E X A M E N S A R B E T E
Konvertering från olja till naturgas vid Lulekraft AB
Henrik Enberg
Luleå tekniska universitet Civilingenjörsprogrammet
Maskinteknik
Institutionen för Tillämpad fysik, maskin- och materialteknik Avdelningen för Energiteknik
Förord
Detta examensarbete är den avslutande delen på min civilingenjörsutbildning vid Luleå Tekniska Universitet. Arbetet har genomförts på uppdrag av LULEKRAFT AB under hösten 2007. Jag vill tacka min handledare, Hans Eriksson, och min examinator, Roger Hermansson, som båda varit till stor hjälp. Jag vill även passa på att tacka övrig personal på LULEKRAFT AB samt personal på avdelningen för energiteknik vid Luleå Tekniska Universitet för nyttiga synpunkter under arbetets gång.
Luleå, februari 2008
_________________________
Henrik Enberg
Abstract
In this study, the opportunity to replace some of the oil consumption at LULEKRAFT AB with natural gas is investigated. LULEKRAFT AB is a combined heat and power plant with a size of 350 MW fuel input and 100 MW electricity and 200 MW heat out. Produced electricity is sold to nearby SSAB and produced heat is distributed in a district heat network. As primary fuel, a mix of process gases from SSAB’s metallurgical unit is used. At a low heating value or lack of the mix gas, at periods of high loads and at start-ups, oil is used. The idea is that a Norwegian company is going to deliver Liquefied Natural Gas (LNG), invest and build a LNG-terminal with belonging evaporator at site. A power interval from 0-50 MW natural gas is considered reasonable when transport and storage of larger quantities of LNG creates both logistical and financial issues.
Almost all process parameters are logged and stored by an internal process system.
Hence could the oil consumption during a year (1 September 2006-31 August 2007) be determined to 62.8 GWh. The consumption within 0-50 MW and potentially replaceable with natural gas amount to around 35 GWh.
An investigation to decide if a conversion affects the combustion and the heat transfer in the boiler is performed. Total fuel input at normal conditions is around 300 MW, a replacement of only 50 MW oil with 50 MW natural gas will not affect the flue gases considerably. When the air and flue gas flows stays more or less unchanged, a conversion will not affect the heat transfer. Since the flows of air and flue gases are constant, there is no need to rebuild these systems.
Natural gas has many environmental benefits compared to oil. Emissions of carbon dioxide, nitrogen oxides, sulphur oxides and particles are all reduced. This implies cost savings for LULEKRAFT AB of about 686 000 SEK annually since the company pays tax on nitrogen oxide emissions and trades with carbon dioxide contracts. Today, more oil than necessary is consumed due to bad adjustability. Gas has generally better adjustability, the fuel costs should thereby be reduced with around 369 000 SEK annually.
The total investment cost amounts to 6.56 MSEK. With depreciation time of three years, the annual cost is 2.19 MSEK which together with the benefits of 686 000 and 369 SEK gives an annual result of -1.13 MSEK. If the natural gas is cheaper than oil, the investment can still be profitable. According to the financial analysis, the natural gas price has to be 32.4 SEK/MWh lower. With an oil price of 340 SEK/MWh, the natural gas price gas has to be below 307.6 SEK/MWh. A sensitivity analysis shows that the investment cost followed by the amount of replaceable oil has the largest influence on the highest possible natural gas price. At unfavourable conditions, the natural gas price has to be below 290 SEK/MWh in order for the investment to be profitable.
Before the Norwegian company that will deliver the natural gas and build the LNG-
terminal states a price for the natural gas, a decision whether the investment is profitable
or not is impossible to make.
Sammanfattning
I denna studie undersöks möjligheten att ersätta en del av oljeförbrukningen på LULEKRAFT AB med naturgas. LULEKRAFT AB är ett kraftvärmeverk i storleksordningen 350 MW bränsle och 100 MW elkraft och 200 MW värme ut.
Producerad elkraft säljs till närliggande SSAB och producerat hetvatten distribueras via ett fjärrvärmesystem. Som primärbränsle används en blandgas bestående av processgaser från SSAB:s metallurgiska enhet. Vid lågt värmevärde eller brist på blandgas, vid perioder av hög last samt vid uppstart av anläggningen används olja.
Tanken är att ett norskt företag ska leverera Liquefied Natural Gas (LNG) samt investera och upprätta en LNG-terminal med tillhörande förångare på plats. Ett effektintervall från 0-50 MW naturgas har ansetts som rimligt då transport och lagring av större mängder skapar både logistiska och ekonomiska problem.
De flesta processparametrar loggas och lagras av ett internt processystem. Därmed kunde oljeförbrukningen under ett år (1 september 2006-31 augusti 2007) bestämmas till 62,8 GWh. Den förbrukning som ligger i intervallet 0-50 MW och potentiellt kan ersättas med naturgas uppgår till ca 35 GWh.
En förbränningsteknisk utredning är genomförd för att avgöra om en konvertering påverkar värmeöverföring i panna och övrig utrusning. Totalt bränsle in är vid normal drift omkring 300 MW, att då ersätta 50 MW olja med 50 MW naturgas påverkar inte komposition på rökgasen nämnvärt. Då även luft- och rökgasmängder är tämligen oförändrade antas värmeöverföringen i pannan vara lika efter en konvertering.
Oförändrade luft- och rökgasflöden innebär även att ingen ombyggnad av luft- och rökgassystem krävs vid en konvertering.
Naturgas ger många miljörelaterade vinster jämfört med olja. Utsläpp av koldioxid, kväveoxider, svaveloxider och stoft/partiklar är alla mindre eller mycket mindre. Detta innebär besparingar för LULEKRAFT AB på ca 686 000 SEK årligen då företaget betalar kväveoxidskatt samt handlar med utsläppsrätter på koldioxid. Idag förbrukas mer olja än nödvändigt p.g.a. dålig reglerbarhet. Gas har generellt bättre reglerbarhet, bränslekostnaderna skulle därmed kunna reduceras med ca 369 000 SEK vid en konvertering.
Den totala investeringskostnaden uppgår till ca 6,56 MSEK. Med en avskrivningstid på tre år blir den årliga avskrivningskostnaden ca 2,19 MSEK vilket med besparingar på 686 000 SEK och 369 000 SEK för utsläpp respektive bränsle ger ett årligt resultat på drygt -1,13 MSEK. Vid ett lägre inköpspris på naturgasen än oljan skulle investeringen kunna bli lönsam. Enligt beräkningar krävs att naturgaspriset är 32,4 SEK/MWh lägre, vilket med ett oljepris på 340 SEK/MWh ger att naturgaspriset inte får överskrida 307,6 SEK/MWh. En känslighetsanalys är genomförd som visar att investeringskostnaden har störst påverkan på naturgasens högsta pris följt av mängden olja som kan ersättas. Vid ogynnsamma förhållanden krävs ett naturgaspris kring 290 SEK/MWh för att en investering ska bli lönsam.
Innan det norska företaget som står för investering och upprättande av LNG-terminal
uppger ett leveranspris på naturgasen går det inte att avgöra om en investering är
lönsam eller inte.
