Elektrobränsle via svartlutsförgasning Teknoekonomisk analys av implementering av elektrolysör i biometanolproduktion

Elektrobränsle via svartlutsförgasning

Teknoekonomisk analys av implementering av elektrolysör i

biometanolproduktion

Joel Weddig

Civilingenjör, Hållbar energiteknik 2017

Luleå tekniska universitet

Sammanfattning

Med mer och billigare f¨ornybar, intermittent el p˚a marknaden har intresset f¨or elektrobr¨ansle ¨okat. I denna studie utv¨arderas tekno-ekonomiskt om elektrobr¨ ansle-koncept kan vara f¨ordelaktigt att implementera i en f¨orgasningsanl¨aggning f¨or svartlut med nedstr¨oms metanolsyntes. Detta g¨ors genom j¨amf¨orelse av tre m¨ojliga integreringsalternativ:

1. Basfallet, att inte implementera n˚agon elektrolys¨or.

2. Att implementera elektrolys¨or f¨or att tillgodose v¨atgasunderskottet f¨or metanol-syntes fr˚an kolmonoxid och d¨armed eliminera behovet av CO-shift.

3. Att implementera elektrolys¨or f¨or att f¨orse f¨orgasare med syrgas, kompensera v¨atgasunderskottet f¨or metanolsyntesen fr˚an kolmonoxid och samtidigt konver-tera koldioxid till metanol. Genom detta elimineras behovet av b˚ade CO-shift och luftseparationsanl¨aggning.

F¨or att utv¨ardera de olika fallen har en statisk modell som utg˚ar fr˚an f¨ orgasnings-simuleringar konstruerats. Modellen har sedan kompletterats med v¨atgas och syr-gas fr˚an elektrolys¨or. Energi- och massbalanser har sedan legat till grund f¨or di-mensionering av processutrustning. En f¨orgasningsanl¨aggning p˚a 500 ton svart-lut torrsubstans per dygn har varit basen samt r˚avarupriser f¨or biomassa p˚a 0,2 kr/kWh och elpriser p˚a 0,25 kr/kWh. F¨or att f˚a fram relevant data f¨or elektro-lys¨oren har det tagits in offerter fr˚an tillverkare och diskussioner via telefon har f¨orts f¨or genomg˚ang av offert f¨or att hitta den b¨asta l¨osningen.

Resultaten fr˚an den tekno-ekonomiska analysen presenteras som ett n¨odv¨andigt f¨ors¨aljningspris (NFP) f¨or den producerade metanolen. Detta ¨ar framtaget utifr˚an en internr¨anta p˚a 10% och en ekonomisk livsl¨angd p˚a 20 ˚ar. Resultaten visar att d˚a det inte implementeras n˚agon elektrolys¨or blir NFP 1,15 kr/kWh. Med implemen-terad elektrolys¨or f¨or att tillgodose v¨atgasunderskottet f˚as en produktions¨okning p˚a 30% j¨amf¨ort med basfallet och ett NFP p˚a 1,12 kr/kWh. N¨ar elektrolys¨oren dimensioneras mot syrgasbehovet f˚as en produktions¨okning p˚a 100% och ett NFP p˚a 0,98 kr/kWh. Detta kan j¨amf¨oras med energipriser p˚a fossil metanol p˚a 0,78 kr/kWh, skattefri bensin p˚a 0,54 kr/kWh och vid pump 1,57 kr/kWh.

Abstract

With more and cheaper intermittent renewable electricity on the market, the inte-rest in electro fuels is increasing. In this study, the techno economic performance of implementing electro fuel concept to a black liquor gasification plant with methanol synthesis is evaluated. This is done by studying three different ways of integration:

1. The base case, by not implementing an electrolyzer.

2. By implementing the electrolyzer to cover the deficit of hydrogen for synthesis of the carbon monoxide and thereby eliminate the need of CO-shift.

3. By implementing the electrolyzer to cover all the oxygen demand to the gasifier, compensate the deficit of hydrogen for synthesis of carbon monoxide while also converting carbon dioxide to methanol. This eliminates the need of CO-shift and air separation unit.

To be able to evaluate the different cases, a static model that is based on ga-sification simulations was constructed. The model was then supplemented with hydrogen and oxygen from the electrolyzer. Energy and mass balances was then the base for dimensioning of the process equipment. A gasification plant of 500 tonnes ds/day has been the base in the evaluation as well as pricing for biomass on 0.2 kr/kWh and electricity on 0,25 kr/kWh. To extract relevant data, offers from manufactures have been requested and discussions regarding the offers have been held to find the best solution for implementation.

The results from the techno economic evaluation are presented as the required selling price of the produced methanol. This is done on the condition of an inter-nal rate of return on 10% and a lifetime of 20 years. The results of the study show that if no electrolyzer is used, the required selling price is 1,15 kr/kWh. With implemented electrolyzer to cover the deficit of hydrogen there is a production increase on 30% and a required selling price of 1,12 kr/kWh. When the electro-lyzer is built to cover all the oxygen demand there is a production increase of 100% compared to the case without electrolyzer and with a required selling price of 0,98 kr/kWh. This can be compared to the energy price of fossil methanol on 0,78 kr/kWh and the market price of gasoline, 0,54 kr/kWh and at the pump in Sweden, 1,57 kr/kWh.

F¨

orord

Inneh˚

all

1 Inledning 1

1.1 F¨orgasning med metanolsyntes . . . 1

1.2 Syfte och m˚al . . . 2

1.3 Fr˚agest¨allningar . . . 2

1.4 Avgr¨ansningar . . . 3

2 Metod 4 2.1 Fallstudier . . . 4

2.2 Modell f¨or implementering av elektrolys¨or . . . 5

2.2.1 F¨orgasning . . . 6

2.2.2 Gasbehandling och metanolsyntes . . . 7

2.2.3 Energi- och effektivitetsber¨akningar . . . 8

2.3 Teknisk och ekonomisk datainsamling f¨or elektrolys¨orer . . . 9

2.4 Ekonomiska ber¨akningar . . . 9

2.4.1 Investeringskostnader . . . 10 2.4.2 R¨orliga kostnader . . . 11 2.4.3 Int¨akter . . . 11 2.4.4 K¨anslighetsanalys . . . 12 3 Litteraturstudie 12 3.1 Elektrobr¨anslen . . . 13

3.1.1 Elektrobr¨ansle fr˚an biomassa . . . 14

3.2 Elektrolystekniker . . . 15

3.2.1 Alkalisk . . . 16

3.2.2 PEM . . . 17

3.2.3 SOEC . . . 17

4 Svar fr˚an offertf¨orfr˚agan 20 4.1 Trycksatt alkalisk elektrolys¨or . . . 20

4.2 Atmosf¨arisk alkalisk elektrolys¨or . . . 20

4.3 PEM . . . 20 5 Resultat 21 5.1 Val av elektrolys¨or . . . 21 5.2 Processfl¨ode . . . 22 5.3 Ekonomi . . . 24 5.3.1 Investeringskostnad . . . 24 5.3.2 R¨orlig kostnad . . . 25

5.3.3 N¨odv¨andigt f¨ors¨aljningspris . . . 26

5.3.4 K¨anslighetsanalys . . . 27

6 Diskussion 31 6.1 Fortsatt arbete . . . 33

7 Slutsats 33

Beteckningar

K Kostnad kr

V Referensv¨arde kr

CEP CI Chemical engeneering plant cost index −

f Skalningsfaktor −

H Entalpi kJ/kg

T Temperatur K

Cp V¨armekapacitet kJ/kg, K

G Gibbs fria energi kJ/kg

Q Effekt kJ/kg

G Entropi kJ/kg

η Verkningsgrad −

˙

m Massfl¨ode kg/s

HHV H¨ogt v¨armev¨arde kJ/kg, K

F¨

orkortningar

ASU Air separation unit (Luftseparationsanl¨aggning) N F P N¨odv¨andigt f¨ors¨aljningspris

SL Svartlut

ts Torrsubstans SF Svavelfritt

LHV Lower heating value (L˚agt v¨armev¨arde) HHV Higher heating value (H¨ogt v¨armev¨arde) OP EX Operating expense (Operativa kostnader) CAP EX Capital expense (Investeringskostnader) IT ˚Anga Intermittent tryck, 30 bar

1

Inledning

Vid LTU Green Fuels i Pite˚a, tidigare Chemrec, har det l¨ange bedrivits forskning och utveckling p˚a f¨orgasning av svartlut fr˚an massabruk. 2004 p˚ab¨orjades bygget av den senaste versionen av svartlutsf¨orgasare med en br¨ansleeffekt p˚a 3MW, till en b¨orjan var tanken att den producerade syntesgasen skulle br¨annas i gasturbin f¨or elkraftproduktion. Intresset f¨or biodrivmedelsproduktion har sedan 2000 ¨okat och tekniken ¨ar ¨aven l¨ampad f¨or detta. Inom EU:s FP7 och projektet Bio DME byggdes under ˚aren 2009-2010 en syntesanl¨aggning f¨or produktion av metanol och vidare konvertering till DME (dimetyleter). F¨orgasningsanl¨aggningen har visat go-da resultat och varit i drift ¨over 25 000 timmar (Jafri, Furusj¨o, Kirtania & Gebart, 2016). ¨Aven fast tekniken har visat sig vara ett moget och v¨aldemonstrerat kon-cept har det inte anammats av industrin.

