Då ett flertal antaganden är gjorda i den finansiella analysen är en känslighetsanalys genomförd för att utreda vilka faktorer som påverkar resultatet (högsta pris/MWh på naturgas) mest. De antaganden som antas påverka resultatet mest är pris på utsläppsrätter, total investeringskostnad samt mängden ersatt olja. Genom att anta intervall med normalvärden kan den variabel som påverkar resultatet mest bestämmas.
Intervallen har antagits enligt nedan med referensfall i parantes:
¾ Utsläppsrätter CO2 ± 25 % (200 SEK/ton CO2)
¾ Investeringskostnad ± 25 % (6,564 MSEK)
¾ Mängden ersatt olja ± 25 % (35 GWh)
Med referensfallen som utgångspunkt varieras en variabel till max/min, därmed påverkas resultatet (högsta naturgaspris) enligt Tabell 14.
Tabell 14. Känslighetsanalys på naturgaspriset.
Variabel Min Ref Max Enhet
Utsläppsrätter CO2 150 200 250 SEK Högsta Naturgaspris 304,1 307,6 311,2 SEK/MWh Investeringskostnad 4,923 6,564 8,205 MSEK Högsta Naturgaspris 323,2 307,6 292,0 SEK/MWh Mängd ersatt olja 26,25 35,00 43,75 GWh Högsta Naturgaspris 290,3 307,6 318,0 SEK/MWh
Känslighetsanalysen kan också illustreras grafiskt enligt Figur 17..
Känslighetsanalys på naturgaspris
Figur 17. Känslighetsanalys för naturgassystemet.
Det bästa respektive sämsta scenariot har också beräknats. Dessa beräknas genom att variera respektive variabel till bästa respektive sämsta utfall med avseende på naturgaspriset. Bästa scenariot fås med utsläppsrätter på 250 SEK/ton CO2, en investeringskostnad på 4,923 MSEK och 43,75 GWh ersatt olja. Högsta naturgaspris blir då 334,1 SEK/MWh. Sämsta scenariot är omvända förhållanden vilket resulterar i ett naturgaspris motsvarande 254,3 SEK/MWh. Då SSAB kräver en återbetalningstid på tre år eller mindre är det inte troligt att återbetalningstiden höjs. Men endast en ökning till fyra år skulle ger stora skillnader då högsta naturgaspriset ökar till 323,2 SEK/MWh.
10 Diskussion
Vid en jämförelse av oljeförbrukningen för LULEKRAFT AB under de senaste åren är trenden neråtgående. Detta beror på att man medvetet försöker reducera oljeförbrukningen, mest p.g.a. höga driftkostnader. För den period som undersökts (sep 2006 - aug 2007) har oljeförbrukningen däremot ökat jämfört med föregående år.
Denna ökning beror troligen på ett flertal faktorer, en är flertalet driftstopp av anläggningen samt en större brist på blandgas än vanligt. Tyvärr sparas driftdata i övervakningssystemet inte längre än 400 dagar bakåt varvid en analys av äldre data är omöjlig. Det kan dock antas att framtida ersättningsbar olja kommer att understiga de 35 GWh som använts i denna studie. De finansiella aspekterna för en konvertering blir då betydligt sämre vilket tydligt ses i känslighetsanalysen.
För att med säkerhet fastställa om en konvertering till naturgas är lönsam eller inte krävs en mer detaljerad undersökning av investeringskostnaderna. Att investeringen skulle bli billigare än den som använts är inte troligt men risken finns att det blir dyrare.
Detta tillsammans med det faktum att framtida ersättningsbar olja troligen kommer att understiga 35 GWh gör att de mest positiva utfallen i känslighetsanalysen är tvivelaktiga. Troligt är därför att det högsta naturgaspris LULEKRAFT AB kan betala för naturgasen är knappt 300 SEK/MWh.
Driftkostnader har exkluderats i den finansiella analysen eftersom dessa är svåra att uppskatta. De är förmodligen också låga då systemet inte innehåller pumpar eller annan utrustning som kräver mycket tillsyn och underhåll. Inga direkta ansökningskostnader finns (förutom möjligen för LNG-terminalen, vilket inte denna studie berör), det enda som LULEKRAFT AB behöver göra är att anmäla bränslebytet.
