1

Energianalyse av et forbrenningsanlegg

2

1 INNLEDNING Dette notatet gir en relativt generell beskrivelse av et forbrenningsanlegg og omtaler virkningsgraden og dens betydning for driftsøkonomien for anlegget. Et forbrenningsanlegg har i de aller fleste tilfellene en betydelig investeringskostnad. Denne investeringen er også mye større for et fast brensel anlegg enn for et konvensjonelt oljefyrt anlegg. Den større investeringen forsvares videre ut i fra reduserte brenselkostnader. Andel reduserte brenselkostnader er videre en funksjon av driftstid og driftsforhold på anlegg. Maksimal driftstid bestemmes ut fra anleggets funksjon, dvs. den tiden hvor energileveranse er mulig. For å dra mest mulig nytte av de reduserte brenselkostnader bør driftstiden ligge opp mot maksimal driftstid. Dette betinger videre at driftssikkerheten på anlegget er god slik at risikoen for uønskede stopp på anlegg minimaliseres. Under drift av anlegg er det dessuten viktig at driftsforholdene er lagt slik til rette at anlegget til enhver tid gir optimal utnyttelse. Med andre ord menes det at anlegget skal opereres med høyest mulig virkningsgrad og at energileveransen i den grad det er mulig tilpasses forbrenningsanleggets gunstigste driftsform. I forbindelse med forbrenningsanleggets virkningsgrad er det vanlig å benytte kjelvirkningsgraden. Denne oppgis nesten alltid av kjelleverandør og er videre kundens garanti for at forbrenningsanlegget fungerer tilfredsstillende. Det er imidlertid viktig å være oppmerksom på at den garanterte kjelvirkningsgraden gjelder for et nytt anlegg. Etter en tids drift vil normalt kjelvirkningsgraden være noe lavere enn oppgitt på grunn av beleggdannelse på heteflater og en ofte manglende finjustering av luft/brensel forhold. Beleggdannelse på heteflaten medfører dårligere varmeovergang og dermed høyere røykgasstemperatur. En temperaturøkning lik 25 ºC på røykgassen medfører at kjelvirkningsgraden reduseres med omlag 1,0 %, det vil si at brensel kostnadene øker med 1,0 %. Røykgasstemperaturen benyttes vanligvis som indikator for rengjøring/feiing av kjel. De forskjellige typer forbrenningsanlegg har meget stor variasjon i investeringskostnader og driftskostnader. Dette medfører at valg av forbrenningssystem og brenseltype bør bli utsatt for en grundig vurdering før en avgjørelse tas. Denne vurderingen bør inneholde følgende momenter:

• Definering av effekt- og energibehov samt kvalitet på produsert energi (f.eks. trykk og temperatur på vann/damp).

• Driftsforhold ved anlegg, dette inkluderer driftstid, lastvariasjon på anlegg, plassering og plassbehov, betjening, service og miljøforhold ved anlegg.

• Eventuelle lokale energiressurser og dermed eventuell lokal sysselsetting. • Driftssikkerhet på anlegg og tilgjengelighet på brensel. Herunder inngår mulige

konsekvenser ved uønsket driftstans. • Økonomiske vurderinger av aktuelle systemløsninger. Investeringsbehov og

driftskostnader. Vurdering av framtidig brenseltilgang og priser. Omfanget av disse vurderingene bør selvsagt være i et visst forhold til investeringene. Det

3

kan indikeres at kostnadene ved en slik vurdering bør ligge i området 1% av investeringsbehov ved mellomstore og større anlegg (>8 MW) og opp mot 5% ved mindre anlegg.

4

2 FORBRENNINGSANLEGGETS HOVEOKOMPONENTER Et forbrenningsanlegg kan inndeles i følgende hovedkomponenter:

• brensellager, - transport og - innmatingssystem (1) • forbrenningsenhet - kjel system (2) • luft- og røykgassystem (3) • regulerings- og alarmsystem

I tillegg til hovedkomponentene inngår bygning og system for utnyttelse av produsert energi. Disse forhold blir ikke behandlet i denne sammenheng. I figur 1 er vist en prinsippskisse av et forbrenningsanlegg (avfallsforbrenningsanlegg).