Nu utv¨arderas m¨ojligheten att implementera en elektrolys¨or till det befintliga kon-ceptet f¨or att ¨oka m¨angden producerad metanol fr˚an samma m¨angd biomassa. D˚a det ¨ar ett stort steg f¨or industrin att g˚a fr˚an bepr¨ovad teknik d¨ar svartluten eldas i en traditionell sodapanna till f¨orgasning, g¨ors studien p˚a en del av svartlutsfl¨odet. Om en anl¨aggning p˚a delfl¨odet skulle kunna g¨oras l¨onsam skulle det inneb¨ara ett l¨attare steg f¨or kommersialisering av f¨orgasningstekniken. Om detta ¨ar m¨ojligt skulle anl¨aggningen ¨aven vara gynnsam f¨or massabruket d˚a sodapannan som oftast ¨

ar flaskhalsen, avlastas.

1.1

F¨

orgasning med metanolsyntes

Svartlut ¨ar en stor energistr¨om fr˚an massaindustrin som i dagsl¨aget till st¨orsta del f¨orbr¨anns f¨or kemikalie˚atervinning, elkraft och ˚angproduktion. I Sverige uppg˚ar den totala m¨angden svartlut till ca 40 TWh per ˚ar som kan j¨amf¨oras med Sveriges anv¨andning av fossila br¨anslen i transportsektorn p˚a 90 TWh per ˚ar (Energimyndigheten, 2017). Detta kombinerat med l˚aga elpriser fr˚an f¨ornybara k¨allor g¨or det intressant med elektrobr¨anslen via f¨orgasning av svartlut.

Produktion av biometanol har bevisats p˚a pilotskala och ¨ar en bra metod f¨or f¨or¨adling av svartlut. Processen kan delas in i tre huvuddelar, f¨orgasning, gasbehandling och metanolframst¨allning (syntes och destillation). Vidare f¨oljer ¨

aven eventuell upparbetning och lagring. F¨orgasningen sker med svartlut fr˚an massaindustrin och syrgas fr˚an en luftseparationsanl¨aggning (ASU). Ut fr˚an f¨orgasaren f˚as tv˚a massfl¨oden, gr¨onlut inneh˚allande kemikalierna fr˚an svartluten l¨osta i vatten som skickas tillbaka till massabruket samt den resulterande syntes-gasen som ¨ar m¨attad med vatten˚anga. Gasen har en kvot H2/CO p˚a ca 1,3 vilket

¨

genom kylning. Processen beskrivs mer i detalj i avsnitt 2.2

I gasbehandlingen justeras kvoten H2/CO med s˚a kallad CO-shift, det vill

s¨aga att konvertera kolmonoxid till v¨atgas genom tillf¨orsel av ˚anga. Detta medf¨or att m¨angden kolmonoxid tillg¨anglig f¨or metanolsyntes minskas. H¨ar avl¨agsnas ocks˚a o¨onskade gaser som koldioxid, bensen (C6H6), svavelv¨ate (H2S) och

karbo-nylsulfid (COS).

I sista steget som ¨ar metanolframst¨allningen sker metanolsyntes och destil-lation. Syntesen sker till st¨orst del genom konvertering av kolmonoxid, men ¨aven mindre m¨angd koldioxid syntetiseras. Destillationen g¨ors f¨or att uppn˚a ¨onskad renhet p˚a slutprodukten.

Ett alternativ till CO-shiften ¨ar att tillf¨ora v¨atgas fr˚an extern k¨alla. I den-na studien unders¨oks implementering av ett elektrobr¨anslekoncept, att producera v¨atgas fr˚an elektrolys av vatten. Syrgasen som i dagsl¨aget kommer fr˚an ASU kan ers¨attas med syrgas fr˚an elektrolys¨or, i denna studie utv¨arderas ¨aven konvertering av st¨orre m¨angder koldioxid till metanol i syntesreaktorn.

1.2

Syfte och m˚

al

Syftet med examensarbetet ¨ar att modellera och tekno-ekonomiskt utv¨ardera totalekonomin f¨or en f¨orgasningsanl¨aggning med metanolsyntes genom implemen-tering av elektrolys¨or, med h¨ansyn till dagens b¨asta teknikkoncept.

M˚alet ¨ar att utv¨ardera hur en implementering av elektrolys¨or p˚averkar pro-duktionsvillkoren f¨or biometanol, genom att utv¨ardera f¨oljande:

• Vilken elektrolysteknik som ¨ar mest l¨amplig f¨or v¨atgas- och syrgasproduktion till en storskalig f¨orgasningsanl¨aggning med metanolsyntes.

• Hur en elektrolys¨or kan p˚averka ekonomin i en storskalig f¨orgasningsanl¨aggning med metanolsyntes.

• Analysera hur f¨or¨andringar p˚a el- och biobr¨anslepriser p˚averkar det n¨odv¨andiga f¨ors¨aljningspriset (NFP) f¨or den producerade metanolen.

1.3

Fr˚

agest¨

allningar

• Hur skiljer sig kostnad och verkningsgrad mellan de olika teknikerna? • Vilken teknik l¨ampar sig b¨ast f¨or implementering?

Elektrolys¨oren ¨ar t¨ankt att ta bort behovet av CO-shift vilket d˚a leder till att denna inte beh¨ovs i uppbyggnaden av anl¨aggningen. Implementeringen kommer ¨oka de r¨orliga kostnaderna eftersom elektrolys¨oren konsumerar stora m¨angder el. Samtidig ¨

okas m¨angden metanol som kan produceras vilket leder till st¨orre int¨akter.

• Hur mycket mer metanol kommer att kunna produceras d˚a v¨atgas fr˚an elekt-rolys¨oren finns i den m¨angd att CO-shiften kan avskaffas?

• Vid vilket elpris blir det ekonomisk mer l¨onsamt att anv¨anda elektrolys¨or framf¨or CO-shift?

Syrgas beh¨ovs till f¨orgasaren och v¨atgasen f¨or att justera kvoten H2/CO i

syn-tesgasen. ¨Overskottet av v¨atgas d˚a elektrolys¨oren dimensioneras f¨or att t¨acka syr-gasbehovet, skulle kunna konvertera koldioxid till metanol och ¨oka produktionen ytterligare.

• Hur mycket mer metanol produceras j¨amf¨ort med basfallet n¨ar all syrgas produceras fr˚an elektrolys¨oren?

• Vid vilket elpris blir det mer l¨onsamt att anv¨anda elektrolys¨or att f¨orse f¨orgasaren med syrgas, ist¨allet f¨or ASU?

1.4

Avgr¨

ansningar

Denna studie ¨ar avgr¨ansad till att:

• Endast behandla produktion av metanol, utan att utv¨ardera m¨ojligheter till att uppgradera till bensin eller dieselbr¨ansle.

• Behandla data fr˚an simulering av f¨orgasning och tidigare simuleringar av ˚angf¨orbrukning f¨or gasbehandlingen och metanolframst¨allning.

2

Metod

En litteraturstudie genomf¨ordes f¨or att skapa en inblick i elektrobr¨anslen, dels generellt men ¨aven specifikt f¨or elektrobr¨anslen kopplat till biomassa. ¨Aven olika elektrolystekniker studerades. F¨or att ta fram underlag till offertf¨orfr˚agan konstruerades en modell f¨or fallet utan elektrolys¨or, med modellen togs det fram underlag till offertf¨orfr˚agan som skrevs och skickades ut till leverant¨orer. Utifr˚an vald elektrolysteknik har processmodellerna f¨or mass- och energibalanser konstruerats f¨or utv¨ardering av processens prestanda. Slutligen utf¨ordes en tekno-ekonomisk studie d¨ar det n¨odv¨andiga f¨ors¨aljningspriset (NFP) f¨or den producerade metanolen togs fram.

2.1

Fallstudier

F¨or att utv¨ardera hur implementering av elektrolys¨or p˚a b¨asta s¨att kan gynna f¨orgasningsprocessen studerades tre olika fall, figur 1.

1. Basfallet, utan att elektrolys¨or implementerades, ¨onskat H2/CO f¨orh˚allande

erh¨olls som tidigare genom CO-shift.

2. Elektrolys¨oren dimensionerades f¨or att endast ers¨atta CO-shiften och p˚a s˚a vis uppn˚a H2/CO=2.

Figur 1: Blockschema ¨over de tre studerade fallen. I fall 1, ingen elektrolys¨or, i fall 2, b˚ade elektrolys¨or och ASU. I fall 3, ingen ASU.

2.2

Modell f¨

or implementering av elektrolys¨

or

F¨orst konstruerades en modell f¨or fall 1, figur 1. Denna modell komplette-rades sedan med en v¨atgasstr¨om fr˚an elektrolys¨or. Modellen har m¨ojlighet till uppskalning med ¨okad m¨angd br¨ansletillf¨orsel. Processen utv¨arderades f¨or en anl¨aggningsstorlek p˚a 500 ton svartlut torrsubstans per dygn (ton SL,ts/dygn). Detta skulle inneb¨ara en storskalig f¨orgasare som tar en delstr¨om av massabrukets totala svartlut. D¨armed f˚as en m¨ojlighet till teknik¨overg˚ang fr˚an sodapanna till svartlutsf¨orgasning.

2.2.1 F¨orgasning

Till f¨orgasaren f¨ordes svartlut och syrgas, svartluten hade komposition enligt tabell 1, sammans¨attningen i svartluten har uppm¨atts vid pilotanl¨aggningen (Jafri m. fl., 2016), men kan variera konstant b˚ade i fukthalt och i m¨angd lut. Den presenterade svartluten antogs vara en bra approximation av verkligheten. Syrgasens tryck in till reaktorn antogs vara 40 bar f¨or att m¨ojligg¨ora reglering och tryckfall till reaktorn. Energin i svartluten presenteras som svavelfritt h¨ogt v¨armev¨arde (SF-HHV). Tabell 1: Sammans¨attning svartlut p˚a torr basis in till f¨orgasare, (Jafri m. fl., 2016).

