtal med dess ägare kan tecknas. Figur 7. Förslag till översiktlig utformning av fyllnings- och tankstation. 4.4 Strategi uppgradering En höjning av uppgraderingskapaciteten från 8 till 20 GWh/år kan utföras på många sätt. En anläggning som använder skrubberteknik kan klara av att reglera kapaciteten från 20 GWh/år (~ 385 Nm3obehandlad biogas/h) som maxkapacitet till cirka 8 GWh (150 Nm3 rå biogas/h) som lägsta kapacitet vid kontinuerlig drift. Vid drift med låga gasflöden kan anläggningen aktiveras utifrån signaler från nivåer i gasklockan eller tryck i gasledningen. Om gasproduktionen blir 20 GWh/år, ska uppgraderingsanläggningen överdimensioneras med minst 10 % högre för att klara tillfälliga fluktuationer. 4.5 Strategi placering, uppgradering och tankningsstation Placering av tankningsstation och uppgraderingsanläggning tillsammans innebär väsentligt lägre investering än om de placeras på avstånd från varandra. Uppgradering och tankningsstation kan ha gemensamma system för kylning och tryckluft, vilket bidrar till lägre investeringskostnader. Det ger också de lägsta driftskostnaderna då anläggningarna ligger nära varandra. Uppgraderingstekniker som använder tryck över 4 bar kan distribuera gasen vid aktuellt uppgraderingstryck utan reducering, vilket också ger lägre driftskostnader. 30 5 LOKALISERING Placering av tankningsstationen ska väljas så nära kunderna som möjligt. De flesta kunderna har identifierats som förbipasserande personbilar respektive kunder som köper gas via gasflak. Tankstationen bör placeras nära av- och påfarter till E45. Två alternativa placeringar har utsetts, som båda uppfyller detta kriterium. Dessa är vid OKQ8 (bemannad) eller Statoil bensinmack respektive Nordic Paper. OKQ8 och Statoil är ur placeringshänsyn likvärdiga så fortsättningsvis beaktas endast OKQ8 med vetskap om att ungefär samma förutsättningar gäller för en placering vid Statoil. Uppgradering kan med fördel placeras tillsammans med antingen rötningsanläggningen eller tillsammans med tankningsstation. Placeringen av rötningsanläggningen är beslutad vid Mösseberg. Det är inte lämpligt att placera all verksamhet vid rötningen på grund av avståndet till E45:an. Ytterligare ett alternativ är att placera uppgraderingen på reningsverkets område. Det behövs en minimiyta för uppgraderingsanläggningen, cirka 200 m2, inkluderat framkomlighet för underhåll, och för tankningsstationen, cirka 800 m2. De olika lokaliserings- och placeringsalternativen beskrivs i Tabell 3 och är markerade på översiktskarta, Figur 8. I Kapitel 5.1-5.2 beskrivs de alternativa lokaliseringarna för tankningsstation och uppgraderingsanläggning samt ges en kortfattad värdering av lokaliseringarna utifrån valda bedömningsgrunder. Tabell 3. I tabellen beskrivs olika lokaliserings- och placeringsalternativ för uppgradering och tankningsstation för biogassystemet i Säffle. RA betyder rötningsanläggningen, RV betyder reningsverket och NP betyder Nordic Paper. Alternativen är markerade på översiktskartan nedan (Figur 8). Alternativ Uppgradering Tankningsstation Kommentar OKQ8-OKQ8 Q8 bensinstation Q8 bensinstation Ledning för rågas dras direkt från rötningsanläggningen till Q8. Eventuellt ansluts en ledning från reningsverket om slammet ska rötas där. RA-OKQ8 Rötningsanläggningen Q8 bensinstation Ledning för renad gas dras direkt från rötningsanläggningen till OKQ8. Eventuellt dras en ledning från reningsverket till rötningsanläggningen om slammet ska rötas vid reningsverket. Placeringen är intressant om samma personal ska driva rötningsanläggningen och uppgraderingsanläggningen. RV-OKQ8 Reningsverket Q8 bensinstation Ledning för rågas dras från rötningsanläggningen till reningsverket. Ledning för renad gas dras från reningsverket till OKQ8. NP-NP Nordic Paper Nordic Paper Ledning för rågas dras direkt från rötningsanläggningen till Nordic Paper. Eventuellt ansluts en ledning från reningsverket om slammet ska rötas där. RA-NP Rötningsanläggningen Nordic Paper Som för RA-OKQ8 men gasen förs till NP. RV-NP Reningsverket Nordic Paper Som för RV-OKQ8 men gasen förs till NP. 31 OK-Q8 Statoil Nordic Paper OK-Q8 (obemannad) Reningsverket Rötningsanläggning Figur 8. Översiktskarta med alternativa lokaliseringar för uppgraderingsanläggning och tankningsstation. 32 5.1 Lokalisering av gastankningsstation vid OKQ8 Det finns en stor tomt, som passar för ändamålet, på andra sidan vägen vid bensinmacken. Platsen ligger nära av- och påfarterna till E45:an. I förslaget placeras en dispenser på bensinmacken. OKQ8 sköter fakturering till kunder och tar en avgift som baseras på såld mängd gas. Den typen av avgift varierar men brukar ligga på 0,5–0,6 kr/Nm3. Detta motsvarar cirka 0,5 Mkr per år vid försäljning av 8 GWh. Övrig försäljning sker från flak och ytterligare en dispenser vid den obemannade tankningsstationen. Dispensern är till för yrkestrafik, sopbilar och bussar. Den kan byggas i ett senare skede om bedömningen är att det tar fler än cirka fem år att nå önskade volymer gas. För denna (övrig) försäljning krävs personalinsatser. Det rör sig om relativt få kunder och arbetsinsatser kan troligtvis utföras av befintlig personal inom kommunen. Fördelar med placeringen är: • • Förenklar administrationen till kunderna. Etableringen på bensinmacken är bekvämt för kunder som även har andra ärenden på macken. Lokaliseringen är lämplig oavsett om en del av försäljningen ska ske i egen regi eller all gas ska säljas via distributör. Placeringen är gynnsam även för distributören som kan leverera gasen via ledning till OKQ8. Nackdelen med systemet är beroendet till OKQ8. Om förändringar sker, som påverkar samarbetet, kan försäljningen ske i egen regi med samma lokalisering. 