Figur 1: Prinsippskisse av et forbrenningsanlegg (avfallsforbrenning). 2.1 Brensellager, - transport og innmatingssystem

Lagersystemets utforming er primært avhengig av brenseltype og kan variere fra lagring under åpen himmel (f.eks. kullhauger) til nedgravd tank (f.eks. oljetank). Felles for alle lagersystemene er at de må kunne dekke brenselbehovet over et gitt tidsrom. Dette tidsrommet bestemmes ut fra en vurdering av tilgjengelighet på brenseltransport til forbrenningsanlegget. Ofte dimensjoneres lageret slik at det har en kapasitet på minimum 100 timers drift av anlegg ved fullast. Ved forbrenning av fast brensel benyttes vanligvis en båndtransportør eller skruetransportør for brenseltransport. Innmating til forbrenningssonen foregår ofte gjennom en sluse. Flytende brensel kan pumpes direkte fra lagertank til brennerenhet. Ved fast brenselforbrenning må man være meget kritisk med utforming av brensellager, - transport og - innmatingssystem, da uønsket driftsstans av et anlegg ofte skyldes problemer i disse systemene.

(3)

(2) (1)

5

2.2 Forbrenningsenhet

Forbrenningsenhetens (brennkammer) oppgave er å gi en tilfredsstillende forbrenning. Forbrenningen er primært avhengig av 3 faktorer:

• temperaturen som forbrenningen foregår ved • blandingen (miksing eller turbulens) mellom luft (oksygen) og brensel • oppholdstiden i varm forbrenningssone for luft og brensel

Generelt kan man si at en økning av en eller flere av disse faktorene medfører en forbedring av forbrenningsresultatet. Brenselets forbrenningstekniske egenskaper er bestemmende for forbrenningsenhetens utforming. 2.3 Kjelsystem

Kjelsystemets oppgave er å nyttiggjøre seg røykgassens energiinnhold (varmeinnhold), vanligvis i form av hettvann (varmt vann) eller damp. Det finnes to prinsipielt forskjellige kjeltyper:

• Røykrørskjeler • Vannrørskjeler

I figur 2 er vist prinsippet for en røykrørskjel. Røykrørskjeler benyttes vanligvis ved mindre forbrenningsanlegg og følgende faktorer er karakteristisk for denne kjeltypen:

• kompakt anlegg • betraktelig billigere i innkjøp enn vannrørskjeler • store vannvolumer gir relativt lang oppkjøringstid • manuell rengjøring • begrensninger i trykk og kapasitet pga stort vannvolum

Røykrørskjeler leveres vanligvis i størrelser opp til 20 MW og med trykk inntil 10 bar.

Figur 2: Røykrørskjel

6

Vannrørskjelen benyttes vanligvis ved større forbrenningsanlegg hvor man ønsker høyere trykk og raskere igangkjøring. Figur 3 viser en vandrerist vannrørskjel.

Figur 3: Vannrørskjel

2.4 Luft- og røykgass system Forbrenningsluften kan tilføres forbrenningsenheten enten sammen med brensel og eller separat gjennom et eget system. Tilførsel systemet må være slik utformet at luft-/ brenselblandingen blir tilfredsstillende. For å oppnå en god blanding (turbulens) kreves det ofte at forbenningsluften tilføres via høytrykksvifter (> 500 mmVS overtrykk) til et egnet dysetilførselssystem. Røykgassystemet består av røykgasskanaler, røykgassrenseutstyr, vifte og skorstein. Myndighetenes krav til støvutslipp medfører at alle forbrenningsanlegg må utstyres med en eller annen form for renseutstyr. Generelt kan man si at flytende brensel kan oppnå tilfredsstillende støvavskilling ved mekaniske utskillere (sykloner), mens fast brenselfyrte kjeler oftere vil ha behov for mer effektive røykgassrensesystemer (tekstilfiltre, elektrofiltre, våtutskillere). 2.5 Regulerings-, alarm- og overvåkingssystem

Et forbrenningsanlegg er alltid utstyrt med et regulerings-, alarm- og overvåkingssystem for å forenkle samt øke sikkerheten av anleggets drift. Samtidig skal disse systemene i best mulig grad påse at anlegget opereres i et optimalt driftsområde. Omfang og funksjon av de forskjellige systemene varierer etter kjeltype og brensel. Felles for alle er at de må oppfylle

7

de krav som arbeidstilsynet stiller (kjelforskrifter). Større forbrenningsanlegg kan være utstyrt med datastyrt tilstandsovervåking av driften for å gi optimal drift av anlegget i alle lastområder samt forebygge driftsuhell. Slike systemer vil ofte være kostbare i anskaffelse, men det kan med dagens høye brensel priser allikevel være økonomisk lønnsomt å installere slikt utstyr.

