Forprosjektrapport spillvarmeutnyttelse fra HAL 4e

Forprosjektrapport spillvarmeutnyttelse fra HAL 4e Status: For kommentar hos oppdragsgiver Dato: 30.06.2014 Utarbeidet av: Paul Andreas Marchioro Ystad Oppdragsgiver:

Rapport Oppdragsgiver: Dato: 30.06.2014 Prosjektnavn: Hydro Karmøy Forprosjekt på spillvarmeutnyttelse fra HAL 4e Dok. ID: 32248-00049-2.0 Tittel.: Deres ref: Utarbeidet av: Kontrollert av: Status: Sammendrag: Andreas Steinsnes Paul Andreas Marchioro Ystad Kristin Løbach Jordhøy For kommentar hos oppdragsgiver Hydro AS planlegger å utvide sin aluminiumsproduksjon på Karmøy gjennom et pilotprosjekt med ny generasjon elektrolyseceller. Røykgassen fra ovnene skal kjøles ned via en varmeveksler, HEX, før filteret, hvor av varmen fra HEX er mulig å utnytte. Norsk Energi og Eta Energi har kartlagt potensialt for spillvarmeutnyttelsen fra HEX. Tre alternativer er vurdert: 1) Kraftproduksjon med Organic Rankine Cycle (ORC) 2) Fjernvarme 3) Kombinert kraftvarmeproduksjon Vurderinger og resultater er presentert i denne rapporten. HOVEDKONTOR Hoffsveien 13, POB 27 Skøyen, N - 0212 Oslo Telefon: 22 06 18 00 Telefaks: 22 06 18 90 AVD. GJØVIK Strandgt. 13 A, N - 2815 Gjøvik Telefon: 61 13 19 10 Telefaks: 61 13 19 11 AVD. BERGEN Damsgårdsveien 131, N - 5160 Laksevåg Telefon: 55 50 78 30 Telefaks: 55 50 78 31 Org. nr. 945 469 277 MVA Kto.nr. 7034 05 00014 kontakt@energi.no www.energi.no Side 2 av 66

Innhold 1 Innledning... 5 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 Bakgrunn... 5 Formål... 5 Omfang... 5 Forutsetninger... 6 Pilotprosjektet HAL 4e... 7 Grensesnitt... 8 2 Sammendrag... 9 3 Alternativer for spillvarmeutnyttelse... 15 3.1 3.2 3.3 Alternativ 1 Kraftproduksjon... 15 Alternativ 2 Fjernvarme... 15 Alternativ 3 Kombinert kraftvarmeproduksjon... 16 4 Tilgjengelighet... 17 4.1 4.2 4.3 Tilgjengelig spillvarme fra pilotprosjektet over året... 17 Tilgjengelighetsvurdering... 18 Varmetap i røykgasskanal... 19 5 Kraftproduksjon fra ORC... 20 5.1 5.2 5.3 5.4 Driftsforhold... 20 Virkningsgrad... 20 Resultater for alternativer for kraftproduksjon... 21 Varighetsdiagram... 22 5.4.1 Uisolerte kanaler... 22 5.4.2 Isolerte kanaler... 23 6 Energi- og effektbehov til oppvarming... 25 6.1 6.2 6.3 6.4 Driftsforhold... 25 Energi- og effektbehov, interne forbrukere... 25 Energi- og effektbehov, eksterne forbrukere... 26 Varighetsdiagram... 28 7 Distribusjonssystem... 30 7.1 7.2 7.3 7.4 Beskrivelse av distribusjonssystem... 30 ORC-bygg... 30 Varmesentral... 31 Plassering... 32 8 Økonomi og lønnsomhetsvurderinger... 34 8.1 8.2 Forutsetninger... 34 Alternativ 1... 34 Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 3 av 66

