Perspektiver for dansk ammoniak- eller methanolfremstilling, som ...
Perspektiver for dansk ammoniak- eller methanolfremstilling, som ...
Perspektiver for dansk ammoniak- eller methanolfremstilling, som ...
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
Dato: 05-09-2007<br />
Projektnummer: 2005-2-6422 (Energinet.dk)<br />
Projektansvarlig: Mogens Weel<br />
Diplomvej, bygning 377<br />
2800 Kgs. Lyngby<br />
Telefon: 2671 0045 <strong>eller</strong> 2671 0046<br />
email: weel-sandvig@weel-sandvig.dk<br />
web: www.weel-sandvig.dk<br />
<strong>Perspektiver</strong> <strong>for</strong> <strong>dansk</strong> <strong>ammoniak</strong>- <strong>eller</strong><br />
<strong>methanolfremstilling</strong>, <strong>som</strong> led i et muligt<br />
fremtidens hydrogensamfund<br />
- et <strong>for</strong>studie i optimal samproduktion af el,<br />
varme og brintbærere (<strong>ammoniak</strong> <strong>eller</strong> methanol)<br />
ud fra biomasse og eloverskud.<br />
Z:\Projekter\Ammoniak-Methanol PSO 6422\Rapporter\Hovedrapport PSO-6422 vers 2.doc
EXECUTIVE SUMMARY ....................................................................................................................1<br />
RESUMÉ.................................................................................................................................................3<br />
INDLEDNING ........................................................................................................................................5<br />
BAGGRUND...........................................................................................................................................6<br />
HÅNDTERING AF BRINT.........................................................................................................................6<br />
ENERGIMÆSSIGE BETRAGTNINGER OG EFFEKTIVITET ...........................................................................7<br />
PRODUKTION AF AMMONIAK, METHANOL ELLER ETHANOL UD FRA BIOMASSE .....................................8<br />
Lidt historik på fremstilling af methanol .........................................................................................8<br />
Lidt historik på <strong>ammoniak</strong>fremstilling.............................................................................................9<br />
MÅL MED PROJEKTET .....................................................................................................................9<br />
INDHOLD OG FREMGANGSMÅDE...............................................................................................10<br />
FASE 1: KERNEPROCESSER..................................................................................................................10<br />
FASE 2: ENERGIINTEGRATION.............................................................................................................10<br />
FASE 3: ØKONOMI OG FØLSOMHEDSANALYSER ..................................................................................10<br />
FASE 4: PROCESSTATUS OG UDVIKLINGSBEHOV..................................................................................10<br />
ENERGIMÆSSIGE BETRAGTNINGER VED FREMSTILLING AF BRINT ...........................11<br />
REFORMERING AF FOSSILE BRÆNDSLER..............................................................................................11<br />
ELEKTROLYSE.....................................................................................................................................11<br />
TERMOLYSE........................................................................................................................................13<br />
TERMOKEMISK REAKTION...................................................................................................................13<br />
AMMONIAK SOM HYDROGENBÆRER ...................................................................................................13<br />
METHANOL SOM HYDROGENBÆRER....................................................................................................14<br />
ENERGIRESSOURCER OG UDNYTTELSE..................................................................................15<br />
VIRKNINGSGRADER AF PROCESRUTER ..................................................................................16<br />
PROCESRUTE: N-GAS - BRINT - AMMONIAK - BRINT – SLUTANVENDELSE............................................16<br />
PROCESRUTE: EL – BRINT VIA ELEKTROLYSE – SLUTANVENDELSE .....................................................17<br />
HYDROGEN FRA BIOMASSE .........................................................................................................17<br />
FASE 1: KERNEPROCESSER ..........................................................................................................18<br />
EGNETHED AF FORGASNINGSTEKNOLOGIER........................................................................................19<br />
Fixed bed <strong>for</strong>gassere......................................................................................................................19<br />
Fluidbed <strong>for</strong>gassere.......................................................................................................................20<br />
Entrained flow ...............................................................................................................................21<br />
ANLÆGSSTØRRELSER OG MULIGHEDER FOR OPSKALERING.................................................................21<br />
SAMMENSÆTNING AF GAS...................................................................................................................24<br />
PROCESTRIN FOR SYNTESEGAS TIL FREMSTILLING AF ENTEN AMMONIAK ELLER METHANOL..............24<br />
Forbehandling af biomasse ...........................................................................................................24<br />
Torrefaction............................................................................................................................................... 24<br />
Forgasseren ...................................................................................................................................28<br />
VIDERE PROCESTRIN TIL FREMSTILLING AF METHANOL ......................................................................29<br />
Reaktor til syntese af methanol......................................................................................................29<br />
Justeringsmuligheder <strong>for</strong> at opnå en velegnet syntesegas .............................................................30<br />
Rensning af syntesegas ..................................................................................................................30<br />
COS/H 2S ................................................................................................................................................... 31<br />
Partikler..................................................................................................................................................... 31<br />
Tjære ......................................................................................................................................................... 31<br />
Alkali......................................................................................................................................................... 31<br />
Svovl ......................................................................................................................................................... 31<br />
CO 2............................................................................................................................................................ 31<br />
Destillation af methanol.................................................................................................................33<br />
VIDERE PROCESTRIN TIL FREMSTILLING AF AMMONIAK......................................................................33<br />
Rensning af syntesegas til fremstilling af <strong>ammoniak</strong> .....................................................................33
Ammoniakreaktor ..........................................................................................................................33<br />
PRODUKTION AF ILT VED LUFTSEPARATION ........................................................................................35<br />
Kryoteknik......................................................................................................................................35<br />
Membranteknik ..............................................................................................................................35<br />
GASTURBINER.....................................................................................................................................37<br />
VURDERING AF TEKNOLOGIMODENHED ..............................................................................................40<br />
ANLÆGSOMKOSTNINGER ....................................................................................................................40<br />
FASE 2: ENERGIINTEGRATION ....................................................................................................40<br />
VARMEGENVINDING ...........................................................................................................................40<br />
DAMPTURBINEANLÆG ........................................................................................................................41<br />
KOMPRESSORER..................................................................................................................................42<br />
ANALYSER AF PROCESINTEGRATION VED METHANOLSYNTESE...........................................................42<br />
Sammenligning af resultater..........................................................................................................48<br />
ANALYSER AF PROCESINTEGRATION VED AMMONIAKSYNTESE...........................................................51<br />
FASE 3: ØKONOMI OG FØLSOMHEDSANALYSER..................................................................56<br />
FASE 4: PROCESSTATUS OG UDVIKLINGSBEHOV.................................................................58<br />
HÅNDTERING AF BIOMASSE ................................................................................................................58<br />
FORBEHANDLING AF BIOMASSE ..........................................................................................................59<br />
FORGASNING.......................................................................................................................................59<br />
KONKLUSION.....................................................................................................................................59<br />
OPSUMMERING AF RESULTATER..........................................................................................................60<br />
Methanol........................................................................................................................................60<br />
Ammoniak ......................................................................................................................................61<br />
Bio-<strong>ammoniak</strong> oplagt <strong>som</strong> CO2 reducerende tiltag .......................................................................61<br />
AFSLUTTENDE BEMÆRKNINGER..........................................................................................................62<br />
REFERENCELISTE............................................................................................................................64<br />
ANDEN LITTERATUR.......................................................................................................................65<br />
FORKORTELSER...............................................................................................................................66<br />
APPENDIX A: GASTURBINER ........................................................................................................67<br />
APPENDIX B. LUFTSEPARATION MED KRYOTEKNIK. .........................................................70<br />
APPENDIX C: ILTSEPARATION MED ION TRANSPORT MEMBRANER ............................72<br />
APPENDIX D: IBUS KONCEPT – VIRKNINGSGRADER ...........................................................75
PSO 2005-2 6422<br />
Executive Summary<br />
Seeking the goal of substituting the excessive use of fossil fuels in the transporting<br />
sector, among others <strong>for</strong> reducing the emission of carbon dioxide to the atmosphere<br />
and <strong>for</strong> improving reliability on energy supply, the production of methanol or ammonia,<br />
based on biomass, might be attractive fuel solutions to alternatives like bio<br />
ethanol, hydrogen storage or electrical accumulators. The overall goal is to identify<br />
the potential <strong>for</strong> converting biomass to ammonia or methanol and thereby identify<br />
efficient process routes <strong>for</strong> using biomass as fuel <strong>for</strong> transportation.<br />
Ammonia and methanol are fuels of high energy density with respect to both mass<br />
and volume and comparable with ethanol. In addition, methanol can serve directly as<br />
a fuel in certain fuel cells, whereas ammonia at the end user (vehicle) easily and very<br />
efficiently can be converted to hydrogen (common fuel <strong>for</strong> fuel cells). Finally,<br />
production of bio ammonia holds the potential <strong>for</strong> efficient separation of carbon<br />
dioxide, generated when exploiting the heating value of biomass, making this fuel<br />
process route a “carbon dioxide remover” rather than neutral to atmosphere emissions<br />
of carbon dioxide.<br />
Large scale industrial synthesis of ammonia and methanol are <strong>som</strong>e of the most<br />
important and optimized chemical processes. So far, the normal feedstock <strong>for</strong><br />
producing the synthesis gas is fossil fuels like natural gas, oil or coal. However, the<br />
synthesis gas can as well be produced from biomass by gasification.<br />
Studies have indicated that methanol can be synthesized from biomass using<br />
Fischer-Tropsch process with an overall energy efficiency of around 50%. The<br />
production of ammonia from biomass feedstock is far less described.<br />
In both cases however, the production processes are rather complex and energy<br />
intensive. Consequently, a key issue, in terms of energy efficient production, is<br />
extensive energy and process integration.<br />
The present study evaluates techno-economical suitable technologies <strong>for</strong> pretreatment<br />
and gasification of biomass to be integrated with large scale synthesis technology<br />
<strong>for</strong> ammonia or methanol. Process integration on a conceptual design level is<br />
applied systematically to a number of scenarios in order to achieve economical<br />
feasible and efficient conversion from biomass to useful products like bio fuel<br />
(ammonia or methanol), net electricity production and eventually the potential <strong>for</strong><br />
district heating. Among others the optimization tool “WS.HEN-Explorer”, developed<br />
by Weel & Sandvig, is used <strong>for</strong> identifying optimal heat exchanger network configurations.<br />
The study shows that ammonia can be produced from biomass with a slightly higher<br />
efficiency than methanol giving the same turbine and compressor technology level.<br />
An investigation, applied <strong>for</strong> identifying the potential <strong>for</strong> improvement of concepts<br />
described in the literature, showed 55% increase on gross power production from the<br />
steam turbine system corresponding to 41% increase on net power to be exported<br />
from the plant. The improvement was achieved solely by improved energy integration<br />
with the steam system on identical process streams.<br />
Another investigation reveals a possible conversion of the energy content of woodchips<br />
(30% moisture) to methanol (41%) and to electricity (8% to 11.5%) all depending<br />
on amount of district heat exported (34% to 0%) respectively, implying total<br />
conversion efficiency of useful products of 83.1% and 52.5% respectively. All<br />
efficiencies refer to higher heating values.<br />
1
PSO 2005-2 6422<br />
Similarly, the studies on ammonia production show conversion efficiencies of the<br />
same biomass feedstock to ammonia (46%), to electricity (7.6% to 10.1%) and to<br />
district heat (31% to 0%) respectively, implying total conversion efficiency of useful<br />
products of 84.3% and 55.8% respectively.<br />
Scenarios on production costs of bio fuels and sensitivity analyses are applied to the<br />
various plant concepts. The sensitivity analyses include sensitivity to price of<br />
biomass feedstock, price of electricity, price of district heat, relative investment index,<br />
real interest rate and plant size (capacity).<br />
2
PSO 2005-2 6422<br />
Resumé<br />
I dette <strong>for</strong>studie undersøges om <strong>ammoniak</strong> og methanol kan være velegnede<br />
brændsler at konvertere energikilder til i fremtidens energi<strong>for</strong>syning. Energikilder<br />
betyder i praksis i denne sammenhæng i sidste instans solen, og hovedsageligt i<br />
<strong>for</strong>m af biomasse brændsel. Brændsel bruges i denne rapport i betydningen et stof<br />
<strong>eller</strong> sammensætning af stoffer, <strong>som</strong> ved oxidation frigiver energi.<br />
Undersøgelserne omfatter termisk <strong>for</strong>gasning af biomasse i en entrained flow<br />
<strong>for</strong>gasser, syntese til <strong>ammoniak</strong> <strong>eller</strong> methanol og optimering af muligheder <strong>for</strong><br />
procesintegration. Der er lavet <strong>for</strong>skellige scenarier <strong>for</strong> procesintegration, hvor der er<br />
varieret på <strong>for</strong>holdet mellem udbytte af el og brændsel (methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong>),<br />
samt mulighed <strong>for</strong> leverance af fjernvarme.<br />
Virkningsgrader ved konvertering til nyttige produkter<br />
Der er opstillet et par scenarier <strong>for</strong> at sammenligne nogle resultater fra en lignende<br />
undersøgelse af fremstilling af bio-methanol (ref. 11).<br />
For at kunne lave en ordentlig sammenligning i dette tilfælde er der antaget identiske<br />
proces<strong>for</strong>hold i selve <strong>methanolfremstilling</strong>en og set på hvilke potentialer der er <strong>for</strong><br />
<strong>for</strong>bedringer på nettoelproduktion samt potentiale <strong>for</strong> levering af fjernvarme.<br />
I denne delundersøgelse er der således alene ved optimering af energiintegration<br />
identificeret et <strong>for</strong>øget udbytte af nettoelproduktion svarende til 41% (se Tabel 1) og<br />
11%, hvor der i sidstnævnte tilfælde så samtidig leveres en stor andel fjernvarme.<br />
Hertil skal bemærkes at det hollandske studium ikke har inddraget muligheden <strong>for</strong><br />
fjernvarme.<br />
Et mål i projektet har været at kunne påvise effektivitets<strong>for</strong>bedringer i størrelsesordnen<br />
10-20% ved optimering af energiintegrationen i <strong>for</strong>eliggende studier af methanolproduktion<br />
baseret på biomasse. Dette mål er således rigeligt nået.<br />
Forbedringen i konverteringsgraden af nyttige højværdiprodukter (el og methanol)<br />
kan således udregnes til godt 9% <strong>eller</strong> til 16% hvis el vægtes i <strong>for</strong>hold til den virkningsgrad,<br />
<strong>som</strong> man normalt vil kunne producere el med på basis af biomasse i et<br />
moderne anlæg.<br />
Det bemærkes hertil at denne <strong>for</strong>bedring alene er opnået ved at optimere på<br />
varmegenvindingen og altså uden at ændre selve <strong>methanolfremstilling</strong>ens kærneprocesser<br />
og optimere procesparametre.<br />
Weel & Sandvig<br />
C. Hamelinck, A.Faaij Concept 1 Simple GT + District heat<br />
Efficiencies (HHV) Original WS* improv. WS** improv. MeOH low MeOH high<br />
Net electricity output [MW] 47.9 67.6 41% 53.2 11%<br />
MeOH/Biomass input 0.376 0.376 0.376 0.216 0.411<br />
(MeOH+power)/Biomass input 0.488 0.534 9.4% 0.500 2.5% 0.420 0.491<br />
(MeOH+power+District heat)//Biomass input 0.488 0.534 9.4% 0.803 64% 0.760 0.831<br />
(MeOH+power/0.45+District heat)/Biomass input 0.625 0.727 16% 0.954 53% 1.009 0.929<br />
*) Concept 1 WS optimization of HEN, same steam pressure/temperature 86 bar/510 C<br />
**) Concept 1 WS optimization of HEN, steam pressure/temp. 140 bar/ 540 C + district heat<br />
Tabel 1. Fremstilling af bio-methanol: sammenligning af virkningsgrader af <strong>for</strong>skellige<br />
nytteprodukter i nærværende studium med et lignende hollandsk studium (C. Hamelinck,<br />
A. Faaij, Ref. 11). I nærværende studium er der kun efteroptimeret på varmeintegrationen<br />
<strong>for</strong> at opnå øget elproduktion og mulighed <strong>for</strong> leverance af fjernvarme. De to<br />
kolonner længst til højre viser nogle af resultaterne fra vore beregninger med entrained<br />
flow <strong>for</strong>gasning. Til disse resultater bemærkes at her er antaget noget lavere polytropvirkningsgrader<br />
i visse turbiner og kompressorer i methanolprocessen, i <strong>for</strong>hold til<br />
antagelserne i det hollandske studium.<br />
3
PSO 2005-2 6422<br />
Studiet omfatter tillige undersøgelser hvor methanolprocessen (se bl.a. to kolonner<br />
længst til højre i Tabel 1) indgår i optimeringen. Disse undersøgelser har dog ikke<br />
umiddelbart egnet sig til sammenligning, idet der er nogle væsentlige <strong>for</strong>skelle i<br />
antagelser om visse centrale komponenters effektivitet.<br />
I <strong>for</strong>bindelse med vore undersøgelser af fremstilling af bio-<strong>ammoniak</strong> har vi ikke<br />
fundet lignende undersøgelser, <strong>som</strong> kunne udgøre et grundlag <strong>for</strong> sammenligning.<br />
Undersøgelserne af produktion af bio-<strong>ammoniak</strong> har vist endnu højere konverteringsgrader<br />
end methanol-studierne.<br />
Ifølge studierne kan bio-<strong>ammoniak</strong> fremstilles med en konverteringsgrad på 46%<br />
(HHV) med en samtidig eleksport på 10% svarende til en konverteringsgrad på 56%<br />
(HHV) af højværdige nytteprodukter.<br />
Hvis der også er mulighed <strong>for</strong> at afsætte fjernvarme viser resultaterne at en konverteringsgrad<br />
til nytteprodukter (NH3, el og fjernvarme) på mere end 93% er realistisk<br />
med dagens teknologi.<br />
Dertil kommer at bio-<strong>ammoniak</strong> har en meget gunstig position i <strong>for</strong>hold til en politisk<br />
dagsorden om reduktion af drivhusgasser, idet det er nærliggende at betragte bio<strong>ammoniak</strong><br />