8

3 ENERGIANALYSE AV ET FORBRENNINGSANLEGG Med energianalyse menes analyse eller beskrivelse av de enkelte energistrømmer i et forbrenningsanlegg. Energiflyten eller strømmene kan med fordel presenteres i et diagram (Sankey-diagram).

Figur 4: Sankey- diagram

Et Sankey-diagram gir en god og illustrativ oversikt av energiflyten og dens størrelse i et forbrenningsanlegg. De enkelte energistrømmer eller rettere sagt forholdet mellom dem blir ofte videre benyttet i diverse virkningsgrader. Det er prinsipielt tre forskjellige virkningsgrader som benyttes:

• forbrenningsvirkningsgrad • kjelvirkningsgrad • anleggsvirkningsgrad

I tillegg ser man ofte benyttet en betegnelse som årsvirkningsgrad. Årsvirkningsgrad er i prinsippet det samme som kjelvirkningsgrad, men regnet ut fra en midlere kjelvirkningsgrad over et helt år. I årsvirkningsgraden vil da inkluderes alle periodene med ugunstig drift, f.eks. oppstart/nedkjøring og lav last på anlegg. Dette medfører at årsvirkningsgraden vil ligge en god del lavere enn kjelvirkningsgraden. Avhengig av driftsforhold kan det antas at årsvirkningsgraden vil være omlag 5-15 % lavere enn kjelvirkningsgraden. 3.1 Forbrenningsvirkningsgrad

Forbrenningsvirkningsgraden defineres som tilført energi med brensel fratrukket summen av tap på grunn av uforbrente bestanddeler i fast eller i gassform.

9

∑−= uforbrentavgrunnpåtapforbr %100η Tap på grunn av uforbrent kan hensiktsmessig inndeles i følgende tap:

• ufullstendig forbrente gass komponenter i røykgass • ufullstendig forbrente partikler

3.1.1 Ufullstendig forbrente gasskomponenter

Tap på grunn av gassformige uforbrente bestanddeler i røykgassen består av en lang rekke forbindelser som inneholder hydrogen og karbon (hydrokarbonforbindelser). De fleste av disse forbindelsene opptrer i så små mengder at de blir neglisjert i beregning av forbrenningsvirkningsgraden. Et unntak her kan være vedfyring. Den komponenten som i de fleste forbrenningstilfellene har størst betydning er innhold av CO i røykgassen. I figur 5 er dette tapet vist for forbrenning av tungolje. Tilsvarende tap ved bruk av andre brensler vil være i samme størrelsesorden ved samme CO- innhold.

Figur 5 Tap i forbrenningsvirkningsgraden på grunn av CO-innholdet i røykgassen

3.1.2 Ufullstendig uforbrente partikler:

Dette tapet skyldes at brenselpartikler transporteres ut av varm forbrenningssone før de er fullstendig utbrent. Denne transporten foregår enten ved medriving av røykgassen eller ved avtapping av aske fra forbrenningskammer. Ved olje eller gassfyring er dette tapet vanligvis så lite, at det blir neglisjert i beregning av forbrenningsvirkningsgraden. Ved fast brenselfyring kan imidlertid dette tapet være det tapet som har størst betydning for forbrenningsanleggets virkningsgrad. I figur 6 er tap på grunn av ufullstendig forbrente partikler skissert. Diagrammet er basert på at de uforbrente partiklene består av karbon. Hydrogen har en betraktelig større forbrenningshastighet enn karbon og erfaringsmessig vil uforbrente partikler bestå av karbon (kokspartikler). Hvis forbrenningsanlegget har avtapping av faste partikler (støv/aske/slagg) flere steder i systemet bestemmes tapet ved å summere tap fra de enkelte avtappinger ifra figur 6.