5.1.1 Lokalisering av uppgraderingen vid tankningsstationen (OKQ8 - OKQ8) Gasledningen från rötningsanläggningen dras troligen i en båge öster om och runt bebyggelsen fram till väg 175 för vidare passage under E45. Gasledningens längd uppskattas till 4-5 km. Gasen transporteras i form av rågas (ej uppgraderad). Lokalisering av uppgradering vid tankningsstation förväntas medföra följande för- och nackdelar: Fördelar är: • • • Driftspersonal sköter både rötnings- och uppgraderingsanläggningarna. Stålledning för gas dras mellan anläggningarna så att trycket inte behöver reduceras. System för kylning, tryckluft, styrning och övervakning kan utföras gemensamt för anläggningarna, vilket medför kostnadsbesparingar. Nackdelar är: • Installation av torkningsutrustning och gasfläkt vid rötningsanläggningen krävs för att transportera rågasen. 33 5.1.2 Lokalisering av uppgraderingen vid rötningsanläggningen (RA - OKQ8) Gasledningen från rötningsanläggningen dras på samma sätt som i fallet ovan, det vill säga troligen i en båge öster om och runt bebyggelsen fram till väg 175 för vidare passage under E45. Gasledningens längd uppskattas till 4-5 km. Gasen är uppgraderad och innehåller cirka 97 % metan. Koldioxiden, som är avlägsnad, motsvara cirka 50 % av massan i orenad biogas. Driftskostnaden för transporten av uppgraderad biogas är mindre än för rågas och mindre dimension på gasledning medför lägre investeringskostnad. Lokalisering av uppgradering vid rötningsanläggning kan medföra följande driftsfördelar: • • • • Driftspersonal sköter båda anläggningarna. System för kylning, tryckluft, styrning och övervakning kan utföras gemensamt för anläggningarna, vilket medför kostnadsbesparingar. Lägre distributionskostnader för gasen än för transport av orenad gas. Ingen torkningsutrustning vid rötningsanläggningen krävs. 5.1.3 Lokalisering av uppgraderingen vid reningsverket (RV - OKQ8) Gasledningen från rötningsanläggningen dras till reningsverket. I sträckan mellan rötningsanläggning och reningsverk transporteras rågas. En lämplig yta vid reningsverket för placering av uppgraderingsanläggning har identifierats, se figur 9, nästa sida. Uppgraderad gas, från reningsverk till gastankstation, transporteras på samma sätt som i fallet ovan, fram till väg 175 och vidare under E45. Gasledningarnas sammanlagda längd uppskattas till 4,5-5,5 km. För huvudsträckan är gasen uppgraderad så en mindre mängd gas behöver transporteras än i fallet ovan. Driftskostnaden för transporten av gasen och investeringskostnaden är högre än fallet i kapitel 5.1.2 men lägre än i fallet 5.1.1. Lokalisering av uppgradering vid reningsverket kan medföra följande för- och nackdelar: Fördelar är: • • • Driftspersonal från reningsverket sköter båda anläggningarna. System för kylning, tryckluft, styrning och övervakning kan eventuellt utföras gemensamt för anläggningarna, vilket medför kostnadsbesparingar. Tillgång till personal med erfarenhet av kemiska processer. Nackdelar är: • • • Installation av torkningsutrustning och gasfläkt vid rötningsanläggningen krävs för att transportera rågasen. Högre distributionskostnader för gasen än i fallet i kapitel 5.1.1. Lokaliseringen endast aktuell om slam med mera ska rötas vid reningsverket. Placeringen är särskilt lämplig om båda anläggningarna har samma ägare. Avståndet mellan rötningsanläggningen och reningsverket är relativt kort, så om slammet ska rötas separat vid reningsverket är kostnaderna för en gasledning till rötningsanläggningen inte avskräckande hög. 34 Figur 9. Figuren visar en identifierad lämplig yta för placering av uppgraderingsanläggning vid reningsverket. 5.2 Lokalisering av tankningsstation vid Nordic Paper Intill tomten vid Nordic Paper finns mark, inom industriområdet, cirka 30 meter från älven. Den är lämplig för både uppgraderingsanläggning och tankningsstation. Det finns en obemannad OKQ8 bensinmack söder om E45:an nära centralstationen, cirka 200 meter från den utsedda platsen för uppgraderingen och fyllningsstationen. En dispenser kan placeras på bensinmacken på samma sätt som för övrig försäljning i alternativet i kapitel 5.1. Distributörer kommer sannolikt att föredra lokaliseringen vid den bemannade OKQ8, vid norra infarten, varför det här alternativet är intressant om första alternativet inte går att genomföra eller om försäljning av all gas administreras i egen regi. Förslaget innebär, att det behöver frigöras personella resurser för att administrera biogasen eller nyanställning. 