Nomenklatur
α Absorbtionstal A Areaenhet
CFD Computational fluid dynamics ε Emissionstal
€ Euro E Strålning
EO Eldningsolja
h Konvektionskoefficient Hi Värmevärde
λ Luftöverskott
LD-gas Stålverksgas
LEAB Luleå Energi AB
LNG Liquified natural gas
m Massa M Molmassa
Mtoe Miljoner ton oljeekvivalenter
n Antalet mol
η Verkningsgrad
Nm3 Normalkubikmeter
Nu Nusselts tal
Ф Absolut
fuktighet
ρ Densitet p Tryck P Effekt
R Gaskonstant
Re Reynolds tal
RH Relativ fuktighet
σ Stefan Boltzmans konstant
SEK Svenska kronor
SGC Svenskt Gastekniskt Centrum
Sh Sherwoods tal
p Tryck Pr Prandlt
q Värmeöverföring R Gaskonstant T Temperatur V Volym
ν Specifik volym
Vikt %. Viktprocent
Vol. % Volymprocent
WRD Wide Range Destillate
CH
4Metan
C
2H
6Etan
C
6H
6Bensen
CO Kolmonoxid
CO
2Koldioxid
H
2Väte
H
20 Vatten
N
2Kväve
NH
4Ammonika
NO Kväveoxid
NO
2Kvävedioxid
NO
xKvävedioxider
O
2Syre
SO
2Svaveldioxid
Innehållsföreteckning
1 INLEDNING ...1
1.1 BAKGRUND...1
1.2 SYFTE...1
1.3 MÅL...2
2 METOD...3
2.1 LITTERATURSTUDIER...3
2.2 ANALYS...3
2.3 AVGRÄNSNING...3
3 NATURGAS ...4
3.1 UPPKOMST...4
3.2 PROSPEKTERING...4
3.3 UTVINNING...5
3.4 PRODUKTION...6
3.5 TRANSPORT OCH LAGRING...6
3.6 HISTORIA...6
3.7 PRODUKTION OCH FÖRBRUKNING...7
4 LULEKRAFT AB ...9
4.1 TEKNISK INFORMATION...9
4.2 BRÄNSLE...10
4.2.1 Koksgas...10
4.2.2 Masugnsgas...10
4.2.3 LD-gas...11
4.3 BESKRIVNING AV BRÄNSLESYSTEM...11
4.3.1 Blandgas...11
4.3.2 Koksgas...12
4.3.3 Eldningsolja...13
4.3.4 Förbränningsluft...13
4.4 BRÄNNARE...13
4.4.1 Blandgas/Stödoljebrännare...13
4.4.2 Koksgas-/Lastoljebrännare...14
4.5 GASKLOCKOR...14
5 TEORI...17
5.1 GASERS EGENSKAPER...17
5.1.1 Värmevärde...17
5.1.2 Molmassa och Densitet...17
5.1.3 Övrigt...17
5.2 FÖRBRÄNNING...17
5.2.1 Fundamentala begrepp...17
5.2.2 Stökiometrisk förbränning...18
5.2.3 Adiabatisk flamtemperatur...18
5.2.4 Luftöverskott...18
5.2.5 Dissociation...18
5.2.6 Övriga aspekter...19
5.3 BRÄNNARE...19
5.3.1 Flammans egenskaper...19
5.3.2 Atmosfärsbrännare...20
5.3.3 Fläktbrännare...20
5.3.4 Kombinationsbrännare...21
5.4 VÄRMEÖVERFÖRING...22
5.4.1 Konvektion...22
5.4.2 Strålning...22
5.4.3 Från tubvägg till vatten/ånga...23
5.4.4 Slutsats...23
5.4.5 Andra metoder...23
6 BERÄKNINGAR OCH ANALYS...24
6.1 BRÄNSLESPECIFIKATIONER...24
6.1.1 Gas...24
6.1.2 Olja...25
6.2 OLJEFÖRBRUKNING...26
6.2.1 Analys...26
6.3 FÖRBRÄNNINGSBERÄKNINGAR...29
6.3.1 Luftöverskott...29
6.3.2 Fukthalt i förbränningsluft...29
6.3.3 Beräkningar...29
6.4 SKILLNADER NATURGAS/OLJA...30
6.5 INJICERING AV NATURGAS I BLANDGASFLÖDET...32
6.5.1 Korrosion...32
6.5.2 Situation på LULEKRAFT AB...33
7 UTRUSTNING OCH SÄKERHET ...34
7.1 SÄKERHET...34
7.2 BEHÖVLIG UTRUSTNING...34
7.2.1 Konvertering/Byte av befintliga brännare...34
7.2.2 Injicering av naturgas...34
7.2.3 Framledningssystem...35
7.2.4 Regler- och säkerhetssystem...35
7.2.5 Övervakning...35
7.2.6 Designat system...35
8 MILJÖASPEKTER ...36
8.1 VÄXTHUSEFFEKTEN...36
8.2 FÖRSURNING...36
8.3 KVÄVEOXIDER...37
8.4 STOFT OCH PARTIKLAR...37
8.5 ÖVRIGT...38
8.6 SAMMANFATTNING...38
9 FINANSIELL ANALYS ...39
9.1 EKONOMISKA STYRMEDEL...39
9.1.1 Svavelskatt...39
9.1.2 Kvävedioxidskatt...39
9.1.3 Utsläppshandel...39
9.2 INVESTERINGSKOSTNAD...40
9.2.1 Brännare...40
9.2.2 Injicering av naturgas...40
9.2.3 Framledningssystem...41
9.2.4 Regler- och säkerhetssystem...41
9.2.5 Övervakningssystem...41
9.2.6 Sammanfattning...41
9.3 MODELL...41
9.3.1 Antaganden...42
9.4 RESULTAT...42
9.5 KÄNSLIGHETSANALYS...42
10 DISKUSSION ...44
11 SLUTSATS ...46
12 REFERENSER...47
BILAGA A Detaljerade skisser på brännarna BILAGA B Ekvationer för gasberäkningar BILAGA C Storheter för respektive gas BILAGA D Förbränningsberäkningar
BILAGA E Sammanfattning förbränningsberäkningar BILAGA F Korrosionsberäkningar
BILAGA G Översikt styr- och reglersystem BILAGA H Miljöberäkningar
BILAGA I Ekonomiberäkningar
1 Inledning
1.1 Bakgrund
LULEKRAFT AB producerar elkraft, hetvatten, processånga och torkgas. Via Luleå Energi AB (LEAB) distribueras fjärrvärme till nästan alla hushåll i Luleå. Producerad elkraft och en del processånga säljs till närliggande SSAB. Årligen produceras drygt 700 GWh fjärrvärme, 600 GWh elkraft, 90 GWh torkgas och 30 GWh processånga [1].
Primärbränsle är en blandgas bestående av masugns-, LD- och koksgas bildade vid SSAB:s metallurgiska enhet. Dessa gaser buffras i en 80 000 m
3stor gasklocka innan de förbränns på LULEKRAFT AB. Driftstörningar på SSAB kan skapa variationer på blandgasen vilket leder till problem på LULEKRAFT AB, bl.a. ett lågt värmevärde eller brist på blandgas. Vid tillfällen med lågt värmevärde används eldningsolja för att säkerställa effektiv förbränning. Eldningsolja används också vid brist på blandgas, perioder av hög last samt vid uppstart av pannan. Tanken är att ersätta olja i effektintervallet 0-50 MW med naturgas. Teoretiskt skulle en större effekt vara möjlig, men p.g.a. logistiska och tekniska aspekter har 50 MW ansetts som rimligt.
Utanför Nordnorge kust finns ett antal större fyndigheter av naturgas. Nyligen blev en LNG-anläggning färdigställd på ön Melkøya utanför Hammerfest. Tanken är att med lastbil transportera naturgas i form av LNG till LULEKRAFT AB. Företaget som är aktuellt för distribution av LNG samt upprättande av terminalen heter Barents NaturGass. Företaget har Hammerfest som utgångspunkt och har idag en fungerande LNG-terminal i drift i norska Bodø. Terminalen består av en välisolerad cistern, en förångare samt anslutningsmöjligheter för LNG/naturgas.
Idag pågår ett EU-finansierat projekt, NOORS, som har målet att etablera en naturgasanvändning i Barentsregionen. Om LULEKRAFT AB börjar använda naturgas som bränsle kan fler aktörer få upp ögonen för naturgasens möjligheter. Då naturgas ur många aspekter är bättre än sina fossila motsvarigheter, främst ur miljöhänseende, kan en konvertering till naturgas på LULEKRAFT AB leda till ett renare och mindre oljeberoende Norrbotten.
1.2 Syfte
Att reducera oljeförbrukningen är idag av stor vikt för de flesta företag, dels för att
minska miljöpåverkan men även av rent företagsekonomiska skäl. Driftsituation på
LULEKRAFT AB medför att naturgas idag är det enda alternativet för att reducera
oljeförbrukningen. Anledningen är att LULEKRAFT AB är tvungna att omedelbart
påbörja eldning med alternativa bränslen om gasleveransen från SSAB störs av olika
skäl. Syftet med denna studie är att undersöka möjligheterna för en konvertering från
olja till naturgas, både teknisk och finansiellt.
1.3 Mål
Studiens mål är att bedöma om en konvertering från olja till naturgas är tekniskt och finansiellt möjlig på LULEKRAFT AB. De initiala mål som är grunden till studien sammanfattas nedan:
¾ Beräkna mängden eldningsolja som kan ersättas med naturgas.
