CONVERSIETECHNOLOGIEËN VOOR DE PRODUCTIE VAN ELEKTRICITEIT EN WARMTE UIT BIOMASSA EN AFVAL DEEL 3 VAN 4 Rapport 2EWAB00.22
CONVERSIETECHNOLOGIEËN VOOR DE PRODUCTIE VAN ELEKTRICITEIT EN WARMTE UIT BIOMASSA EN AFVAL DEEL 3 VAN 4 Rapport 2EWAB00.22
Utrecht, december 2000
COLOFON Projectnummer : 355299/0100 Rapportnummer : 2EWAB00.22 Dit onderzoek is uitgevoerd in het kader van het programma Energiewinning uit Afval en Biomassa (EWAB). Beheer en coördinatie van het EWAB-programma berusten bij: Novem Nederlandse onderneming voor energie en milieu BV Catharijnesingel 59 Postbus 8242 3503 RE UTRECHT Telefoon: (030) 239 34 93 Contactpersoon: Ir. K.W. Kwant E-mail:
[email protected] EWAB geeft geen garantie voor de juistheid en/of volledigheid van gegevens, ontwerpen, constructies, producten of productiemethoden voorkomende of beschreven in dit rapport, noch voor de geschiktheid daarvan voor enige bijzondere toepassing. Aan deze publicatie kunnen geen rechten worden ontleend. Overname en publicatie van informatie uit dit rapport is toegestaan, mits met bronvermelding. Het onderzoek is uitgevoerd door: TNO-MEP Business Park E.T.V. Laan van Westenenk 501 Postbus 342, 7300 AH APELDOORN Telefoon: (055) 549 34 93 Fax : (055) 541 98 37 Auteurs:
ECN Westerduinweg 3 Postbus 1 1755 ZG PETTEN Telefoon: (0224) 56 49 49 Fax: 56 13 63
Dr.ir. J.A. Zeevalking, TNO Drs.ing. R. van Ree, ECN
Datum rapportage : december 2000 Meer exemplaren van dit rapport zijn tegen betaling van ƒ 50,00 (inclusief BTW en verzendkosten) verkrijgbaar bij Novem Publicatiecentrum, telefoon (046) 420 22 50, fax (046) 452 82 60, e-mail:
[email protected] Dit rapport beschrijft deel 3 van het gezamenlijke project van PWC, ECN en TNO. De serie van vier rapporten is te bestellen o.v.v. de volgende rapportnummers: 2EWAB00.20, 2EWAB00.21, 2EWAB00.22 en 2EWAB00.23. De prijs van de complete set van vier rapporten is ƒ 150,00 (inclusief BTW en verzendkosten). Het EWAB-programma wordt uitgevoerd door Novem in opdracht van het ministerie van Economische Zaken.
Samenvatting Dit document beschrijft de resultaten van Taak 2 van het project EWAB Marsroutes. Deze deeltaak heeft tot doel een overzicht te geven van conversietechnologieën die in de jaren 2000, 2005, 2010, 2015 en 2020 beschikbaar zijn of komen voor de productie van elektriciteit en/of warmte uit biomassa en afval. Het bevat informatie over de huidige stand van zaken maar geeft ook informatie over ontwikkelingstrends die zich op dit gebied voordoen. Belangrijke elementen die per conversietechnologie aan de orde komen, zijn: − procesbeschrijving en kritische factoren − schaalgrootte − kostenaspecten − energetisch rendement − overzicht van de geschikte grondstoffen, biomassa of afval, met noodzakelijke voorbehandelingstechnieken − ontwikkelingsstadium van de technologie − milieuaspecten. Mogelijke ontwikkelingstrends ten aanzien van deze aspecten worden in kaart gebracht, waarbij kansen op kritische doorbraken en breekpunten geïdentificeerd worden. Het draagvlak voor toepassing van de technologie is ingeschat.
Summary This document describes the results of Task 2 of the EWAB Marching Routes project. This subsidiary task has the objective of making a survey of conversion technologies which have/will become available in the years 2000, 2005, 2010, 2015 and 2020 for the production of electricity and/or heat from biomass and waste. It contains information both on the current state of the art and on development trends which occur in this field. Important elements which occur per conversion technology are: − process description and critical factors − scale size − costs aspect − energetic yield − overview of appropriate raw materials, biomass from waste, with necessary pretreatment techniques − development stage of the technology − environmental aspects. Possible development trends in respect of these aspects can be surveyed with the opportunities for critical breakthroughs and breaking points being identified. The support level for the application of the technology is estimated.
Inhoudsopgave Samenvatting Summary Hoofdstuk 1
Inleiding ............................................................................................................... 1
Hoofdstuk 2 2.1 2.1
Doelstelling en werkwijze ................................................................................... 3 Doelstelling.......................................................................................................... 3 Werkwijze............................................................................................................ 3
Hoofdstuk 3
Geselecteerde technologieën en conversiesystemen............................................ 5
Hoofdstuk 4
Informatiebehoefte............................................................................................... 9
Hoofdstuk 5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6
Overzicht van de resultaten................................................................................ 11 Inleiding ............................................................................................................. 11 De stand van de techniek ................................................................................... 11 Overzicht van kosten en energierendementen van de conversietechnologieën...................................................................................... 12 Biomassa/afval-technologiecombinaties............................................................ 17 Voorbewerkingen............................................................................................... 19 Productie van brandstof uit afval ....................................................................... 20
Hoofdstuk 6
Conclusies............................................................................................................ 1
Hoofdstuk 7
Begrippenlijst....................................................................................................... 3
Hoofdstuk 8
Referenties ........................................................................................................... 5
Bijlagen Bijlage 1 Bijlage 2 Bijlage 3 Bijlage 4 Bijlage 5 Bijlage 6 Bijlage 7 Bijlage 8 Bijlage 9 Bijlage 10 Bijlage 11 Bijlage 12 Bijlage 13
Informatieformulier conversiesystemen Hydrothermale omzetting: het HTU®-proces Vergisting Flash pyrolyse Langzame pyrolyse: het Gibros-PEC proces Het PYROCYCLING TM pyrolyseproces Verbranding Vastbedvergassing Bubbling wervelbedvergassing CFB-vergassing Bij- en meestookopties in elektriciteitscentrales Biomassa/afval-technologiecombinaties Noodzakelijke voorbewerkingen per biomassa/afval-technologiecombinatie
1 van 26
Hoofdstuk 1 Inleiding Dit rapport is een deelrapport van de zogenaamde EWAB Marsroute studie. De hoofddoelstelling van de Marsroute studie is het formuleren van onderbouwde marsroutes voor de toekomst, waarin wordt uitgewerkt hoe de in Nederland beschikbare hoeveelheden afval en biomassa, optimaal kunnen worden omgezet in elektriciteit en warmte binnen bestaande en nieuwe (onderling verknoopte) conversieroutes. Het doel van dit deelrapport van de studie EWAB Marsroutes is om een overzicht op te stellen van conversietechnologieën die beschikbaar zijn of komen in de periode 2000 tot 2020 voor de productie van warmte en elektriciteit uit biomassa en afval. Wanneer deze informatie wordt gekoppeld in een rekenmodel, samen met karakteristieke, tijdafhankelijke data over de beschikbaarheid van biomassa en afval in deze periode, kan een uitspraak worden gedaan over de haalbaarheid en de efficiency van deze technologieën voor de verschillende biomassa- en afvalstromen. Dit is geïllustreerd in onderstaande figuur: • beschikbare hoeveelheden • samenstelling en eigenschappen • prijzen
Biomassa- en afvalstromen
Voorbewerking
Conversietechnieken
• • • •
kosten voedingen rendement ontwikkeling • milieuaspecten Figuur 1
Relatie tussen taak 1 en taak 2.
Voordat een biomassa- of afvalstroom in een conversieproces kan worden omgezet, kan een voorbewerking noodzakelijk zijn als: opslag, verkleinen, vergroten of drogen. De studie geeft een overzicht van de mogelijke biomassa-technologiecombinaties en, per combinatie, van de noodzakelijke voorbewerking(en). Per voorbewerking worden, indicatief, de kosten en het energieverbruik aangegeven om de invloed daarvan op met name kosten en energiebalans van complete energieconversieroutes te kunnen verwerken.
2 van 4
3 van 26
Hoofdstuk 2 Doelstelling en werkwijze
2.1
Doelstelling
De doelstelling van dit onderdeel van de studie EWAB Marsroutes is om informatie te verzamelen en weer te geven over conversietechnologieën die in de periode 2000 tot 2020 een rol kunnen spelen bij de omzetting naar warmte en elektriciteit van biomassa en afval. De informatie is gericht op het verdere gebruik ten behoeve van het formuleren en evalueren van mogelijke marsroutes voor de realisatie van de duurzame energie doelstelling ten aanzien van de inzet van biomassa en afval.
2.1
Werkwijze
De centrale technologieën die voor deze studie als relevant zijn geïdentificeerd, zijn: vergassing, pyrolyse, verbranding, vergisting, hydrothermale conversie en het mee- of bijstoken in kolen- en gasgestookte elektriciteitscentrales. Van een aantal technologieën zijn diverse varianten beschouwd. Het beoogde gebruik van de informatie over de conversietechnologieën voor het formuleren en evalueren van marsroutes naar de gewenste benutting van biomassa en afval in 2020 noopt tot een beperking in de hoeveelheid varianten en tot een zekere schematisering van informatie, teneinde uiteindelijk tot een overzichtelijk aantal biomassa-technologiecombinaties te komen. Daarom is ingezoomd op een beperkt aantal conversiesystemen, waarin de conversietechnologie, het bijbehorende warmteoverdrachtsysteem, apparaten voor elektriciteitsproductie (als gasmotor, gasturbine of STEG) en schaalgrootte vastgelegd zijn. De benodigde informatie is per conversieroute verzameld door inschakeling van experts van TNO, ECN en BTG die informatie over hun vertrouwde conversieroutes toe hebben geleverd. Zij hebben zich hierbij gebaseerd op bestaande informatie: − afkomstig uit bestaande literatuur, rapporten etc. − verzameld op grond van hun ervaringen met vergelijkbare projecten. Op basis van bij TNO, ECN en BTG aanwezig expertise is de in de in de literatuur aangetroffen informatie aangepast aan de huidige inzichten. Deze gegevens zijn vervolgens geïntegreerd in een overzicht waarin afval/biomassastromen, de daarvoor in aanmerking komende conversiesystemen en eventueel noodzakelijke voorbehandeling zijn samengevat. De overzichten zijn getoetst in de klankbordgroep.
4 van 4
5 van 26
Hoofdstuk 3 Geselecteerde technologieën en conversiesystemen Op grond van bekende lopende ontwikkelingen in Nederland en daarbuiten is een lijst opgesteld van conversietechnologieën die voor de komende twintig jaar voor praktische toepassing beschikbaar zijn of kunnen komen voor de productie van elektriciteit of warmte. Het gebruikte begrip “lopende ontwikkelingen” kan betrekking hebben op bestaande investeringsprojecten met bewezen technologie, maar ook op (voorgenomen of in uitvoering zijnde) demonstratieprojecten of pilot-onderzoek. Behalve bewezen technieken zijn derhalve ook veelbelovende, gelet op conversierendement of kostenreductie, processen opgenomen in de lijst van technologieën. De lijst omvat de volgende technologieën: • grootschalige vergassing met behulp van een circulerend wervelbed • kleinschalige vergassing met behulp van een circulerend wervelbed- of een vastbedvergasser • grootschalige verbranding in een wervelbed of een roosterinstallatie • kleinschalige verbranding • mee- of bijstoken in bestaande kolen- en gasgestookte elektriciteitscentrales • pyrolyse met behulp van het flash pyrolyse proces, het Pyrovac-procédé of het Gybros-proces • hydrothermale omzetting volgens het HTU-proces. Daarnaast is er aandacht besteed aan de mogelijkheid brandstof uit afval te produceren, waardoor deze niet in de conventionele afvalverbrandingsinstallaties hoeft te worden verbrand. Deze lijst van conversietechnologieën is uitgewerkt tot een lijst van conversiesystemen waarbij aan de technologie ook één of meerdere schaalgroottes gekoppeld is op een wijze die representatief wordt geacht voor de potentiële toepassing(en) van het betreffende proces. Deze lijst van conversiesystemen is mede gebaseerd op informatie die de experts in het kader van de studie over de technologie hebben toegeleverd en is getoetst in de klankbordgroep. Onderstaand kader geeft de uiteindelijke lijst van conversiesystemen weer. Zij bevat zowel grootschalige als zeer kleinschalige systemen. CFB-vergassing voor het grootschalig verwerken van huishoudelijk afval ontbreekt in dit overzicht. Volgens een Novem EWAB studie [5] is hiervan niet te verwachten dat deze techniek tegen een lagere kostprijs of met een hoger energetisch rendement dan een conventionele roosteroveninstallatie afval kan verwerken. Tevens is het vooralsnog onduidelijk of met deze techniek afval kan worden geconverteerd zonder dat technische problemen (“slagging en fouling”) in de bedrijfsvoering van de installatie zullen optreden. Potentiële verwerking van specifiek afval middels pyrolyse gasmotor of STEG-eenheden wordt wel beschouwd.
6 van 4
Conversiesystemen Vergassing 1. 2. 3. 4. 5.
Atmosferische CFB-vergassing/gasmotor, capaciteit: 3 MWe Atmosferische CFB-vergassing/STEG, capaciteit: 30 MWe Druk-bedreven CFB-vergassing/STEG, capaciteit: 150 MWe BFB-vergassing, meestoken in E-centrale BFB-vergassing, gastoepassing motor/turbine-elektriciteitsproductie, capaciteit 10 MWe 6. Vastbedvergassing, kleinschalig, gasmotor, capaciteit 1 MWe Verbranding 7. Kleinschalige verbranding, capaciteit 0,5-1 MWth 8. Verbranding in roosteroven, met elektriciteitsproductie, capaciteit 40 MWe 9. Verbranding in wervelbed, met elektriciteitsproductie, capaciteit 25 MWe (Cuijk) Pyrolyse 10. Langzame pyrolyse (Gibros-Pec)/gasmotor/stoomturbine, capaciteit: 8 MWe 11. Langzame pyrolyse (Gibros-Pec)/STEG, capaciteit 30 MWe 12. Flash pyrolyse, capaciteit 20 MWth HydroThermal-Upgrading (HTU®) 13. HTU, gevolgd door meestoken van biocrude in E-centrale, 130 kton/a input (ds), (79 MWth input) Vergisting 14. Vergisting, nat (mest) gastoepassing in gasmotor, elektriciteit voor eigen gebruik + levering net, capaciteit 30 kWe 15. Vergisting, droog, (GFT, ONF)), gastoepassing in gasmotor, elektriciteit voor eigen gebruik + levering net, capaciteit 40.000 ton/jaar 16. Thermofiele vergisting (ONF), capaciteit 90.000 ton/jaar Mee-/bijstook in elektriciteitscentrales 17. Mee-/bijstook in steenkoolgestookte E-centrales (verbranding) 18. Mee-/bijstook in een KV-STEG 19. Bijstook in een aardgas-STEG
7 van 26
Behalve aan de in Taak 1 gedefinieerde afval- en biomassastromen is er aandacht besteed aan de productie van brandstof uit afval, met name huishoudelijk afval en kwd (kantoor-, winkel- en dienstenafval). Als voordeel hiervan wordt geclaimd dat op deze manier een deelstroom van het afval niet in conventionele afvalverbrandingsinstallaties behoeft te worden verbrand, maar, tegen lagere kosten of met een hoger elektrisch rendement in andere installaties kan worden ingezet.
8 van 4
9 van 26
Hoofdstuk 4 Informatiebehoefte De informatie over de conversiesystemen is verzameld met het oog op de verdere verwerking, die moet leiden tot het opstellen van Marsroutes tot het jaar 2020. Dit betekent dat de factor tijd ruime aandacht krijgt. Ook dat het aangeven van perspectieven van de besproken technologische systemen (en breekpunten in de ontwikkeling) belangrijk is evenals het aangeven van bandbreedtes om de onzekerheden te kunnen aangeven die noodzakelijkerwijs kleven aan de inschatting van toekomstige ontwikkelingen. Samenvattend derhalve: (a) Er is ingegaan op de prestaties van de technologie in combinatie met de verschillende biomassasoorten. (b) De factor tijd heeft ruim aandacht gekregen. (i) Er is een inschatting gemaakt van de toekomstige ontwikkeling van kosten en baten. (ii) Er is aandacht besteed (in combinatie met de biomassasoorten) aan de kansen en bedreigingen voor de toepassing van de verschillende technologieën van biomassa in Nederland. Om de bruikbaarheid van de gegevens van de technologische systemen te vergroten, is een formulier uitgewerkt voor de informatieverwerving en -verwerking per technologie. Hierin komen de volgende gegevensgebieden aan de orde: (a) Technische systeem: (i) techniekbeschrijving, omvattende de hoofdcomponenten van het conversiesysteem (ii) de huidige fase in het systeemontwikkelingsproces, inclusief de huidige schaalgrootte van de techniek, alsmede de commercieel inzetbare schaalgrootte. Bijzondere knelpunten (kosten en technische risico's) die zich bij opschaling kunnen voordoen (iii) aansluiting op de bestaande infrastructuur, alsmede de vereiste aanpassingen (iv) flexibiliteit naar afval en biomassastromen, alsmede de technische prestaties bij de verschillende afval/biomassastromen: − jaarcapaciteit − flexibiliteit in af te leveren vermogen (basislast versus pieklast, opstartkarakteristiek) − robuustheid van de installatie − energetisch rendement − geleverd vermogen (b) Milieueffecten (c) Huidig globaal overzicht van kosten en prestaties, alsmede de te verwachten trend van kosten en baten in de toekomst.
10 van 4
(d)
Marktpositie en aanvullende potentie: (i) stand van de ontwikkeling in internationale context: op papier, laboratoriumschaal, pilot-schaal, full size plant; aanvullende gegevens; strategische industriële waarde (ii) maatschappelijk draagvlak: overheden, milieubeweging, bedrijfsleven.
Het gebruikte formulier hiervoor is weergegeven in bijlage 1. Bovengenoemde informatie is niet van alle beschouwde conversiesystemen zo uitgebreid en gedetailleerd bekend als hierboven gesuggereerd wordt. In een aantal gevallen brengt het inschattingsvermogen op basis van expertise een oplossing. Verder wordt bij de informatieverzameling en de verwerking daarvan de nadruk gelegd op de aspecten die als essentieel voor het uitvoeren van de vervolgtaken zijn gekwalificeerd, te weten: • een opgave van mogelijke (eventueel de belangrijkste) voedingen, met benodigde voorbewerking een opgave van het energierendement van het proces • • een kostenopgave, gesplitst in investeringen en operationele kosten • factoren te kennen die een sterke, negatieve of positieve, invloed kunnen hebben op de kansen voor toepassing van de technologie het aangeven van onzekerheden in resultaten en ontwikkelingen. • Een algemeen rapport dat veel van bovengenoemde aandachtspunten eveneens behandelt is een BTG-rapport voor Novem [1].
11 van 26
Hoofdstuk 5 Overzicht van de resultaten 5.1
Inleiding
De beschikbaar gekomen informatie is, na bewerking, opgenomen in de bijlagen. In dit hoofdstuk worden de belangrijkste resultaten samengevat zoals ze de input vormen voor taak 3: het uitwerken van de marsroutes. Een overzicht wordt gegeven van de volgende elementen: -
de stand van de techniek van de conversietechnologieën kosten en energierendement per technologie de mogelijke biomassa/afval-technologiecombinaties de noodzakelijke voorbewerkingen per biomassa/afval-technologiecombinatie.
Een overzicht van de gehanteerde informatie over de voorbewerkingen (kosten, energiegebruik) is vastgelegd in 5.5.
5.2
De stand van de techniek
Onderstaande tabel 5.1 geeft een overzicht van de stand der techniek voor de beschreven technologieën. Hierin zijn een aantal verwerkingsprocessen als 'concept' aangeduid, die uit deels bewezen deelprocessen bestaan, maar waarvan de combinatie zich nog moet waarmaken. Dit geldt vooral de geïntegreerde opties als mee- en bijstoken. De aanduiding praktijk is gebruikt indien de technologie zich gedurende meerdere jaren bewezen heeft op grote schaal. Geconcludeerd kan worden dat er een groot scala aan potentiële technologieën is die een bijdrage kunnen leveren aan de inzet van hernieuwbare grondstoffen en afval. Enkele technologieën kunnen als bewezen en in de praktijk toegepast worden aangemerkt. Dit zijn vergisting, verbranding en pyrolyse/gasmotor. De verwachting is dat veel van de andere technologieën over 10 jaar als bewezen kunnen worden toegepast. Veel conversietechnologieën zullen zich nog in de praktijk moeten bewijzen. Het welslagen van een aantal gestarte en toekomstige demonstratieprojecten is daarvoor van groot belang.
12 van 4
Tabel 5.1
Ontwikkelingsstadium van de conversietechnologieën
Conversietechnologie CFB-vergasser-gasmotor, 3 MWe CFB-vergasser-STEG, 30 MWe CFB-vergasser-STEG, 150 MWe BFB-turbine FB-gasmotor Verbranding, wervelbed, biomassa Verbranding, roosteroven, afval Flash pyrolyse (tbv meestoken) Pyrovac, meestoken Pyrolyse gasmotor Pyrolyse STEG HTU Natte vergisting Droge vergisting Thermofiele vergisting Directe meestook in kolencentrale Indirecte meestook in kolencentrale Bijstook in kolencentrale via vergasser Bijstook in kolencentrale via pyrolyse Bijstook in aardgas-STEG Mee-/bijstook in KV/STEG Stoomzijdige integratie Kleinschalige verbranding
5.3
Huidig ontwikkelingsstadium Demonstratie (Varnemó, 6 MWe) ontwerp ontwerp demonstratie demonstratie praktijk praktijk pilot demonstratie praktijk demonstratie pilot
In praktijk toepasbaar vanaf 2005 2005 2010 2005 2005
2010 2010 2005 2010/2015 voor hout; 2005 voor overige biomassa
praktijk praktijk praktijk praktijk demonstratie (Amer, Lathi) pilot concept (Eems) concept (Buggenum) praktijk praktijk
2005 2005 2005
Overzicht van kosten en energierendementen van de conversietechnologieën
Tabel 5.2 vat de kosten en energierendementen samen zoals die zijn verzameld voor de verschillende conversietechnologieën. Tevens is aangegeven welke ontwikkeling er nog mogelijk wordt geacht ten aanzien van kosten en energierendement in de periode 2000-2020. Na de tabel volgt een toelichting betreffende de benadering die is gekozen voor de operationele kosten en het te hanteren aantal uren dat de installatie jaarlijks beschikbaar is.