ruten ikke blot <strong>som</strong> CO2-neutral men derimod <strong>som</strong> en ”CO2-støvsuger” af<br />
atmosfæren.<br />
Forklaringen er, at i <strong>ammoniak</strong>processen, <strong>som</strong> <strong>for</strong>egår på et stort centralt anlæg,<br />
frigives hele indholdet af kulstof i biomassen (<strong>som</strong> jo stammer fra planternes optag af<br />
atmosfærens indhold af CO2) igen i <strong>for</strong>m af CO2 og er allerede separeret fra i<br />
koncentreret <strong>for</strong>m. Derved er det <strong>for</strong>holdsvist enkelt at deponere denne CO2 på<br />
egnede steder idet det stort set kun kræver tryksætning og transport.<br />
Potentialet <strong>for</strong> CO2-reduktion, ved at vælge ruten med bio-<strong>ammoniak</strong>, er derved rundt<br />
regnet dobbelt-op i <strong>for</strong>hold til kulbrintebaserede biobrændsler, <strong>som</strong> eksempelvis<br />
ethanol, methanol <strong>eller</strong> DME (dimethylæter), idet separation og transport til deponi af<br />
CO2 dannet ved slutanvendelsen normalt ikke er en realistisk og praktisk mulighed<br />
og specielt ikke i transportsektoren.<br />
Undersøgelsens resultater viser at bio-methanol og bio-<strong>ammoniak</strong> kan produceres<br />
mere effektivt (med højere konverteringsgrader af højværdige nytteprodukter, <strong>som</strong><br />
det raffinerede brændsel og elproduktion), end <strong>for</strong>eliggende brugbare 1 <strong>dansk</strong>e<br />
opgørelser over produktion af bio-ethanol. En estimering af virkningsgrader af IBUS<br />
konceptet findes i Appendix D: IBUS koncept – virkningsgrad.<br />
Produktionspriser<br />
Der er undersøgt til hvilke priser methanol og <strong>ammoniak</strong> kan produceres til i de<br />
<strong>for</strong>skellige processcenarier. Undersøgelserne viser at hvis spildvarmen fra processen<br />
kan sælges <strong>som</strong> fjernvarme til en pris på 200 kr./MWh bliver produktionsprisen på<br />
methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> væsentlig lavere (en prisreduktion på mellem 58% og<br />
38%). I undersøgelsen er nået frem til at methanol (”methanol low”) kan fremstilles til<br />
54 kr./GJ, når der samtidigt produceres meget el og fjernvarme og til 130 kr./GJ, hvis<br />
der ikke er mulighed <strong>for</strong> at levere fjernvarme. I et andet scenarium, hvor methanoludbyttet<br />
er væsentligt højere, er produktionspriserne med og uden mulighed <strong>for</strong> salg<br />
af fjernvarme hhv. 64 kr./GJ og 110 kr./GJ.<br />
Tilsvarende produktionspriser <strong>for</strong> <strong>ammoniak</strong> er 67 kr./GJ og 109 kr./GJ med og uden<br />
fjernvarme salg hhv.<br />
1 Ifølge oplysninger fra IBUS. Biogasol har også været kontaktet. Desværre og noget overraskende<br />
meddelte Biogasol at de så sig ude af stand til at indsamle og levere data til brugbare masse- og<br />
energibalancer <strong>for</strong> deres proceskoncept, hvor<strong>for</strong> sammenligning her ikke er mulig.<br />
4
PSO 2005-2 6422<br />
Produktionspriserne er mest føl<strong>som</strong>me i tilfældene, hvor der også sælges fjernvarme,<br />
og er især føl<strong>som</strong>me over<strong>for</strong> prisen på biomassen. I scenarierne med høj elproduktion<br />
er produktionsprisen også føl<strong>som</strong> over <strong>for</strong> el- og fjernvarmeprisen.<br />
Indledning<br />
Anvendelse af brint, enten <strong>som</strong> et direkte brændsel i et brintsamfund <strong>eller</strong> til fremstilling<br />
af andre typer af brændsler til transportsektoren, kan på sigt vise sig at være en<br />
løsning, <strong>som</strong> opfylder en række krav af både miljøpolitisk, ressourcemæssig og<br />
politisk art.<br />
De miljøpolitiske aspekter knytter sig især til intentionen om begrænsning i udledning<br />
af CO2 til atmosfæren <strong>for</strong> at moderere den herfra afledte drivhuseffekt. De ressourcemæssige<br />
aspekter er bl.a. en mindre afhængighed af de begrænsede reserver der<br />
er af let tilgængelige og let anvendelige fossile brændsler og de politiske aspekter er<br />
bl.a. et ønske om i højere grad at gøre den Vestlige verden mere selv<strong>for</strong>synende<br />
med energi og dermed mindre afhængig af en række eksterne områder, hvorfra en<br />
stor del af fossile brændsler i dag udvindes.<br />
De miljø- og ressourcemæssige aspekter udtrykkes ofte med et enkelt ord: ”bæredygtighed”<br />
og tidligere ”bæredygtig udvikling” (”sustainable development”), <strong>som</strong> i<br />
1987 blev fremført i FN’s rapport ”Vor Fælles Fremtid” (Brundtlandrapporten).<br />
Begrebet bæredygtighed i relation til dækning af vores behov <strong>for</strong> energi<strong>for</strong>syning er<br />
særdeles komplekst. Ikke desto mindre er begrebet i vide kredse i realiteten konkretiseret<br />
til bestemte teknologier og <strong>for</strong>syningskilder og normalt uden angivelse af <strong>eller</strong><br />
stillingtagen til, i hvilket omfang der er tale om.<br />
Det er imidlertid vigtigt at et begreb <strong>som</strong> bæredygtighed knyttes tæt sammen med<br />
begrebet rationel i relation til både anvendelse og fremstilling <strong>for</strong> at få et dybere og<br />
mere sammenhængende billede af hvilke muligheder, der reelt er i spil og konkurrerer<br />
indbyrdes.<br />
Således også i tilfældet med fremstilling af brint <strong>som</strong> energibærer (brændsel), hvor<br />
brint i al væsentlighed <strong>for</strong>udsættes fremstillet på basis af <strong>eller</strong> ved hjælp af indirekte<br />
solenergikilder, <strong>som</strong> biomasse, vandkraft, vindkraft <strong>eller</strong> direkte fra solstråling.<br />
Tidshorisonten <strong>for</strong> at realisere et såkaldt brintsamfund, hvor brint fungerer <strong>som</strong> det<br />
primære brændsel ved slutanvendelsen, synes dog lang i relation til nuværende<br />
teknologistade og udviklingshistorik. Mange af de involverede teknologier er stadigvæk<br />
- trods årtiers <strong>for</strong>skningsindsats - ikke modne, praktiske og tilstrækkeligt<br />
energieffektive. Specielt ikke når økonomi også tages i betragtning.<br />
Til gengæld er der efterhånden kommet en betydelig <strong>for</strong>retning i gang inden <strong>for</strong> flere<br />
energi<strong>for</strong>syningskilder <strong>som</strong> vind, biomasse og på det seneste også solc<strong>eller</strong>. Det er<br />
ofte først på dette stadium (hvor der er kommet betydelige økonomiske interesser i<br />
spil), at der <strong>for</strong> alvor kommer gang i den teknoøkonomiske udvikling. Dette involverer<br />
en effektivisering både af teknologien og produktionsprocessen, <strong>som</strong> gør den<br />
billigere og på længere sigt muligvis konkurrencedygtig uden behov <strong>for</strong> tilskud. Dette<br />
taler <strong>for</strong> at udviklingen kan ske hurtigere end før nævnte.<br />
Hidtil har fokus fra <strong>dansk</strong> side især været på bioethanol fremstillet på basis af bl.a.<br />
restprodukter fra landbruget, <strong>som</strong> et bud på et bæredygtigt brændsel til transportsektoren.<br />
5
PSO 2005-2 6422<br />
En væsentlig hurdle <strong>for</strong> alle hidtil kendte teknologier til konvertering af biomasse til<br />
velegnede brændsler (herunder brint) til transportsektoren er, at der optræder<br />
anseelige tab i den samlede proceskæde fra energikilden over brintbærer til slutanvendelsen.<br />
Såvel methanol <strong>som</strong> <strong>ammoniak</strong> har imidlertid egenskaber, der kan gøre dem mere<br />
velegnede i et fremtidigt samfund, hvor man vil satse på brint <strong>som</strong> slutbrændsel.<br />
En af begrundelserne er at både <strong>ammoniak</strong> og methanol <strong>for</strong>holdsvist let over<br />
katalysatorer kan omdannes til brint, hvor der oven i købet ved denne proces er<br />
mulighed <strong>for</strong> at konvertere en vis mængde spildvarme ved en temperatur over 300 C<br />
(<strong>som</strong> ofte er til rådighed ved slutanvendelsen) til en tilsvarende brændværdi i brinten.<br />
I tilfældet med <strong>ammoniak</strong> er det således muligt at producere brint med en brændværdi,<br />
<strong>som</strong> er op mod 11% (HHV) <strong>eller</strong> 13% (LHV) højere end den, der var i den<br />
konverterede <strong>ammoniak</strong>. Dette giver et væsentligt plus i den samlede virkningsgrad<br />
af procesruten.<br />
For methanol kan konverteringen til brint ske ved dampre<strong>for</strong>mering ved et temperaturniveau<br />
på 200-300 C. Mængden af spildvarme, der kan overføres til brint, er her<br />
op til 7.7% (LHV) af den konverterede methanol.<br />
En anden begrundelse er at produktion af bio-<strong>ammoniak</strong> på lige fod med bio-brint<br />
giver en nærliggende mulighed <strong>for</strong> at fraseparere kulstoffet i biomassen <strong>som</strong> en<br />
koncentreret CO2 gas, der kan deponeres. Derved opnås en dobbelt effekt i reduktion<br />
af CO2 udledning i <strong>for</strong>hold til konvertering til ethanol, DME <strong>eller</strong> methanol.<br />
Indledende analyser indikerer, at der kan opnås virkningsgrader, der gør både<br />
<strong>ammoniak</strong>- og methanolruten attraktive i sammenligning med mulige alternativer.<br />
Et mål i dette projekt er der<strong>for</strong> gennem anvendelse af procesintegration at fremkomme<br />
med industrielle procesruter på et konceptuelt niveau, <strong>som</strong> kan gøre vejen til et<br />
brintsamfund kortere <strong>eller</strong> evt. anvise attraktive alternative ruter.<br />
Herunder belyses, hvorledes nogle af de mulige processer rangerer i <strong>for</strong>hold til<br />
hinanden mht. effektivitet og omkostninger.<br />
De primære råstoffer og ressourcer til produktion af hydrogenbærere i <strong>for</strong>m af<br />
methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> antages at være biomasse og elektricitet.<br />
Såfremt projektet bekræfter indikationer fra indledende undersøgelser er det endelige<br />
mål at identificere hvilke yderligere <strong>for</strong>sknings- og udviklingstiltag, der er behov <strong>for</strong>,<br />
<strong>for</strong> at modne teknologierne.<br />
Baggrund<br />
Håndtering af brint<br />
En væsentlig barriere <strong>for</strong> et fremtidigt brintsamfund er problematikken med den<br />
praktiske håndtering af brint. Ren brint har blandt flere den ulempe at molekylevægten<br />
er meget lav. Med andre ord: brint fylder meget, hvilket især er et problem i<br />
<strong>for</strong>bindelse med anvendelse i transportsektoren. Der har i mange år været <strong>for</strong>sket i at<br />
finde frem til effektive, sikre, praktiske og økonomisk acceptable metoder til lagring af<br />
brint.<br />
6
PSO 2005-2 6422<br />
De muligheder man arbejder med til transportsektoren er bl.a. komprimeret brint i<br />
trykflasker af stærke og lette kompositmaterialer (fx ved et tryk på 300-800 bar),<br />
flydende brint ved meget lav temperatur, lagring i metalhydrider <strong>eller</strong> i nanostrukturer<br />
af bl.a. kulstof (ved diffusion). Man arbejder også med at lagre brint i <strong>for</strong>m af andre<br />
stoffer (molekyler) <strong>som</strong> fx <strong>ammoniak</strong> (NH3) <strong>eller</strong> egnede kulbrinter, hvor brint ved en<br />
kemisk reaktion <strong>for</strong>holdsvis let kan frigøres. Sådanne stoffer omtales i denne<br />
<strong>for</strong>bindelse <strong>som</strong> brintbærere.<br />
For noget tid siden har <strong>for</strong>skere ved DTU præsenteret en metode til lagring af brint<br />
på fast<strong>for</strong>m i <strong>for</strong>m af salte <strong>som</strong> fx. Mg(NH3)6Cl2. Denne <strong>for</strong>m <strong>for</strong> ”brintlagring”, hvor<br />
<strong>ammoniak</strong> er den egentlige hydrogenbærer, kræver at brinten om<strong>for</strong>mes til <strong>ammoniak</strong><br />
og bindes i saltet. Når brændslet skal udnyttes, opvarmes saltet moderat, hvorved<br />
<strong>ammoniak</strong>ken frigives og kan konverteres tilbage til brint inden anvendelse.<br />
Energimæssige betragtninger og effektivitet<br />
Konverteringer af brændsel kræver ressourcer og betyder, i en samlet betragtning,<br />
altid tab i <strong>for</strong>m af mistet arbejdspotentiale (mulig nytteværdi af energi<strong>for</strong>men).<br />
I <strong>for</strong>bindelse med offentliggørelsen af ”brintpillen” blev der fra <strong>for</strong>skningskredsen 2 i<br />
”Fremtidens brintsamfund” anført, at der er behov <strong>for</strong> at regne på energibalancen i<br />
projektet, hvad det koster at fremstille og lagre <strong>ammoniak</strong> og konvertere det (tilbage)<br />
til brint (ref. 1).<br />
For at få et overblik over de komplekse sammenhænge og seneste teknologiske<br />
muligheder, er det således yderst relevant løbende <strong>eller</strong> med jævne mellemrum at<br />
gøre holistiske betragtninger på <strong>for</strong>syningskæderne i tilvejebringelsen af energi<strong>for</strong>syningen<br />
og hvorledes de <strong>for</strong>skellige <strong>for</strong>syninger spiller sammen. Dermed kan man<br />
bedre sikre at der <strong>for</strong>egår en målrettet indsats i bestræbelserne på at nå frem til en<br />
effektiv anvendelse af fremtidige ressourcer til at dække energi<strong>for</strong>syningen med.<br />
Foreløbige studier viser at man kan fremstille methanol ud fra biomasse med en<br />
virkningsgrad (målt på brændværdi) på over 50%. Produktion af <strong>ammoniak</strong> ud fra<br />
biomasse er kun beskrevet i meget begrænset omfang. Processerne er i begge<br />
tilfælde ganske komplekse, bestående af en række enhedsoperationer.<br />
Et meget vigtigt element i konverteringsprocessernes samlede effektivitet fra<br />
biomasse til methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> er der<strong>for</strong> hvorledes procesanlæggene er<br />
integreret.<br />
Weel & Sandvig har gennem en række studier på <strong>ammoniak</strong>- og methanolanlæg vist<br />
at med øget energiintegration (både på el- og varmesiden) kan energi<strong>for</strong>bruget<br />
reduceres med 10–15% når råstoffet er naturgas (ref. 2 og 3).<br />
Det samme potentiale <strong>eller</strong> endnu større <strong>for</strong>bedring (15-20%) må <strong>for</strong>ventes at kunne<br />
opnås i de processer, der er udviklet i studier af methanolproduktion (og <strong>ammoniak</strong>produktion)<br />
baseret på biomasse. Dette begrundes primært med at disse procesteknologier<br />
stadigvæk er i en udviklingsfase, hvor en række praktiske hensyn og<br />
problemer stadigvæk har potentiale <strong>for</strong> <strong>for</strong>bedringer og der<strong>for</strong> har fokus i mindre grad<br />
været på optimal energiintegration.<br />
2 Ib Chorkendorff, Fysikprofessor ved DTU, leder af et tværgående <strong>for</strong>skningsprojekt om brintsamfundet.<br />
7
PSO 2005-2 6422<br />
Produktion af <strong>ammoniak</strong>, methanol <strong>eller</strong> ethanol ud fra biomasse<br />
Syntesegassen til produktion af <strong>ammoniak</strong> <strong>eller</strong> methanol på basis af biomasse<br />
fremstilles ved partiel oxidation af biobrændsel med efterfølgende procestrin til<br />
justering af sammensætningen af syntesegassen. Processerne er meget energiintensive<br />
og <strong>for</strong>egår ved høje temperaturer med et væsentligt behov <strong>for</strong> tilførsel af<br />
arbejde <strong>for</strong>di en del procestrin inkluderer komprimering af procesgasser til høje tryk.<br />
For at opnå en høj virkningsgrad er det der<strong>for</strong> essentielt at procesanlæggene udføres<br />
med omfattende energiintegration og kombineret produktion af el og varme.<br />
National Research Energy Laboratory (NREL) i Colorado har udført et studie (ref. 5)<br />
af processer, varmeintegration og økonomi ved fremstilling af brint ud fra biomasse.<br />
Den væsentligste <strong>for</strong>skel til nærværende projekt er at slutproduktet er brint i stedet<br />
<strong>for</strong> methanol og/<strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong>, hvilket betyder at kravene til syntesegassens<br />
sammensætning er anderledes og at der skal flere procestrin til. NREL studiet har<br />
således været et naturligt udgangspunkt <strong>for</strong> projektet her.<br />
I et hollandsk studie fra 2001 (ref. 11) er der udført systemanalyse på konverteringskoncepter<br />
i <strong>for</strong>bindelse med produktion af methanol og brint ud fra biomasse. Dette<br />
studie har ligeledes været et naturligt udgangspunkt og har også tjent <strong>som</strong> sammenligningsgrundlag<br />
i undersøgelserne af methanol.<br />
Lidt historik på fremstilling af methanol<br />
En moderne fremstillingsmetode af methanol (træsprit) på basis af syntesegas (fra<br />
kul<strong>for</strong>gasning) blev udviklet i 1923 af tyskeren Matthias Pier.<br />
På daværende tidspunkt var der en rivende udvikling i gang på Kaiser Wilhelm<br />
Institut i Mülheim/Ruhr i Tyskland i fremstilling af flydende brændstoffer på basis af<br />
brunkul, <strong>som</strong> Tyskland havde rigeligt af i modsætning til olie. De to tyske kemikere<br />
Franz Fischer og Hans Tropsch udviklede således i 1920’erne en proces til fremstilling<br />
af syntetiske flydende brændsler på basis af en feed-gas bestående af CO og H2<br />
produceret ved <strong>for</strong>gasning af kul. Feed-gassen bestående af kulilte og brint kaldes<br />
der<strong>for</strong> også <strong>for</strong> syntesegas.<br />
Konverteringen af syntesegas til flydende brændsler krævede i starten meget høje<br />
tryk og temperaturer med de metalkatalysatorer man havde udviklet.<br />
Det er især udviklingen af bedre katalysatorer, ofte af jern <strong>eller</strong> cobalt, <strong>som</strong> har banet<br />
vejen <strong>for</strong> de største fremskridt i retning af mere rentabel produktion af syntetiske<br />
flydende brændsler.<br />
Navnene Fischer-Tropsch (FT-proces) knytter sig i dag til en række processer til<br />
fremstilling af flydende brændstoffer på basis af syntesegas.<br />
Den originale Fischer-Tropsch proces kan beskrives med følgende reaktionsligning<br />
hvor n er et positivt helt tal:<br />
( 2 1)<br />
⋅ H + nCO → C H + nH<br />
n + 2<br />
n ( 2n+<br />
2)<br />
2<br />
O<br />
Nu om dage er produktion af methanol en betydningsfuld, veludviklet og optimeret<br />
proces, <strong>som</strong> primært sker på basis af naturgas. I 1997 blev således 86% af en<br />
samlet produktion på cirka 27 mio. tons fremstillet på naturgas. Omkring en trediedel<br />
blev anvendt i brændstofindustrien og totrediedele i anden kemisk industri (ref.4).<br />
8
PSO 2005-2 6422<br />
Lidt historik på <strong>ammoniak</strong>fremstilling<br />
Syntetisk fremstilling af <strong>ammoniak</strong> er lige<strong>som</strong> processen til fremstilling af methanol<br />
en veludviklet og ganske optimeret proces. Ammoniakproduktion er en af de<br />
allermest betydningsfulde kemiske industrier målt på energiintensitet. Processen blev<br />
udviklet frem til 1908 i Tyskland af kemiker Fritz Haber og efterfølgende industrialiseret<br />
af BASF (under ledelse af Carl Bosch) kort før 1. Verdenskrig (<strong>ammoniak</strong> var<br />
vigtig i produktion af sprængstof). Selve synteseprocessen kaldes der<strong>for</strong> Haber-<br />
Bosch processen, hvor man under højt tryk og temperatur på en jernbaseret katalysator<br />
<strong>for</strong>ener brint og kvælstof til <strong>ammoniak</strong>.<br />
Forklaringen på at hele fremstillingsprocessen af <strong>ammoniak</strong> er meget optimeret<br />
ligger i at det gennem mange årtier har været en af de mest betydningsfulde<br />
processer i den kemiske industri både mht. energiintensitet og produktionsmængde<br />
og der<strong>for</strong> har der været væsentlige økonomiske interesser i gradvist at kunne<br />
<strong>for</strong>bedre processen, efterhånden <strong>som</strong> teknologiudviklingen gjorde det muligt.<br />
Lignende <strong>for</strong>hold gør sig gældende <strong>for</strong> fremstilling af methanol.<br />
Syntesegassen til <strong>ammoniak</strong> fremstilles i dag primært ud fra dampre<strong>for</strong>mering af<br />
naturgas.<br />
Hele processen er ganske energiintensiv, idet den involverer en række reaktionstrin,<br />
absorptions- og separationsprocesser og recirkulering, <strong>som</strong> <strong>for</strong>egår ved meget<br />
<strong>for</strong>skellige temperatur- og trykniveauer. For at opnå en energieffektiv produktion er<br />
det der<strong>for</strong> essentielt, at der er omfattende energigenvinding (procesintegration)<br />
mellem de enkelte procestrin.<br />
Efter<strong>som</strong> en del af processerne <strong>for</strong>går ved høje tryk og temperaturniveauer i et<br />
korrosivt miljø, stiller det høje krav til procesudstyret og <strong>for</strong>udsætter ofte anvendelse<br />
af kostbare materialer.<br />
De store investeringer <strong>for</strong>udsætter intensiv drift (visse anlæg kører nonstop i 2-3 år<br />
mellem planlagte stop <strong>for</strong> vedligeholdelse) og store enheder idet det meste procesudstyr<br />
er <strong>for</strong>holdsmæssigt billigere i store størrelser. Det er således mest rentabelt at<br />
bygge meget store anlægsenheder (> 1000 t/d) når der skal fremstilles <strong>ammoniak</strong>.<br />
I tilfældet, hvor råvaren er biomasse, kan det dog vise sig at det er optimalt med<br />
noget mindre enheder, idet omkostning til transport af biomasse kan udgøre et<br />
væsentligt bidrag.<br />
Mål med projektet<br />
Det er målet at belyse hvilke muligheder og potentialer der er inden <strong>for</strong> rækkevidde<br />
med henblik på mest effektivt at fremskaffe brint på basis af biomasse, <strong>som</strong> et<br />
håndterbart brændsel til eksempelvis transportsektoren via en brintbærer i <strong>for</strong>m af<br />
methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong>. Projektet fokuserer på effektive konverteringer af energiressourcer,<br />
så de er anvendelige og hensigtsmæssige.<br />
Et andet mål er at vise, at det er muligt at nå frem til designkoncepter <strong>for</strong> el- og<br />
varmeintegrerede <strong>ammoniak</strong>- og methanolfabrikker med biomasse <strong>som</strong> råvare, <strong>som</strong><br />
har en effektivitet der potentielt er 10-20% højere end de procesruter, <strong>som</strong> hidtil har<br />
været undersøgt.<br />
Det er tillige et mål at undersøge mulighederne <strong>for</strong> at opnå en <strong>for</strong>øget konverteringsvirkningsgrad<br />
ved at producere eloverskud ved integration med andre processer.<br />
9
PSO 2005-2 6422<br />
Endelig er projektet et <strong>for</strong>studie i, hvilken energieffektivitet man kan <strong>for</strong>vente det vil<br />
være realistisk at kunne opnå, samt hvilken effektivitet der vil være mest rentabelt på<br />
anlæg til fremstilling af methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> ud fra biomasse.<br />
Indhold og fremgangsmåde<br />
Projektet er delt op i følgende fire faser:<br />
Fase 1: Kerneprocesser<br />
Med baggrund i eksisterende <strong>for</strong>gasningsteknologier er der undersøgt, hvilke<br />