¾ Förbränningstekniskt utredning (hur en konvertering påverkar värmeöverföring i pannan och annan utrustning)
¾ Föreslå lämpliga komponenter för systemet samt modifikationer på anläggning
¾ Miljömässig utredning med avseende på emissioner till luft
¾ Finansiella aspekter
Slutmålet är att beräkna ett högsta pris LULEKRAFT AB är villiga att betala för
levererad naturgas.
2 Metod
2.1 Litteraturstudier
En omfattande litteraturstudie har gjorts, mestadels med böcker och Internet som källor.
En hel del information har också hämtats från LULEKRAFT AB:s arkiv och genom intervjuer med personal på LULEKRAFT AB.
2.2 Analys
Datamaterial för processparametrar som använts har inhämtats från LULEKRAFT AB:s interna övervakningssystem. Systemet är kompatibelt med mjukvarorna Aspen Process Explorer och Microsoft Excel vilket gör det möjligt att analysera respektive parameter.
2.3 Avgränsning
Studien behandlar en eventuell konvertering nerströms LNG-terminalens förångare,
d.v.s. när naturgasen övergått helt till gas. Studien innefattar därmed inte aspekter
rörande LNG-terminal eller kostnader att leverera och lagra LNG. Företaget som
levererar naturgasen står för transport av LNG samt investering, uppförande och
underhåll av LNG-anläggningen. Då ett pris LULEKRAFT AB är villiga att betala för
naturgasen är beräknat är det upp till detta företag att besluta om de är beredda att
leverera till angivet pris eller inte.
3 Naturgas
Naturgasens andel av Europas totala energiförsörjning är ca 30 % (i EU ca 20 %) och tros öka i framtiden [2]. Då naturgas är bättre ur miljöhänseende än många av sina fossila motsvarigheter ses naturgasen som ett steg i rätt riktning mot en framtida hållbar energiförsörjning. Följande avsnitt ger en kort presentation av naturgas.
3.1 Uppkomst
Naturgas bildas enligt traditionell teori vid nedbrytning av organiskt material (växt- och djurrester) under högt tryck. Genom kontinuerlig sedimentering förs materialet mot högre tryck och temperatur vilket påskyndar nedbrytningsprocessen. Bildad naturgas stiger pga. av sin låga densitet mot jordskorpan. En del av gasen når jordskorpan och skingras i atmosfären. Den andra delen fångas upp av en tät bergart där naturgas ansamlas. Beroende på ursprunget av det organiska materialet bildas olja eller naturgas, olja bildas av marint växtplankton och naturgas av växtrester från markytan.
Kombinerad olja- och gasutvinning är möjlig, huvuddelen av naturgasutvinning förekommer dock i rena gaskällor. Vid kombinerad olja- och gasutvinning förekommer naturgasen överst pga. densitetsskillnaden enligt Figur 1.
Figur 1. Geologisk formation för kombinerad olje- och gasutvinning.
Nybildning av fossila bränslen sker fortfarande, dock i mycket långsammare takt än de förbrukas.
3.2 Prospektering
Innan naturgas (och olja) kan utvinnas måste den lokaliseras. Förr var den enda möjligheten att hitta naturgasfyndigheter att leta efter tecken på jordytan. Men allt eftersom behovet av fossil energi ökat har mer och mer resurser lagts på utveckling av tekniker för lokalisering av naturgas. De senaste decennierna har denna utveckling accelererat, mycket tack vara ökad datorkapacitet. Sökandet börjar med en inledande geologisk granskning. De områden där möjligheten att finna naturgas bedöms stor undersöks vidare med seismografisk utrustning. Förr användes små dynamitladdningar för att generera seismografiska vågor (vibrationer) som sedan analyserades, idag används ett stort fordon, specialbyggt för att generera vibrationer.
Vid seismografiska undersökningar till havs används fartyg som bogserar en stor
”luftpistol” som generar seismografiska vågor. Dessa vågor reflekteras mot olika lager i
havsbotten och tas upp av hydrofoner.
Genom noggrann analys av reflektionerna kan jordens/havsbottens olika lager bestämmas. En rad andra möjligheter finns också för att med ännu större säkerhet fastställa naturgasfyndigheter. Dessa innefattar bland annat analys av magnetfält, gravitationsfält och avancerade simuleringar för att skapa både två- och tredimensionella bilder av jorden/havsbotten.
Trots noggranna undersökningar och analyser är det inte säkert att naturgas hittas där resultaten tyder på att det finns. För att undersöka om naturgas finns eller inte krävs provborrning.
3.3 Utvinning
Beroende på om utvinning sker till havs eller på land skiljer utrustningen. Till havs är riggar det vanligast förekommande alternativet med ett stort antal olika alternativ vad gäller konstruktion. Specialbyggda skepp förekommer också, speciellt i strömmande och djupa vatten. Den modernaste tekniken vid offshoreutvinning är att endast ha den nödvändiga utrustningen för utvinning till havs och resterande utrustningen på land. Via en pipeline leds gas/olja in till land där den processas. Utvinning på land är givetvis lättare och kan utföras med mindre komplicerad utrustning. Detta koncept används vid Snøhvit-fälten i Hammerfest, Norge. Från tre borrhål på havsbotten transporteras naturgasen via en 143 km lång pipeline till LNG-anläggningen på ön Melkøya, se Figur 2. LNG produktionen sker på ön innan den via speciellbyggda fartyg transporteras till USA och Spanien.
Figur 2. LNG-anläggningen på Melkøya [3].
Det finns även en rad andra sätt att utvinna naturgas, bland annat utvinning av metan
bundet i kol, från gashydrater under haven och från permafrostområden. Dessa metoder
är dock relativt nya och inte kommersiellt använda i någon större utsträckning.
3.4 Produktion
När provborrning påvisat fyndigheter av naturgas och behövlig utrustning är konstruerad är det klart att börja producera. Naturgas direkt från jord/havsbotten innehåller ofta svavelväten, vattenånga, koldioxid och andra mer eller mindre oönskade gaser. Dessa gaser separeras för att uppnå en torr naturgas av hög kvalitet. En stor del av dessa gaser återförs till uttömda gasreservoarer medan en del används för t.ex.
kemikalieproduktion. Efter separering av oönskade komponenter är naturgasen redo för leverans till konsument. Då en gas kyls tillräckligt vid konstant tryck övergår gasen till vätska, den kondenseras. Metan har en kondenseringstemperatur på -161ºC vid atmosfärstryck [4] Då naturgas till största delen består av metan kondenseras naturgas vid liknande temperatur då den benämns som LNG. Fördelen med LNG är att energiintensiteten per volymenhet är hela 600 gånger större, nackdelen är energiförluster vid kondensering/förångning samt materialproblem p.g.a. den låga temperaturen.
3.5 Transport och lagring
Då produktion av naturgas ofta är placerad långt från konsumenterna är en effektiv transport av gasen nödvändig. Pipelines är den vanligaste lösningen där rör med en diameter upptill 1,5 meter grävs ner i marken eller havsbottnen. De största rören i Europa har en årlig kapacitet på 500 TWh [4]. Genom kompressorstationer på jämna mellanrum kan naturgas distribueras hundratals mil till slutkonsumenten. Den andra transportmöjligheten är LNG som transporteras med fartyg eller lastbil. Vid konsumenten förångas LNG varvid den övergår till gasfas igen. Naturgas är relativt dyrt att lagra om inte gamla uttömda gasreservoarer eller bergrum finns, dock kan mindre mängder lagras i själva transportnätet eller i cisterner och tankar.