8.3 Alternativ 2... 37 8.3.1 Fjernvarme internt... 37 8.4 Alternativ 3... 40 8.5 Fjernvarme eksternt... 43 9 Full utbygging... 44 9.1 Varighetsdiagram... 44 9.2 Alternativer for utnyttelse av energi... 44 9.3 Påvirkning på infrastruktur og areal... 45 10 Kartlegging av øvrige spillvarmekilder og ENØK-tiltak ved Hydro Karmøy... 46 10.1 Trådstøperi/Valseverk... 46 10.2 Pressboltstøperi... 46 10.3 Kompressorstasjon... 46 10.4 Energipotensialer... 47 11 Konklusjon... 49 13 Forslag til videre arbeid... 51 14 VEDLEGG... 52 VEDLEGG A: Energi- og effektbehov, eksternt... 53 VEDLEGG B: P&ID... 55 VEDLEGG C: Plan- og snittegninger... 56 Vedlegg C.1: ORC-bygg... 56 Vedlegg C.2: Varmesentral... 57 VEDLEGG D: Detaljerte prosjektkalkyler... 58 Vedlegg D.1: Alternativ 1, plassering portvakt... 58 Vedlegg D.2: Alternativ 1, plassering GTC... 59 Vedlegg D.3: Alternativ 2, plassering ved portvakt... 60 Vedlegg D.4: Alternativ 2, plassering ved GTC... 61 Vedlegg D.5: Alternativ 2, eksternt... 62 Vedlegg D.6: Alternativ 3, plassering ved portvakt... 63 Vedlegg D.7: Alternativ 3, plassering ved GTC... 64 VEDLEGG E: Skjermbilder benyttet i beregninger... 65 Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 4 av 66

1 Innledning 1.1 Bakgrunn Hydro AS planlegger å utvide sin aluminiumsproduksjon ved aluminiumsverket på Karmøy gjennom et pilotprosjekt med ny generasjon elektrolyseceller. Elektrolysecellene har lavere energiforbruk per kg aluminium produsert, samt lavere miljøutslipp. Det er planlagt å installere 48 celler av typen HAL 4e, og 12 celler av typen HAL 4e Ultra. Pilotprosjektet vil medføre en økt produksjon av primærmetall fra dagens nivå på 180.000 tonn/år til 270.000 tonn /år. Videre ser man på en full utvidelse med ytterligere 200 celler, og med en total produksjon på i overkant av 500.000 tonn/år. Ved en eventuell full utbygging vil det også bygges nytt støperi ved verket. Investeringsbeslutningen for pilotprosjektet (DG3) er planlagt september 2014. I tilknytning til røykgassen fra cellene vil det bygges et renseanlegg for fjerning av fluor, partikler og SO2. Siden dimensjoneringen av renseanlegget i stor grad avhenger av røykgassmengde (m3/hr) er det fordelaktig å redusere røykgasstemperaturen før renseanlegget. Kostnadsestimater gjort av Hydro viser at det vil være lønnsomt å installere en varmeveksler (HEX) før filter for røykgasskjøling for å redusere størrelsen på renseanlegget. Røykgassen fra elektrolysecellene vil holde en temperatur på 135 C inn på HEX. Dette gjør den godt egnet som spillvarmekilde til fjernvarmeformål eller lavtemperaturkraftproduksjon. Videre er det et potensial for å gjenvinne varme fra røykgass etter filteret i renseanlegget. Sistnevnte er allerede gjennomført i to omganger ved Hydro Aluminium Sunndalsøra, på henholdsvis FTP 1 og FTP 3. Norsk Energi er, i samarbeid med Eta Energi, engasjert av Hydro for å gjøre gjennomføre et forprosjekt på spillvarmeutnyttelse fra pilotprosjektet. 1.2 Formål Formålet med forprosjektet er å vurdere potensial og lønnsomhet knyttet til spillvarmeutnyttelse fra pilotprosjektet. 1.3 Omfang Nr Aktivitet Kommentar 1 Informasjonsinnhenting og avklaring av forutsetninger Input fra Hydro 2 Kartlegging og vurdering av potensiale for spillvarmeutnyttelse med varmtvann som kilde Energiberegninger, basert på input fra aktivitet 1 3 Kartlegging og vurdering av potensialer for kraftproduksjon Energiberegninger, basert på input fra aktivitet 1 4 Investering og lønnsomhetsvurderinger Budsjettpriser, erfaringstall og nøkkeltall 5 Påvirkning på øvrig infrastruktur, plassbehov mv. Grensesnittsbetraktninger, arealvurderinger, 3D-layout av varmesentral 6 Forprosjektrapport, dette dokumentet 7 Møter/prosjektoppfølging Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 5 av 66