reaktionstrin der er optimale <strong>for</strong> justering af gassens sammensætning med henblik på<br />
den endelige slutsyntese til <strong>ammoniak</strong> <strong>eller</strong> methanol. Herunder er der udført energi-<br />
og massebalancer <strong>for</strong> de involverede kerneprocesser. Ved procesreaktioner er der<br />
taget udgangspunkt i kendt teknologi, <strong>som</strong> har været demonstreret enkeltstående og<br />
under lignende proceskonditioner.<br />
Fase 2: Energiintegration<br />
Ud fra de valgte delprocesteknologier er mulighederne <strong>for</strong> at <strong>for</strong>bedre energieffektiviteten<br />
ved varmeintegration og kombineret produktion af el og varme undersøgt.<br />
Hertil er der anvendt generelle simuleringsværktøjer (WMG-sim) samt<br />
optimeringsværktøjer, <strong>som</strong> er specielt udviklet til optimering af varmeintegration<br />
(WS.HEN-Explorer og WS.Pinch).<br />
WS.HEN-Explorer er et unikt program til optimering af varmeintegrerede diskrete<br />
systemer. Weel & Sandvig har med succes anvendt dette værktøj i raffinaderiprocesser<br />
og ved analyse og optimering af <strong>ammoniak</strong>- og methanolfabrikker.<br />
Fase 3: Økonomi og føl<strong>som</strong>hedsanalyser<br />
Der er udført en række overordnede økonomiske analyser af de proceskoncepter,<br />
<strong>som</strong> er optimeret under punkt 2. Anlæg<strong>som</strong>kostninger er estimeret ud fra skalering af<br />
priser på procesudstyr (f.eks. shift-reaktor, dampturbine, kompressor) til de størrelser,<br />
<strong>som</strong> undersøgelserne viser der er mest hensigtsmæssige. Derudover er der<br />
anvendt investeringsmæssige installationsfaktorer, <strong>som</strong> i litteraturen er tilgængelige<br />
<strong>for</strong> det nødvendige procesudstyr.<br />
Ved undersøgelserne tages udgangspunkt i et anlæg med en indfyret effekt på 200<br />
MW biomasse (LHV). Dette giver en døgnproduktion af methanol på mellem 186 tons<br />
og 353 tons (afhængig af koncept) <strong>eller</strong> en døgnproduktion af <strong>ammoniak</strong> på 395<br />
tons. Energiindholdet i en sådan brændselsproduktionskapacitet svarer til at kunne<br />
dække omkring 2.5% af energibehovet til bilparken i Danmark.<br />
En sammenligning af muligheder vil finde sted med afdækning af <strong>for</strong>dele og ulemper<br />
og opgørelse af den samlede effektivitet fra kilde til slutanvendelse.<br />
Fase 4: Processtatus og udviklingsbehov<br />
Der udredes, hvor der er behov <strong>for</strong> yderligere modning af procesteknologi <strong>eller</strong><br />
decideret <strong>for</strong>skning og udvikling med hensyn til teknologier, <strong>som</strong> er involveret i den<br />
10
PSO 2005-2 6422<br />
kombinerede fremstilling af el, varme, methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> på basis af biomasse.<br />
Energimæssige betragtninger ved fremstilling af brint<br />
Brint, <strong>som</strong> det dominerende brændsel i et fremtidigt brintsamfund, betragtes af<br />
mange <strong>som</strong> en ideel løsning på dækning af vores energibehov. Imidlertid er der, <strong>som</strong><br />
tidligere nævnt, en række <strong>for</strong>hold der gør at brint ikke umiddelbart og slet ikke på<br />
markedsmæssige vilkår <strong>for</strong>trænger andre brændsler og <strong>for</strong>mer <strong>for</strong> energi<strong>for</strong>syning.<br />
Re<strong>for</strong>mering af fossile brændsler<br />
Nutidens produktion af brint (H2), <strong>som</strong> primært bruges til fremstilling af <strong>ammoniak</strong>, til<br />
fremstilling af methanol <strong>eller</strong> på olieraffinaderier, sker i overvejende grad og de fleste<br />
steder billigst ved re<strong>for</strong>mering af fossile brændsler (primært naturgas).<br />
Re<strong>for</strong>mering af naturgas <strong>for</strong>egår ved høj temperatur (cirka 800 C), og der er overskud<br />
af varme fra processen. Der kan der<strong>for</strong> produceres damp ved høj temperatur,<br />
<strong>som</strong> kan udnyttes til andet <strong>for</strong>mål <strong>som</strong> eksempelvis fremstilling af el. Derved kan der<br />
netto eksporteres el fra anlægget.<br />
Afhængig af om varmeoverskuddet udnyttes <strong>eller</strong> ej bliver energivirkningsgraden<br />
(baseret på øvre brændværdi) <strong>for</strong> processen i et moderne anlæg mellem 89% ref. 6<br />
og 82% hhv. Brinten <strong>for</strong>efindes her ved et procestryk på 26 bar og med en renhed på<br />
99.95 mol%.<br />
Elektrolyse<br />
Brint produceres også i større omfang ved elektrolyse af vand (hovedsageligt hvor<br />
der er adgang til billig strøm fra vandkraft). Hvis brint produceres ved elektrolyse er<br />
virkningsgraden ifølge ref. 7 i større kommercielle anlæg ultimo 2003 ikke over 73%<br />
(alkalisk elektrolysør fra Norsk Hydro Electrolysers AS), når virkningsgraden er<br />
defineret <strong>som</strong> øvre brændværdi af brint (HHV=142 MJ/kg) i <strong>for</strong>hold til anvendt<br />
elenergi til elektrolyse, ensrettere og andet hjælpeudstyr. Opgøres virkningsgraden i<br />
stedet i <strong>for</strong>hold til nedre brændværdi af brint (LHV=120 MJ/kg) bliver virkningsgraden<br />
maksimalt 62% 3 .<br />
I 2006 kan en atmosfærisk alkalisk elektrolysør (jf. produktblad fra Norsk Hydro<br />
Electrolysers AS) producere brint med et specifikt el<strong>for</strong>brug på 4.1 kWh/Nm 3 brint<br />
3 Der kan være argumenter <strong>for</strong> og imod de to opgørelsesprincipper af virkningsgrad (LHV kontra HHV).<br />
Da opgørelsesprincippet især <strong>for</strong> brint har væsentlig indflydelse på virkningsgraden, er det under alle<br />
omstændigheder væsentligt at angive, hvilken af de to principper virkningsgraden er udregnet efter.<br />
Man kan antage det synspunkt at ingen af de to metoder giver et særligt præcist mål <strong>for</strong>, hvilke tab mht.<br />
nytteværdi, der er <strong>for</strong>bundet med en sådan trans<strong>for</strong>mation med mindre man kender slutanvendelsen af<br />
energi<strong>for</strong>men. Er det alene effektiviteten af elektrolysen, der er interessant, vil det være rimeligt at<br />
anvende øvre brændværdi, når der er tale om konventionel elektrolyse af vand på væske<strong>for</strong>m.<br />
Elektricitet må karakteriseres <strong>som</strong> værende en direkte energi<strong>for</strong>m med meget høj nytteværdi set i<br />
relation til vore behov og teknologi. Brint kan karakteriseres <strong>som</strong> en indirekte energi<strong>for</strong>m (et brændsel),<br />
<strong>som</strong> ofte vil blive konverteret til elektricitet før slutanvendelse. Denne konvertering er med både dagens<br />
og morgendagens teknologi <strong>for</strong>bundet med væsentlige tab. At man så overhovedet vil trans<strong>for</strong>mere er<br />
normalvis begrundet i hensynet til muligheder <strong>for</strong> lagring og transport (mobilitet af <strong>for</strong>syningskilde i tid og<br />
sted).<br />
11
PSO 2005-2 6422<br />
svarende til en virkningsgrad på 86.5% (HHV). Lastområdet er fra 20-100%. Dertil<br />
kommer tab i <strong>for</strong>bindelse med hjælpeudstyr.<br />
Elektrolyse kan ske atmosfærisk <strong>eller</strong> tryksat (ofte ved 10-30 bars tryk). Det kan være<br />
<strong>for</strong>delagtigt at anvende tryksat elektrolyse, hvis brinten efterfølgende skal komprimeres<br />
til et højt tryk (fx af transporthensyn), idet kompressionsarbejdet fra atmosfæretryk<br />
til et moderat tryk på 10-30 bar udgør en væsentlig del af brændværdien af brint<br />
og af det samlede kompressionsarbejde til langt højere tryk (200-1000 bar) 4 .<br />
En tryksat elektrolysør kan i 2006 producere brint ved 12 bars tryk med et specifikt<br />
el<strong>for</strong>brug på 4.8 kWh/Nm 3 brint (jf. produktblad fra Norsk Hydro Electrolysers AS)<br />
svarende til en virkningsgrad på 74 % (HHV). Lastområdet er her fra 50-100%.<br />
Virkningsgraden af elektrolyseanlæg <strong>for</strong>ringes med alderen (se Figur 1).<br />
Højtemperaturprocesser er under udvikling, <strong>som</strong> ved såkaldt dampelektrolyse har<br />
potentiale <strong>for</strong> en højere virkningsgrad end den traditionelle elektrolyse.<br />
Jo højere temperatur elektrolysen <strong>for</strong>egår ved desto mindre elektricitet kræves <strong>for</strong> at<br />
adskille vand i ilt og brint.<br />
PEM (Proton Exchange Membrane) elektrolyse opgives (af Norsk Hydro), med<br />
virkningsgrader på op til godt 80% (HHV) ved produktion af 30 bars brint (Inergon<br />
unit). Enheden angives at være meget belastningsfleksibel med et lastområde på 5-<br />
100% med henblik på installation i <strong>for</strong>bindelse med eksempelvis vindmøller.<br />
Der synes dog at være et stykke endnu før en sådan enhed evt. kan konkurrere med<br />
den konventionelle alkaliske elektrolysør i en større produktion af brint set i relation til<br />
servicebehov, levetid af cellestakken og navnlig indkøbspris af enheden.<br />
Figur 1. Behovet <strong>for</strong> eleffekt <strong>for</strong> en stor atmosfærisk elektrolysør stiger moderat med<br />
anlæggets driftstid (Kilde: Norsk Hydro).<br />
4 Kompressionsarbejdet <strong>for</strong> komprimering af brint fra atmosfæretryk til 200 bar er betydeligt og udgør<br />
normalt mere end 8% af brændværdien (HHV) i den komprimerede brint selv med et effektivt anlæg.<br />
Omkring halvdelen af dette kompressionsarbejde ligger i komprimering af brint fra 1 til 12 bar.<br />
12
PSO 2005-2 6422<br />
Termolyse<br />
Ved en temperatur på mellem 2000 og 2500 C er der ikke længere behov <strong>for</strong><br />
elektricitet til adskillelsen af H2O molekylet i grundbestanddelene ilt og brint. Nedbrydningen<br />
af H2O ved den høje temperatur kaldes termolyse. Ud<strong>for</strong>dringen er her<br />
især at finde materialer, der muliggør at man kan kontrollere og separere bestanddelene<br />
ved det høje temperaturniveau.<br />
Termokemisk reaktion<br />
En anden mulighed er at fremstille brint ud fra termokemiske reaktioner <strong>som</strong> eksempelvis<br />
i svovl-jod processen, hvor netto-reaktanten er vand og slutprodukterne er<br />
brint og ilt. Der er tale om følgende tre kemiske reaktioner,<br />
H2SO4 → SO2 + H2O + ½O2 (830°C)<br />
I2 + SO2 + 2 H2O → 2 HI + H2SO4 (120°C)<br />
2 HI → I2 + H2 (320°C)<br />
Svovl- og iod<strong>for</strong>bindelserne, der indgår, genanvendes. Reaktionerne er endoterme,<br />
så varme må tilføres ved de angivne temperaturniveauer (der kræves varme op til<br />
omkring 830 C). Barriererne er her bl.a. materialer, der kan klare et korrosivt miljø<br />
ved høj temperatur. Processen er interessant, <strong>for</strong>di den kan generere brint med en<br />
virkningsgrad på omkring 50% ud fra varme der primært skal tilføres ved et ganske<br />
højt temperaturniveau (omkring 850 C). Her vil eksempelvis atomkraft være velegnet.<br />
Ammoniak <strong>som</strong> hydrogenbærer<br />
I den såkaldte brintpille (<strong>ammoniak</strong>saltpille) fra firmaet Amminex, <strong>som</strong> er præsenteret<br />
af <strong>for</strong>skere fra DTU, er metoden til lagring af brint, at brint konverteres til <strong>ammoniak</strong>,<br />
<strong>som</strong> herefter lagres i et salt, eksempelvis Mg(NH3)6Cl2, der ved normale omgivelseskonditioner<br />
er på fast <strong>for</strong>m.<br />
Der er således reelt tale om at benytte <strong>ammoniak</strong> <strong>som</strong> hydrogenbærer i en ”transportkasse”<br />
lavet af et salt. Massetætheden af brint er høj i <strong>ammoniak</strong> (3/17 = 17%)<br />
mens i saltet Mg(NH3)6Cl2 udgør brint godt 9% af massen (udregnet <strong>som</strong>:<br />
18*1.008/(24.3+6*(14+3*1.008)+2*35.45) = 9.2%).<br />
Når brændslet skal nyttiggøres, frigives <strong>ammoniak</strong>ken fra det faste stof ved moderat<br />
opvarmning og konverteres katalytisk til brint ved opvarmning til en temperatur på<br />
over 300 C. Konverteringen fra <strong>ammoniak</strong> tilbage til brint kræver varme svarende til<br />
knapt 13% af den nedre brændværdi af den <strong>ammoniak</strong>, der var til rådighed, hvor<br />
reaktionen er:<br />
2 NH3 + 92.5 kJ = 3 H2 + N2.<br />
Det specifikke energi<strong>for</strong>brug til fremstilling af <strong>ammoniak</strong> på basis af naturgas er på de<br />
mest effektive <strong>ammoniak</strong>anlæg cirka 28 GJ/ton baseret på nedre brændværdi af<br />
naturgas.<br />
Konverteringen fra brint til <strong>ammoniak</strong> er exoterm og kræver en del arbejde til<br />
tryksætning og komprimering af processerne. Dette arbejde kan produceres på basis<br />
af spildvarme fra processen.<br />
13
PSO 2005-2 6422<br />
Det betyder at systemvirkningsgraden fra naturgas frem til <strong>ammoniak</strong> bliver omkring<br />
HHV<br />
Energiinput<br />
<strong>eller</strong><br />
( NH )<br />
fra N ( HHV )<br />
( NH 3 )<br />
( NH )<br />
3 22.<br />
5 MJ / kg<br />
=<br />
= 72%<br />
( HHV )<br />
31.<br />
1 MJ / kg<br />
gas<br />
( NH )<br />
( LHV )<br />
3<br />
( NH 3)<br />
( NH )<br />
LHV 3 18.<br />
57 MJ / kg<br />
=<br />
= 66%<br />
( LHV )<br />
Energiinput<br />
fra N<br />
28 MJ / kg<br />
gas<br />
, når varmen fra den exoterme <strong>ammoniak</strong>syntese i udstrakt omfang udnyttes til<br />
kraftproduktion.<br />
Methanol <strong>som</strong> hydrogenbærer<br />
Methanol (CH3OH) kan lige<strong>som</strong> <strong>ammoniak</strong> <strong>for</strong>holdsvis let spaltes katalytisk til brint og<br />
kuldioxid ved opvarmning. Reaktionen er: CH3OH + H2O + 49 kJ = 3H2 + CO2.<br />
Reaktionen <strong>for</strong>egår katalytisk (lige<strong>som</strong> <strong>for</strong> <strong>ammoniak</strong>) ved en temperatur i niveauet<br />
200 til 300 grader C.<br />
En anden mulighed er at gennemfører ovenstående spaltning vha. elektrolyse <strong>som</strong><br />
kan ske ved almindelig omgivelsestemperatur. Elektrolyse af methanol kræver<br />
omkring den halve elektricitet pr. kg brint i <strong>for</strong>hold til elektrolyse af vand (ref.0).<br />
Massetætheden af brint i methanol er 12.5%.<br />
Methanol fremstilles i dag primært ud fra naturgas. Energi<strong>for</strong>bruget til fremstilling af<br />
methanol er på de bedste anlæg omkring 31.9 GJ/ton methanol, baseret på øvre<br />
brændværdi af naturgas (ref. 9). Den øvre brændværdi af methanol er 22.7 MJ/kg,<br />
svarende til en energivirkningsgrad fra naturgas til methanol på:<br />
HHV<br />
Energiinput<br />
( CH 3OH<br />
)<br />
fra N ( HHV )<br />
gas<br />
=<br />
22.<br />
7<br />
31.<br />
9<br />
MJ / kg<br />
MJ / kg<br />
3<br />
( CH 3OH<br />
)<br />
( CH OH )<br />
3<br />
=<br />
71%<br />
( HHV )<br />
En producent af udstyr (Uhde, http://www.uhde.biz) angiver et typisk specifikt<br />
energi<strong>for</strong>brug på basis af naturgas til at være 32.4 GJ/ton, baseret på nedre brændværdi.<br />
Foruden at være en effektiv hydrogenbærer kan methanol også bruges direkte <strong>som</strong><br />
brændstof i biler med konventionelle motorer <strong>eller</strong> <strong>som</strong> erstatning <strong>for</strong> det uønskede<br />
MTBE, <strong>som</strong> anvendes til at øge oktantallet af benzin. Brugen af methanol i f.eks. biler<br />
kræver ikke <strong>som</strong> brint nyudviklede tankstationer og biler med brændselsc<strong>eller</strong>.<br />
Methanol kan faktisk også bruges direkte af visse typer brændselsc<strong>eller</strong>. Methanol vil<br />
der<strong>for</strong> lige<strong>som</strong> ethanol kunne anvendes i eksisterende systemer i løbet af meget kort<br />
tid.<br />
14
PSO 2005-2 6422<br />
Methanol har dog et ret højt damptryk, <strong>som</strong> betyder at der alt andet lige vil være en<br />
større <strong>for</strong>dampning til omgivelserne end det f.eks. gælder <strong>for</strong> ethanol. Methanol er<br />
betydeligt mere giftig end ethanol.<br />
Ethanol anvendes i dag flere steder <strong>som</strong> brændstof til biler. Brasilien er i særklasse<br />
det sted, hvor det er mest udbredt. Ethanol fremstilles her ved gæring af rørsukker.<br />
Energiressourcer og udnyttelse<br />
Sammenligning af <strong>for</strong>skellige teknologier mht. virkningsgrader er vanskelig i kraft af<br />
at det ofte ikke er et ens <strong>eller</strong> relevant grundlag at sammenligne på. Dette knytter sig<br />
bl.a. til de <strong>for</strong>skellige kilder man får energiressourcen fra, <strong>for</strong>skellig nytteværdi<br />
afhængig af slutanvendelsen og nytteværdi af <strong>for</strong>skellige biprodukter undervejs i<br />
procesruten.<br />
Med andre ord: man kommer let til at ”sammenligne æbler med pærer”. En anden<br />
måde at sammenligne på kan være at beregne hvor meget af en ressource, <strong>som</strong><br />
man ønsker at anvende mindre af, man kan <strong>for</strong>trænge ved anvendelse af en ny<br />
teknologi <strong>eller</strong> ressource.<br />
Energikilder, tilgængelige med dagens teknologi, er her opdelt i to grupper:<br />
1. Den ene gruppe af energikilder og brændsler knytter sig enten direkte <strong>eller</strong><br />
indirekte til solens indstråling af lysenergi til jordkloden enten nu <strong>eller</strong> tidligere.<br />
Denne energikilde kan udnyttes i <strong>for</strong>m af bl.a. solc<strong>eller</strong>, solvarme, vindkraft,<br />
bølgekraft, vandkraft, biomasse og fossile brændsler. Rækkefølgen er her<br />
<strong>for</strong>søgt stillet op i <strong>for</strong>hold til hvor direkte energien i solens indstråling bliver <strong>eller</strong><br />
er blevet udnyttet <strong>eller</strong> lagret. Jo mere direkte solenergien kan udnyttes,<br />
desto mindre tab og dermed større udnyttelsespotentiale er der mens omvendt<br />
jo længere hen i rækken man kommer jo mere holdbart er energien lagret.<br />
De naturlige processer, hvor indstråling af solenergi omdannes til andre<br />
energi<strong>for</strong>mer (vind, bølger, nedbør) <strong>eller</strong> lagres <strong>som</strong> et egentlig brændsel i<br />
første omgang i <strong>for</strong>m af biomasse, er alle karakteriseret ved at være (<strong>eller</strong><br />
var) <strong>for</strong>bundet med overordentlig store tab 5 . Disse tab ender i sidste instans<br />
<strong>som</strong> varmestråling ud til rummet og nytteværdien er dermed tabt igen.<br />
2. Den anden gruppe af kilder er fra grundstoffer i jorden <strong>eller</strong> andre kemiske<br />
<strong>for</strong>bindelse end fossile brændsler. Energien kan frigives i <strong>for</strong>m af kærnekraft<br />
(fission), radioaktivt henfald <strong>eller</strong> ved kemiske reaktioner. Geotermisk energi<br />
kommer fra jordens indre lag og opretholdes primært fra radioaktivt henfald af<br />
5 Tab i <strong>for</strong>m af exergitab (<strong>for</strong>ringelse af energikvaliteten og dermed nytteværdien). Eksempelvis er<br />
nyttevirkningsgraden ved produktion af biobrændsel fra den naturlige proces fotosyntese, hvor solenergi<br />
omdannes til biomassebrændsel, normalt under 1%, beregnet <strong>som</strong> brændværdi af akkumuleret<br />
biomasse i <strong>for</strong>hold til indstråling af solenergi til arealet <strong>som</strong> planten dækker. Der er således en høj pris<br />
(både i <strong>for</strong>m af lav effektivitet og krav om et stort jord- <strong>eller</strong> havareal) <strong>for</strong>bundet med at kunne oplagre<br />
energien fra solen i biomasse. Som eksempel kan nævnes at den årlige indstråling af solenergi i<br />
Danmark er på omkring 1000 kWh/m2 vandret flade. Dyrkes denne flade med eksempelvis hvede kan<br />
der gennemsnitlig høstes 0.7 kg kerne og 0.4 kg strå (15% vandindhold). Brændværdien (nedre) af den<br />
tørre biomasse er cirka 5 kWh. Dvs. 0.5% af solenergien er blevet bundet i biomassen.<br />
Heldigvis er solens indstråling meget stor i <strong>for</strong>hold til menneskehedens nuværende <strong>for</strong>syningsbehov af<br />
energiressourcer. Solens indstråling til jordens ydre atmosfære på en vinkelret flade er omkring 1370<br />
W/m 2 , hvilket svarer til at jordens atmosfære konstant udsættes <strong>for</strong> en energistråling fra solen på<br />
omkring 1.5*10 17 W. Hvis denne effekt deles ligeligt mellem hvert af de godt 6 mia. mennesker på<br />
jorden, er der rundt regnet 25.000 kW til rådighed per person. Til sammenligning bruger en amerikaner i<br />
gennemsnit godt 10 kW, en <strong>dansk</strong>er 5.1 kW mens gennemsnittet i verdensbefolkningen er 2.2 kW (jf.<br />
World Resources Institute: http://earthtrends.wri.org/searchable_db/index.php). Med andre ord, vi<br />
behøver ikke frygte at vi ”løber tør <strong>for</strong> energi”, men vi må indstille os på fremover at skulle investere flere<br />
ressourcer på at gøre den tilgængelig og konkurrencedygtig og erkende det hensigtsmæssige i at sikre<br />
en effektiv udnyttelse i den praktiske slutanvendelse.<br />
15
PSO 2005-2 6422<br />
grundstoffer. Der er dog også teorier om at der <strong>for</strong>egår fissionsprocesser efter<br />
<strong>for</strong>meringsprincippet i jordens indre (ref. 10).<br />
Langt den største energiressource er de kilder der knytter sig til indstråling fra solen<br />
(punkt 1). Denne ressource er angiveligt 6 omkring 20.000 gange større end den<br />
varmeeffekt der genereres fra radioaktive henfald i jordens indre m.m., der ved<br />
varmeledning strømmer meget lang<strong>som</strong>t mod jordens overflade.<br />
En fremtidig tredie kilde opstår hvis det med tiden lykkes at kontrollere fusionsprocessen<br />
(den samme proces, <strong>som</strong> finder sted i solen), så den kan udnyttes <strong>som</strong> en<br />
praktisk mulig og konkurrencedygtig teknologi i anlæg på jorden. Sker dette, vil det<br />
<strong>for</strong> alvor kunne ændre perspektiverne <strong>for</strong>, hvorledes og i hvilket omfang man vil<br />
udnytte de <strong>for</strong>skellige energikilder og energi<strong>for</strong>mer. Forsøgsanlæg har været i gang i<br />
flere årtier og et nyt stort (500 MW, 10 mia. Euro) <strong>for</strong>søgsanlæg 7 er på vej i Cadarache<br />
i Sydfrankrig.<br />
Virkningsgrader af procesruter<br />
I enhver proces, hvor der sker <strong>for</strong>andringer, er der tab involveret. Når en energi<strong>for</strong>m<br />
<strong>eller</strong> et brændsel konverteres til en anden <strong>for</strong>m <strong>eller</strong> andet brændsel i en proces, er<br />
der således tab involveret, <strong>som</strong> normalt betyder at den samlede mulige nytteværdi af<br />
produktet er blevet mindre, end den var i råstofferne, der medgik til processen.<br />
Tabene, der sker undervejs, accepteres <strong>for</strong> at få et raffineret og praktisk produkt i en<br />
slutanvendelse. Det gælder naturligvis om at stræbe efter de mest hensigtsmæssige<br />
ruter, således at man bruger mindst muligt af ressourcer samlet set, <strong>for</strong> at få dækket<br />
en række givne behov.<br />
Biomasse er et brændsel <strong>eller</strong> energi<strong>for</strong>m, <strong>som</strong> i en del tilfælde vil skulle <strong>for</strong>behandles<br />