3.6 Historia
Naturgas har på en del platser trängt upp ur marken i tusentals år. I Kina har naturgas
utnyttjats sedan 900-talet f.Kr med enklare gaslampor som främsta
användningsändamål. Genom ”evighetslågor” har naturgas förknippas med gudomliga
väsen. Sådana lågor fanns bland annat hos oraklet i Delfi. När det moderna
industrisamhället utvecklades i slutet av 1700-talet fick naturgasen stå tillbaka, initialt
för kol och sedan olja, bränslen som är enklare att lagra och transportera. Inte förrän i
mitten på 1900-talet började naturgas bli intressant igen. Innan dess facklades naturgas
bort vid oljeproduktion då det inte var ekonomiskt lönsamt att tillvarata den. När det
stora Groningenfältet i Nederländerna upptäcktes 1959 fick naturgasen ett uppsving i
Europa. Idag finns ett enormt transportsystem som når ut till Europas alla hörn (förutom
delar av Skandinavien). De stora exportörerna till den Europeiska marknaden är
Nederländerna, Storbritanien, Ryssland och Norge. Norges produktion har ökat markant
de senaste decennierna, mycket tack vara de stora gasfält som upptäckts utanför Norges
kust [2].
3.7 Produktion och förbrukning
Det globala behovet av energi har ökat betydligt de senaste decennierna, mycket beroende på en ökande befolkning men även p.g.a. en allt högre levnadsstandard, framförallt i tredje världen. Andelen naturgas av total global energiförbrukning har ökat från 18,8 % till 21,8 % mellan åren 1973 – 2005. Då den globala energiförbrukningen nära på fördubblas under samma tid, från 6 128 till 11 435 miljoner ton oljeekvivalenter (Mtoe) per år, har naturgasproduktionen därmed ökat markant. Detta ses tydligt i Figur 3 där produktionen mellan 1971-2006 uppdelat per region illustreras.
Figur 3: Årlig Naturgasproduktion i världen mellan 1971-2006 i Mtoe [5].
Figur 4 visar vilka energikällor som stod för världens och Sveriges energitillförsel år 2004.
Figur 4. Världens och Sveriges energitillförsel år 2004 (övriga inkluderar, jord/bergvärme, sol- och vindkraft) [5] respektive [6].
Som kan ses i Figur 4 är Sveriges tillförsel av naturgas väldigt liten, endast 1,6 % av total förbrukning, jämfört med 21,8 % för världen. Detta kan dels förklaras med att vi inte har egen utvinning. Sverige har istället satsat på kärnkraft och vattenkraft. Länder med egen naturgasproduktion har generellt en mycket hög andel förbrukning jämfört med andra länder. Tabell 1 visar naturgasproduktionen för de 10 länder med störst produktion samt övriga länders produktion år 2006.
Tabell 1. Naturgasproduktion för respektive land år 2006 [5].
Producent Mm3 %
Ryssland 656 290 22,0
USA 524 368 17,6
Kanada 189 179 6,4
Iran 98 123 3,3
Norge 91 834 3,1
Algeriet 88 785 3,0
Storbritannien 83 821 2,8 Nederländerna 77 295 2,6 Indonesien 72 096 2,4 Turkmenistan 67 052 2,3 Övriga 1 027 709 34,5
Totalt 2 976 552 100,0
Ryssland och USA står ensamma för nästan 40 % av den totala produktionen. Ryssland exporterar en stor del av sin produktion till Europa.
Naturgasreserver som är kommersiellt utvinningsbara uppgick i slutet av år 2001 till 155 000 Mm
3och beräknas räcka drygt 60 år med dagens användning. Huvuddelen av reserverna finns i f.d. Sovjetrepubliken (36 %) och Mellanöstern (36 %). Endast 3,1 % av jordens naturgasreserver finns i Europa, inklusive Norge och de forna öststaterna [7].
Med förmodat dyrare energipriser kan reserver som idag är olönsamma för utvinning bli lönsamma. Detta tillsammans med det faktum att reserver hittats kontinuerligt (dock i långsammare takt) gör att naturgasen kan räcka längre än beräknat. Man bör dock komma ihåg att energiförbrukningen globalt spås att öka vilket reducerar den tid naturgas kan användas som energikälla.
Sveriges användning av naturgas initierades 1985 då det svenska distributionsnätet
sammankopplades med de Danska Nordsjöfälten. Idag finns ett system utmed hela
Västkusten. Idag importerar Sverige ca 900 Mm
3eller 9 TWh årligen där ca 40 %
förbrukas i industri samt kraftvärme- och värmeverk [7].
4 LULEKRAFT AB
LULEKRAFT AB togs i drift 1982 och ägs till hälften av SSAB Tunnplåt Luleå och till hälften av Luleå kommun. LULEKRAFT AB producerar elkraft, ånga, hetvatten och torkgas. Primärbränslet utgörs av masugn-, stålverk- (LD-gas) och koksgas från SSAB Tunnplåt i Luleå. Vid otillräcklig tillgång på gas, lågt värmevärde på denna, höglastperioder och vid uppstart av anläggningen används eldningsolja. Producerad elkraft och processånga säljs till SSAB. Genom ett fjärrvärmenät distribueras producerat hetvatten via Luleå Energi AB till i stort sett alla hushåll i Luleå. Torkgasen levereras till närliggande Bioenergi i Luleå AB där gasen används för torkning av biobränsle.
4.1 Teknisk information
Kraftvärmeverket är i storleksordningen 350 MW bränsle in och maximalt 100 MW el och 200 MW värme ut. Pannan är utrustad med sex brännare för blandgas/olja, fem för koksgas/olja och en för enbart olja, alla placerade på pannans frontvägg. Efter eldstaden möter rökgaserna tre överhettare följt av fyra ekonomisers. En viss recirkulation av rökgaser är möjlig vilket bl.a. leder till högre värmeöverföring i konvektionsdelen., se Figur 5. Pannan är av självcirkulationstyp där rökgaser producerar ånga i tuber monterade på pannväggarna. Ångdomen avskiljer ånga och vatten varvid ångan leds till överhettarna. Producerad ånga kan användas till flera ändamål där merparten leds till turbinen för kraftproduktion. Från turbinen finns avtappningar för processånga till SSAB och till två värmekondensorer för fjärrvärmeproduktion. Vid högt fjärrvärmebehov är det möjligt att leda ånga direkt till värmekondensorerna. Innan turbinen har ångan en temperatur på ca 520ºC och ett tryck på ca 107 bar. Matarvatten med en temperatur nära ångbildningstemperaturen pumpas kontinuerligt till ångdomen från en matarvattentank via ekonomisrarna.
Figur 5. Principskiss över LULEKRAFT AB [8].
4.2 Bränsle
Primärbränslet på LULEKRAFT AB är en blandgas bestående av processgaser från närliggande SSAB. Detta avsnitt ger en kort presentation av dessa gaser samt hur de uppkommer. För en mer ingående beskrivning se t.ex. Stålboken [9] eller Karlsson [10].
SSAB tunnplåt i Luleå är ett malmbaserat stålverk där höghållfast råstål av olika kvalitéer framställs. Verksamheten omfattar koksverk, masugn och stålverk. I denna process, som schematiskt kan ses i Figur 6, bildas förutom råstål energirika processgaser.
Figur 6. Schematisk överblick SSAB tunnplåts verksamhet [9].
De stora gasproducenterna är masugn, koksverk samt LD-konvertrarna. Dessa gaser används i största möjliga mån internt på SSAB. Dock bildas ett överskott av dessa gaser som bl.a. används som bränsle i LULEKRAFT AB:s ångpanna. Nedan följer en kort beskrivning hur respektive gas bildas och var den används.
4.2.1 Koksgas
För att tillverka koks som senare används i masugnen används stenkol som råvara.
Kolet värms upp till en temperatur av cirka 1100ºC i en ugn utan tillgång på syre, så kallad torrdestillation [10]. Processen pågår 18 timmar varefter färdig koks trycks ut ur en av koksverkets fem sektioner för släckning. Efter detta transporteras koksen till masugnen. En fjärdedel av kolets massa blir koksgas som kyls och därefter renas.
Ungefär hälften av bildad koksgas används internt för att värma upp koksverket vilket sker genom förbränning av gasen i väggar mellan varje koksugn, totalt 54 ugnar uppdelade i de fem sektionerna.
4.2.2 Masugnsgas
I masugnen reduceras syrehalten i malmpelletsen vilket sker genom kontinuerlig
påfyllning av malmpellets, koks, kalksten samt en rad tillsatsämnen. Genom att injicera
kolpulver och blåsa in varm blästerluft hettas masugnens innehåll upp. Då startar en
reaktion mellan kolatomer i kokset och malmens syreatomer. Reaktionen bildar en gas,
masugnsgas, som strömmar upp genom masugnen. En del av gasen förbränns växelvis i
tre s.k. cowprar där blästerluft till masugnen produceras. Från masugnens botten tappas
råjärnet ut och via en torped transporteras till vidareförädling.