35 Fördelar är: • • • Nära till älven. Vattnet kan eventuellt användas för kylning. Något kortare gasledningen (terrängen för ledningsdragning bedöms inte i detta uppdrag). Färre passager under vägar. Nackdelar är: • • Gasledningen ska passera älven och under bron vid E45:an. Kunder, som även behöver andra varor än drivmedel från en bensinmack, kan inte skaffa dessa vid samma tillfälle. 5.2.1 Lokalisering av båda anläggningarna vid Nordic Paper (NP - NP) Gasledningen från rötningsanläggningen dras troligtvis till Byälven och sedan längs med eller i densamma fram till tomten. Gasen transporteras i form av rågas. Gasledningens längd uppskattas till 3,5-4 km. Lokalisering av uppgradering vid tankstation medför samma fördelar och nackdelar som för OKQ8 - OKQ8: • Nära till älven. Vattnet kan eventuellt användas för kylning och i detta fall även för rening av gasen med en genomströmmande vattenskrubberprocess. Den är kostnadseffektiv och har låg energiförbrukning. 5.2.2 Lokalisering av uppgraderingen vid rötningsanläggningen, (RA - NP) Gasledningen från rötningsanläggningen dras på samma sätt som i fallet ovan. Gasen transporteras i uppgraderad form. Lokalisering av uppgradering vid rötningsanläggningen medför samma fördelar som för RA - OKQ8. 5.2.3 Lokalisering av uppgraderingen vid reningsverket, RV - NP Gasledningen från rötningsanläggningen dras till reningsverket. Gasen transporteras som rågas från rötningsanläggningen till reningsverket. Uppgraderad gas transporteras på samma sätt som i fallet ovan, till tomten vid Nordic Paper. Lokalisering av uppgradering vid reningsverket är endast intressant om biogas ska produceras vid reningsverket. Placeringsalternativet medför samma fördelar och nackdelar som för RV OKQ8. 36 5.3 Bedömningsgrunder avseende risk för lokalisering Vid värdering av lämplighet avseende risk för de olika lokaliseringsalternativen för uppgradering och fyllnings- och tankningsstation används svenskt regelverk och riktlinjer. Det övergripande regelverk som tillämpas i denna utredning är ”Lagen om brandfarliga varor och gaser”. De svenska föreskrifterna hänvisar även till mer detaljerade anvisningar i Energigasnormen (EGN 10) och Tankstationsanvisningarna (TSA 10). Anvisningarna är framtagna av Energigas Sverige (tidigare Svenska Gasföreningen) som avser visa ett säkert sätt att bygga biogasprocesser respektive tankningsstationer för metangasdrivna fordon som uppfyller lagstiftningens krav. Anvisningen har granskats av berörda myndigheter (Transportstyrelsen, Arbetsmiljöverket, Elsäkerhetsverket, Naturvårdsverket och MSB). 5.3.1 Biogasens egenskaper och risker förknippade med biogas Biogas klassas som brännbar gas, vilket innebär att den kan antändas i samband med utsläpp. Antändning i luften kan ske under förutsättning att det finns en gnista eller tillräckligt varm tändkälla (cirka 600 °C för fordonsgas), samt att gasen utblandats med luft inom sitt brännbarhetsområde. Brännbarhetsområdet för metan är 5-15 volym-%, se Tabell 4. Uppgraderad biogas består till cirka 98 volym-% av metangas. Tabell 4. Egenskaper och fysikaliska data för fordonsgas och rötgas. Egenskap Enhet Riskfraser Fordonsgas Rötgas (Metan, CH4, 98 %1)) (60 % CH4 + ca 40 % CO2) Extremt brandfarligt (R 12) Extremt brandfarligt (R 12) Brännbarhetsområde volym-% 5-15 7-28 Densitet kg/m3 0,68* 1,15 Relativ densitet luft = 1 0,55* 0,9 Energivärde, {5} kWh/Nm3 9,8 5-8 1) Kvalitetskrav i enlighet med svensk standard för fordonsgas typ A (SS 155438), 2) Gas 15 °C, 1,013 bar Metangas har lägre densitet än luft och vid ett gasutsläpp utomhus stiger gasen upp i luften och bildar ett gasmoln. Om direkt antändning sker vid utsläppskällan uppstår en jet-flamma och området kring den brinnande jet-flamman utsätts för kraftig värmestrålning. Om gasen inte antänds omedelbart vid utsläpp kan det uppstå ett brännbart gasmoln som kan antändas senare. I gasmolnet kan temperaturen uppgå till 1000-1500 °C, vilket leder till 37 att ett område kring det brinnande molnet utsätts för mycket kraftig värmestrålning och eventuell tryckvåg. Bedömningen görs att vid antändning av fordonsgas (200-250 bar) erhålls kritisk strålningsvärme inom cirka 30 meter. Konsekvenser av en olycka med biogas beror på olycksförlopp. Konsekvenser på människa bedöms vara påtagliga först då utsläppet antänds. Utsläpp som inte antänds bidrar till växthuseffekten. Utsläpp av biogas eller brand förväntas inte ge några svårsanerade eller irreversibla skador på naturmiljön. Sker utsläppet i gasfas späds det relativt snabbt ut. Om gasmoln tvättas ned av regn kan skador såsom försurning påverka naturmiljön lokalt. Om utsläppet antänds kan lokal påverkan på vegetation och så vidare ske liksom påverkan till följd av kontaminerat släckningsvatten. 