1.4 Forutsetninger I avklaringsmøter 9.5.2014 på Hydro Vækerø og prosjektmøte 15.5.2014 på Hydro Karmøy, ble følgende forutsetninger lagt for prosjektet: Tekniske forutsetninger: 1. Grensesnitt for forprosjektet er ved flenser til varmeveksler (HEX) 2. Røykgassmengde på 570.000 Nm3/hr er fra 60 elektrolyseceller 3. Temperaturfall fra celler til HEX settes til 10,7 C (uisolert kanal), 0,7 C (isolert kanal) 4. Temperaturfall fra HEX til nedstrøms filter settes til 6 C 5. Utløpstemperatur fra HEX begrenses til 100 C 6. Sjøvannstemperatur varierer mellom 2-17 C 7. Pinch-temperatur gass/vann settes til 10 C 8. Tur-/returtemperatur i fjernvarmenett settes til 75/45 C 9. Dimensjonerende utetemperatur (DUT) er satt til -11 C 10. Røykgasstemperatur varierer proporsjonalt med utetemperatur 11. Temperaturdata er hentet fra eklima.no for perioden 1. januar 2012 til 31. desember 2012. Middeltemperatur per dag er benyttet. 12. Case 5.2 (min), Case 5.3 (avg) og Case 5.4 (max) er brukt som utgangspunkt for beregning av effekt ved forskjellige utetemperaturer 13. Temperaturtap mellom elektrolyseceller og HEX er antatt konstant til 10,7 C og 0,7 C for hhv. uisolert og isolert kanal, uavhengig av utetemperatur 14. Minimumstemperatur ut av HEX er satt til 100 C 15. Temperaturtap nedstrøms HEX frem til utløp av filter er antatt konstant til 6 C, uavhengig av utetemperatur 16. Brukstid, fjernvarme: 1800 timer/år Økonomiske forutsetninger: 1. Kostnader for HEX, nødkjøler, hovedsirkulasjonspumpe inkluderes ikke i forprosjektet 2. Kostnad for sjøvannskjøling til ORC er ikke medtatt, antas innregnet i ny sjøvannskrets til gassrenseanlegget 3. Elektrisitetspris, kraft: 30 øre/kwh 4. Elektrisitetspris, oppvarming: 43 øre/kwh 5. Gasspris, 36,11 øre/kwh 6. Prisen på Industrivann: 1,01 kr/m 3 Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 6 av 66

7. Konvertingskostnad til vannbårent system 1 : 450 kr/m 2 a. Prosjektrelatert konvertingskostnad: 33 % av totalkostnad (resterende antas som renoveringskostnad og generelle oppgraderinger) 8. Enhetspris for 100mm kanalisolasjon (kanaldiameter/lengde 4600mm/200m): 1500 kr/m 9. Kostnad for ORC-enheter er gitt som ExWorks (Bersci, Italia). 10. Fraktkostnader for ORC-enheter er oppgitt til 5000 EURO per enhet. 11. Timespris for vedlikeholdspersonell: 540 kr/time 12. Avkastningskrav: 10 % 13. Levetid, fjernvarmenett: 30 år 14. Levetid, varmesentral: 25 år 15. Levetid, ORC-enhet: 25 år 16. Levetid, kundesentraler: 15 år 1.5 Pilotprosjektet HAL 4e Pilotprosjektet på Karmøy innebærer installasjon av totalt 60 nye elektrolyseceller, som både har lavere spesifikt energiforbruk per kilo aluminium produsert og lavere utslipp av klimagasser. Pilotanlegget vil bli plassert på ledig areal hvor tidligere Søderberg-prosessen var plassert. Røykgassen fra cellene tilsettes falskluft for temperaturregulering i ovnen, og føres videre i kanal inn til renseanlegget (GTC). Før røykgassen går inn på filteret, kjøles den ned i en varmeveksler (HEX). Ved å kjøle ned røykgassen før renseanlegget, reduseres volumstrømmen som medfører at renseanlegget kan neddimensjoneres og følgelig gi kostnadsbesparelser. En kostnadsanalyse gjennomført av Hydro viser at det er økonomisk lønnsomt med denne røykgasskjølingen. Foreløpig konsept er å kjøle gassen ved hjelp av kjølevann som dumpes mot sjøvann. Gassens temperaturnivå, som varierer mellom ca. 110 C og 148 C gjennom året, er godt egnet til fjernvarmeformål og/eller til kraftproduksjon i en ORC-enhet. Det er derfor gjennomført en forstudie for mulig utnyttelse av spillvarme fra HEX. I figuren under er pilotprosjektets foreløpige grensesnitt vist i gul farge. Følgende hovedkomponenter inngår i pilotprosjektet: 1. 48 elektrolyseceller av typen HAL 4e 2. 12 elektrolyseceller av typen HAL 4e Ultra (rød celler i figuren) 3. Én HEX for kjøling av røykgass fra HAL 4e-celler 4. Én HEX for kjøling av røykgass fra HAL 4e Ultra-celler 5. Gassrenseanlegg (GTC) 6. Ny sjøvannsstasjon 1 12-2012 ENOVA SF: Faktastudie kostnader for elektrisk og vassboren oppvarming Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 7 av 66