4.2.3 LD-gas
Efter en rad förädlingssteg där råjärnet bl.a. renas på svavel och slagg hälls råjärnet tillsammans med skrot ner i en s.k. LD-konverter. Målet är att reducera kolhalten vilket sker genom att injicera trycksatt syre tillsammans med andra komponenter beroende på önskad kvalité på färdigt råstål. Under denna process bildas LD-gas som mestadels innehåller kolmonoxid och koldioxid p.g.a. reduceringen av järnets kolhalt.
4.3 Beskrivning av bränslesystem
Detta avsnitt beskriver blandgasens väg från blandgasklockan till pannan och vilka komponenter som ingår i systemet. Systemets huvuduppgifter är att leda, förvärma, reglera flödet av gas och avleda kondens. Figur 7 visar en schematisk skiss över systemet. Merparten av informationen i detta avsnitt är inhämtat från LULEKRAFT AB:s arkiv samt intervjuer med personal på företaget [11].
Figur 7. Schematisk skiss på over bränslesystemet..
4.3.1 Blandgas
Blandgas strömmar från blandgasklockan via en rörledning och når en huvudavstängningsventil som kontrolleras av LULEKRAFT AB. Blandgasledningen har fyra dräneringspunkter som kontinuerligt avleder kondens från blandgasen.
Dräneringspunkterna är utformade som byttor som genom ett vattenlås leder kondens till en uppsamlingstank för att pumpas vidare till en sedimenteringsbassäng. Övriga komponenter i systemet sammanfattas nedan.
Tryckstegringsfläkt
Via en fläkt höjs trycket på blandgasen från cirka 4 kPa till 6 kPa (övertryck ). Fläkten drivs av en elmotor med ett konstant varvtal på 1490 varv/min Vid högt gasflöde kan trycket efter fläkten sjunka, detta kompenseras genom att justera fläktbladen och därmed öka tryckstegringen över fläkten.
Förvärmare och Blandstation
Förvärmning av blandgas förbättrar total verkningsgrad på anläggning och gasens
tändningsegenskaper. Förvärmaren består av fyra tubpaket med strömmande kondensat
i de två första och ånga i de två sista paketen. Blandgasen värms från ca 20-40ºC till omkring 90ºC i förvärmaren. Materialet i förvärmaren är vanligt kolstål. En del av blandgasflödet leds förbi förvärmaren, detta för att minska tryckfallet över förvärmaren och därmed öka gasflödet. Genom att injicera koksgas i blandgasflödet kan värmevärdet höjas. Denna injicering sker i by-passflödet över förvärmaren med en koksgaslans, se Figur 8. Den fetare gasen blandas sedan med det större blandgasflödet efter förvärmaren.
Figur 8. Ritning över förvärmaren, pilarna visar flödesriktning, avledningen av blandgas samt vart koksgasen injiceras. Ritningen är ett utdrag från [11].
Värmevärdesmätare
För att kontrollera värmevärdet på blandgasen finns två värmevärdesmätare installerade mellan förvärmare och reglerspjäll.
Reglerspjäll
Reglerspjällets uppgift är att justera mängden blandgas som ska förbrännas. Spjället är av tvåstegstyp där det första har en mindre öppningsarea (ca ¼ av total tvärsnittsarea på röret). Det första spjället måste vara helt öppet innan det andra börjar öppnas. Denna konstruktion möjliggör en hög reglerbarhet av gasflödet.
Fördelningslåda
Blandgasen fördelas till de sex brännarna i en fördelningslåda. Fördelningslådan är en cylinder med 2 m i diameter. Från denna utgår sex rör till respektive brännare med en diameter på 80 cm. Rören till respektive brännare är placerade i sicksack på cylinderns ovansida. Beroende på gasflöde kan antalet brännare som används regleras. Detta sker oftast genom att mäta trycket i röret till respektive brännare; är gastrycket för lågt stängs brännaren av.
4.3.2 Koksgas
Koksgas kan förbrännas separat i fem stycken kombinerade koksgas-/oljebrännare eller
användas för att höja värmevärdet på blandgasen. Även koksgasen dräneras på
kondensat innan den når blandningsstationen. Via ett reglerspjäll blandas koksgas med blandgas genom en gaslans (se Figur 8) eller leds direkt till kombinationsbrännarna.
4.3.3 Eldningsolja
Oljan pumpas från en cistern, trycksätts och förvärms vid behov innan den förbränns i respektive brännare. Olja som används vid lågt värmevärde på blandgas kallas stödolja och olja som används vid höglast och uppstart kallas lastolja.
4.3.4 Förbränningsluft
Systemet för lufttillförsel innehåller följande huvudkomponenter; ljuddämpare, luftfläkt, förvärmare och ett reglerspjäll. Spjället reglerar luftmängd till respektive brännare efter rådande behov. Systemet suger förbränningsluft från pannhusets övre del vilket håller en relativt konstant temperatur på omkring 40ºC oberoende av årstid. Efter förvärmaren har luften en temperatur på ca 200ºC och ett övertryck på ca 2 kPa. Förvärmaren är en plattvärmeväxlare med rökgas som kyls från ca 240ºC till 180ºC på motsatt sida.
4.4 Brännare
Pannan är utrustad med tolv brännare, sex för blandgas/olja, fem för koksgas/olja och en för enbart olja. Alla brännare är placerade på pannans frontvägg enligt Figur 9.
Figur 9. Placering och bränsle för respektive brännare.
4.4.1 Blandgas/Stödoljebrännare
På gassidan strömmar förbränningsluft in genom ett spiralformat tillopp. Luften fördelas med hjälp av ett antal ledplåtar och får via dessa en rotationsrörelse. Ledplåtarna är justerbara vilket medför att storleken på rotationsbildningen kan justeras.
Brännarutloppet är uppdelat i ett antal fickor jämt fördelade över brännartvärsnittet och
placerade snett i samma riktning som luftens rotationsrörelse. Vissa fickor är täckta med
ledplåtar vilka skapar lokala virvlar som säkerställer tändning även vid höga
utgångshastigheter. Blandgasen strömmar in i den centrala delen av brännaren och
förbränningsluften runt om i en annulär spalt. Brännarnas rotation är olika, detta för att
skapa så ideala förhållanden som möjligt i eldstaden. Förbränningsluften kommer inte i
kontakt med blandgasen innan gasen passerat brännarutloppet vilket förhindrar bakslag vid normal drift. Efter blandning av luft och blandgas antänds och förbränns blandningen i förbränningsrummet.
Stödoljebrännaren använder ånga för atomisation av oljan och är integrerad i brännarskåpet. Oljebrännaren får luft via ett rör som leder luften till flamhållaren. En flamhållare/impeller är monterad vilken förbättrar tändning av oljan. För att skydda oljebrännaren från eldstadsstrålning när den inte är i drift kan den skjutas från eldstaden.
Vid uppstart används en tändbrännare som använder propan som bränsle. Vidare finns två fotoceller för flamövervakning monterade på varje brännare. I Bilaga A kan en detaljerad ritning över brännare för blandgas/stödolja ses.
4.4.2 Koksgas-/Lastoljebrännare
Även dessa brännarskåp är utrustade med ledplåtar som leder luften genom en s.k.
spiraltrottelanordning där luften får en virvelrörelse. Varje brännare är utrustad med sex lansar avsedda för koksgas vilka är monterade likformigt längs omkretsen på en cirkel. I änden på varje gaslans finns ett munstycke med fem hål där gasflödet fördelas.
Lansarna har sin ände omedelbart före eldstaden vilket betyder att förbränningsluften inte kommer i kontakt med gasen före tändningsögonblicket. Detta för att förhindra bakslag.
Utrustningen för oljeförbränning består av en oljelans monterad i centrum av brännarskåpet, flamhållarrör med flamhållare samt en anordning för att kunna skjuta in/ut brännaren från eldstaden. Även denna brännare använder ånga som atomiseringsmedium.
Förbränningsluften passerar ett genomföringsrör innan den når en flamhållare (impeller) vilken förbättrar blandning av bränsle och luft, tändning samt oljans förbränningsförlopp.