Effektintervallet på 0-50 MW som naturgas ska täcka upp kan diskuteras. Att täcka ett större intervall är möjligt. Vilka följder detta får är däremot svårt att förutse. En större naturgaseffekt skulle givetvis innebära att en större oljemängd kan ersättas men skulle också kräva en större LNG-anläggning och därmed skulle naturgaspriset sannolikt öka.
En del antaganden som är gjorda i studien gällande naturgasens fördelar är konservativa. Ett exempel är reduceringen av NOx vilken är antagen till 30 mg/MJ.
Skillnaden är troligen högre vilket innebär större besparingar. Förklaringen till dessa antaganden är att LULEKRAFT AB vill vara helt säkra att en eventuell konvertering till naturgas medför finansiella fördelar.
Idag har man problem med sot/stoftbildning vid oljeanvändning under uppstart av pannan. Problemet innebär främst att uppstart tar längre tid än nödvändigt vilken innebär produktionsförluster. Vid en konvertering kan naturgas användas istället och då gas, relativt olja, knappt ger upphov till stoft- och sotbildning skulle detta problem elimineras.
SSAB har planer på att öka stålproduktionen de närmsta åren vilket kräver stora investeringar. Just nu utreds vilka utbyggnationer som krävs för att uppnå en produktionsökning. Ett alternativ är en utbyggnad av koksverkets kapacitet med 30-50 % [34]. Därmed skulle produktion av koksgas öka vilket i sin tur medför att LULEKRAFT AB får tillgång till koksgas i större utsträckning än idag. Den mängd
naturgas som potentiellt kan ersätta oljeförbrukningen kan då förmodligen ersättas med koksgas. Vid en utbyggnad av koksverket kommer en konvertering till naturgas därmed förmodligen bli olönsam då billig koksgas kan användas istället för naturgas.
För att LNG ska övergå från flytande till gas används en värmeväxlare (förångare) där man har ett varmare medium än LNG på ena sidan. Den LNG-terminal som idag är i drift i norska Bodø använder luft på den varma sidan. Ett alternativ är att använda spillvärme i form av varmvatten/ånga. På LULEKRAFT AB kondenseras i dagsläget en hel del av denna värmeenergi bort. Genom att utnyttja denna värme kan investeringen i förångaren bli lägre och därmed skulle priset på levererad naturgas kunna reduceras. En värmeväxlare med ett flytande medium är generellt mindre och därmed billigare då ett flytande medium har en högre värmeöverföringskapacitet. Nackdelen är vid uppstart av anläggningen, då det inte finns någon produktionen av energi och därmed ingen spillvärme. Om det är lönsamt eller inte har denna studie inte behandlat men bör beaktas vid en mer detaljerad undersökning.
11 Slutsats
Den oljeförbrukning under perioden som ligger i effektintervallet 0-50 MW motsvarar ca 71,3 % av total oljeförbrukning och uppgår till 44,8 GWh. Ett nytt fjärrvärmekontrakt reducerar ersättningsbar olja med 8,3 GWh. Idag används mer olja än nödvändigt för att höja värmevärdet på blandgasen p.g.a. dålig reglerbarhet. Då gas har bättre reglerbarhet än olja kan det mindre naturgas användas vid en eventuell konvertering. Detta innebär att ytterligare 1,42 GWh ska reduceras från de ursprungliga 44,8 GWh. Den oljeförbrukning som kan ersättas med naturgas inom valt effektintervall uppgår således till ca 35 GWh.
Den förbränningstekniska utredningen visar att en konvertering från olja till naturgas inte påverkar rökgaskomposition eller luft- och rökgasflöden nämnvärt. Detta är inte förvånade då endast 50 MW bränsle ersätts av totalt 300 MW. Därmed krävs inga ombyggnationer av t.ex. konvektionsytor och luft-/rökgassystem i befintlig anläggning.
Ur miljöhänseende är naturgas bättre eller mycket bättre än olja. CO2-utsläppen reduceras med knappt 26 %, NOx med 37,5 % medan SO2 och stoft/partiklar i stort sett försvinner helt. Då LUKEKRAFT AB idag betalar utsläpp på CO2 och NOx innebär en konvertering både miljövinster och företagsvinster. På årsbasis skulle besparingarna uppgå till ca 686 000 SEK. Förutom lägre utsläpp kommer LULEKRAFT AB spara 369 000 SEK p.g.a. bättre reglerbarhet och därmed en mindre förbrukning. De årliga besparingarna vid en konvertering uppgår således till 1,054 MSEK.
