| Forside | | Indhold | | Forrige | | Næste |

En opdateret analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx

2 Kraftværker mv.

• 2.1 Fuld og delvis boosting af kulfyrede blokke på kraftværker med naturgas
  • 2.1.1 NOx-reduktionspotentiale ved boosting eller skift til naturgas
  • 2.1.2 Omkostninger ved NOx reduktion gennem boosting
• 2.2 Reburning på kul, halm og træflis.
  • 2.2.1 NOx-reduktionspotentiale ved reburning
  • 2.2.2 Omkostninger ved NOx reduktion gennem reburning
  • 2.2.3 Opsummering omkring reburning
• 2.3 Advanced reburning på kul, halm og træflis
• 2.4 Status over tekniske reduktionsmuligheder
  • 2.4.1 Udvikling fra 2006-2008 i emissioner af NOx
  • 2.4.2 Oversigt over emissionsfaktorer og NOx reduktionsudstyr
• 2.5 Yderligere reduktionsmuligheder
  • 2.5.1 Indsatsområder for reduktion af NOx
  • 2.5.2 Eksempel beregning for tiltag med oftere udskiftning af katalysatorlag

Den følgende vurdering af NO_x reduktionsmulighederne på kraftværkerne er baseret på 2 notater fra DONG Energy fra den 10. og 13. november 2008 og oplysninger leveret af Vattenfall den 13. november 2008. Desuden er indsamlet information fra Babcock & Wilcox Vølund A/S (BWV) i Esbjerg ved telefoninterview den 12. november 2008, fra Haldor Topsøe ved telefoninterview d. 2. dec. 2008, samt anvendt oplysninger fra EU's BREF note for kraftværker.

Fællesnævneren for de indhentede oplysninger omkring boosting og reburning er:

• De kan ikke rense så godt som de-NOx. COWI vurderer ud fra det tilgængelige materiale at dette er korrekt.
• Da alle danske kraftværker i 2015 forventes udstyret med de-NOx, er de tidligere undersøgte teknologier boosting og reburning (som der blev talt om i 1995) derfor ikke relevante. COWI vurderer at dette er korrekt - under forudsætning af at de-NOx installeres i det forventede omfang.
• De er markedsmæssige uinteressante. COWI har ikke haft adgang til prismæssige oplysninger der kan be- eller afkræfte dette.

Mulige yderlige tiltag omfatter ifølge oplysninger fra DONG Energy:

• Ekstra katalysatorlag i SCR anlæg; og
• Hyppigere udskiftning af katalysatorlag i SCR anlæg.

Dette er nærmere beskrevet i afsnit 2.4, og i afsnit 2.4.3 er der givet et beregningseksempel på NO_x reduktionspotentialet og økonomien ved hyppigere udskiftning af katalysatorlag.

Begge tiltag kan øge effektiviteten af de monterede SCR anlæg. Energiselskaberne angiver at der i dag fjernes ca. 83 % NO_x. Baseret på oplysningerne fra leverandører vurderes det at rensningen kan øges til 90 % eller mere. Det vil potentielt kunne reducere NO_x fra de store kraftværker med 5.000 til 6.000 tons.

Omkostningerne ved dette vil afhænge af de specifikke forhold på de enkelte anlæg, men kan måske gennemføres for under 10 kr. pr ton NO_x.

Vurderingen af yderligere tiltag på de enkelte værker kan kun gennemføres i tæt samarbejde med værkerne selv og det har ikke været muligt inden for rammerne af denne opgave.

2.1 Fuld og delvis boosting af kulfyrede blokke på kraftværker med naturgas

I Energistyrelsens rapport "Teknologidata for el- og varmeproduktionsanlæg" fra 1995 er boosting defineret som:

 "Ved "Boosting" eller "Repowering" forkobles et gasturbineanlæg et konventionelt kulstøv-, olie- eller gasfyret anlæg. Herved udnyttes gasturbinens varme i processen under samtidig forøgelse af blokkens virkningsgrad i forhold til situationen før sammenkoblingen."