10

Figur 6 Tap på grunn av uforbrente partikler i aske og slag 3.2 Kjelvirkningsgrad Kjelvirkningsgraden er den mest benyttede virkningsgrad i forbindelse med forbrenningsanlegg. Den oppgis av kjelleverandør og er kundens garanti for at forbrenningsanlegget fungerer tilfredsstillende. Kjelvirkningsgraden defineres som forholdet mellom produsert og tilført energi. Med tilført energi menes brenselets brennverdi samt følbar varme i tilført luft og brensel. Følbar varme i luft og brensel blir ofte neglisjert da den relativt sett er liten, i området 0,5 - 1.0 % av brenselets brennverdi. Kjelvirkningsgraden kan fastlegges på to prinsipielt forskjellige metoder: 3.2.1 1. Direkte metode.

B

Nkjel P

PngsgradKjelvirkni =η:

Hvor NP = kjelens overførte effekt (mottatt av vann/damp) BP = tilført effekt med luft/brensel. 3.2.2 2. Indirekte metode:

∑−= %%100: itapngsgradKjelvirkni kjelη hvor tapene er summen av følgende:

• røykgasstap • tap på grunn av ufullstendig forbrenning • tap p.g.a. følbar varme i støv, aske og slagg . • varmetap til omgivelsene

Røykgasstapet skyldes at røykgassen forlater kjelen med en temperatur som er høyere enn referansetemperatur (f.eks. omgivelsestemperatur). Dette tap er primært avhengig av røykgasstemperatur og luftoverskudd. Type brensel og dermed røykgassammensetning har mindre betydning for røykgasstapet. Figur 7 gjelder forbrenning av tungolje med nedre brennverdi, HN=41 MJ/kg.

11

Figur 7 Røykgasstap som funksjon av røykgass temperatur og luftoverskudd

Tap på grunn av ufullstendig forbrenning er summen av tapene som er beskrevet under forbrenningsvirkningsgrad. Tap på grunn av følbar varme i støv, aske og slagg har bare betydning ved fyring av fast brensel anlegg. Selv i denne sammenheng er tapet relativt lite, i størrelsesområdet 0.1 %, og blir vanligvis neglisjert. I figur 8 er dette tapet tegnet opp som funksjon av avtappet mengde, temperatur og innfyrt effekt. Figuren er basert på en spesifikk varmekapasitet lik 1.0 kJ/kgK for aske, støv og slagg.

Figur 8: Tap på grunn av følsom varme i støv og aske. Ved flere avtappingspunkter i systemet må tapene

summeres. Varmetap til omgivelsene består av strålings- og ledningsvarme overført fra anlegget til omgivelsene. Dette tapet er først og fremst avhengig av anleggets størrelse, d.v.s. overflate og anleggets isolasjon. Varmetapet er relativt større ved mindre anlegg på grunn av et lite anlegg

12

har større overflate i forhold til produsert effekt enn et stort anlegg. Dette varmetap blir ofte registrert som oppvarming av det lokalet hvor anlegget er plassert og eventuelt som forvarming av forbrenningsluften. I beregning av kjelvirkningsgrad blir allikevel denne varmeavgivelsen behandlet som et tap i kjelvirkningsgrad. Det finnes flere forskjellige dia-grammer i litteraturen for dette tapet, avhengig av anleggstype og driftsforhold. H. Netz [H. Netz: Dampfkessel B. G. Teubner, Stuttgart 1967] oppgir at dette tapet kan variere mellom 1 og 10 % avhengig av anleggstype, anleggsstørrelse og driftsforhold. Figur 9 viser varmetap til omgivelsene og er basert på DIN 1942.

Figur 9: Varmetap til omgivelsene.