Svartlut Torrsubstans 72,5% SF-HHV (MJ/kg) 10,16

Sammans¨attning %-vikt mol/kgsvartlut

C 27,5 16,61 H2 3,75 13,46 O2 39,35 8,92 N2 0,07 0,02 S 6,2 1,40 N a 19,85 6,26 K 3,12 0,58 Cl 0,16 0,03

Tabell 2: Sammans¨attning syntesgas p˚a torr basis ut fr˚an f¨orgasaren. Syntesgas

SF-HHV (MJ/kg) 8,69 Torr Sammans¨attning %-mol

CO 28,7 H2 37,9 CO2 30,2 H2S 1,7 CH4 1,0 N2 0,5

F¨orh˚allandet H2/CO=1,32 och m¨angden syrgas anv¨andes f¨or att dimensionera

elektrolys¨oren.

2.2.2 Gasbehandling och metanolsyntes

Efter f¨orgasaren behandlades syntesgasen f¨or att m¨ojligg¨ora metanolsyntes. Stegen bestod av rening av bensen genom kolfilter, CO-shift f¨or att kompensera kvoten H2/CO (fall 1), en skrubber f¨or att avl¨agsna koldioxid och svavelv¨ate, slutligen

¨

aven en ZnO-b¨add f¨or att reducera ner svavelv¨ate- och karbonylsulfidniv˚aerna yt-terligare. CO-shiften fungerar genom att tillf¨ora h¨ogtempererad ˚anga i en reaktor, H2O + CO *) CO2+ H2 ∆H = −41kJ/mol. (1)

Reaktionen ¨ar exoterm men CO-shiften var ¨and˚a en f¨orbrukare av ˚anga d˚a det kr¨avdes uppv¨armning av syntesgasen och den ˚atervunna v¨armen var vid l˚ag temperatur.

Slutsteget i processen var konverteringen till metanol. I fall 1 och 2 var detta huvudsakligen genom konvertering av CO genom

CO + 2H2 *) CH3OH ∆H = −41kJ/mol (2)

och en liten m¨angd CO2,

CO2+ 3H2 *) CH3OH + H2O ∆H = −91kJ/mol. (3)

I fall 3 konverterades ¨aven stora m¨angder CO2, detta antogs g¨oras tillsammans med

2.2.3 Energi- och effektivitetsber¨akningar

In till f¨orgasaren kom energi i form av svartlut, denna delades upp i tv˚a str¨ommar ut fr˚an reaktorn. Gr¨onlut l¨amnade reaktorn vid 150◦ C, inneh˚allande kemisk energi lagrad i kokkemikalier. Energin i gr¨onluten som skickades tillbaka till massabruket subtraherades bort fr˚an ¨ovrig energi och SF-HHV anv¨andes. Syntesgasen l¨amnade f¨orgasaren med kemisk energi, men ocks˚a inneh˚allande betydande m¨angd v¨arme att kyla bort d˚a den i detta l¨aget var m¨attad med ˚anga vid en temperatur p˚a 220◦ C. Kylningen delades upp i tre steg. F¨orsta steget, att producera mellantrycks˚anga (MT) vid 10 bar tryck, andra steget att producera l˚agtrycks˚anga (LT) 4,5 bar. Sista steget, en kylning ner till 40◦C f¨or att erh˚alla en torr gas innan gasbehandlingen.

F¨or att uppskatta ¨ovrig ˚angproduktion och ˚angf¨orbrukning anv¨andes tidiga-re simuleringar p˚a liknande koncept. ˚Angsystemet var uppdelat i tre tryckniv˚aer, LT 4,5 bar(a), MT 10 bar(a) samt intermittenttryck 30 bar(a) (IT). Produktionen, f¨orbrukningen och dess skalningsparameter kan avl¨asas i tabell 3.

Tabell 3: F¨orbrukning och produktion av ˚anga f¨or gaskylning, gasbehandling, syn-tes och destillation. Negativa v¨arden indikerar f¨orbrukning, positiva v¨arden indi-kerar produktion.

Enhet Skalningsparameter LT MT IT

Gaskylning kJ/kgSL 777 2470

-CO-shift kJ/molCO→H2 65 - -87

Skrubber kJ/kgsyntesgas -235 -127

-Metanolsyntes, CO kJ/molCO - - 85

Metanolsyntes CO2 kJ/molCO2 - - 46

Destillation kJ/molCH3OH -23 -70

-Vid implementering av elektrolys¨or f¨or¨andrades elanv¨andningen f¨or alla kom-ponenter. F¨or elektrolys¨or, kompressorernas och ASU analyserades skillnaden i elbehov. Elen till kompressorerna beror p˚a f¨or¨andrade massfl¨oden och f¨or¨andrade kompressionsf¨orh˚allande. Elbehovet f¨or ASU ¨ar satt till 0,5kWh/kg (Alsultanny & Al-Shammari, 2014)

Totalverkningsgraden f¨or anl¨aggningen utv¨arderades baseras p˚a SF-HHV f¨or svartluten, elanv¨andningen f¨or huvudkomponenter, energi i s˚ald ˚anga samt h¨ogt v¨arme-v¨arde (HHV) f¨or metanol enligt ekvation (4).

ηtotal =

Q˙anga+ HHVCH3OH × ˙mCH3OH SF -HHVSL× ˙mSL+ Qel

¨

Aven verkningsgraden f¨or den ¨okade elanv¨andningen utv¨arderas genom att j¨amf¨ora ¨

okningen i elenergi med ¨okningen i producerad metanol och ˚anga med fall 1 som referens.

ηel =

HHVCH3OH × ∆( ˙mCH3OH) + ∆Q˙anga ∆Qel

(5)

2.3

Teknisk och ekonomisk datainsamling f¨

or

elektro-lys¨

orer

Den tekniska datainsamlingen f¨or att hitta m¨ojliga leverant¨orer av elektrolys¨orer har delats in alkaliska och proton exchange membrane (PEM). Solid oxide electrolysis cell (SOEC) hade inte tillr¨ackligt h¨og teknikmognadsgrad och d¨arav fanns det inte tillr¨ackligt stora enheter f¨or att klara produktionen, tekniken finns beskriven i 3.2.3. Oavsett om det ¨ar PEM eller alkalisk teknik som implementeras best˚ar anl¨aggningen av flera enheter som kopplas parallellt. F¨or att vidare avg¨ora vilka leverant¨orer som det gick vidare med analyserades verkningsgrad, pris, markytan p˚a anl¨aggningen och andra implementeringsf¨ordelar. S˚a som levererat tryck och m¨ojlighet att ta till vara p˚a syrgas.

Tekniskt underlag till f¨orfr˚agning om offert togs fram med hj¨alp av model-len framtagen f¨or fall 1. Fr˚an denna anpassades gasfl¨oden fr˚an elektrolys¨oren f¨or att i fall 2 kompensera f¨or v¨atgasunderskottet och i fall 3 leverera det ¨onskade syrgasbehovet.

H¨arifr˚an togs kontakt med tillverkare med f¨orfr˚agan om offert som specifi-cerar krav p˚a elektrolys¨oren, f¨ortydligar vad som levereras och vad som m˚aste ordnas externt. Exempel p˚a f¨orfr˚agan som skickades ut kan ses i bilaga 1. F¨orfr˚agan skickades ut f¨or b˚ade anl¨aggning p˚a 60 MWel (storskalig) och 2 MWel

(pilotanl¨aggningen).

Vad g¨aller pris, ombads det att levereras som ett totalpris p˚a de huvud-sakliga komponenterna, transformator, likriktare, st¨allverk, elektrolys¨or samt kompression till 40 bar p˚a b˚ade v¨atgas och syrgas. Processvatten antogs h¨amtas fr˚an massabruket intill.

2.4

Ekonomiska ber¨

akningar

10% internr¨anta vid 20 ˚ars ekonomisk livsl¨angd. Detta togs fram genom nuv¨ ardes-tabell, se bilaga 4.

2.4.1 Investeringskostnader

Investeringskostnaderna h¨amtades fr˚an litteratur och fr˚an tillverkare. Kostnaderna skalades om till ¨onskad storlek via en skalningsfaktor, ett referensv¨arde och en installationsfaktor som ¨ar kostnaden f¨or att installera delsystemet, baserat p˚a del av investeringskostnaden. Anv¨anda v¨arden presenteras i tabell 4. (Andersson m. fl., 2014) K = Kref V Vref f × F (6)

D¨ar K indikerar kostnad, V, referensv¨ardet f, skalningsfaktorn och F, installations-faktorn. De korrigeras ¨aven till dagens v¨arde genom chemical engineering plant cost index (CEPCI)

K = Kref

CEP CI CEP CIref

Tabell 4: Investeringskostnad f¨or delsystem i konceptet elektrobr¨ansle via f¨orgasning. (Andersson m. fl., 2014) Enhet Skalparameter Referens-kostnad 2015 (Mkr) Referens-storlek Skalfaktor Instalations-faktor F¨orgasare med

gaskylning Ton BL/dygn 818 3420 0,7 1,1 ASU Ton O2/dygn 418 1001 0,85 1,3 CO-shift kg/s torr gasfl¨ode 84 37 0,7 1,1 CO2 sep kg/s torr gasfl¨ode 253 37 0,7 1,1 Metanolsyntes

och destillation ton CH3OH/dygn 578 1183 0,7 1,1

Gaspanna MWth 374 355 0,7 1,49

Elektrolys¨or MW 323 60 0,7 1,1 kompressor,

syrgas MW el elektrolys¨or 20 60 0,7 1,1

2.4.2 R¨orliga kostnader

De r¨orliga kostnaderna utgjordes av br¨anslekostnader samt drift- och underh˚ alls-kostnader. Den ˚arliga Kostnaden f¨or drift och underh˚all baseras p˚a den totala investeringskostnaden p˚a anl¨aggningen. Kostnaderna var satta till 4% av den totala investeringskostnaden f¨or anl¨aggningen exkluderat elektrolys¨oren, baserat p˚a (Andersson m. fl., 2014) och 1% av kostnaden av elektrolys¨oren, baserat p˚a kontakt med leverant¨or.