13 van 26
Tabel 5.2
Overzicht van de gehanteerde kosten en rendementen van de conversietechnologieën
E = elektriciteitslevering; - rendement is gebaseerd op energie-inhoud van aangegeven output t.o.v. stookwaarde voeding, tenzij anders aangegeven
Gebruikte informatiebronnen
Output
Investeringskosten
Bediening en onderhoudskosten per jaar (zie toelichting einde tabel)
Kostendaling
Rendementontwikkeling2
20003
2000
2000-2020
20004
2020
1
indicatie schaalgrootte 3 MWe
literatuur
E
7500 kf/MWe
6.5 % van investering
-25 %
27 % (+34%)
30 % (+31%)
CFB-vergassing-STEG
30 MWe
literatuur
E
6000 kf/MWe
6 % van investering
-10 %
38 %
42 %
CFB-vergassing- STEG, BFB-vergassing-turbine met/zonder warmtelevering FB-gasmotor
150 MWe 10 MWe
literatuur literatuur
E E
4300 kf/MWe 6500 kf/MWe
- 10 % - 20 %
1 MWe
E
4500 kf/MWe
- 25 %
43 % 27 %/ 22% (+34%) 20 % (+ 30 %)
46 % 30 % 26 % (+31%) 23 % (+30%)
Verbranding, wervelbed, biomassa Verbranding, roosteroven, afval Flash pyrolyse (tbv meestoken)
25 MWe
initiatief literatuur initiatief
5 % van investering personeel 9 pers. bij 10 MWe; 3 % onderhoud personeel 1,8 pers; 3 % onderhoud.
E
1050 kf/MWth
4 % van investering incl. personeel
- 10%
30 %
30 %
literatuur literatuur/ initiatief initiatief
E pyrolyse-olie
5000 kf/MWth 750 kƒ/MWth
4 % van investering incl. personeel personeel 8 pers.; 3 % onderhoud.
+ 20 % - 10 %
22 % 75 %
30 % 75 %
E
6 % investering, personeel 25 pers.
- 10 %
literatuur, initiatief literatuur, initiatief
E
2800 kf/MWe/ 4500 kf/MWe 10000 kƒ/MWe
7.5 % van investering incl. personeel
- 20 %
E
8000 kƒ/MWe
7,5 % van investering incl. personeel
- 15 %
35 %/ 31 % 31 % 27 %(+28 %) 36 %
35 % 31 % 34 % 30 % (+26%) 39 %
CFB-vergassing - gasmotor,
Pyrolyse-bijstook kolen schoon/vuil Pyrolyse gasmotor/ stoomturbine Pyrolyse STEG
40 MWe 20 MWth 100 MWth 8 MWe 30 MWe
5
1
De aanduiding “literatuur” betekent dat de informatie op literatuurgegevens gebaseerd is. Voor nadere informatie zie de (nog onvolledige) bijlagen bij het rapport. De aanduiding “ initiatief “ betekent dat er contact is geweest met initiatiefnemers betreffende de technologie en de informatie veelal op offertes van leveranciers is gebaseerd.
2
Bij wk-toepassing worden tussen haakjes rendementen voor warmtelevering gegeven met daarvoor het bijbehorende elektrisch rendement
3
Of op het tijdstip dat de technologie operationeel is.
4
Of op het tijdstip dat de technologie operationeel is.
5
excl. bouwkundige kosten. Waar investeringen voor gebouwen etc niet in de investeringscijfers begrepen zijn, wordt hiervoor 35 % opslag op de investeringen gehanteerd.
14 van 4
HTU
130 kton ds/jaar
Natte vergisting (mest)
30 kWe boerderij
Droge vergisting (GFT, ONF) Thermofiele vergisting (ONF)
40.000 ton/jaar 90.000 ton/jaar
Directe meestook in kolencentrale 120 MWe (= 20 % meestook) Indirecte meestook in 120 MWe (= 20 kolencentrale % meestook) Bijstook in kolencentrale via 120 MWe (= 20 vergasser: % bijstook) schoon vuil CFB bijstook in aardgas-STEG Bijstook in KV/STEG Directe meestook in KV/STEG Stoomzijdige integratie kolen/gas Kleinschalige verbranding
30 MWe(= 10 % bijstook) 25 MWe(= 10 % bijstook) 10% meestook 20 MWe (= 3,5 %) 0,5 - 1 MWth
literatuur initiatief initiatief, literatuur literatuur, initiatief literatuur, initiatief literatuur
biocrude
500 ƒ/ton ds/a1
6 % van investering
- 30 %
80-872 %
85 - 87 %
E
11.000/ kWe
6 % personeel en onderhoud.
- 10%
22 kWhe/ton
22 kWhe/ton
E
GFT: 600 ƒ/ton/a ONF 550 ƒ/ton/a excl. E-gedeelte
GFT: 4,5 man bediening, 2 % onderhoud; ONF 145 ƒ/ton totaal
- 10 %
100 kWhe/ton
100 kWhe/ton
E
65 kƒ/MWe
6 % van investering
-
39,5 %
39,5 %
literatuur
E
855 kƒ/MWe
10 % van investering
-
38 %
38,0 %
literatuur literatuur literatuur
E E E
810 kƒ/MWe 2000 kf/MWe 2250 kƒ/MWe
6 % van investering 6 % van investering 6 % van investering
- 10 % - 10 % - 10 %
38 % 35 % 42,5% %
38 % 35 % 45 %
literatuur
E
1300 kƒ/MWe
6 % van investering
- 20 %
41 %
41 %
literatuur literatuur
E E
105 kf/MWe 2050 kƒ/MWe
6% van investering 3 % van investering
-
42,5% 38,5 %
42,5% 38,5 %
literatuur initiatief
warmte
1000 kƒ /MWth (+20 % bij hogere emissie-eisen)
6 % van investering
-10 %
80 %
80 %
1
Productiekosten biocrude. Dit getal is gebaseerd op een eerste project met 15 % additioneel onvoorzien boven op gebruikelijke percentages. Op latere installaties kan deze vervallen.
2
Het eerstgenoemde rendement geldt voor stand-alone toepassing van het HTU-proces; het tweede voor geïntegreerde toepassing met de elektriciteitsopwekking. In het laatste geval neemt het aantal draaiuren waarschijnlijk af zodat het eerstgenoemde rendement is gebruikt.
15 van 26
Voor de mee-/bijstookopties is het overall rendement berekend uitgaande van een thermisch rendement van de biomassatechnologie (vergassen, pyrolyse, verbranding met stoomzijdige integratie) zoals berekend op grond van een thermodynamische systeem-studie. Dit resulteert in voor de praktijk hoge waardes. Voor de kleinschalige CFB-vergasser/gasmotorcombinatie geldt dat de 3 MWe capaciteit de niet-optimale capaciteits(onder)grens weergeeft. Indien de thans op de markt geïntroduceerde kleine gasturbines ook voor biomassastookgas kunnen worden benut, zal dit een systeemkostenreductie en een efficiëntieverbetering met zich meebrengen. Voor bijstook in kolencentrales middels vergassing worden een tweetal technieken onderscheiden: 1) Foster Wheeler technologie (Lathi-plant, Finland): hoog rendement, lage kosten (deze is alleen geschikt voor schone brandstoffen, omdat anders niet aan de luchtemissie-eisen wordt voldaan en mogelijk ook de vaste reststromen (assen, rookgasontzwavelingsgips) niet meer commercieel toepasbaar zijn.) en 2) Lurgi/TPS technologie (Amer-centrale): lager rendement, hogere kosten, geschikt voor een grotere variëteit aan brandstoffen. Overeenkomstig vergassing is ook voor bijstook middels langzame pyrolyse onderscheid gemaakt tussen een variant voor relatief schone materialen (deze bevat geen additionele pyrolysegasreiniging) en een variant voor niet-schone brandstoffen (deze bevat een additionele pyrolysegasreiniging, alvorens het gas aan de kolenketel wordt gevoed). Voor bijstook in een KV/STEG is om het aantal varianten te beperken één dataset opgenomen die een indicatie vormt voor bijstook middels separate vergassing dan wel pyrolyse. Betreffende de operationele kosten is de volgende benadering gekozen: • Waar gedetailleerde informatie beschikbaar was, is deze informatie gebruikt. • Voor onderhoudskosten die niet bekend zijn, wordt uitgaan van een percentage gerelateerd aan de investering. Hiervoor wordt in de praktijk veelal 2 tot 4% gebruikt. 2% voor eenvoudiger installaties met gas- en vloeistof handling tot 4% voor complexere installaties met vaste stof handling. De hier besproken installaties zijn in het algemeen een mengvorm van deze twee typen installaties. Voor onderhoud en bijkomende kosten is daarom 3% gehanteerd. • Waar alleen personele kosten beschikbaar waren, is deze opgave gebruikt met een toeslag van 3%/a voor onderhoudskosten. • Indien geen personele kosten zijn aangegeven wordt hiervoor een percentage van 3% van de investering voorgesteld. • Waar deze forfaitaire percentages gebruikt zijn, worden ze cursief aangegeven in de tabel.
16 van 4
Om op basis van de kosten van de investering, de operationele kosten en de kosten van de voeding de kosten per eenheid geleverde energie te berekenen is het van belang dat het aantal uren te kennen dat de installatie in bedrijf is en met name het aantal vollast-uren. Het type installaties dat hier beschreven wordt vereist in het algemeen een volcontinue operatie. Het percentage vollasturen is daarbij 1) in hoge mate afhankelijk van de ervaring die met het proces is opgedaan en de maatregelen die bij de bouw geïmplementeerd worden om verlies van bedrijfsuren te beperken en 2) afhankelijk van de inzet voor een optimale elektriciteitsproductie. Het laatste speelt bijvoorbeeld een belangrijke rol bij kolencentrales die 6000 vollasturen per jaar werken en decentrale installaties die ca. 4600 uur per jaar draaien. Van een volwassen technologie mag verwacht worden dat de beschikbaarheid tot ca. 90 % of ca. 7800 uur per jaar kan oplopen, bijvoorbeeld zoals het geval is bij een AVI. [De hiervoor genoemde vollasturen hebben overigens betrekking op de afvalverbranding. Kijkt men naar de feitelijke energielevering dan komt de netto energieproductie overeen met 6500 vollasturen per jaar.] Voor kleinschaliger installaties met minder professionele bediening (mestvergisting, FB, kleinschalige verbranding) zal dit aantal uren geringer zijn. Voor deze studie wordt aangenomen: Plants die brandstof produceren voor meestoken (pyrolyse, HTU) hebben een • beschikbaarheid van 90% (ca. 7800 uur per jaar). • Grootschalige plants (150 MWe vergasser), gascentrales en plants die gekoppeld zijn aan een kolencentrale (mee-, bijstoken, stoomzijdige integratie) draaien 6000 uur. • Kleinere installaties (1-30 MWe) hebben 5000 vollasturen. • Voor kleinschalige verbrandingsinstallaties is het aantal nuttige vollasturen 2000. Aanvullende rookgasreinigingseisen ten opzichte van de NER worden door de overheid overwogen voor installaties die biomassa verwerken. Op grond van [6] is aangenomen dat dit geen significante kostenstijging tot gevolg zal hebben, met uitzondering van de investeringskosten in kleinschalige verbrandingsinstallaties.
17 van 26
5.4
Biomassa/afval-technologiecombinaties
Uitgaande van de eigenschappen van de biomassa en afvalstromen die als voeding voor energieopwekking beschikbaar, en de eisen die per technologie aan de input moeten worden gesteld, is een tabel opgesteld van mogelijke biomassa-technologiecombinaties (beter biomassa/afval-technologiecombinaties). De eigenschappen van de mogelijke voedingen worden beschreven in Taak 1 van deze studie. Tabel 5.2 geeft een overzicht per technologie van de eisen met betrekking tot vochtgehalte en deeltjesgrootte die voor de voedingen aangehouden zijn op basis van de technologiebeschrijvingen in de bijlagen. De volledige tabel met meegenomen biomassa-technologiecombinaties is opgenomen als bijlagen. Bijlage 13 bevat per biomasa-technologiecombinatie een opgave van de voorbewerkingen die noodzakelijk worden geacht om de voeding geschikt te maken. Het hoofdargument om biomassa-technologiecombinaties uit te sluiten ligt in de technologische onmogelijkheid. Enkele honderden combinaties zijn meegenomen in deze studie waaronder ook een aantal varianten die op voorhand minder waarschijnlijk kunnen worden geacht. Uit de verdere berekeningen blijkt of hier toch enkele kansrijke combinaties tussen zitten.
18 van 4
Tabel 5.3 Gewenste voedingseigenschappen per technologie Conversietechnologie Gewenste voedingseigenschappen CFB-vergasser-gasmotor vocht max. 15 gew.%, deeltjesgrootte tot 5 cm CFB-vergasser-STEG, 30 MWe weinig vervuild, afmeting tot enkele cm, max. 15 gew.% vocht, geen afvalstromen CFB-vergasser-STEG, 150 MWe weinig vervuild, afmeting tot enkele cm, max. 15 gew.% vocht, geen afvalstromen BFB-turbine weinig vervuild, afmeting ca. 2 cm, max. 40 gew.% vocht, 25 gew.% as FB-gasmotor blokvormig, max. 10 gew.% vocht, as < 5 gew.%, geen vervuiling Verbranding, wervelbed, biomassa verbrandingswaarde > 7 MJ/kg, diameter tot 2 cm bij bubbling bed, mogelijk kleiner bij circulerend wervelbed Verbranding, roosteroven, afval verbrandingswaarde > 7 MJ/kg, niet enkel kleine deeltjes van enkele mm Flash pyrolyse (tbv meestoken) organische stromen met een vochtgehalte kleiner dan 10 gew.% en een diameter <enkele cm’s Pyrovac, meestoken voedingen met max. 15 gew.% vocht, diameter 3-20 mm Pyrolyse gasmotor voedingen met max. 5 gew.% vocht, diameter < 3 mm Pyrolyse STEG voedingen met max. 5 gew.% vocht, diameter < 3 mm HTU gehakseld of gechipte voedingen bij voorkeur zonder zand e.d.; geen eisen aan vochtgehalte Natte vergisting natte stromen waarvan de energiehoudende component biologisch afbreekbaar is Droge vergisting stromen waarvan de energiehoudende component Thermofiele vergisting biologisch afbreekbaar is met een vochtgehalte tot ca. 40% Directe meestook in kolencentrale grofkorrelig materiaal, invoer met kolen Indirecte meestook in kolencentrale grofkorrelig materiaal, voorbewerking met separate maalstap tot poeder noodzakelijk Bijstook in kolencentrale via zie CFB vergasser, Foster Wheeler: relatief schoon, vergasser natter toegestaan; Lurgi/TPS: ook niet-schone biomassa Bijstook in kolencentrale via zie pyrolyse pyrolyse Bijstook in aardgas-STEG zie CFB vergasser, 30 MWe Bijstook in KV/STEG zie CFB vergasser, pyrolyse Directe meestook KV/STEG grofkorrelig materiaal, invoer met kolen Stoomzijdige integratie zie verbranding, wervelbed biomassa Kleinschalige verbranding houtachtig materiaal, verkleind
19 van 26
5.5
Voorbewerkingen
Veel biomassa- en afvalstromen moeten een voorbewerking ondergaan voordat zij geschikt zijn om in één van de beschreven conversietechnologieën verwerkt te worden. Voor de kosten en energiebehoefte van deze voorbewerkingsprocessen zijn richtgetallen gebruikt. Omdat de werkelijke data natuurlijk afhankelijk zijn van de feitelijke uitvoering (techniek, schaal) van een dergelijke voorbewerking zijn deze getallen slechts indicatief. De volgende data worden aangehouden:
• • • • • • • •
hakselen, chippen, shredderen malen verpoederen scheiden door windziften, zeven pelleteren, briketteren fysisch ontwateren (tot 25% ds) drogen (hout van 50 naar 15% ds) thermisch drogen (25 % naar 85% ds: mest, slib) • productie RDF (10 % vocht) uit huishoudelijk afval, opbrengst 50% van HHA tbv CFB-vergassing • voorbehandeling RDF1 uit HHA voor meestoken (pelleteren, drogen, malen) • productie2 brandstof pellets uit kwd voor wervelbedverbranding
Kosten (incl. energie) Bron ƒ 20,-/ton input ƒ 40,-/ton input ƒ 100,-/ton input ƒ 30,-/ton input ƒ 80,-/ton input ƒ 10,-/ton input ƒ 22,-/ton input ƒ 100,-/ton waterverdamping ƒ 60,-/ton input
Energieverbruik 15 kWh/ ton 25 kWh/ton 40 kWh/ton 10 kWh/ton 15 kWh/ton 5 MJe/ton input
[2] [5] [2] [5] [2,5] [4] [1] 3 GJth/ton waterverdamping [4] 15 kWh/ton input [3] +150 MJth/ton input
ƒ 110,-/ton input
100 kWh/ton +700 MJth/ton
ƒ 120,-/ton brandstof
65 kWh/ton input private +500 MJth/ton communication
Bijlage 13 geeft een volledig overzicht van de per biomassa-technologiecombinatie noodzakelijk geachte voorbewerkingprocessen.
1
Het betreft hier de productie van brandstof voor een kolencentrale uit de papier- en plasticfractie die kan worden afgescheiden uit huishoudelijk afval (zogenaamd grijs huisvuil). Zie 5.6.
2
Zie 5.6
private communication
20 van 4
5.6
Productie van brandstof uit afval
De productie van een brandstof uit een afvalstroom is een specifiek geval van (een combinatie van) voorbewerking(en). In deze studie zijn twee voorbeelden van brandstofproductie uit afval meegenomen omdat deze op grote schaal toepasbaar zijn: 1) brandstofproductie uit huishoudelijk afval en 2) brandstofproductie uit kantoor-, winkel- en dienstenafval. Een in het buitenland wel toegepaste variant betreft de brandstofproductie uit een gescheiden ingezamelde zogenaamde droge fractie. Daarnaast zijn er meer specifieke afvallen, bijvoorbeeld afkomstig van bedrijven, die hiervoor benut kunnen worden. De kosten van brandstofproductie en het energieverbruik staan onder de voorbehandeling vermeld. Deze gegevens zijn gebaseerd op informatie betreffende: - Het Subcoal onderzoeksproject van, onder andere, de VAM. Hierbij wordt een papier- en plasticfractie, die na zeven en ziften afgescheiden is uit grijs huishoudelijk afval, verder bewerkt. Uit deze fractie wordt door drogen, pelleteren en malen een brandstof verkregen die in een kolencentrale kan worden meegestookt. De brandstofproductie bedraagt ca. 75% van de input. - De productie van brandstofpellets uit geselecteerde kwd-afvalstromen en bedrijfsafval (door ICOVA). De stromen worden onder andere gedroogd en gepelleteerd. Een organische fractie wordt afgescheiden. Op een schaal van 100.000 ton/jaar bedragen de kosten circa 120 gulden per ton brandstof exclusief de stortkosten voor de restfractie (ca. 40% van de input). De installatie draait ca. 5000 uur/jaar. De restfractie wordt momenteel gestort. Vanwege de overeenkomst met ONF wordt vergisting hiervan overwogen. In deze studie is ervan uitgegaan dat deze brandstoffen in een wervelbedinstallatie kunnen worden verbrand zonder dat deze over de zware rookgasreinigingsinstallatie beschikt zoals die voor AVI's vereist is. Dit resulteert in een kostenvoordeel ten opzichte van AVI's. Het is echter afhankelijk van de kwaliteit van de geproduceerde brandstof of dat voordeel gerealiseerd kan worden, hetgeen voor bijvoorbeeld brandstoffen uit huishoudelijk afval niet vanzelfsprekend is.
Bijlagen
1 van 4
Hoofdstuk 6 Conclusies Geconcludeerd kan worden dat er een groot scala aan potentiële technologieën is die een bijdrage kunnen leveren aan de inzet van hernieuwbare grondstoffen en afval. Enkele technologieën kunnen als bewezen en in de praktijk toegepast worden aangemerkt. Dit zijn vergisting en verbranding en in mindere mate mee- en bijstook van biomassa in kolengestookte E-centrales en pyrolyse-gasmotor. De verwachting is dat veel van de andere technologieën over 5 tot 10 jaar als bewezen kunnen worden toegepast. Veel conversietechnologieën zullen zich nog in de praktijk moeten bewijzen. Het welslagen van een aantal gestarte en toekomstige demonstratieprojecten, veelal op kleine schaal opererend, is daarvoor van groot belang. Grootschalige toepassingen van biomassa betreffen juist die conversiesystemen waarbij hoge rendementen voor elektriciteitsproductie behaald kunnen worden. Voor de aanvoer van biomassa voor deze grootschalige toepassingen zullen praktische oplossingen nog ontwikkeld moeten worden. De conversiesystemen vertonen een wijde range aan kosten en aan rendementen. Evaluatie hiervan zal op basis van de complete keten: grondstof-technologie-energieproductie moeten plaatsvinden waarbij dure processen in het algemeen grondstoffen met een lage c.q. negatieve prijs moeten verwerken om economisch aantrekkelijk te worden dan wel een hoog rendement moeten kunnen leveren. Het maatschappelijk draagvlak wordt voor biomassa verwerking in het algemeen positief ingeschat. Dit is niet het geval voor afvalverbranding, en in veel mindere mate voor mestvergisting. In het laatste geval heeft men te kampen met de herinnering aan veel afgebroken projecten in het verleden.
2 van 6
Bijlagen
Bijlagen
3 van 4
Hoofdstuk 7 Begrippenlijst Enkele afkortingen worden hieronder nader toegelicht: BB CFB FB GFT HHA HTU KV STEG ONF WKK rendement
Bubbling bed wervelbed Circulerend wervelbed Vastbedvergassing Groente-, fruit- en tuinafval Huishoudelijk afval Hydrothermale liquefactie Kolenvergasser Gekoppelde stoom- en elektriciteitsproductie Organische natte fractie uit huisvuil Warmte-krachtkoppeling De in de bijlagen vermelde energetische rendementen hebben tenzij anders vermeld betrekking op de conversie van de grondstof naar de vorm zoals die beschreven wordt (elektriciteit, pyrolyseproducten of anderszins) en zijn betrokken op stookwaarde (LHV). Hierbij wordt rekening gehouden met het eigen verbruik van de installatie als netto rendementen genoemd worden.
4 van 6
Bijlagen
Bijlagen
5 van 4
Hoofdstuk 8 Referenties [1]
[2] [3] [4] [5] [6]
Vooronderzoek naar de Europese stand der techniek op het gebied van CO2-neutrale gasvormige en vloeibare energiedragers gemaakt van biomassa. Geschreven in opdracht van Novem door BTG, 1999. Cursus Energie uit Biomassa (1998) BTG. Long-term perspectives of biomass integrated gasification with combined cycle technology (1998) EWAB-rapport 9840. Faaij et al. Energie-efficiënt drogen en verwerken van slib en mest. Novem-rapport. (1998) KEA Consult, TNO-MEP Vergelijkende studie voor de thermische verwerking van huishoudelijk afval (1995) KEMA, EWAB-rapport 9516. Beperking van emissies naar de lucht bij conversie van biomassa naar elektriciteit en warmte (1999) CE.