Varje brännare är utrustad med flamövervakning. Den brännare som bara används till olja har enbart en oljeinsats. I Bilaga A kan en detaljerad ritning över brännare för blandgas/stödolja ses.
4.5 Gasklockor
För att SSAB ska kunna buffra processgaser kortare tid och kontrollera flödet på respektive gas finns tre gasklockor enligt Figur 10. Som ses i figuren har masugnsgas två flöden in i blandgasklockan. LD-gas och koksgas blandas in i varsitt flöde av masugnsgas, detta för att erhålla en mer homogen blandgas som inte innehåller bara en eller två av gaserna. Vidare ses att koksgas har ett flöde direkt till LULEKRAFT AB.
Vid överskott på koksgas kan koksgas förbrännas direkt i pannan eller användas för en
sista justering av blandgasens värmevärde. Möjligheter finns att fackla gas om något
problem uppkommer på LULEKRAFT AB eller om avsättning för all gas inte finns.
Figur 10. Principskiss över processgasflöden till och från blandgasklockan.
Koksgasklockan har en total volym på 6 000 Nm
3och en buffringstid på 5 minuter. LD- gasklockan har en volym på 20 000 Nm
3och en buffringstid på cirka 30 minuter.
Blandgasklockan som är störst har en volym på 80 000 Nm
3och buffrar masugnsgas, koksgas samt LD-gas. Arbetsvolymen ligger inom 10-90 % av total volym vilket motsvarar 64 000 Nm
3. Klockan kan med denna arbetsvolym buffra ca 13 minuters förbrukning av blandgas [10]. Uttag av blandgas styrs av LULEKRAFT AB och beror främst på el- och fjärrvärmebehov, blandgasens värmevärde och tillgänglig gasmängd.
Trots blandgasklockan har LULEKRAFT AB problem med blandgasen. Hur dessa problem uppkommer sammanfattas nedan.
Då effekt är produkten av gasflöde och värmevärde kan effekten in till LULEKRAFT AB fluktuera en hel del. Detta medför att effekt ut från LULEKRAFT AB också fluktuerar. Ibland sjunker värmevärdet på blandgasen till en nivå som försvårar effektiv förbränning. Den största volymfraktionen i blandgas är masugnsgas. Masugnsgas har det lägsta värmevärdet av gaserna, ibland lägre än blandgasens rekommenderade värde.
Blandas inte LD-gas och koksgas med masugnsgas tillräckligt kan volymer med låga/höga värmevärden uppstå. Värmevärdet på respektive gas kan förändras p.g.a.
störningar i SSAB:s delprocesser. Detta kan resultera i en gaskomposition med ett lägre värmevärde än normalt.
En studie som behandlar gasdynamiken på SSAB [10] påvisar att flöde in i blandgasklockan av koksgas och LD-gas påverkar blandgasens värmevärde markant.
Studien visar vidare att en förändring av värmevärdet i utgående blandgas sker tämligen snabbt.
En del av dessa fluktuationer dämpas av blandgasklockans volym men ger ändå
problem på LULEKRAFT AB. Fluktuationerna av LD-gasflöde kan förklaras med
injiceringen av syre i LD-konvertern som sker periodiskt vilket resulterar i ett på/av
flöde. Stålverket är utrustat med två LD-konvertrar som genom 180º fasförskjutning ska
ge ett jämt flöde av LD-gas. P.g.a. störningar i produktion händer det dock att
konvertrarna ligger i fas vilket ger ett mycket ojämnt LD-gasflöde till blandgasklockan.
Koksgasens flöde varierar främst beroende på andelen gas som används internt inom SSAB samt koksverkets växlingar mellan uppvärmning och tryckning av koksverkets sektioner. Eftersom koksgas är den gas med högst värmevärde beror blandgasens värmevärde mycket på tillgången av koksgas. Flödesvariationer på masugnsgas kan förklaras med växling av cowprar, denna variation påverkar dock inte blandgasens värmevärde i samma utsträckning som de övriga gaserna.
Poängteras bör att de problem som påvisats ovan uppstår under normal drift. Vid
kortare driftstopp eller enbart mindre kapacitetsförändringar inom SSAB kan gasflödet
och gasens värmevärde förändras ytterligare eller helt upphöra.
5 Teori
5.1 Gasers egenskaper
Vid beräkning och analys av gasers förbränningsförlopp samt vid dimensionering av utrustning krävs kunskap om gasers beteende och egenskaper. Detta kapitel behandlar storheter som använts i denna studie. Om ingenting annat anges är storheterna angivna vid normaltillstånd, det vill säga 0ºC och 1,01235 bar.
5.1.1 Värmevärde
Värmevärdet, Hi, för en gas är den energi som frigörs vid fullständig förbränning av en normalkubikmeter av gasen. Värmevärdet kan uttryckas både med ett övre (kalorimetriskt) och ett undre (effektivt) värde. I det sistnämnda är energin som frigörs vid kondensering av vattenånga i rökgaserna exkluderade. Då det undre värmevärdet är standard i Europa och Sverige används detta i denna studie.
5.1.2 Molmassa och Densitet
Vid beräkningar av gaser är gasens molmassa, M, och densitet, ρ, viktiga storheter.
Molmassan defineras som vikten/mol, oftast angiven som kg/kmol. Densitet anges i kg/Nm
3. Hur molmassa och densitet beräknas för en gasblandning kan ses i Bilaga B.
5.1.3 Övrigt
Vid låga tryck, vilket är fallet för både processgaser och rökgaser, kan en reell gas betraktas som ideal. I dessa situationer är ideala gaslagen, ekv(1), applicerbar
nRT
pV
= (1)
När en gas är sammansatt av olika gaser brukar respektive komponent anges i volymandelar (vol. %), eller molandelar. För ideala gaser är volymandelar lika med molandelar. Hos en reell gas finns en marginell skillnad mellan volym- och molandelar och brukar därmed ofta sättas lika med varandra.
5.2 Förbränning
De reaktioner som sker vid förbränning är mycket komplicerade. Alla förbränningstekniska analyser är därför mer eller mindre förenklade. Detta avsnitt beskriver fundamentala förbränningsbegrepp och vilka fenomen som komplicerar en utförlig beskrivning av ett förbränningsförlopp.
5.2.1 Fundamentala begrepp
Vid förbränning sker en reaktion mellan en brännbar substans och luft eller, i vissa fall, rent syre. Denna kemiska reaktion ger upphov till ett antal produkter. De i denna studie förekommande reaktionerna är bl.a. ekv(2-4):
2
½O2 CO
CO+ →
(2)
O H O
H2 +½ 2 → 2
(3)
O H CO O
CH4 +2 2 → 2 +2 2
(4)
5.2.2 Stökiometrisk förbränning
Det enklaste fallet av förbränning är s.k. stökiometrisk förbränning. Då tillsätts tillräckligt mycket luft eller syre, varken mer eller mindre, för att erhålla fullständig förbränning. Om bränslets komposition är känd kan en massbalans enligt ekv(5) ställas upp
2 2 2
2 2
2
3 , 76 ) 0
(
O N aCO bH cSO dNu S N O H
Cx y z r t
+ + → + + + (5)
där total massa av varje element måste vara lika före och efter reaktionen. Om bränslets komposition är känd kan ett ekvationssystem ställas upp och a, b, c, d och u lösas ut.
För en gas anges mol % av respektive ingående komponent, om gasen klassas som ideal är mol % lika med vol. %. För fasta och flytande bränslen anges vikt %.
5.2.3 Adiabatisk flamtemperatur
Om all utvecklad energi vid fullständig förbränning används för att värma upp rökgaserna erhålls den adiabatiska flamtemperaturen. P.g.a. uppvärmning av omgivning samt förluster i systemet är den verkliga temperaturen alltid lägre än den adiabatiska.
5.2.4 Luftöverskott
För att säkerställa fullständig förbränning är det vanligt att använda ett visst luftöverskott, λ. Vid luftöverskott är ekv(5) inte tillämpbar. Ett luftöverskott på 10 % vid förbränningen anges som λ = 1,10. Vid ett luftöverskott blir den generella massbalansen enligt ekv(6)
3 2
2 2 2
2
2 2
0
) 76 , 3 (
iNH hNO gCO
fC eO dN cSO bH
aCO
N O
u S N O H
Cx y z r t
+ +
+ + + + +
+
→ +
+ λ
(6)
I verkliga applikationer räcker det inte ekv(6) till för att beskriva processen. I dessa fall måste ett nytt fenomen, dissociation, introduceras.