Biobr¨anslepriset l˚ag till grund f¨or b˚ade ink¨opspris av svartlut och int¨akter fr˚an ˚anga. Priset sattes till 0,2 kr/kWh vilket ¨ar en prisniv˚a j¨amf¨orbar med tr¨aflis (Energimyndigheten, 2017). Elpriset sattes till 0,25 kr/kWh med antagandet att anl¨aggningen placeras i norra Sverige, dels baserat p˚a spotpriser i elomr˚ade SE1 2017 (NORDPOOLSPOT, 2017), men ¨aven baserat p˚a leverant¨orers erfarenheter kring fasta elpriser f¨or industri.

2.4.3 Int¨akter ˚

Anga v¨arderades med biobr¨anslepriset d˚a det inte g¨ors en fullst¨andig integration med massabruket. Eftersom bruket tappar potentiell ˚angproduktion n¨ar svartluten inte f¨orbr¨anns antas de vara i behov av ˚anga. Priset p˚a ˚anga uppskattades via en pannverkningsgrad p˚a 96%. Fr˚an v¨ardet uppskattades IP- ˚anga till 20% ¨over, MP ˚anga till 10% ¨over och LP till det aktuella priset. ˚Angan uppskattades olika d˚a

Det n¨odv¨andiga f¨ors¨aljningspriset (NFP) p˚a den producerade metanolen var den avg¨orande parametern f¨or utv¨ardering av anl¨aggningen och har d¨armed inte ett fast v¨arde. NFP tas ist¨allet fram s˚a att internr¨antan ¨ar 10% vid 20 ˚ars ekonomisk livsl¨angd. Priset kan ¨aven liknas vid produktionskostnad.

2.4.4 K¨anslighetsanalys

Priser f¨or br¨ansle och el varierar st¨andigt, det finns os¨akerheter kring kostna-der kopplat till investering, drift och unkostna-derh˚all. Det finns ocks˚a variationer och os¨akerhet i drift och design. F¨or att unders¨oka detta gjordes en k¨anslighetsanalys p˚a utvalda parametrar. Detta gjordes med en variation p˚a +/- 30%. De ing˚aende parametrarna ¨ar,

• Operativa kostnader f¨or elektrolys¨oren • Anl¨aggningens totala investeringskostnad • Underh˚allskostnader

• M¨angden syrgas till f¨orgasare • Internr¨anta

• Biobr¨anslepris • Elpris

Ut¨over den grundl¨aggande k¨anslighetsanalysen utv¨arderades ¨aven hur NFP f¨or¨andras vid ut¨okning av anl¨aggningsstorlek fr˚an 500 ton SL,ts/dygn (59 MWSF −HHV) upp till 3500 ton SL,ts/dygn (412 MWSF −HHV), d¨ar 500 ton

motsvarar en anl¨aggningsstorlek d¨ar endast en delm¨angd av den totala svartluten tas ut, medan 3500 ton motsvarar en storskalig anl¨aggning d¨ar sodapannan helt ers¨atts med svartlutsf¨orgasare.

F¨or att avg¨ora vid vilket elpris som det blir f¨ordelaktigt att implementera elektrolys¨or gjordes ¨aven en djupare studie p˚a hur NFP f¨or¨andras med varierande energipriser, b˚ade ¨okande och minskande.

3

Litteraturstudie

konvertera elektricitet till br¨anslen, s˚a kallade elektrobr¨anslen. Dessa g˚ar ¨aven under flera andra namn, exempelvis syntetiska br¨anslen och e-br¨anslen. Power to gas anv¨ands ofta f¨or att ben¨amna konvertering till antingen v¨atgas eller metan. Power to liquid kan ben¨amna de metoder d¨ar slutprodukten ¨ar ett flytande br¨anslen, oftast metanol men ¨aven bensin eller diesel.

Litteraturstudien behandlar allm¨ant om elektrobr¨anslen, hur elektrobr¨anslen kan kopplas till biomassa samt allm¨ant om elektrolysteknikerna, alkalisk elektrolys, PEM och SOEC.

3.1

Elektrobr¨

anslen

Det finns m˚anga alternativ f¨or hur elektrobr¨anslen ska produceras, men gemensamt f¨or alla ¨ar v¨atgas som produceras fr˚an elektricitet genom elektrolys. Mer om tekni-ker finns att l¨asa i avsnitt 3.2. V¨atgasen anv¨ands sedan som den ¨ar eller tillsammans med koldioxid f¨or att producera ett mer energit¨att och l¨atthanterligt br¨ansle, van-ligen metangas eller metanol. Men i princip kan alla typer av kolv¨aten produceras, men med varierande verkningsgrad (Nikorelis & Nilsson, 2013). J¨amf¨orelse av well to wheel, allts˚a verkningsgrad fr˚an el till hjul, inkluderat alla f¨orluster i systemet, en sammanst¨allning finns nedan i tabell 5. ¨Aven batteridrift presenteras d˚a det ¨ar det mest energieffektiva (Larsson, Gr¨onkvist & Alvfors, 2015).

Tabell 5: Effektivitet WTW fr˚an elektricitet f¨or olika elektrobr¨anslen, med verk-ningsgrad f¨or produktion, distribution och framdrivning. (Larsson m. fl., 2015) (Nikorelis & Nilsson, 2013).

Br¨ansle Produktion Distribution, och kompression Motor och laddning WTW V¨atgas 75% 74% 45% 25% Metan 60% 95% 25% 14% Metanol 55% 98% 25% 14% FT-Diesel 51% 99% 25% 13% Batteridrift - - 65% 65%

diskuteras det oftast om inf˚angning fr˚an luften, havet eller fr˚an f¨orbr¨anning av biomassa (Nikorelis & Nilsson, 2013). Det diskuterats ocks˚a om att anv¨anda tekniken f¨or att ut¨oka potentialen f¨or bio-br¨anslen, att anv¨anda koldioxiden fr˚an uppgradering av biogas eller vid f¨orgasning av biomassa.

Det finns flera studier som har utv¨arderat dels investeringskostnad men ocks˚a produktionskostnad f¨or olika elektrobr¨anslen. Resultaten fr˚an de olika studierna visar dock stora variationer p˚a kostnaderna. Brynolf, Taljeg˚ard, Grahn och Hansson sammanst¨allde resultat fr˚an litteraturen som var publicerade mellan 2010 och 2016 och visade att investeringskostnaderna kan variera mellan 500-10 000 EUR/kWf uel och produktionskostnaden kunde variera mellan 10-3 500

EUR/MWhf uel. Deras slutsatser efter att ha utv¨arderat data s¨ager att kostnaden

f¨or elektrobr¨anslen b¨or ligga runt 200-280 EUR/MWh ˚ar 2015, beroende p˚a vilken typ av br¨ansle som produceras.(Brynolf m. fl., 2017)

3.1.1 Elektrobr¨ansle fr˚an biomassa

N¨ar det talas om elektrobr¨anslen fr˚an biomassa handlar det generellt om att ta till vara p˚a ¨overblivet koldioxid fr˚an annan biobr¨ansleproduktion eller kraftpro-duktion. F¨orgasning av biomassa, r¨otning och f¨orbr¨anning ¨ar tre t¨ankbara k¨allor till den ¨onskade koldioxiden.

Vid produktion av biogas via r¨otning handlar det om anaerob nedbrytning av biomassa, s˚a som matrester, exkrement och g¨odsel. Beroende p˚a vad f¨or typ av substrat som anv¨ands f˚as olika m¨angd metangas, mellan 55% och 75%. Resterande del i gasen ¨ar i huvudsak koldioxid. F¨or att gasen ska vara attraktiv p˚a marknaden, antingen som fordonsgas eller f¨or att matas in i ett gasn¨at m˚aste den uppgraderas genom att avl¨agsna koldioxiden, som d˚a kan tas till vara p˚a och reagera tillsammans med v¨atgas fr˚an en elektrolys¨or och ¨oka produktionen av metan, (Mohseni, Magnusson, G¨orling & Alvfors, 2010)

CO2+ 4H2 → CH4+ 2H2O ∆H = −165kJ/mol. (8)

Elektrobr¨ansle via f¨orgasning sker antingen med direkt f¨orgasning som anv¨ander syrgas i reaktorn eller med indirekt f¨orgasning d¨ar den huvudsakliga uppv¨armningen sker externt och ¨ar d¨armed betydligt mer syrefattig. Produk-terna f¨or de tv˚a olika metoderna skiljer sig till viss del, d˚a det finns mer syre tillg¨angligt vid direkt f¨orgasning erh˚alls st¨orre m¨angd CO2 och l¨agre m¨angd CH4.

Generellt g¨aller att vid direkt f¨orgasning erh˚alls produkterna CO och H2. F¨or

in-direkt f¨orgasning f˚as en h¨ogre koncentration CH4. F¨or f¨orgasning av fast biomassa

f¨orgasning och metansyntes (Hannula, 2016). D˚a metan produceras fr˚an biomassa g¨ors det med H2/CO = 3 enligt

3H2 + CO → CH4 + H2O ∆H = −217kJ/mol, (9)

och H2/CO2=4 enligt ekvation 8.