Bijlage 1 Informatieformulier conversiesystemen
Bijlagen
7 van 4
Bijlage 1 Informatieformulier conversiesystemen Dit format geeft de vragen weer die beantwoord moeten worden voor de verdere evaluatie van de mogelijke EWAB Marsroutes. Beantwoording kan het best via een separaat (Word-)document plaatsvinden. Voor het gebruik van de data in het 'Marsroutes 2020'-project is essentieel: - een opgave van mogelijke (eventueel de belangrijkste) voedingen, met eventueel benodigde voorbewerking (zie ad 4) - een opgave van het energierendement van het proces(zie ad 5) - een duidelijke kostenopgave, tenminste gesplitst in investeringen en operationele kosten (zie ad 9) - factoren te kennen die een sterke, negatieve of positieve, invloed kunnen hebben op de kansen voor toepassing van de technologie (zie ad 8) - het aangeven van bronnen en van onzekerheden in resultaten en ontwikkelingen. Het begrip conversietechnologie dekt de processen die noodzakelijk zijn om de eindproducten, E en/of W, te produceren uitgaande van aan de poort geleverde biomassa. Antwoord 1. Naam 2. Korte beschrijving 3. Beschrijving complete conversieketen 4. Input: geschikte biomassa en afval 5. Output 5a. fysisch 5b. energetisch 5c. hoeveelheden van bijproducten 6. Milieuaspecten 6a. infrastructuur 6b. CO2-emissie 6c. andere emissies/reststoffen 6d. risico's/veiligheid 11. Waarde (onzekerheid) 2000 2005 2010 2015 2020 7. Ontwikkelingsstadium 8a. Ontwikkelingskansen en breekpunten 8b. Energierendement conversieketen
Toelichting 12. Bron
8 van 6
Bijlagen
9. Kosten 9a. typische schaal 9b. investeringen installatie 9c. investering aansluiting infrastructuur 9d. utilities 9e. afval/emissies 9f. personeel 10. Draagvlak Toelichting: • ad 2 en 3: Beknopte omschrijving van de technologie op hoofdlijnen, ca. ½ A4. Wat zijn de sterke punten en zwakke punten specifiek voor deze technologie? Welke combinaties met gasreiniging, gasmotor, turbine en/of andere zijn aantrekkelijke ketens waarin de technologie ingepast kan worden. Met betrekking tot gasreiniging zie punt 9: svp rekening houden met zowel Europese als Nederlandse regelgeving voor emissienormen. Wat is de jaarcapaciteit, flexibiliteit in af te leveren vermogen (basislast, pieklast, opstartkarakteristiek), robuustheid van de installatie, etc. • ad 4: Voor welke input is het proces het meest geschikt: vorm, ds, as, vervuiling etc. Zie bijgevoegde lijst van biomassastromen die in taak 1 nader worden omschreven. Geschikte input (afval of biomassa) kan op deze lijst worden aangegeven. Graag aangeven in welke vorm de biomassa aangeleverd moet worden om geschikt te zijn voor dit conversiesysteem, als deze afwijkt van de aangegeven vorm. Hiermee kunnen de eventuele voorbewerkingen (voor een specifieke biomassastroom) vastgesteld worden. • ad 5: Welke vorm hebben de producten (ook bijproducten noemen) van het proces; wat is de energie-inhoud; wat het conversierendement (omzetting van de biomassa) c.q. het energierendement, onder aftrek van het eigen verbruik etc.? `Hierbij ook rekening houden met warmtebenutting bij WKK-toepassingen bijvoorbeeld. Eventueel mogelijke sprongen in het energierendement door belangrijke doorbraken of verbeteringen in de in de technologie svp ook bij 8b noemen. • ad 6: Voor welke toepassingsmogelijkheden is de technologie het meest geschikt: inpassing in welke infrastructuur is het meest aantrekkelijk? Hoe zit de keten grondstof-product er uit? Welke emissies/afval komen vrij en in welke hoeveelheden? • ad 7: In wel ontwikkelingsstadium verkeert de technologie; op welke schaal is ze bewezen? Hoe gaat ze zich ontwikkelen? • ad 8: Welke positieve (succesfactoren) en negatieve (breekpunten) mogelijkheden kunnen zich openbaren die een beslissende invloed kunnen hebben of de doorbraak van de technologie? Is het mogelijk deze factoren grofweg te plaatsen in de tijd. Grofweg dat wil zeggen 2000, 2005, 2010 of 2015. Invloed op energierendement svp aangeven bij 8b (zie ook 5).
Bijlagen
•
•
• •
9 van 4
ad 9: Betreffende de kostengegevens is het van belang deze zo gespecificeerd op te geven dat een omrekening naar een standaardsituatie mogelijk is. Welke verwachting is er tav het verloop van de kosten in de tijd: zijn er ontwikkelingen te voorzien (welke?) die een kostenreductie doen verwachten?. Betreffende de kosten van emissiebeperkende maatregelen uitgaan van twee niveaus: Nederlandse of Europese regelgeving. Kosten zijn opgebouwd uit: - investeringen in de installatie: investeringen zijn inclusief gebouwen, infrastructuur en terrein - investeringskosten voor de aansluiting op de infrastructuur - kosten van utilities als water, energie, informaticasystemen - kosten van afval- en afvalwaterverwijdering en andere milieurechten - kosten van (bedienings)personeel (bij voorkeur opgeven in mensjaren en met inbegrip van operating en maintenance). Eventueel inschatten welke ontwikkeling van de kosten in de tijd te verwachten is. ad 9: Tevens svp aangeven welke schaalgrootte(s) van het conversiesysteem het meest voor de hand liggen (inschatting op basis van de technologie, niet wat commercieel haalbaar lijkt). ad 9: Zo goed mogelijk aangeven met welke onzekerheidsmarge de data opgegeven zijn. ad 11: Zo duidelijk mogelijk aangeven wat de bronnen (of veronderstellingen) zijn van de data zodat één en ander traceerbaar kan worden gerapporteerd. Dit is met name van belang voor de vragen over kosten, energierendementen en andere getallen.
Bijlage 2 Hydrothermale omzetting: het HTU-proces
Bijlagen
1 van 6
Bijlage 2 Hydrothermale omzetting: Het HTU®-proces 1. HTU® 2. Korte technologiebeschrijving: In het HTU-proces wordt biomassa in (vloeibaar) water bij een druk van ca. 120-180 bar en een temperatuur van 300-350°C omgezet in ”biocrude” een hoogcalorische, met zware ruwe olie vergeleken brandstof. Zie figuur 1 en 2. 3. De conversieketen bestaat uit: - omzetting van biomassa in HTU-proces in biocrude - transport en opslag van biocrude ten behoeve van meestoken - het (mee)stoken van vloeibare (bij 80°C) biocrude. 4. Geschikte biomassa: HTU is specifiek geschikt voor natte reststoffen, omdat water fysisch wordt afgescheiden van het product, maar kan ook veel droge materialen goed verwerken. Voeding zal in het algemeen verkleind moeten zijn, bijvoorbeeld gehakseld of gechipt. Houtachtige: na ontwikkeling aangepast proces. In gechipte vorm. Energieteelt: vooral olifantsgras en bermgras, gehakseld. Stro: bij voorkeur ongedroogd: informatie hierover is niet bekend Mest: perspectief voor mest onbekend, waarschijnlijk voor ingedikte fracties of pluimveemest. RWZI-slib: in het buitenland onderzocht; ingedikt slib nodig, mogelijk probleem is hoog zandgehalte VGI slib: hiervoor benodigd is ontwaterd, voornamelijk organische (en liefst niet te veel anorganische) stof bevattend zuiveringsslib. Reststoffen VGI: bij voorkeur nat maar geconcentreerd. GFT: na voorbehandeling en bij voorkeur reiniging van zand e.d. (bloembollen-, landbouwresiduen, plantsoenafval. 5. Output 5a. Het product komt vrij als biocrude, een met zware minerale olie vergelijkbaar product. De verbrandingswaarde ervan is 30-35 MJ/kg. 5b. Het netto energierendement van de HTU®-conversie bedraagt. 75 – 80%, voor hout of andere biomassa met een vochtgehalte van 35% bij stand-alone toepassing van het HTUproces. Bij geïntegreerde toepassing met een kolencentrale is een rendement tot 87% mogelijk. 5c. Het rendement van de aansluitende biocrude-conversie in kolencentrales en wervelbedinstallaties, al dan niet met WKK, zal vergelijkbaar zijn met dat van kolenstook. 5d. Er ontstaan geen bijproducten. (Dit is wel mogelijk als door verdere productontwikkeling hoogwaardiger componenten uit biocrude geproduceerd kunnen worden zoals diesel en kerosine.)
2 van 6
Bijlagen
6. Milieuaspecten 6a. De geproduceerde biocrude is (binnen het kader van de onderhavige studie) het meest geschikt voor het (mee)stoken in kolencentrales en wervelbedinstallaties al dan niet met WKK. 6b. Bij de HTU-reactie ontstaat CO2 (figuur 1). 6c. Geen 6d. Voornamelijk thermische NOx uit (co)verbrandingsinstallatie. 6e. 1) een afgasstroom van CO2 met daarin vluchtige organische componenten en waterdamp die wordt verwerkt in een naverbrander 2) een afvalwaterstroom, ongeveer met het volume van de waterstroom die met de voeding meekomt. Deze kan na zuivering op het riool geloosd worden. 7. Ontwikkelingsstadium Het proces is thans bewezen op pilot plantschaal voor plantaardige dwz niet-houtachtige biomassa. Verdere te verwachten ontwikkelingen: 2005: bewezen op demonstratieschaal voor niet-houtachtige biomassa met een capaciteit 10-20 kt/jaar. 2010: bewezen voor praktijktoepassing op niet-houtachtige biomassa 25 tot 100 kt/a, voor houtachtige biomassa op demonstratieschaal in Nederland, 20 kt/jaar. 2010: in een optimistisch scenario kan de rentabiliteit van HTU toenemen door de op gang komende productie van meer hoogwaardige producten uit de biocrude, bijvoorbeeld t.b.v. transportbrandstoffen. 2010/2015: toepassing op hout in Nederland bijvoorbeeld op middelgrote schaal: 100 kt/a of groter. 2015: toepassing op zeer grote schaal in het buitenland, evt. in combinatie met energy farming (>600 kton/jaar). (Alles op droge basis). 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten Het proces wordt momenteel op pilot-schaal onderzocht, waarbij geen doorslaggevende knelpunten worden geconstateerd. Breekpunten die gedurende de komende decennia kunnen optreden zijn dat door technische tegenvallers, die nog niet zijn geconstateerd, het kostenniveau aanmerkelijk hoger zou komen te liggen dan thans in te schatten valt. Door integratie-effecten kunnen belangrijke voordelen ontstaan, bijvoorbeeld als elektriciteitsopwekking en HTU in een geïntegreerde installatie worden toegepast of als HTU geïntegreerd kan worden met industriële energiesystemen.
Bijlagen
3 van 6
9. Kosten Schaal
Investeringen in installatie Investering in infrastructuur Utilities Afval/emissies Personeel Biocrude
-
30 kton d.s. /jaar biomassa, basis voor kostprijsberekening. In het algemeen 20-500 kton/jaar. Kleiner met biomassa reststromen, bij geïntegreerde HTU-plants. schatting 65 Mf nvt elektriciteit: 3.5 kWh/GJ/input gezuiverd afvalwater volcontinudienst, 2 man per ploeg + dagdienst f 10 /GJ exclusief eventuele positieve of negatieve kosten voor input, excl. subsidies (zie figuur 3).
Door leereffecten, modulaire bouw, e.a. zal het investeringsbedrag vanaf de periode 2010 dalen. Een kostenbesparing die vanaf 2010 realistisch geacht kan worden is het opereren van de HTU-plant in dagdienst door een hoge graad van automatisering. Voor andere capaciteiten zijn geen kostenramingen beschikbaar. Er wordt momenteel gewerkt aan een haalbaarheidsstudie voor een demoplant met een capaciteit van 10-20 kton/jaar.
10. Draagvlak Gelet op de vele positieve reacties, ook vanuit het bedrijfsleven, en publiciteit bij de opening van de pilot plant is het draagvlak voor dit proces groot. Bronnen: 1. The HTU® Process for Biomass Liquefaction; R&D Strategy and Potential Business Development J.E. Naber, F. Goudriaan, S. van der Wal, J.A. Zeevalkink and B. van de Beld: Proceedings of the Biomass Conference of the Americas,(1999, Oakland) 2. The HTU® Process for Biomass Liquefaction, J.A. Zeevalkink, 1998, Freiberg. 3. Ontwikkeling van het HTU proces voor liquefactie van biomassa, HTU-voorbereidingsproject, Biofuel, 1997, EWAB-projectnummer 355196/3010 4. Thermal efficiency of the HTU process for Biomass liquefaction. Goudriaan et al (2000) to be presented at the Biomass Conference in Innsbruck. 5. Electricity generation from biomass via the HTU process. F. Goudriaan, P.F.A. van Grinsven, J.E. Naber, DGMK Tagungsbericht 9401, p. 149-162 (ISBN 3-928164-70-8).
4 van 6
Bijlagen
FEED
: BIOMASS (40%w O)
CONDITIONS : LIQUID WATER T=300-350°C P=120-180 Bar 5-15 Min. Residence Time PRODUCTS (%w): 50 BIOCRUDE (10-15%w O) 30 GAS (>90% CO2) 20 WATER (+ dissolved organics) Fig. 1 Hydrothermal Upgrading of Biomass
Fig. 2 HTU®: Simplified Process Scheme HTU®
Bijlagen
5 van 6
8
Biocrude cost, $/GJ
7 6
First Plant
5
with fiscal incentives
4 3 2
crude oil,12-16 $/bbl
1 0 -1
0,5
1
1,5
2
2,5
3
Wood price, $/GJ ®
Fig. 3. HTU Biocrude Production Cost [1]
3,5
4
4,5
Bijlage 3 Vergisting
Bijlagen
1 van 4
Bijlage 3 Vergisting 1. Vergisting 2. Korte technologiebeschrijving Vergisting is een proces waarbij biologisch afbreekbaar materiaal door bacteriën zonder aanwezigheid van lucht wordt omgezet. Bij dit proces komt brandbaar gas vrij. Afhankelijk van het substraat en de situatie zijn verschillende anaërobe vergistingtechnologieën inzetbaar (bijv. een geroerde tank (CSTR), UASB, anaerobic filter of droge anaërobe vergisting). Voor deze studie geselecteerde opties zijn: - vergisting van vloeibare stromen (varkensdrijfmest, zuiveringsslib) in een CSTR - droge anaërobe vergisting van vaste organische materialen als GFT, ONF, bermgras, e.a.. 3. De conversieketen In de vergister ontstaat biogas (55-75 vol-% CH4, 25-45 vol-% CO2 en sporen van andere gassen w.o. H2S en water). Het gas kan als volgt worden benut: - in een verbrandingsmotor (elektriciteit en warmte) - verbranding (warmte) - na gasreiniging in het aardgasnet (transporteerbare energiedrager). Deze laatste optie is in deze studie niet meegenomen. 4. Geschikte biomassa: Alle (natte) biomassastromen waarvan de energiehoudende component biologisch afbreekbaar is; meer specifiek: - bermgras, met GFT of mest - mestsoorten - RWZI-slib, wordt al veel toegepast op afvalwaterzuiveringsinstallaties, voor eigen energieverbruik - VGI slib - reststoffen VGI, bij voorkeur nat maar geconcentreerd - GF - GFT, ook ONF (de organische natte fractie af te scheiden uit grijs huishoudelijk afval) kan worden vergist. 5. Output Biogas, een mengsel van vooral CH4 en CO2 naast H2S, water en lichte verontreinigingen met in het algemeen ca. 60% methaan. Bijproduct is het digestaat, de uitgangsmassa, verminderd met de onttrokken hoeveelheid biogas. Het digestaat heeft een veel lagere biologische activiteit dan de ingangsstroom. Dit kan een positief gevolg hebben voor de economische waarde van het digestaat.
De gasproductie van de diverse inzetbare substraten varieert, afhankelijk van de afbreekbaarheid
2 van 4
Bijlagen
van het substraat (melkveemest laag, vetten hoog) tussen 0.2 en 1.0 m3 CH4 per kg OS. In het algemeen wordt de gemakkelijk afbreekbare organische stof omgezet: koolhydraten, vetzuren, vetten, eiwitten. De gasproductie voor een aantal belangrijke potentiële substraten is: varkensdrijfmest: : 0,25-0,30 m3 CH4/ kg org. stof (circa 11 m3/m3 mest) rundveemest : 0,15-0,20 m3 CH4/ kg org. stof (circa 13 m3/m3 mest) GFT : 75 m3 biogas/ kg GFT ONF : 90 m3 biogas/ kg ONF bermgras : 0.4-0.5m3 CH4/ kg org. Stof. Deze gegevens gelden per kg materiaal die wordt toegevoerd. De elektrische conversierendementen van de toegepaste gasmotoren variëren tussen 22% en 35%, afhankelijk van de toegepaste technologie (gas-Otto, omgebouwde diesel, dual fuel) 6. Milieuaspecten In geval van mest heeft de vergiste mest een verhoogde stikstofwerking door mineralisatie van de aanwezige stoffen. De optredende emissies zijn van de gasmotoren zijn zeer afhankelijk van het toegepaste motortype en de lucht/gas-verhouding. De uitstoot van NOx ligt gemiddeld drie keer lager dan bij aardgas. De SOx uitstoot is afhankelijk van de H2S-concentratie in het ruwe gas en het verwijderingsrendement van de zwavelwassers.. In een studie van het IVEM (Milieu- en energieaspecten van biogas uit mest en mestoverschotverwerking, 1985, IVEM-rapport 5) wordt gerekend met een NOx-productie in de motor van 1000 g/GJ biogas. Deze emissie kan door maatregelen als toepassing van een katalysator met 50-95% gereduceerd worden De SO2-emissie is afhankelijk van de H2S-reductie die bij het biogas wordt toegepast In voornoemde studie wordt uitgegaan van 50% bij boerderij-installaties en 90% (tot 250 ppm) bij grootschaliger installaties waarna de emissies respectievelijk 124 en 31 g SO2 per GJ biogas bedragen. 7. Ontwikkelingsstadium De technologie is commercieel verkrijgbaar voor mest en slib. Voor GFT-vergisting is dit eveneens het geval. Verschillende typen vergisters zijn voor GFT op praktijkschaal in Nederland gedemonstreerd. De technologie kan met ingang van 2005 als bewezen worden beschouwd. GFT-vergisting wordt in het algemeen op regionale schaal toegepast (25-50 kton/jaar); mestvergisting kan kleinschalig (op de boerderij) of grootschalig (zoals in het recente verleden in grootschalige mestverwerkinginstallaties) worden toegepast. Kleinschalige toepassingen worden veel in Duitsland aangetroffen, grootschalige veel in Denemarken.
Bijlagen
3 van 4
In Groningen is recent een installatie gerealiseerd voor de thermofiele vergisting van de ONF fractie. Deze ONF wordt afgescheiden uit huishoudelijk afval, gewassen en vervolgens vergist in een gemengde reactor. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten Sterkten: - eenvoudige bewezen technologie - relatief goedkoop realiseerbaar Zwakten: - relatief laag energetisch systeemrendement - afzetbaarheid/verwerking digestaat mislukte installaties op boerderijschaal in recent verleden voor mest Kansen: - gecombineerde inzet met mestverwerking - GFT-vergisting en co-vergisting Bedreiging: - stabiliteit terugleververgoeding (en energieprijs in het algemeen) Volgens een lezing van E. Pfeiffer, Novem (TCA symposium, 1998) is er een aantal initiatieven in Nederland om vergisting van mest in combinatie met bermgras te realiseren op een schaal van 25.000 ton/jaar tot 100.000 ton/jaar. Een struikelblok, zeker in de Nederlandse situatie, voor het realiseren van grootschalige co-vergistingsinstallaties vormen de organisatorische aspecten. Voor een ander knelpunt, de vergunningverlening voor het mogen verhandelen van het digestaat als meststof, is een oplossing naderbij nu het Ministerie heeft toegezegd medewerking te willen verlenen aan een tijdige beoordeling van een ontheffingsaanvraag in het kader van het BOOM. Recent zijn gunstige resultaten gepubliceerd van de monitoring van een mestvergister op boerderijschaal in Denekamp (Ecogas bv). Novem heeft de mogelijkheid geopend om meer van dit type installaties financieel te steunen. 9. Kans: Snel toepasbaar bij verhoogde terugleververgoeding die rentabiliteit verhoogt bij degelijk gebouwde mestvergistingsinstallaties. 10. Kosten De kosten van een mestvergistingssysteem met warmte-krachtinstallatie variëren tussen 8000-50000 NLG per kWel geïnstalleerd, afhankelijk van conversierendementen (biologisch en elektrisch) en schaal. Voor een Biocel demonstratie-installatie voor GFT worden de volgende gegevens vermeld: - capaciteit 35.000 ton/a GFT investering 9 miljoen euro - per ton GFT wordt geproduceerd: 310 kg compost, 70 kg biogas, 455 kg water en 45 kg afval
4 van 4
-
Bijlagen
biogas bestaat voor 58% uit methaan, verder voornamelijk uit koolzuur biogas wordt omgezet in een WKK-installatie met een vermogen van 680 kWe warmte wordt voornamelijk in het proces toegepast per jaar wordt 3150 MWh aan het net geleverd de verwerkingskosten bedragen 45 euro per ton. (Bron: EWAB-brochure Arcadis)
Volgens de NOH-studie 'Conversietechnieken voor GFT-afval', 1993, Haskoning (NOH-rapport 9273) is het aantal benodigde personeelsleden circa 4,5. Daarenboven kan met ca. 2 % extra onderhoudskosten worden gerekend. Voor een nog te realiseren installatie voor ONF in Groningen worden de volgende data genoemd (bron: CW, 4 december 1999, p.16, 17 en FMLJ Oorthuis et al: Scheiding en vergisting van de organische fractie uit grijs huisvuil bij de VAGRON in Groningen, NVAsymposium 5-6-november (1998) Groningen en private communication. input 92.000 ton ONF (natte organische fractie, afgescheiden uit huisvuil output 23.000 ton onvergist materiaal gasproductie 8.5 Mm3 biogas/a, 62 % methaan, 2.5 MWe. investering 50 Mf voor wasproces en vergisting exclusief energieopwekking kosten 145 NLG/ton ONF, incl. 30 NLG/ton voor wassen en voorafscheiding van 14% inert materiaal excl. stortkosten digestaat. Een GFT-vergistings-plant in Tilburg produceerde3,4 miljoen m3 biogas uit 40 kton GFT (bron: NVA-symposium Duurzame Behandeling van Reststoffen: “Problemen en oplossingen bij de vergisting van GFT in Tilburg, 1998). Een EWAB-informatieblad over een co-vergistingsproject van Mestvar BV van bermgras en mest geeft de volgende informatie: - investering 3.2 miljoen NLG inclusief opwekking eindproducten, WKK-installatie 600 kWe, geschatte energiebesparing equivalent met 360.000 m3/jaar aardgas - bermgras wordt toegediend om een hoge biogasproductie te realiseren - capaciteit 20 kton/jaar. Door leereffecten zal de kostprijs op termijn kunnen dalen. 11. Draagvlak Groeiende met name door broeikasgas reductiepotentieel en verhoogde terugleververgoedingen. Echter zijn er een aantal kanttekeningen te plaatsen: Mestvergisting op de boerderij is in het verleden mislukt door te goedkope bouw waardoor er teveel technische problemen ontstonden, door een geringe terugleververgoeding in combinatie met onvoldoende benutting op het bedrijf zelf door moeizame inpassing in het bedrijfssysteem. Grootschalige mestvergisting past thans niet goed in de mestbewerkingsplannen , die zich vooral op bedrijfs- en lokaal niveau afspelen. Van recente ontwikkelingen met betrekking tot de mestafzetproblematiek zijn de consequenties nog onduidelijk. Vergisting van GFT zal geremd worden, in ieder geval op korte termijn, door gepleegde investeringen in composteringscapaciteit.