Den totala initiala investeringen uppgår till ca 6,56 MSEK. Kostnaden är endast en uppskattning då en mer ingående förundersökning krävs för att ge ett mer tillförlitligt värde. Då SSAB äger 50 % av LULEKRAFT AB krävs en återbetalningstid på endast tre år. Då ränteeffekter försummas blir den årliga investeringskostanden ca 2,19 MSEK.
Årligt resultat blir därmed -1,13 MSEK. Resterande besparingar måste således komma från ett lägre inköpspris för naturgas jämfört med olja. Då 35 GWh olja ersätts måste naturgaspriset vara minst 32,4 SEK/MWh lägre för att investeringen ska vara lönsam.
Vid ett oljepris på 340 SEK/MWh ska således naturgaspriset understiga 307,6 SEK/MWh. Det bör dock påpekas att avskrivningstidens påverkan på resultatet är stor.
Genom att öka avskrivningstiden till 4 år blir resultatet intressantare. I detta fall blir högsta naturgaspriset 323,2 SEK/MWh vilket är enbart 16,7 SEK/MWh lägre än för olja.
Känslighetsanalysen visar att investeringskostnad följt av mängden ersatt olja har störst påverkan på resultatet. En 25 % höjning av investeringskostnaden ger t.ex. ett högsta pris på 292,0 SEK/MWh medan en sänkning med 25 % ger ett högsta pris naturgaspris på 323,2 SEK/MWh.
Slutsatsen är att en konvertering från olja till naturgas är tekniskt genomförbar utan att en omfattande ombyggnation på befintlig anläggning krävs. Den finansiella analysen visar att naturgaspriset antagligen måste underskida 300 SEK/MWh för att en investering ska rekommenderas, detta med tanke på de risker som en investering innebär.
12 Referenser
1. Årsredovisning, LULEKRAFT AB. 2005.
2. Nationalencyklopedin. Naturgasen i Europa. URL:http://www.ne.se/
Besökt 2007-10-02
3. Automatisering Industridata. URL:http://www.tecpress.no/art.asp?id=410 Besökt 2007-11-26
4. Överföring och lagring av energi – En faktarapport inom IVA-projektet Sverige i Europa.
5. Key world energy statistics 2006. IEA. URL:http://www.iea.org/ Besökt 2007-10-23
6. Share of Total Primary Energy supply 2004. IEA. URL:http://www.iea.org/
Besökt 2007-10-23
7. Översyn av naturgaslagen med en marknadsbeskrivning, Statens Energimyndighet ISSN 1403-1892.
8. Lulekraft Kraftfull producent av elenergi, processånga, torkgas och hetvatten, 2000 Informationsbroschyr.
9. Stålboken SSAB Tunnplåt. Informationsbroschyr.
10. Karlsson, J & Norlin, T. (2002). Kartläggning av dynamiken i SSAB:s gasnät.
Examensarbete, Luleå Tekniska Universitet. ISSN 1402-1617.
11. Interna Ritningar och Dokument samt information från personal på LULEKRAFT AB. Inhämtat hösten 2007.
12. Töyrä, S & Töyrä, P. (2003). Processmodell av Lulekrafts kraftvärmeverk.
Examensarbete, Luleå Tekniska Universitet. ISSN 1402-1617.
13. Kjellström, B et al. (2003) Combustion and Gasification in theory and practice.
Department of Applied Physics and Mechanical Engineering, Luleå University of Technology.
14. Näslund, M. (2004). Energigasteknik. Svensk Gastekniskt Centrum AB (SGC).
Tryckfolket AB ISBN 91-85207-00-4.
15. Incropera , F P, (2001). Fundamentals of Heat and Mass Transfer. John Wiley &
Sons. (Fifth edition). ISBN 0-471-38650-2.
16. Hans Eriksson. Processingenjör och Handledare Lulekraft AB. Personlig kontakt hösten 2007 och våren 2008.
17. Dr. Jostein Pettersen. Projektledare LNG, Statoil ASA. Personlig kontakt hösten 2007
18. Lars Olausson, Product Specialist, AB Svenska Shell. Personlig kontakt hösten 2007.
19. Koksgas – Varuinformation. SSAB Säkerhetsdatablad. Räddningsverkets informationsdatabas.
20. Esa Vuorinen. Universitetsadjunkt. Materialteknik, Luleå Tekniska Universitet.
Personlig kontakt hösten 2007.