2.1.1 NO_x-reduktionspotentiale ved boosting eller skift til naturgas

Effekten af boosting angives primært at skyldes anvendelse af gasturbinens varme udstødning (der indeholder ca. 10 % O₂) enten som forvarmet iltforsyning til kulkedlens forbrænding (2-3 % forøgelse af virkningsgraden) eller til at forvarme vandet som kulkedlen skal lave damp af (mindre forøgelse af virkningsgraden). NO_x udledningen angives at ligge i størrelsesordenen 60g NOx/GJ indfyret energi, hvilket er højt sammenlignet med emission på 34 g NOx/GJ i et moderne kulfyret kraftværk udstyret med de-NO_x - se tabel 2-1 herunder.

Tabel 2-1  NO_x-emissioner for nye anlæg

Kilde: Dong Energy 13. november 2008

Da alle danske kraftværker i 2015 forventes udstyret med de-NO_x, vurderes NO_x reduktionspotentialet i boosting derfor som ikke relevant af DONG. Under forudsætning af, at de-NO_x faktisk indføres i det planlagte omfang, vurderer COWI at dette er korrekt.

En anden effekt af boosting er erstatning af en del af blokkens kulfyrede effekt med gasfyret effekt. I Miljøstyrelsen (2006a) er konvertering fra kul til gas fravalgt til beregning, idet NO_x reduktionen vurderes at være beskeden, når SCR er indført på samtlige værker efter 2010. Dette vurderes af COWI at være korrekt og effekten af denne erstatning er derfor heller ikke her behandlet yderligere.

DONG Energy oplyser følgende:

"Tilbage i 1980’erne, hvor man forsøgte at reducere NO_x uden at ty til dyre katalysatorbaserede anlæg, havde gasfyrede anlæg et forspring, da det er teknologisk lettere at reducere NO_x ved gasfyring.

På gasturbinebaserede CC-anlæg opnåede man 25 ppm NO_x-værdier. Dette svarer ved en virkningsgrad på 56 % til en specifik NO_x-udsendelse på 275 g/MWh, hvilket er betydeligt mere end et moderne katalysatorbaseret kulfyret anlæg.

Det er derfor i dag ikke umiddelbart en reduktionsmulighed på NO_x-området at gå over til gasfyring eller at forkoble gasturbiner som det er gjort på Avedøreværkets blok 2.

Hvis der sættes katalysatorer på et CC-anlæg, kan NO_x-værdierne naturligvis reduceres også på disse anlæg.

Gasturbiner drives imidlertid med en forbrændingsluftmængde der er tre gange så stor som et traditionelt kedelanlæg.

Der er således alt andet lige tre gange så langt mellem NO_x-molekylerne i forbrændingsluften. Som følge heraf er det alt andet lige dyrere at reducere den sidste rest af NO_x med katalysatorer på et gasturbineanlæg, da katalysatorernes effektivitet er afhængig af koncentrationen af NO_x - jo lavere NO_x koncentration, jo lavere virkningsgrad af katalysatoren.

Hvis formålet derfor alene er reduktion af NO_x er der i dag ingen mulighed for at bruge gasturbiner og CC-anlæg som et værktøj hertil."

2.1.2 Omkostninger ved NO_x reduktion gennem boosting

Boosting af kulfyret kapacitet med naturgas kræver:

1. fremførsel af naturgas til kraftværket
2. nybygning af naturgasbaseret anlæg

ad 1: Udgifterne til fremførsel af naturgas kan ikke generaliseres, idet tilslutningen til gasnettet er en meget væsentlig del af omkostningerne - denne tilslutning er naturligvis helt afhængig af afstanden til nærmeste gasledning med tilstrækkelig kapacitet. Det er ikke muligt - inden for de givne tidsrammer - at beregne anlægsomkostningerne til fremførsel på de enkelte værker.

ad 2: Udgifterne til nybygning og drift afhænger af hvor meget kapacitet der ønskes installeret. Med anvendelse af fremskrevne priser fra Energistyrelsens rapport "Technology data for Electricity and Heat Generating Plants" fra 2005, vurderes anlægsprisen at ligge i størrelsesordenen DKK 4 -6 million per MW. Med de p.t. kraftigt fluktuerende energipriser er alle skøn over gasprisens fremtidige indvirkning på driftsomkostningerne dog behæftede med særdeles stor usikkerhed.