Det som det forskas och skrivs mycket om i dagsl¨aget ¨ar att elektrolysera CO2 tillsammans med vatten˚anga f¨or att f˚a ut en syntesgas direkt fr˚an

elektro-lys¨oren. D¨armed kan en br¨anslesyntes implementeras direkt utan implementering av gasrening eller CO-shift. Mer om detta g˚ar att l¨asa i avsnitt 3.2.3

3.2

Elektrolystekniker

Elektrolys av vatten ¨ar en gammal teknik som h¨arstammar fr˚an ˚ar 1800. Det var Nicholson och Carlisle som f¨orst uppt¨ackte elektrolysen. Redan ˚ar 1902 fanns det ¨over 400 installerade enheter i drift. 1939 togs den f¨orsta storskaliga elektrolysanl¨aggning i drift med en produktion p˚a 10 000 Nm3_/h

och 1948 byggdes den f¨orsta trycksatta elektrolys¨oren. (Kreuter & Hofmann, 1998) Processen inneb¨ar att vatten spj¨alkas upp i syrgas och v¨atgas med hj¨alp av en sp¨anning som ligger ¨over anod och katod. Vid anoden, den positivt laddade elektroden blidas det syrgas och vid katoden, den negativt laddade elektroden bildas v¨atgas. M¨angden gas som produceras ¨ar proportionerligt till str¨ommen genom cellen.

2H2O → 2H2+ O2. (10)

Den elektriska sp¨anningen som kr¨avs f¨or elektrolys ¨ar beroende av temperaturen som reaktionen sker under. Vid h¨ogre temperatur kan st¨orre del av energin som kr¨avs f¨or separation, tas av v¨arme, vid 25◦C kr¨avs 1,23V. Denna ¨ar dock l¨agre ¨an den verkliga sp¨anningen som ligger kring 2 V per cell. Detta beror p˚a resistanser i elektrolys¨orens olika komponenter. Dessa kan delas upp i elektriska resistanser, reaktionsresistanser och transportresistanser. Den elektriska resistansen utg¨ors av den elektriska ledningen och beror p˚a area och l¨angd. Transportresistanserna ¨

ar fysiska resistanser och utg¨ors av gasbubblor som t¨acker elektroder, jonernas ¨

overf¨oring i elektrolytv¨atskan och membranet som separerar H2 och O2.

Reak-tionsresistanserna ¨ar kopplade till ¨overpotentialen som kr¨avs f¨or att ¨overskrida aktiveringsenergin f¨or v¨ate och syre p˚a anoden och katodens ytor. (Linkov & Kleperis, 2012)

3.2.1 Alkalisk

Alkalisk elektrolys ¨ar den metod som ¨ar mest bepr¨ovad och som finns tillg¨anglig i st¨orst skala. Dessa kan arbeta antingen vid atmosf¨arstryck eller trycksatt, upp till 30 bar. Principskiss ¨over en alkalisk elektrolys¨or kan ses i figur 2.

Figur 2: Alkalisk elektrolyt, v¨atgas bildas vid katoden och syrgas vid anoden. Mellan anod och katod ligger ett membran f¨or att undvika att gaserna blandas. En likstr¨om appliceras mellan anod och katod. Elektronerna fr˚an sp¨anningsk¨allan fl¨odar till katoden d¨ar de attraherar v¨atejoner och bildar v¨atgas.

Katod : 2H2O + 2e−→ H2+ OH− (11)

Anod : 2OH− → 0, 5O2+ H2O + 2e− (12)

3.2.2 PEM

Proton exchange membrane (PEM) ¨ar samma teknik som anv¨ands i br¨ansleceller och utvecklades av General electric p˚a 1960-talet. Konceptet anv¨ander ett solitt polymermembran. Tekniken kan ¨aven kallas polymer electrode membrane. Idag anv¨ands ofta nafion som material till membranet. I en PEM elektrolys¨or introdu-ceras vatten vid anoden d¨ar den delas upp i syre och v¨atejoner (protoner)

Anod : 2H2O + 2e− → O2+ 4H++ 4e− (13)

Katod : 4H++ 4e− → 2H2 (14)

F¨ordelen med PEM elektrolys¨orer framf¨or Alkaliska elektrolys¨orer ¨ar att de har h¨ogre str¨omdensitet A/cm2_{, viket medf¨or minskad driftkostnad och potentiellt}

minskad totalkostnad. Det som begr¨ansar str¨omdensiteten, ¨ar resistiva f¨orluster, allts˚a om membrantjockleken kan minskas, kan str¨omdensiteten ¨okas. En annan f¨ordel ¨ar att de kan arbeta i ett stort intervall och f¨or¨andring i kapacitet ¨ar snabb, detta ¨ar p˚a grund av att ¨overf¨oringen av protoner svarar snabbt p˚a f¨or¨andring i str¨omstyrka in till elektrolys¨oren. En annan stor f¨ordel ¨ar att de kan arbeta under tryck, detta ¨ar gynnsamt eftersom vatten i v¨atskefas kan komprimeras betydligt mer energieffektivt ¨an den resulterande v¨atgasen och syrgasen. Genom att ¨oka trycket p˚a elektrolys¨oren kan energieffektiviteten ¨okas f¨or lagring eller annan applikation d¨ar v¨atgasen beh¨over vara trycksatt.

Det finns dock praktiska sv˚arigheter med att ¨oka trycket, bland annat att gaskvalit´en f¨ors¨amras d˚a ett h¨ogre tryck medf¨or ett visst l¨ackage av gas genom membranet. (Carmo, Fritz, Mergel & Stolten, 2013)

3.2.3 SOEC

Solid oxide electrolyzis cell (SOEC) ¨ar en elektrolysteknik som anv¨ander h¨ og-tempererad vatten˚anga ist¨allet f¨or flytande vatten som andra elektrolystekniker. Eftersom cellerna m˚aste klara av att hantera h¨oga temperaturer s¨atts det stora krav p˚a materialen i cellerna som best˚ar likt andra tekniker av anod, katod och elektrolyt. Anod och katod utg¨ors av por¨osa keramer, elektrolyten best˚ar ¨aven den en keram men med h¨og densitet f¨or att undvika gasdiffusion.(Laguna-Bercero, 2012)

Vatten˚angan till elektrolys¨oren tillf¨ors i katoden d¨ar den bryts upp i syrejo-ner och v¨atgas, v¨atgasen diffunderar ut till ytan medan syrejonerna leds genom den solida elektrolyten,

Anod : 2O2− → O2+ 4e−. (16)

N¨ar vatten˚anga anv¨ands ist¨allet f¨or flytande vatten minskar m¨angden elektricitet som m˚aste tillf¨oras, och d¨armed kan den elektriska effektiviteten ¨oka. Men att ¨oka temperaturen inneb¨ar att det totala energibehovet f¨or elektrolysen ¨okar eftersom entalpin p˚a produkterna, H2 och O2 ¨okar, (Zheng m. fl., 2017)

∆H(T ) = ∆H(298, 15) + Z T

298,15

∆CpdT (17)

Det totala energibehovet, ∆H delas upp i elektrisk energi, ∆G och termisk energi, Qtermisk

∆H = ∆G + Qtermisk. (18)

Den maximala termiska energin kan i sin tur beskrivas med ¨okningen i entropi med temperatur,

Qtermisk = T ∆S (19)

D¨ar entropif¨or¨andringen ¨ar beroende p˚a temperaturen enligt, ∆S(298, 15) = ∆H(t) +

Z t

298,15

∆CpdT (20)

Figur 3: SOEC elektrolyt, det totala energibehovet (∆H) som kan tillf¨oras i form av v¨armeenergi (∆Q) ¨okar med ¨okade temperatur p˚a ˚angan samtidigt som elbehovet (∆G) minskar med ¨okad temperatur, efter (Zheng m. fl., 2017).

F¨or att minska elbehovet vill man uppn˚a en s˚a h¨og temperatur som m¨ojligt vilket st¨aller h¨oga krav p˚a material och t¨atningar. St¨orsta enheten p˚a marknaden ¨ar p˚a 150 kW med en uppgiven elektrisk verkningsgrad p˚a 82%, vilket motsvarar 3,7 kWh/Nm3_{. (Sunfire, 2017)}

Det g˚ar ¨aven att bilda syntesgas direkt fr˚an en SOEC genom att elektro-lysera vatten˚anga med koldioxid, s˚a kallad samelektrolys. F¨or denna metod kr¨avs som f¨or andra elektrobr¨anslen insamling av koldioxid. De elektrolytiska reaktionerna f¨or processen blir dels den f¨or vatten (10) och f¨or koldioxid,

2CO2 → 2CO + O2. (21)

Genom att ¨andra f¨orh˚allandet mellan H2O och CO2 in till elektrolys¨oren kan en

¨

onskad komposition av syntesgas uppn˚as. Studier har gjorts av Giglio, Lanzini, Santarelli och Leone som visar p˚a att totalverkningsgraden f¨or samelektrolys med metansyntes ¨ar 81,4% med l˚agt v¨armev¨arde (LHV) som bas. Fallet som presen-teras har en elektrolys¨or p˚a 10MWel, till den beh¨over det endast tillf¨oras 158,4

kW v¨arme. Detta p˚a grund av metansyntesen avger s˚a mycket energi att det n¨astan t¨acker upp hela v¨armebehovet f¨or elektrolys¨oren. Samma studie visar p˚a att verkningsgraden f¨or elektrolys av vatten med tillf¨orsel av CO2 separat har en

4

Svar fr˚

an offertf¨

orfr˚

agan

Fyra leverant¨orer svarade p˚a f¨orfr˚agan om offert. F¨oretagsnamn kommer inte att l¨amnas ut, det anses vara on¨odig information n¨ar det ¨ar de olika teknikerna som studeras och inte leverant¨orerna. Teknikerna delas upp som tre alternativ, tryck-satt alkalisk, atmosf¨arisk alkalisk och proton exchange membrane (PEM). Val av elektrolys¨or baseras p˚a pris, teknik, verkningsgrad och teknikernas olika implemen-teringsf¨ordelar. Vid kontakt med leverant¨orer ¨ar det p˚atagligt att det ansatta elpri-set p˚a 0,5 kr/kWh i offertf¨orfr˚agningen ¨ar f¨or h¨ogt, utan b¨or halveras. Gemensamt f¨or alla f¨orslag ¨ar att vid stora anl¨aggningar kr¨avs en byggnad till elektrolys¨oren men ytan som byggnaden tar upp varierar.