5.3.2 Säkerhetsavstånd Enheterna skall dels lokaliseras enligt {6} Plan- och Bygglagen (PBL) med kommunens detaljplan och dels enligt {7} Lagen om brandfarliga och explosiva varor (LBE). Tankningsstationen, med sin utrustning, skall vara utförd på sådant sätt att det klassade området inte kommer utanför anläggningens tomtgräns. Vid framtida lokalisering av uppgraderingsanläggning och tankningsstation bör säkerhetsavstånd beaktas för att uppnå tillräckligt skyddsavstånd mellan dessa enheter och intilliggande industriverksamheter samt framtida bostäder. Avstånden bidrar till att risken för brandspridning i anläggningen och till omgivningen begränsas. Den största säkerhetsrisken omfattar processhall, kompressorrum och gaslager där fordonsgas lagras under högt tryck. Följande säkerhetsavstånd anges i Tankstationsanvisningarna (TSA, 2010). En station med gaslager ska vara placerad och utformad så att avstånd som redogörs för i Tabell 5 hålls från gaslagret. I gaslagrets volym räknas den sammanlagda geometriska volymen av stationära gaslager. Avstånden avser verksamhet utanför anläggning. Mellan stationära gaslager, processanordningar för metangas, lossningsplats, parkerade fordon och fordon uppställda för tankning gäller minsta avstånd enligt Tabell 5,nästa sida. 38 Tabell 5. Avstånd mellan gaslager och verksamhet utanför anläggningen samt mellan anläggningsdelar, enligt TSA 10 {3}. Gaslagrets geometriska volym, V (l) Avstånd till verksamhet utanför anläggning (m) Avstånd mellan anläggningsdelar (m) Brännbar Stor brandbebyggnad lastning Kompressor Svårutrymda lokaler Större fordon för tankning > 4000 251) 501) 1001) 12 8 1000 < V < 4000 61) 251) 100 6 8 1) Med EI 60-avskiljning eller högre kan avståndet minskas till hälften. Anmärkning: Används avskiljningar av högre brandteknisk klass än EI 60 får avstånden reduceras efter beslut från räddningstjänsten. 5.4 Utvärdering Nedan beskrivs lämplighet av de alternativa lokaliseringarna. 5.4.1 Planförhållande Samtliga av de utredda lokaliseringarna av uppgraderingsanläggning bedöms lämpliga för etablering ur markanvändningssynpunkt. I samtliga alternativ finns tillräcklig yta för respektive enheter och det är fördelaktigt att ha verksamheten samlad både ekonomiskt och ur drift- och säkerhetssynpunkt. 5.4.2 Bedömning av säkerhetsavstånd Nedan beskrivs alternativen ur säkerhetssynpunkt och förutsättningar för alternativ 1) Fyllnings- och tankstation (OKQ8), 2) Fyllnings- och tankstation (NP). 39 1) Fyllnings- och tankningsstation (OKQ8) Avståndet mellan gaslager och bensinmackens bränsledepå bedöms till över 25 meter men mindre än 50 meter. Transportvägen genom är tillräckligt bred för transporter av gasflak med lastväxlare och släp. Förutsättningar för detta alternativ: • • • En skyddsmur, som skärmar av gaslagret och kompressorstationen mot bensinmacken, byggs. En klassningsplan för explosionsfarliga områden upprättas enligt föreskrifter om explosionsfarlig miljö vid hantering av brandfarliga gaser och vätskor (Riktlinjer för klassificering av Ex-områden). En riskbedömning upprättas för att beskriva de olycksrisker som fyllnings- och tankningsstationen och transporter av biogas inom området kan medföra på omgivningen. Resultat från riskbedömningen skall vara vägledande för val av åtgärder, som reducerar sannolikheten för oönskade händelser och/eller begränsar konsekvenser av dem. 2) Fyllnings- och tankningsstation (NP) Om lokaliseringen blir aktuell ska utredning ske enligt plan och bygglagen (PBL), det vill säga om kommunen har krav på säkerhetsavstånd avseende hur nära älven verksamhet får bedrivas (om det finns krav på en skyddslinje). I den del av Nordic Papers område som är aktuell bedrivs ingen verksamhet med stor brandbelastning. Stationen kan placeras så att säkerhetsavstånd på minst 25 meter uppfylls. 5.5 Slutsatser avseende lokalisering Utvärdering av de alternativa lokaliseringarna visar att placeringen av fyllnings- och tankningsstationen vid den bemannade OKQ8-macken är mest fördelaktigt ur försäljningssynpunkt. OKQ8-alternativet ger fler möjligheter att välja en försäljningsstrategi och placeringen är mer gynnsam för kunder med fler ärenden till bensinmacken. Det finns tillräcklig areal för både uppgraderingsanläggning och tankningsstation i båda alternativen. Skillnader i avstånden för gasledningar är små och blir inte avgörande. Fördelen med placeringen av tankningsstationen vid Nordic Paper är närheten till älven och tillgången på billigt vatten. Placering nära älven kan vara reglerat av PBL. I Tabell 6 nästa sida redogörs för fördelar med de olika lokaliseringsalternativen. 40 Tabell 6. Sammanställning av fördelar vid lokalisering av fyllnings- och tankningsstation vid OKQ8 och Nordic Paper. OKQ8 (bemannad, norra avfarten) Nordic Paper Särskilda fördelar Flexibilitet vid val av försäljningsstrategi. Bästa på- och avfarter till E45:an. Nära till produktion och uppgradering samt tillgång till billigt vatten Bästa placering om… Om gasen ska säljas med hjälp av OKQ8 eller med någon gasdistributör, alternativt en kombination av dessa. Biogasen ska uppgraderas med en skrubber enligt principen genomströmmande vatten. Lokalisering Vid val av placering av uppgraderingsanläggning är det viktigt att organisationen för biogasen är klar. Framförallt vem som ska äga de olika anläggningarna och hur de ska drivas och skötas. I Tabell 7, nästa sida, redogörs för fördelar med olika alternativ för lokalisering av uppgraderingsanläggning. 