2.2 Reburning på kul, halm og træflis.

Reburning består i at injicere ny brændsel i en iltdepleteret zone, beliggende over den primære forbrændingszone. Både olie, gas og kulstøv mv. kan anvendes men gas giver de bedste resultater. (jf. BREF dokument om kraftværker).

Over reburning zonen installeres injektion af normal luft i en "overfire" zone med overskud af ilt.

I princippet kan metoden anvendes på alle halm, flis og affaldsværker, men som det vil fremgå af de følgende afsnit anvendes metoden ikke primært fordi der er bedre og mere omkostningseffektive teknologier til rådighed.

2.2.1 NO_x-reduktionspotentiale ved reburning

Reduktionspotentiale (NO_x): Styring af den primære forbrænding (staging) kan reducere NO_x med op til 50-60 % - tilføjelse af naturgas reburner vurderes af BWV at kunne fjerne yderligere ca. 50 % af det tilbageværende NO_x, svarende til en yderligere reduktion i størrelsesordenen 25 % af det oprindelige NO_x. Der er ikke fundet information omkring reburner potentialet ved anvendelse af andet brændsel end gas.

I EU's BREF angives gas dog at være ca. 20 % mere effektiv som reburner brændsel end olie/kul. Det har ikke været muligt at få oplysninger som kan danne grundlag for et estimat på hvordan øvrige luftforurenings - eller klimakomponenter som for eksempel CO₂, SO₂, CH₄, NMVOC, NH₃ eller N₂O vil blive på virket.

Ligeledes har det ikke været muligt at skønne over påvirkningen af el- og varmevirkningsgraderne.

2.2.2 Omkostninger ved NO_x reduktion gennem reburning

Installation af reburning på kulfyret kapacitet kræver:

1. Reburning med naturgas: fremførsel af naturgas til kraftværket.
2. Alle brændselstyper: installation af reburner enhed til behandling og injektion af det valgte brændsel.
3. Forøget CO2 udledning: ved at erstatte 10 % af affalds- eller biomasseforbrændingen med fossilt brændstof, forøges CO2 udledningen tilsvarende.

Udgifterne til fremførsel af naturgas kan ikke generaliseres, idet tilslutningen til gasnettet er en meget væsentlig del af omkostningerne - denne tilslutning er naturligvis helt afhængig af afstanden til nærmeste gasledning med tilstrækkelig kapacitet.

Installation af gasinjektion i reburning zonen og luft i overfirezonen vurderes af BWV at ligge på DKK 5-10 M per kedel. Der var ikke umiddelbart noget bud på levetid. Der skal injiceres ca. 10 % af indfyringskapaciteten i reburning zonen. Prisen på naturgas eller andet brændsel vil afhænge af markedsudviklingen - med de nuværende svingninger er økonomiske overslag ikke realistiske. I mange tilfælde vil gas være dyrere end de brændsler den erstatter, mest udtalt hvis det er affald som værker får betaling for at modtage.

2.2.3 Opsummering omkring reburning

De overvejelse der er beskrevet ovenfor kan sammenfattes til 3 væsentlige årsager til at reburning ikke anvendes på danske kraftværker^[2]:

1. Fremførsel af naturgas til anlæg hvor det ikke findes i forvejen (langt de fleste) og også at naturgas som et dyrere brændsel
2. Reburning betyder at de 10 % af input kapaciteten som skal bruges skal tages fra værkets samlede input - for halm og flis er dette fordyrende på brændselsomkostningerne, for affald er det desuden en reduktion på 10 % af indtægterne for affaldsmodtagning
3. Indførelsen af SCR vil i de fleste tilfælde være tilstrækkeligt, til at opnå de NO_x reduktionsmål der er sat - reburning er derfor en unødig meromkostning set med kraftværkernes øjne

Disse forhold gør at tiltaget ikke længere kan betragtes som relevant.