4.1

Trycksatt alkalisk elektrolys¨

or

Tillverkaren av trycksatt alkaliska elektrolys¨orer levererar b˚ade syrgas och v¨atgas vid ett tryck p˚a 30 bar. Detta ¨ar inte tillr¨ackligt f¨or f¨orgasaren, d˚a det beh¨ovs tryck p˚a 40 bar f¨or syrgasen. Denna tryck¨okning ¨ar dyr men n¨odv¨andig. Det f¨oresl˚as ist¨allet av leverant¨oren att trycket p˚a reaktorn s¨anks. Men det ¨ar inte ett alternativ d˚a det skulle inneb¨ara st¨orre f¨orgasare f¨or att ha samma effekt. Enheterna som levereras producerar 800 Nm3_{/h. Detta inneb¨ar 16 enheter f¨or att leverera f¨orfr˚agad}

m¨angd v¨atgas.

4.2

Atmosf¨

arisk alkalisk elektrolys¨

or

Tillverkaren av atmosf¨ariska elektrolys¨orer levererar v¨atgas komprimerad till 40 bar. F¨orslaget har inte n˚agon l¨osning f¨or kompression av syrgas. Att enheter-na arbetar vid atmosf¨ariskt tryck g¨or att de blir st¨orre till ytan. Arean f¨or hela anl¨aggningen bed¨oms av leverant¨or att ligga runt 100 m2_{/MW. De f¨oresl˚ar den}

b¨asta verkningsgraden av alla f¨orslag. Dock kr¨avs st¨orre energif¨orbrukning till kompressorer.

4.3

PEM

5

Resultat

Nedan f¨oljer de tekniska resultaten ang˚aende val av elektrolys¨or, vilka produk-tionsf¨or¨andringar som erh˚alls vid implementering av elektrolys¨oren. Det f¨oljs upp med de ekonomiska resultaten och en k¨anslighetsanalys f¨or att upplysa vilka pa-rametrar som har st¨ors inverkan p˚a NFP.

5.1

Val av elektrolys¨

or

Utifr˚an litteraturstudie och kontakt med leverant¨orer har det tagits fram data f¨or de tre elektrolysteknikerna, vilka presenteras nedan i tabell 6.

Tabell 6: Sammanfattning av typisk data f¨or elektrolystekniker fr˚an litteraturstu-die och kontakt med leverant¨orer.

Teknik Alkalisk PEM SOEC

Karakteristik Kontinuerlig drift Varierande drift H¨ogtempererad ˚anga med CO2

Verkningsgrad 60-70% 60-70% 80% (el)

Kostnad (Mkr/MW) 7 10

-Teknikmognad Industriell skala Redo f¨or industriell skala Labb- och liten skala

Teknik OH− H+ _O−

Enhetsstorlek MWel 2 1,25 0,15

Utifr˚an diskussion och erh˚allna prisuppgifter fr˚an leverant¨orer har trycksatt alka-lisk elektrolysteknik implementerats f¨or elektrobr¨anslekoncept i f¨orgasningsanl¨ agg-ningen med metanolsyntes. Den valda tekniken har ett arbetstryck p˚a 30 bar, vilket ¨

ar samma som f¨orgasare och gasbehandlingssystemet. Enheterna ¨ar de st¨orsta av de fyra alternativen vilket ¨ar f¨ordelaktigt i m˚anga aspekter s˚a som yta och instal-lation. Prisniv˚an p˚a trycksatta tekniken ¨ar p˚a samma niv˚a som atmosf¨ariska och betydligt l¨agre ¨an PEM. Parametrar som implementerades i modellen presenteras i tabell 7

Tabell 7: Tabell f¨or data till implementering av elektrolys¨or i modell.

Parameter V¨arde

Elf¨orbrukning (kWh/molH2) 0,112

Tryck O2 (bar) 30

Tryck H2 (bar) 30

Referenskostnad (Mkr) 331 Referensstorlek (MWel) 60

Kompressor beh¨ovs f¨or att ¨oka trycket p˚a syrgasen till 40 bar, dennes elf¨orbrukning ¨

ar inte inr¨aknad utan l¨aggs till n¨ar elf¨orbrukningen analyseras i tabell 8.

5.2

Processfl¨

ode

Utifr˚an processmodellen togs det fram data som legat till grund f¨or den ekono-miska utv¨arderingen. I figur 4 kan elf¨orbrukning, energi fr˚an svartlut (SF-HHV), ˚angproduktionen och metanolproduktionen b˚ade i HHV och LHV avl¨asas. HHV anv¨ands senare i effektivitetsber¨akningar medan LHV anv¨ands f¨or att ta fram NFP. Med 59 MW SF-HHV och 3,4 MW el till ASU kan 24 MW metanol LHV produceras i fall 1. Till detta kommer ¨aven 17 MW ˚anga.

Figur 4: Blockschema ¨over processen. 1, 2 och 3 indikerar de olika fallen. I fall 2 och 3 finns ingen CO-shift, d¨arf¨or ingen konverterad CO. M¨angden svartlut till f¨orgasaren ¨ar konstant f¨or alla fall. F¨or den producerade metanolen presenteras effekten b˚ade i HHV och LHV d¨ar LHV st˚ar inom parentes.

Figur 5: Total ˚angproduktion f¨or de olika fallen samt uppdelat i de olika tryc-kniv˚aerna 30 bar (IT),10 bar (MT) och 4,5 bar(LT).

M¨angden IT ¨okar med ¨okad metanolproduktion d˚a den produceras av de exoterma reaktionen i metanolsyntesen, ekvation (2) och (3). ¨Okningen ¨ar inte linj¨ar med produktions¨okningen eftersom en stor del av metanolproduktionen ¨ar fr˚an CO2

som avger betydligt mindre v¨arme. MT och LT minskar med ¨okad produktion d˚a den konsumeras i destillationen.

Den elektriska effekten som f¨orbrukas ¨okar kraftigt vid implementering av elektrolys¨or. Elf¨orbrukningen i ASU minskas med ¨okad storlek p˚a elektrolys¨or. F¨or¨andr-ingen i elanv¨andning f¨or elektrolys¨or och andra delar presenteras i tabellen nedan.

Tabell 8: Elanv¨andning f¨or ing˚aende huvudkomponenter f¨or de tre olika fallen.

Enhet Fall 1 (MW) Fall 2 (MW) Fall 3 (MW)

ASU 3,4 2,4 0,0

Kompressor syntesgas 0,4 0,5 0,8

Kompressor syrgas 0,0 0,0 0,1

Elektrolys¨or 0,0 14,4 47,5

Total 3,8 17,3 48,6

Figur 6: Totalverkningsgrad och verkningsgrad p˚a ¨okade elf¨orbrukningen vid im-plementering av elektrolys¨or enligt tidigare definition.

Av energin fr˚an f¨orgasningsprocessen som inte ˚aterfinns i syntesgasen kan mycket ˚atervinnas till ˚angproduktion, d¨armed blir totalverkningsgraden f¨or fall 1 h¨ogst. Fr˚an elektrolys¨oren f˚as endast energi i form av v¨atgas d˚a spillv¨armen fr˚an elekt-rolys¨oren inte kan tas till vara p˚a. Totalverkningsgraden minskar d¨arf¨or med ¨okad storlek p˚a elektrolys¨or eftersom verkningsgraden f¨or den satsade elen ¨ar l¨agre ¨an den f¨or biomassa.

5.3

Ekonomi

Som avg¨orande parameter f¨or de ekonomiska resultaten ber¨aknas NFP. Detta togs fram med nuv¨ardestabell som finns exemplifierat i bilaga 4. Nedan f¨oljer re-dog¨orelse f¨or investeringskostnader, r¨orliga kostnader, det resulterande NFP samt en k¨anslighetsanalys.

5.3.1 Investeringskostnad

resulte-rande investeringskostnaden f¨or de olika anl¨aggningarna presenteras i tabell 9. De presenterade resultaten ¨ar framtagna baserat p˚a referenskostnader, presenterade i tabell 4, omr¨aknade till aktuell storlek med ekvation (6) och (7).

Tabell 9: Investeringskostnad i miljoner kronor f¨or anl¨aggning, 500 ton SL,ts/dygn.

Delsystem Fall 1 (Mkr) Fall 2 (Mkr) Fall 3 (Mkr)

F¨orgasare med gaskylning 226 226 226

ASU 112 83 0

CO-shift 20 0 0

Elektrolys¨or 0 147 339

Gasbehandling 59 60 62

Metanolsyntes och destillation 114 151 183

Panna 12 14 19

Induirekta kostnader 223 280 340

Total 765 960 1169

Att det inte beh¨ovs n˚agon ASU ¨ar till stor f¨ordel i fall 3, d˚a den i fall 1 och fall 2 st˚ar f¨or ca 10% av den totala investeringskostnaden. Den specifika investeringskost-naden, investeringskostnad per MW metanol som produceras presenteras i tabell 10.

Tabell 10: Specifik investeringskostnad f¨or de tre fallen baserat p˚a processdata (LHV) och investeringskostnad.