<strong>eller</strong> konverteres til et andet brændsel, <strong>for</strong> at være et hensigtsmæssigt brændsel,<br />
<strong>som</strong> kan leve op til en række krav i slutanvendelsen.<br />
Brint er et andet eksempel på et brændsel, <strong>som</strong> er blevet konverteret <strong>eller</strong> raffineret<br />
ud fra andre stoffer idet brint praktisk taget ikke <strong>for</strong>efindes i ren <strong>for</strong>m i naturen. Brint<br />
produceres, <strong>som</strong> nævnt tidligere hovedsagelig ved dampre<strong>for</strong>mering af methan <strong>eller</strong><br />
elektrolyse af vand.<br />
I et evt. fremtidigt brintsamfund, hvor energien bæres af brændværdien af brintmolekyler<br />
er det der<strong>for</strong> vigtigt at anvende procesruter, <strong>som</strong> ikke giver anledning til <strong>for</strong><br />
meget unødigt spild af ressourcer.<br />
Procesrute: N-gas - brint - <strong>ammoniak</strong> - brint – slutanvendelse<br />
En procesrute, <strong>som</strong> har en ret høj samlet virkningsgrad frem til slutanvendelse er<br />
den, hvor naturgas konverteres til først til brint og så til <strong>ammoniak</strong> og derefter tilbage<br />
til brint umiddelbart før slutanvendelse.<br />
Ammoniak optræder her <strong>som</strong> brintbærer og systemvirkningsgraden på procesruten<br />
bliver når <strong>ammoniak</strong> fremstilles på moderne <strong>ammoniak</strong>anlæg med et nøgletal på 28<br />
GJ/ton NH3.<br />
6 http://da.wikipedia.org/wiki/Jorden#Indre_varme<br />
7 http://www.iter.org/<br />
16
PSO 2005-2 6422<br />
Der er altså medgået et gas<strong>for</strong>brug med en brændværdi (LHV) på 28 GJ <strong>for</strong> at<br />
fremstille et ton <strong>ammoniak</strong>.<br />
3⋅<br />
2g<br />
⋅120kJ<br />
/ g −92.<br />
5kJ<br />
=<br />
2 ⋅17g<br />
⋅ 28kJ<br />
/ g<br />
0.<br />
659<br />
3⋅<br />
2g<br />
⋅142kJ<br />
/ g −92.<br />
5kJ<br />
2 ⋅17g<br />
⋅ 31.<br />
1kJ<br />
/ g<br />
( LHV)<br />
<strong>eller</strong><br />
= 0.<br />
718(<br />
HHV)<br />
I ovenstående beregning er antaget at den krævede tilførte varme <strong>for</strong> til slut at<br />
omdanne <strong>ammoniak</strong> til brint fås direkte ved afbrænding af en del af brinten.<br />
Hvis den krævede varmetilførsel derimod kan dækkes med ”spildvarme” (ved en<br />
temperatur over 300 C) opstået ved slutanvendelse af brinten kan man argumentere<br />
<strong>for</strong> at systemvirkningsgraden i stedet beregnes <strong>som</strong>:<br />
3⋅<br />
2g<br />
⋅120kJ<br />
/ g<br />
2 ⋅17g<br />
⋅ 28kJ<br />
/ g<br />
=<br />
0.<br />
756<br />
3⋅<br />
2g<br />
⋅142kJ<br />
/ g<br />
2 ⋅17g<br />
⋅ 31.<br />
1kJ<br />
/ g<br />
( LHV ) <strong>eller</strong><br />
= 0.<br />
806(<br />
HHV )<br />
I tilfældet, hvor <strong>ammoniak</strong>ken lagres i fast <strong>for</strong>m ved absorption i saltet magnesiumklorid<br />
Mg(NH3)6Cl2, kan der i relation til samlet systemvirkningsgrad være positive og<br />
negative effekter <strong>for</strong>bundet hermed.<br />
Procesrute: El – brint via elektrolyse – slutanvendelse<br />
Denne rute kan tænkes i <strong>for</strong>bindelse med elproduktion fra vindmøller (evt. mulighed<br />
<strong>for</strong> kun ø-drift – ingen nettilslutning) <strong>eller</strong> overskudsel taget fra et hensigtsmæssigt<br />
<strong>for</strong>syningspunkt i nettet. I sidstnævnte tilfælde er det især den begrænsede driftstid<br />
på anlægget, der vil være en barriere i relation til rentabilitet. Et elektrolyseanlæg er<br />
meget kostbart, så hvis det kun skal producere brint når der er billig strøm pga.<br />
overproduktion vil det ikke kunne producere brint til konkurrencedygtige priser.<br />
Man kan der<strong>for</strong> <strong>for</strong>estille sig at <strong>for</strong> at få en tilstrækkelig driftstid på elektrolyseanlægget<br />
anvendes en stor del af tiden el produceret på basis af biomasse <strong>eller</strong> fossile<br />
brændsler.<br />
Selv med en antaget elvirkningsgrad så høj <strong>som</strong> 50% på basis af biomasse <strong>eller</strong><br />
fossile brændsler bliver den samlede systemvirkningsgrad i energikæden der<br />
indeholder konverteringsrækken: Naturgas -> elektricitet -> brint -> slutanvendelse<br />
meget lav (kun 31 % LHV).<br />
I den netop nævnte brændselskonvertering og -håndtering <strong>for</strong> at kunne erstatte<br />
naturgas med brint ved slutbrugeren (nytteværdien) er der således sket helt afgørende<br />
tab undervejs.<br />
Det er der<strong>for</strong> overordentlig vigtigt at fokusere på hvilke procesruter, der ser mest<br />
lovende ud mht. potentiale <strong>for</strong> samlet systemvirkningsgrad og realiserbarhed i<br />
teknisk-økonomisk <strong>for</strong>stand.<br />
Hydrogen fra biomasse<br />
I det tidligere omtalte NREL studium kommer man frem til en energivirkningsgrad fra<br />
biomasse til brint på 53%. Produktionsprisen <strong>for</strong> brint (ved et tryk på 72 bar og en<br />
temperatur på 30 C) er 9 kr./kg (svarende til 75 kr./GJ brint) ved en pris på biomasse<br />
svarende til 23 kr./GJ.<br />
17
PSO 2005-2 6422<br />
For tiden fokuseres der i Danmark meget på produktion af biomassebaseret ethanol<br />
(C2H5OH). Her kan nævnes NovoZymes, Danisco, DONG Energy (IBUS) og<br />
Biocentrum på DTU, <strong>som</strong> arbejder inden <strong>for</strong> fremstilling af ethanol ved enzymbehandling<br />
(<strong>for</strong>sukring) af celluloseholdigt biomasse.<br />
Det er især enzymerne (cellulase og cellobiase), der er blevet mere effektive og<br />
dermed har skabt grobund <strong>for</strong> at ethanol nu kan fremstilles billigere end hidtil på<br />
basis af den nævnte type biomasse. Dog er prisniveauet på enzymer til denne<br />
såkaldte 2. generations bioethanol (baseret på planterester <strong>som</strong> strå, flis etc.)<br />
stadigvæk en væsentlig udgift og dermed en vigtig brik i bestræbelserne på at kunne<br />
nå frem til en konkurrencedygtig fremstillingspris.<br />
Generering af methanol på basis af biomasse (leveret <strong>som</strong> flis) via termokemisk<br />
konvertering, <strong>som</strong> dette projekt omhandler, kan med dagens teknologi (bl.a. anvendelse<br />
af gasturbine i combined cycle) fremstilles med en totalvirkningsgrad af nyttige<br />
energi<strong>for</strong>mer (el og methanol) på op til 51% (ref. 11). Andelen af el udgør her hele<br />
24.7% af nytteværdien.<br />
Et lignende studium (ref. 13), hvor biomasse i stedet konverteres til ethanol, angiver<br />
en totalvirkningsgrad <strong>for</strong> nyttige energiprodukter på 48%. Heraf stammer dog kun<br />
14% af nytteværdien fra elproduktion. Dertil kommer at det er vanskeligere at<br />
om<strong>for</strong>me ethanol til brint end tilfældet er <strong>for</strong> methanol, hvorved anvendelsen i<br />
brændselsc<strong>eller</strong> vil involvere flere tabsgivende procestrin.<br />
I førnævnte totalvirkningsgrader af nyttige produkter er el og brændværdi af methanol<br />
(<strong>eller</strong> ethanol) lagt sammen <strong>som</strong> ligeværdige 8 .<br />
Fase 1: Kerneprocesser<br />
I relation til at skulle frembringe syntesegas baseret på biomasse til fremstilling af<br />
methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> er der blandt de eksisterende <strong>for</strong>gasningsteknologier<br />
(bubbling fluidized bed, circulating fluidized bed, crossdraft fixed bed updraft fixed<br />
bed, downdraft fixed bed, afarter heraf <strong>som</strong> to-trins <strong>for</strong>gasning, og entrained bed)<br />
undersøgt:<br />
• Egnethed.<br />
• Nuværende størrelser og muligheder <strong>for</strong> opskalering.<br />
• Justeringsmuligheder <strong>for</strong> at producere en velegnet gas til slutsyntese.<br />
• Teknologimodenhed.<br />
• Anlæg<strong>som</strong>kostninger.<br />
8 Man kan argumentere <strong>for</strong> at el er en mere værdifuld energi<strong>for</strong>m end methanol, idet der med dagens<br />
teknologi normalt ikke produceres el med en virkningsgrad højere end 45% på basis af biomasse. En<br />
del steder i litteraturen vægter man der<strong>for</strong> elproduktionen med den reciprokke værdi af den mulige<br />
elvirkningsgrad på basis af biomasse.<br />
Omvendt kan man, nok især på længere sigt, også argumentere <strong>for</strong> det modsatte – at et brændsel i<br />
visse tilfælde er mere værd end el, <strong>som</strong> eksempelvis hvis et brændsel (ethanol, methanol etc.) primært<br />
produceres på basis af overskuds el.<br />
Paradokset skyldes at værdien af el er meget afhængig af hvilket system det optræder i og værdien kan<br />
være meget tidsføl<strong>som</strong>, <strong>for</strong>di der i realiteten ikke er nogen levetid på el. Med andre ord el skal anvendes<br />
til noget nyttigt (<strong>for</strong>brug <strong>eller</strong> konserveres i en lagrings<strong>for</strong>m) i samme øjeblik det er genereret.<br />
I et fremtidigt perspektiv er det således sandsynligt, at en stor del af den el der bliver produceret (vind,<br />
solc<strong>eller</strong> etc.), vil være mindre værd end det brændsel, <strong>som</strong> netop kan produceres på basis af den<br />
pågældende elproduktion – <strong>eller</strong>s ville man jo ikke producere brændslet.<br />
18
PSO 2005-2 6422<br />
Egnethed af <strong>for</strong>gasningsteknologier<br />
I Figur 2 er skitseret, hvorledes princippet er i nogle almindelige typer af <strong>for</strong>gassere.<br />
Figur 2. Fire typer af <strong>for</strong>gassere og <strong>for</strong>gasningsprincipper (ref. 14).<br />
Fixed bed <strong>for</strong>gassere<br />
De to <strong>for</strong>gassere til venstre i Figur 2 arbejder med en fast (fixed) bed af brændslet,<br />
hvor brændslet fastholdes af en rist- <strong>eller</strong> tragt<strong>for</strong>met bund og sidevægge. Brændslet<br />
og dermed bedden bevæger sig dog lang<strong>som</strong>t ned efter og der<strong>for</strong> anvendes til tider<br />
også betegnelsen moving bed om disse typer.<br />
Ved updraft princippet bevæger luft/gas og brændsel sig i modstrøm, hvorved<br />
gassen er <strong>for</strong>holdsvis kold (200-300 C) når den <strong>for</strong>lader <strong>for</strong>gasseren. Luften ledes<br />
direkte ind i <strong>for</strong>brændingszonen gennem bundristen, hvor den sidste rest af brændslet<br />
udbrænder. Den varme røggas passerer herefter op gennem brændselslaget<br />
under gradvis afkøling. Først igennem en reduktionszone og videre op gennem<br />
pyrolysezone og tørrezone. Brændslet bliver herved tørret og <strong>for</strong>varmet inden det når<br />
ned i pyrolysezonen. Bedden skal være permeabel <strong>for</strong> gassen, så i visse tilfælde må<br />
der blandes <strong>for</strong>skelligt brændsel <strong>for</strong> at opnå tilstrækkelige gode strømningstekniske<br />
og mekaniske egenskaber, så bedden ikke ”kager sammen”.<br />
• Fordel: Updraft princippet kan håndtere de fleste <strong>for</strong>mer <strong>for</strong> biomasse også<br />
selvom der er et højt vandindhold (op til 60%) og askeindhold.<br />
• Ulempe: Updraft princippet giver et højt tjæreindhold i gassen der produceres,<br />
<strong>som</strong> der<strong>for</strong> må renses før det kan anvendes eksempelvis i en motor med intern<br />
<strong>for</strong>brænding.<br />
I downdraft <strong>for</strong>gasseren bevæger gas og brændsel sig i medstrøm mod bunden,<br />
hvor gassen suges ud via en kappe <strong>som</strong> omslutter brændselsbeholderen og derved<br />
leder varmer ind til brændslet. Luften tilføres ikke nødvendigvis helt fra toppen<br />
sammen med brændsel men kan tilføres et stykke nede i brændselslaget <strong>eller</strong><br />
gennem dyserør (tuyeres) helt nede i <strong>for</strong>brændingszonen. Brændslet tørres i toppen<br />
og vanddamp og evt. luft suges ned gennem bedden sammen med pyrolysegasser,<br />
der dannes længere nede.<br />
• Fordele: Gassen har høj temperatur og lavt indhold af tjære. Opstartstiden er<br />
ret kort og den er velegnet til <strong>for</strong>brændingsmotorer (var vidt udbredt under 2.<br />
verdenskrig).<br />
19
PSO 2005-2 6422<br />
• Ulemper: Brændslet kan normalt kun have et lavt vand- og askeindhold. Størrelserne<br />
er begrænset med en termisk effekt til maksimalt omkring 2 MW. Totalvirkningsgraden<br />
er normalt ikke så god <strong>for</strong> de mindre downdraft <strong>for</strong>gassere.<br />
Der findes en slags kombination af updraft og downdraft princippet i den såkaldte<br />
(Twin Fire) <strong>for</strong>gasser (Figur 3 th.), hvor man har <strong>for</strong>søgt at opnå de bedste egenskaber<br />
fra updraft og downdraft <strong>for</strong>gassere.<br />
Endelig er der Crossdraft <strong>for</strong>gasseren (Figur 3 tv) af typer med en fast bed. Forgasseren<br />
er hurtig at opstarte og lastregulere, men er kun egnet til brændselstyper med<br />
lavt askeindhold <strong>som</strong> træ, trækul <strong>eller</strong> koks. Forgasseren har ringe egenskaber mht.<br />
at reducere CO2. Gassen produceres med en meget høj temperatur og har et højt<br />
indhold af CO og et lavt indhold af brint og metan. Forgasseren kan have ustabil drift,<br />
hvis brændselsmaterialet falder ned i <strong>for</strong>brændingszonen.<br />
Figur 3. Crossdraft <strong>for</strong>gasser til venstre (ref. 15) og Twin-fire <strong>for</strong>gasser til højre (ref. 16).<br />
Fluidbed <strong>for</strong>gassere<br />
I fluidbed <strong>for</strong>gassere (se Figur 4 nr. 3 fra venstre) er brændslet findelt og <strong>for</strong>efindes<br />
sammen med et bedmateriale (fx sand, kalksten, koks <strong>eller</strong> aske), <strong>som</strong> er fluidiseret i<br />
en strøm af produktgas og tilførte gasser (luft, ilt <strong>eller</strong> damp), hvorved det i flere<br />
henseender opfører sig <strong>som</strong> en kogende fluid.<br />
• Fordele: Hensigten hermed er bl.a. at opnå en høj varme- og stoftransport,<br />
således at der opnås ensartede betingelser i bedden. Brændslets bevægelse<br />
i bedden gør at aske og koksbelægninger på brændslet hele tiden bliver slidt<br />
af, så der er god varmeledning direkte til biomassen, <strong>som</strong> derved sikrer en<br />
høj reaktionshastighed. Typisk er opholdstiden <strong>for</strong> et stykke biomasse i størrelsen<br />
nogle få minutter. Derved er det muligt at opskalere anlæggene, hvilket<br />
er problematisk med en fast bed. Fluidbed har også mulighed <strong>for</strong> at håndtere<br />
mange typer af brændsel og med et stort vandindhold og askeindhold. Der er<br />
ingen zoner med meget høje temperaturer, så til brændsler med lave askesmeltepunkter<br />
er fluidbed velegnede. Hvis bedmaterialet er inert kan <strong>for</strong>gasseren<br />
reguleres ned i last blot ved at mindske mængden af brændsel i<br />
bedden mens mængden af bedmateriale fastholdes. Reguleringshastigheden<br />
er da også ganske hurtig idet opholdstiden <strong>for</strong> brændslet er kort.<br />
20
PSO 2005-2 6422<br />
• Ulemper: Anlæggene er mere komplekse og kræver en del hjælpeudstyr.<br />
Normalt er de ikke konkurrencedygtige i små størrelser. Der bruges en del<br />
arbejde til at overvinde tryktabet i systemet.<br />
Fluidbed <strong>for</strong>gassere kan inddeles i bubbling bed og circulating bed og kan være<br />
atmosfæriske <strong>eller</strong> tryksatte.<br />
I en bubbling bed er der kun begrænset medrivning af selve bedmaterialet ud af<br />
bedden. Brændselspartikler i gassen fjernes med cyklon og recirkuleres evt. til<br />
bedden. I en circulating bed er gasstrømmen så stor at en del af bedmaterialet rives<br />
ud af bedden og følger med gasstrømmen. Bedmaterialet separeres fra gassen i<br />
cykloner og recirkuleres til bedden.<br />
Entrained flow<br />
Teknologien anvendes bl.a. i <strong>for</strong>gasning af kul, hvor kul <strong>for</strong>inden er malet til fint<br />
kulstøv. Hvis brændslet er biomasse i fast <strong>for</strong>m, skal det ligeledes findeles til meget<br />
små partikler (mindre end 1 mm) <strong>eller</strong> alternativt om<strong>for</strong>mes til en flydende <strong>for</strong>m <strong>eller</strong><br />
opslæmning bestående af biocrude og knust koks ved først at pyrolysere biomassen.<br />
Der indfyres ofte tryksat i medstrøm med ilt og damp (se Figur 4 til højre). Opholdstiden<br />
er få sekunder og ved høj temperatur. Der er normalt ingen tjærerester og metan<br />
i gassen. Samtidig er den volumetriske effekt høj (specielt <strong>for</strong> tryksat <strong>for</strong>gasning),<br />
hvorved selve reaktoren bliver kompakt.<br />
Brændslet gennemløber normalt kun reaktoren én gang og evt. ukonverteret<br />
brændsel separeres og afbrændes i tilhørende anlæg. Entrained flow kræver normalt<br />
et højere ilt<strong>for</strong>brug end andre <strong>for</strong>gasningsprincipper. De høje temperaturer betyder at<br />
det meste af asken normalt smelter og at der så vil opbygges et vist slaggelag indtil<br />
der opstår en ligevægt hvor smeltet slagge drypper af i samme takt <strong>som</strong> slagge<br />
tilføres overfladen på reaktorens sider.<br />
• Fordele:<br />
o Velegnet <strong>for</strong> stor anlægskapacitet.<br />
o Meget lav indhold af tjærerester i gas.<br />
• Ulemper:<br />
o Højt ilt<strong>for</strong>brug (høj driftsudgift).<br />
o Kræver enten at brændslet males til pulver (er både dyrt og besværligt<br />
i tilfældet med biomasse) <strong>eller</strong> at det <strong>for</strong>efindes i enten flydende <strong>eller</strong><br />
opslæmmet <strong>for</strong>m, hvilket kan ske ved en <strong>for</strong>udgående hurtig pyrolyseproces<br />
(se senere).<br />
o Porøsiteten af biomassepartikler er høj (lav energitæthed) sammenlignet<br />
med eksempelvis kulstøvspartikler (problemet optræder ikke ved<br />
anvendelse af pyrolyseolie).<br />
Anlægsstørrelser og muligheder <strong>for</strong> opskalering<br />
I Figur 4 er vist et kapacitetsdiagram <strong>eller</strong> anvendelse<strong>som</strong>rådet <strong>for</strong> de <strong>for</strong>skellige<br />
<strong>for</strong>gasningsteknologier (ref.11).<br />
CFB <strong>for</strong>gassere op til 80 MW er i drift (ref. 19). De store anlæg findes i Holland,<br />
Finland, USA, og Østrig. I Danmark har Energi E2 (nu DONG Energy) <strong>for</strong> nogle år<br />
21
PSO 2005-2 6422<br />
siden lavet et feasibility-studie på et 100 MW (termisk effekt) CFB anlæg til halm og<br />
træflis.<br />
Tryksatte fluidbed-<strong>for</strong>gassere er i drift, indtil videre dog kun i lidt mindre kapacitet på<br />
trods af at det er denne teknologi, der af mange anses <strong>for</strong> at blive dominerende inden<br />
<strong>for</strong> storskala <strong>for</strong>gasning (se Figur 4). Et anlæg i Värnemo, Sverige har en eleffekt på<br />
7 MW. Et andet større anlæg har været planlagt i Italien (ref.19).<br />
Teknologien med tryksat entrained flow <strong>for</strong>gasning findes eksempelvis på et anlæg<br />
med efterfølgende FT-proces til fremstilling af flydende brændsler lidt syd <strong>for</strong> Berlin<br />
(Schwarze Pumpe). Anlægget på 3-6 MW termisk (et <strong>for</strong> teknologien lille anlæg) har<br />
kørt med <strong>for</strong>skellige biobrændsler herunder halm. Schwarze Pumpe har også et<br />
større anlæg på 130 MW termisk, der producerer methanol på blandet affald, hvor en<br />
fixed bed <strong>for</strong>gasser er kombineret med en efterfølgende tryksat entrained flow<br />
<strong>for</strong>gasser.<br />
Downdraft fixed bed <strong>for</strong>gassere er uhensigtsmæssige små og det er problematisk at<br />
opskalere denne type <strong>for</strong>gasser.<br />
Updraft fixed bed <strong>for</strong>gassere er i realiteten også <strong>for</strong> små. Derudover er der tjærerester<br />
i gassen, <strong>som</strong> gør det nødvendigt med omfattende rensningsprocesser.<br />
Figur 4. Kapacitet<strong>som</strong>råde af <strong>for</strong>skellige typer <strong>for</strong>gassere og typiske <strong>for</strong>brugsanlæg<br />
(ref.19). FB (Fluidized Bed), CFB (Circulating Fluidized Bed), C-C (Combined Cycle), F-T<br />
(Fischer-Tropsch).<br />
Inden <strong>for</strong> en teknologis kapacitet<strong>som</strong>råde vil det normalt være sådan at jo større<br />
anlæg desto lavere specifik anlægspris og dermed lavere produktionspris på<br />
produktet. Dette skyldes <strong>for</strong> det første at mange anlægskomponenter har en prisstruktur<br />
hvor der er en grundpris og en pris der afhænger af kapaciteten og hvor<br />
22
PSO 2005-2 6422<br />
denne bliver stadigt marginalt billigere <strong>for</strong> stigende kapaciteter. For det andet er<br />
engineering <strong>for</strong>holdsmæssigt langt billigere <strong>for</strong> store anlæg.<br />
Figur 5. Eksempel på sammenhæng mellem anlægsstørrelse og til hvilken pris<br />
produktet (i dette tilfælde brint baseret på <strong>for</strong>gasning af biomasse) kan produceres.<br />
Kilde: Ref. 5.<br />
Et andet aspekt er adgangen til biomasse og omkostningen ved at få den tilvejebragt til<br />
et centralt anlæg. Forekomster af biomasse er karakteriseret ved at være decentral.<br />
Kilder med biomasse i <strong>for</strong>m af affald er normalt spredte <strong>eller</strong> produktionsintensiteten<br />
ved dyrkning af biomasse er så lav at store produktionsstrømme af biomasse kræver<br />
et betydeligt geografisk dyrkning<strong>som</strong>råde og dermed lange transportafstande når en<br />
stor biomasse strøm skal tilflyde eet sted. Den gennemsnitlige specifikke pris (pris per<br />
masseenhed <strong>eller</strong> energienhed) <strong>for</strong> leveret biomasse vil der<strong>for</strong> være stigende jf.<br />
relation i<br />
Figur 6.<br />
14<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
Specifik pris <strong>for</strong> biomasse leveret centralt<br />
2<br />
0<br />
Marginal pris<br />
Gennemsnitlig pris<br />
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100<br />
Anlægsstørrelse index<br />
23
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 6. Eksempel på hvorledes prisen på biomasse leveret på centralt anlæg vil stige<br />
med stigende anlægsstørrelse, <strong>som</strong> følge af længere transportstrækning. Der er<br />
antaget samme transportteknologi uanset anlægsstørrelse.<br />
Dette aspekt trækker således i den modsatte retning mht. pris- og teknologi<strong>for</strong>delen<br />
ved at bygge anlæg med store kapaciteter, og der vil der<strong>for</strong> kunne beregnes en<br />
optimal størrelse af anlæg når alle prisrelationer er tilgængelige.<br />
Sammensætning af gas<br />
De <strong>for</strong>skellige anlægstyper har <strong>for</strong>skellige tendenser mht. sammensætningen af<br />
syntesegassen. Denne sammensætning kan i et vist omfang justeres således at den<br />
er mere optimal i <strong>for</strong>hold til en efterfølgende videre syntese til <strong>ammoniak</strong> <strong>eller</strong><br />
methanol.<br />
I projektet undersøges hvilke reaktionstrin der er optimale <strong>for</strong> justering af gassens<br />
sammensætning med henblik på endelig slutsyntese til <strong>ammoniak</strong> <strong>eller</strong> methanol.<br />