21. Gassäkerhetsanvisningar (GASA). (2007). Informationsblad. Svenska Gasföreningen.
22. Lars Synnerholm, Verksamhetsansvarig brandfarliga gaser, Räddningsverket.
Personlig kontakt hösten 2007.
23. Sprängämnesinspektionens naturgasföreskrifter (SÄIFS 1996:8).
24. Water-tube boilers and auxiliary installations – Part 8: Requirements for firing systems for liquid and gaseous fuels for the boiler. (2001). prEN 12952-8.
25. Näslund, M. (2006). Energigaser och Miljö. Svensk Gastekniskt Centrum AB (SGC). KFS i Lund. ISBN 91-85207-05-5.
26. Gasol – ett rent alternativ. Faktablad från Statoil. URL: http://www.statoil.no.
Besökt 2007-11-23.
27. Konvertering till gas - högre effektivitet, mindre miljöbelastning. Sammandrag av SGC-rapporter nummer 22, Maj 2000. Svenskt Gastekniskt Centrum AB (SGC).
28. EUADEC-08. CO2handel. URL: http://www.co2-handel.de/. Besökt 2007-11-25.
29. Naturvårdsverkets författningssamling (NFS). (2006:8). ISSN 1403-8234.
30. Leif Lindqvist. Projektledare. VTS industry & Mill Service. Personlig kontakt hösten 2007.
31. Jan-Erik Josefsson. El/instrumentchef, Lulekraft AB. Personlig kontakt hösten 2007 och våren 2008.
32. Krister Holmlund. Projektledare industri. YIT Sverige AB. Personlig kontakt hösten 2007.
33. Anders Persson. Ansvarig för brännarområdet. Petrokraft AB Personlig kontakt hösten 2007.
34. Norrbottens Kuriren.:
URL http://www.kuriren.nu/nyheter/artikel.aspx?articleid=2573428.
Besökt 2008-01-07.
35. GasAkademins GasKalkyl 1.3. (2006-07-06). Mjukvara. Svenskt Gastekniskt Centrum AB (SGC)
Bilaga A. Detaljerade skisser på brännarna
Brännare för Blandgas/stödolja
1. Luftinlopp (3 separata kanaler)
2. Spjällreglermekanism:
3. Brännare utlopp
4. Blandgas inlopp
5. Blandgas - brännarinsats 6. Olja - inlopp, ånga - inlopp
7. Oljekanal styrrör med centrumluftkanal 8. Tändskärm - styrning
9. Tändskärm med turbulensplåtar 10. Oljelans med oljemunstycke 11. Spännkoppling
12. Justeringsanordning för oljelans 13. Gaständbrännare
14. Frontplåt
15. Centrumluft inlopp
Brännare för koksgas/lastolja
1. Luftinlopp (3 separata kanaler) 2. Spjällreglermekanism
3. Brännare utlopp
4. Koksgas - Inlopp för koksgas - fördelningsskåp 5. Koksgaslans (6 st. fördelade runt omkretsen)
6. Oljeinlopp, ånginlopp
7. Styrrör för oljelans
8. Tändskärm styrning
9. Tändskärm (turbulator)
10. Oljelans med oljemunstycke 11. Spännkoppling 12. Justeranordning för oljelans 13. Gaständbrännare 14. Frontplåt
Bilaga B. Ekvationer för gasberäkningar
Vad respektive betäckning betyder kan ses i nomenklaturen.
Ideala gaslagen, ekv(18)
där R är gaskonstanten för en specifik gas och R den allmänna gaskonstanten (8.314 − J/mol,K)
Densiteten för en gas kan skrivas enligt ekv(19)
T
Omräkning från ett tillstånd till normaltillstånd görs med ekv(20)
1
För en gas i normaltillstånd kan antalet mol/Nm3 bestämmas genom ekv(21)
RT p
Vn = (21)
Molmassan för en gassammansättning ges av ekv(22)
∑
=På liknande sätt kan exempelvis värmevärdet för en sammansatt gas beräknas med ekv(23)
Ekv(23) kan användas till att beräkna en rad andra storheter, t.ex. en kompositionen på rökgaser, densitet etc.