Investeringskostnad Fall 1 Fall 2 Fall 3 Specifik (Mkr/MWM etanol) 30,9 30,0 24,0

J¨amf¨ort med fall 1 (%) 100 97 78

Mellan fall 1 och fall 2 ¨ar det en liten minskning i specifik investeringskostnad. Fall 3 f˚ar d¨aremot en betydlig minskning j¨amf¨ort med fall 1 fr˚an 30,9 Mkr/MW till 24,0 Mkr/MW.

5.3.2 R¨orlig kostnad

Tabell 11: R¨orliga kostnader och int¨akter, baserade p˚a processdata och energipri-ser. Int¨akter fr˚an metanol ¨ar framtaget beroende p˚a NFP som presenteras i avsnitt 5.3.3 och skiljer sig mellan de olika fallen.

Kostnader Fall 1 (Mkr/˚ar) Fall 2 (Mkr/˚ar) Fall 3 (Mkr/˚ar)

El -8 -38 -106

Svartlut -123 -123 -123

Drift och underh˚all -29 -34 -37

Int¨akter Metanol 241 312 475 HT-˚anga 7 13 19 MT-˚anga 22 20 15 LT-˚anga 5 4 2 Total 115 153 244

Med processdata fr˚an figur 4 best¨ams den specifika kostnaden f¨or metanol samt skillnaden mellan fallen. Kostnaderna fr˚an tabellen ovan och metanolproduktionen (LHV) fr˚an figur 4.

Tabell 12: Specifik r¨orlig kostnad f¨or de tre fallen. R¨orlig kostnad Fall 1 Fall 2 Fall 3 Specifik (kr/kWh) 0,75 0,69 0,62 J¨amf¨ort med fall 1 (%) 100% 93% 83%

Den specifika r¨orliga kostnaden minskar vid implementering av elektrolys¨or. J¨amf¨ o-relsen ¨ar endast mot producerad metanol och tar inte h¨ansyn till f¨ordelar i produ-cerad ˚anga. Att kostnaden minskar beror till st¨orst del p˚a att det produceras mer metanol per MW el ¨an per MW svartlut.

5.3.3 N¨odv¨andigt f¨ors¨aljningspris

Figur 7: NFP f¨or metanol med 10% IRR. Inkluderat andra br¨anslepriser f¨or upp-skattning hur priserna st˚ar sig mot varandra.

NFP f¨or fall 1 och fall 2 ligger strax ¨over produktionskostnaden f¨or andra bio-alkoholer. Fall 3 har ett markant l¨agre NFP ¨an fall 1 och fall 2. Den fossila meta-nolen ¨ar fortfarande p˚a en l¨agre niv˚a.

5.3.4 K¨anslighetsanalys

F¨or att avg¨ora ur stor inverkan olika parametrar har p˚a NFP, g¨ors k¨ anslighets-analyser. Tre metoder anv¨ands, ett tornadodiagram med flera parametrar och hur dess f¨or¨andring p˚averkar NFP. Tabeller f¨or avg¨orande hur br¨anslepriser p˚averkar NFP och f¨or att avg¨ora vid vilka energipriser de olika fallen ¨ar att f¨oredra. Sist analyseras hur uppskalning av en anl¨aggning p˚averkar NFP.

Figur 8: K¨anslighetsanalys f¨or utvalda ing˚aende parametrar. Den presenterade ¨ar f¨or fall 3. De presenterade variablerna har alla varierats +/- 30% fr˚an dess ansatta v¨arde och resulterar i en f¨or¨andring i NFP.

Figur 9: Skillnad i NFP vid varierande r˚avarupriser. A, J¨amf¨orelse mellan fall 1 och 2, gr¨on ruta indikerar att investering i fall 2 ¨ar att f¨oredra. B, j¨amf¨orelse mellan fall 1 och 3, gr¨on ruta indikerar att investering i fall 3 ¨ar att f¨oredra. C, j¨amf¨orelse mellan fall 2 och 3, gr¨on ruta indikerar att investering i fall 3 ¨ar att f¨oredra. Den markerade rutan vid elpris p˚a 0,25kr/kWh och biomassapris p˚a 0,2 kr/kWh indikerar grundfallen f¨or resultaten.

I j¨amf¨orelsen mellan fall 1 och fall 2 visas att elpriset d¨ar det blir ett l¨agre NFP ¨

det vid n¨astan alla r˚avarupriser ¨ar b¨attre att investera i en elektrolys¨or f¨or att ers¨atta ASU framf¨or att bara ers¨atta CO-shiften.

Hur uppskalning av anl¨aggningen skulle p˚averka NFP visas i figur 10. Re-sultaten ¨ar framtagna med samma r˚avarupriser som tidigare presenterat och ¨ar skalad linj¨art g¨allande processdata. Investeringskostnaderna ¨ar fortsatt skalade med skalfaktorn enligt ekvation 6.

6

Diskussion

Kostnad och verkningsgrad elektrolystekniker

N¨ar de olika teknikerna f¨or elektrolys utv¨arderas blir det tydligt att PEM inte ¨

ar ekonomiskt f¨orsvarbart med dagens priss¨attningar. Rent praktiskt ¨ar det inte n˚agra problem. Enheterna ¨ar n¨astan i samma storleksordning som den alkaliska tekniken, men priset ¨ar betydligt dyrare. F¨or den alkaliska tekniken var alternativen att antingen ha en trycksatt eller en som arbetar vid atmosf¨arstryck. Investeringskostnaden var inte n˚agon stor skillnad, inte heller verkningsgrad. SOEC har potential att i framtiden g¨ora v¨atgasproduktion mer kostnadsef-fektiv. Ett ¨overskott av ˚anga kr¨avs vid h¨og temperatur. Tekniken blir f¨ordelaktig framf¨or dagens n¨ar prisskillnaden mellan biomassa och el ¨okar, d˚a dess f¨ordel ligger i att en del av energin till elektrolysen kan tas fr˚an v¨arme. Detta skiljer sig fr˚an konceptet i sin helhet som gynnas av att elpriserna blir s˚a l˚aga som m¨ojligt. Det kommer d¨armed att finnas en brytpunkt p˚a elpriset d¨ar det inte blir b¨attre med SOEC.

Teknik f¨or implementering

Valet av elektrolys¨or f¨oll p˚a den trycksatta alkaliska tekniken. Alkalisk eftersom priset p˚a en storskalig anl¨aggning blev betydligt l¨agre och investeringskostnaden ¨

ar av stor betydelse. Trycksatt eftersom f¨orgasare och gasbehandling dit gasen tillf¨ors, ¨ar trycksatt. D¨armed f¨orsvinner behovet av kompressor p˚a v¨atgasen och minskas p˚a syrgasen d˚a den m˚aste upp i tryck f¨or att anv¨andas till atomisering i svartlutmatningen.

Det ¨ar mer kring varierande drift som den allm¨anna diskussionen kring elektrobr¨ansle ligger, d˚a det kan beh¨ovas reglering av framtidens ¨okande f¨ornybara intermittenta elproduktion. Om dynamisk drift hade unders¨okts f¨or eventuell ¨

okning i produktion vid l˚aga elpriser, hade det varit av intresse att unders¨oka hur f¨ordelaktigt det blir i en anl¨aggning som denna n¨ar det finns f¨ordelar med befintlig syntes- och destillationsanl¨aggning, som endast beh¨ovs skalas upp. Om detta unders¨oks hade det varit intressant att komplettera den alkaliska elektrolys¨oren med PEM-teknik.

Produktions¨okning och beh¨ovt f¨ors¨aljningspris fall 2

samma niv˚a som den g¨or f¨or fall 1. ¨Aven summan av de r¨orliga kostnaderna ¨ar kvar i samma niv˚a vid de ansatta r˚avarupriserna. Detta medf¨or att produktions¨okningen p˚a 30% inte ger n˚agon st¨orre f¨ordel g¨allande NFP som minskas till 1,12 kr/kWh fr˚an basfallets 1,15 kr/kWh.

Produktions¨okning och beh¨ovt f¨ors¨aljningspris fall 3

F¨or fall 3 f¨orsvinner kostnaden f¨or ASU samtidigt som det dras f¨ordel av elekt-rolys¨orens skalfaktor p˚a 0,7 j¨amf¨ort med ASU 0,85. Det tillsammans med den f¨ordelaktiga storleken p˚a syntesreaktor och destillation g¨or att den specifika investeringskostnaden minskar med 20% i fall 3 j¨amf¨ort med fall 2. Produk-tions¨okningen p˚a 100% j¨amf¨ort med fall 1 g¨or att NFP minskar betydligt, till 0,98 kr/kWh. Det som inte tas h¨ansyn till i modellen ¨ar hur metanolsyntesen f¨or¨andras i fall 3 n¨ar ¨aven stora m¨angder koldioxid ska syntetiseras. Det finns tre olika v¨agar denna kan t¨ankas ta.

• Koldioxid och kolmonoxid syntetiseras i samma reaktor, som det har antagits i ber¨akningarna.

• Koldioxid och kolmonoxid syntetiseras i olika reaktorer. Detta skulle medf¨ora att gasstr¨ommarna m˚aste separeras och tv˚a reaktorer installeras.

• Att det g¨ors en s˚a kallad omv¨and CO-shift, allts˚a att man tillf¨or v¨atgas och v¨arme till syntesgasen ¨over en reaktor, p˚a s˚a s¨att konvertera H2 till CO.

Annat som p˚averkar, men inte ¨ar inr¨aknad ¨ar eventuell elkraftsuppkoppling, hur den f¨or¨andras med effekt¨okningen. Inte heller att n¨ar ASU f¨orsvinner, s˚a kommer det beh¨ovas kv¨avgas fr˚an annan k¨alla. Detta finns det tekniker f¨or men har inte utv¨arderats n¨armre d˚a behovet av kv¨avgas ¨ar l˚agt.