Bijlage 4 Flash pyrolyse
Bijlagen
1 van 4
Bijlage 4 Flash pyrolyse 1. Naam: Snelle Pyrolyse 2. Korte beschrijving Snelle Pyrolyse Thermische ontleding van biomassa bij een temperatuur van ongeveer 500-600oC kan een olie opleveren die geschikt is om bij te stoken in bestaande energiecentrales. Uitgaande van hout wordt in dit proces (de zogenaamde snelle pyrolyse) een ‘olie’ geproduceerd met een opbrengst van meer dan 70 wt.%. Karakteristiek voor de snelle pyrolyse is de zeer snelle verhitting van de deeltjes, gecombineerd met een extreem snelle afvoer en koeling van de geproduceerde dampen. Nevenproducten zijn houtskool (15 wt.%) en een pyrolysegas (15 wt.%), voornamelijk koolmonoxide, kooldioxide en waterstof. De olie bevat de gekraakte fragmenten van cellulose, hemicellulose en lignine, voornamelijk geoxygeneerde componenten. De verkregen olie kan worden toegepast als een directe niet-conventionele energiebron (als een schone brandstof), voor de productie van conventionele brandstoffen, of als voeding voor de productie van chemicaliën. Belangrijk voordeel daarbij kan zijn dat, door de aanzienlijk hogere dichtheid van de olie ten opzichte van de voeding (oplopend tot een factor 10) een economisch voordeel in transportkosten kan worden behaald. De olie kan worden geproduceerd op plaatsen waar de voeding goedkoop / overvloedig aanwezig is, terwijl de verwerking ervan kan plaatsvinden op plaatsen waar het is gewenst. 3. Beschrijving complete conversieketen In het geval van aanwending van de olie voor energieproductie bestaat de conversieketen uit: • omzetting van biomassa in het snelle pyrolyseproces tot olie • transport en opslag van olie ten behoeve van meestoken • het (mee)stoken van olie. Het snelle pyrolysesysteem bestaat in het algemeen uit een opslag faciliteit voor de biomassa, een voorbewerkingssectie voor de biomassa (indien noodzakelijk) , de pyrolysereactor of -reactoren, een systeem voor de opslag van de producten (olie en afhankelijk van het proces houtskool), en noodzakelijke gasreinigingssytemen. Verschillende typen pyrolysesystemen zijn ontwikkeld, waarin de warmte voor het proces ofwel wordt geproduceerd door middel van de verbranding van de niet condenseerbare pyrolysedampen (CO, H2 en CH4), ofwel door de verbranding van de houtskool. Pyrolysereactoren omvatten wervelbed reactoren (DynaMotive, Ensyn, Wellman), zogenaamde ablative reactoren (Aston University), ‘roosterbed’ reactoren opererend onder vacuüm (Pyrovac), en de door BTG gepatenteerde conustechnologie. 4. Input: geschikte biomassa Houtachtige soorten: in korte vezels Stro, gras, zaden: in korte vezels Doppen: in korte vezels Bloembollen-, landbouwresiduen: in korte vezels Plantsoenafval: in korte vezels.
2 van 4
Bijlagen
Geschikte voedingen zijn in principe alle soorten organische producten, die gedroogd zijn tot ongeveer 10 wt.% water en verkleind tot een diameter < 6 mm. De karakteristieken van de geproduceerde olie daarentegen zijn sterk afhankelijk van de voeding (met name van de samenstelling in lignine, cellulose en hemicellulose, en van de as-fractie). Afhankelijk van de gewenste toepassing van de olie moet de geschikte voeding dan ook worden geselecteerd. Een belangrijk aspect daarbij is dat een te hoge waterfractie in de uiteindelijk verkregen olie een fasescheiding bewerkstelligt, die voor specifieke toepassingen uiteraard vermeden dient te worden. In principe kan worden gesteld dat alle organische stoffen geschikt zijn voor pyrolyse, mits deze aan de reactor kunnen worden toegevoerd. 5. Output De belangrijkste output van snelle pyrolyse is de olie, met een verbrandingswaarde overeenkomstig die van de voeding (voor hout 17 MJ/kg), en een conversierendement van ongeveer 70 wt.% (op basis van de voeding daf). Daarnaast wordt houtskool geproduceerd (15wt.; 30 MJ/kg) en niet condenseerbare gasvormige producten (15 wt.%, 10 MJ/kg). Bijproducten zijn dus ofwel de houtskool of het gas. Het as van het uitgangsmateriaal wordt geconcentreerd in de houtskool, en vormt alleen een bijproduct als de houtskool intern wordt verbruikt. Toepassingen voor de olie betreffen het bijstoken in bestaande kolencentrales (commercieel), toepassing in diesel motoren (op kleine schaal aangetoond), in gasturbines (gedemonstreerd), als chemicaliën (commercieel) of als voeding voor diverse chemicaliën (commercieel). Het energetisch rendement van de aansluitende conversie van de olie in kolencentrales, al dan niet met WKK, zal vergelijkbaar zijn met kolen: 40-45% voor elektriciteit en 40-45% voor warmte. In het geval van meestoken in kolencentrales met WKK zal het totale energetische rendement van het meestoken ongeveer 80-90% zijn en van de totale conversieketen: 55-65%. 6. Milieuaspecten De verkregen olie is momenteel het meest geschikt voor het (mee)stoken in kolencentrales. In de toekomst zijn toepassingen voorzien als een directe niet-conventionele energiebron (als een schone brandstof), voor de productie van conventionele brandstoffen, of als voeding voor de productie van chemicaliën. Belangrijk voordeel daarbij kan zijn dat, door de aanzienlijk hogere dichtheid van de olie ten opzichte van de voeding (oplopend tot een factor 10) een economisch voordeel in transportkosten kan worden behaald. De technologie is geschikt voor afgelegen gebieden, waar de beschikbaarheid van de voeding hoog is, en de noodzaak aan energie gering. Relatief kleine installaties, met een capaciteit van 2 tot 4 t/hr lijken daarvoor geschikt. Vergeleken met het transportkosten van de voeding kan de olie tegen geringere kosten naar de plek worden getransporteerd waar de energiebehoefte groot is. Snelle pyrolyse vormt dan een uitstekende methode om de schaal / locatie van de olie productie los te koppelen van de locatie / schaal van de verwerking van de olie.
Bijlagen
3 van 4
Tevens kan snelle pyrolyse worden ingezet als een voorbewerking: alle in het hout aanwezige verbindingen en componenten die bij de pyrolysetemperatuur (van 500-600oC) niet vluchtig zijn worden geconcentreerd in de gevormde houtskool. Alkali metalen, of mogelijkerwijze zware metalen in afval materiaal, kunnen op deze wijze eenvoudig worden vermeden in de gevormde olie. Emissies van een pyrolyse-eenheid omvatten met name een mogelijk geurprobleem, aangezien de pyrolysedampen op ppm of zelfs op ppb niveau een hinderlijke geur kunnen veroorzaken. Emissies van koolmonoxide en methaan kunnen alleen optreden ten gevolge van een slecht ontwerp van verbrandingsinstallaties. Oplossingen betreffen geurfilters, naverbranding eenheden, etc. Bij het meestoken van de olie in kolencentrales is de CO2-emissie vergelijkbaar met het stoken van fossiele olie. Andere emissies betreffen thermische NOx en SO2, afhankelijk van het zwavelgehalte in de biomassa. 7. Ontwikkelingsstadium Complete snelle pyrolysesystemen tot een schaal van 3.5 t/hr zijn momenteel operationeel, en diverse bedrijven zijn bereid installaties te ontwikkelen op een schaal van zo’n 12 t/hr. De belangrijkste hinder die het snelle pyrolyseproces ondervindt is de combinatie van een geringe hoeveelheid olie op de wereldmarkt, de benodigde conditionering ter stabilisatie van de olie, en het gemis aan demonstratieprojecten voor de daadwerkelijke toepassing van de olie. Verder te verwachten ontwikkelingen: 2005: demonstratie snelle pyrolyse - dieselmotor keten, snelle pyrolyse - gasturbine keten demonstratie keten snelle pyrolyse - productie chemicaliën 2010: demonstratie schone transportbrandstof m.b.v. snelle pyrolyse commerciële exploitatie ketens snelle pyrolyse - energieopwekking, snelle pyrolyse - chemicaliën 2010/2015: commerciële exploitatie keten snelle pyrolyse - schone transportbrandstof 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten; Energierendement en conversieketen Een belangrijke impasse voor snelle pyrolyse is het vooralsnog ontbreken van een duidelijke markt voor de olie. Succesvolle demonstratie is nodig om potentiële klanten te overtuigen. Indien middels een demonstratieproject, waarin bijvoorbeeld het bijstoken van de olie wordt gedemonstreerd, de maatschappelijke waarde van de olie eenduidiger kan worden aangegeven, zal deze olie een belangrijk alternatief kunnen zijn voor conventionele brandstoffen. Wanneer dan ook via en grootschalig pyrolyseproject de economische waarde van de olie kan worden aangegeven, zal pyrolyse kunnen doorbreken als het alternatief voor het bijstoken van hout en / of houtskool, als alternatief voor conventionele brandstoffen in vooralsnog verder te ontwikkelen stationaire dieselmotoren, en mogelijkerwijze als substituut van fossiele brandstoffen in ginstationaire motoren.
4 van 4
Bijlagen
9. Aansluiting infrastructuur; Utilities; Afval, Emissies; Personeel De kosten van een pyrolyse-eenheid voor de stand-alone productie van elektriciteit bedragen, afhankelijk van de toe te passen technologie, ongeveer 1000-3000 U$ /kWe voor installaties op een schaal van 2 tot 4 t/hr hout. In een bijstookoptie in een bestaande elektriciteitscentrale ligt deze waarde uiteraard lager. Deze bedragen zijn sterk afhankelijk van de prijs voor de voeding en van uiteraard van schaal van operatie. De investeringen voor de aansluiting op de infrastructuur zijn uiteraard locatiespecifiek, en kunnen in dit kader niet nader worden gespecificeerd. In een recente BTG studie is gerekend met de volgende getallen gerekend voor een 8 MWe installatie: 5.4 operators per dag (5.4 fte), 1 supervisor per dag (1 fte), 6 maanden per jaar voor administratie (1/2 fte), 6 maanden per jaar voor financiële zaken (1/2 fte), en 6 maanden per jaar voor algemeen management (1/2 fte). Hoewel een installatie continu in bedrijf is, kan met een voldoende doorgevoerde automatiseringsgraad worden volstaan met de genoemde aantallen fte’s. Op basis van bovengenoemde range voor de investering in stand-alone installaties met elektriciteitopwekking is geschat dat de investering voor de pyrolyse-eenheid 375 tot 1500 gulden per kWth bedraagt. Het gemiddelde van deze range is in de studie gehanteerd. Recente investeringsramingen van flash-pyrolyse installaties volgens een door BTG ontwikkelde technologie wijzen erop dat ook voor de ondergrens, ca. 375 per kWth, een installatie van deze capaciteit gebouwd kan worden. 10. Draagvlak Het draagvlak van pyrolyseprocessen is over het algemeen nog wat gering, met name doordat het product, de olie, wordt beschouwd als een ‘slechte’, instabiele brandstof. Deze nadelige eigenschap van de olie is gedurende de afgelopen periode helaas een eigen leven gaan leiden, en is beschouwd als een serieus nadeel voor de betroffen technologie. Data met betrekking tot de stabiliteit van de olie geven aan dat de instabiliteit van de olie niet zo extreem is als algemeen wordt aangenomen. Een houdbaarheid van minimaal 1 jaar (weliswaar onder specifieke condities) kan worden gegarandeerd. Indien dit (naar ons inzien onterechte) nadeel uit de wereld kan worden geholpen zal het draagvlak van pyrolyse als technologie aanzienlijk kunnen worden verbreed. Door de mogelijkheid schaal en plaats van olie productie los te kunnen koppelen van de plaats / schaal van de verwerking ervan zal deze technologie uiteindelijk gunstiger moeten worden beoordeeld dan de directe verbranding van de biomassa, met lagere emissies, hogere efficiency en lagere kosten. Daarbij zal de pyrolyse als voorbewerking een belangrijk draagvlak kunnen krijgen in de verwerking van afval. Met betrekking tot het laatstgenoemde kan nu al worden verwezen naar technologieën die zijn ontwikkeld door Thermoselect, Gibros (PKA), Noell, etc.
Bijlage 5 Langzame Pyrolyse: het Gibros-PEC proces
Bijlagen
1 van 6
Bijlage 5 Langzame Pyrolyse: het Gibros-PEC proces Van dit proces worden twee varianten beschreven: 5A: Gibros-PEC procédé bestaande uit een pyrolyseproces met een gasmotor en stoomturbine; capaciteit 8 MWe output 5B: Gibros-PEC procédé bestaande uit een pyrolyseproces met een STEG; capaciteit 30 MWe output.
5A: Gibros-PEC procédé: pyrolyseproces met een gasmotor en stoomturbine; capaciteit 8 MWe output 1. Naam Gibros-PEC procédé Pyrolyse/gasmotor/stoomturbine; capaciteit 8 MWe output 2. Beschrijving Het Gibros-PEC procédé is een modulair proces voor de omzetting van biomassa en afval in synthese gas en/of warmte en toepasbare producten (basalt en verschillende metaalfracties). Een installatie kan bestaan uit de onderdelen voorbehandeling, pyrolyse, gaskraken, smelten, gasreiniging en gasbenutting. 3. Conversieketen De voorbehandeling omvat verkleinen, zeven en drogen. Het inputmateriaal wordt verkleind tot delen van maximaal 150 mm. Zeven levert een fractie 3-150 mm die na drogen, tot ongeveer 5% vocht, wordt gevoed aan de pyrolysereactor. De fractie < 3 mm wordt gevoed aan de smelter, terwijl de fractie > 150 mm opnieuw wordt verkleind. De pyrolyse vindt plaats in een draaitrommeloven bij 500-550°C en atmosferische druk tot lichte onderdruk. Tijdens pyrolyse ontstaat gas en een vast residu. Het gas bestaat uit een mengsel van 'lichte gassen' (CO, H2, CH4, CO2, C2H4, enz.) en hogere koolwaterstoffen, variërend van C3 tot C20. Het vaste residu bestaat uit koolstof en de in de input aanwezige inerte fractie (metalen, zand enz.). De gasvormige pyrolyseproducten worden in een gaskraker bij 1200-1300°C onder toevoeging van zuurstof of lucht volledig omgezet in gas. Dit gas bestaat voornamelijk uit H2 en CO. Eventuele verontreinigingen zijn hierin aanwezig als HCl, HBr en H2S. Het vaste pyrolyseresidu wordt na verwijdering van ijzer en aluminium in een pyrometallurgische smelter bij 1400-1500°C gesmolten. De producten zijn een metaalmengsel en synthetisch basalt (voldoet aan bouwstoffenbesluit, de kwaliteit hiervan wordt geregeld m.b.v. toeslagstoffen). De smelter wordt reducerend bedreven, waardoor de in het residu aanwezige koolstof wordt omgezet in CO. Eventueel aanwezige vluchtige metalen worden met het gas meegevoerd. Voor de gasreiniging wordt het gas eerst gekoeld, waarbij de vrijkomende warmte wordt omgezet in stoom. Vervolgens wordt het gas in een aantal stappen ontdaan van stof (inclusief vluchtige metalen), HCl, HBr, HF en H2S. Het geproduceerde gas, alsmede de stoom, kunnen worden benut in een WKK-eenheid, voor vervanging van aardgas of toepassingen voor methanolsynthese.
2 van 4
Bijlagen
Het proces kent een gesloten watercircuit. Water dat in het proces ontstaat (condensaat, waswater) wordt in het proces zoveel mogelijk benut als proceswater. Het overschot wordt na reiniging ingedampt 4. Geschikte biomassa Er zijn geen beperkingen aan de geschikte biomassa. Een installatie die is uitgevoerd met een smelter is eveneens geschikt voor alle niet biomassastromen. Voor de noodzakelijke voorbehandeling zie het bovenstaande aandachtspunt. 5. Output Synthesegas/stookgas, houtskool, stoom, basalt, metalen en metaalconcentraten. Bij uitsluitend e-productie wordt zowel het stookgas als de stoom, middels een gasmotor en condenserende stoomturbine, in elektriciteit omgezet. Het huidige overall elektrische rendement bedraagt: 31 % en het toekomstig (2020) verwachte rendement 34 %. Bij WKK-productie, wordt het stookgas volledig in elektriciteit omgezet; terwijl de stoom gedeeltelijk m.b.v. een tegendrukturbine in elektriciteit wordt geconverteerd. Het huidige WKK-rendement bedraagt 55% (27% e en 28% w) en het toekomstig verwachte rendement 56% (30% e en 26% w). De hoeveelheden bijproducten zijn afhankelijk van de samenstelling van de voeding. 6. Milieuaspecten De installatie vereist geen speciale infrastructuur (behalve aan- en afvoer energiestromen). De CO2emissie is afhankelijk van de samenstelling van de voeding. SO2, NOx-emissies voldoen aan de geldende eisen. Vanwege de smelter blijven reststoffen beperkt tot residu van de gasreiniging. Betreffende risico's en veiligheid voldoen de installaties aan de daarvoor geldende strenge Duitse eisen. 7. Ontwikkelingsstadium Installaties zijn commercieel beschikbaar op een schaal van 50 kton/j. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten Het proces heeft een hoge potentie voor hoogcalorisch afval en vervuilde stromen. Breekpunt voor toepassing is het verkrijgen van contracten voor de restproducten. 9. Kosten Installaties worden typisch opgebouwd uit modules van 50 kton/j. De investeringskosten worden geraamd op 10.000 gulden/kWe. Dit bedrag kan dalen tot 9.000 gulden/kWe in 2010, en tot 8.000 gulden/kWe in 2020. De bedienings- en onderhoudskosten worden geraamd op 90 gulden/kW in 2000 en op 65 gulden/kW vanaf 2010. De onzekerheidsmarge in deze kostenopgaven is +/- 50%. 10. Draagvlak
Bijlagen
3 van 6
Een belangrijk voordeel van dit proces is dat in principe afzetbare reststromen ontstaan bij verwerking van afval. 11. Bronnen 1. J.P.A. Neeft, A.B.J. Oudhuis en H. van Burk, "Haalbaarheidsstudie naar de verwerkbaarheid van drie reststromen middels pyrolyse", ECN-C--98-023, Petten juli 1998. 2. "Grote schaal smeltproeven voor omzetten van afvalstromen in marktconforme producten", T2000 1996, projectnummer 354220/0710, SCS, 12 november 1998. 3. “A powerful solution for sustainable waste management and local energy production”, GibrosPEC Bulletin, Numansdorp, februari 1999.
4 van 4
Bijlagen
5B: Gibros-PEC procédé: pyrolyseproces met een STEG; capaciteit 30 MWe output 1. Naam Gibros-PEC procédé bestaande uit een pyrolyseproces gevolgd door een STEG; capaciteit 30 MWe. 2. Beschrijving Het Gibros-PEC procédé is een modulair proces voor de omzetting van biomassa en afval in synthese gas en/of warmte en toepasbare producten (basalt en verschillende metaalfracties). Een PEC kan bestaan uit de onderdelen voorbehandeling, pyrolyse, gaskraken, smelten, gasreiniging en gasbenutting. 3. Conversieketen De voorbehandeling omvat verkleinen, zeven en drogen. Het inputmateriaal wordt verkleind tot delen van maximaal 150 mm. Zeven levert een fractie 3-150 mm die na drogen, tot ongeveer 5% vocht, wordt gevoed aan de pyrolysereactor. De fractie < 3 mm wordt gevoed aan de smelter, terwijl de fractie > 150 mm opnieuw wordt verkleind. De pyrolyse vindt plaats in een draaitrommeloven bij 500-550°C en atmosferische druk tot lichte onderdruk. Tijdens pyrolyse ontstaat gas en een vast residu. Het gas bestaat uit een mengsel van 'lichte gassen' (CO, H2, CH4, CO2, C2H4, enz.) en hogere koolwaterstoffen, variërend van C3 tot C20. Het vaste residu bestaat uit koolstof en de in de input aanwezige inerte fractie (metalen, zand enz.). De gasvormige pyrolyseproducten worden in een gaskraker bij 1200-1300°C onder toevoeging van zuurstof of lucht volledig omgezet in gas. Dit gas bestaat voornamelijk uit H2 en CO. Eventuele verontreinigingen zijn hierin aanwezig als HCl, HBr en H2S. Het vaste pyrolyseresidu wordt na verwijdering van ijzer en aluminium in een pyrometallurgische smelter bij 1400-1500°C gesmolten. De producten zijn een metaalmengsel en synthetisch basalt (voldoet aan bouwstoffenbesluit, de kwaliteit hiervan wordt geregeld m.b.v. toeslagstoffen). De smelter wordt reducerend bedreven, waardoor de in het residu aanwezige koolstof wordt omgezet in CO. Eventueel aanwezige vluchtige metalen worden met het gas meegevoerd. Voor de gasreiniging wordt het gas eerst gekoeld, waarbij de vrijkomende warmte wordt omgezet in stoom. Vervolgens wordt het gas in een aantal stappen ontdaan van stof (inclusief vluchtige metalen), HCl, HBr, HF en H2S. Het geproduceerde gas en de stoom kan worden benut in een WKK-eenheid, voor vervanging van aardgas of toepassingen als methanolsynthese. Het proces kent een gesloten watercircuit. Water dat in het proces ontstaat (condensaat, waswater) wordt in het proces zoveel mogelijk benut als proceswater. Het overschot wordt na reiniging ingedampt. 4. Geschikte biomassa Er zijn geen beperkingen aan de geschikte biomassa. Een installatie die is uitgevoerd met een smelter is eveneens geschikt voor alle niet biomassastromen. Voor de noodzakelijke voorbehandeling zie het bovenstaande aandachtspunt.