Omräkning från vol. % till mol/Nm3 Ideala gaslagen, ekv(24), ger
RT p
Vn = (24)
Normaltillstånd, dvs 273 K och 101,325 kPa ger / 3
Slutligen kan mol/Nm3 för respektive komponent beräknas genom att multiplicera vol.
% med 44,642.
Fuktberäkningar
Relativ fuktighet definieras i procent enligt ekv(25)
100
Absoluta fukthalten definieras enligt ekv(26)
gas
Då gasens temperatur och relativa fuktighet är känd kan ett Mollierdiagram användas för att bestämma absolut fuktighet, entalpi etc. Vid uppvärmning av en gas förblir den absoluta fuktigheten konstant.
Luft vid 40ºC innehåller 0,014 kg H2O/kg Luft enligt ett Mollierdiagram. Genom att dividera denna kvot med molmassan för vatten (18,02 kg/kmol) fås
Luft
Division med luftens densitet, 1,118 kg/m3 vid 40ºC och 1 bar, ger Luft
Genom att beräkna mol/m3 vid 40ºC och 1 bar (38,94) med ekv(24) kan Ф bestämmas till
Denna absoluta fuktighet antas gälla under hela perioden som undersöks. Vid förbränning av luft med absolut fuktighet, Ф, kommer en del vatten följa med vilket inkluderas i förbränningsberäkningarna.
Bilaga C. Storheter för respektive gas
Normalsammansättningen för respektive gas ges i Tabell 15.
Tabell 15. Normalsammansättning för respektive gas.
Sammansättning vol. %
Komponent Koksgas Masugngas LD-gas Naturgas
H2 66 3 4 0
De ingående komponenterna har storheter enligt Tabell 16.
Tabell 16. Storheter för ingående komponenter [35].
Komponent M [kg/kmol] H [MJ/Nm3]
Med ekv(22) kan värmevärde, molmassa och densitet för respektive gas beräknas.
Resultaten ges i Tabell 17.
Tabell 17. Utvalda storheter för respektive gas.
Koksgas Masugnsgas LD-gas Naturgas Värmevärde 16,84 3,10 7,81 38,42 MJ/Nm3
Molmassa 8,67 31,07 30,13 17,51 kg/kmol Densitet 0,387 1,387 1,3451 0,782 kg/Nm3
Blandgas antas ha en sammansättning av 90 vol. % masugnsgas, 8 vol. % LD-gas samt 2 vol. % koksgas. Denna sammansättning inkluderar inte vatten. Enligt processdata från LULEKRAFT AB har blandgas i genomsnitt en vattenhalt på 5,7 vol. %. Tabell 18 visar blandgas utan och med vatteninnehåll.
Tabell 18. Sammansättning för blandgas med vatten (till vänster) och utan.
Sammansättning blandgas vol.%
Utan H2O Med H20
H2 4,34 4,09
CH4 0,45 0,42
C2H6 0,05 0,05
C6H6 0,00 0,00
CO 24,48 23,08
CO2 23,23 21,91
O2 0,05 0,05
N2 47,40 44,70
H2O 0,00 5,70
Totalt 100,00 100,00
Med ekv(22) kan värmevärde, molmassa och densitet för blandgas (inkl. vatten) beräknas, se Tabell 19.
Tabell 19. Utvalda storheter för blandgas.
Värmevärde 3,54 MJ/Nm3 Molmassa 29,83 kg/kmol Densitet 1,33 kg/Nm3
Bilaga D. Förbränningsberäkningar
Förbränningsberäkningarna är baserade på 1 Nm3 gas eller 1 kg olja, d.v.s. hur mycket syre/luft det åtgår för att förbränna 1 Nm3 gas eller 1 kg olja samt hur mycket rökgaser det bildas. Då gaser ofta är angivna i vol. % krävs en omräkning till mol/Nm3 gas för respektive gas. Hur detta är gjort redovisas i Bilaga B På nästföljande sidor visas förbränningsberäkningar för alla bränslen som behandlats i rapporten. Förklaringar ges till beräkningarna som index längst ut till höger och sammanfattas nedan. Ibland ges förklaringen direkt.
1. Luftfaktor är det överskott/underskott av förbränningsluft som används. λ = 1,0 är stökiometrisk förbränning. Då λ > 1 är det överskott på luft.