41 Tabell 7. Sammanställning av fördelar och nackdelar vid lokalisering av uppgraderingsanläggning vid rötningsanläggningen, reningsverket eller vid tankstationen. Lokalisering Rötningsanläggningen Reningsverket Vid tankningsstationen Rörledning och distribution ca 5 km, uppgraderad gas ca 0,5 km rågas + ca 5 km rågas ca 5 km uppgraderad gas Relativ flödeskapacitet 100 % 90 % 70 % 1) Särskilda fördelar Billigare transport av Tillgång till pergasen. sonal med erfarenhet av kemiska processer. Ingen tryckreducering av gas efter uppgradering. Samordning av diverse driftssystem. Flexibelt om fler producenter av biogas ansluts. Vid NP nära och tillgång till billigt vatten Bästa placering om: 1) Driftspersonal sköter både rötnings- och uppgraderingsanläggningarna. Inga fler producenter av biogas kommer att anslutas till gasnätet. Rötningsanläggning för slam m.m. byggs på reningsverket. Driftspersonal sköter både rötnings- och uppgraderingsanläggningarna Driftspersonal sköter både tankningsstationen och uppgraderingsanläggningen Relativa flödeskapaciteten är beräknad utifrån en ledning som dimensioneras för renad gas med fixt flöde, tryck, tryckfall och temperatur = 100 %. Om orenad (endast torkad) gas distribueras i samma ledning med samma förutsättningar minskar kapaciteten. Det går inte i dagsläget att, med hög noggrannhet, fastställa, vilken som är den lönsammaste placeringen av anläggningarna. För detta krävs att organisationen klargörs, gasledningen projekteras, marknadsbilden avseende kunder utreds i detalj. Erfarenhetsmässigt är det i de flesta fall bäst att placera uppgraderingsanläggning och fyllnings- och tankningsstation tillsammans. Det överensstämmer oftast med gränsdragningen för ägandet av anläggningar. 42 Om rötnings- och uppgraderingsanläggningarna har olika ägare medan tankningsstationen ägs av samma ägare som uppgraderingen så förläggs dessa ihop. Det är fördelaktigt att ha dessa verksamheter samlad ur drift- och säkerhetssynpunkt. Gasledningen mellan dem kan dras i rostfritt stål och för det tryck som används i uppgraderingsprocessen utan reducering till ett tryck under 4 bar. Det gynnar driften både praktiskt och ekonomiskt. Vidare kan en del system utformas gemensamt, som till exempel kylsystem, tryckluft och eventuellt byggnader. 6 EKONOMI En grundlig lönsamhetsstudie utförs när frågeställning kring placering, marknadsbild och systemlösning har klarnat. I nuläget utförs en översiktlig bedömning som baseras på uppgifter från nyligen genomförda anläggningar i Sverige. Tabellen 8. Tabellen visar investerings- och driftskostnaderna för generell systemlösningen av de system som föreslås i Kapitel 4. KAPACITET (GWh/ÅR) 20 Investering uppgradering (MSEK) 17 Årlig driftskostnad, uppgradering1) (MSEK) 0,79 Investering fyllningsstation (MSEK) 7 Årlig driftskostnad, fyllnings- och tankningsstation 1) (MSEK) Summa investering (MSEK) 24 Summa årlig driftkostnad (MSEK/år) 1) 0,44 1,23 Driftkostnaderna baseras på elpris 0,6 SEK/KWh, se bilaga 1. 6.1 Kassaflödesanalys Nedan visas kassaflödesanalyser för två scenarier som baserar på förutsättningarna i den här rapporten. I båda scenarierna ingår en investering i en anläggning, som klarar att behandla och distribuera 20 GWh/år. Uppgraderingen är placerad vid fyllnings- och tankningsstationen så att längden för gasledningarna är minimala. Scenario 1: Försäljningen startar med 2 GWh första året och ökar med 2 GWh per år till som max 8 GWh per år, det vill säga efter fyra år. Scenario 2: Försäljningen startar med 4 GWh första året och ökar med 4 GWh per år till som max 20 GWh per år, det vill säga efter fem år. I båda fallen har rågasen tilldelats ett värde på 0,4 SEK/kWh då den ansluts till uppgraderingsanläggningen (priset inkluderar transportkostnaden från rötningsanläggningen). 43 Metanförlusterna beräknas vara 2 %, så utnyttjandegraden avseende metan är 98 %. Kalkylränta 5 % och 15 års livslängd har används i beräkningarna. Alla kostnader räknas upp med en inflation på 2 %. Amortering sker med rak avskrivning, det vill säga kostnaden är 1/15-del av investeringen varje år. Ränta räknas på varje års lånesumma. I Tabell 9 nedan redogörs för förutsättningarna i tabellform: Tabell 9. Beräkningsförutsättningar och antaganden som gjorts i kassaflödesanalyserna. Förutsättningar År från 2011 Gasproduktion (GWh) Rågas (GWh) Facklad gas (GWh) Gasförsäljning (GWh) Gasförsäljning (Nm3 uppgraderad gas) 2011 2012 2013 0 1 2 4,1 4,1 0,0 4 8,2 8,2 0,0 8 408 163 2014 3 12,2 12,2 0,0 12 816 327 1 224 490 Utgifter 2011 års priser Investering (KSEK) Driftskostnad (KSEK) Kostnad rågas (KSEK) Amortering = avskrivning Ränta