3.3 Anleggsvirkningsgrad Med anleggsvirkningsgrad menes forholdet mellom totalt tilført energi og utnyttet produsert energi. Totalt tilført energi er summen av tilført energi med brensel/luft og hjelpeenergi. Hjelpeenergi eller tilleggsenergi består av tilført elektrisk energi for å drive pumper, vifter etc, og er i størrelsesområdet 0,5-2,5 % av tilført energi med brensel. Varmetapet til omgivelsene fra anleggets overflate vil vanligvis helt eller delvis benyttes til oppvarming av forbrenningssentralens bygninger og er meget vanskelig å beregne. Dette medfører at det er vanskelig å angi mengden av utnyttet produsert energi og dermed tallfeste en anleggsvirkningsgrad.

13

4 GASSMÅLINGER 4.1 Innledning For å kunne oppnå gode og pålitelige målinger av utslipp til luft, er det av største betydning å ha gode og pålitelige måleinstrumenter. Det er disse som skal registrere status i en prosess, og ofte sende et signal til en styringsenhet. Ved drift av forbrennings- og prosessanlegg (høytemperaturprosesser, renseanlegg i prosesser), er det av avgjørende betydning at måleinstrumentene er tilstrekkelig raske og nøyaktige, slik at de kan gi rask og pålitelig tilbakemelding til reguleringssystemet. Dersom hensikten kun er å registrere totalt utslipp, er rask respons av mindre betydning. Gjennomsnittsverdiene vil likevel gi et godt bilde av utslippssituasjonen. Kontinuerlig måling av gasskomponenter kan gjøres på to prinsipielt ulike metoder: Ekstraktiv metode innebærer at en liten delstrøm suges ut av kanalen og at analysen skjer i et frittstående instrument. In situ metoder innebærer at gassen analyseres i kanalen, uten at en gassprøve tas ut. Normalt innebærer dette målinger over et sjikt i kanalen, for eksempel over kanaltverrsnittet. Dominerende i dag er de ekstraktive systemene, som også er de eneste mobile løsningene med rimelig arbeidsinnsats. 4.2 Hvilke komponenter skal analyseres. Hvilke komponenter som måles/dokumenteres med kontinuerlige måleinstrumenter styres delvis av myndighetenes krav til industrianlegg, samtidig som mange anlegg på eget initiativ installerer målere for prosesskontroll eller egendokumentasjon. Oppsummert kan man si at følgende momenter er bestemmende:

• Myndighetenes krav gitt i utslippstillatelsen. • Generelle krav til forbrenningsanlegg. • Ønskede målinger fra driftspersonalet på komponenter som benyttes som

styringsparametere for optimalisering av forbrennings-/ prosessanlegget. Når nødvendige komponenter er bestemt, må det velges måleprinsipp og måleinstrument. Noen av momentene som er styrende for dette er:

• Er det fare for interferens mellom komponenter • Krav til nøyaktighet. • Konsentrasjonsområdet for gassene som skal måles (min/maks) • Kan man måle flere komponenter med samme måleinstrument?

14

• Kan man benytte samme gassbehandlingssystem? De vanligste komponentene som i dag måles med kontinuerlige målere er: O2, CO, CO2, NO, NOx, TOC og SO2. Det finnes imidlertid også kontinuerlige målere for: H2S, HCl, HF og NH3, med flere. 4.3 Gassbehandlingssystemer Dette er systemet som bearbeider måleprøven til en slik kvalitet at analysatoren kan håndtere/analysere prøven. De fleste analysatorer krever en tørr og støvfri måleprøve, med et svakt overtrykk og en mengde rundt 1 liter pr. minutt. Måleprøven må gjerne også være kaldere enn analysatorens målecelle temperatur. Hva må gjøres med prøven?

• Er den varm og fuktig, må den tørkes, enten med nedkjøling (kondensering til 1-2 oC) eller indirekte med tørr instrumentluft (semipermeable slanger, med tørr instrumentluft i motstrøm).

• Er den kald og tørr, er det ingen problem. • Inneholder måleprøven "tyngre kondenserbare komponenter" må disse filtreres bort,

enten ved nedkjøling, absorpsjon eller binding til andre materialer. • Ved filtrering anbefales alltid serieprinsippet, dvs. grov-middels-fin filtrering. • Ved filtrering må man passe på at ikke filteret har absorpsjonseffekter, som gir feil

analyseresultatet. • Er gasskomponenten stabil og upåvirket av trykkstøt, filtrering igjennom metallsinter

etc. For de kalde målecellene må røykgassen som slippes inn i målekammeret normalt forbehandles. Gassen må være:

• Fri for vanndamp • Fri for støv • Nedkjølt til < 5°C.