2. Luftfuktigheten, se Bilaga B
3. Förbränningsberäkningar enligt avsnitt 5.2.
4. Totalt syrebehov för att förbränna 1 Nm3 av respektive gas eller 1 kg olja.
5. Vid förbränning med luft måste kväveinnehållet inkluderas i rökgaserna. I luft är förhållandet mellan antal mol kväve och syre 3,76.
6. Antalet mol syre och kväve för stökiometrisk förbränning.
7. Fuktandelen i luften inkluderas enligt Bilaga B.
8. Antal mol syre, kväve och vatten för stökiometrisk förbränning.
9. En sammanfattning av den mängd rökgas som bildas.
10. Pga av ett visst luftöverskott kommer en viss mängd syre inte förbrännas.
Samma sak gäller kväve och vatten.
11. Total mängd rökgaser (luftöverskott och vatteninnehåll inkluderat) 12. Sammanfattning av beräkningarna i mol/Nm3 gas eller mol/kg olja samt
Nm3/kg gas och olja. Hur omräkningen från mol till Nm3 luft respektive gas kan ses i Bilaga B.
13. Den mängd bränsle som åtgår för att frigöra 1 MJ bränsle.
14. Den luftmängd som krävs med gällande luftfaktor och luftfuktighet för att frigöra 1 MJ bränsle.
15. Den rökgasmängds som bildas när 1 MJ bränsle förbränns.
Förbränning av 1 kg WRD olja
Sammansättning vikt %.
C 87,3 86,87
H 13,1 13,04
Den vänstra sammansättningen erhölls från Shell [x] och visar normal sammansättning. Denna har skalats så att summan blir 100. Även densitet och värmevärde är från Shell.
S 0,05 0,05
N 0,03 0,03 Värmevärde 42,6 MJ/kg H2O 0,01 0,01 Densitet 883 kg/m3
100,49 100,00
Luftfaktor, λ 1,065 1 Fuktighet i luft,Φ 0,0223 2
Ämne
Sammanfattning förbränning av 1 kg WRD-olja
mol/
kg olja
Nm3/ kg olja
Teoretisk torr luft: naod 498,0 11,2 12 Teoretiskt fuktig luft: nao 509,1 11,4
Total torr luft:nad 530,4 11,9
Total luft:na 542,2 12,1
Teoretisk mängd rökgaser:go 541,4 12,1 Teoretisk torra rökgaser:god 465,8 10,4 Totalt rökgaser gas:g 574,5 12,9
Total torra rökgaser:gd 498,1 11,2
Rökgassammansättning vol. %
% torr RG % fuktig RG CO2 14,52 12,59
H2O 0,00 13,29
N2 84,11 72,93
SO2 0,01 0,00
O2 1,37 1,18
100,00 100,00
Förbränning av 1 MJ bränsle
Bränsle 0,023 Kg 13 Luft 0,285 Nm3 14 Rökgas 0,302 Nm3 15
Förbränning av 1 Nm3 Blandgas
Luftfaktor, λ 1,045 1
Fuktighet,t luft,Φ 0,0223 2
Ämne
M
[kg/kmol] Vol. % mol/Nm3
O2
[mol/Nm3] H2O CO2 N2 SO2 O2
CO 28,01 23,08 10,3 5,2 10,31 CO2 44,01 21,91 9,8 - 9,78 3 N2 28,01 44,7 19,95 - 19,95 H2 2,02 4,09 1,8 0,9 1,8 CH4 16,04 0,4 0,19 0,38 0,38 0,19 C2H6 30,06 0,0 0,02 0,07 0,06 0,04 C6H6 78,12 0,0 0,00 0,00 0,00 0,00 O2 32 0,05 0,02 - 0,02 0,02 Fukt 18,02 5,70 2,5 2,54