5.2.5 Dissociation
Vid tillräckligt höga temperaturer startar inbördes reaktioner, s.k. dissociation, mellan rökgasens ingående molekyler. Oftast är det tillräckligt att beakta följande reaktioner, ekv(7-9), i temperaturintervallet 1 500 – 2 500ºC [13].
2
2 CO ½O
CO ↔ +
(7)
2 2
2O H ½O
H ↔ +
(8)
OH H
O
H2 ↔½ 2 +
(9)
En ytterligare vanligt förekommande reaktion är det s.k. ”vatten-gas-skiftet” enligt
ekv(10)
O H CO H
CO2 + 2 ↔ + 2
(10)
Beroende på temperatur kommer ekv(7-10) att hitta en jämvikt där reaktionshastigheten går lika fort åt vänster som åt höger. Genom att introducera en jämviktskonstant som är beroende av varje enskild komponents molfraktion och en temperaturberoende konstant (Gibbs fria energi) kan ekv(6) lösas.
5.2.6 Övriga aspekter
Fler jämviktsreaktioner än de ovan nämnda, t.ex. mellan kväveoxider, förekommer.
Detta gör förbränningstekniska beräkningar mycket svåra att utföra. En rad andra faktorer försvårar ytterligare, bl.a. temperatur- och hastighetsvariationer i olika delar av pannan, andelen primär-/sekundärluft, om pannan har återcirkulation etc..
Vattenhalt på förbränningsluften och bränslet måste beaktas då det med fuktiga reaktanter bildas mer vattenånga som påverkar strålningseffekt och mängden bildade rökgaser. Vatteninnehåll i bränsle och luft är dock relativt enkelt att implementera i förbränningsberäkningarna.
5.3 Brännare
Detta avsnitt beskriver gasbrännare i allmänhet, deras konstruktion och egenskaper.
Denna studie behandlar konvertering av en ångpanna, därmed berörs enbart gasbrännare lämpade för denna applikation. För ångpannor är det främst tre typer av brännare som används; atmosfärs- och fläktgas- och kombinationsbrännare. För att förstå brännarens uppbyggnad ges en kort sammanfattning av de viktigaste begreppen. Följande egenskaper är viktiga för moderna gasbrännare enligt Näslund [14]:
¾ Fullständig förbränning
¾ Flamstabilitet.
¾ Låga emissioner av skadliga ämnen
¾ God reglerbarhet
¾ Anpassad till aktuell applikation 5.3.1 Flammans egenskaper
Egenskaper hos flamman och därmed brännaren är beroende på en rad faktorer. Hur och när gas och förbränningsluft blandas har stor betydelse. Flera alternativ är möjliga; all gas och luft blandas innan flamman, gas blandas med primärluft innan flamman och sekundärluft tillförs genom diffusion till flamman samt ingen förblandning innan flamman.
En viktig aspekt för alla brännare är att undvika flamlyft eller tillbakaslag av flamman.
Flamlyft uppkommer då utströmningshastigheten överskrider flamhastigheten och
tillbakaslag då omvända förhållanden gäller.
Höjs bränsleflödet i en given brännare ökar flamlängden linjärt med bränsleflödet till en punkt då flamman gradvis övergår från laminära till turbulenta förhållanden. Vid turbulent flamma är flamlängd konstant oberoende av bränsleflöde. Fördelarna med turbulent flamma är bl.a. kontaktytan mellan förbränt och obränt som ökar vilket tillåter en högre flamhastighet och därmed en högre effekt på brännaren. Dock bör en varning utfärdas; flamlängden är endast konstant vid turbulent flöde om flamman strömmar ut i stillastående luft. I en verklig situation, i det här fallet en panna, påverkas flamman av strömmande luft/rökgaser, pannans geometri etc.
5.3.2 Atmosfärsbrännare
Atmosfärsbrännare har en förhållandevis enkel konstruktion utan rörliga delar. En principiell bild visas i Figur 11.
Figur 11. Principiell bild över en atmosfärsbrännare.
En atmosfärsbrännare fungerar i princip som en bunsenbrännare och består av tre huvuddelar; gasmunstycke/dysa, brännarhals där gas och primärluft blandas samt brännarhuvud där själva förbränningen sker. En del luft, primärluften, sugs med gasen enligt Figur 11. Gas och primärluft blandas i blandningsröret och strömmar via en diffusor ut genom s.k. brännaröppningar i brännarhuvudet. I detta skede tillförs ytterligare en del luft, sekundärluft, som avslutar förbränningen. Totalt luftöverskott är 30-50 %. Flamman hos en atmosfärsbrännare kan med relativt enkla medel justeras för att passa ändamålet. Atmosfärsbrännare är/har varit mycket använd i hushåll och andra mindre installationer. Höga NO
x-emissioner och svårigheter att tillgodose dagens önskemål av hög prestanda har dock gjort att atmosfärsbrännare inte används i samma utsträckning idag.
5.3.3 Fläktbrännare
Genom en tryckstegring av förbränningsluften med hjälp av en fläkt har en fläktbrännare en högre effekttäthet än atmosfärsbrännare. Med ett högre tryckfall över brännaren blir användningsområdet större. Det finns både mindre brännare med integrerad fläkt (monoblock) och större brännare med en separat luftfläkt (doublock).
De senare används när större effekter krävs, uppåt 100 MW, fläkten väljs då efter
rådande eldstadsförhållanden. Efter brännarhuvudet är fläktbrännare utrustade med en
flamhållare som är mycket viktig för att kontrollera flamman. Gasen och primärluften
kan blandas på olika sätt i brännarhuvudet, de vanligaste är illustrerade i Figur 12.
Figur 12. Principer för fläktbrännare..
I nummer 1 sker blandningen före flamhållaren, i 2 efter. I nummer 3 roterar luften och blandas med gasen efter flamhållaren. Luften roteras här med hjälp av ledskenor vilket ofta används i större pannor för att undvika att flamman når pannans bortre vägg. I alla dessa fall strömmar gasen ut från centrum av brännaren genom en dysa. Ett ytterligare alternativ finns där gas och luft redan är blandad innan brännaren. Även denna konfiguration kan kompletteras med ledskenor för att få blandningen att rotera. För att få likartade förbränningsförhållanden trots olika brännareffekter försöker man konstruera brännaren så att tryckfallet över flamhållaren är konstant oavsett last.
Att kunna variera effekten på en brännare är av stor vikt, speciellt för Kraft- och Värmeverk, där uteffekt varierar mycket beroende på säsong- och dygnsvariationer. Ett antal alternativ finns för att möjliggöra dessa variationer. Det enklaste brännaralternativet är enstegsbrännaren där gasflödet styrs genom att förändra munstycksarea, gastryck eller gasflöde (genom strypning). Tvåstegsbrännare är konfigurerade för två brännareffekter, en för beräknat maxbehov och en för den effekt brännaren oftast arbetar i. I modulerande brännare kan brännareffekten varieras steglöst.
5.3.4 Kombinationsbrännare
Speciellt större pannor använder kombinationsbrännare där både gas och olja kan
användas som bränsle. Anledningen är ofta att man vill maximera drifttillgängligheten
om gasleveransen upphör. En ytterligare fördel är att det under perioder av höglast är
möjligt att stödelda med olja. Kombinationsbrännare kan konstrueras som en
gasbrännare med en oljebrännare som tillägg eller vice versa. Oftast används bara ett
bränsle åt gången.
5.4 Värmeöverföring
Värmeöverföring i en panna sker från bildade rökgaser till den vatten-/ångblandning som strömmar i tuber i pannan. De fysikaliska begreppen är konvektion, strålning och konduktion, vilka utreds och diskuteras nedan.