Herunder udføres energi- og massebalancer <strong>for</strong> de involverede kerneprocesser.<br />
Der vil blive taget udgangspunkt i typiske sammensætninger af syntesegas, <strong>som</strong><br />
almindeligvis kan opnås fra de typer af <strong>for</strong>gasningsanlæg, <strong>som</strong> i den <strong>for</strong>udgående<br />
evaluering har vist sig relevante.<br />
Procestrin <strong>for</strong> syntesegas til fremstilling af enten <strong>ammoniak</strong><br />
<strong>eller</strong> methanol<br />
Forbehandling af biomasse<br />
Biomasse skal <strong>for</strong>behandles, således at den kan transporters ind i og konverteres i<br />
<strong>for</strong>gasningsreaktoren.<br />
Der er taget udgangspunkt i en entrained flow <strong>for</strong>gasser, <strong>som</strong> kræver at biomassen<br />
er neddelt til en partikelstørrelse på kun cirka 0,5 mm <strong>for</strong> at sikre fuld konvertering til<br />
gas ved en opholdstid på 2-4 sekunder. Den korte opholdstid er karakteristisk <strong>for</strong><br />
entrained flow <strong>for</strong>gassere.<br />
Kraftbehovet til mekanisk neddeling af biomasse afhænger af typen af biomasse,<br />
men er <strong>for</strong> alle typer stærkt stigende <strong>for</strong> stadig faldende partikelstørrelse. For<br />
neddeling til en størrelse på 0,5 mm er kraftbehovet i størrelsesordenen 20-30 kWe /<br />
MWth,(se Figur 7).<br />
Torrefaction<br />
Hvis biomasse opvarmes til en temperatur i området 230 – 300 C og holdes ved<br />
denne temperatur i en periode på nogle få minutter til omkring 30 minutter, sker der<br />
<strong>for</strong>uden en kraftig tørring, hvor næsten alt vandet i biomassen <strong>for</strong>damper, struktur<strong>for</strong>andringer<br />
i biomassen, således at energibehovet til den efterfølgende neddeling vil<br />
falde.<br />
Denne proces kaldes torrefaction og svarer til den ristningsproces, <strong>som</strong> man<br />
<strong>for</strong>etager på bl.a. kaffebønner. Eksempelvis vil kraftbehovet <strong>for</strong> neddeling af biomasse<br />
til en partikelstørrelse på 0,5 mm falde fra et niveau på 20-30 kWe / MW th til et<br />
niveau på 5-7 KWe / MWth, hvis der gennemføres en torrefaction på omkring en halv<br />
times varighed (se Figur 7). Torrefaction kan ske hensigtsmæssigt på biomassestykker<br />
med en størrelse på op til 50 mm.<br />
24
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 7. Kraft<strong>for</strong>brug <strong>for</strong> neddeling af <strong>for</strong>skellige biomasser (trætyper) sfa. neddelingsstørrelse.<br />
Kilde: Ref. 21.<br />
Energivirkningsgraden ved torrefaction defineres her <strong>som</strong>:<br />
LHVtorrefied<br />
⋅ mtorrefied<br />
η torrefaction<br />
=<br />
LHV ⋅ m + E<br />
biomass<br />
biomass<br />
utility<br />
hvor Eutility er al hjælpeenergi i <strong>for</strong>m af brændsel og kraftbehov til at drive processen.<br />
For at opnå en høj virkningsgrad må de flygtige <strong>for</strong>bindelse, der afdamper fra<br />
biomassen under torrefaction, udnyttes fx. ved afbrænding <strong>for</strong> direkte at dække en<br />
del af varmebehovet til tørring og opvarmning i torrefaction-processen.<br />
Energivirkningsgraden angives (ref.22) <strong>for</strong> tre teknologier til torrefaction (indirekte<br />
opvarmet skruereaktor, direkte opvarmet roterovn og direkte opvarmet vandrende<br />
bed) i ”stand alone” udførelser til at ligge mellem 0.917 og 0.924. Omkring halvdelen<br />
af tabet på de cirka 8% er allokeret til skorstenstab og hovedparten af den resterende<br />
del til elbehov i processen, <strong>som</strong> er omregnet med en faktor 2.5 svarende til at el er<br />
produceret med en elvirkningsgrad på 40%.<br />
25
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 8. Kraft<strong>for</strong>brug til neddeling sfa. torrefaction temperatur <strong>for</strong> lærk, pil og bøg.<br />
Kilde: Ref. 21.<br />
Figur 9. Flowsheet af torrefaction-proces fra ECN (Energy research Centre of the<br />
Netherlands). Kilde: Ref. 23.<br />
26
PSO 2005-2 6422<br />
Hurtig pyrolyse (fast pyrolysis)<br />
Et muligt alternativ til den meget fine neddeling af biomasse, der kræves hvis<br />
biomasse indfyres <strong>som</strong> fast stof i entrained flow <strong>for</strong>gasning, kan være hurtig pyrolyse<br />
(”fast pyrolysis”).<br />
Ved ”fast pyrolysis”, <strong>som</strong> finder sted ved omkring 450-500 C og med en opholdstid<br />
på kun få sekunder, kan biomasse konverteres til en høj fraktion af bioolie samt en<br />
mindre mængde koks og ikke-kondenserbare gasser (se Figur 10).<br />
Figur 10. Forskydning i produktsammensætning ved <strong>for</strong>gasning af træ med <strong>for</strong>skellige<br />
<strong>for</strong>gasningsteknologier, hastigheder og temperaturer. Kilde: Ref. 24.<br />
Desværre kræver denne proces, lige<strong>som</strong> entrained flow <strong>for</strong>gasning, at der er en<br />
effektiv og hurtig varmetilførsel til hele biomassen pga. den korte procestid, således<br />
at biomassen <strong>for</strong>inden også i dette tilfælde må neddeles i ret små stykker <strong>eller</strong> tynde<br />
flager. Dog kan man nøjes med at neddele biomassen til en størrelse på 1-5 mm<br />
afhængig af teknologi, og dermed kan der elimineres en væsentlig del af arbejdet til<br />
neddeling.<br />
Hurtig pyrolyse kan der<strong>for</strong> vise sig at være en hensigtsmæssig <strong>for</strong>behandling af<br />
biomasse, <strong>som</strong> skal anvendes i en entrained flow <strong>for</strong>gasser. Koksen, der dannes i<br />
den hurtige pyrolyse, kan nemt knuses til meget fine partikler, <strong>som</strong> evt. kan opslæmmes<br />
i det flydende pyrolyseprodukt. En sådan blanding er velegnet at indfyre i<br />
en entrained flow <strong>for</strong>gasser.<br />
Desuden er der potentiale <strong>for</strong> store transport<strong>for</strong>dele, hvis den hurtige pyrolyse<br />
<strong>for</strong>etages decentralt, hvor biomassen indsamles inden videre transport til et stort<br />
centralt anlæg, idet massefylden og energitætheden er ganske høje i det opslæmmede<br />
produkt.<br />
Eksempelvis er den volumetriske energitæthed omkring 10 til 15 gange større <strong>for</strong><br />
pyrolyseolie/koksopslæmning end <strong>for</strong> halm presset i storballer.<br />
Opslæmningen kan let transporteres i tankbiler, <strong>som</strong> evt. vil kunne bruges til at<br />
transportere noget af det raffinerede brændsel tilbage til området, hvor biomassen<br />
høstes. Hurtig pyrolyse kan der<strong>for</strong> især være interessant, hvor der er lange transportafstande<br />
og/<strong>eller</strong> hvor biomassen har lav densitet.<br />
Endelig er der ved hurtig pyrolyse af halm og andre restprodukter fra landbruget den<br />
store <strong>for</strong>del at stort set hele askefraktionen (herunder det høje kaliumindhold) og det<br />
høje klorindhold <strong>for</strong>bliver i koksresten (ref. 17). Ved hurtig pyrolyse af halm skal<br />
koksresten der<strong>for</strong> muligvis ikke blandes sammen med pyrolyseolien, <strong>eller</strong> også skal<br />
indholdet af klor og kalium først vaskes ud af den knuste koks inden dette opslæmmes<br />
i bioolien.<br />
27
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 11. Mulige procesruter med hurtig pyrolyse (fast pyrolysis), ref. 18.<br />
Forgasseren<br />
Entrained flow <strong>for</strong>gasseren kan være opbygget <strong>som</strong> en lodretstående rotationssymmetrisk<br />
beholder (se Figur 12), hvor den findelte biomasse indfødes (injekseres) i en<br />
centerlinie fra toppen.<br />
Figur 12. Størrelse af en entrained flow <strong>for</strong>gasser med kapacitet svarende til ca. 200<br />
MWth (”Gaskombinat Schwarze Pumpe”). Opholdstiden er ca. 2 sekunder, <strong>som</strong> er<br />
tilstrækkeligt til fuld konvertering af kulstoffet.<br />
28
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 13. Tid <strong>for</strong> pyrolyse af biomasse, <strong>som</strong> funktion af partikelstørrelse og temperatur.<br />
Vandrette streger indikerer tiden når tykkelsen går mod nul. Kilde: Ref. 25.<br />
Videre procestrin til fremstilling af methanol<br />
Methanol fremstilles i en reaktor hvor CO <strong>eller</strong> CO2 reagerer med brint efter ligningerne:<br />
2 2<br />
3<br />
H + CO → CH OH + 90.<br />
7 kJ<br />
(Primær reaktion)<br />
3 2 2<br />
3<br />
2<br />
H + CO → CH OH + H O + 49.<br />
5 kJ (Sekundær reaktion ”promotor”)<br />
Reaktor til syntese af methanol<br />
Ovenstående reaktioner <strong>for</strong>egår i reaktoren ved en temperatur på ca. 260 C over en<br />
katalysator ved et tryk på 60 – 100 bar. Katalysatoren består primært af Cu og ZnO.<br />
Da konverteringen ikke sker fuldt ud, er det nødvendigt at recirkulere ”restgassen”<br />
efter separation af methanol ved nedkøling af effluenten.<br />
Selve methanolreaktionen er exoterm. Overskudsvarmen bortføres fra reaktoren via<br />
et dampkølesystem <strong>eller</strong> vha. flere reaktionstrin med varmevekslere imellem.<br />
29
PSO 2005-2 6422<br />
Justeringsmuligheder <strong>for</strong> at opnå en velegnet syntesegas<br />
Ved fremstilling af methanol er det ønskeligt at syntesegassen har en sammensætning<br />
så mol<strong>for</strong>holdet H2/C0 er lidt større end 2.<br />
I praksis et det også ønskeligt med en vis mængde CO2, <strong>som</strong> virker <strong>som</strong> promotor <strong>for</strong><br />
processen. Den optimale mængde CO2 i <strong>for</strong>hold til H2 og CO kan findes med<br />
udtrykket:<br />
H 2 − CO<br />
CO + CO<br />
2<br />
2<br />
=<br />
2.<br />
05<br />
±<br />
0.<br />
02<br />
Justeringen af syntesegassens sammensætning sker med shift-reaktion og en<br />
efterfølgende delvis separation af CO2.<br />
Shift-reaktion<br />
Ved shift-reaktion kan CO ved reaktion med vanddamp producere brint og CO2 under<br />
udvikling af varme:<br />
CO + H O → H + CO + 41,<br />
2 kJ / kg<br />
2<br />
2<br />
2<br />
Omdannelsen fra CO til CO2 sker <strong>som</strong> regel i to reaktorer benævnt højtemperatur<br />
shift (HTS) og lavtemperatur shift (LTS).<br />
I HTS reaktionen anvendes en jern-krom-oxid katalysator ved en temperatur på 320<br />
– 400 C, hvor katalysatoren er virk<strong>som</strong>.<br />
I LTS reaktionen anvendes en CuO-ZnO katalysator, <strong>som</strong> er virk<strong>som</strong> i temperaturområdet<br />
180 – 250 C.<br />
Shift-reaktionerne ændrer ikke på ovenstående <strong>for</strong>hold (1), men det gør omfanget af<br />
CO2-separationen derimod.<br />
Rensning af syntesegas<br />
Ved syntese af methanol er der en række stoffer, <strong>som</strong> kun må <strong>for</strong>efindes i meget<br />
små mængder i syntesegassen (se Tabel 2). Årsagerne kan bl.a. være undertrykkelse<br />
af visse uønskede reaktioner, korrosionsproblemer <strong>eller</strong> ophobning (tilsmudsning)<br />
af overflade på katalysator.<br />
Tabel 2. Renhedskrav angivet af <strong>for</strong>skellige kilder <strong>for</strong> methanolsyntese. Kilde: Ref. 26.<br />
(1)<br />
30
PSO 2005-2 6422<br />
Derudover skal der fjernes COS, H2S, HCN, NH3 og partikler fra syntesegassen.<br />
Disse komponenter kan fjernes med følgende metoder:<br />
COS/H2S<br />
Absorbent MEA (Mono-ethanolamine) <strong>eller</strong> fysisk absorbent (Selexol, methanol) og<br />
ved fjernelse over en ZnO bed.<br />
Partikler<br />
Cyklon, keramisk filter <strong>eller</strong> skrubber.<br />
Tjære<br />
Dolomit, Nikkel. Ved meget høj <strong>for</strong>gasningstemperatur er tjæren termisk krakket.<br />
Alkali<br />
Alkali vil stamme fra aske i biomassen. I <strong>for</strong>bindelse med opvarmningen i <strong>for</strong>gasseren<br />
vil en stor del af asken <strong>for</strong>ekomme i væske<strong>for</strong>m (smeltet) og der vil der<strong>for</strong><br />
<strong>for</strong>ekomme en hvis andel på damp<strong>for</strong>m. Mange af alkali-<strong>for</strong>bindelserne vil være<br />
korrosive især ved høj temperatur.<br />
Svovl<br />
Katalysatoren i en lavtemperatur shift-reaktor er føl<strong>som</strong> over <strong>for</strong> svovl<strong>for</strong>bindelser og<br />
kan normalt kun tåle en koncentration på ca. 1 ppm. Gassen fra <strong>for</strong>gasseren vil<br />
indeholde en svovlkoncentration på 400 PPM, hvis flisen indeholder 0,07 % (vægt)<br />
svovl (tør og askefri, kilde: Phyllis). Almindeligvis kan svovl<strong>for</strong>bindelser fjernes over<br />
en ZnO katalysator ved en temperatur på ca. 330 C.<br />
CO2<br />
CO2 skal ligeledes fjernes. Dette kan ske ved anvendelse af:<br />
• MEA (Mono-ethanolamine), kemisk absorbtion<br />
• MDEA (Methyl-diethanolamine) (fyssisk-kemisk)<br />
• Selexsol, fysisk<br />
• Methanol (Recticol proces), fysisk<br />
• PSA (pressure swing absorption)<br />
• Membraner<br />
31
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 14. Eksempel på "opløslighed” af CO2 i <strong>for</strong>skellige opløsninger (absorbenter) ved<br />
en temperatur på 60 C. Kilde: https://w3.wtb.tue.nl/uploads/media/Andre_de_Haan_01.pdf.<br />
Figur 15. Eksempler på procestrin ved kemisk absorption med MEA.<br />
Typisk udløbskoncentra- Specifikt energi<strong>for</strong>brug<br />
tion af CO2 PPM MJ/kmol CO2 fjernet<br />
MEA 50 116 (damp ved 3 bar)<br />
aMDEA 1-trins proces 50 73 (damp ved 3 bar)<br />
aMDEA 2-trins process 50 28,5 (damp ved 3 bar)<br />
Selexsol 1000<br />
Methanol (recticol) 1000<br />
Tabel 3. Energi<strong>for</strong>brug ved <strong>for</strong>skellige processer og typisk udløbskoncentration.<br />
aMDEA (aktiveret MDEA).<br />
32
PSO 2005-2 6422<br />
Anvender man en 30 % aMDEA absorbent, skal der bruges 0,67 m 3 aMDEA <strong>for</strong> hvert<br />
kmol CO2. I praksis betyder det at pumpearbejdet ved et tryk på 21 bar i absorberen<br />
bliver ca. 1,4 MJ/kmol CO2. Ved at indføre en pumpeturbine kan dette <strong>for</strong>brug<br />
nedbringes væsentligt.<br />
Destillation af methanol<br />
Der findes en fuel-grade betegnelse <strong>for</strong> methanol beregnet <strong>for</strong> anvendelse i brændstofsektoren.<br />
Denne er imidlertid ikke særlig specifik mht. hvor meget der må være af<br />
<strong>for</strong>skellige komponenter. Hvis methanol skal kunne blandes med benzin må vandindholdet<br />
ikke være ret stort (
PSO 2005-2 6422<br />
For at opnå fuld konvertering af feedgassen, er det nødvendigt at recirkulere<br />
”effluentgassen” efter at <strong>ammoniak</strong>ken er udskilt ved nedkøling til f.eks. -5 C. Der<br />
udtages en delstrøm (”Purge”, se Figur 17), <strong>som</strong> sikrer at der kun ophobes inerte<br />
gasser til et vist niveau. Purge-strømmen indeholder brint, <strong>som</strong> udnyttes i en<br />
gasturbine. Alternativt er det muligt delvis at udskille brinten fra purgestrømmen i et<br />
særskilt separationsanlæg ved membranseparation <strong>eller</strong> kryo-separation.<br />
I væskefraktionen fra separatoren vil der udover <strong>ammoniak</strong> bl.a. være opløst brint,<br />
<strong>som</strong> ved en trykreduktion flashes af. Denne flashgas kan udnyttes i en integreret<br />
gasturbine.<br />
S5<br />
Kompressor<br />
SP1<br />
S4<br />
Purge<br />
Feedgas S6<br />
S2 M<br />
~M1<br />
Seperator1<br />
Ammonia_reactor<br />
Ammoniak<br />
Figur 17. Loop til syntese af <strong>ammoniak</strong>. Simuleret med VMGSim fra Virtual Material<br />
Group.<br />
NH3 Yield kg/h<br />
18000<br />
16000<br />
14000<br />
12000<br />
10000<br />
8000<br />
6000<br />
4000<br />
2000<br />
0<br />
0 1 2 3 4 5 6 7<br />
Cirk ratio recirk gas/ feedgas<br />
S1<br />
NH3 Yield<br />
GT-Pow<br />
Figur 18. Udbytte af <strong>ammoniak</strong>, <strong>som</strong> funktion af recirkuleringsrate. Bemærk at effekten<br />
på gasturbinen (<strong>som</strong> også er indtegnet) går tilsvarende ned, <strong>for</strong>di purge-gassen<br />
indeholder mindre brint.<br />
50<br />
45<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
GT_Pow MW<br />
34
PSO 2005-2 6422<br />
Produktion af ilt ved luftseparation<br />
Sammen med biomasse indfyres ren ilt i entrained flow <strong>for</strong>gasseren. Ilten fremstilles<br />
ved separation af luft, <strong>som</strong> kan ske med traditionelle <strong>eller</strong> nye teknikker.<br />
Kryoteknik<br />
Den hidtil mest økonomiske og mest udbredte metode til fremstilling af ilt har været<br />
ved såkaldt kryo-separation, hvor luften køles indtil nitrogen og ilt <strong>for</strong>tætter, hvorefter<br />
ilt og nitrogen separeres i en destillationskolonne.<br />
Det specifikke arbejde (elbehov), der kræves i gængse anlæg er omkring 950 kJ/kg<br />
ilt (98.5%), hvor ilten <strong>for</strong>efindes ved et tryk på omkring 2 bar. Dette energibehov er<br />
benyttet i undersøgelserne i nærværende studium.<br />
Den primære energikilde til processen er el, <strong>som</strong> bruges til at drive luftkompressorerne<br />
(se Figur 19) idet luften skal have et tryk på ca. 7 bar <strong>for</strong> lavtryksanlæg og noget<br />
højere <strong>for</strong> højtryksanlæg.<br />
Figur 19. Et luftseparationsanlæg efter Lachmann processen.<br />
Membranteknik<br />
En anden teknologi til luftseparation er ved hjælp af membranteknik. I Figur 20 er<br />
skitseret en produktion af ilt ved hjælp af membranseparation af luft med OTM<br />
(Oxygen Transport Membrane).<br />
Denne teknologi er ved at være mere konkurrencedygtig end kryoteknikken. I Tabel 4<br />
er sammenlignet omkostninger ved anvendelse af kryoteknik og Ion Transport<br />
Membraner (ITM).<br />
I Appendix C: Iltseparation med Ion Transport Membraner er vist lidt mere om denne<br />
teknologi.<br />
35
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 20. IGCC med damp-purge OTM (Oxygen Transport Membrane).<br />
Tabel 4. Besparelsespotentialer ved indførsel af ITM i sammenligning med Kryoteknik.<br />
36
PSO 2005-2 6422<br />
Gasturbiner<br />
I <strong>for</strong>bindelse med methanolsyntesen er der en såkaldt offgas, purge <strong>eller</strong> bleed, <strong>som</strong><br />
indeholder en større mængde H2 og CO samt inerte gasser, der ikke er omsat i<br />
methanolreaktoren. Bleed-gassen har en brændværdi på ca. 8 MJ/Nm 3 og kan der<strong>for</strong><br />
anvendes i en gasturbine, der er modificeret til at anvende gas med lav brændværdi.<br />
Gasturbiners virkningsgrad er primært afhængig af tryk<strong>for</strong>hold, turbinens indløbstemperatur<br />
(TRIT) og køleteknologi.<br />
I beregningerne er der regnet med et tryk<strong>for</strong>hold på 20 og en TRIT på 1280 C samt<br />
en køleteknologi, <strong>som</strong> modsvarer at 10 % af kompressorens luftflow bruges til køling,<br />
<strong>som</strong> iblandes midtvejs i ekspansionen i turbinen, <strong>som</strong> vist i Figur 22. Denne konfiguration<br />
modsvarer nogenlunde dagens teknologi inden <strong>for</strong> gasturbiner (se evt. Figur<br />
21). I Figur 23 er vist en tilsvarende beregning med samme effekt indfyret i gasturbinen<br />
med naturgas.<br />
Figur 21. Udvikling i gasturbiner.<br />
Figur 22. Eksempel på gasturbinearrangement med bleed gas <strong>som</strong> brændsel.<br />
37
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 23. Gasturbine med naturgas (simuleret <strong>som</strong> CH4) <strong>som</strong> brændsel og med en<br />
beregnet virkningsgrad på 39,8 % 9 .<br />
Figur 24. Explosion<strong>som</strong>råde <strong>for</strong> syngas ved 25C og 1 bars tryk.<br />
9 Gasturbiner fra GE og RR har virkningsgrader i intervallet fra 37 % til 41 % <strong>for</strong> henholdsvis LM2500 -<br />
6000 og RR Trent <strong>som</strong> har en generator effekt fra ca 29 MW til 55 MW. For gasturbiner af såkaldt<br />
”industriel design” <strong>som</strong> GE frame 5 er virkningsraden lidt lavere (ca. 36 %).<br />
38
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 25. Indpasningsmuligheder af gasturbine ved produktion af syntesegas.<br />
Figur 26. Effekter på NOx emission ved fuldlast <strong>for</strong> <strong>for</strong>skellige <strong>for</strong>tyndinger på GE<br />
Power Systems GER-4207 (10/00).<br />
39
PSO 2005-2 6422<br />
Vurdering af teknologimodenhed<br />
Anlæg<strong>som</strong>kostninger<br />
Priser på udstyr kan estimeres ud fra skalering af en kendt pris på et givent udstyr<br />
efter følgende <strong>for</strong>mel. Eksponenter <strong>for</strong> <strong>for</strong>skelligt udstyr ses i Tabel 5.<br />
( x)<br />
( kendt)<br />
⎛ størrelse ⎞<br />
Pris ( x)<br />
= Pris<br />
( kendt)<br />
⋅⎜<br />
⎟<br />
⎝ størrelse ⎠<br />
Exponent<br />
Tabel 5. Skaleringspriser i <strong>for</strong>m af eksponenter <strong>for</strong> udstyr i angivne størrelse<strong>som</strong>råder.<br />
Fase 2: Energiintegration<br />
Varmegenvinding<br />
Varmegenvindingen er essentielt <strong>for</strong> at sikre en høj totalvirkningsgrad både <strong>for</strong><br />
methanol- og <strong>ammoniak</strong>processen.<br />
Den termokemiske omsætning af biobrændsel og de efterfølgende processer er<br />
primært exoterme, hvilket giver anledning til en stor mængde overskudsvarme fra<br />
disse processer, <strong>som</strong> bedst muligt skal omsættes til el <strong>eller</strong> nyttiggøres til dækning af<br />
varmebehov.<br />
I <strong>for</strong>bindelse med undersøgelserne anvendes en såkaldt ”black box approach” hvor<br />
al varmeveksling sker. ”Black box” udtrykker her alene om der er teoretisk mulighed<br />
<strong>for</strong> at kunne gennemføre den ønskede varmegenvinding, <strong>som</strong> antages at kunne ske<br />
ved varmeveksling i modstrøm, og angiver derimod ikke specifikke varmevekslinger<br />
mellem de enkelte processtrømme.<br />
40
PSO 2005-2 6422<br />
Denne mulighed kan anskueliggøres med de såkaldte varme og kolde kompositkurver<br />
(Pinch kurver, se Figur 27), hvor alle strømme, <strong>som</strong> henholdsvis skal afkøles og<br />
opvarmes er aggregerede og udgør de to kurver.<br />
Omfanget af mulig varmegenvinding kan findes ved at <strong>for</strong>skyde de to kurver vandret i<br />
<strong>for</strong>hold til hinanden (med <strong>eller</strong> mod energiaksens retning) indtil de to kurver netop<br />
rører hinanden. Kurverne må ikke krydse hinanden, idet det repræsenter en fysisk<br />
umulig tilstand (varme bevæger sig frit fra et koldt reservoir til et varmere).<br />
Figur 27. Pinch-kurver <strong>for</strong> <strong>ammoniak</strong>proces.<br />
Dampturbineanlæg<br />
For at opnå en høj elvirkningsgrad, vil der i alle processer være integreret et dampturbineanlæg.<br />
Der regnes med et friskdamptryk mellem 105 bar og op til 160 bar.<br />
Ved 160 bar er det nødvendigt at etablere genoverhedning af dampen <strong>for</strong> at denne<br />
ikke bliver <strong>for</strong> våd ved slutekspansionen i dampturbinen. Dampturbinen <strong>for</strong>synes<br />
samtidig med udtag ved passende tryk, således at tilknyttede procestrin kan <strong>for</strong>synes<br />
hensigtsmæssigt med damp.<br />
For dampturbinerne er der regnet med en isentropvirkningsgrad på 0,82 <strong>for</strong> højtryksturbinen<br />