100 ∑O2 6,50 4
Kväve i luften: nN2=3,76*O2 24,43 24,43 5 Teoretisk torr luft:naod 30,93 6 Fuktinnehåll i luft:Φ*naod 0,7 0,69 7 Total teoretiskt luft: nao 31,62 8
Teoretisk mängd rökgaser:go 70,21 5,50 20,32 44,39 0,00 9 Teoretisk torra rökgasers:god 64,70
Syrgas i rökgaser 0,3 0,29 10 Kväve i rökgaser 1,1 1,10 Fukthalt i rökgaser 0,0 0,03 Total rökgas 71,63 5,53 20,32 45,49 0,00 0,29 11
Sammanfattning förbränning av 1 Nm3 Blandgas
mol/
Nm3 gas
Nm3/ Nm3 gas
Teoretisk torr luft: naod 30,9 0,69 12 Teoretiskt fuktig luft: nao 31,6 0,71
Total torr luft:nad 32,3 0,72
Total luft:na 33,0 0,74
Teoretisk mängd rökgaser:go 70,2 1,57 Teoretisk torra rökgaser:god 64,7 1,45 Totalt rökgaser gas:g 71,6 1,60
Total torra rökgaser:gd 66,1 1,48
Rökgassammansättning vol. %
% torr RG % fuktig RG CO2 30,74 28,36
H2O - 7,73
N2 68,82 63,50
SO2 0,00 0,00
O2 0,44 0,41
100 100
Förbränning av 1 MJ bränsle
Bränsle 0,283 Nm3 13 Luft 0,209 Nm3 14 Rökgas 0,453 Nm3 15
Förbränning av 1 Nm3 Koksgas
Luftfaktor, λ 1,045 1 Fuktighet,t luft,Φ 0,0223 2
Ämne
M
[kg/kmol] Vol. % mol/Nm3
O2
[mol/Nm3] H2O CO2 N2 SO2 O2
CO 28,01 6,00 2,7 1,35 2,7 CO2 44,01 1,50 0,67 - 0,67 3 N2 28,01 3,0 1,34 - 1,34 H2 2,02 66,00 29,46 14,7 29,46 CH4 16,04 20,5 9,15 18,30 18,30 9,15 C2H6 30,06 2,5 1,12 3,91 3,35 2,23 C6H6 78,12 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 O2 32 0,50 0,22 - 0,22 0,22 Fukt 18,02 0,00 0,0 0,00
100 ∑O2 38,06 4
Kväve i luften: nN2=3,76*O2 143,10 143,10 5
Teoretisk torr luft:naod 181,15 6
Fuktinnehåll i luft:Φ*naod 4,0 4,04 7
Total teoretiskt luft: nao 185,19 8
Teoretisk mängd rökgaser:go 214,32 55,16 14,73 144,43 0,00 9
Teoretisk torra rökgasers:god 159,17
Syrgas i rökgaser 1,7 1,71 10
Kväve i rökgaser 6,4 6,44
Fukthalt i rökgaser 0,2 0,18
Total rökgas 222,66 55,34 14,73 150,87 0,00 1,71 11
Sammanfattning Förbränning av 1 Nm3 Koksgas
mol/
Nm3
Nm3/ Nm3
Teoretisk torr luft: naod 181,2 4,06 12 Teoretiskt fuktig luft: nao 185,2 4,15
Total torr luft:nad 189,3 4,24
Total luft:na 193,5 4,34
Teoretisk mängd rökgaser:go 214,3 4,80 Teoretisk torra rökgaser:god 159,2 3,57 Totalt rökgaser gas:g 222,7 4,99
Total torra rökgaser:gd 167,3 3,75
Rökgassammansättning vol. %
% torr RG % fuktig RG
CO2 8,80 6,62
H2O - 24,85
N2 90,17 67,76
SO2 0,00 0,00
O2 1,02 0,77
100 100
Förbränning av 1 MJ bränsle
Bränsle 0,059 Nm3 13 Luft 0,257 Nm3 14 Rökgas 0,296 Nm3 15
Förbränning av 1 Nm3 Naturgas
Luftfaktor, λ 1,045 1 Fuktighet,t luft,Φ 0,0223 2
Ämne
M [kg/kmol]
Vol.