Bijlagen
5 van 6
5. Output Synthesegas, houtskool, stoom, basalt, metalen en metaalconcentraten. Het synthese gas en de stoom worden in een STEG-eenheid omgezet in elektriciteit. Het huidige elektrisch rendement van het proces is 36%. Een stijging van dit rendement tot 38% in 2010 en tot 39% in 2020 wordt haalbaar geacht. De hoeveelheden bijproducten zijn afhankelijk van de samenstelling van de voeding. 6. Milieuaspecten De installatie vereist geen speciale infrastructuur (behalve aan- en afvoer energiestromen). De CO2emissie is afhankelijk van de samenstelling van de voeding. SO2, NOx-emissies voldoen aan de geldende eisen. Vanwege de smelter blijven reststoffen beperkt tot residu van de gasreiniging. Betreffende risico's en veiligheid voldoen de installaties aan de daarvoor geldende strenge Duitse eisen. 7. Ontwikkelingsstadium Installaties zijn commercieel beschikbaar op een schaal van 50 kton/jaar maar worden nog niet toegepast in STEG-configuratie. De verwachting is dat dit overeenkomstig de vergassings/STEGinstallaties omstreeks 2005 wel het geval zal zijn. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten Het proces heeft een hoge potentie voor hoogcalorisch afval en vervuilde stromen. Breekpunt voor toepassing is het verkrijgen van contracten voor de restproducten en van de ontwikkeling van de STEG-installaties. 9. Kosten Installaties worden typisch opgebouwd uit modules van 50 kton/j. De investeringskosten worden geraamd op 8.000 gulden/kWe. Dit bedrag kan dalen tot 7.200 gulden/kWe in 2010, en tot 6.800 gulden/kWe in 2020. De bedienings- en onderhoudskosten worden geraamd op 90 gulden/kW in 2000 en op 65 gulden/kW vanaf 2010. De onzekerheidsmarge in deze kostenopgaven is +/- 50%. 10. Draagvlak Een belangrijk voordeel van dit proces is dat in principe afzetbare reststromen ontstaan bij verwerking van afval. 11. Bronnen 1. J.P.A. Neeft, A.B.J. Oudhuis en H. van Burk, "Haalbaarheidsstudie naar de verwerkbaarheid van drie reststromen middels pyrolyse", ECN-C--98-023, Petten juli 1998. 2. "Grote schaal smeltproeven voor omzetten van afvalstromen in marktconforme producten", T2000 1996, projectnummer 354220/0710, SCS, 12 november 1998. 3. “A powerful solution for sustainable waste management and local energy production”, GibrosPEC Bulletin, Numansdorp, februari 1999.
Bijlage 6 Het PYROCYCLINGTM pyrolyseproces
Bijlagen
1 van 4
Bijlage 6 Het PYROCYCLING TM pyrolyseproces 1. PYROCYCLING TM 2. Korte technologie beschrijving: PYROCYCLING TM (vaste brandstoffen worden onder uitsluiting van zuurstof en bij verhoogde temperatuur (ca. 500°C) en lage druk (ca. 0.15 bar) chemisch omgezet), gevolgd door inzet van de producten (pyrolyse-olie, gasvormige producten en char (kool, houtskool bij inzet van hout)) ter vervanging van fossiele brandstof (steenkool) in een kolencentrale voor de productie van elektriciteit. Het gas wordt binnen het eigen proces ingezet voor de benodigde warmte. Input: 2x6 ton/hr, vermogen: 18 MWe (zie ook punt 4). Zware metalen afkomstig van de voeding hopen zich op in de charfractie en daardoor uiteindelijk in de asrest van de kolencentrale indien deze meegestookt wordt. 3. De conversie keten bestaat uit: • biomassa (/afval) wordt voorbehandeld (wel gedroogd, evt.verkleind, niet gepelleteerd) en opgeslagen • de ingebrachte biomassa loopt in de pyrocycler over een aantal warmtewisselaarsplaten die met een mengsel van vloeibare zouten (KNO3, NaNO3, NaNO2) op een nagenoeg constante temperatuur van ca. 500°C worden gehouden. In de reactor heerst een lage druk van 0,15 bar. Onder invloed van de proces- en reactiewarmte worden de organische moleculen van de biomassa opgesplitst in kleinere gasvormige verbindingen • de gasvormige verbindingen worden door een vacuüm afgezogen en gecondenseerd, waarbij pyrolyse-olie verkregen wordt. De pyrolyse-olie kan worden ingezet voor de elektriciteitsproductie • de char wordt afgekoeld en samen met steenkool ingezet voor de elektriciteitsproductie • de overblijvende, niet condenserende, gasvormige verbindingen worden als brandstof ingezet voor het verhitten van de vloeibare zouten in een boiler • het afvalwater wordt gezuiverd. 4. Geschikte biomassa: Het PYROCYCLING TM proces is in principe geschikt voor de meeste beschikbare biomassa en afval stromen. De biomassa moet wel eerst worden voorbehandeld, met name gedroogd tot ca. 85% ds en verkleind tot een deeltjesgrootte van 3-20 mm.. Het bermgras wordt daartoe gepelleteerd. De verhouding en de kwaliteit van de producten is sterk afhankelijk van de ingezette soorten biomassa. Voor het geplande Hemwegproject wordt gedacht aan 120.000 ton natte biomassa/jaar, bestaande in dit geval uit relatief schone stromen: 50% sloophout, 25% bermgras en 25% snoeihout. Ook specifieke afvalstromen zoals schors, pindadoppen, reststoffen van voedings- en genotsmiddelenindustrie, oud papier, en bijvoorbeeld ook autobanden, kunnen verwerkt worden.
2 van 4
Bijlagen
Biomassa- of afvalstroom1 Noodzakelijke Specificatie voorbewerking2 biomassa 3 houtachtige gedroogd vochtgehalte max.15% energieteelt: vooral Gedroogd vochtgehalte olifantsgras en bermgras max.15% stro Gedroogd vochtgehalte max.15% doppen (pinda e.d.), Gedroogd vochtgehalte reststoffen VGI max.15% oud papier Gedroogd vochtgehalte max.15% verschillende soorten afval Gedroogd vochtgehalte max.15% plantsoenafval Gedroogd vochtgehalte max.15%
5. Output: Ca. 70% van de biomassa wordt omgezet in pyrolyse-olie (verbrandingswaarde ca. 25 MJ/kg), char (verbrandingswaarde ca. 29 MJ/kg) en gas (verbrandingswaarde ca. 9 MJ/kg), de rest is water, dat naar de waterzuivering gaat. Bij een input van 12.000 kg brandstof per uur is de opbrengst aan olie ongeveer 3800 kilogram per uur en char ca. 3700 kilogram per uur. De pyrolyse-olie en de char worden ingezet in een kolencentrale (met een rendement van 41,5%, stand alone rendement: 29,2%) voor elektriciteitsproductie. Het totaal energetisch rendement van PYROCYCLING TM is dan 35% (excl. energiebehoefte voorbewerking). De pyrolyse-olie bevat mogelijk ook waardevolle chemicaliën die wellicht geëxtraheerd kunnen worden. Op de lange termijn kunnen deze wellicht in voldoende zuivere vorm vermarkt worden. 6. Producten De producten van PYROCYCLING TM, in het bijzonder de pyrolyse-olie en de char, zijn het meest geschikt voor bijstoken in kolencentrales. De CO2-, CO-, NOx- en koolwaterstof-emissies zijn alleen afkomstig van het primaire verbrandingsproces en vergelijkbaar met de emissies van de kolencentrale. Het restproduct water kan na zuivering op het riool geloosd worden.
1
Zie biomassa/afval bijlage
2
Reiniging, scheiden, drogen, hakselen, versnipperen, verpoederen, pelletiseren/briketteren en mengen
3
Bijvoorbeeld het maximale vochtgehalte of de maximale chip doorsnee
Bijlagen
3 van 4
7. Ontwikkelingsstadium De vacuüm pyrolysetechnologie is een gepatenteerde technologie. Een eerste fabriek wordt momenteel gebouwd in Canada met een capaciteit van 4 - 5 ton per uur. Het proces is de laatste jaren productierijp gemaakt. Aan deze ontwikkeling is in totaal 15 jaar gewerkt. De technische werking is uitgebreid onderzocht. Momenteel worden de plannen nader uitgewerkt om in Nederland bij de Hemweg-centrale 2 reactoren te bouwen van elk 6 ton per uur. De vacuüm pyrolysetechnologie kan geleverd worden in capaciteiten van 5 tot 25 MWe per reactor. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten Capaciteitsvergroting: de operationele fabriek in Canada heeft een capaciteit van 2-6,5 ton/uur. In het Hemweg-project worden tweede reactoren van 6 ton/uur gerealiseerd. Met deze capaciteitsvergroting zijn de gebruikelijke opschalingsrisico's gemoeid. Doordat de fabriek in Canada in omvang en uitvoering goed vergelijkbaar is met fabriek die op de Hemweg wordt voorzien, lijken de risico's beheersbaar. 9. Kosten Typische schaal: 50 - 300 kton/a (85% ds-gehalte) (300 ton/uur vraagt zes parallelle • reactoren van elk 6 ton/uur) • Investeringen: ca. 50 Mfl. voor een installatie van 2x6 ton/uur (Jaar 2000). B&O (bedrijfsvoering- en onderhoud) –kosten: 3% van investering standaard • onderhoudskosten, 1% van investering reparatiekosten, huur voor het grondoppervlak is 15000/m2, verzekeringskosten/overige belasting: 0,1% van investering, onvoorzien: 0,5% van investering Aantal draaiuren per jaar: 7884 • • Technische en economische levensduur van het systeem: onbekend • Utilities: zie ook verbruik • Afval/emissies: systeem moet voldoen aan NL eisen • Personeel: bij vijf ploegen: - 1 supervisor - 5 hoofd operator - 15 operators - 2 technici - 2 administratieve medewerkers • Verbruik: - fossiel: 260 ton/jaar - elektriciteit: 1,5 MW - N2: 130.000 Nm3/jaar - Butanol: 24 m3/jaar - Kalk: 220.000 kg/jaar • Financiële aannames: - Equity: 30% - Inflatie: 2,5% - Afschrijvingstermijn: 15 jaar
4 van 4
Bijlagen
-
Rente: credit: 3%, debet: 5% Gebouwen rente: 7% Belasting: 35% Dividend: 30% IRR voor belastingen: 15%
10. Draagvlak De technologie/toepassing is waarschijnlijk nog relatief onbekend bij besluitvormers en publiek
Bijlage 7 Verbranding
Bijlagen
1 van 6
Bijlage 7 Verbranding 1. Verbranding, 2. Technologiebeschrijving: Een uitgebreide technologiebeschrijving van roosteroven- en wervelbedtechnologie van verbranding van afval en biomassa is aan het eind van deze bijlage opgenomen, gevolgd door enkele tabellen met financieel en technische informatie over verbranding van huishoudelijk afval in een installatie met een karakteristieke grootte van 400.000 ton/jaar. 3. De conversieketen bestaat uit: Verbranding met stoomopwekking; stoom wordt gebruikt voor productie opwekking van elektriciteit en vervolgens voor verwarming en/of drogen dan wel direct voor verwarming en/of drogen. 4. Geschikte voeding: Alle afval en biomassa met een verbrandingswaarde hoger dan ca 7 MJ/kg. Afhankelijk van fysische eigenschappen (morfologie) en de verbrandingswaarde kan een geschikt verbrandingssysteem worden gekozen (met name roosteroven of wervelbed) dan wel kan de brandstof d.m.v. verkleinen of vergroten (pelleteren) voor een bepaald verbrandingssysteem geschikt worden gemaakt. Bij roosteroven geen kleine deeltjes; geen of weinig voorbewerking nodig Diverse componenten (kalium-, natriumzouten als chloriden en sulfaten) kunnen hetzij als deeltjes hetzij uit de dampfase neerslaan en leiden tot afzettingen op pijpen. Met name chloriden en sulfaten zijn problematisch i.v.m. corrosie, waardoor in conventionele installaties de stoomtemperatuur max. ca. 400°C bij 40 bar kan bedragen. 5. Output: Warmte (stoom). Conversierendement: 98% Energierendement: aannemende dat alle opgewekte warmte wordt benut (met of zonder E-productie) 75-80%. As 6. Milieuaspecten Infrastructuur: Kleinschalige verbranding van biomassa is alleen daar zinvol als de warmte op de locatie van de verbrandingsinstallatie of dicht daarbij kan worden benut. CO2 : Bij de verbranding ontstaat uiteraard CO2. SO2: Aangezien biomassa (nagenoeg) geen S bevat is deze emissie ook (nagenoeg) nul. NOx : De gebruikelijke emissie uit brandstof N; weinig of geen thermische NOx. Bij wervelbedverbranding kan N2O ontstaan. Risico’s/veiligheid: Geen bijzonderheden.
2 van 4
Bijlagen
7. Ontwikkelingsstadium: Verbranding is volledig ontwikkeld. Optimalisatie vindt plaats op het gebied van procesbeheersing en capaciteitsbenutting. Toepassing van corrosiebestendige materialen (massief opgelast of als coating), met name in de oververhitter en op de wanden, vergroot de beschikbaarheid en de levensduur van kritische delen, en maakt de systemen toleranter voor variatie in brandstofeigenschappen waaronder met name een hogere stookwaarde. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten De voornaamste voorziene ontwikkeling bij verbranding van huishoudelijk afval (HHA) is het opvoeren van de stoomtemperatuur om zodoende tot een (netto elektrisch) rendement van ca. 27% te komen t.o.v. ca. 22% nu. Behalve dat hiervoor in de oververhitter pijpen van corrosiebestendig (en dus aanmerkelijk duurder) materiaal moeten worden geïnstalleerd, zal het gehele stoomsysteem inclusief turbine geschikt moeten zijn voor de hogere stoomcondities (bijv. 520°C en 100 bar). Op dit gebied is al redelijk wat ervaring in o.a. Duitsland en Japan. Andere maatregelen die tot een (in totaal) hoger rendement bijdragen zijn: - verlaging van de temperatuur van het rookgas naar de schoorsteen (voor zover nog mogelijk) rookgasrecicrcultatie; hierdoor kan de luchtovermaat beperkt worden - (efficiënter) gebruik van de restwarmte o.a. door gebruik van warmtepompen; ook dit wordt reeds in de praktijk toegepast (Zweden, Japan) - efficiëntere regeling met mede als gevolg daarvan een kleinere luchtovermaat en dus minder schoorsteenverlies - voorverwarming van de verbrandingslucht; er moet dan ook een gekoeld rooster worden geïnstalleerd omdat anders de doorzet omlaag moet - toepassing van met zuurstof verrijkte lucht; dit beperkt de luchtovermaat aanzienlijk en dus de schoorsteenverliezen; voor de productie van de met zuurstof verrijkte lucht is ook energie nodig en het is de vraag of een en ander tegen elkaar opweegt. Deze optie heeft daarnaast nog veel meer consequenties: het stromingsgedrag in de ketel wordt anders; de luchtverdeling naar de roosters moet waarschijnlijk nauwkeuriger regelbaar worden, de rookgasreinigingssectie kan veel kleiner worden, etc. Naast deze aanpassingen in de AVI zelf, zijn om het rendement te verhogen ook combinaties denkbaar, bijvoorbeeld door parallel aan de AVI een verbrandingsinstallatie voor een specifieke bijvoorbeeld hoogcalorische afvalstroom te bouwen. Integratie met de AVI betreffende de gasreiniging en het stoomsysteem is dan mogelijk, hetgeen kostenbesparend kan werken. Zo kan oververhitting van stoom plaatsvinden in het nabijgelegen systeem plaatsvinden, waarmee de oververhitting door corrosie in AVI-oververhitters omzeild wordt. Hetzelfde geldt voor een biomassaverbrandingsinstallatie; indien de biomassa niet direct in een kolencentrale kan worden meegestookt, kunnen wel de stoomcyclus en rookgascyclus worden gecombineerd, hetgeen tot een hoog elektrisch rendement kan leiden, vergelijkbaar met mee- of bijstoken van de biomassa.
Bijlagen
3 van 6
9. Kosten a. typische schaal voor HHA: 200000-100000 ton/jaar voor biomassa: geen; capaciteiten momenteel van 1MWe tot 25 MWe (80 MWth b. investeringen installatie voor HHA: kf 5000/MWth voor biomassa: kf 1000- kf 2000/MWth, incl. WKK afhankelijk schaalgrootte c t/m f. voor gedetailleerde informatie over kosten, utilities, etc: voor een afvalverbrandingsinstallatie met een karakteristieke capaciteit wordt hier verwezen naar de tabellen aan het eind van dit formulier. In een presentatie van de Gemeentelijke Dienst Afvalverwerking van Amsterdam (W. Sierhuis) op de workshop “De toekomst van de thermische verwerking van afval in Nederland: wervelbed of roosteroven”, gehouden op 8 mei 2000 bij TNO in Apeldoorn wordt aangegeven dat door toepassing van een aantal maatregelen een verhoging van het netto rendement van de AVI tot 30% mogelijk is. Aangegeven wordt dat dit gepaard gaat met een kostenstijging van 20%. Voor Cuijk (bubbling wervelbed, zie ook bijlage 9) geldt: investering 90 Mf, 85 MWth input, 1050 kf/MWth, alleen kracht, 25 MWe, input 250.000 ton hout/jaar met 40% droge stof. Het netto elektrisch rendement bedraagt 30%. Voor kleinschaliger installaties daalt dat naar 25%. Er is in deze studie van uitgegaan dat ook relatief schone brandstoffen uit afval met deze techniek kunnen worden verbrand zonder de zware rookgasreinigingeisen die aan AVI’s worden gesteld. Dit levert een financieel en een energetisch voordeel op ten opzichte van AVI’s. Het is echter niet vanzelfsprekend dat dit voordeel kan worden gerealiseerd, omdat brandstoffen, met name de uit huishoudelijk afval geproduceerde, te zeer verontreinigd kunnen zijn. Verbranding van afval dat een met huishoudelijk afval vergelijkbare samenstelling heeft in een wervelbed (of in andere innovatieve thermische processen) levert ten opzichte van een AVI geen kosten of rendementsvoordelen op (zie Vergelijkende studie voor de thermische verwerking van huishoudelijk afval (1995) KEMA, EWAB-rapport 9516). Deze alternatieve technieken zijn daarom niet meer expliciet behandeld in deze studie. Voor kleinschalige verbranding, ca 1 MWth, alleen voor warmte, gebruiken: 1.000 kf. (investering). Nieuwe Denox en stoffilters voor kleinschalige verbranding, worden erg kostbaar: bijvoorbeeld 150 kf voor 1 MWth. Kleinschalige verbranding wordt vooral toegepast in industriële installaties waarvan er ca. 1000 in NL opgesteld staan. Input is houtachtig materiaal, verkleind. Vooral industrieel resthout. Het aantal vollasturen per jaar van dit type installaties is beperkt tot circa 2000 uur per laar. De onzekerheid in deze informatie is circa 25%.
4 van 4
Bijlagen
10. Draagvlak Voor HHA: er zijn 10 AVI’s in Nederland in bedrijf; Bij planning van nieuwe AVI’s zal er behoorlijke oppositie zijn. Voor biomassa: gezien het groen imago is het draagvlak groter. 11. Bronnen Zie tekst. Informatie over een afvalverbrandingsinstallatie (in Alkmaar) met een karakteristieke capaciteit: circa 400.000ton/jaar ( rapport TNO MEP R96/248: Specific Processing Costs of waste materials in a municipal solid waste combustion facility, July 1996)
Table Adjustment financial parameters in the MSWC FACE-model for simulation of the HVC Noord-Holland. Cost parameter
Total investment Maintenance Insurance/taxes Emission measurements Personnel: - number - average salary Electricity revenue (delivered to the grid) Interest Depreciation period 1
Unity
Specification HVC
Calculated with base case values FACE-model
MDfl MDfl/yr MDfl/yr MDfl/yr
816.9 7.1 6.7 0.55
871.1 14.2 6.9 0.57
Dfl/yr
89.4 89185
83 nr 1
Dfl/kWh
0.085
nr 1
% year
6 25
nr 1 nr 1
nr = not relevant: the values vary a lot between plants: it makes no sense to speak of average or base case values.
Bijlagen
5 van 6
Table Comparison of the simulation results with ‘true values’ as specified by the HVC. Parameter
Waste throughput Steam production Electricity production Combustion air Flue gas (boiler) Flue gas (stack) Bottom-ash Fly-ash Boiler-ash Effluent cleaning residue Spray dryer residue Coal residue
Unity
Specification HVC
Value calculated by FACE
t/yr
388500
388944
+0.1
t/yr
1316700
1322410
+0.4
MW
42.4
42.2
-0.5
3
Nm /hr
225000
228492
+1.6
3
Nm /hr
260490
264687
+1.6
Nm3/hr
294000
295821
+0.6
t/yr
102900
100144
-2.7
t/yr
4500
4255
-5.5
t/yr
900
1
1
t/yr
2961
3215
+18.9
t/yr
3528
4335
+1.6
106
+1.0
t/yr Limestone Sodiumhydroxide Ammonia FeCl3 Poly-electrolyte Na2S Active coal Water Natural gas
Additive consumption cost Residue disposal cost 2 1
2
0 - 105
t/yr
1575
1802
+14.4
t/yr
1638
1802
+10.0
t/yr
221
205
-7.4
t/yr
39
38
-1.4
t/yr
1.09
1.11
+2.5
t/yr
16.8
16.6
-1.4
t/yr
35
37
+6.0
3
2
Relative deviation [%]
m /yr
137844
187559
+36.1
Nm3/yr
3529411
2941258
-16.7
MDfl/yr
2.34
2.37
+1.5
MDfl/yr
3.32
3.63
+9.3
The MSWC FACE-model does not distinguish between boiler-ash and fly-ash. Including the boiler-ash with the fly-ash results in a relative deviation for the fly-ash of -18.2%. The total impact of the differences in amounts of additives consumed and residues produced can be judged from the costs. These totals match reasonably well with the values from the HVC specification.
Bijlage 8 Vastbedvergassing
Bijlagen
1 van 4
Bijlage 8 Vastbedvergassing 1. Vastbedvergassing 2. Korte technologiebeschrijving In een vastbedvergasser van het type meestroom worden biomassa en lucht van boven aan de reactor toegevoerd. Tijdens de vergassingsreactie worden vier zones doorlopen: droging, pyrolyse, oxidatie en reductie (bij andere type vergassers zijn de zones anders ingedeeld). Bij droging verdampt het water uit de biomassa en passeert de overige zones. Bij pyrolyse komen de vluchtige bestanddelen vrij die worden gekenmerkt als primaire teer. Bij oxidatie wordt de reeds gevormde kool tijdens de pyrolyse verbrand tot koolstofdioxide en waterdamp. Tijdens de reductie wordt de koolstofdioxide en waterdamp gereduceerd aan kool tot koolmonoxide en waterstof; de twee belangrijkste brandbare componenten. Afhankelijk van reactorontwerp en procescondities ontstaat tevens een kleine hoeveelheid methaan en hogere koolwaterstoffen. Voor benutting van het stookgas in motoren is gasreiniging en koeling noodzakelijk. De gasreiniging hangt o.a. af van de verontreinigingsgraad van de brandstof. Bij een goed ontwerp van de reactor is droge gasreiniging bestaande uit cycloon en doekenfilter voldoende. Koeling tot nabij omgevingstemperatuur is nodig om een goede vullingsgraad te krijgen van de cylinders van de motor en ‘derating’ te minimaliseren. Gasmotoren moeten worden aangepast voor stookgas waaronder het ontstekingstijdstip. Dit is een gevolg van de aanwezige waterstof dat vrij snel ontsteekt. Dieselmotoren moeten ingrijpender worden aangepast waaronder het vervangen van de injectiepomp door een ontstekingsmechanisme. Verder dient rekening te worden gehouden met type motor, d.w.z. robuuste, langzaam draaiende motoren versus moderne opgeladen (turbo-charged) motoren. 3. De conversieketen bestaat uit: 1. Voor robuuste motoren met een relatief laag energetisch rendement bestaat de keten uit een vergasser, cycloon, koeler, doekenfilter, koeler, motor. 2. Voor moderne motoren met een relatief hoog energetisch rendement zijn de eisen dusdanig streng, dat de teer- en stofgehaltes tot nabij nul moeten worden teruggebracht. Dit betekent dat hetzij een teerkraker en/of natte gasreiniging (scrubber, washer) nodig is. Teerkrakers zijn nog in ontwikkeling. Er wordt in Goor bijvoorbeeld een demonstratieproject opgezet. Toepassing van natte scrubbers is bewezen technologie. Echter, beiden dragen bij tot hogere kosten. 4. Geschikte input Houtachtige soorten: in blokvorm, gedroogd. Voor meestroom-type reactoren dient de biomassa blokvormig te zijn met afmetingen 1-10 cm. Het toelaatbare vochtgehalte is maximaal 20% nb. Voor het asgehalte geldt maximaal 5 wt%, en de dichtheid dient groter dan 300 kg/m3 te zijn. Een minimale vervuiling in de biomassa is toegestaan, omdat vervuiling grote invloed heeft op de benodigde gasreiniging. Voor tegenstroomvergassers zijn de specificaties m.b.t. het vochtgehalte en het asgehalte milder, namelijk maximaal 50% nb respectievelijk 10 wt%.