5.4.1 Konvektion
Påtvingad konvektion uppstår när ett medium med hastighet V och temperatur T
∞strömmar över en yta med area A och temperatur T
sdär T
∞≠ T
s. Den lokala värmeöverföringen på grund av konvektion tecknas enligt ekv(11)
) ( −
∞=
AhT Tq s
(11)
där h är den lokala konvektionskoefficienten. För att bestämma h används empiriskt framtagna formler som utrycks i dimensionslösa tal. De mest frekvent använda talen är Reynold (Re) Nusselt (Nu), Prandlt (Pr) och Sherwood (Sh). Enligt Incropera et al. [15]
kan Nusselt tal över en platt yta med laminära förhållanden tecknas enligt ekv(12)
k
Nu
= 0 , 680 Re
1L/2Pr
1/3=
hL(12)
där h är den lokala konvektionskoefficienten, L karakteristisk längd och k värmeledningsförmågan för det strömmande mediet. Reynolds tal bestämmer om det är turbulenta eller laminära förhållanden och Prandtl är en temperaturberoende konstant för mediet. Vid turbulenta förhållanden (Re > 5*10
5) kan empiriska samband mer lämpade för dessa förhållanden användas.
5.4.2 Strålning
Då rökgaser har en högre temperatur än tubväggarna i eldstaden kommer en värmeövergång i form av strålning ske. Trots att strålning från gaser är komplicerad kan en förenklad modell användas. Metoden beskrivs ingående i Incropera et al. [15]. Här återges enbart beräkningsmetoden. Metoden antar att enbart vattenånga och koldioxid strålar i rökgasen. Strålning per areaenhet kan utryckas enligt ekv(13)
4 g g
g T
E =
ε σ (13)
där ε
gär emissionstalet för gasen, σ Stefan Boltzmans konstant och T
ggasens temperatur. När både vattenånga och koldioxid ingår i gasen tecknas ε
genligt ekv(14)
ε ε ε
ε
g=
v+
c− Δ (14)
där ε
voch ε
cgäller för strålning från vattenånga respektive koldioxid och Δε för inbördes strålning mellan vattenånga och koldioxid. Rökgaserna absorberar själv en del av strålningen och måste därmed reduceras med en faktor, α
g, enligt ekv(15)
α α α
α
g=
w+
c− Δ (15)
där samma index som i ekv(14) gäller. Dessa storheter kan med hjälp av figurer i Incropera et al. [15] bestämmas. Med emissivitet- och absorptionstal känd från ekv(14) och (15) kan strålningsbidraget slutligen beräknas enligt ekv(16)
(
g g4 s s4)
net A T T
q =
σ ε
−α (16)
där A, är arean utsatt för strålning, i detta fall tubväggarna.
Förutom strålning från rökgaser existerar strålning från flamman, egentligen glödande partiklar med tredimensionell temperatur- och hastighetsvariation. En viss strålning finns också mellan enskilda ytor i pannan.
5.4.3 Från tubvägg till vatten/ånga
I tubmaterial (metall) sker värmeöverföringen i form av värmeledning.
Värmeöverföringen från insidan av tuben till vatten och/eller ånga sker i form av konvektion. Här uppstår ett problem då flödet ofta är i tvåfas; ånga och vatten, vilket ger svårigheter att bestämma konvektionskoefficienten. Ett ytterligare problem är att vatten- och ångfraktion kan distribueras på många olika sätt i tuben.
5.4.4 Slutsats
Oberoende om det är turbulenta eller laminära förhållanden i pannan påverkar hastigheten värmeöverföringen via konvektion avsevärt. Hastigheten i en panna varierar mycket beroende på var man tittar. För denna panna är hastigheten även större än vanligt då blandgas har ett lågt värmevärde vilket resulterar i högre flöden.
Konvektionskoefficienten och därmed effekten från konvektion blir därmed svårbestämda. De höga flödena påverkar även stabilitet på flamman vilket i sin tur påverkar strålningsberäkningarna från flamman. Även temperaturen varierar en hel del i pannan vilket ytterligare försvårar beräkningarna. Recirkulationen av rökgaser och uttaget av torkgas till Bioenergi är ytterligare faktorer som försvårar beräkningarna.
Slutsatsen är att det resonemang som beskrivits ovan gör det svårt att tillämpa teorin för att beräkna värmeöverföringen på LULEKRAFT AB:s ångpanna.
5.4.5 Andra metoder
Ett antal empiriska modeller finns för att beräkna värmeöverföringen i en panna, bland annat Zonmetoden, Torsten Widells metod och Computational Fluid Dynamics (CFD)- modellering. Då värmeöverföringen i en panna är så komplex är alla metoder mer eller mindre förenklade. Zonmetoden delar, som namnet antyder, upp pannväggarna i areaelement och pannan i kontrollvolymer. Zonmetoden är enligt Töyrä [12] inte tillämpbar på denna panna då flödet i pannväggarna och därmed värmeöverföringen inte kan bestämmas. Torsten Widells metod är en empirisk metod som framtagits efter mätningar på en rad pannor. En tidigare studie av Töyrä [12] visar att denna metod inte är tillämpbar då den upptagna effekten i pannvägarna inte kan förutsägas.
CFD modelleringar kan anpassas så att de avspeglar verkligheten i stor utsträckning.
CFD är således den bästa metoden för att kunna bestämma värmeöverföringen i pannan.
Men den tid som krävs för en sådan modellering finns inte inom ramen för denna studie
6 Beräkningar och analys
För att kunna dra några slutsatser och slutligen avgöra om en konvertering från olja till naturgas är möjlig har en rad beräkningar och analyser gjorts vilka sammanfattas nedan.
Vissa delar finns ytterligare beskrivna i bilagor vilket det i dessa fall refereras till.
6.1 Bränslespecifikationer
Idag används gas och olja som bränslen på LULEKRAFT AB. I följande avsnitt ges en sammanfattning på respektive bränsles egenskapar.
6.1.1 Gas
Förändringar i processer på SSAB medför att sammansättningen på respektive processgas varierar. En litteraturstudie visar att sammansättningen varierar beroende på källa. En normalsammansättning för respektive gas har dock valts för denna studie genom konsultation Hans Eriksson [16]. I Tabell 2 ges normalsammansättningen och i Tabell 3 utvalda storheter. Hur dessa storheter är beräknade kan ses i Bilaga C.
Tabell 2. Normalsammansättning (vol. %) för respektive gas.
Komponent Masugnsgas LD-gas Koksgas
Metan CH4 - 0,5 20,5
Bensen C6H6 - - 2,5
Kolmonoxid CO 22 57 6
Koldioxid CO2 24 20 1,5
Väte H2 3 4 66
Kväve N2 51 18 3
Syre O2 - 0,5 0,5
Tabell 3. Utvalda storheter för respektive gas.
Masugnsgas LD-gas Koksgas Enhet
Värmevärde 3,10 7,81 16,84 MJ/Nm3
Molmassa 31,07 30,13 8,67 kg/kmol Densitet 1,387 1,345 0,387 kg/Nm3
Blandgas har antagits bestå av 90 vol. % masugnsgas, 8 vol. % LD-gas samt 2 vol. % koksgas. Blandgasen innehåller också en del vatten. Enligt LULEKRAFT AB:s processystem är den genomsnittliga vattenhalten under perioden 5,7 vol. %.
Sammansättning på blandgas blir då enlighet Tabell 4 och Tabell 5.
Tabell 4. Sammansättning (vol. %) för blandgas..
Komponent Blandgas Metan CH4 0,42 Bensen C6H6 0,05 Kolmonoxid CO 23,08 Koldioxid CO2 21,91
Väte H2 4,09
Kväve N2 44,70
Syre O2 0,05
Vatten H2O 5,70 Tabell 5. Utvalda storheter för blandgas.
Värmevärde 3,54 MJ/Nm3
Molmassa 29,83 kg/kmol Densitet 1,332 kg/Nm3
Sammansättningen på naturgas från Snøhvit är inte 100 % säker då provdrift och intrimning av LNG-anläggningen på Melkøya fortfarande pågår. En normalsammansättning har dock bestämts efter konsultation med Dr J Pettersen [17]
vilken kan ses i Tabell 6 tillsammans med utvalda storheter.
Tabell 6. Sammansättning och utvalda storheter för naturgas [17].
Komponent vol. %
Metan CH4 92,0 Etan C2H6 6,0 Bensen C6H6 1,0
Kväve N2 1,0
Storheter
Värmevärde 38,42 MJ/Nm3
Molmassa 17,51 kg/kmol Densitet 0,782 kg/Nm3