DONG Energy anfører endvidere følgende:

"I perioden fra 1980 til 2000 blev der set på en række prisbillige løsninger til reduktion af NO_x, herunder tilsætning med urea eller ammoniak direkte i fyrrummet og reburning over fyrrummet, for at reducere den allerede dannede primære NO_x. De fleste anlæg blev forsynet med lav-NOx brændere. Formålet med disse tiltag var at reducere NO_x så meget at man kunne undgå et dyrt katalysatoranlæg.

Det viste sig relativt hurtigt at det på lidt længere sigt ikke var muligt at undgå, at alle anlæg skulle forsynes med de-NO_x-anlæg, ligesom prisen på de-NO_x-anlæg også faldt meget.  Når et anlæg først er forsynet med de-NO_x-anlæg, er der kun ammoniak at spare ved at forsyne anlægget med fx reburning. Reburning er i øvrigt kun aktuelt på eksisterende anlæg, og erfaringerne ret blandede og anlægsspecifikke.

På nyanlæg laver man i dag understøkiometrisk forbrænding i fyrrummet, tilfører luft over selve flammezonen, og kan dermed reducere til lave NO_x-værdier. Stort set alle anlæg i Danmark vil inden 2015 være forsynet med de-NO_x-anlæg, og det er derfor ikke aktuelt med andre teknologier til reduktion af NO_x-værdierne.

Det kan vel kort konkluderes at katalysatorteknikken viste sig at være den overlegne teknik som har udkonkurreret andre teknologier."

2.3 Advanced reburning på kul, halm og træflis

"Advanced reburning", som det er defineret i den tidligere NO_x rapport består i en reburning koblet med injektion af urea eller ammoniak i reburning zonen. BWV har ingen erfaring med denne anvendelse. Se i øvrigt ovenstående bemærkninger fra DONG Energy (afsnit 2.2.1) vedrørende reburning og "advanced" reburning.

2.4 Status over tekniske reduktionsmuligheder

2.4.1 Udvikling fra 2006-2008 i emissioner af NOx

DONG Energy anfører følgende omkring status:

I 2006 blev der gennemført en analyse af mulighederne for at nedbringe emissionerne af NOx. Årsagen var, at prognosen for emissionerne viste, at vi var tæt på loftet i kvoten.

Det vigtigste tiltag blev at finde den øvre grænse for dosering af ammoniak, så SCR-anlæggene kunne udnyttes bedst muligt. Yderligere blev der indsat et ekstra lag katalysator på ESV3 og indtrimningen af brænderne på STV2 blev forceret.

Allerede i 2006 var der en effekt af forbedringerne. På baggrund af resultaterne i 2006 blev der foretaget en fremskrivning af NO_x -emissionerne i 2010. Se tabel 2.

I forlængelse af arbejdet i 2006, er der etableret en arbejdsgruppe hos DONG Energy, som skal arbejde videre med at forbedre driften af de-NO_x -anlæggene."

2.4.2 Oversigt over emissionsfaktorer og NOx reduktionsudstyr

De følgende tabeller giver en oversigt over emissionsfaktorer og de-NOx udstyr for de enkelte værker. Data er leveret af energiselskaberne.

Tabellen nedenfor viser status og fremskrivning af emissionsfaktorer for DONGs kraftværker. DONG Energy anfører følgende om tabellen:

"I tabel 2-2 er der en oversigt over fremskrivningen af specifikke emissioner i 2006 samt aktuelle emissioner. De aktuelle data er for 2008. Vores samlede vurdering er, at indsatsen på forbedret regulering betyder, at vi i gennemsnit kan øge de-NOx-graden med 1-2 %.