og 0,89 <strong>for</strong> lavtryksturbinen inklusive korrektion <strong>for</strong> afløbstab og fugttab i<br />
lavtryksturbinen.<br />
41
PSO 2005-2 6422<br />
Kompressorer<br />
Både methanol og <strong>ammoniak</strong>processen er termodynamisk begunstiget under højt<br />
tryk. I processerne anvendes således en del kompressorer, <strong>som</strong> kræver et betydeligt<br />
kraft<strong>for</strong>brug.<br />
• Kompressorer i iltanlæg.<br />
• Kompressor til nitrogen (<strong>ammoniak</strong> proces)<br />
• Kompressor til syntesegas<br />
• Kompressor til recirkulering i methanol og <strong>ammoniak</strong> synteseloop.<br />
Anvendelse af centrifugalkompressorer er muligt ned til en kapacitet på omkring 350<br />
m 3 /h og en polytropvirkningsgrad på 0,75. Dette modsvarer en kapacitet på ca. 200<br />
ton <strong>ammoniak</strong> per dag ved et syntesetryk på 200 bar. Fordelen ved en centrifugalkompressor<br />
til sammenligning med en stempelkompressor er både højere pålidelighed<br />
og højere virkningsgrad.<br />
I casestudiet er der regnet med at der anvendes kompressorer uden mellemkøling.<br />
Det betyder i praksis at der kræves lidt højere kraft<strong>for</strong>brug. Noget af dette kan fås<br />
igen ved at man kan udnytte den højere udløbstemperatur fra kompressoren til<br />
produktion af damp og dermed mere el.<br />
For kompressorerne er der regnet med en gennemsnitlig polytropisk virkningsgrad på<br />
0,78. Polytropvirkningsgraden er højst i de første trin med stor volumenstrøm og<br />
aftager med volumenstrømmen, <strong>som</strong> følge af opbygning af et relativt stadigt større<br />
grænselag med blokade- og lækagetab.<br />
Analyser af procesintegration ved methanolsyntese<br />
Som tidligere nævnt i rapporten er syntese af methanol i sig selv en veludviklet<br />
procesindustri. Methanoludbyttet kan justeres bl.a. med graden af recirkulering (se<br />
Figur 28).<br />
Methnol yield relative<br />
1<br />
0.9<br />
0.8<br />
0.7<br />
0.6<br />
0.5<br />
0.4<br />
0.3<br />
0.2<br />
0.1<br />
Methanol yield<br />
0<br />
0 2 4 6 8 10 12<br />
Recycle Rcycle_flow/Feedgas_flow mass<br />
Figur 28. Methanoludbytte sfa. recirkulering.<br />
Production<br />
42
PSO 2005-2 6422<br />
Methanolprocessen er her simuleret med processimuleringsværktøjet VMG-Sim,<br />
hvor der er anvendt en ”Black-box” (benævnt ”E1” i Figur 29 <strong>eller</strong> Figur 30) til<br />
optegning af kompositkurver (se Figur 31) og identifikation af pinch-temperaturen.<br />
Data <strong>for</strong> de involverede processer ses i Tabel 7.<br />
Der er lavet to simuleringer. Een med et ret højt methanoludbytte (se Figur 29) og<br />
een med et noget lavere, hvor der til gengæld produceres mere el og fjernvarme (se<br />
Figur 30). I sidstnævnte er der hverken shift-reaktion, CO2-separation <strong>eller</strong> recirkulering.<br />
Biomass<br />
CH1.58O0.708<br />
Biomass feed<br />
200 MWth<br />
56.6 ton/h incl.<br />
30 % water<br />
Oxygen 98.5 %<br />
950 kJ/kg<br />
S1_biomass _air<br />
S1_biomass_Oxygen<br />
S2_O2<br />
M2<br />
ERx2<br />
S35 S35_oxygen<br />
SP4<br />
Q8<br />
CP3<br />
Q8<br />
Energy 2.396E+3 KW<br />
S34<br />
S32<br />
S26<br />
S13<br />
S24<br />
XL1<br />
E1<br />
S4<br />
S28<br />
SP3<br />
S18<br />
Q6 Q7<br />
EX1<br />
EX2<br />
Q6<br />
Q7<br />
Energy 1.262E+4 KW Energy 1.316E+4 KW<br />
S33<br />
S14<br />
S25<br />
S10<br />
S19<br />
FS1<br />
S11<br />
Sep1<br />
S12<br />
S2_O2C CO_shifft<br />
S21<br />
M4<br />
S17<br />
Tower<br />
S5<br />
T1_CO2_absorp<br />
S3<br />
S15<br />
Q1<br />
CP1<br />
S31<br />
S16<br />
~M5<br />
Methano _reactor<br />
Q12<br />
Q2<br />
S20<br />
S22<br />
Energy 1.110E+3 KW<br />
Q12<br />
Q2<br />
Energy 9.084E+3 KW<br />
Compr_recycle1<br />
S23<br />
SP1<br />
Q9<br />
Q9<br />
Sep2<br />
S27<br />
C2<br />
Energy 4.097E+4 KW<br />
S27<br />
MassFlow 17741.61 kg/h<br />
In.MassFlow.METHANOL 1.4731E+4 kg/h<br />
S1<br />
S2<br />
~M1<br />
Q1<br />
Energy 2.495E+3 KW<br />
V1<br />
S8<br />
Sep3<br />
S29<br />
S6<br />
CP2<br />
Methanol Hi = 19.915 MJ/kg<br />
HHV =22.7 MJ/kg<br />
Q3<br />
Energy 1.707 E+3 KW P1<br />
Q4<br />
Q3<br />
Q4<br />
Energy 2.765E+2 KW<br />
C1<br />
S30<br />
M3 ERx1<br />
S36<br />
S7<br />
SP2<br />
EX3<br />
S9<br />
Q5<br />
EX4<br />
Q5<br />
Energy 9.103E+3 KW<br />
Q11 Q11<br />
Energy 9.059E+3 KW<br />
S37<br />
S37<br />
MassFlow 14737.85 kg/h<br />
Q10<br />
T1 Energy 9.322E+3 KW<br />
Q10<br />
Figur 29. Eksempel på flowsheet af proces, hvor udbyttet af methanol er<br />
relativt højt (”Methanol High”) og er opnået ved <strong>for</strong>øget CO2 separation.<br />
Tabel 6. Processtrømme fra flowsheet i Figur 29.<br />
43
PSO 2005-2 6422<br />
Biomass<br />
CH1.44O0.397<br />
Biomass feed<br />
200 MWth<br />
60.14 ton/h incl.<br />
30 % water<br />
Oxygen 98.5 %<br />
950 kJ/kg<br />
S1_biomass_air<br />
S1_biomass_Oxygen<br />
S2_O2<br />
M2<br />
ERx2<br />
S35 S35_oxygen<br />
SP4<br />
Q8<br />
CP3<br />
Q8<br />
Energy 2.396E+3 KW<br />
S32<br />
S26<br />
S28<br />
S34<br />
S13<br />
S24<br />
XL1<br />
E1<br />
S4<br />
SP3<br />
S18<br />
Q6 Q7<br />
EX1<br />
EX2<br />
Q6<br />
Q7<br />
Energy 1.377E+4 KW Energy 1.506E+4 KW<br />
S14<br />
S33<br />
S25<br />
S10<br />
S19<br />
FS1<br />
S11<br />
S12<br />
Sep1<br />
S2_O2C CO_shifft<br />
S21<br />
M4<br />
S17<br />
SP1<br />
S2<br />
~M1<br />
Q9<br />
Sep2<br />
Q9<br />
S27<br />
Energy 4.689E+4 KW<br />
MSepLV1<br />
S38<br />
C2<br />
S27<br />
MassFlow 9588.58 kg/h<br />
In.MassFlow.METHANOL 7.5526E+3 kg/h<br />
To we r<br />
S5<br />
T1_CO2_absorp<br />
S3<br />
S15<br />
Q1<br />
Energy 3.742E+3 KW<br />
Q1<br />
CP1<br />
S31<br />
V1<br />
S16<br />
~M5<br />
Methano _reactor<br />
Q12<br />
Q2<br />
S20<br />
S22<br />
Energy 5.583E-2 KW<br />
Q2<br />
Q12<br />
Energy 5.078E+3 KW<br />
Compr_recycle1<br />
S23<br />
S1<br />
M<br />
S8<br />
Sep3<br />
S29<br />
S6<br />
CP2<br />
Methanol LHV = 19.915 MJ/kg<br />
HHV= 22.7 MJ/kg<br />
Q3<br />
Energy 2.657 E+2 KW P1<br />
Q4<br />
Q4<br />
Energy 3.218E+0 KW<br />
Q3<br />
C1<br />
S30<br />
M3 ERx1<br />
S36<br />
S7<br />
EX3<br />
SP2<br />
CN1<br />
EX4<br />
S9<br />
Q5<br />
Q5<br />
Energy 3.660E+4 KW<br />
Q11 Q11<br />
Energy 4.812E+3 KW<br />
S37<br />
S37<br />
MassFlow 7757.77 kg/h<br />
Q10 S39<br />
T1 Energy 4.900E+3 KW<br />
Q10<br />
Figur 30. Eksempel på flowsheet med et relativt lavt udbytte af methanol til<br />
<strong>for</strong>del <strong>for</strong> mere elproduktion “Methanol low”. Der er ingen shift-reaktion, ingen<br />
CO2-separation og ingen recirkulering.<br />
Tabel 7. Data på processtrømme fra methanol flowsheet (se Figur 30).<br />
44
PSO 2005-2 6422<br />
Temperature [°C]<br />
700<br />
650<br />
600<br />
550<br />
500<br />
450<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
20,000<br />
40,000<br />
Process Composite Curve<br />
60,000<br />
80,000<br />
Energy [kW]<br />
100,000<br />
120,000<br />
140,000<br />
160,000<br />
Area : 13032.54 m²<br />
QCmin : 5430.819 kW<br />
QHmin : 0 kW<br />
DTmin : 10°C<br />
Figur 31. Kompositkurver <strong>for</strong> methanolsyntese svarende til flowsheet i Figur 30).<br />
Bemærk at DTmin i figuren kun svarer til den halve delta T i pinchberegningen.<br />
De to produktionskoncepter (lav og høj produktionsgrad af methanol) er sammenlignet<br />
mht. effektivitet og mængder af nyttefulde produkter der bliver produceret (se<br />
Tabel 8 og Tabel 9).<br />
Det ses, at der kan flyttes betydeligt på <strong>for</strong>delingen mellem de tre nytteprodukter:<br />
methanol, el og overskudsvarme til fjernvarme.<br />
Det omgivende system, <strong>som</strong> anlægget skal indpasses i, vil afgøre hvad der vil være<br />
mest <strong>for</strong>delagtigt i de konkrete tilfælde. Der er opstillet tal <strong>for</strong> tre anlægskoncepter:<br />
• Simpel gasturbine med leverance af fjernvarme,<br />
• simpel gasturbine og<br />
• avanceret gasturbine.<br />
Nederst i tab<strong>eller</strong>ne (Tabel 8 og Tabel 9) er udregnet nogle virkningsgrader på basis<br />
af både øvre og nedre brændværdi (HHV og LHV henholdsvis).<br />
I optimeringen af processen er det væsentligt at der er en effektiv varmeintegration<br />
mellem de processer der kræver opvarmning og de processer der kræver afkøling,<br />
således at der spares eksterne ressourcer til køling og opvarmning.<br />
Indpasning af varmevekslere (se Figur 33) mellem de varme og kolde processer er<br />
optimeret således at de totale årlige omkostninger inkl. afskrivning af anlægsinvestering<br />
bliver mindst mulige.<br />
45
PSO 2005-2 6422<br />
Der er sat en pris <strong>for</strong> opvarmning og en pris <strong>for</strong> afkøling, samt prisfunktioner <strong>for</strong><br />
varmevekslinger. Endvidere er der angivet en amortiseringsperiode (tidshorisont <strong>for</strong><br />
økonomiberegningen) og rente.<br />
Beregningerne er <strong>for</strong>etaget med et specialudviklet værktøj: WS.HEN-Explorer, <strong>som</strong><br />
også kan håndtere og optimere multisplit af processerne. Et split på en proces<br />
(opsplitning af masseflow) kan være ønskværdigt <strong>for</strong> at kunne varmeveksle to<br />
strømme med nogenlunde ens varmekapacitet, hvilket er relevant når der skal<br />
varmeveksles med en lav gennemsnitlig temperaturdifferens, og man ønsker få<br />
varmevekslinger.<br />
Det pågældende værktøj kan således <strong>for</strong>etage flere successive opsplitninger og<br />
sammenslåning af opsplittede strømme, <strong>som</strong> oprinder fra den samme strøm, <strong>for</strong> at få<br />
en varmekapacitet på strømmen <strong>som</strong> matcher den strøm der skal varmeveksles<br />
med.<br />
Optimeringen i værktøjet sker med en algoritme der kaldes ”simulated-annealing”,<br />
<strong>som</strong> har analogi til udkrystallisering og opnåelse af en lav energitilstand i en krystalstruktur.<br />
For nærmere in<strong>for</strong>mation om værktøjet se: http://www.weel-sandvig.dk. Optimeringen<br />
<strong>for</strong>udsætter at varmegenvinding sker i modstrøm.<br />
Methanol "low yield"<br />
Power consumption: MW<br />
O2_kompressor 2.4<br />
Air_seperator 5.5<br />
Feed gas compressor 3.7<br />
Recyle compressor 0.0<br />
CO2_absorption pump 0.0<br />
Methanol Cooler 0.2<br />
Boiler_feedPump 0.5<br />
Auxilary 0.5<br />
Biomasse crushing (torrefied) 2.0<br />
Total power consumption 14.8<br />
HHV LHV<br />
Methanol spec.heat. value 22.7 19.9 MJ/kg<br />
Methanol production 48.9 42.9 MW<br />
Biomass input 226.3 200 MW<br />
Simple GT+ distr.heat Simple Gasturbine Advanced GT+distr.h.<br />
Power production: MW MW MW<br />
Gasturbine 35.5 35.5 43.6<br />
Steam turbines: High pressure 13.4 13.4 12.8<br />
Medium + low pressure 14.6 20.3 13.3<br />
Steam induction 25 ton/h 1.5 bar induction 3.5<br />
Efficiency gear+genset 96% 96% 96%<br />
Total power production 60.9 66.4 66.9<br />
Net power 46.1 51.6 52.1<br />
District heat 76.9 0 70.2<br />
Efficiencies:<br />
HHV LHV HHV LHV HHV LHV<br />
Total useful products [MW] 171.9 165.9 100.5 94.5 171.2 165.2<br />
MeOH/Biomass input 0.216 0.214 0.216 0.214 0.216 0.214<br />
(MeOH+power)/Biomass input 0.420 0.445 0.444 0.472 0.446 0.475<br />
(MeOH+power+District heat)//Biomass input 0.760 0.829 0.444 0.472 0.757 0.826<br />
(MeOH+power/0.45+District heat)/Biomass input 1.009 1.111 0.723 0.788 1.038 1.144<br />
Tabel 8. Tre varianter af damp+fjernvarmesystem på basis af simuleringsresultater med<br />
en lav produktionsgrad af methanol. Energi<strong>for</strong>deling på el<strong>for</strong>brug og produktion af<br />
methanol, el og fjernvarme er vist. Nederst er vist nogle virkningsgrader (i kolonne til<br />
venstre baseret på øvre brændværdi og i kolonne til højre på nedre brændværdi).<br />
46
PSO 2005-2 6422<br />
Methanol "high yield"<br />
Power consumption: MW<br />
O2_kompressor 2.4<br />
Air_seperator 5.3<br />
Feed gas compressor 2.5<br />
Recyle compressor 1.1<br />
CO2_absorption pump 0.3<br />
Methanol Cooler 1.0<br />
Boiler_feedPump 0.5<br />
Auxilary 0.5<br />
Biomasse crushing (torrefied) 2.0<br />
Total power consumption 15.6<br />
HHV LHV<br />
Methanol spec.heat. value 22.7 19.9 MJ/kg<br />
Methanol production 92.9 81.5 MW<br />
Biomass input 226.3 200 MW<br />
Simple GT+ distr.heat Simple Gasturbine Advanced GT+distr.h.<br />
Power production: MW MW MW<br />
Gasturbine 8.8 8.8 10.2<br />
Steam turbines: High pressure 12.8 12.8 14.2<br />
Medium + low pressure 13.5 18.6 18.8<br />
Efficiency gear+genset 96% 96% 96%<br />
Total power production 33.7 38.6 41.4<br />
Net power 18.2 23.1 25.9<br />
District heat 76.9 0 0<br />
Efficiencies:<br />
HHV LHV HHV LHV HHV LHV<br />
Total useful products [MW] 188.0 176.5 116.0 104.5 118.8 107.3<br />
MeOH/Biomass input 0.411 0.407 0.411 0.407 0.411 0.407<br />
(MeOH+power)/Biomass input 0.491 0.498 0.513 0.523 0.525 0.537<br />
(MeOH+power+District heat)//Biomass input 0.831 0.883 0.513 0.523 0.525 0.537<br />
(MeOH+power/0.45+District heat)/Biomass input 0.929 0.994 0.637 0.664 0.665 0.695<br />
Tabel 9. Som i Tabel 8 men her på basis af simuleringsresultater med en høj produktionsgrad<br />
af methanol.<br />
Figur 32. Processstrømme <strong>for</strong> methanolsyntese + fjernvarme. Den vandrette akse<br />
angiver temperaturen. Røde streger indikerer de varme processtrømme, <strong>som</strong> skal<br />
nedkøles (løber fra højre mod venstre) og de blå streger angiver de kolde processer,<br />
<strong>som</strong> skal varmes op (løber fra venstre mod højre). Q er behovet <strong>for</strong> varmeeffekt (i kW)<br />
på processtrømmen.<br />
47
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 33. Optimeret varmegenvinding (med WS.HEN-Explorer) på methanolsyntese,<br />
<strong>som</strong> viser hvorledes konfigurationen af varmevekslere skal være. En varmeveksling<br />
mellem to processtrømme (en varm og en kold) er indikeret med en grøn bolle på hver<br />
af de to processtrømme <strong>for</strong>bundet med en tynd grøn streg. Bemærk at flere af processtrømmene<br />
er splittet op, <strong>for</strong> at kunne opnå en mere hensigtsmæssig varmeveksling.<br />
Sammenligning af resultater<br />
I det følgende sammenlignes nogle resultater fra et hollandsk studium af methanolproduktion<br />
på basis af biomasse (ref. 11) med de resultater, der er opnået i<br />
nærværende studium. Det hollandske studium inkluderer flere koncepter. Det der<br />
her er sammenlignet er benævnt ”Concept 1 (i)” i referencen og består af en tryksat<br />
direkte iltfyret IGT (Institute of gas technology) <strong>for</strong>gasser opereret med maksimal<br />
brintproduktion ved øget damptilførsel. Der er scrubber på syntesegassen, flydende<br />
fase methanolreaktor og kraftproduktion med simpel gasturbine i combined cycle<br />
(CC). Den indfyrede mængde biomasse er på 428.4 MW th (HHV).<br />
Sammenligningen af de to studier er sket ved at tage udgangspunkt i det koncept,<br />
<strong>som</strong> hollænderne anvender (Concept 1 (i)) mht. methanolproduktion, behov <strong>for</strong> el til<br />
processen og varme tilgængelig i processtrømme.<br />
På basis af dette har vi optimeret på generering af damp til kraftproduktion og<br />
muligheden <strong>for</strong> at producere fjernvarme.<br />
I det hollandske studium anføres at varmevekslinger er lagt ud <strong>for</strong> en mindste<br />
temperatur<strong>for</strong>skel på 15 C <strong>for</strong> væske/væske og 30 C <strong>for</strong> væske/gas.<br />
48
PSO 2005-2 6422<br />
I vores optimering er mindste temperaturdifferens bestemt ud fra en samlet optimering<br />
af totaløkonomi ved hjælp af optimeringsværktøjet WS.HEN-Explorer.<br />
Det bemærkes at resultaterne fra WS.HEN-Explorer giver et væsentligt større<br />
varmevekslerareal, væsentligt flere varmevekslinger og også en væsentlig større<br />
dampproduktion og dermed elproduktion.<br />
Temperature [°C]<br />
900<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
50,000<br />
Process Composite Curve<br />
100,000<br />
Energy [kW]<br />
150,000<br />
200,000<br />
Area : 3715.681 m²<br />
QCmin : 95911.96 kW<br />
QHmin : 0 kW<br />
DTmin : 73°C<br />
Figur 34. Pinch kurver svarende til resultater fra hollandsk studium (C. Hamelinck, A.<br />
Faaij, ref. 11). Bemærk at DTmin i figuren kun svarer til den halve delta T i pinchberegningen.<br />
Temperature [°C]<br />
900<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
50,000<br />
Process Composite Curve<br />
100,000<br />
Energy [kW]<br />
150,000<br />
200,000<br />
Area : 20336.69 m²<br />
QCmin : 55927.6 kW<br />
QHmin : 0 kW<br />
DTmin : 4.2°C<br />
Figur 35. Pinchkurver hvor produktionen af damp til elproduktion er optimeret. Bemærk<br />
at DTmin i figuren kun svarer til den halve delta T i pinchberegningen.<br />
Hot<br />
Cold<br />
Hot<br />
Cold<br />
49
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 36. Optimeret varmevekslernetværk fra WS.HEN-Explorer med <strong>for</strong>øget dampproduktion<br />
ift. hollandsk studium (C. Hamelinck, A. Faaij, ref.11).<br />
[MW] C. Hamelinck, A.Faaij Pinch Pinch Pinch fjernvarme<br />
Damp 86 bar, 510 C 140 bar, 540 C 86 bar, 510 C 140 bar, 540 C<br />
Input biomasse HHV 428.4 428.4 428.4 428.4<br />
El: Gasturbine 29.6 29.6 29.6 29.6<br />
Dampturbine 35.8 51.4 51.5 41.1<br />
Hjælpeudstyr -8.4 -8.4 -8.4 -8.4<br />
Oxygen -9.1 -9.1 -9.1 -9.1<br />
El fra 25 ton/h dampindukt. 3,7 bar 0 4 4 0<br />
Elproduktion netto 47.9 67.5 67.6 53.2<br />
Methanol HHV 161.1 161.1 161.1 161.1<br />
Dampprod. v 33 bar 0 32.4 32.5 0<br />
Udtagsdamp 50.1 17.7 17.7 -21.6<br />
Fjernvarme 0 0 0 129.5<br />
Virkningsgrader HHV LHV HHV LHV HHV LHV HHV LHV<br />
Methanol 0.376 0.373 0.376 0.373 0.376 0.373 0.376 0.373<br />
Methanol + el 0.488 0.536 0.534 0.581 0.534 0.581 0.500 0.548<br />
Methanol + el + fjernv. 0.488 0.499 0.534 0.551 0.534 0.551 0.803 0.854<br />
Methanol + el/0.45 + fjernv. 0.625 0.653 0.726 0.768 0.727 0.769 0.954 1.026<br />
Tabel 10. Sammenligning af hollandsk studium (C. Hamelinck, A. Faaij, ref. 11) med<br />
denne undersøgelses resultater fra optimering af varmegenvinding og kraftproduktion<br />
på de samme processer.<br />
50
PSO 2005-2 6422<br />
Temperatur C<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
86 bar<br />
140 bar<br />
0 20 40 60 80 100 120 140<br />
Samme dampflow<br />
MW<br />
Figur 37. Temperatur – varmeoptag (effekt) ved produktion af damp ved to damptryk.<br />
Analyser af procesintegration ved <strong>ammoniak</strong>syntese<br />
Som nævnt tidligere i rapporten er også fremstilling af <strong>ammoniak</strong> en særdeles<br />
veludviklet og optimeret industri.<br />
Reaktioner i processen er:<br />
• primær re<strong>for</strong>mering med damp,<br />
• sekundær re<strong>for</strong>mering med intern <strong>for</strong>brænding,<br />
• høj- og lavtemperatur shift-conversion <strong>for</strong> omsætning af CO,<br />
• methanation og <strong>ammoniak</strong>syntese.<br />
Separationsprocesser er:<br />
• afsvovling af naturgas,<br />
• udkondensering af dampoverskud,<br />
• CO2-absorption,<br />
• vandudskillelse efter methanation,<br />
• udkondensering af <strong>ammoniak</strong>.<br />
Ammoniakprocessen er ligeledes simuleret med processimuleringsværktøjet VMG-<br />
Sim, hvor der er anvendt en ”Black-box” (benævnt ”E1” i Figur 38) til optegning af<br />
kompositkurver (se Figur 40) og identifikation af pinch-temperaturen. Data <strong>for</strong> de<br />
involverede processer ses i Tabel 11.<br />
51
PSO 2005-2 6422<br />
Biomass<br />
CH1.442O0.393<br />
Biomass feed<br />
200 MWth<br />
60.15 ton/h incl.<br />
30 % water<br />
Hi= 11.97 MJ/kg<br />
Oxygen 98.5 %<br />
950 kJ/kg<br />
S1_biomass_air<br />
S1_biomass_Oxygen<br />
S32<br />
S26<br />
S2_O2<br />
M2<br />
ERx2<br />
S35 S35_oxygen<br />
SP4<br />
Q8<br />
CP3<br />
Q8<br />
Energy 2.398E+3 KW<br />
S9<br />
S34<br />
S13<br />
S24<br />
XL1<br />
S4<br />
E1<br />
S18<br />
S7<br />
Q6<br />
SP3<br />
SP2<br />
Q7<br />
Q3<br />
EX1<br />
EX2<br />
EX5<br />
Q6<br />
Q7<br />
Q3<br />
Energy 1.282E+4 KW Energy 7.774E+3 KW Energy 6.382E+3 KW<br />
S14<br />
S33<br />
Q_NH3<br />
S25<br />
FS1<br />
M4<br />
S11<br />
S21<br />
S15<br />
S12_Nitogen<br />
M1<br />
Q1<br />
Energy 8.884E+3 KW<br />
Sep1<br />
Q1<br />
CP1<br />
S31 S16<br />
Q11<br />
Energy 1.052E+4 KW<br />
CO_shifft<br />
Q11<br />
Q9<br />
Sep2<br />
Q9<br />
Energy 4.628E+4 KW S27 S27<br />
S5<br />
C2<br />
MassFlow 17290.27 V1 kg/h Sep3<br />
AMMONIA 1.6519E+4 kg/h<br />
LHV NH3 18,6 MJ/kg<br />
HHV NH3= 22350<br />
S8<br />
S29<br />
S30<br />
M3 ERx1<br />
EX3<br />
CN1<br />
Overall<br />
Balance<br />
Q_MDEA_29_MJ_KmolCO2<br />
MDEA<br />
Q_MDEA_29_MJ_KmolCO2<br />
OBL1<br />
S3<br />
Energy *1.290E+4 KW<br />
S1<br />
M<br />
Q10<br />
MSepLV1<br />
S2<br />
S8<br />
T 20.0 C<br />
P 1600.00 kPa<br />
MassFlow 70000.00 kg/h<br />
S2_H2O<br />
S17<br />
~M5<br />
Ammonia_reactor CP2<br />
S19<br />
S10<br />
Q2<br />
S20<br />
Energy 1.698E+2 KW<br />
Q2<br />
S23<br />
SP1<br />
Q12<br />
S22<br />
Q12<br />
Energy 8.263E+3 KW<br />
Compr_recycle1<br />
S6<br />
Figur 38. Flowsheet af synteseprocessen til <strong>ammoniak</strong>.<br />
NH3_absorption<br />
S2<br />
T -56.1 C<br />
P 150.00 kPa<br />
MassFlow 17075.75 kg/h<br />
AMMONIA 1.6448E+4 kg/h<br />
Tabel 11. Data <strong>for</strong> processtrømme i flowsheet <strong>for</strong> <strong>ammoniak</strong>syntese (se Figur 38).<br />
EX4<br />
NH3_absorption<br />
Energy *1.600E+4 KW<br />
52<br />
Q5<br />
Q5<br />
Energy 1.502E+4 KW
PSO 2005-2 6422<br />
Shift reaktor Ammoniak reaktor<br />
Tryk Bar 39 Tryk Bar 190<br />
Temp C 229 Temp C 460<br />
VMG-Sim Ind [mol%] Ud [mol%] VMG-Sim Ind [mol%] Ud [mol%]<br />
CH4 0.004 0.004 CH4 0.082 0.0942<br />
CO2 0.049 0.138 CO2 0.000 0.0000<br />
CO 0.091 0.002 CO 0.000 0.0000<br />
Ar 0.002 0.002 Ar 0.029 0.0332<br />
H2 0.365 0.454 H2 0.612 0.4802<br />
N2 0.158 0.158 N2 0.235 0.1960<br />
H2O 0.331 0.242 H2O 0.000 0.0000<br />
NH3 0.042 0.1964<br />
Sum 1.000 1.000 Sum 1.000 1.0000<br />
Plant data (M. Appl) Plant data (M. Appl)<br />
CH4 0.004 0.004 CH4 0.082 0.0915<br />
CO2 0.049 0.138 CO2 0.000 0.0000<br />
CO 0.091 0.003 CO 0.000 0.0000<br />
Ar 0.002 0.002 Ar 0.029 0.0323<br />
H2 0.365 0.456 H2 0.612 0.5079<br />
N2 0.158 0.159 N2 0.235 0.2043<br />
H2O 0.331 0.238 H2O 0.000 0.0000<br />
NH3 0.042 0.1640<br />
Sum 1.000 1.000 Sum 1.000 1.0000<br />
Tabel 12. Simulering med ligevægtsbetingelser sammenlignet med M. Appl, ref. 28. Tal<br />
fra M. Appl svarer til en approachtemperatur på cirka 15 C i <strong>ammoniak</strong>reaktoren.<br />
Ammonia production HHV LHV<br />
Ammonia specific heating value 22.54 18.60 MJ/kg<br />
Ammonia heating value 103.4 85.4 MW<br />
Biomass input 226.3 200 MW<br />
Power consumption:<br />
O2_compressor 2.4<br />
Air_separation 5.5<br />
Feed gas compression 8.9<br />
Recyle compre 0.3<br />
CO2_absorption pump 0.7<br />
Ammonia Cooler 0.6<br />
Boiler _feedPump 0.6<br />
Auxilary 0.9<br />
Biomasse crushing (torrefied) 2.0<br />