K¨anslighetsanalys

Med ett l¨agre pris p˚a biomassa blir det mindre f¨ordelaktigt med elektrolys¨or, samtidigt som det blir mer f¨ordelaktigt med ett l¨agre elpris. Var brytgr¨ansen g˚ar presenterades i figur 7, dennas sista tabell d¨ar fall 2 och fall 3 j¨amf¨ors ¨ar det tydligt att fall 3 ¨ar b¨attre vid n¨astan alla r˚avarupriser f¨orutom vid h¨oga elpriser. Men d˚a ¨ar fall 1 betydligt b¨attre.

Om konceptet att g¨ora elektrobr¨ansle studeras p˚a enstaka fabriksniv˚a med ett elpris p˚a 0,25 kr/kWh ¨ar det tydligt att fall 3 ger ett l¨agre NFP. Men om det studeras i det st¨orre perspektivet med alla 40 TWh svartlut ˚arligen skulle det beh¨ovas ca 30 TWh el vilket ¨ar i storleksordning med h¨alften av Sveriges k¨arnkraftsel eller dubbla vindkraften. (Energimyndigheten, 2017)

6.1

Fortsatt arbete

N¨asta steg i utv¨arderingen av konceptet vore att g¨ora en fullst¨andig integrering med massabruket. D¨ar svartlut inte k¨ops, och ˚anga inte s¨aljs utan att st¨odprocesser s˚a som barkpanna och annan utrustning ers¨atter den tappade ˚angproduktionen samt att den minskade elproduktionen ocks˚a beaktas. Med detta f˚as en b¨attre helhetsbild p˚a konceptet med elektrobr¨ansle via f¨orgasning av biomassa. Det skulle ¨aven vara ¨onskv¨art att f˚a b¨attre uppskattning av anl¨aggningskostnad. Det vore ¨aven intressant att utv¨ardera varierande drift f¨or den kvarvarande m¨angd koldioxid som finns tillg¨anglig. Det skulle inneb¨ara ¨okade investeringskost-nader och s¨ankt verkningsgrad men vid l˚aga elpriser en minskad r¨orlig kostnad. Detta skulle medf¨ora viss m¨ojlighet till eln¨atsreglering.

7

Slutsats

Utifr˚an utv¨ardering av elektrolystekniker ¨ar alkalisk teknik att f¨oredra. G¨allande verkningsgrad har kontakt med tillverkare visat att denna inte skiljer sig i n˚agon st¨orre utstr¨ackning mellan alkaliska och PEM-elektrolys¨orer. Den alkaliska tekniken ¨ar det mest f¨ordelaktigt att bygga en trycksatt d˚a den arbetar p˚a samma tryck som f¨orgasare och gasbehandling vilket g¨or att det beh¨ovs f¨arre kompressorer och mindre el till kompressorer.

Referenser

Alsultanny, Y. A. & Al-Shammari, N. N. (2014). Oxygen specific power con-sumption comparison for air separation units. Engineering Journal , 18 (2), 67-80.

Andersson, J., Lundgren, J. & Marklund, M. (2014). Methanol production via pressurized entrained flow biomass gasification – techno-economic compari-son of integrated vs. stand-alone production. Biomass and Bioenergy, 64 , 256-268.

Brynolf, S., Taljeg˚ard, M., Grahn, M. & Hansson, J. (2017). Electrofuels for the transport sector: a review of production costs. Submitted to Renewable & Sustainable Energy Reviews.

Carmo, M., Fritz, D. L., Mergel, J. & Stolten, D. (2013). A comprehensive revi-ew on PEM water electrolysis. International Journal of Hydrogen Energy, 38 (12), 4901-4934.

Divya, K. & Østergaard, J. (2008). Battery energy storage technology for power systems—an overview. Electric Power Systems Research, 79 (4), 511-520. Energimyndigheten. (2017, juni). Energil¨aget i siffror 2017.

European-Commission. (2017, Maj). Weekly oil bulletin. H¨amtad fr˚an https:// ec.europa.eu/energy/en/data-analysis/weekly-oil-bulletin

Giglio, E., Lanzini, A., Santarelli, M. & Leone, P. (2015). Synthetic natural gas via integrated high-temperature electrolysis and methanation: Part i—energy performance. Journal of Energy Storage, 1 , 22-37.

Hannula, I. (2016). Hydrogen enhancement potential of synthetic biofuels ma-nufacture in the european context: A techno-economic assessment. Energy, 104 , 199-212.

IRENA. (2016). Innovation outlook advanced liquid biofuels.

Jafri, Y., Furusj¨o, E., Kirtania, K. & Gebart, R. (2016). Performance of a pilot-scale entrained-flow black liquor gasifier. Energy Fuels, 30 (4), 3175–3185. Kreuter, W. & Hofmann, H. (1998). Electrolysis: The important energy

trans-former in a world of sustainable energy. International Journal of Hydrogen Energy, 23 (8), 661-666.

Laguna-Bercero, M. (2012). Recent advances in high temperature electrolysis using solid oxide fuel cells: A review. Journal of Power Sources, 203 , 4-16. Larsson, M., Gr¨onkvist, S. & Alvfors, P. (2015). Synthetic fuels from electricity for

the swedish transport sector: comparison of well to wheel energy efficiencies and costs. Energy Procedia, 75 , 1875-1880.

Linkov, V. & Kleperis, J. (2012). Electrolysis. n.p.: InTech.

Mohseni, F., Magnusson, M., G¨orling, M. & Alvfors, P. (2010). Biogas from rene-wable electricity – increasing a climate neutral fuel supply. Applied Energy, 90 (1), 11-16.

Nikorelis, A. & Nilsson, L. J. (2013). Elektrobr¨anslen - en kunskaps¨oversikt. IMES , 85 .

NORDPOOLSPOT. (2017, juni). Historical market data. H¨amtad fr˚an http://www.nordpoolspot.com/globalassets/marketdata-excel

-files/elspot-prices 2017 hourly sek.xls

Santos, D. M. F. & Sequeira, C. A. C. (2013). Hydrogen production by alkaline water electrolysis. Qu´ım. Nova, 36 (8), 1176-1193.

Sunfire. (2017). RSOC electrolyzer. H¨amtad fr˚an http://donar.messe.de/ exhibitor/hannovermesse/2017/W945411/brochure-eng-445731.pdf Zheng, Y., Wang, J., Yu, B., Zhang, W., Chen, J., Qiao, J. & Zhang, J. (2017). A

review of high temperature co-electrolysis of H2O and CO2 to produce

Bilagor

Request, Budget offer 60MWe

1. General

Introduction

LTU Green Fuels has a pilot plant for biomass gasification with fuel synthesis, located in Piteå, Sweden. The gasifier has a thermal input of 3 MW and uses pure oxygen. LTU Green Fuels is evaluating the possibility of implementation of electrolyser in the pilot plant. Today the plant uses water gas shift reaction to achieve desired ratio between H2 and CO for the fuel synthesis. The shift reaction will be replaced with an electrolyser to supply hydrogen and thereby increase fuel

production. The electrolyzer will be dimensioned to cover the gasifiers oxygen demand.

To motivate investment of electrolyser in the existing pilot plant 3MWth, a feasibility study is done as a master thesis work on a full-scale gasification plant 100MWth. Therefore, it is of interest of

knowing both price of a unit in the 2MW scale (existing plant) and in the region of 60MW (full scale).

Contact

Joel.weddig@gmail.com

+46 73 837 56 97

2. Design Data ca 60 MW electrolyzer

The electrolyzer should be able to deliver both hydrogen and oxygen with high reliability and low maintenance. High purity is not a priority.

Operating conditions, hydrogen and oxygen demand

• O2: 6 500 Nm3/h, 40bar. Design temperature of equipment

• If the unit is placed outside, the design temperature is -42°C.

3. Equipment specification

The budget offer should specify what is included and what must be arranged externally. It should also include what is needed for continuous operation. Some thoughts are listed below.

Process design criteria

• Temperature, pressure and flow rates to the system. Cooling water and process water. • Lye consumption.

• Water purification unit.

Electrical design criteria

• Transformer, included or not? • DC rectifier.

Civil work requirement and Location criteria

• On site erection in a specific civil building?

4. Price

• Main equipment, everything inside the footprint of the box in figure 1. • Deionization unit if you supply it, the price should be separate. • Erection, pre-commissioning, commissioning and start up.

• Continuous operation cost, Assuming electricity price of 50eur/MWh. • Service and maintenance.

5. Technical data

• Total power demand for installation. • Operating hours annually >8000h. • Number of stacks.

• Power consumption per stack. • Operation interval.

• Outlet pressure, 40 bar.

Figure 1 Sketch of electrolyzer plant. Everything inside the box is referred to as main equipment. Equipment and streams outside of the box can be delivered on site and sin not included in the main cost of the plant. Water purification unit should be priced separately if possible.

6. Time of delivery

It is also of interest to know the approximate time of delivery from date of deal signing.

7. Codes and standard

The equipment shall be designed and approved in accordance with ATEX directive. Atex Zone 2 area IIA, T1.

Materials shall comply with harmonised standard, European approval of material.

EAM or by a particular appraisal performed by Notified Body. Type of material according to technical specifications.

Standards

The system shall comply with applicable of codes and standards below.

International

• PED 97/23/EC • DIN + EN13445 • DIN + EN13480 • ATEX 94/9/EC

• Machine Directive 98/37/EEG - Machine Directive • EMC 89/336/EEC - Electromagnetic Compatibility • LVD 72/23ECC+93/68ECC - Low Voltage Directive • NRC ISO 80 standard - Sound Pressure Level • ISO 10816 standard – Vibrations

• All applicable standards that are well known within the line of business National

• AFS - Swedish legislation concerning worker's protections • ELSÄK:FS 2004:1 - Swedish electrical regulations