Figur 1-1: Oversiktskart over ny elektrolysehall for pilotprosjektet med 48 celler av typen HAL 4e (gule) og 12 celler av typen HAL 4e Ultra (røde). Gassrenseanlegget (GTC) er plassert vest for hallen. HEX er plassert oppstrøms GTC. 1.6 Grensesnitt Grensesnittet mot pilotprosjektet er flensene på HEX. Hjelpesystemer er ikke vurdert i denne forstudien. Nødkjøler, sjøvannsstasjon og sirkulasjonssystem er en del av HEX, og ikke medtatt her. Andre spillvarmekilder er ikke en del av denne forstudien. Det er likevel nevnt i eget kapittel, da befaring ved Hydro Karmøy avdekket store muligheter for varmegjenvinning fra andre spillvarmekilder. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 8 av 66

2 Sammendrag I forprosjektet har man sett på mulig utnyttelse av spillvarme fra planlagt pilotanlegg ved Hydro Aluminium Karmøy. Pilotanlegget vil bestå av 60 nye elektrolyseceller hvor varme kan gjenvinnes fra røykgassen gjennom en varmeveksler (HEX). Røykgasstemperaturen varierer med utetemperaturen og vil typisk ha en temperatur som varierer mellom 110-148 C. Man har i dette forprosjektet sett på 3 mulige alternativer for anvendelse av spillvarmen: 1. Alternativ 1 - Kraftproduksjon med Organic Rankine Cycle (ORC) 2. Alternativ 2 - Fjernvarme a. Internt på verket b. Internt ved verket med tilknytning av kompressorkjøler c. Eksternt 3. Alternativ 3 Kombinert kraftvarmeproduksjon Potensialet for spillvarmeutnyttelse Potensialet for spillvarmeutnyttelse vil være ca. 34 GWh/år og 43 GWh/år for hhv. uisolert og isolert gasskanal, med bakgrunn i varighetskurver for området. Temperaturen i røykgassen vil variere proporsjonalt med utetemperaturen. For utetemperaturer under -6,7 C vil man ikke kunne hente ut noe varme fra uisolert røykgasskanal, da røykgasstemperaturen er begrenset av minimumstemperaturen inn på filteret. For alternativ 1 og 3 er det sett på muligheten for å isolere røykgasskanalen for å redusere varmetapet og følgelig øke røykgasstemperaturen inn på varmeveksleren. Isolering av kanalen viser seg å være både energimessig og økonomisk gunstig for begge alternativer. Energiberegninger Alternativ 1: Norsk Energi har vært i kontakt med Turboden (leverandør av ORC-enheter) for å vurdere kraftutbytte vha. ORC-teknologi. De aktuelle temperaturnivåene i røykgassen ble vurdert. Beregninger viser at nominell virkningsgrad er i underkant av 6 %, noe som er svært lavt og skyldes at røykgasstemperaturen er noe lav for kraftproduksjon. I tillegg vil man tape noe temperatur ved å ha en sekundærkrets mellom røykgassen og ORC-enheten. Alternativ 2 a) og b): Eta Energi har kartlagt oppvarmingsbehovet internt på verket. Internt ligger oppvarmingsbehov på 7,1 GWh/år med et maksimalt effektbehov på 4,2 MW ved dimensjonerende utetemperatur -11 C. Som et tilleggsalternativ er det vurdert å koble kompressorstasjon 1 til fjernvarmenettet. Motivasjonen for dette er å tilføre energi til fjernvarmenettet på de kaldeste dagene (når det ikke er tilgjengelig varme fra HEX), samt redusere forbruket av industrivann på verket. Alternativ 2 c): Eta Energi har kartlagt potensialet for utbygging av fjernvarme til eksterne forbruker i området. Teoretisk oppvarmingsbehov er på 6,8 GWh/år, men gitt rimelig alternativ pris for gass (50 øre/kwh), samt konverteringskostnader for bygninger som har elektrisk oppvarming i dag, har man kommet frem til et praktisk potensiale på 2,2 GWh/år. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 9 av 66

