Deponigas som fordonsbränsle

Sammanfattning

År 2008 uppgick deponigastutvinningen i Sverige till 375 GWh. Främst på grund av avsaknad av tillgänglig uppgraderingsteknik för deponigas, samt att uppgraderingskostnaderna bedömts som höga, har deponigas hittills endast använts för uppvärmning och kraftvärmeproduktion. På senare år har intresset väckts för att uppgradera deponigas och i förestående utredning belyses möjligheten att använda deponigas som fordonsbränsle.

För beslut om investering i en uppgraderingsanläggning krävs en prognos för framtida gasproduktion/utvinning.  Från 2005 är det förbjudet att deponera organiskt avfall, antalet aktiva deponier minskar och deponigasutvinningen går ner. Faktorer som fukthalt, sluttäckning, sättningsproblem och utvinningssystem har stor inverkan på utvinningen och erfarenheter vittnar om svårigheten i att göra tillämpliga prognoser. Dagens deponigasutvinning motsvarar cirka 35 procent av deponigasproduktionen och mot bakgrund av detta kan utvinningen vara i en nivå jämförlig med dagens i minst tio år framöver förutsatt att utvinningssystem byggs ut samt att åtgärder vidtas för att deponierna inte ska torka ut vid sluttäckning.

I jämförelse med rötgas har deponigas dels en hög andel kvävgas, dels ett innehåll av många föroreningar som organiska kiselföreningar (siloxaner) och halogenerade kolväten (kolväten innehållande halogenerna klor, fluor, brom). Detta kräver ofta mer rening och ett ytterligare separationssteg. En vanlig metod för rening av deponigas är regenerativ adsorption på ett dedikerat adsorptionsmaterial. Koldioxid avskiljs med konventionell teknik som PSA, vattenskrubber och membran. Det största hindret för att utnyttja deponigas som fordonsbränsle är en kostnadseffektiv separering av kväve utan för stora metanförluster. Kväve avskiljs med PSA- eller destillationsteknik (kryoteknik). Idag finns det fullskaliga anläggningar för PSA-tekniken medan kryotekniken är under utveckling och förväntas finnas på marknaden inom något år. Produkten kan både vara CBG och LBG.

På grund av likheter i fysikaliska egenskaper för metan och kväve är metanförlusterna vid uppgradering av deponigas relativt höga och uppgår till 16-23 procent, beroende på teknikval. Avgående metan kan dock användas för energiproduktion, eventuellt med tillsatsbränsle. Om metanförlusten inkluderas åtgår det 25-30 procent av energiinnehållet i inkommande deponigas för att rena och uppgradera deponigas till fordonsgas.

Med rätt förutsättningar går det att åstadkomma en kostnadseffektiv uppgradering av deponigas. Det krävs relativt stora deponigasflöden och en viktig aspekt är hantering av restgasflödet som kan användas för energiproduktion, eventuellt med tillsatsbränsle. Vid jämförelse mellan uppgradering, värme- och kraftvärmeproduktion har värdet på producerad fordonsgas, värme och el stor betydelse för totalekonomin. En viktig parameter är även hur stor del av producerad värme som kan avsättas över året. I jämförelse med en uppgraderingsanläggning för rötgas är investeringskostnaden i storleksordningen dubbelt så stor. På grund av högre drift- och kapitalkostnad samt större metanförluster blir uppgraderingskostanden per produktenhet (fordonsgas) därför högre för deponigas. Om obehandlad deponigas värderas lågt finns det dock utrymme för högre uppgraderingskostnader då uppgradering av rötgas belastas med en högre produktionskostnad för rötgas. I ett exempel med ett deponigasflöde på 750 Nm3/h och med en metanhalt på 46 procent (~30 GWh/år) blir uppgraderingskostnaden 0,26 kr/kWh produktgas.

Slutsatsen av genomförd utredning är att det redan idag finns teknik för uppgradering av deponigas och tekniken befinner sig under en snabb utveckling. Fortfarande är erfarenheter från kommersiella anläggningar begränsade men utredningen tyder på att det med rätt förutsättningar och incitament kan vara ekonomiskt lönsamt att uppgradera deponigas till fordonsbränsle.


Skriv ut:

Datum