Den sidste kolonne i skemaet er fremskrivningen af specifikke emissioner ved en forbedret styring og regulering af ammoniak-doseringen.

Tabel 2-2 er baseret på, at vi fastholder den nuværende strategi for udskiftning af katalysatorer, samt at der ikke indbygges flere lag.

I Tabel 2-2 ses også, at SSV3-4 ikke har opnået de forventede emissioner. Det skyldes forurening af katalysatorerne med halmpartikler. Vi forventer, at vi om 1-2 år har teknikken til at beskytte katalysatorerne ved tilsatsfyrede anlæg."

Tabel 2-2 Fremskrivning af emissionsfaktorer DONG Energy

Klik her for at se Tabel 2-2

En oversigt over hvilken NO_x reducerende teknologi der anvendes på de enkelt værker er præsenteret nedenfor.

Tabel 2-3 Oversigt over de-NOx udstyr på DONG Energys værker

Vattenfall anfører følgende:

I forbindelse med fremskrivningen fra 2006 oplyste Vattenfall emissionsfaktorerne angivet i Tabel 2-4.

Tabel 2-4 Emissionsfaktorer Vattenfall

AMV 2 og FYV 3 får kun last efter 2009, hvis der er tale om helt ekstreme forhold. De to gasfyrede Helsingør og Hillerød bliver formodentlig bygget om til biomasse omkring 2015.

Anlæggene vist i Tabel 2-5 er forsynet med de-NO_x anlæg.

Tabel 2-5 De-NOx anlæg Vattenfall

Samlet set er alle større blokke der ikke lukkes ned inden 2010 forsynet med de-NOx anlæg i dag.

2.5 Yderligere reduktionsmuligheder

Energiselskaberne har gjort sig overvejelser over mulige yderligere NO_x reduktioner. I det næste afsnit sammenfattes information fra selskaberne om sådanne mulige nye tiltag.

2.5.1 Indsatsområder for reduktion af NOx

DONG Energy anfører følgende om yderligere tiltag:

"Inden 2015 er det planen, at der skal være de-NOx-anlæg af typen SCR på samtlige centrale blokke hos DONG Energy, som indgår i den ”almindelige” lastfordeling. Med de-NOx på alle blokke, er det oplagt, at indsatsen skal rettes mod driften af disse anlæg. (Et primært tiltag, som f.eks. nye brændere, har en ubetydelig effekt når røggassen renses 90 %).

Vores indsats på forbedring af driften af de-NOx retter sig mod følgende:

• Forbedret regulering af ammoniak dosering.
• Større effektivitet på SCR-anlæg ved lav last.
• Indbygning af flere lag af katalysator og hyppigere udskiftninger.

Arbejdet med at forbedre regulering af ammoniak er i gang. Der er iværksat et udviklingsprogram for regulering og måling på processen. Det er især reguleringen ved skiftende belastninger, som er i fokus.

Større effektivitet ved lav last kan opnås ved at hæve temperaturen på røggassen. Det kan dels gøres ved ændringer i processen, og dels ved egentlige ombygninger af anlæggene. Sidst nævnte kræver typisk investeringer på 20-40 millioner kroner pr. anlæg.

Ved at indbygge flere lag af katalysator og ved at skifte lagene oftere øges kapaciteten på filtret. Sammenhængen er således, at hvis den sidste NO_x skal fjernes, så skal der være forholdsvis meget katalysatormasse."