2 van 12
Bijlagen
5. Output De output van de vergasser is stookgas met een calorische waarde van ca. 5 MJ/Nm3. Het conversierendement bedraagt 80-90%. Het totale energetische rendement is 60-80%. Het elektrisch rendement van de totale installatie is 20% voor robuuste motoren en 30% voor moderne motoren. Bijproducten zijn as en condensaat, waarvan de hoeveelheden sterk afhankelijk zijn van het type brandstof. 6. Milieuaspecten De technologie is nu het meest geschikt voor rurale d.w.z afgelegen, geïsoleerde toepassingen met robuuste motoren. Op middellange termijn zijn hoog rendementssystemen met moderne motoren voorzien voor toepassing als industriële stand-alone installaties of grid-connected. De emissies komen voor in de uitlaat van de motor. Gegevens hieromtrent zijn nauwelijks bekend en/of niet openbaar gemaakt. In relatie tot de Nederlandse en Europese normen kunnen problemen worden verwacht met emissies van CO, CxHy en NOx. Bij vergassing van A-hout in de Artefact-installatie zijn door TNO-MEP de volgende emissies gemeten bij 11% O2: CO = 2098 mg/Nm3, CxHy = 165 mg/Nm3, NOx = 357 mg/Nm3. Bij vergassing van B-hout is dit: CO = 1820 mg/Nm3, CxHy = 120 mg/Nm3, NOx = 664 mg/Nm3. Met betrekking tot het reduceren van de emissie van CxHy tot de nieuwe emissie-eisen van VROM en de EU (10 mg/Nm3 bij 11% O2) kan worden gesteld, dat deze eis in de toekomst wellicht kan worden gehaald met doorontwikkeling van de verbranding van laagcalorisch gas in gasmotoren. Om de nieuwe eis voor NOx (133 mg/Nm3 bij 11% O2 en een energetisch rendement van meer dan 60%) is wellicht een nageschakelde reductietechniek nodig (SNCR). De meerkosten worden geschat op 3.5 ct/kWh. 7. Ontwikkelingsstadium Systemen met robuuste motoren zijn commercieel beschikbaar en operationeel. Systemen met moderne motoren zijn in de demonstratiefase. De introductie verloopt zeer moeizaam vanwege de stringente eisen aan de gaskwaliteit. Verder te verwachten ontwikkelingen: 2005: bewezen op demonstratieschaal (tot 1 MWe) voor moderne motoren 2010: commerciële toepassing voor moderne motoren. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten De markt vraagt om implementatie en demonstratie van vergassers. Dit geeft zowel goede kansen als risico's. Succesvolle demonstratie is nodig om potentiële klanten te overtuigen. Mislukken deze demonstratie projecten dan is de kans groot dat deze technologie voorgoed verloren gaat voor de westerse landen. Voor een doorbraak (waar het om gaat) is een lage kosten technologie belangrijk. Of dit essentieel is, hangt af van het aandeel van de brandstofkosten in de totale exploitatiekosten. Uitgaande van vers hout is dit essentieel, uitgaande van afvalstromen met negatieve marktwaarde wellicht niet.
Bijlagen
3 van 4
9. Kosten Een typische schaalgrootte voor vastbedinstallaties is < 1 MWe. De huidige investeringskosten zijn 2000 US$/kWe voor een robuust systeem tot 4000 US$/kWe voor moderne systemen, exclusief gebouwen, terrein en infrastructuur. Over 10 jaar zijn de investeringskosten geschat 25% lager. Investeringen in infrastructuur, utilities, afval/emissies zijn i.h.a. gering tot nul en zijn locatie specifiek. De inzet van personeel is o.a. afhankelijk van de automatiseringsgraad en de grootte van de installatie. In een BTG studie is met de volgende getallen gerekend voor een 1 MWe installatie: 1 operator per dag ( 1 fte), 2 uur per dag supervisie (1/4 fte), 2 maanden per jaar voor administratie (1/6 fte), 2 maanden per jaar voor financiële zaken (1/6 fte), en 2 maanden per jaar voor algemeen management (1/6 fte). Hoewel een installatie continu in bedrijf is, kan met een voldoende doorgevoerde automatiseringsgraad worden volstaan met de genoemde aantallen fte’s. 10. Draagvlak Het draagvlak is groot gezien de belangstelling vanuit overheid en de markt. De technologie wordt algemeen gunstiger beoordeeld dan verbranding, gelet op de te verwachten lagere emissies, hogere efficiency en de lagere investeringskosten. Dit laatste omdat het te reinigen gasvolume bij vergassers ruwweg een factor drie lager ligt dan bij verbranding. Voor warmte/krachtinstallatie geldt bovendien dat de warmteopwekking bij vergassing goedkoper is dan bij verbranding met een stoom/watersysteem.
Bijlage 9 Bubbling wervelbedvergassing
Bijlagen
1 van 4
Bijlage 9 Bubbling wervelbedvergassing 1. Bubbling wervelbedvergassing 2. Korte technologiebeschrijving In een bubbling wervelbed wordt fijne brandstof met een dragermateriaal door de lucht in een werveling gebracht waardoor het geheel als een soort vloeistof “fluid” gedraagt. Het inerte bedmateriaal zorgt o.a. voor de warmteoverdracht. Het bed fungeert als een ideale menger waarin geen zones zijn te onderscheiden zoals bij vastbedvergassers en waarin een uniforme temperatuur heerst van 700 tot 900°C. Deze temperaturen liggen lager dan bij vastbed/ meestroomvergassers waardoor thermisch kraken van grote koolwaterstoffen minder snel verloopt. De wervelbedvergassers worden daarom gekenmerkt door een hoger teergehalte in het stookgas. Bij verbranding van het stookgas in motoren en/of gasturbines zal het teer moeten worden verwijderd met een teerkraker, c.q. zal de teervorming moeten worden voorkomen. 3. De conversieketen bestaat uit: Wervelbed reactor, cycloon, teerkraker, koeler, doekenfilter, gasmotor/gasturbine. Bij het toepassen in een gasturbine is een compressor noodzakelijk om het stookgas op druk te brengen. De compressor kan achterwege blijven indien de vergasser op hoge druk wordt bedreven (vanaf 15 bar). 4. Geschikte input Houtachtige soorten: in chipvorm Stro, gras, zaden: in korte vezels Doppen, bloembollen-, landbouwresiduen Oud papier: in snippers Huishoudelijk afval, bouw- en sloopafval: in chipvorm Plantsoenafval: in chipvorm Voor bubbling wervelbedvergassing dient de input fijne chips te zijn met afmetingen tot 2 cm. Het toelaatbare vochtgehalte is maximaal 40% nb. Voor het asgehalte geldt maximaal 25 wt%. Een minimale vervuiling in de biomassa is toegestaan, omdat vervuiling grote invloed heeft op de benodigde gasreiniging. 5. Output De output van de vergasser is stookgas met een calorische waarde van ca. 5 MJ/Nm3. Het conversierendement bedraagt 85-95%. Het totale energetische rendement is 65-85%. Het elektrisch rendement van de totale installatie is 20% voor robuuste motoren en 30% voor moderne motoren en 35% voor toepassing van gasturbines. Bijproducten zijn as en condensaat, waarvan de hoeveelheden sterk afhankelijk zijn van het type brandstof.
2 van 12
Bijlagen
6. Milieuaspecten De technologie is nu het meest geschikt voor toepassing in robuuste motoren en co-firing in kolencentrales. Op middellange termijn zijn vergassers met hoog renderende moderne motoren of gasturbines voorzien voor toepassing als industriële stand-alone installaties en gridconnected. Emissies komen voor in de uitlaat van de gasmotor/gasturbine. Gegevens hieromtrent zijn nauwelijks bekend en/of niet openbaar gemaakt. 7. Ontwikkelingsstadium Vergassingsinstallaties met co-firing in kolencentrales zijn gedemonstreerd. Systemen met moderne motoren/turbines zijn in de demonstratiefase. 2005: bewezen op demonstratieschaal (stand-alone, 1 MWe) met moderne gasmoteren/gasturbines 2010: bewezen op commerciële schaal (10 MWe) met gasturbines commercieel beschikbaar op 1 MWe schaal 2010/2015: commercieel beschikbaar op 10 MWe schaal 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten De koppeling van een bubbling wervelbedvergasser (BFB) aan gasmotoren of gasturbines komt nog nauwelijks voor. De demonstratie richt zich, gezien de commerciële schaalgrootte, meer op koppeling van BFB aan gasturbines hetgeen weer specifieke eisen stelt aan de gaskwaliteit. Een breekpunt vorm het teerprobleem. Indien teervorming kan worden voorkomen c.q. teren uit het stookgas kunnen worden verwijderd, zal dit een doorbraak betekenen met betrekking tot de introductie van bubbling wervelbedvergassers. Mislukking van de demonstratie projecten betekent waarschijnlijk het einde van BFB-vergassing en zal de nadruk nog sterker worden gelegd op CFB-vergassing. 9. Kosten Een typische schaalgrootte voor BFB-installaties is 1 tot 10 MWe. De investeringskosten worden geschat op 4000 US$/kWe voor een compleet systeem, exclusief gebouwen, terrein en infrastructuur. Op termijn van 15 jaar zullen deze kosten naar schatting 25% lager liggen. Investeringen in infrastructuur, utilities, afval/emissies zijn i.h.a. gering tot nul en zijn locatie specifiek. De inzet van personeel is o.a. afhankelijk van de automatiseringsgraad en grootte van de installatie. In een BTG studie is met de volgende getallen gerekend voor een 10 MWe installatie: 6 operator-diensten per dag (6 fte), 1 supervisie-dienst per dag (1fte), 8 maanden per jaar voor administratie (2/3 fte), 8 maanden per jaar voor financiële zaken (2/3 fte), en 8 maanden per jaar voor algemeen management (2/3 fte). Hoewel een installatie continu in bedrijf is, kan met een voldoende doorgevoerde automatiseringsgraad worden volstaan met de genoemde aantallen fte’s.
Bijlagen
3 van 4
10. Draagvlak Het draagvlak is momenteel relatief klein gezien de stand van de ontwikkeling ten opzichte van circulerend wervelbed. Het potentieel is echter groot voor de markt van decentrale energieopwekking en industriële toepassingen (relatief lage kosten, grote flexibiliteit voor brandstoffen). De verwachting is, dat het draagvlak sterk zal toenemen bij een succesvolle demonstratie op 1 MWe schaal.
Bijlage 10 CFB-vergassing
Bijlagen
1 van 12
Bijlage 10 CFB-vergassing Er worden drie routes beschreven: Bijlage 10A: een grootschalige CFB-vergasser, druk bedreven, met STEG (50-150 MWe) Bijlage 10B: een atmosferische CFB-vergasser met STEG (30 MWe) Bijlage 10C: een kleinschalige CFB-vergasser met gasmotor voor 3 MWe
Bijlage 10A Een grootschalige CFB-vergasser, druk bedreven, met STEG (50-150 MWe) 1. Naam CFB-vergasser: BV-STEG: 150 MWe 2. Beschrijving Een geïntegreerd systeem waarin Biomassa middels drukVergassing en een gekoppelde SToom En Gasturbine wordt geconverteerd in elektriciteit en warmte. 3. Conversieketen Het betreft een conversieketen waarmee een variëteit aan biomassastromen kan worden geconverteerd in elektriciteit en warmte. De complete keten bestaat uit een vijftal secties: 1) voorbehandelingssectie (droger, verkleiner) 2) vergassingssectie (voedingssysteem en CFB-vergasser op druk) 3) stookgasreinigingssectie (gaskoeler, keramisch filter, NH3 of H2S absorber (optioneel)) 4) gasturbinesectie (stookgasexpander, Siemens KWU V84.2 gasturbine met gekoppelde generator) 5) stoom/watersectie (afgassenketel met stoom/water-cyclus en stoomturbine met generator). Voorbehandeling: De biomassa dient te worden verkleind en gedroogd tot specificaties opgelegd door de CFBvergasser. Deze specificaties zijn: 1) deeltjesgrootte: cm’s 2) vochtpercentage: 15 gew%. Vergassing: De voorbehandelde biomassa wordt gevoed aan de CFB-vergasser (22 bar, 950°C) en geconverteerd in een “ruw” stookgas. Tevens wordt bodemas geproduceerd, die na koeling, wordt afgevoerd naar een ascontainer. Als bedmateriaal wordt gebruikt gemaakt van dolomiet, zodat inbed teerkraking plaatsvindt. Het “ruwe” stookgas wordt via de top van de vergasser, via twee cyclonen (recirculatie vaste deeltjes naar vergasser), gevoed aan de stookgasreinigingssectie.
2 van 12
Bijlagen
Stookgasreiniging: Het “ruwe” stookgas (22 bar, 950°C) met specifieke verontreinigingen zoals: deeltjes (vliegas, “char”, bedmateriaal), alkali- en andere zware metalen, H2S, COS, HCl, NH3 en HCN, dient te worden gereinigd om: 1) aan de “hardware” eisen van nageschakelde apparatuur (gasturbine, HRSG) en 2) aan geldende luchtemissie-eisen te voldoen (BLA, BEES+, EU). Het gas wordt, na twee cyclonen te hebben gepasseerd, gekoeld tot 550°C, waarbij de vrijkomende warmte wordt benut in de stoom/water-cyclus. In het koeltraject condenseren de alkali- en andere zware metalen op het oppervlak van de deeltjes die zich in het stookgas bevinden. De deeltjes met gecondenseerde worden uit het stookgas verwijderd m.b.v. een keramisch filter. Na deze filtratie wordt verwacht dat voor schone brandstoffen aan zowel de “hardware” eisen van nageschakelde apparatuur als aan de van toepassing zijnde luchtemissie-eisen wordt voldaan. Voor niet-schone brandstoffen zal additionele hoge-temperatuur gasreinigingsapparatuur moeten worden geïntegreerd, waardoor, losstaand van de status van de techniek, ook de investeringskosten toenemen. Stookgasexpansie: Het “schone” en relatief “hete” stookgas wordt geëxpandeerd tot vereiste gasturbine-inlaatcondities (ca. 18 bar). E-productie m.b.v. de gasturbine-gekoppelde generator: Het stookgas wordt met een overmaat lucht verbrand in een Siemens KWU V84.2 gasturbine. Het geproduceerde hete rookgas wordt geëxpandeerd in het turbine-deel van de gasturbine, waarbij elektriciteit wordt geproduceerd met de gekoppelde generator. E-productie m.b.v. de stoomturbine-gekoppelde generator: Het rookgas geproduceerd door de gasturbine wordt gevoed aan de afgassenketel, waarin het wordt afgekoeld tot 200°C. De warmte die vrijkomt wordt gebruikt voor de productie en oververhitting van stoom in een tweetraps stoomsysteem (80 bar, 11 bar), voor de productie van een additionele hoeveelheid elektriciteit in een geïntegreerde stoomturbine met gekoppelde generator. De restwarmte in het rookgas wordt gebruikt voor droging van de “ruwe” biomassa (ca. 40 gew% vocht) tot vergassereisen (15 gew% vocht) in een roterende trommeldroger. Een uitgebreide beschrijving, inclusief een gedetailleerde weergave van totale massa- en energiebalansen, overall systeemrendementen, investerings- en O&M-kosten en elektriciteitsproductie kosten wordt weergegeven in: Faaij et al. “Long term Perspectives of Biomassa Integrated Gasification with Combined Cycle Technology”, Novem-EWAB 9840, Utrecht, December 1998. 4. Geschikte biomassa Alle korte omloop gewassen en schone biomassasoorten. Voor de verwerking van “niet-schone” materialen dient het gasreinigingssysteem te worden gemodificeerd (droog HT Æ nat LT). Zie ook de opmerkingen onder “Ontwikkelingskansen en breekpunten”.
Bijlagen
3 van 12
5. Output Het netto elektrisch rendement van de conversieketen [% LHV n.b.], die naar verwachting in 2010 beschikbaar kan zijn, bedraagt 43 % en kan mogelijk stijgen tot 46 % in 2020 (zie 8.). Dit is, vanwege de huidige technologieontwikkeling, een iets conservatieve inschatting t.o.v. de data weergegeven in genoemd rapport. Bij gebruik van schone biomassa met een droge stof gehalte van 85 % wordt ca. 0,0025 kg/kg brandstof vergasser-as en ca. 0,036 kg/kg brandstof vliegas geproduceerd. 6. Milieuaspecten Infrastructureel zijn vereist een restwarmte-afzet en voldoende aanvoermogelijkheden voor biomassa-aanvoer (bij voorkeur via waterwegen). De gasvormige emissies zijn brandstofafhankelijk maar kunnen, voor schone biomassastromen voldoen aan de geldende emissie-eisen. Betreffende risico's en veiligheidsaspecten is aandacht vereist voor stofexplosies: bij de opslag, het drogen en voeden van kleine deeltjes. 7. Ontwikkelingsstadium De technologie verkeert nog in de demonstratiefase. Voorgenomen grootschalige initiatieven worden voortijdig gestaakt (Noord-Holland-project, Brazilië-project) vanwege moeilijkheden rond o.a. de biomassacontracteerbaarheid voor een periode van 20-25 jaar. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten Meer zekerheid rond biomassacontracteerbaarheid en een daling van de specifieke investeringskosten zijn vereist voor een doorbraak van de technologie voor 2010. Belangrijk hierbij zijn het o.a. het slagen van Thermie-projecten. Ook is de ontwikkeling van een betrouwbare HT droge gasreiniging essentieel. De rendements- en kostendata die in deze studie voor deze technologie worden gebruikt zijn minder optimistisch dan die vermeld in Novem EWAB rapport 9840. De belangrijkste reden hiervoor is dat de in het EWAB vermelde (gasturbine)technologieontwikkeling vooralsnog sterk achterblijft bij geschetste verwachtingen.
EWAB-data: Deze studie:
Elektrisch rendement 2000 2020 48% LHV 59% LHV 43 (vanaf 2010) 46% LHV
Investeringskosten 2000 4300 NLG/kWe 4300 (2010)
2020 - 30% - 10%
9. Kosten Een typische schaal voor toepassing van druk-bedreven BV-STEG’s is 50-150 MWe. De specifieke investeringskosten (NLG/kWe) worden geraamd op 4.300,- voor het jaar 2000 en kunnen 10% dalen in 2020.
4 van 12
Bijlagen
De marges in de opgegeven rendement en kosten bedragen +/- 50%. De weergegeven data zijn, zoals aangegeven in de aangeleverde tekst, van toepassing voor relatief schone biomassastromen. Voor niet-schone biomassastromen (= afval) zal additionele HTgasreinigingsapparatuur moeten worden geïnstalleerd, waardoor de specifieke investeringskosten aanzienlijk zullen stijgen en het overall systeemrendement zal dalen. Over in hoeverre e.e.a. wordt beïnvloed, zijn bij ECN geen data voorhanden. In het Novem-EWAB rapport 9840 wordt voor de verwerking van niet-schone biomassastromen (bijv. RDF) voorgesteld geen drukvergassing met hoge-temperatuur stookgasreiniging toe te passen, maar atmosferische vergassing met lage-temperatuur natte stookgasreiniging te gebruiken. Vooralsnog is het onzeker is of afvalstromen technisch daadwerkelijk middels vergassing kunnen worden verwerkt (“slagging/fouling” problemen, kwaliteit/afzet asstromen) . 10. Draagvlak Groot voor de verwerking van “schone” biomassastromen; twijfelachtig voor de verwerking van afvalstromen. 11. Bronnen Faaij et al. “Long term Perspectives of Biomassa Integrated Gasification with Combined Cycle Technology”, EWAB-rapport nr. 9840, Utrecht, December 1998.
Bijlagen
5 van 12
Bijlage 10 B Een grootschalige CFB-vergasser, atmosferisch, met STEG (30 MWe) 1. Naam BV-STEG: 30 MWe 2. Beschrijving Een geïntegreerd systeem waarin Biomassa middels atmosferische Vergassing en een gekoppelde SToom En Gasturbine wordt geconverteerd in elektriciteit en warmte. 3. Conversieketen Het betreft een conversieketen waarmee een variëteit aan biomassastromen kan worden geconverteerd in elektriciteit en warmte. De complete keten bestaat uit een vijftal secties: 1) voorbehandelingssectie (droger, verkleiner) 2) vergassingssectie (voedingssysteem en atmosferische CFB-vergasser) 3) stookgasreinigingssectie (teerkraker, gaskoeler, zakkenfilter, scrubber, NH3 of H2S absorber (optioneel)) 4) gasturbinesectie (stookgascompressor, GE LM2500 gasturbine met gekoppelde generator) 5) stoom/watersectie (afgassenketel met stoom/water-cyclus en stoomturbine met generator). Voorbehandeling: De biomassa dient te worden verkleind en gedroogd tot specificaties opgelegd door de CFBvergasser. Deze specificaties zijn: 1) deeltjesgrootte: cm’s en 2) vochtpercentage: 15 gew%. Vergassing: De voorbehandelde biomassa wordt gevoed aan de CFB-vergasser (1,3 bar, 900°C) en geconverteerd in een “ruw” stookgas. Tevens wordt bodemas geproduceerd, die na koeling, wordt afgevoerd naar een ascontainer. Het “ruwe” stookgas wordt via de top van de vergasser, via twee cyclonen (recirculatie vaste deeltjes naar vergasser), gevoed aan de nageschakelde teerkraker. Stookgasreiniging: Het “ruwe” stookgas met specifieke verontreinigingen zoals: deeltjes (vliegas, “char”, bedmateriaal), condenseerbare teren, alkali- en andere zware metalen, H2S, COS, HCl, NH3 en HCN, dient te worden gereinigd om: 1) aan de “hardware” eisen van nageschakelde apparatuur (gasturbine, HRSG) en 2) aan geldende luchtemissie-eisen te voldoen (BLA, BEES+, EU). De teren worden in de teerkraker katalytisch (dolomiet) gekraakt (1,3 bar, 920°C) tot niet condenseerbare componenten. Het dolomiet adsorbeert tevens een klein percentage van het aanwezige H2S en HCl. Na de teerkraker wordt het gas, na twee cyclonen te hebben gepasseerd, gekoeld tot 180°C, waarbij de vrijkomende warmte wordt benut in het de stoom/water-cyclus. In het koeltraject condenseren de alkali- en andere zware metalen op het oppervlak van de deeltjes die zich in het stookgas bevinden. De deeltjes met gecondenseerde worden uit het stookgas verwijderd m.b.v. een zakkenfilter. Na verder afkoeling tot 140°C, wordt het stookgas gevoed aan een (water)scrubber.