Total power consumption 21.9 MW<br />
Power production: Simple GT+District heat Simple GT<br />
Gasturbine 14.5 14.5<br />
Steam turbines: High pressure 12.4 12.4<br />
Medium pressure 7.5 7.5<br />
Low pressure 6.2 12.3<br />
Efficiency gear+genset 96% 96%<br />
Total power production 39.0 MW 44.9 MW<br />
Net power 17.1 MW 22.9 MW<br />
District heat 70.2 MW 0 MW<br />
HHV LHV HHV LHV<br />
Total useful products [MW] 190.7 172.6 126.4 108.3<br />
Efficiencies:<br />
NH3/Biomass input 0.457 0.427 0.457 0.427<br />
(NH3+power)/Biomass input 0.533 0.512 0.558 0.541<br />
(NH3+power+District heat)//Biomass input 0.843 0.863 0.558 0.541<br />
(NH3+power/0.45+District heat)/Biomass input 0.935 0.968 0.682 0.682<br />
Tabel 13. Energi<strong>for</strong>deling på elproduktion, el<strong>for</strong>brug, fjernvarme og <strong>ammoniak</strong>. Nederst<br />
virkningsgrader (øvre brændværdi i venstre og nedre brændværdi i højre kolonne).<br />
53
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 39. Processtrømme i <strong>ammoniak</strong>processen.<br />
Temperature [°C]<br />
700<br />
650<br />
600<br />
550<br />
500<br />
450<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
50,000<br />
Process Composite Curve<br />
100,000<br />
Energy [kW]<br />
150,000<br />
200,000<br />
Area : 16022.17 m²<br />
QCmin : 12464.24 kW<br />
QHmin : 0 kW<br />
DTmin : 7°C<br />
Figur 40. Kompositkurver <strong>for</strong> processen til <strong>ammoniak</strong>syntese. Bemærk at DTmin i<br />
figuren kun svarer til den halve delta T i pinchberegningen.<br />
54
PSO 2005-2 6422<br />
Konfigurationen af varmevekslernetværket til varmegenvinding er optimeret med<br />
værktøjet HEN-Explorer (se omtale tidligere). De processer, der har indgået i<br />
optimeringen, ses i Figur 41 og optimeringsresultatet ses i Figur 42.<br />
Figur 41. Processstrømme <strong>for</strong> <strong>ammoniak</strong>syntese + fjernvarme. (Forklaring se Figur 32.)<br />
Figur 42. Optimeret varmegenvinding (minimering af totale omkostninger), <strong>som</strong> viser<br />
hvorledes konfigurationen af varmevekslere skal være. (Forklaring se Figur 33).<br />
55
PSO 2005-2 6422<br />
Fase 3: Økonomi og føl<strong>som</strong>hedsanalyser<br />
Økonomien ved produktion af methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> baseret på biomasse er<br />
estimeret ved skalering af priser <strong>for</strong> procesudstyr beregnet vha. prisfunktioner. Det<br />
bemærkes at noget af det krævede udstyr endnu ikke <strong>eller</strong> lige netop er kommet i<br />
kommerciel produktion, og der<strong>for</strong> er prisfastsættelsen af sådant udstyr ganske<br />
usikker. Det drejer sig bl.a. om <strong>for</strong>gasseren og udstyr til <strong>for</strong>behandling af biomassen<br />
inden den <strong>for</strong>gasses.<br />
I Tabel 14 ses tre scenarier (Methanol low, Methanol high og Ammonia) med en<br />
simpel gasturbine <strong>som</strong> ikke leverer fjernvarme. Priser på anlægsudstyr (bortset fra<br />
damp- og gasturbiner) er fra ref. 11, <strong>som</strong> angiver 2001 priser. Der er omregnet til<br />
2006 priser ved hjælp af Marshall & Swift equipment cost index.<br />
Konfiguration: Simpel gasturbine Uden fjernvarme leverance<br />
Biomasse brændværdi LHV v. vandindhold 15.5 MJ/kg 15% Vand Methanol Low Methanol high Ammonia<br />
Vandindhold i modtaget biomasse 30.0% 200 MW th 200 MW th 200 MW th<br />
Indtasningsfelter Pris Skal.fakt. Basis Pris Pris Pris<br />
Forbehandling mio $ ton/h mio $ ton/h mio $ ton/h mio $<br />
Transportørrer etc 0.35 0.8 33.5 ton/h 56.41 0.53 56.41 0.53 56.41 0.53<br />
Formaling 0.41 0.6 33.5 ton/h 56.41 0.56 56.41 0.56 56.41 0.56<br />
Lagring 1 0.65 33.5 ton/h 56.41 1.40 56.41 1.40 56.41 1.40<br />
Tørring 7.6 0.8 33.5 ton/h 56.41 11.53 56.41 11.53 56.41 11.53<br />
Fjenelse af fremmedlegemer 0.37 0.7 33.5 ton/h 56.41 0.53 56.41 0.53 56.41 0.53<br />
Fødesystem 0.41 1 33.5 ton/h 56.41 0.69 56.41 0.69 56.41 0.69<br />
Fødeflow v. br.v. spec.vandindh. 46.45 46.45 46.45<br />
Forgasningssystem Specifik Specifik Specifik<br />
Forgasser 38.1 0.7 68.8 ton dry/feed 39.48 25.83 39.48 25.83 39.48 25.83<br />
O2 anlæg (installeret) 44.2 0.85 41.7 ton O2/h 0.084 16.80 20.41 16.80 20.41 16.80 20.41<br />
Gasrensning Tj cracker nødv:1 Ej nødv:0 0<br />
Tjære cracker (ej nødv. v. entrained flow) 3.1 0.7 34.2 m3 gas/s 19.545 24.32 0.00 24.32 0.00 24.32 0.00<br />
Cycloner 2.6 0.7 34.2 m3 gas/s 24.32 2.05 24.32 2.05 24.32 2.05<br />
Kondenserende scrubber 2.6 0.7 12.1 m3 gas/s 24.32 4.24 24.32 4.24 24.32 4.24<br />
Posefilter 1.6 0.65 12.1 m3 gas/s 24.32 2.52 24.32 2.52 24.32 2.52<br />
Varmgas rensning (hot gas filters) 30 1 74.1 m3 gas/s 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00<br />
Syntesegas<br />
Kompressor 11.1 0.85 13.2 MW 0.0185 3.70 3.77 3.70 3.77 0.045 9.00 8.02<br />
Shift reactor (installeret) 36.9 0.85 15.6 Mmol (CO+H2)/h 1.85 6.03 1.85 6.03 1.85 6.03<br />
Selexsol CO2 fjernelse (installeret) 54.1 0.7 9900 kmol CO2/h 0 0.00 5.185 1037 11.15 8 1600 15.11<br />
Methanol reaktor 7 0.65 87.5 ton MeOH/h0.03775 7.55 1.42 0.0735 14.70 2.20 0.0825 16.50 2.37<br />
Recycle kompressor 11.1 0.85 13.2 MW 0.00 0.0025 0.50 0.69 0.0025 0.50 0.69<br />
Methanol distillation og raffinering 15.1 0.7 87.5 ton MeOH/h 7.55 2.72 14.70 4.33 16.50 4.70<br />
Varmevekslernetværk 5 0.9 10000 m2 150 30000 13.44 150 30000 13.44 150 30000 13.44<br />
Sum udstyr i 2001 priser M&S ECI 2001 1094 97.67 111.89 120.64<br />
M&S ECI (Marshall & Swift equipment cost index, 1926=100) 2006 1302 i 2006 priser 116.24 133.17 143.57<br />
Kraftproduktion brutto<br />
Gas turbine 2006priser 15 0.7 26.3 MW 0.1775 35.50 18.50 0.044 8.80 6.97 0.0725 14.50 9.89<br />
Dampturbine 2006 priser 5.1 0.7 10.3 MW 0.14 28.00 10.27 0.1315 26.30 9.83 0.1305 26.10 9.78<br />
SUM udstyr 145.0 150.0 163.2<br />
Ekstra omkost i % af componenter<br />
Instrumetering og kontriol 5.0% 0.3 70 MWth 5.29 5.47 5.96<br />
Bygninger 1.5% 0.65 70 MWth 1.10 1.14 1.24<br />
El tilslutning til net 5.0% 0.2 70 MWth 5.88 6.08 6.62<br />
Forberedelser jord etc. 0.5% 0.65 70 MWth 0.37 0.38 0.41<br />
Ciwil works 10.0% 0.65 70 MWth 7.33 7.58 8.25<br />
El og elektronik 7.0% 0.7 70 MWth 4.87 5.03 5.48<br />
Rørsystemmer 4.0% 0.7 70 MWth 2.78 2.88 3.13<br />
SUM installering m.m 27.61 28.56 31.08<br />
Total invest Mio US $ Invest index 1 172.6 178.5 194.3<br />
$ kurs 6 kr/$ Mio. DKK 1035.8 1071.2 1165.9<br />
Årlige omkostninger Mio.kr/år Mio.kr/år Mio.kr/år<br />
Vedligehold % per år 3.0% 31.1 32.1 35.0<br />
Vedligeholdelsestillæg på gasturbine 30 kr/MWH Driftstid 8000 h/år 8.52 2.112 3.48<br />
Kapitalomkost. realrente 3.0% 86.8 89.7 97.7<br />
Tidshorisont <strong>for</strong> økonomiberegning 15 år<br />
Bemanding 1 prod. chef, 3 teknikere og 5 driftsoperatører 4.5 4.5 4.5<br />
Udgift <strong>for</strong> biomasse leveret 35 kr/GJ 201.6 201.6 201.6<br />
Bruttoproduktion el 63.50 35.10 40.60<br />
Eget<strong>for</strong>brug el 0.0425 8.5 0.061 12.2 0.088 17.6<br />
Elpris ved salg 400 kr/Mwh Net elprod. og elindtægt 55.00 176 22.90 73.28 23.00 73.6<br />
Fjernvarmepris ved salg 200 kr/Mwh Varmeprod. og varmeindtægt 0 0 0 0 0 0<br />
Balance før methanol salg -156.5 -256.8 -268.6<br />
Breakeven pris på biobrændsel ved tilbagebetaling af anlæg ved angivet tidshorisont LHV NH3 18.6 MJ/kg<br />
Kilopris <strong>for</strong> biobrændsel MeOH 2.59 kr/kg MeOH 2.18 kr/kg Ammonia 2.04 kr/kg<br />
Specifik energipris <strong>for</strong> biobrændsel [LHV] 19.9 MJ/kg MeOH 130.2 kr/GJ MeOH 109.7 kr/GJ Ammonia 109.4 kr/GJ<br />
2001 priser fra "Future prospects <strong>for</strong> production of methanol and hydrogen from biomass ". C.N. Hamelinck and A.P.C.Faaij, Sept. 2001. ISBN 90-73958-84-9.<br />
Tabel 14. Økonomiberegning ved simpel gasturbine uden fjernvarmeleverance.<br />
56
PSO 2005-2 6422<br />
Tilsvarende scenarier, bortset fra at der nu også leveres fjernvarme, ses i Tabel 15.<br />
Bemærk at prisen <strong>for</strong> anlæggene er beregnet til det samme og gentages således<br />
ikke i Tabel 15.<br />
Konfiguration: Simpel gasturbine Med fjernvarme leverance<br />
Methanol Low Methanol high Ammonia<br />
Total investering* 172.6 178.5 194.3<br />
Mio. DKK 1035.8 1071.2 1165.9<br />
Mio.kr/år Mio.kr/år Mio.kr/år<br />
31.1 32.1 35.0<br />
8.52 2.11 3.48<br />
86.8 89.7 97.7<br />
4.5 4.5 4.5<br />
201.6 201.6 201.6<br />
Bruttoproduktion el 53.90 30.20 34.60<br />
Eget<strong>for</strong>brug el 8.5 12.2 17.6<br />
Net elprod. og elindtægt 45.4 145.3 18 57.6 17 54.4<br />
Varmeprod. og varmeindtægt 76.5 122.4 76.9 123.0 70.2 112.3<br />
-64.8 -149.4 -175.5<br />
*) Besp. til LT turbine, kondens. udstyr og køling anvendes til delvis eget fj.v. net<br />
Kilopris brændsel kr/kg 1.07 1.27 1.33<br />
Spec.energpris brænds. kr/GJ 53.9 63.9 66.8<br />
Tabel 15. Økonomiberegning ved simpel gasturbine med fjernvarmeleverance.<br />
Investering i anlægget er regnet uændret i <strong>for</strong>hold til systemer, hvor der ikke leveres<br />
fjernvarme (se evt. bemærkning).<br />
Føl<strong>som</strong>heden på produktionsprisen af <strong>ammoniak</strong> <strong>eller</strong> metanol er beregnet ved<br />
særskilt variation af pris på biomasse, el, fjernvarme, anlægsinvestering, realrente og<br />
størrelse af anlægget (se Tabel 16).<br />
Breakeven-prisen anses her <strong>for</strong> at være meget føl<strong>som</strong> når Føl<strong>som</strong>hed er et tal større<br />
end 1 <strong>eller</strong> mindre end -1. Dvs. at der er en større relativ ændring på prisen af<br />
methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> end den relative ændring af den aktuelle parameter der<br />
varieres på.<br />
Omvendt anses det <strong>for</strong> at være tale om en lille føl<strong>som</strong>hed på en parameter, hvis<br />
Føl<strong>som</strong>hed ligger i intervallet -0.5 til 0.5.<br />
De resterende to tilfælde (intervallerne [-1 til -0.5] og [0.5 til 1]) betegnes her <strong>som</strong><br />
moderat føl<strong>som</strong>hed.<br />
Af Tabel 16 ses, at når der leveres fjernvarme øges føl<strong>som</strong>heden i alle scenarier,<br />
hvilket er naturligt, da den absolutte breakeven pris også er væsentlig lavere.<br />
Endvidere ses at føl<strong>som</strong>heden er <strong>for</strong>holdsvis høj i tilfældet med lavt udbytte af<br />
methanol.<br />
I alle scenarier er realrenten den parameter <strong>som</strong> methanol- og <strong>ammoniak</strong>prisen er<br />
mindst føl<strong>som</strong> over <strong>for</strong>, mens den største føl<strong>som</strong>hed er over <strong>for</strong> prisen på biomasse.<br />
57
PSO 2005-2 6422<br />
Beregnet breakeven pris på brændsler i kr/GJ [LHV] uden fjernvarme leverance<br />
Simpel GT MeOH low Simpel GT MeOH high Simpel Ammonia<br />
enhed -40% Base 40% -40% Base 40% -40% Base 40% -40% Base 40%<br />
Biomassepris Kr./GJ 21 35 49 63 130 197 75 110 144 77 109 142<br />
Relativ ændr. -52% 52% -31% 31% -30% 30%<br />
Føl<strong>som</strong>hed 1.29 1.29 0.78 0.79 0.75 0.75<br />
Elpris Kr./MWh 240 400 560 189 130 72 122 110 97 121 109 97<br />
Relativ ændr. 45% -45% 11% -11% 11% -11%<br />
Føl<strong>som</strong>hed -1.12 -1.13 -0.29 -0.28 -0.27 -0.27<br />
Invest index Mio. kr. 0.6 1 1.4 91 130 169 89 110 131 88 109 131<br />
Relativ ændr. -30% 30% -19% 19% -20% 20%<br />
Føl<strong>som</strong>hed 0.75 0.75 0.47 0.48 0.49 0.49<br />
Realrente 0.018 0.03 0.042 124 130 137 107 110 113 106 109 113<br />
Relativ ændr. -5% 5% -3% 3% -3% 3%<br />
Føl<strong>som</strong>hed 0.12 0.12 0.07 0.08 0.08 0.08<br />
Størrelse MW th 80 200 600 171 130 101 132 110 94 135 109 92<br />
Relativ ændr. 31% -22% 20% -14% 24% -16%<br />
Føl<strong>som</strong>hed -0.79 -0.56 -0.50 -0.35 -0.59 -0.39<br />
Beregnet breakeven pris på brændsler i kr/GJ [LHV] med fjernvarme leverance<br />
Simpel GT MeOH low Simpel GT MeOH high Simpel Ammonia<br />
enhed -40% Base 40% -40% Base 40% -40% Base 40% -40% Base 40%<br />
Biomassepris Kr./GJ 21 35 49 -13 54 121 29 64 98 36 67 98<br />
Relativ ændr. -124% 124% -54% 54% -46% 46%<br />
Føl<strong>som</strong>hed 3.11 3.11 1.35 1.35 1.15 1.15<br />
Elpris Kr./MWh 240 400 560 102 54 6 74 64 54 75 67 59<br />
Relativ ændr. 90% -90% 15% -15% 12% -12%<br />
Føl<strong>som</strong>hed -2.24 -2.24 -0.38 -0.39 -0.31 -0.31<br />
Fjernvarmepris Kr./MWh 120 200 280 95 54 13 85 64 43 84 67 50<br />
Relativ ændr. 76% -76% 33% -33% 26% -26%<br />
Føl<strong>som</strong>hed -1.89 -1.89 -0.82 -0.83 -0.64 -0.64<br />
Investering Mio. kr. 0.6 1 1.4 15 54 93 43 64 85 47 67 87<br />
Relativ ændr. -73% 73% -33% 33% -30% 30%<br />
Føl<strong>som</strong>hed 1.82 1.82 0.82 0.81 0.76 0.76<br />
Realrente 0.018 0.03 0.042 48 54 60 61 64 67 64 67 70<br />
Relativ ændr. -11% 12% -5% 5% -5% 5%<br />
Føl<strong>som</strong>hed 0.28 0.30 0.13 0.13 0.12 0.12<br />
Størrelse MW th 80 200 600 95 54 25 86 64 48 91 67 51<br />
Relativ ændr. 76% -54% 34% -24% 36% -24%<br />
Føl<strong>som</strong>hed -1.91 -1.35 -0.85 -0.61 -0.91 -0.60<br />
Tabel 16. Føl<strong>som</strong>hed på produktionspris af methanol og <strong>ammoniak</strong> i kr. pr. GJ [LHV].<br />
Fase 4: Processtatus og udviklingsbehov<br />
Fremstilling af <strong>ammoniak</strong> og methanol sker med veludviklede industrielle processer.<br />
Udviklingsbehov er der<strong>for</strong> i alt overvejende grad knyttet til effektiv håndtering af<br />
biomasse, <strong>for</strong>behandling, <strong>for</strong>gasning og justering af biogassens sammensætning til<br />
en velegnet syntesegas.<br />
Håndtering af biomasse<br />
Da der er tale om store produktionsanlæg, kræves et betydeligt opland til fremstilling<br />
af biomassen, og dermed ret lange transportstrækninger. Der<strong>for</strong> er det essentielt at<br />
biomassen kan gøres kompakt på hovedparten af transportstrækningen, især på den<br />
del der skal <strong>for</strong>egå ad landevej. Træ i lige kævler har en middelhøj energitæthed<br />
mens flis er lidt lavere. Restprodukter fra landbrug, <strong>som</strong> eksempelvis halm, har en<br />
middellav energitæthed hvis presset i storballer og endnu lavere hvis snittet. Hårdere<br />
presningsgrader, så densiteten bliver omkring dobbelt så høj, er ønskeligt (hvis der<br />
primært er tale om vejtransport).<br />
En anden mulighed kan være på decentrale stationer at gennemføre en hurtig<br />
pyrolysering af biomassen (”fast pyrolysis”), hvorved op mod 85% af biomassens<br />
brændværdi (<strong>for</strong> halm dog kun omkring 75%) kan om<strong>for</strong>mes til en meget energikompakt<br />
opslæmning bestående af omkring 80% biocrude og 20% knust koks. Produktet<br />
58
PSO 2005-2 6422<br />
er ret let at håndtere i tankbiler, hvis det holdes på en temperatur over 10 C. Produktet<br />
kan separere ved flere måneders oplagringstid.<br />
Spildet i processen <strong>for</strong>efindes <strong>som</strong> ikke-kondenserbare gasser (10-25% afhængig af<br />
type af biomasse) og kan udnyttes i første omgang til at dække processens behov <strong>for</strong><br />
varme og derefter til fjernvarme, hvis anlæggene til hurtig pyrolyse placeres i<br />
<strong>for</strong>bindelse med eksisterende decentrale varmeværker.<br />
Anlæg til hurtig pyrolyse er imidlertid kun lige kommet på det kommercielle marked.<br />
Dynamotive (Canada) har bygget et anlæg, der kan behandle op til 200 t/dag.<br />
Forbehandling af biomasse<br />
Ved anvendelse af entrained flow <strong>for</strong>gasning skal biomassen neddeles meget fint<br />
(cirka 0.5 mm), hvilket kræver ganske stort kraftbehov. Alternativt kan biomassen<br />
gennemgå en ristningsproces (torrefaction), <strong>som</strong> gør biomassen tør og mere sprød<br />
og der<strong>for</strong> betydeligt lettere at <strong>for</strong>male fint. Derved kan arbejdet til neddeling reduceres<br />
til omkring en trediedel jf. ref. 21. Udstyret til torrefaction er dog stadigvæk<br />
ganske kostbart, så det er usikkert om det på nuværende tidspunkt reelt kan betale<br />
sig med denne proces.<br />
Et andet alternativ er, <strong>som</strong> nævnt oven<strong>for</strong>, en hurtig pyrolysering (fast pyrolysis), hvor<br />
biomassen <strong>for</strong>inden neddeles til ganske fine partikler (1-5 mm). Herved kan hovedparten<br />
af kraftbehovet til den meget fine neddeling elimineres, idet energibehovet<br />
stiger stærkt <strong>for</strong> stadigt mindre partikelstørrelser.<br />
De neddelte partikler opvarmes derefter meget hurtigt til omkring 450-500 C, hvorved<br />
hovedparten af biomassen om<strong>for</strong>mes til en pyrolyseolie samt en mindre mængde<br />
<strong>som</strong> koksrest og ikke-kondenserbare gasser. Sidstnævnte kan bruges til at drive<br />
processen og vil da ende <strong>som</strong> overskudsvarme <strong>som</strong> evt. kan anvendes til fjernvarme.<br />
Der findes kun meget få leverandører af udstyr og derudover er <strong>for</strong>skellige teknologier<br />
afprøvet i laboratorieskala. Der skal flere leverandører til og langt flere anlæg<br />
opstilles før man kan <strong>for</strong>vente at teknologien modnes og bliver billigere.<br />
Forgasning<br />
Som nævnt tidligere er entrained flow <strong>for</strong>gasseren kommerciel teknologi, der<br />
anvendes i stor målestok (flere hundrede MW termisk) i <strong>for</strong>bindelse med kul<strong>for</strong>gasning<br />
til fremstilling af fx. methanol <strong>eller</strong> DME. Efter<strong>som</strong> der er en væsentlig udgift<br />
ved at skulle neddele biomasse til meget fine partikler, kan der være et incitament til<br />
udvikling af <strong>for</strong>gasningsteknologien så den kan håndtere lidt større partikelstørrelser.<br />
Konklusion<br />
I denne <strong>for</strong>undersøgelse er undersøgt en række koncepter (proceskonfigurationer)<br />
<strong>for</strong> fremstilling af methanol og <strong>ammoniak</strong> i samproduktion med el på basis af<br />
biomasse. Der er varieret på <strong>for</strong>holdet mellem netto elproduktion og udbyttet af<br />
methanol. Muligheden <strong>for</strong> at afsætte fjernvarme er ligeledes optimeret i nogle<br />
casestudier.<br />
For undersøgelserne af methanol og <strong>ammoniak</strong> bemærkes, at hvor der er kommerciel<br />
teknologi tilgængelig, antages denne anvendt <strong>som</strong> den <strong>for</strong>efindes <strong>for</strong> nuværende.<br />
Med hensyn til de få teknologiprocesser, <strong>som</strong> ikke er modne på det kommercielle<br />
59
PSO 2005-2 6422<br />
marked, er der taget udgangspunkt i det vi har vurderet <strong>som</strong> værende de mest<br />
lovende teknologier mht. mulighed <strong>for</strong> praktisk realisation og potentialer.<br />
I undersøgelserne er kun de mest oplagte og således ikke alle muligheder <strong>for</strong><br />
kraftproduktion i processen udnyttet. Det kan der<strong>for</strong> ikke udelukkes at det vil være<br />
rentabelt at ”presse” lidt mere kraftproduktion ud af den samlede proces i de enkelte<br />
scenarier.<br />
Der er ikke set på muligheden <strong>for</strong> at integrere processerne med andre eksterne<br />
processer, <strong>som</strong> kan tænkes at komme i spil i et fremtidigt scenarium. Det kunne<br />
eksempelvis være ilt, <strong>som</strong> biprodukt fra elektrolyse af vand, <strong>som</strong> vil være værdifuldt i<br />
<strong>for</strong>gasningsprocessen, da denne mængde så ikke skal produceres ved den omkostningstunge<br />
separation af luft.<br />
I det omfang vi har fundet det relevant og muligt, er der <strong>for</strong>etaget sammenligning<br />
med resultater fra lignende studier. Konkret er der <strong>for</strong>etaget procesintegrationsanalyser<br />
på nogle proceskoncepter til fremstilling af bio-methanol, <strong>som</strong> er opstillet i et<br />
hollandsk studium (ref. 11).<br />
En sammenligning af resultater viser her at det er muligt at <strong>for</strong>bedre energivirkningsgraden<br />
væsentligt, alene ved en betydelig bedre varmeintegration og hermed gøre<br />
det muligt at producere mere damp til generering af el.<br />
Der er således påvist et potentiale <strong>for</strong> <strong>for</strong>øgelse af elproduktion netto fra anlægget på<br />
over 40%. Denne <strong>for</strong>bedring er opnået vel at mærke uden at ændre på kærneprocessens<br />
konfiguration og procesparametre, <strong>som</strong> i pinch-teorien anføres <strong>som</strong> det<br />
sted, hvor mulighederne <strong>for</strong> de største besparelsespotentialer ofte skjuler sig.<br />
Der er beregnet til hvilken pris bio-methanol og bio-<strong>ammoniak</strong> kan fremstilles på<br />
<strong>for</strong>skellige konfigurationer af anlæg. Endvidere er der gennemregnet føl<strong>som</strong>heder <strong>for</strong><br />
en række af de mest betydningsfulde parametre <strong>som</strong>: priser på biomasse, el og<br />
fjernvarme samt realrenten og anlægsstørrelse.<br />
Opsummering af resultater<br />
Methanol<br />
I undersøgelsen er vi kommet frem til at methanol kan fremstilles på træflis med 30%<br />
fugt med en virkningsgrad på omkring 41% (både udregnet efter øvre og nedre<br />
brændværdi).<br />
Kraft<strong>for</strong>bruget til processerne dækkes af egenproduktion af el og derudover kan der<br />
netto eksporteres el svarende til 8-12% af brændværdien (HHV) <strong>for</strong> tre undersøgte<br />
scenarier (simpel GT med fjernvarme, simpel GT og avanceret GT med fjernvarme).<br />
Konverteringsvirkningsgraden til højværdige nytteprodukter ligger således mellem<br />
49% og 53% (HHV).<br />
Er der mulighed <strong>for</strong> at afsætte overskudsvarme til fjernvarme, kan den samlede<br />
konverteringsvirkningsgrad komme op på 88%. I ovenstående scenarier er der<br />
prioriteret et ret højt udbyttet af methanol.<br />
Som et alternativt kan man vælge, på bekostning af et lavere udbytte af methanol, at<br />
producere mere el til eksport fra anlægget. For de tilsvarende tre scenarier <strong>som</strong><br />
nævnt oven<strong>for</strong> er der lavet undersøgelser med et methanoludbytte på omkring 22%<br />
(HHV), hvor eleksporten da bliver mellem 20 og 23% (HHV).<br />
Ved denne omprioritering, hvor elproduktionen øges på bekostning af methanol, er<br />
man i stand til at opnå høje marginale elvirkningsgrader (59%-65%, HHV MeOH <strong>eller</strong><br />
68%-73%, LHV MeOH).<br />
60
PSO 2005-2 6422<br />
Ammoniak<br />
Undersøgelserne med <strong>ammoniak</strong>produktion har vist at <strong>ammoniak</strong> kan fremstilles på<br />
træflis med 30% vandindhold med en virkningsgrad på cirka 46% og 43% <strong>for</strong> øvre og<br />
nedre brændværdi hhv.<br />
Der er undersøgt to scenarier: I det ene er anvendt en simpel gasturbine og der<br />
produceres fjernvarme, mens der i det andet er antaget at der ikke er mulighed <strong>for</strong> at<br />
afsætte fjernvarme, hvor<strong>for</strong> elproduktionen er søgt optimeret i stedet <strong>for</strong>.<br />
Som <strong>for</strong> methanol dækkes kraft<strong>for</strong>bruget internt i processen af egenproduktionen og<br />
dertil kommer et overskud af elproduktion svarende til 8.5% (LHV) i tilfældet hvor der<br />