Dette medfører blant annet at instrumentet måler konsentrasjoner av forurensning i tørr røykgass.

15

Figur 10: Komponenter i måleoppstilling for gassmålinger. 1. Utsugningssonde 6. 5-veis ventil 2. Oppvarmet filter 7. Membranpumpe3. Oppvarmet slange 8. Membranfilter 4. Gasskjøler 9. Mengdemåler 5. Konverter, vaskeflaske 10. Analysator

4.4 Analysatorens krav/spesifikasjoner Det må være analysatoren, og dens krav og spesifikasjoner, som skal bestemme spesifikasjonene til gassbehandling systemet, når det gjelder kapasitet/mengde, filterfinhet, trykk og temperatur. Benytt alltid minimumsbehovet til analysatoren, når det gjelder gassmengde, trykk og temperatur. Dette gir deg et enklere gassbehandling system, mindre vedlikehold.

• minimum gassmengde gir behov for små dimensjoner og lavt indre volum. • mindre dimensjoner gir enklere og rimeligere montasje. • mindre dimensjoner gir lavere energibehov. • valg av filterkvalitet avgjør hvor ofte du må rense/vedlikeholde analysatoren. • bruk serieprinsippet for filtrene, og øk finheten på det siste, inntil du har en akseptabel

driftstid og kvalitet på prøva.

16

5 BEREGNINGER De fleste instrumenter gir gasskonsentrasjonen i ppm, hvor 0- 20 mA, 0-1V, alternative andre analoge signal, tilsvarer for eksempel: 0-10, 0-100, 0-1000, 0-10000 ppm, avhengig av instrument og valgt måleområde. Avhengig av instrumentet, måles det videre på fuktig eller tørr røykgass. Gasskonsentrasjonene ønsker vi ofte å presentere på formen mg/Nm3, tørr røykgass. Dette er en form som myndighetene benytter i sine utslippskonsesjoner og direktiver, og det gir en felles referanse. Nm3, er normalkubikkmeter, ved tilstanden 0°C og 1,013 bar. Konsentrasjonen regnes videre ofte om til en gitt O2 konsentrasjon. Utslippskonsentrasjon C [mg/Nm3], omregnet fra ppm er gitt ved:

)/()()/( 33 NmkgppmCNmmgC Cρ⋅=

0

3 )/(vMNmkg c

C =ρ

ρC = Gasstettheten ved Normaltilstand [kg/Nm3] MC = Molvekten til C [kg/kmol] v0 = Molvolum ved normaltilstand [22,4 Nm3/kmol] Enkelte instrumenter måler komponenter på våt gass (dette gjelder i første rekke TOC), og da er det nødvendig å regne om konsentrasjonen til tørr gass. Utslippskonsentrasjonen C [mg/Nm3], målt ved fuktig gass omregnet til tørr gass er gitt ved:

1001

)/()/(

33

f

gassfuktiggasstørk v

NmmgCNmmgC

−=

vf = vol% fuktighet i røykgassen 5.1.1 Beregningseksempler

Eksempel 1: Omregning fra ppm til mg/Nm3 og korrigering for O2 % 100 ppm CO, målt ved tørr gass, og 6 % O2, skal regnes om til mg/Nm3, ved 11% O2.

33, /25,1

/4,22/28 Nmkg

kmolNmkmolkg

NCO ==ρ

2333 %6,/125/25,1100)/( OgasstørrNmmgNmkgppmNmmgCCO =⋅=

17

Korrigert til 11% O2, blir dette:

2333 %11,/83

)621()1121(/125)/( OgasstørrNmmgNmmgNmmgCCO =

−−⋅=

Eksempel 2: Omregning av konsentrasjon fra fuktig til tørr røykgass: 50 mg/Nm3, TOC (som metan) fuktig gass, skal regnes om til tørr gass. Fuktigheten i røykgassen er 8%.

33

3 /54)

10081(

)/(50)/( NmmgNmmgNmmgC gasstørkTOC =−

=