Summa utgifter (2011 års priser) Utgifter löpande priser Investering (KSEK) Driftskostnad (KSEK) Kostnad rågas (KSEK) Amortering = avskrivning Ränta (KSEK) Summa utgifter (löpande priser) Inkomst 2011 års priser Gasförsäljning (KSEK) Summa inkomst (2011 års priser) Inkomst löpande priser Gasförsäljning (KSEK) Summa inkomst (löpande priser) Årets kassaflöde Ackumulerat kassaflöde 24 000 560 1 633 1 200 828 3 265 962 4 898 1 600 1 600 1 600 1 120 1 040 960 25 200 4 913 6 733 8 420 24 000 ‐ ‐ ‐ ‐ 571 861 1 021 1 665 ‐ 1 200 25 200 ‐ - 3 397 5 198 1 600 1 600 1 600 1 120 1 040 960 4 957 6 899 8 779 2 449 4 898 7 347 2 449 4 898 7 347 2 498 5 096 7 797 - ‐ 25 200 - 25 200 44 2 498 5 096 ‐ 2 459 ‐ 1 803 - 27 659 - 29 461 7 797 ‐ 982 - 30 443 Figur 10 och 11 nedan visar utfallet för scenarierna vid olika gaspriser. Gaspriset har valts så att lönsamhet nås i alla fallen. De olika gaspriserna speglar olika försäljningsstrategier, där lägre gaspris (Gul i Figur 10 och Blått i Figur 11) är relaterat till försäljning via distributör och högre pris (Svart i Figur 10 och Rött i Figur 11) är relaterat till försäljning i egen regi. Figur 10. Figuren visar kassaflödet för beräkningar enligt förutsättningarna som beskrivs i scenario 1. Figur 11. Figuren visar kassaflödet för beräkningar enligt förutsättningarna som beskrivs i scenario 2. 45 6.2 Småskalighet 6.2.1 Allmänt, investering och lönsamhet Priset för anläggningar varierar kraftigt och är beroende av många faktorer. Följande faktorer påverkar priset: • Systemlösning och dess omfattning. • Kravspecifikationer framförallt avseende elinstallation, omfattning av mätinstrument. • Konkurrenssituationen för entreprenörer. • Platsbyggt eller i flyttbar byggnad (container). • Upphandlingsform, total/funktionsentreprenad eller delad/utförandeentreprenad. • Markförhållanden, berggrund, avstånd med mera. Då det finns tydliga skalfördelar med den här typen av anläggningar och system, se Figur 12, måste systemlösningarna för små anläggningar göras enkla. För de allra minsta försörjer gasen endast det egna behovet. Det är viktigt att en noggrann marknadsbedömning utförs, så man inte hamnar i situation där gasen inte räcker till eller med skenande ekonomiska underskott. Av Figur 13, nästa sida, framgår vilken nivå gaspriset till slutkund måste ha för att anläggningar av olika storlek bör nå för att inom en 15 årsperiod kunna återbetala investeringarna. Figur 12. Diagrammet visar investeringen (priset för anläggningen) som en funktion av kapaciteten (storleken). Sambandet mellan investeringskostnad och storlek är giltigt i Säffle. Investeringspriserna är en uppskattning baserad på den muntliga information som getts från olika vattenskrubberanläggningsägare, som upphandlat anläggningar de senaste åren. 46 Figur 13. Diagrammet visar gaspriset (vid försäljning) som en funktion av kapaciteten för att nå en återbetalning på cirka 15 år. Systemlösningarna är liknande den som föreslagits för Säffle och de ekonomiska förutsättningarna är samma som ovan. 6.2.2 Jämförelse flera små kontra en gemensam uppgradering Tillverkning av drivmedel från biogas gynnas av storskalighet och korta avstånd för gastransporter. Att transportera rågas via lastbil är inte lönsamt för små anläggningar, utan avstånden måste vara så pass korta att gasen kan transporteras via ledningar. Om avstånden är för långa för gasledningar får hoppet för lönsamhet ställas till att gasen kan förbrukas lokalt. För att välja att bygga två anläggningar som sammankopplas, i stället för att välja en större, ska fördelen med att transportera uppgraderad biogas vara lika med eller större än de fördelar man får med storskalighet, då man transporterar orenad (endast torkad) biogas till en gemensam uppgraderingsanläggning. Vi förutsätter att uppgraderad gas i båda fallen (båda scenarierna) ska distribueras till en fyllnings- och tankningsstation så gasen ska ändå transporteras. Transport av biogas är normalt inte så kostsamt att det blir billigare att bygga flera mindre anläggningar som sammankopplas jämfört med att bygga en större gemensam. Undantag kan vara, att placeringen av enheterna är ogynnsamma, till exempel att anläggningarna ligger i en linje från väster till öster med tankningsstationen i mitten och omständigheterna gör att det saknas utrymme för en uppgraderingsanläggning vid tankningsstationen. Till en gemensam uppgraderingsanläggning som placeras till exempel vid den västra rötningsanläggningen, ska en rågasledning då dras från den östra. Ledningen passerar förbi tankningsstationen och i samma schakt läggs en ledning för uppgraderad gas, cirka halva sträckan. I detta fall blir totala rörledningen cirka 33 % längre än om två rötningsanläggningar byggs, se illustration nedan. RötningsTankningsstation anläggning med uppgradering Rötningsanläggning 47 I detta hypotetiska fall jämförs merkostnaden för investering och drift av två uppgraderingsanläggningar med merkostnaden för 33 % längre rörledning och ökad transportkostnad för rågas jämfört