6 van 12
Bijlagen
Door toepassing van een scrubber, in combinatie met een te kiezen scrubbermedium (neutraal: H2O(l), zuur: H2SO4(aq) of basisch: NaOH (aq), kunnen resterende stookgasverontreinigingen zodanig worden verwijderd, dat aan zowel de “hardware” eisen van nageschakelde apparatuur als aan de van toepassing zijnde luchtemissie-eisen wordt voldaan. Stookgascompressie: Het “schone” en afgekoelde stookgas wordt m.b.v. een multi-traps compressor gecomprimeerd tot vereiste gasturbine-inlaatcondities. E-productie m.b.v. de gasturbine-gekoppelde generator: Het stookgas wordt met een overmaat lucht verbrand in een GELM2500PH gasturbine. Het geproduceerde hete rookgas wordt geëxpandeerd in het turbine-deel van de gasturbine, waarbij elektriciteit wordt geproduceerd met de gekoppelde generator. E-productie m.b.v. de stoomturbine-gekoppelde generator: Het rookgas geproduceerd door de gasturbine (1,1 bar, 525°C) wordt extra opgewarmd tot 540°C door verbranding met een klein percentage gereinigd stookgas. Het rookgas wordt gevoed aan de afgassenketel, waarin het wordt afgekoeld tot 210°C. De warmte die vrijkomt wordt gebruikt voor de productie en oververhitting van stoom (500°C, 62 bar), voor de productie van een additionele hoeveelheid elektriciteit in een geïntegreerde stoomturbine met gekoppelde generator. De restwarmte in het rookgas wordt gebruikt voor droging van de “ruwe” biomassa (ca. 40 gew% vocht) tot vergassereisen (15 gew% vocht) in een roterende trommeldroger. Een uitgebreide beschrijving, inclusief een gedetailleerde weergave van totale massa- en energiebalansen, overall systeemrendementen, investerings- en O&M-kosten en elektriciteitsproductie kosten wordt weergegeven in: Faaij et al. “Long term Perspectives of Biomassa Integrated Gasification with Combined Cycle Technology”, Novem-EWAB 9840, Utrecht, december 1998. 4. Geschikte biomassa Alle hoofdcategorieën, behalve niet-biomassa afvalstromen/mengsels. 5. Output Het netto elektrisch rendement van de conversieketen [% LHV n.b.], die naar verwachting in 2005 beschikbaar kan zijn, bedraagt 38 % en kan mogelijk stijgen tot 42 % in 2020 (zie 8.). Bij gebruik van schone biomassa met een droge stof gehalte van 85 % wordt ca. 0,0025 kg/kg brandstof vergasseras en ca. 0,036 kg/kg brandstof vliegas geproduceerd. 6. Milieuaspecten Infrastructureel zijn vereist een restwarmte-afzet en voldoende aanvoermogelijkheden voor biomassa-aanvoer (bij voorkeur via waterwegen). De gasvormige emissies zijn brandstofafhankelijk maar voldoen aan de geldende emissie-eisen. Betreffende risico's en veiligheidsaspecten is aandacht vereist voor stofexplosies: bij de opslag, het drogen en voeden van kleine deeltjes.
Bijlagen
7 van 12
7. Ontwikkelingsstadium De technologie verkeert nog in de demonstratiefase. Voorgenomen grootschalige initiatieven worden voortijdig gestopt (Noord-Holland. project, Brazilië-project) vanwege moeilijkheden rond o.a. de biomassacontracteerbaarheid voor een periode van 20-25 jaar. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten Meer zekerheid rond biomassacontracteerbaarheid en een daling van de specifieke investeringskosten zijn vereist voor een doorbraak van de technologie voor 2005. Belangrijk hierbij zijn o.a. het slagen van Thermie-projecten De rendements- en kostendata die in deze studie voor deze technologie worden gebruikt zijn minder optimistisch dan die vermeld in EWAB-rapport 9840. De belangrijkste reden hiervoor is dat de in het EWAB-rapport vermelde (gasturbine)technologie-ontwikkeling vooralsnog sterk achterblijft bij de geschetste verwachtingen.
EWAB-data: Deze studie:
Elektrisch rendement 2000 2020 42% LHV 54% LHV 38 (vanaf 2005) 42
Investeringskosten 2000 8000 NLG/kWe 6000 (2005)
2020 - 30% - 10%
9. Kosten Een typische schaal voor toepassing van atmosferische BV-STEG’s: 25 – 50 MWe. De specifieke investeringskosten (NLG/kWe) worden geraamd op 6.000,- voor het jaar 2005 en kunnen 10% dalen tot 2020. De marges in het opgegeven rendement bedragen +/-25%en in de kosten +/- 40%. 10. Draagvlak Groot door hoog rendement. Verzekering van de biomassa-aanvoer is een belangrijk aandachtspunt. 11. Bronnen Faaij et al. “Long term Perspectives of Biomassa Integrated Gasification with Combined Cycle Technology”, EWAB-rapport nr. 9840, Utrecht, December 1998.
8 van 12
Bijlagen
Bijlage 10C Kleinschalige CFB-vergasser met gasmotor voor 3 MWe 1. Naam CFB-vergasser/gasmotor voor 3 MWe 2. Beschrijving Biomassa wordt vergast met lucht tot een laagcalorisch stookgas dat vervolgens in een gasmotor/ generator wordt omgezet in elektriciteit. Restwarmte is beschikbaar voor warmtelevering. 3. Conversieketen Een mogelijk systeem ziet eruit als in onderstaand figuur. Het bestaat uit min of meer state-of-theart componenten die echter in een integraal systeem nooit zijn bewezen. Momenteel worden experimenten uitgevoerd bij ECN. Met name het gedrag en betrouwbaarheid van de gasreinigingscomponenten en de werking van de gasmotor in het gehele systeem zijn relatief onbekend. Ook de gevoeligheid voor veranderingen in o.a. brandstofsamenstelling en –debiet zullen onderwerp van onderzoek zijn. flue gas
sand air uel
gasifier
800°
600° air preheat
200°
cyclone
200° scrubber
30°
cooler
heat
active coal, NH3 and HC’s
40° heater
ash
water treatment: settling-tank, active coal filter, stripper
heat
sawdust filter
40°
500° engine
heat electricity
120° cooler
heat
water active coal used filter material
Verwacht wordt dat een systeem met een netto geleverd elektrisch vermogen van 1 MWe een totaal vermogen heeft van 3.9 MW (LHV-basis brandstof met 10% vocht), ofwel een netto elektrisch rendement van 26%. Het systeem van 5 MWe output is analoog aan dat van 1 MWe met één belangrijk verschil: een stoomcyclus met stoomturbine wordt toegevoegd voor de productie van extra elektriciteit. Voor deze grotere schaal is dit technisch mogelijk. Een systeem met 5 MWe output heeft een totaal vermogen van 13.8 MW en dus een elektrisch rendement van ruim 36%.
Bijlagen
9 van 12
4. Geschikte biomassa Vorm: grootste afmeting niet meer dan circa 5 cm Vocht: minder dan 15% (natte basis), bij brandstoffen met veel as kan beter gebruikt worden het vochtgehalte op asvrije basis As: niet belangrijk mits voorzieningen aanwezig zijn om bed af te tappen, maar bepaalt wel de hoeveelheid reststromen en de kosten voor afvoer Vervuiling: wat vergassing betreft geen directe eisen, de emissie-eisen bepalen de mate van reiniging van gegeven vervuiling 5. Output Elektriciteit en warmte:
Het huidig elektrisch rendement bedraagt 27% en verwacht wordt dat dit stijgt tot 30% in 2020. Het WKK-rendement bedraagt zowel in 2000 als 2020 61 % ; daar het elektrisch rendement stijgt, daalt de warmte-krachtverhouding.
Rookgas:
Het rookgas verlaat het systeem met circa 120°C en moet voldoen aan de emissie-eisen behorende bij de brandstof en het proces.
Assen:
De assen is een verzamelnaam voor de vaste reststromen uit de cycloon en afhankelijk van de soort brandstof en het asgehalte ook uit het bed. De assen bevatten ook niet omgezette koolstof en zand a.g.v. slijtage. Het percentage is afhankelijk van het asgehalte. De koolstofconversie in een CFB is minimaal 95%, vaak zal 98% bereikt kunnen worden. Het debiet van de asstroom is afhankelijk van het asgehalte van de brandstof. Bij 3% as in de brandstof en 1 MWe output (3.9 MW input), is de asstroom (as en gesleten zand) circa 27 kg/uur. Bij 95% koolstofconversie komt hier 18 kg/uur koolstof bij. Voor de 5 MWe versie wordt dit 97 resp. 71 kg/uur.
Water:
Bij de afkoeling van het stookgas t.b.v. reiniging zal water uit het stookgas condenseren. Dit is de minimale output aan water. Gekozen kan worden de scrubber te bedrijven met extra water, hetgeen resulteert in een extra waterstroom. Het water dat overblijft is in het gekozen systeem schoon omdat het wordt gereinigd alvorens te lozen. Bij 15% vocht in de brandstof komt grofweg deze hoeveelheid water vrij na condensatie bij 30°C.
Overig:
In de reiniging kunnen reststoffen vrijkomen. In het concept zoals boven geschetst worden stromen actieve kool, filtermateriaal, teer en ammoniak volledig binnen het proces verwerkt.
6. Milieuaspecten Een vergasser/gasmotor combinatie met 3 MWe output is relatief klein en slechts economisch aantrekkelijk in het geval ook de warmte nuttig kan worden afgezet. Vanwege dit feit en het feit dat het transport van warmte duur is dient het 3 MWe concept te worden geplaatst op de locatie waar de warmte nodig is. Ook de dimensionering van de gehele installatie moet zijn gebaseerd op de warmtevraag. De elektriciteit kan als “bijproduct” aan het net worden geleverd.
10 van 12
Bijlagen
De emissie van NOx voldoet aan de geldende emissienorm. De emissie kan worden gestuurd door de verwijderingsgraad van ammoniak bij de reiniging (bijv zuurgraad van waswater in de scrubber) en het plaatsen van een deNOx katalysator achter de gasmotor. De emissie van SOx zal voor de meeste biomassastromen geen probleem zijn vanwege het lage gehalte aan S in de brandstof. De emissie kan eventueel gestuurd worden door H2S verwijdering uit het stookgas (bijv. de zuurgraad van het waswater in de scrubber of het toevoegen van vaste absorbentia voor het filter). De emissie van CO2 is direct gerelateerd aan het koolstofgehalte van de brandstof (en de koolstofconversie). Bij 1 MWe output is de brandstofinput circa 740 kg/uur (droog en asvrij), ofwel 380 kg/uur koolstof. Bij 95% koolstofconversie levert dit een emissie van 360 kg/uur C ofwel 1300 kg/uur CO2. Voor de 5 MWe versie wordt de CO2-emissie 4800 kg/uur. 7. Ontwikkelingsstadium De vergasser is bewezen technologie. Dit geldt voor zowel de schaal van 1 MWe als grotere schaal tot ongeveer 100 MW. CFB-installaties op zich, voor o.a. de verbranding van kolen, zijn nog groter commercieel beschikbaar. De gasreiniging bevat onderdelen die op zich bewezen technologie is. Echter, de componenten zijn niet bewezen met stookgas afkomstig van biomassavergassing. Typische problemen met bijvoorbeeld teer zijn hierdoor niet in kaart gebracht. ECN beschikt sinds kort over een integraal systeem van vergasser en gasreiniging volgens boven genoemd concept. Hiermee zal in 2000 een uitgebreid experimenteel programma worden afgewerkt. De gasmotor is een commercieel beschikbaar apparaat. Ervaring met stookgas is echter beperkt. Typische problemen die te maken hebben met de samenstelling van het stookgas zijn nog onvoldoende bekend. Momenteel is er slechts één fabrikant (Jenbacher) die gasmotoren levert voor stookgas en daarbij garanties durft te geven. 8. Ontwikkelingskansen en breekpunten Vooruitlopend op de experimenten bij ECN met bovengenoemd integraal systeem, zijn problemen te verwachten met de natte sectie (scrubber en waterbehandeling) a.g.v. de aanwezigheid van teer. Twee mogelijke vervolgstappen zijn denkbaar: (1) het bestaande wordt verder ontwikkeld en geoptimaliseerd opdat de problemen beheersbaar worden en (2) gekozen wordt voor een geheel nieuwe aanpak van de gasreiniging. De meest logische stap is de verwijdering van teren bij hoge temperatuur (hoger dan 300 à 400°C) zodat condensatie van teer geen probleem is. Dit kan op vele manieren: 1. Katalytisch kraken met bijvoorbeeld dolomiet of kalksteen of een Ni-katalysator 2. Thermisch kraken door eenvoudigweg de temperatuur te verhogen tot 1200-1300°C 3. Het gebruik van plasmatechnieken waarbij een elektrische ontlading zorg draagt voor een reactieve omgeving waarin de teer-moleculen gekraakt worden 4. Een slimme integratie met de brandstoftoevoer: teren worden afgevangen met de brandstof zelf die vervolgens, inclusief teren, wordt vergast
Bijlagen
11 van 12
5. Zorgen voor een absorptie van teer op een groter deeltje dat vervolgens mechanisch kan worden verwijderd met bijvoorbeeld een cycloon of RPS (rotating particle separator). ad 1. Katalytisch kraken lijkt geen lange termijn optie. Wordt het goedkope dolomiet of kalksteen gebruikt dan stijgen de operationele kosten aanzienlijk door de grote hoeveelheid reststromen a.g.v. attritie van het brosse materiaal. Deze wijze van teerverwijdering is overigens commercieel beschikbaar (TPS, Zweden). Ni-katalysatoren zijn gevoelig voor verontreinigingen in het gas en deactiveren als gevolg van koolstofafzetting. Deze katalysatoren zijn bovendien kostbaar. Vanwege deze redenen zijn ze minder geschikt voor de eerste reiniging van stookgas. Momenteel wordt door ECN een aantal andere opties getest die beide genoemde nadelen niet zouden bezitten. Eén materiaal lijkt zeer geschikt, nader onderzoek is noodzakelijk. ad 2. Thermisch kraken is een effectieve methode, maar heeft het nadeel van extra energieverlies. Dit hoeft echter geen groot nadeel te zijn bij slimme integrale concepten. Bovendien kan door recuperatie het energieverlies worden beperkt (bijv. het regeneratieve concept van BTG). Ik zie thermisch kraken als een reële betrouwbare optie voor het verwijderen van teer uit stookgas. Ontwikkelingen op dit gebied zijn momenteel gaande (Gibros) en ECN bezit een thermische kraker voor testen. Wellicht dient thermisch kraken te worden gecombineerd met de verrijking van de lucht met zuurstof om het stookgas voldoende brandbaar te laten blijven. ad 3. Momenteel zijn enkele initiatieven gaande op het gebied van plasmatechnieken. Deze optie lijkt perspectief te bieden, de experimentele ervaring is echter nog gering. ad 4. Hiermee worden thans experimenten gedaan bij ECN. De eerste resultaten zijn hoopvol. ad 5. Ook deze optie is onderdeel van thans lopend onderzoek bij o.a. ECN In het algemeen kan gezegd worden dat de teerverwijdering een onderwerp is dat zeer actueel is. Vele instituten en bedrijven zijn bezig met het uitdenken en testen van nieuwe concepten om het teerprobleem op te lossen. Ongetwijfeld zal dit leiden tot een sterke verbetering t.o.v. de methode met de natte sectie. Het is echter onmogelijk te voorspellen wat op termijn de beste en meest betrouwbare optie wordt. 9. Kosten Momenteel wordt i.s.m. HoSt en i.o.v. Novem een schatting gemaakt van het marktpotentieel van de vergassing/gasmotor-technologie op basis van de bestaande (BIVKIN-)technologie bij ECN. De specifieke investeringskosten voor een installatie van 3 MWe worden thans ingeschat op fl 7.500,/kWe, met een verwachte kostenreductie van 25% tot het jaar 2020
12 van 12
Bijlagen
Wat betreft de technologie is een schaal vanaf 0.5 MW brandstof input het minimum. Dit is de ondergrens die bepaald wordt door de minimale diameter van de riser van de CFB waarvoor geldt dat de randeffecten verwaarloosbaar zijn. Op deze minimale schaal echter zal de integrale installatie economisch nooit aantrekkelijk worden. Naarmate de schaal groter wordt zal de economische haalbaarheid toenemen. 10. Draagvlak Het draagvlak voor kleinschalige vergassingstechnieken voor WKK-productie is groot. 11. Bronnen Het bovenstaande is gebaseerd op zowel eigen ervaring met de vergasser en ondersteunend werk in de vorm van literatuuronderzoeken als een gezamenlijk project met HoSt i.o.v. Novem waarin het marktpotentieel voor de ECN-vergasser is beoordeeld.
Bijlage 11 Mee-/bijstookopties in E-centrales
Bijlagen
1 van 8
Bijlage 11 Mee-/bijstookopties in E-centrales In deze bijlage worden de belangrijkste kengetallen weergegeven voor een zevental conversiesystemen: 11A) Directe meestook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale 11B) Indirecte meestook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale 11C) Bijstook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale middels separate vergassing: 1) schone biomassa: Foster Wheeler technologie, 2) niet-schone biomassa): Lurgi/TPS technologie 11D) Bijstook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale middels separate langzame pyrolyse: 1) schone biomassa: zonder LT-pyrolysegasreiniging, 2) niet-schone biomassa: met LT-pyrolysegasreiniging 11E) Bijstook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale middels separate verbranding met stoomzijdige integratie 11F) Mee-/bijstook van biomassa in een KV/STEG 11G) Bijstook van biomassa in een conventionele aardgasgestookte STEG-centrale middels separate vergassing. De in deze bijlage weergegeven data zijn allen gebaseerd op data die zijn bepaald in het kader van het Novem-EWAB project “Bepaling van het Mee-/bijstookpotentieel Biomassa/Afval in Kolencentrales en STEG-eenheden (contractnr.: 355299/3070) dat door ECN in 1999 en 2000 is uitgevoerd. De resultaten van dit project zijn vastgelegd in rapport ECN-C— 00-095 Uitgangspunten: Voor de bepaling van de kengetallen van mee-/bijstook bij de kolencentrales (11A t/m 11E) is uitgegaan van de volgende base-case steenkoolgestookte centrale: steenkoolinput: 1.500.000 ton/jaar (1540 MWth), netto elektrische systeemefficiëntie 40 %LHV en bedrijfstijd: 6000 uur/jaar. Om een indicatie te krijgen van de invloed van het mee-/bijstookpercentage biomassa op: 1) de netto elektrische conversie-efficientie van dit brandstofdeel en 2) de specifieke investeringskosten voor de benodigde additionele investering, zijn de volgende mee-/bijstookstook-capaciteiten beschouwd: 10 en 40%, mee-/bijstook op energiebasis: ca. 150 en 600 MWth (180 en 720 kt d.s./jaar, bij 18 MJth/kg d.s.). Van deze concepten zijn m.b.v. kengetallen de overall energiebalans en de netto elektrische efficiëntie voor de conversie van de biobrandstof bepaald Voor bepaling van de kengetallen van mee-/bijstook bij in een KV/STEG (11F) is uitgegaan van de data van de Demkolec-centrale in Buggenum: capaciteit: 253 MWe, netto elektrische efficiëntie op steenkool: 43 %LHV, bedrijfstijd: 6000 uur/jaar. Ook hier zijn 10 en 40% mee-/bijstook beschouwd.
2 van 4
Bijlagen
Voor bepaling van de kengetallen voor bijstook van biomassa in een aardgas-STEG (11G) is uitgegaan van de data van één STEG van de Eemscentrale: capaciteit: 335 MWe, netto elektrische efficiëntie op aardgas: 55 %LHV, bedrijfstijd: 6000 uur/jaar. Hier is vanwege technische limiteringen uitsluitend 5, 10 en 20% bijstook beschouwd. De benodigde additionele investeringskosten voor mee-/bijstook zijn bepaald d.m.v. opschaling van kostendata van commercieel verkrijgbare (operationele) initiatieven. Voor de jaarlijkse B&Okosten is een percentage van de investeringskosten gehanteerd, specifiek (en onafhankelijk van de schaalgrootte) voor toepassing voor de beschouwde technologie. Vanwege het karakter van de berekeningen dienen de resultaten als indicatief te worden beschouwd. Voor genoemde concepten is aangenomen dat de biobrandstoffen met het geëigende vochtgehalte worden aangevoerd. 11A/B Directe/Indirecte meestook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale Voor meestook van biomassa in kolengestookte e-centrales kan een tweetal opties worden onderscheiden, te weten: • Directe meestook van de biobrandstof. De biomassa wordt in dit geval aangevoerd en opgeslagen en vervolgens tezamen met de steenkool in de bestaande kolenmolens verkleind, waarna gezamenlijke verbranding in de ketel plaatsvindt. • Indirecte meestook van de biobrandstof. De biomassa wordt in dit geval aangevoerd en separaat verpoederd (in een installatie overeenkomstig die thans wordt toegepast bij de Gelderland-13 centrale van EPON), waarna het verpoederde materiaal separaat wordt verbrand m.b.v. speciale branders. Een voordeel van directe meestook is dat de benodigde additionele investeringskosten minimaal zijn. Een nadeel is dat slechts een gering aantal brandstoffen (bijv. reeds gedroogde kippenmest, slib) op deze wijze kunnen worden verwerkt. Een voordeel van indirecte meestook is dat de brandstof-flexibiliteit t.o.v. van directe meestook sterk wordt verbeterd. Hier staan echter een behoorlijk aantal nadelen tegenover, te weten: een aanzienlijke benodigde additionele investering, aanzienlijke jaarlijkse operationele kosten en een aanzienlijk benodigde elektrische input. 11C
Bijstook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale middels separate vergassing Voor bijstook van biomassa middels separate vergassing worden een tweetal opties onderscheiden, namelijk: • Bijstook middels een Foster Wheeler vergasser (Pyroflow technologie: vergasser Æ stookgas Æ kolenketel; vb. de Kymijarvi elektriciteitscentrale in Lathi te Finland). • Bijstook middels een Lurgi/TPS vergasser (vergasser Æ stookgas Æ natte lage-temperatuur gasreiniging Æ kolenketel; vb. Amercentrale in Geertruidenberg).