2.5.2 Eksempel beregning for tiltag med oftere udskiftning af katalysatorlag

Vedrørende de af DONG ovenfor beskrevne tiltag omkring at øge antallet af katalysatorlag eller skifte de eksisterende lag oftere, er følgende blevet oplyst fra en leverandør af katalysatorer til SCR anlæg^[3]:

"De fleste danske anlæg er designet med 3 lag katalysatorer. Anlægget tages i brug med de første 2 lag installeret og efter 3-4 års brug er katalysatoreffekten i de 2 første lag nedsat, hvorfor lag 3 installeres. Derefter udskiftes et af lagene hvert 3-4 år for at holde en gennemsnitlig effekt af anlægget, dvs. at et givet lag anvendes i 9-12 år. Der er HJH bekendt kun 1 dansk værk der er bygget med plads til 4 katalysatorlag (Esbjerg). Optimering af NOx fjernelsen i katalysatorerne kan ske ved at installere og anvende 4 lag hvilket vil kræve enten nye anlæg eller substantiel ombygning af de eksisterende 3 lags anlæg"

Det betyder at et tiltag med yderligere katalysatorlag kun vanskeligt kan gennemføres. Det har ikke været muligt at lave en sådan specifik vurdering for de enkelte værker. Leverandøren har videre oplyst følgende om en andel mulighed for at øge reduktionsomfanget:

"En mere elegant løsning vil være at nedsætte anvendelsestiden for det enkelte lag fra 9-12 år til 6-9 år (nyt lag hvert 2-3 år).  Dette angives at ville kunne forbedre NOx fjernelsen med ca. 10 % -point, fra typisk 80 % til 90 % NOx fjernelse. Skønsmæssigt vurderes udskiftningen af et katalysatorlag på en 300 MW kedel at koste 6-7 millioner kr. inklusive installation og bortskaffelse af den brugte katalysator. Ved forkortelse af anvendelsestiden for det enkelte katalysatorlag fra 9-12 år til 6-9 år, forøges driftsomkostningerne derfor tilsvarende med 35-50 %, fra skønsmæssigt 1,5 - 2,3 million kr./år til 2 - 3,5 million kr./år".

Dette svarer til en meromkostning på 0,5-1,2 million per år for fjernelse af 10 % af NO_x fra en 300 MW kedel.

2.5.2.1 Beregning NO_x omkostning

Ud fra nedenstående forudsætninger er der lavet en beregning af hvad omkostningen per kg. NO_x vil være. Det skal understreges at det ikke har været muligt at lave specifikke beregninger for de enkelte værker. Det vil kræve en større undersøgelse og kan kun gennemføres i snævert samarbejde med energiselskaberne.

Tabel 2-6 Forudsætning for beregning at tiltag med oftere udskiftning af katalysatorlag

Kilde: Tabel 2.1 samt egne skøn

Oplysningerne ovenfor indikere at en sådan oftere udskiftning af katalysatorlag vil kunne øge reduktionen med 10 %. Oplysningerne fra selskaberne indikerer at der i dag sker en reduktion på ca. 83 % og ved optimering af ammoniak doseringen kan 85 % reduktion opnås.

Eksempelberegningerne er foretaget under forudsætning af en reduktion på mellem 5 % og 10 %.

Tabel 2-7 Estimat over omkostninger ved tiltag med oftere udskiftning af katalysatorlag

Kilde: Tabel 2.2 og ovennævnte oplysninger fra leverandør.

2.5.2.2 Reduktionspotentiale

Der er lavet følgende overslag over det mulige reduktionspotentiale. De samlede emissioner af NOx fra kraftværkerne er estimeret til ca. 18 500 tons i 2010. Hvis det forudsættes at denne emissionsværdi på ca. 18 500 tons svarer til et gennemsnitligt NO_x reduktionsniveau på 85 % og det samtidigt forudsættes at det ovenfor beskrevne tiltag med hyppigere udskiftning af katalysatorlag kunne medføre en yderligere reduktion således at den samlede reduktion bliver på 90 % så kan potentialet anslås til skønsmæssigt 6000 tons NO_x per år.

[2] Jf. oplysninger fra BWV.

[3] Personlig information fra Hans Jensen-Holm, Haldor Topsøe

| Forside | | Indhold | | Forrige | | Næste | | Top |

Version 1.0 Maj 2009, © Miljøstyrelsen.