% mol/Nm3
O2
[mol/Nm3] H2O CO2 N2 SO2 O2
CO 28,01 0 0,0 - 0,00 CO2 44,01 0 0,0 - 0,00 3 N2 28,01 1,0 0,45 - 0,45 H2 2,02 0 0,0 - CH4 16,04 92,0 41,07 82,14 82,14 41,07 C2H6 30,06 6,0 2,68 9,37 8,04 5,36 C6H6 78,12 1,0 0,45 3,35 1,34 2,68
O2 32 0 0,0 0,00
Fukt 18,02 0 0,0 0,00
100 ∑O2 94,86 4
Kväve i luften: nN2=3,76*O2 356,69 356,69 5 Teoretisk torr luft:naod 451,55 6 Fuktinnehåll i luft:Φ*naod 10,1 10,07 7 Total teoretiskt luft: nao 461,63 8
Teoretisk mängd rökgaser:go 507,83 101,59 49,11 357,14 0,00 9 Teoretisk torra rökgasers:god 406,24
Syrgas i rökgaser 4,3 4,27 10 Kväve i rökgaser 16,1 16,05 Fukthalt i rökgaser 0,5 0,45 Total rökgas 528,60 102,04 49,11 373,19 0,00 4,27 11
Sammanfattning förbränning av 1 Nm3 Naturgas
mol/
Nm3
Nm3/ Nm3
Teoretisk torr luft: naod 451,6 10,12 12 Teoretiskt fuktig luft: nao 461,6 10,34
Total torr luft:nad 471,9 10,57
Total luft:na 482,4 10,81
Teoretisk mängd rökgaser:go 507,8 11,38 Teoretisk torra rökgaser:god 406,2 9,10 Totalt rökgaser gas:g 528,6 11,84
Total torra rökgaser:gd 426,6 9,56
Rökgassammansättning vol. %
% torr RG % fuktig RG CO2 11,51 9,29
H2O - 19,30
N2 87,49 70,60
SO2 0,00 0,00
O2 1,00 0,81
100 100
Förbränning 1 MJ bränsle
Bränsle 0,026 Nm3 Luft 0,281 Nm3 Rökgas 0,308 Nm3
Bilaga E. Sammanfattning förbränningsberäkningar
Bränslemängd, luft- och rökgasflöden samt rökgassammansättning är kända från förbränningsberäkningarna. För respektive bränsleeffekt i Fall 1 och 2 kan nödvändiga bränsle- och luftmängder samt bildad rökgas bestämmas. Tabell 20 sammanfattar beräkningarna för varje enskilt bränsle.
Tabell 20. Sammanfattning av förbränningsberäkningar för respektive bränsle.
OLJA Komposition vol. %
Värmevärde 42,6 MJ/kg Effekt 50 MW Torr Våt
Bränslebehov 1,17 Nm3/s CO2 14,52 12,59
För 1 MW Luftbehov 14,25 Nm3/s H2O - 13,29
Luft 0,285 Nm3/s Rökgaser 15,10 Nm3/s N2 84,11 72,93
Rökgas 0,302 Nm3/s SO2 0,01 0,00
O2 1,37 1,18
NATURGAS Komposition vol. %
Värmevärde 38,42 MJ/Nm3 Effekt 50 MW Torr Våt
Bränslebehov 1,3 Nm3/s CO2 11,51 9,29
För 1 MW Luftbehov 14,1 Nm3/s H2O - 19,30
Luft 0,281 Nm3/s Rökgaser 15,4 Nm3/s N2 87,49 70,60
Rökgas 0,308 Nm3/s SO2 0,00 0,00
O2 1,00 0,81
BLANDGAS Komposition vol. %
Värmevärde 3,54 MJ/Nm3 Effekt 250 MW Torr Våt
Bränslebehov 70,6 Nm3/s CO2 30,74 28,36
För 1 MW Luftbehov 52,3 Nm3/s H2O - 7,73
Luft 0,209 Nm3/s Rökgaser 113,3 Nm3/s N2 68,82 63,50
Rökgas 0,453 Nm3/s SO2 0,00 0,00
O2 0,44 0,41
KOKGAS Komposition vol. %
Värmevärde 16,84 MJ/Nm3 Effekt 72 MW Torr Våt
Bränslebehov 4,276 Nm3/s CO2 8,80 6,62
För 1 MW Luftbehov 18,50 Nm3/s H2O - 24,85
Luft 0,257 Nm3/s Rökgaser 20,72 Nm3/s N2 90,17 67,76
Rökgas 0,296 Nm3/s SO2 0,00 0,00
O2 1,02 0,77
Då mängden bildad rökgas för respektive bränsle är beräknad kan sammansättningen för rökgasen bestämmas med hjälp av ekv(23). Resultatet ses i Tabell 9 och Tabell 10.
Bilaga F. Korrosionsberäkningar
För naturgas är SO2 halten i mg/MJ enkelt att beräkna genom att dividera total
För naturgas är SO2 halten i mg/MJ enkelt att beräkna genom att dividera total