Alternativ 3: Ved å kombinere varme til oppvarming med kraftproduksjon kan en større andel av varmen fra HEX utnyttes. Resultatene viser at man kan hente ut 1,7 GWh/år fra kraftproduksjon etter at 7,0 GWh er hentet ut til oppvarming. Nedenfor er det vist et energiflytskjema for hvert av de tre alternativene. Tykkelsen på pilene illustrerer andel varme/energi som overføres. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 10 av 66

Figur 2-1: Energiflytskjema for alternativer Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 11 av 66

I Tabell 2-1 er hovedresultatene fra energiberegningene vist. For alternativ 1 og 3 er resultatet vist med isolert kanal, da dette er mest energiøkonomisk. Tabell 2-1: Oppsummering av energimengder Alternativ 1 - kun kraftproduksjon fra ORC, isolert kanal Energi fra HEX 43,13 GWh/år Kraftproduksjon fra ORC 2,37 GWh/år Andel spillvarme utnyttet 5,5 % Alternativ 2 - Grunnlast HEX, spisslast gass/elkjel, uisolert kanal Energi fra HEX 34,03 GWh/år Energibehov til oppvarming 7,14 GWh/år Energi fra HEX 6,97 GWh/år Energi fra spisslast 0,17 GWh/år Andel spillvarme utnyttet 20,5 % Alternativ 3 - Grunnlast HEX, spisslast gass/elkjel, kraftproduksjon fra ORC av overskudd, isolert kanal Energi fra HEX 43,13 GWh/år Energibehov til oppvarming 7,14 GWh/år Energi fra HEX til oppvarming 6,97 GWh/år Energi fra spisslast til oppvarming 0,17 GWh/år Overskuddsenergi fra HEX til ORC Kraftproduksjon fra ORC 33,33 GWh/år 1,71 GWh/år Andel spillvarme utnyttet 20,1 % Plassering av varmesentral og ORC-bygg Man har vurdert to alternativer for plassering av varmesentral og ORC-bygg: 1. Plassering av bygninger ved portvakt 2. Plassering av bygninger ved gassrenseanlegg (GTC) Evalueringen som er gjort viser at det vil være økonomisk gunstig å sentralisere byggene ved GTC, da man kan spare i størrelsesorden 3 MNOK. Kostnadsbesparelsen skyldes kortere rørtrase og følgelig reduserte rørkostnader. Lønnsomhetsvurderinger Det er gjort lønnsomhetsvurderinger for hvert alternativ. Som utgangspunkt er teknisk vektet levetid satt som nedbetalingstid. For alternativ 2 b) (med kompressorkjøling) er tilbakebetalingstiden justert basert på besparelsen man får ved redusert forbruk av industrivann. Følgende tilbakebetalingstider er benyttet. 1. Tilbakebetalingstid alternativ 1 (plassering GTC/isolert kanal): 25 år 2. Tilbakebetalingstid alternativ 2, internt (plassering GTC/uisolert kanal): 28 år 3. Tilbakebetalingstid alternativ 2, internt + kompressorkjøling (plassering GTC/uisolert kanal): 16 år 4. Tilbakebetalingstid alternativ 2, eksternt: 30 år 5. Tilbakebetalingstid alternativ 3 (plassering GTC/isolert kanal): 25 år I figurene under er årlige kostnader og nødvendig salgspris for kraft, samt produksjonspris for fjernvarme gitt. Med bakgrunn i overnevnte tilbakebetalingstider og avkastningskrav på 10 %, er Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 12 av 66