Bijlagen
3 van 8
De opties bestaan uit de volgende processtappen: 1) het verkleinen van de biobrandstof 2) het vergassen van de voorbehandelde brandstof met lucht in een CFB-vergasser 3) het voorverwarmen van de vergassingslucht (400°C) middels warmte-uitwisseling met het “ruwe” stookgas 4) reiniging van het “ruwe” stookgas in een lage-temperatuur natte gasreinigingsstraat (Lurgi) 5) voeding van het laagcalorische stookgas aan de ketel waarin het m.b.v. speciale branders wordt verbrand. Droging van de biobrandstoffen is voor de FW-vergasser niet noodzakelijk zolang het vochtgehalte lager is dan 60%; voor de Lurgi/TPS-vergasser dient de brandstof tot 15% te worden gedroogd. 11D
Bijstook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale middels separate langzame pyrolyse (vereenvoudigde Gibros-Pec technologie) Deze optie bestaat uit de volgende “activiteiten”: • het verkleinen van de biobrandstof het langzaam pyrolyseren van de biobrandstof (verblijftijd: 5-30 minuten, verwarmingssnelheid • << 1 K/s) onder relatief milde condities (atmosferisch, 450°C) het malen/verpoederen van de geproduceerde houtskool (“char”) fractie tezamen met de • steenkool in de kolenmolens en gezamenlijke voeding naar en conversie in de ketel • het na thermische teerkraking gebruiken van een deel van het pyrolysegas voor de indirecte verwarming van de pyrolysereactor (het geproduceerde hete rookgas wordt aan de kolenketel gevoed) • het separaat verbranden van het resterende deel van het pyrolysegas in de ketel. Te onderscheiden is een systeem voor de conversie van schone brandstoffen en een systeem voor de verwerking van niet-schone brandstoffen. Het verschil is dat bij de niet-schone brandstoffen een additionele LT-pyrolysegasreinigingssectie is ingebouwd (consequentie:investeringskosten hoger, netto elektrisch rendement biomassadeel lager). 11E
Bijstook van biomassa in een conventionele kolengestookte centrale middels separate verbranding in stoomzijdige integratie In dit concept wordt biomassa separaat verbrand, waarbij stoom wordt opgewekt in een stoomketel. De stoom wordt vervolgens toegevoerd/geïntegreerd aan/in het stoomcircuit van een conventionele kolengestookte centrale om gebruik te kunnen maken van het efficiëntievoordeel om op grote schaal elektriciteit te produceren. Stork Engineering & Contractors heeft onderzocht wat de mogelijkheden voor dit alternatief zijn voor bijstook van biomassa in een 600 MWe kolengestookte centrale met een netto elektrische efficiency van 41,7 % LHV. [Caddet Newsletter 1/00, arcticle 3]. De stoom die in de biomassaketel wordt opgewekt is van lage kwaliteit, om assmelt bij hogere temperaturen te voorkomen. De biomassastoom wordt opgewaardeerd bij een hoge temperatuur in de kolenketel. Hierdoor wordt de biomassaconversie-efficiëntie sterk verbeterd. Een voordeel van dit type van bijstook is dat corrosie, fouling en asverontreiniging in de kolenketel worden voorkomen, daar de biomassa volledig separaat wordt geconverteerd.
4 van 4
Bijlagen
Tevens is de verbrandingstechnologie bewezen en is de brandstofflexibiliteit groot. Een nadeel is dat geen gebruik kan worden gemaakt van de rookgasreinigingsinstallatie van de kolencentrale, waardoor een separate biomassarookgasreiniging dient te worden toegepast. In de praktijk zal het bijstookpercentage echter zijn beperkt, door limiteringen opgelegd door het reeds geïnstalleerde stoomcircuit. 11F Mee-/bijstook van biomassa in een KV-STEG Voor mee-/bijstook van biomassa in een KV-STEG zijn dezelfde opties mogelijk als in het geval van mee-/bijstook in poederkoolverbrandingscentrales. Om het aantal te beschouwen opties te beperken zijn uitsluitend de volgende opties beschouwd: 1) directe meestook 2) één veralgemeniseerde bijstook case. Voor de bijstook-case worden gemiddelde data vermeld die voor vergassing en pyrolyse van toepassing zijn. 11G
Bijstook van biomassa in een conventionele aardgasgestookte STEG-centrale middels separate vergassing Een globaal blokschema van deze bijstookoptie wordt onderstaand weergegeven.
Biomassa
Aardgas Lucht
Verkleinen/ Drogen
Gasturbine
Atmosferische CFB-vergassing
Afgassenketel
LT natte stookgasreiniging
Stookgas compressie
Rookgas
Stoomturbine Elektriciteit
Elektriciteit
Voor de bepaling van de kengetallen van bijstook bij een gascentrale is uitgegaan van de volgende base-case gasgestookte centrale: bijstook in één STEG-eenheid van de Eemscentrale: 1675/5 = 335 MWe netto output, netto elektrische efficiëntie: 55 %LHV -> brandstofinput: 609 MWth aardgas en type GT: GEC Ahlstom 9FA (GT met dry low-NOx en pre-mixed flame burners). Het maximale bijstookpercentage voor lcg in GT’s met “dry low-NOx” branders bedraagt max. ca. 10% op energiebasis (de H2-concentratie met de potentie van vlamterugslag beperkt een groter bijstookpercentage).
Bijlagen
5 van 8
Een alternatief is de “dry-low NOx” branders te vervangen door een verbrandingskamer met waterstroominjectie, waardoor het bijstookpercentage kan worden verhoogd. Hiervoor zijn echter aanzienlijke investeringen nodig, zodat deze optie niet verder is beschouwd. Daar het biogas moet worden gecomprimeerd tot GT-inlaatcondities en er zich geen uitgebreide rookgasreiniging in de gascentrale bevindt, dient het stookgas te verregaand te worden gereinigd. I.t.t. bijstook in een steenkoolcentrale kan in dit geval geen relatief eenvoudige (dus relatief goedkope) Foster Wheeler vergasser worden toegepast, maar dient relatief dure TPS of Lurgi technologie (incl. droging en LT-stookgasreiniging) te worden toegepast. Resultaten: In onderstaande tabel worden de belangrijkste kengetallen voor de verschillende mee-/bijstookopties weergegeven. Een gedetailleerde onderbouwing van genoemde data is te vinden in: R. van Ree et al., Mee-/bijstookpotentieel biomassa in kolencentrales en aardgas-gestookte installaties, ECN-C—00-095, Novem-EWAB, Petten, oktober 2000. 10% mee-/bijstook1 Mee-/bijstook in kolenverbrandingscentrales 11A Directe meestook - netto elektrisch rendement2 - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten 11B Indirecte meestook - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten 11C Bijstook middels vergassing 1. Foster Wheeler technologie - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten 2. Lurgi/TPS technologie - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten
40% mee-bijstook
39,5 %LHV 40 Euro/kWe 3 % inv.
39,5 %LHV 25 Euro.kWe 3 % inv.
38 %LHV 500 Euro/kWe 10 (4) % inv.
38 %LHV 285 Euro/kWe 10 (4) % inv.
38 %LHV 455 Euro/kWe 4 % inv.
38 %LHV 300 Euro/kWe 4 % inv.
35,5 %LHV 1120 Euro/kWe 4 % inv.
35,5 %LHV 735 Euro/kWe 4 % inv.
1
Percentage mee-/bijstook op energetische basis
2
Netto elektrisch rendement geldt voor het biomassadeel!
6 van 4
11D Bijstook middels langzame pyrolyse 1. Schone brandstoffen - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten 2. Niet-schone brandstoffen - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten 11E Bijstook middels stoomzijdige integratie - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten 11F Directe meestook - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten 11F Bijstook vergassing (FW) - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten 11F Bijstook langzame pyrolyse (schoon/niet-schoon) - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten Percentage bijstook1 11G Bijstook vergassing - netto elektrisch rendement - specifieke add. inv. kosten - B&O-kosten
Bijlagen
36 %LHV 1270 Euro/kWe 4 % inv.
36 %LHV 1270 Euri/kWe 4 % inv.
32,5 %LHV 2040 Euro/kWe 4 % inv.
32,5 %LHV 2040 Euro/kWe 4 % inv.
38,5 %LHV 940 Euro/kWe 3 % inv. Mee-/bijstook in een KV-STEG
38,5 %LHV 575 Euro/kWe 3 % inv.
42,5 %LHV 50 Euro/kWe 3 % inv.
42,5 %LHV 30 Euro/kWe 3 % inv.
41 %LHV 560 Euro/kWe 4 % inv.
41 %LHV 370 Euro/kWe 4 % inv.
38.5/34.5 %LHV 38,5/34,5 %LHV 830/1160 Euro/kWe 830/1160 Euro/kWe 4 % inv. 4 % inv. Bijstook in aardgas-STEG 5% 10% 20% 44,51500 44,5 %LHV Euro/kWe6 %inv. 44,5 %LHV1340 1185 Euro/kWe Euro/kWe 6 % inv. 6 % inv.
Bijlagen
7 van 8
Discussie/conclusies: Voor mee-/bijstook in steenkool-gestookte verbrandingscentrales kan het volgende algemene beeld worden afgeleid: • Directe meestook is in alle gevallen financieel-economisch het aantrekkelijkste concept. Daar hier de biomassa uitsluitend via reeds in de centrale beschikbare apparatuur wordt toegevoerd en geconverteerd, is dit concept uitsluitend geschikt voor de verwerking van een klein percentage relatief dure schone biobrandstoffen. • Indirecte meestook (met lage B&O-kosten) vormt uit financieel-economisch oogpunt ook een interessant alternatief. Middels dit concept kunnen schone relatief dure biobrandstoffen middels enige additionele biomassa-specifieke voorbehandeling (drogen, verkleinen) aan de centrale worden gevoed en worden verwerkt. Een alternatief dat potentieel minder technische problemen met zich meebrengt, en min of meer hetzelfde financiële rendement oplevert, is separate vergassing zonder stookgasreiniging. • Voor de verwerking van niet-schone biobrandstoffen vormt bijstook middels separate verbranding met stoomzijdige integratie financieel-economisch gezien het beste alternatief, gevolgd door bijstook middels separate vergassing met LT-stookgasreiniging. • Indien biobrandstoffen te verontreinigd zijn om middels separate verbranding met stoomzijdige integratie of separate vergassing met stookgasreiniging te kunnen worden bijgestookt, is een alternatief deze brandstoffen te mengen met relatief schone biobrandstoffen, in een zodanige verhouding dat aan zowel de emissie-eisen als aan de eisen m.b.t. de kwaliteit van de vaste reststromen wordt voldaan. • Bijstook van schone biomassa middels langzame (of snelle) pyrolyse vormt financieeleconomisch gezien geen aantrekkelijke optie, daar er (veel) aantrekkelijker concepten (m.n. indirecte meestook en vergassing zonder stookgasreiniging) voorhanden zijn voor hetzelfde toepassingssegment. Ook voor bijstook van niet-schone biobrandstoffen zijn tot op zekere hoogte betere alternatieven beschikbaar. Voor de verwerking van specifieke afvalstromen (shredderafval, bitumineus afval, verpakkingsmaterialen) vormt pyrolyse potentieel wel een interessant alternatief, zeker indien het concept kan worden gecombineerd met de terugwinning van bepaalde specifieke waardevolle grondstoffen Voor mee-/bijstook in de steenkool-gestookte vergassingscentrale is min of meer hetzelfde beeld van toepassing. De belangrijkste, maar relatief zeer kleine, veranderingen zijn: • In vergelijk met toepassing bij de poederkoolverbrandingscentrale zijn alle mee-/bijstookconcepten bij vergassing, m.u.v. de meestookoptie, financieel-economisch relatief minder aantrekkelijk. • Ten opzichte van meestook in de poederkoolverbrandingscentrale wordt meestoken in de vergassingscentrale iets aantrekkelijker bij hogere biomassaprijzen. Voor bijstook in aardgas-gestookte STEG’s geldt dat bij de gehanteerde uitgangspunten, bij de huidige te verkrijgen elektriciteitsprijs, een “gate-fee” voor het verwerken van biobrandstoffen noodzakelijk is. Dit wordt voornamelijk veroorzaakt door de noodzakelijke, voorgeschakelde biomassaconversietechnologie.
8 van 4
Bijlagen
Deze leidt tot een aanzienlijke additionele investering en tot een behoorlijke reductie van het elektrische STEG-rendement voor conversie van het biomassadeel van de totale STEG brandstof. In 2001, wanneer een extra REB-terugsluizing van 1,75 Euroct/kWe wordt verkregen, lijkt bijstook van biomassa middels separate vergassing met een uitgebreide stookgasreiniging, zeker bij hogere bijstook-percentages, financieel-economisch uit te kunnen.
Bijlage 12 Biomassa/afval-technologiecombinaties
Bijlagen
1 van 4
Bijlage 12 Biomassa/afval-technologiecombinaties In de hierna volgende tabel is aangegeven welke biomassa/afval-technolgiecombinaties mogelijk zijn en worden meegenomen bij het opstellen van de Marsroutes in het vervolg van de studie. In de tabel betekent : - J: deze biomassa-technologiecombinatie is mogelijk - blanco: deze combinatie is om technologische redenen niet opgenomen. Enkele opmerkingen: 1. Voor de gescheiden ingezamelde stromen 11 t/m 14 en deels ook voor 16 en ( maar in mindere mate omdat het geen HHA is) voor stroom 18 geldt ze in eerste instantie worden ingezameld voor hergebruik. Tegen gebruik voor energieopwekking kunnen belangrijke milieubezwaren bestaan (belemmeren nuttige toepassing of hergebruik). Benutting als brandstof kan aantrekkelijk zijn als het energieopbrengst hoger is dan bij AVI-verbranding. Bijvoorbeeld bij toepassing als hoogcalorische brandstof in vergasser of wervelbed met hoog energetisch rendement. 2. Brandstof uit afval kan in wervelbed verbrand worden: • met laag rendement (als AVI) indien vuil (papier- en plasticfractie, door zeven en ziften af te scheiden van huishoudelijk afval) en met vergelijkbare kosten als afvalverbranding (zie KEMA: Vergelijkende studie voor de thermische verwerking van huishoudelijk afval (1995) EWAB-rapport 9516) • met hoog rendement (tot 30%) indien schoon hoog calorisch afval (en weinig K,Cl,Na) (als slib, diermeel, geselecteerd bedrijfsafval kwd-afval). Vergelijk installatie Cuijk) beide genoemde papier/plasticfracties (die uit HHA en die uit kwd) kunnen een • kolencentrale (meestoken) of in een vergassingsinstallatie verwerkt worden. Voor meestoken is een intensieve voorbehandeling nodig bestaande uit een combinatie van pelleteren, drogen en weer malen. Voor vergassing zal eveneens een vergelijkbaar kostbare voorbehandeling nodig zijn. 3. Ten aanzien van bijstoken in een gasgestookte centrale is ervan uitgegaan dat alle stromen die vergast kunnen worden hierin ook kunnen worden bijgestookt. 4. Ten aanzien van natte stromen als drijfmest, RWZI-slib, swill is ervan uitgegaan dat het niet zinvol is deze direct te vergassen of te verbranden in verband met het hoge vochtgehalte. RWZI-slib kan eventueel als brandstof worden aangemerkt als men ervan uitgaat dat droging altijd al noodzakelijk is om zich van het slib te ontdoen (bijvoorbeeld om het te storten). In dat geval kunnen de droogkosten worden toegeschreven aan de waterzuivering. Ten aanzien van het rwzi-slib is de opmerking gemaakt dat het veelal vergist wordt. In dat geval wordt het gevormde biogas benut op de zuiveringsinstallatie en is een bron van duurzame elektriciteit. Waar het niet vergist wordt het slib in het algemeen aëroob gestabiliseerd. In beide gevallen is er daarna geen biogas meer uit te winnen.
2 van 2
Bijlagen
5. Ten aanzien van natte mestsoorten is hier alleen vergisting op de boerderij als optie opgenomen. Grootschalige systemen dienen in het algemeen te worden geïncorporeerd in mestverwerkingsystemen, die binnen milieuhygiënische randvoorwaarden voor een afzet van de stromen zorgdragen. Een optie hierbij is dat vergiste mest wordt gescheiden in een waterige stroom en een vaste stroom (met ca 25% droge stof). De waterige stroom moet worden gezuiverd dan wel als meststof op land worden uitgereden. De vaste fractie kan voor energiedoeleinden worden aangewend. Verwerking in een HTU-proces en verbranden met droging zijn daarvoor opties. Een alternatief zou nog kunnen zijn mest tijdens een tussenopslag in het kader van mestdistributie te vergisten. Het gevormde biogas kan worden gebruikt om aardgas te vervangen dan wel elektriciteit te produceren met een gasmotor. Deze optie is in deze studie niet meegenomen omdat zij alleen kan worden gerealiseerd binnen een integrale oplossing voor de mineralenafzet. 6. In de kolom stoomzijdige integratie is ervan uitgegaan dat een verbrandingsinstallatie aangesloten wordt op een E-centrale. Hier is gekozen voor een wervelbedinstallatie. De j’s voor wervelbedverbranding komen daarom overeen met de j’s van stoomzijdige integratie. Toch is dit niet zonder meer logisch. Stoomzijdige integratie is bedoeld om het lage rendement te verhogen van vervuilde stromen die alleen in combinatie met een lage stoomtemperatuur verbrand kunnen worden; stromen als huishoudelijke afvalverbranding, kunststofafval, brandstof uit afval (RDF), etc. Andere stromen met minder chloride erin (hout, VGI-afval ) kunnen daarbij wel meeverbrand worden om een gunstige brandstofmix te verkrijgen, maar het is niet logisch ze als zodanig op deze manier in te zetten.
Bijlagen
1 van 2
Indirecte meestook in kolencentrale
Bijstook na vergassing, schone stromen
Bijstook na pyrolyse
Bijstook in gascentrale
Stoomzijdige integratie bij kolencentrale
Kleinschalige verbranding, 1MWth
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
2
Bosbouw/fruitsector
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
3
Schoon resthout (incl. bast), vers
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
4
Miscantus/hooi van graszaden
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
5
Bermgras
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
6
Stro (granen)/koolzaadstro/Hennep etc.
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
7
Pluimveemest
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
8
Rundermest, kalvermest en varkensmest
9
RWZI slib
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
10
V&G/Swill
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
11
Gescheiden ingezameld GFT
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
12
Gescheiden ingezameld oud papier en karton
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
13
Gescheiden ingezamelde kunststoffen
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
14
Gescheiden ingezamelde textiel
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
15
Gescheiden ingezameld oud en bewerkt hout
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
j
16
Gebruikte autobanden
j
j
j
j
17
Restfractie van huishoudelijk afval (**)
j
18
Restfractie van grof huishoudelijk afval (**)
j
19
Restfractie van bouw- en sloopafval (**)
j
j
j
20
Restfractie van industrieel afval (**)
j
j
j
21
Restfractie van kantoor, winkel en dienstenafval (**)
j
j
j
22
Shredderafval (**)
j
j
* = dit betreft het verwerken van brandstof uit afval ** = incl. inert en KCA-aandeel
Directe meestook in kolencentrale
HTU
j
Stoomzijdige integratie bij gascentrale
Flash pyrolyse
j
Bijstook na vergassing, "vuile" stromen
FB-gasmotor, 1 MWe
j
Droge vergisting
BFB-gasm/turbine, 10 MWe
j
Natte vergisting
Bijstook in KV/STEG
j
Pyrolyse gasmotor, 5 MWe Pyrolyse STEG, 25 MWe
CFB-vergasser-STEG, 150 MWe
j
Verbranding, wervelbed
CFB-vergasser-STEG, 30 MWe
Korte omloop hout
1
Verbranding, AVI
CFB-vergasser-gasmotor, 1 MWe
De met j aangeduide biomassa/afval-technologiecombinaties zijn meegenomen bij het opstellen van de marsroutes.
j j
j
j
j
j
j
j
j
j
J*
J*
j
j
j j
J*
J* J*
J*
J* J*
j j
j j
Bijlage 13 Noodzakelijke voorbewerkingen per biomassa/afval-technologiecombinatie
Bijlagen
1 van 2
d
d d dv v v v v
d d dv v v v v
v v v v v v
Directe meestook in kolencentrale
v v v v v v d
Stoomzijdige integratie bij gascentrale
dv dv dv dv dv dv d
Bijstook na vergassing, "vuile" stromen
dv dv dv dv dv dv d
Kleinschalige verbranding, 1MWth
Stoomzijdige integratie bij kolencentrale
v v v v v v
Bijstook in gascentrale
dm dm dm v dm v dm v dm
Bijstook na pyrolyse
db db dv db vb
dv dv dv v v v -
Bijstook na vergassing, schone stromen
dp dp dp p p p p
dm dm dm dm dm dm d
dv dv dv dv dv dv d
Indirecte meestook in kolencentrale
d d dv v v v v
dv dv dv dv dv dv d
Droge vergisting
d d dv v v v v
dv dv dv dv dv dv db
Natte vergisting
d d dv v v v v
HTU
dv db dv db dv db dv dv dv db -
Flash pyrolyse
dp dp dp dp dp dp dp
Pyrolyse gasmotor, 5 MWe Pyrolyse STEG, 25 MWe
dv dv dv dv dv dv d
Verbranding, wervelbed
BFB-gasm/turbine, 10 MWe
dv dv dv dv dv dv d
Verbranding, AVI
Bijstook in KV/STEG
dv dv dv dv dv dv d
FB-gasmotor, 1 MWe
CFB-vergasser-STEG, 150 MWe
Korte omloop hout Bosbouw/fruitsector Schoon resthout (incl. bast), vers Miscantus/hooi van graszaden Bermgras Stro (granen)/koolzaadstro/Hennep etc. Pluimveemest Rundermest, kalvermest en varkensmest RWZI slib V&G/Swill Gescheiden ingezameld GFT Gescheiden ingezameld oud papier en karton Gescheiden ingezamelde kunststoffen Gescheiden ingezamelde textiel Gescheiden ingezameld oud en bewerkt hout Gebruikte autobanden Restfractie van huishoudelijk afval (**) Restfractie van grof huishoudelijk afval (**) Restfractie van bouw- en sloopafval (**) Restfractie van industrieel afval (**) Restfractie van kantoor, winkel en dienstenafval (**) Shredderafval (**)
CFB-vergasser-STEG, 30 MWe
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
CFB-vergasser-gasmotor, 1 MWe
Bijlage 13 Noodzakelijke voorbewerkingen per biomassa/afvaltechnologiecombinatie
dv dv dv dv dv dv d d d
db db dv b p p p v - BA - BA
d d d d
d
v
v v v v v
m m m m
dv dv dv v
v v v v v dv dv dv dv v
- d - dm
m
v v v v v dv dv dv dv
** = incl. inert en KCA-aandeel Voorbewerkingen: - = geen voorbewerking vereist s = scheiden v = verkleinen (hakselen, chippen, shredderen) d = drogen b = vergroten (pelleteren, briketteren) m = malen (tot 1 á 2 mm) p = verpoederen (tot enkele honderden microns) BA betreft het verbranden brandstof uit afval: door afscheiden papier- en plasticfractie, drogen en pelleteren. In het geval van direct meestoken gevolgd door weer vermalen volgens het Subcoalprocédé.
d d dv v v v v
d d d dv vb v v v
BA
BA BA
BA
BA BA