med uppgraderad gas. Att bygga två liknande uppgraderingsanläggningar levererad från en leverantör blir inte dubbelt så dyrt som att bygga en, men det blir betydligt dyrare än att bygga en dubbelt så stor, se tabell 10. I beräkningen nedan har uppskattats en mängdrabatt på 10 %. Återbetalningstiden för små anläggningar är alltid lång och en kassaflödesanalys av de två alternativen visar att investeringarna kan återbetalas år 2027 respektive 2028, se Figur 14. Tabell 10. Tabellen visar uppskattade investering och driftskostnaderna för alternativen 1) Två små uppgraderingsanläggningar kontra 2) en stor uppgraderingsanläggning där båda alternativen har en kapacitet att uppgradera 8 GWH biogas. KAPACITET (GWh/ÅR) 8 2X4 Investering uppgradering (MSEK) 11 16 Investering i extra rörledning 10 km (MSEK) 5 0 Årlig driftskostnad, uppgradering1) (MSEK) 0,51 0,56 Årlig driftskostnad, gastork + extra ledning (MSEK) 0,026 0 Investering fyllningsstation (MSEK) 6 6 Årlig driftskostnad, fyllnings- och tankningsstation 1) (MSEK) 0,28 0,28 Summa investering (MSEK) 22 22 Summa årlig driftkostnad (MSEK/år) 0,82 0,84 1) Driftskostnaderna baseras på elpris 0,6 kr/kWh. Figur 14. Figuren visar kassaflödesanalyser för alternativen 1) två små uppgraderingsanläggningar kontra 2) en stor uppgraderingsanläggning där båda alternativen har en kapacitet att uppgradera 8 GWh biogas. 48 6.3 Slutsats ekonomi Lönsamheten är starkt beroende av vilket pris som gasen kan säljas för. Priset för gasen fylld på flak, 200-250 bar, bör inte vara under 6 SEK/Nm3. Rimligt pris är i dagsläget mellan 6 och 10 SEK/Nm3 exklusive moms. Om gasen säljs uppgraderad vid 3-10 bar till en distributör, som själv komprimerar den, är ett rimligt pris 5-7 SEK/Nm3 i dagsläget. Lönsamheten är också starkt beroende av vilket värde som sätts på rågasen. Ett värde kan beräknas då alternativ för kraft- och värmeproduktion har studerats. Rak avskrivning ger en tung kostnadsbörda i början av anläggningens liv, men en stark resultatförbättring i slutet då räntekostnaderna blir låga. Alternativa beräkningar med annuitetsmetod ger en jämnare utveckling. Att sälja gasen med egen försäljningsorganisation ger högsta försäljningspriset och är lönsammast om ökningstakten är lika. Vilken strategi som ska väljas beror på i vilken takt försäljningen av gas kan ökas och hur riskerna bedöms. Normalt bedöms försäljning av gasen via en distributör som mindre riskfyllt. Detta är i sin tur beroende på hur efterfrågan utvecklas och hur prisutvecklingen sker. Det är lämpligt att välja strategi först efter det att förhandlingar har påbörjats med samarbetspartners (distributörer, kunder med flera). Då har man färskt och precist besluts- och beräkningsunderlag. Kravet på lönsamhet varierar från aktör till aktör. I bedömningen ovan har kravet ställts till att anläggningen ska vara återbetald på 15 år. Med det kravet blir gränsen för hur liten kapacitet som kan nå lönsamhet mellan 4- 8 GWh/år, med en systemlösning för offentlig försäljning av gasen. Mindre anläggningar kan nå lönsamhet om någon eller några av följande premisser ändras: • • • • Lägre pris på rågasen (0,40 SEK/kWh i beräkningarna ovan). Enklare utformning av anläggningarna. (till exempel gasen används för eget bruk). Gaspriset fortsätter att öka mer än inflationen. Nya tekniker utvecklas som förenklar anläggningarna. Myndighetskraven förenklas för små anläggningar. Kraven är idag de samma oavsett kapacitet. Det medför att många kostnader är lika för en 3 och en 100 GWh/åranläggning. Sådana kostnader är ansökningar, besiktningar, mät- och säkerhetssystem. Att bygga en gemensam uppgraderingsanläggning är enligt beräkningarna oftast mer ekonomiskt än att bygga två mindre. Undantag är när gasen ska distribueras långa sträckor (mer än 1 mil). Långa rörledningar medför svårighet att nå lönsamhet för båda alternativen. I beräkningarna har inte beaktats tryckreducering till 4 bars ledningen, eller besparingar för samlokalisering av tankningsstationen. Om detta görs blir skillnaden större. 49 50 7 REFERENSER {1} Petterson/Lusiale/Liljemark, 2006, LCNG-studie – möjligheter med LNG i fordonsgasförsörjningen i Sverige. {2} Energigas Sverige, 2010, Energigasnormen (EGN 10) {3} Energigas Sverige, 2010, Anvisningar för tankstationer för metangasdrivna fordon, (TSA10). {4} Svensk standard, SS 155438, Motorbränsle, biogas som bränsle för snabbgående Ottomotorer. {5} Mörsteddt, Hellsten, Data och diagram {6} Plan- och Bygglagen, PBL. {7} Lagen om brandfarliga och explosiva varor {8} SGC rapport 142, M Persson, 2003, Utvärdering av uppgraderingstekniker för biogas {9} Cirmac , Biogas upgrading, Apeldoorn, Netherlands, broschyr {10} Carbo Tech:s hemsida, broschyr. http://www.carbotech.de/pdf_viewer/pdf_view.php ?pdf_file=carbotech_cms_folder_en.pdf {11} DMT Enviromental Thechnology, broschyr, Carborex® MS {12} SGC rapport 163, J Benjaminsson, 2006, Nya renings- och uppgraderingstekniker för biogas. Kryogen uppgradering, Gas Treatment Service {13} Cryostar, hemsida, CleanEnergy, http://cryostar.com/web/small-scale-lng-plants-biogasliquefaction.php 51 Bilaga 1. Energiförbrukning och driftskostnader för en skrubberanläggning med recirkulerande vatten. Gasreningsanläggning + tankningsanläggning Elenergiförbrukning Blåsmaskin + 1-stegs kolvkompressor (referens Käppala GR1) Förutsättningar Kapacitet gasrening Driftstid Metanhalt rågas 1000 8700 63,0 Benämning Blåsmaskin Lågtryckskompressor Tryckstegringspump Luftfläkt Kylmaskin* Kylmedelkylare Tork, gasvärmare** Tryckluft Övrigt Högtryckskompressorer Kylsystem högtryck Nm³/h rågas, kapacitet 100 % timmar/år vol-% Motorstorlek Drifteffekt Drifttimmar Elenergiförbr. (kW) (kW) per år (kWh) 45,0 28,0 8 700 243 600 116,0 86,0 8 700 748 200 90,0 82,0 8 700 713 400 7,5 5,5 8 700 47 850 25,0 11,5 4 785 55 028 3,6 1,5 4 785 7 178 3,6 2,9 3 480 10 092 3,0 2,4 4 350 10 440 6,0 8 700 52 200 0,0 0,0 8 700 0 0,0 0,0 8 700 0 SUMMA elförbrukning 197,8 1 887 987 *När utomhustemperaturen är under 8°C används endast frikylning, effektförbrukning ca 4 kW ungefär 4000 h (vinterhalvåret). **Gasvärmaren i drift ca 40 % av driftiden, full effekt under uppvärmning ca 30 minuter därefter ca 80 % Förbrukning per producerad gasmängd Producerad produktgas Produktgas per år Elenergiförbrukning Elförbrukning/prodgas 630 5 481 000 1 887 987 0,34 52 Nm³/h Nm³ kWh kWh/Nm³ Bilaga 1 forts. Gasreningsanläggning + tankanläggning Årliga driftkostnader Nedanstående avser kostnader för 8700 timmars driftstid 100 % kapacitet Benämning Typ Pris/ enhet Kvantitet Sort Storlek Reservdelar Slitdelar Elenergiförbrukning Renvatten Spolvatten Renat avloppsvatten Avlopp till avloppsnätet Arbete underhåll Abete drift Värmeåtervinning Övrigt konsumtionsmat. Hela anläggningen Hela anläggningen SEK/MWh 600 kr / m³ 12,00 kr / m³ 12,00 kr / m³ 0 kr / m³ 12,00 kr / h 650 kr / h 450 SEK/KWh 0,00 Hela anläggning 30000 1 1 749 250 250 600 125 310 72 1 omg. omg. MWh m³ m³ m³ m³ h h KW SUMMA, SEK/år Kostnad per prod. Gasmängd Storlek, GWh/år Prod. Produktgas, Nm³/h Produktgas, Nm³/år Prodkostn (rörlig) SEK/år Rörlig kostn/prodgas, SEK/Nm³ 1 049 863 20,0 250 2 173 913 1 049 863 0,48 Kommentarer: 1. 2. 3. Kostnad, SEK/år 20 GWh 90 000 165 000 528 584 3 529 3 529 0 8 471 81 250 139 500 0 30 000 Vid beräkningar av ovannämnda värde har vi gjort realistiska bedömningar av driftstid mm. Det är dock omöjligt att ange exakta förbrukningar varför uppgifterna skall ses som ungefärliga värde Beräkningen av elenergiförbrukning framgår av bifogad sammanställning. Återvinningsbar värmeeffekt vid temperaturnivån 50 °C är ca 71 kW vilket medför ca 623 MWh/år för en 20 GWh anläggning 53 54 RAPPORTER 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12) 13) 14) 15) 16) 17) 18) 19) 20) 21) Säffle biogas – Förstudie Skogsskötselmodeller anpassade för skogsbränsleuttag – några exempel Framtidens pelletsfabrik Småhusens framtida utformning – Hur påverkar Boverkets nya byggregler? Långa toppar Ackumulerande fällaggregat i gallringsbestånd Undersökning av efterfrågan på GRÖN grot Studier av storbuntaren Rogbico Marknadspotential för sol- och biovärmesystem Byggregler och småhustillverkare. Husens framtida utformning Möten med husföretag Solvärme i nybyggda hus Husköpares val av värmesystem – Hinder och möjligheter Användning och vidaretransport av skogsenergisortiment Vidaretransport av skogsenergisortiment – Tidsstudier och kostnadskalkyler Utveckling av logistiken för skog Transport av skogsenergisortiment – Företags- och samhällsekonomiska kostnader Beräkning och analys av skogsbränslepotentialer i Värmland Ekonomi vid skogsskötsel inriktad mot energi- och industrisortiment Biogas Säffle – Förstudie Värmlandsnäs Småskalig rökgasrening – metoder för att minska utsläppen från småskalig biobränsleeldning 22) Tillsatser som kvalitetshöjare för pellets 23) Kartläggning och nulägesbeskrivning av pelletskedjan 24) Täckningsbidrag vid uttag av skogsbränsle i unga bestånd 25) Miljöeffekter av biobränslen från spån till pellets 26) Handbok för kombinerade sol- och biovärmesystem 27) Underlag för utökad besiktning av sol- och biovärmesystem 28) Provningsmetod för sol- och biovärmesystem 29) Bioenergikombinat Falun – ett systemperspektiv på kraftvärmeanläggningar 30) Konditionering av råvara före pelletering 31) Rötrester – åter till kretsloppet 32) Småskalig uppgradering av biogas 55 Projekt SWX-Energi omfattar Värmlands, Dalarnas och Gävleborgs län. Projektägare: Region Gävleborg Delprojektansvariga: Högskolan Dalarna och Karlstads Universitet Projektbudget: 32 miljoner kronor Projekttid: 2008-2011 www.regiongavleborg.se/verksamhet/swxenergi Projektet delfinansieras av Europeiska Unionen. Finansiärer Offentliga EU, Norra Mellansverige Region Gävleborg Region Dalarna Högskolan Dalarna Karlstads Universitet Gävle Dala Energikontor Värmlands Energikontor Privata Energimyndigheten Banverket Säffle kommun Gävle Energi Hofors Energi Borlänge Energi Fortum Värme AB 56 Neova Mellanskog Naturbränsle Bruks Klöckner
© Copyright 2024