salgspriser og produksjonspriser justert for å oppnå nåverdi lik 0. Sensitivitet mht. tilbakebetalingstid og avkastningskrav er nærmere vurdert i kapittel 8. Figur 2-2: Nødvendig salgspris og produksjonspris for å innfri gitt tilbakebetalingstid og avkastningskrav 10 % Figur 2-3: Årlige kostnader for gitt tilbakebetalingstid og avkastningskrav 10 % I tillegg til overnevnte alternativer, er det kort vurdert utnyttelse av spillvarme fra andre kilder. For eksempel kan det være mye å hente ved å gjenvinne varme fra smelte- og støpeovnene. Det er også mulig å utnytte energien fra kjøling av kompressorer. Energipotensialet er i størrelsesorden 82 GWh/år ved høye temperaturer (600-800 C) og 22 GWh/år ved lave temperaturer (40-75 C). Konklusjon Kraftproduksjon For alternativ 1 vil man med gitte røykgasstemperaturer få en svært lite effektiv kraftproduksjon. ORCenhetene produserer elektrisitet for 5,5 % av energimengden i røykgassen, tilsvarende 2,4 GWh/år. Alternativet har en investeringsramme på 29 MNOK uten Enovastøtte. Til tross for lav utnyttelsesgrad og høye kostnader, anbefales det at Hydro vurderer å føre rør frem til et testanlegg hvor leverandører av ORC/Sterling-teknologi kan teste sine enheter. Fjernvarme - internt Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 13 av 66

Alternativ 2 utnytter 21 % av energimengden i røykgassen, tilsvarende 6,97 GWh/år. Med Enovastøtte og en tilbakebetalingstid på 28 år, får man en produksjonspris på 34 øre/kwh, 5 øre/kwh lavere enn dagens energipris. Miljøpolitisk vil prosjektet være gunstig for Hydro. Det anbefales derfor at man vurderer å gå videre med dette som en del av pilotprosjektet. Fjernvarme - eksternt For fjernvarmeleveranse til eksterne forbrukere er mulige forbrukere lokalisert langt fra verket. Dette medfører betydelige rørkostnader for å levere små mengder energi. Mulig energileveranse er kun 2,2 GWh/år. Investeringsrammen er ca. 100 MNOK og anses som urealistisk. Kraftvarmeproduksjon (kraftproduksjon + fjernvarme) For alternativ 3 er også kraftproduksjonen for lite effektiv til at det gir konkurransedyktighet. Dette alternativet utnytter 20,1 % av energimengden i røykgassen (isolert gasskanal), tilsvarende 1,7 GWh/år i kraftproduksjon og 6,97 GWh/år i energileveranse til oppvarming. Investeringsrammen uten Enovastøtte for dette alternativet kommer på 60 MNOK. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 14 av 66

3 Alternativer for spillvarmeutnyttelse Temperaturnivået i røykgassen gjør at varmen fra HEX kan benyttes i kraftproduksjon og fjernvarme. Nedenfor er de ulike alternativene presentert. 3.1 Alternativ 1 Kraftproduksjon Overskuddsvarmen hentet fra HEX kan benyttes i lavtemperaturkraftproduksjon. Den lave temperaturen gjør at en standard turbin ikke kan benyttes, derimot kan Stirling-maskin eller ORC-maskin være aktuelt. Stirling-prosessen egner seg best for småskalaanlegg (opp til 100 kw el ), og prosessen er derfor ikke interessant i forbindelse med utbyggingen ved Hydro Karmøy. ORC (Organic Rankine Cycle) baserer seg på standard kraftproduksjon med turbin, med lukket termodynamisk prosess med eget arbeidsmedium. Den kan også ses på som en omvendt varmepumpe. Arbeidsmediet blir forvarmet i en regenerator og deretter fordampet i varmeveksling mot kjølevannet fra HEX. Det fordampede abeidsmediet ekspanderer så gjennom en turbin som er tilknyttet en generator for å produsere elektrisitet. Arbeidsmediet er fremdeles i gassform ut av turbinen og kondenserer i en varmeveksler mot sjøvann, evt. internvann. Etter kondensatoren økes trykket gjennom en pumpe og er igjen klar for forvarming. I figuren nedenfor er punktet mellom kondensator og pumpe angitt som (1). ORC-enhenten er tilknyttet HEX mellom punkt 3 og 4. Termisk olje, som angitt på figuren, kan byttes med vann. Figuren er hentet fra Turboden. Figur 3-1 ORC-prosessen. Enheten er tilknyttet HEX mellom punkt 3 og 4 (Turboden) Virkningsgraden i en ORC-enhet ligger mellom 5 % og 20 % avhengig av temperaturnivå. Ved Hydro Karmøy er temperaturen lav og man vil derfor oppnå lav virkningsgrad for el-produksjon. 3.2 Alternativ 2 Fjernvarme Et annet alternativ for å anvendelse av overskuddsvarmen fra HEX er fjernvarme. Det er mulig å levere fjernvarme både internt på anlegget og eksternt til omkringliggende steder. Fjernvarmeleveranse krever utbygging av et distribusjonssystem. Det er en fordel om mottakere av fjernvarme har etablert vannbåren varme (oftest som radiatorsystem), hvis ikke må kundene konvertere til dette for å kunne benytte seg av fjernvarmen. Det er i denne forstudien sett på mulighetene for å levere fjernvarme både internt og eksternt. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 15 av 66