leveres fjernvarme og 11.5% (LHV) i det andet.<br />
Konverteringsvirkningsgraden til højværdige nytteprodukter ligger således på 53% og<br />
56% (HHV) <strong>for</strong> de to scenarier med og uden fjernvarme henholdsvis.<br />
Med fjernvarmeproduktion kommer den samlede nyttevirkningsgrad op på 84%<br />
(HHV) og 86% (LHV).<br />
Bio-<strong>ammoniak</strong> oplagt <strong>som</strong> CO2 reducerende tiltag<br />
En væsentlig <strong>for</strong>del ved bio-<strong>ammoniak</strong>, i <strong>for</strong>hold til traditionel afbrænding af biomasse<br />
med luft <strong>eller</strong> konvertering af biomasse til ethanol <strong>eller</strong> methanol, er at kulstoffet i<br />
biomassen under processen fraskilles <strong>som</strong> en næsten ren CO2 gas. Det er der<strong>for</strong><br />
<strong>for</strong>holdsvist enkelt og oplagt at deponere denne CO2. Det kan fx. ske ved tryksætning<br />
og lagring på dybt vand <strong>eller</strong> i egnede underjordiske hulrum.<br />
Derved bliver <strong>ammoniak</strong>fremstillingen baseret på biomasse ikke CO2 neutral, men<br />
derimod reducerende på atmosfærens indhold af CO2. Processens effekt på CO2<br />
reduktion i <strong>for</strong>hold til at fremstille bioethanol er dermed mindst dobbelt så stor og vil<br />
også være væsentlig større end når der anvendes en methanolrute, <strong>som</strong> i nærværende<br />
undersøgelse.<br />
I beregningerne af omkostninger ved fremstilling af <strong>ammoniak</strong> er der dog ikke<br />
indregnet en gevinst fra virkningen af en CO2 reduktion.<br />
Tabene i <strong>for</strong>bindelse med fremstillingen af methanol vil være ækvivalent med en CO2<br />
dannelse i processerne, <strong>som</strong> også vil <strong>for</strong>ekomme i en ganske koncentreret <strong>for</strong>m så<br />
en mere fuldstændig separation af denne CO2 med henblik på deponering kræver<br />
kun <strong>for</strong>holdsvis lidt ekstra energibehov. Stadigvæk vil en væsentlig del af biomassens<br />
kulstof <strong>for</strong>efindes i den producerede methanol.<br />
Produktionspriser af methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong><br />
Med antagelser bl.a. pris på biomasse på 35 kr/GJ, elpris på 400 kr/MWh og<br />
fjernvarmepris på 200 kr/MWh er beregnet til hvilke priser methanol og <strong>ammoniak</strong><br />
kan produceres i de <strong>for</strong>skellige processcenarier.<br />
Hvis spildvarmen fra processen kan sælges <strong>som</strong> fjernvarme, bliver produktionsprisen<br />
på methanol <strong>eller</strong> <strong>ammoniak</strong> væsentligt lavere (en prisreduktion på mellem 58% og<br />
38%).<br />
I undersøgelsen er nået frem til at methanol ved et udbytte på 22% (HHV) kan<br />
fremstilles til 54 kr./GJ, når der samtidigt produceres meget el og fjernvarme og til<br />
130 kr./GJ, hvis der ikke er mulighed <strong>for</strong> at levere fjernvarme. I et andet scenarium,<br />
hvor methanoludbyttet er væsentligt højere (41% HHV), er produktionspriserne med<br />
og uden mulighed <strong>for</strong> salg af fjernvarme hhv. 64 kr./GJ og 110 kr./GJ.<br />
Scenarierne, hvor der produceres <strong>ammoniak</strong>, viser tilsvarende produktionspriser på<br />
67 kr./GJ og 109 kr./GJ med og uden fjernvarme salg hhv.<br />
61
PSO 2005-2 6422<br />
Til sammenligning kan nævnes at prisen <strong>for</strong> naturgas (excl. moms, afgifter og<br />
transmission) med en fastprisaftale gennem DONG energy, i skrivende stund er 3.14<br />
kr/Nm3, svarende til en pris på 79.4 kr./GJ. Priser <strong>for</strong> naturgas på de internationale<br />
gasbørser er imidlertid betydeligt lavere og har i de seneste på år ligget væsentligt<br />
under olieprisen (se Figur 43). Prisen ligger her i niveauet 30-40 kr./GJ.<br />
Figur 43. Spotmarkedspriser på naturgas fra tre børser: Henry Hub i Nordamerika, NBP<br />
(National balancing point, UK og Zeebrugge i Belgien. Ref. 29.<br />
Afsluttende bemærkninger<br />
Sammenligning af <strong>for</strong>skellige teknologier inden <strong>for</strong> området: fremstilling af brændsler<br />
til transportsektoren på basis af biomasse, er i sig selv komplekst og vanskeligt og<br />
kan ikke på rimelig og neutral vis udtrykkes med et enkelt nøgletal.<br />
Der er dels en problematik i <strong>for</strong>bindelse med hoved- og biprodukter både i relation til<br />
råvaren (er biomassen et restprodukt <strong>eller</strong> en primær produktion, <strong>som</strong> dermed<br />
lægger beslag på en række begrænsede ressourcer <strong>som</strong> bl.a. dyrkningsbar landområde)<br />
og i relation til biprodukterne <strong>som</strong> el, lavtemperaturvarme og evt. restprodukter<br />
<strong>som</strong> ikke konverteret biomasse i <strong>for</strong>m af eksempelvis lignin og molasse.<br />
Alle disse biprodukter kan sagtens omregnes til et energiindhold. Sagen er imidlertid<br />
at det samme energiindhold fra de <strong>for</strong>skellige produkter langt fra er lige værdifulde og<br />
værdien afhænger tilmed af i hvilket system og i hvilket omfang de indpasses.<br />
En nøgtern sammenligning med alternative teknologier vanskeliggøres derudover af<br />
manglende detailin<strong>for</strong>mation i de <strong>for</strong>skellige analyser og opgørelser.<br />
Endelig kan nævnes, <strong>som</strong> en yderligere kompleksitet, problematikken med om man<br />
overhovedet bør producere brændsler til transportsektoren på basis af biomasse.<br />
Problematikken består i om den biomasse, der er til rådighed <strong>eller</strong> kan påregnes<br />
genereret, alternativt kan anvendes mere rationelt andre steder (kan biomassen<br />
substituere mere fossilt brændsel i andre anvendelser?). Dette aspekt ligger uden <strong>for</strong><br />
rammerne af nærværende undersøgelse, og er der<strong>for</strong> ikke inddraget yderligere.<br />
62
PSO 2005-2 6422<br />
I et <strong>for</strong>søg på at sammenligne med ethanol fremstilling af halm efter IBUS konceptet,<br />
er der beregnet tilsvarende procesvirkningsgrader <strong>for</strong> dette koncept. Det skal<br />
bemærkes, at ved konvertering af halm efter det proceskoncept, der er benyttet i<br />
nærværende studium, kan der være behov <strong>for</strong> nogle ændringer efter <strong>for</strong>gasningsprocessen,<br />
<strong>som</strong> følge af korrosionsmæssige <strong>for</strong>hold (primært <strong>som</strong> følge af et væsentlig<br />
højere indhold af kalium og klor i halm i <strong>for</strong>hold til træ).<br />
Alternativt kan halmen <strong>for</strong>behandles med ”fast pyrolysis” hvor hovedparten bliver til<br />
pyrolyseolie, der kun indeholder små mængder af de nævnte stoffer, <strong>som</strong> primært<br />
bliver opkoncentreret i en koksrest. Kalium og klor kan vaskes ud af koksen, så også<br />
koksen kan anvendes til <strong>for</strong>gasning.<br />
Beregningerne har vist at methanol og <strong>ammoniak</strong> kan fremstilles med noget højere<br />
virkningsgrader end de, der er beregnet i IBUS-konceptet, specielt når der regnes<br />
med en brændværdi af halmen, <strong>som</strong> oplyst af DONG energy 10 .<br />
For højværdige nyttige produkter (ethanol + el) er virkningsgraden <strong>for</strong> tre koncepter<br />
beregnet til at ligge mellem 0.46 og 0.53 (HHV) med vores estimerede brændværdi<br />
af halm og til at ligge mellem 0.42 og 0.49 (HHV) med en brændværdi af halm <strong>som</strong><br />
den vi har fået oplyst af DONG energy.<br />
I de methanolkoncepter, der er undersøgt, er der varieret på produktions<strong>for</strong>holdet<br />
mellem methanol og el. Anlæggene <strong>for</strong>udsættes at skulle køre i hele tiden, bortset fra<br />
perioder til vedligeholdelse. Der kan på sådanne anlæg være tale om non-stop drift i<br />
flere år <strong>for</strong> visse dele af produktionen.<br />
Netto-elproduktionen, <strong>som</strong> skal eksporteres fra anlægget, vil således være at<br />
betegne <strong>som</strong> ren grundlast. Ved større grad af indpasning vil dette give anledning til<br />
yderligere flaskehalse i den bundne elproduktion, <strong>som</strong> i <strong>for</strong>vejen er høj i det <strong>dansk</strong>e<br />
elsystem. Denne problematik vil favorisere et proceskoncept med høj methanol- og<br />
lav elproduktion.<br />
En oplagt mulighed er der<strong>for</strong> at undersøge om det vil være <strong>for</strong>nuftigt at bygge<br />
fleksible anlæg, hvor det er muligt i større grad at <strong>for</strong>skyde produktions<strong>for</strong>holdet<br />
methanol/nettoel, således at produktionsanlægget langt bedre kan tilpasse produktionen<br />
i <strong>for</strong>hold til de varierende behov, der konstateres i det nuværende elsystem.<br />
10 Det bemærkes at der ikke har været overensstemmelse mellem den brændværdi, der i dette projekt<br />
er estimeret <strong>for</strong> halmen og den brændværdi <strong>som</strong> DONG energy har oplyst.<br />
63
PSO 2005-2 6422<br />
Referenceliste<br />
1. Pressemeddelelse fra TV2: http://www.tv2fyn.dk/article/27816<br />
2. Energioptimering på <strong>ammoniak</strong>- og methanolfabrikker (JSC ACRON, Rusland). Weel<br />
& Sandvig, 2005.<br />
3. Energy Optimisation of an Ammonia Plant, Kemira Tertre, Belgium, M. W. Hansen,<br />
1997.<br />
4. Ammonia, Methanol, Hydrogen, Carbonmonoxide. Modern Production Technologies.<br />
M. Appl. British Sulphur Publishing, 1997. ISBN 1-873387-26-1.<br />
5. Biomass to Hydrogen - Production Detailed Design and Economics Utilizing the Battelle<br />
Columbus Laboratory Indirectly-Heated Gasifier. P. Spath, A.Aden, T.Eggeman,<br />
M. Ringer, B. Wallace and J. Jechura. NREL/TP-510-37408. May 2005.<br />
6. Life cycle assessment of hydrogen production via natural gas steam re<strong>for</strong>ming. P.L.<br />
Spath and K.M. Mann, NREL/TP-570-27637, 2001.<br />
7. Analysis of Current-Day Commercial Electrolyzers. Technology Brief: NREL/FS-560-<br />
36705, September 2004. http://www.nrel.gov/docs/fy04osti/36705.pdf<br />
8. Making Hydrogen by Electrolysis of Methanol. B. Jeffries−Nakamura et al. NASA<br />
TECH BRIEF Vol. 26, No. 6. 06-2002. http://www.methanol.org/pdf/JPL_DMFC.pdf<br />
9. LCM - the low cost methanol technology. T. Fitzpatrick. Synetix. 2002.<br />
10. Substructure of the inner core of the Earth, J. M. Herndon, Proceedings of the National<br />
Academy of Sciences of the United States of America 93(2): pp.646-648,<br />
January 1996.<br />
11. Future prospects <strong>for</strong> production of methanol and hydrogen from biomass. C.N.<br />
Hamelinck and A.P.C. Faaij, Universiteit Utrecht, Sept. 2001. Report NWS-E-2001-<br />
49. ISBN 90-73958-84-9.<br />
12. Prospect <strong>for</strong> ethanol from Lignocellulosic Biomass: Techno Economic per<strong>for</strong>mance<br />
as developments progresses. C. N. Hamelinck, G. V. Hooijdonk, A. P. Faaij, 2003.<br />
13. Co-Production of Cellulosic Bio-Ethanol, Power and Heat. J.H. Reith et al. (ECN)<br />
2004.<br />
14. New concepts <strong>for</strong> biofuels in transportation - biomass-based methanol production<br />
and reduced emissions in advanced vehicles. M. Ohlström et al. VTT Espoo 2001.<br />
ISBN 951-38-5781-6.<br />
15. The Pegasus Unit: The Lost Art of Driving Without Gasoline, N.A. Skov and M.L.<br />
Papworth, 1974.<br />
16. Gasification, presented by R. Klepper<br />
http://www.emnrd.state.nm.us/ECMD/IndustryBiomass/docs/GF_presentations/combppt-Klepper.pdf<br />
17. Pressurised entrained flow gasifiers <strong>for</strong> biomass. E. Henrich, F. Weirich. Forschungszentrum<br />
Karlsruhe, Institut für Technische Chemie, Karlsruhe, Germany.<br />
IT3´02 Conference, 2002, New Orleans, Louisiana.<br />
64
PSO 2005-2 6422<br />
18. Fast pyrolysis based biorefineries, T. Bridgewater. Bio-Energy Research Group,<br />
Aston University Birmingham, UK. American Chemical Society Meeting & Exposition,<br />
August 28 - September 1, 2005. Washington, DC USA.<br />
19. State of the art in biomass gasification and pyrolysis technologies 2005. E. Rensfelt.<br />
SYNBIOS, Stockholm, Sweden.<br />
http://www.ecotraffic.se/synbios/konferans/presentationer/19_maj/gasification/synbios_rensfelt_erik.pdf<br />
20. Status of biomass gasification in countries participating in IEA and GasNet activity.<br />
August 2004. Compiled and edited by: K.W. Kwant, Novem, Netherlands, H. Knoef,<br />
BTG, Netherlands.<br />
21. Torrefaction <strong>for</strong> entrained-flow gasification of biomass. Bergman, P.C.A.; Boersma,<br />
A.R.; Kiel, J.H.A. (ECN Biomass, Petten (Netherlands)); Prins, M.J.; Ptasinski, K.J.;<br />
Janssen, F.J.J.G. (Eindhoven University of Technology, Eindhoven (Netherlands)).<br />
Energy research Centre of the Netherlands ECN, Petten (Netherlands). ECN-C--05-<br />
067, 2005.<br />
22. Torrefaction <strong>for</strong> biomass co-firing in existing coal-fired power stations. P.C.A. Bergman,<br />
A.R. Boersma, R.W.R. Zwart and J.H.A. Kiel “BIOCOAL”. ECN-C--05-013.<br />
2005.<br />
23. Torrefied Biomass: A <strong>for</strong>esighting study into the business case <strong>for</strong> pellets from torrefied<br />
biomass as a new solid fuel. P. Mitchell; J. Kiel; B. Livingston; G.A. Dupont-Roc.<br />
A presentation at: “All Energy’07", May 24 th 2007.<br />
24. Biomass Pyrolysis. IEA Bioenergy:T34:2007:01.<br />
25. Modeling thermally thick pyrolysis of wood. K.M. Bryden, K.W. Ragland & C.J. Rutland.<br />
2002. Biomass and Bioenergy 22(1) p.41-53.<br />
26. Equipment Design and Cost Estimation <strong>for</strong> Small Modular Biomass Systems, Synthesis<br />
Gas Cleanup, and Oxygen Separation Equipment. Task 2: Gas Cleanup Design<br />
and Cost Estimates – Wood Feedstock. Subcontract Report NREL/SR-510-<br />
39945 May 2006.<br />
27. Process Synthesis Optimization and Flexibility Evaluation of Air Separation Cycles.<br />
A. R. Sirdeshpande et al. AIChE J, Vol.51, No.4: 1190–1200, 2005<br />
28. AMMONIA, Principles and Industrial Practice. M. Appl. WILEY-VCH. ISBN 3-527-<br />
29593-3.<br />
29. Transatlantic natural gas price convergence – Is LNG doing its job?, A. Neumann.<br />
Globalization of natural gas markets working papers WP-GG-20. 2007<br />
Anden litteratur<br />
a) Kraftværker med separation og deponering af CO2 (Zero Emission Power<br />
Plant). M. Weel Hansen, J. Sandvig Nielsen, Dansk Kemi, 83, 2002.<br />
b) Fremstilling af methanol ud fra biobrændsler. M. Weel Hansen, Temadag<br />
BES (IDA), november 2003.<br />
c) Energy Optimisation of Integrated Process Plants. J. Sandvig Nielsen, Ph.D.<br />
Thesis, 1995.<br />
65
PSO 2005-2 6422<br />
d) Benchmarking Biomass Gasification Technologies <strong>for</strong> Fuels, Chemicals and<br />
Hydrogen Production. Jared P. Ciferno, John J. Marano, DOE, National Energy<br />
Technology Laboratory, June 2002.<br />
e) Determining the Cost of producing Ethanol from Corn Starch and Lignocellulosic<br />
Feedstock. NREL, October 2000.<br />
f) Feasibilitity Phase project <strong>for</strong> Biomass-Derived Alcohols <strong>for</strong> Automotive and<br />
Industriel use. ALTENER “BAL-Fuels project”, Sept. 1997.<br />
g) Essential Thinking, Elsamkoncernen 2005.<br />
h) IBUS: Integrated Biomass Utilization System (Co-production of electricity and<br />
bioethanol). C. Nielsen et al. Risø. International Energy Conference, May<br />
2005.<br />
i) The future <strong>for</strong> biomass pyrolysis and gasification: status, opportunities and<br />
policies <strong>for</strong> Europe. A. V. Bridgewater, 2002.<br />
http://ec.europa.eu/energy/res/publications/doc1/report_p536_v2.pdf<br />
Forkortelser<br />
aMDEA Aktiveret MDEA<br />
CC Combined Cycle Kombiværk<br />
CFB Circulating Fluidized Bed<br />
DAF Dry and ash free<br />
DME Dimethylether Dimetylæter<br />
DTmin Mindste temperaturdifferens i varmeveksler mellem kold og varm side<br />
FB Fluidized Bed<br />
FT Fischer-Tropsch<br />
GT Gas Turbine Gasturbine<br />
HEN Heat Exchanger Network Varmevekslernetværk<br />
HHV Higher heating value Øvre brændværdi<br />
IBUS Integrated Biomass Utilisation System<br />
LHV Lower heating value Nedre brændværdi<br />
MEA Mono-ethanolamine<br />
MeOH Methanol<br />
MDEA Methyl-diethanolamine<br />
Ngas Naturgas<br />
NREL National Energy Research Laboratory, Colorado<br />
OTM Oxygen Transport Membrane<br />
PEM Proton Exchange Membrane<br />
PPM Parts per million<br />
PSA Pressure Swing Absorption<br />
TRIT Turbine rotor inlet temperature<br />
WS Weel & Sandvig<br />
wt Weight<br />
66
PSO 2005-2 6422<br />
Appendix A: Gasturbiner<br />
Tabel 17. Gasturbiner fra GE.<br />
Tabel 18. Gasturbiner fra GE.<br />
67
PSO 2005-2 6422<br />
Tabel 19. Sammensætning af syngas fra <strong>for</strong>skellige lokationer.<br />
Tabel 20. GE erfaringer med syngas i gasturbiner.<br />
Drift af gasturbiner med de relevante sammensætninger af gas er undersøgt dels<br />
med beregninger <strong>for</strong>etaget i programmet GasTurb og en simplere simulering i det<br />
generelle flow-sheeting program VMG-Sim.<br />
I GasTurb kan man simulere gasturbinens karakteristik og dermed betydningen når<br />
man anvender et brændsel, <strong>som</strong> er væsentlig <strong>for</strong>skelligt fra naturgas. Når man tager<br />
udgangspunkt i en 2-akslet gasturbine (<strong>som</strong> vist i Figur 44) og anvender den<br />
purgegas, <strong>som</strong> fremkommer i de enkelte scenarier, vil man konstatere at operationspunktet<br />
<strong>for</strong>skydes mod ”surge-line” i karakteristikken <strong>for</strong> kompressoren.<br />
For at modvirke denne tendens, kan man øge strømningsarealet i power-turbinen og<br />
samtidigt enten øge antallet af trin <strong>eller</strong> ændre på udløbsvinklen i power-turbinen.<br />
Alternativt kan problemet løses ved at blæse en del af luften af efter kompressoren.<br />
Den luftkomprimering, <strong>som</strong> i givet fald skal blæses af, vil ikke være spildt, da den kan<br />
68
PSO 2005-2 6422<br />
anvendes i anlægget til separation af luft. Vi har dog i vores generelle simuleringer<br />
antaget at gasturbinen er tilpasset, så den kan arbejde med purge-gassen uden<br />
afblæsning af kompressorluft.<br />
Figur 44. Gasturbine simuleret vha. programmet GasTurb. http://www.gasturb.de.<br />
Figur 45. Kompressormap med surge line m.m.<br />
69
PSO 2005-2 6422<br />
Appendix B. Luftseparation med kryoteknik.<br />
Figur 46. Proces flowdiagram af luftseparationsanlæg. Kilde: Praxair.<br />
70
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 47. Iltproduktion med kryoteknik og kraftintegration (gasturbine).<br />
71
PSO 2005-2 6422<br />
Appendix C: Iltseparation med Ion Transport Membraner<br />
Fremstilling af ilt kan alternativt til kryoteknik ske med Ion Transport Membraner<br />
(ITM).<br />
Figur 48. Ion Transport Membraner opererer ved temperatur på 800 - 900 C og et tryk<br />
på 15 til 25 bar.<br />
Figur 49. Skematisk model af et anlæg med en kapacitet på 5 tons pr. dag.<br />
72
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 50. Luftfoto af et tilsvarende anlæg <strong>som</strong> skitseret i Figur 49.<br />
Tabel 21. Nøgledata og specifikke omkostninger ved fremstilling af ilt med traditionel<br />
kryoteknik og ion transport membran (ITM) og betydningen heraf på IGCC.<br />
73
PSO 2005-2 6422<br />
Figur 51. Tre integrationsmuligheder af gasturbine i et luftseparationsanlæg.<br />
74
PSO 2005-2 6422<br />
Appendix D: IBUS koncept – virkningsgrader<br />
På basis af in<strong>for</strong>mationer fra IBUS-konceptet, er der estimeret virkningsgrader, <strong>som</strong><br />
svarer til de der er anvendt i de øvrige analyser i rapporten. Det bemærkes at den<br />
nøjagtige stofsammensætning af halm ikke fremgår i oplysninger fra IBUS. Dette<br />
giver anledning til noget usikkerhed.<br />
Vi har der<strong>for</strong> taget udgangspunkt i tilgængelige data på hvedehalm fra BioLex<br />
databasen (http://www.biolexbase.dk). I vores beregninger er benyttet middelværdier<br />
af brændværdier (DAF: dry and ash free), <strong>for</strong> 10 prøver af hvedehalm, <strong>som</strong> derefter<br />
er omregnet til det indhold af vand og aske, <strong>som</strong> opgives i IBUS’ massebalance.<br />
Dette giver imidlertid en noget lavere brændværdi af halmen (13.54 MJ/kg, LHV) end<br />
den brændværdi <strong>som</strong> DONG energy på <strong>for</strong>espørgsel har oplyst (14.6 MJ/kg LHV).<br />
Der<strong>for</strong> er der lavet beregninger med begge brændværdier (se Tabel 22).<br />
IBUS: Estimeret beregning LHV HHV Br.værdi iflg. DONG energy<br />
Brændværdi halm (14% H2O, 12% ash) MJ/kg 13.54 14.79 (estimeret) LHV 14.60<br />
Brændvædi ethanol MJ/kg 26.7 29.6<br />
Brændværdi biorest (lignin + aske) MJ/kg 10.48 (35% aske, 9% vand)<br />
Input Case c2 Case d2a Case d2b Case c2 Case d2a Case d2b<br />
Halm tørstof ton/y 945000 683000 645000<br />
Indfyret GWh/y 3554 2569 2426 3833 2770 2616<br />
Damp GWh/y 957 782 692 957 782 692<br />
El GWh/y 158 143 112 158 143 112<br />
Køling GWh/y 948 799 703 948 799 703<br />
Output:<br />
Ethanol ton/y 140000 140000 140000 140000 140000 140000<br />
Lignin (biorest) ton/y 330000 251300 227500 330000 251300 227500<br />
C5 molases ton/y 422000 175600 163900 422000 175600 163900<br />
Ethanol GWh/y 1038 1038 1038 1038 1038 1038<br />
Biorest (lignin) GWh/y 943 718 650 943 718 650<br />
C5 molases GWh/y 1155 481 449 1155 481 449<br />
Køling GWh/y 948 799 703 948 799 703<br />
Elprod biorest (eta=0.35,modtryk procesdamp) GWh/y 330 251 227 330 251 227<br />
Fjernvarmeprod. biorest GWh/y 537 409 370 537 409 370<br />
Minimum C5 molase til rest CHP GWh/y 736 654 564 736 654 564<br />
El fra C5 molase CHP GWh/y 258 229 197 258 229 197<br />
Samlet el fra CHP af biorest + C5 molase GWh/y 588 480 425 588 480 425<br />
El_UC5: Netto el (eta = 0.35) uden C5 kondens GWh/y 430 337 313 430 337 313<br />
El fra C5 (eta=0.45, kondens) GWh/y 188 -78 -52 188 -78 -52<br />
El_maks: Netto el med C5 kondens GWh/y 618 259 261 618 259 261<br />
Virkningsgrader: Ethanol LHV 0.292 0.404 0.428 0.271 0.375 0.397<br />
Ethanol + biorest LHV 0.557 0.684 0.696 0.517 0.634 0.645<br />
Ethanol + El_UC5 + C5 LHV 0.531 0.468 0.509 0.492 0.434 0.472<br />
Ethanol + El_maks LHV 0.466 0.505 0.536 0.432 0.468 0.497<br />
Ethanol + El_maks/0.45 LHV 0.679 0.628 0.667 0.629 0.583 0.619<br />
Ethanol + El_maks + fj.v. fra køling LHV 0.733 0.816 0.825 0.680 0.757 0.765<br />
Ethanol + El_maks/0.45 + fj.v. fra køling LHV 0.945 0.939 0.957 0.877 0.871 0.887<br />
Ethanol HHV 0.296 0.410 0.434 0.275 0.380 0.403<br />
Ethanol + El_maks HHV 0.456 0.502 0.533 0.423 0.466 0.494<br />
Tabel 22. IBUS koncept. Weel & Sandvigs estimering af virkningsgrader. Til venstre<br />
baseret på en estimeret brændværdi af halmen, og til højre på basis af en brændværdi<br />
<strong>som</strong> DONG energy har oplyst på <strong>for</strong>espørgsel. Det er antaget at al overskudsvarme,<br />
der bortkøles (benævnt ”Køling”), kan omsættes til fjernvarme. Det er dog ikke sikkert<br />
at al denne varme findes ved et tilstrækkeligt temperaturniveau, og i så fald vil<br />
potentialet <strong>for</strong> fjernvarme blive mindre end beregnet i tabellen.<br />
75