3.3 Alternativ 3 Kombinert kraftvarmeproduksjon Det er også mulig å ha kombinert varmeleveranse og kraftproduksjon ved å benytte restvarmen fra ORC til fjernvarme. Kjølevannet fra HEX leverer da først til ORC som beskrevet under alternativ 1. Ved å tilpasse returtemperaturen fra ORC kan deler av returstrømmen benyttes til fjernvarme. Dette er mest aktuelt som internvarme på anlegget, da temperaturen ikke er høy nok for lange distribusjonsavstander grunnet varmetap i nettet. Figur 3-2 Flytskjema for kombinert kraftvarmeproduksjon Dette alternativet gir lavere kraftproduksjon, men man har en fordel ved at internt varmebehov kan dekkes og øvrig overskuddsvarme benyttes til kraftproduksjon. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 16 av 66

4 Tilgjengelighet 4.1 Tilgjengelig spillvarme fra pilotprosjektet over året Basert på mottatt underlag fra Hydro angående driftsforhold for ovnene, har man beregnet hvordan røykgasstemperaturen vil variere over året. Med bakgrunn i oppgitte røykmengder og varmetap fra kanaler, er det estimert hvilket effektuttak fra HEX kan forventes over året. Figuren nedenfor viser at man for utetemperaturer mellom -8 C til 20 C vil ha en temperaturvariasjon i røykgassen mellom 112 C og 142 C ut fra elektrolysecellene. Figur 4-1: Sammenheng mellom røykgasstemperatur fra elektrolyseceller og utetemperatur over året Videre er det benyttet forholdet mellom variasjon i utetemperatur og røykgasstemperatur for å estimere effektuttaket fra HEX. Temperaturtapet fra ovn til innløpet på HEX er satt til 10,7 C for uisolert kanal og 0,7 C for isolert kanal. Utløpstemperaturen fra HEX er satt konstant til 100 C. Figuren nedenfor viser hvordan effektuttaket fra HEX varierer over året. Den blå kurven viser uisolert kanal, mens den røde kurven viser isolert kanal. Figur 4-2: Årlig variasjon i effektuttak fra HEX. Blå kurve viser alternativ med uisolert kanal, rød linje viser isolert kanal Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 17 av 66

I tabellene under er tilsvarende data gitt for ulike utetemperaturer. Ved uisolert kanal synker røykgasstemperaturen under 100 C for utetemperaturer under -6,7 C, og følgelig kan man i disse periodene ikke hente ut varme fra HEX. Med isolert kanal får man et temperaturløft på 10 C, noe som gir mulighet for uttak av varme fra HEX ned til utetemperatur -17 C. Det har også blitt gjort en enkel vurdering av tilgjengelig varme fra røykgassen etter filteret i gassrenseanlegget. Denne løsninger er lik den man har installert ved FTP1 og FTP 3 ved Hydro Sunndalsøra. Her holder avgassen en temperatur på ca. 94 C. Beregninger viser at man da kan hente ut ca. 5MW varme. Denne varmen vil kunne benyttes til fjernvarmeformål i et 75/45 C fjernvarmenett. Tabell 4-1: Røykgasstemperatur- og effektvariasjoner, uisolert kanal Case Min. Hydro NE NE Avg. Hydro Max. Hydro Utetemperatur C -17-6,7 0,7 14 25 Røykgasstemperatur fra HAL 4e C 104 110,7 121,7 135 148 Røykgasstemperatur inn på HEX C 93,3 100 111 124,3 137,3 Effektuttak i HEX kw 0 0 2278 5037 7739 Røykgasstemperatur ut av HEX C 93,3 100 100 100 100 Røykgasstemperatur ut av filter C 87,3 94 94 94 94 Mulig effektuttak før SO2-scrubber kw 3289 4994 4994 4994 4994 Røykgasstemperatur inn på SO2-scrubber C 71 70 70 70 70 Tabell 4-2: Røykgasstemperatur- og effektvariasjoner, isolert kanal Case Min. Hydro NE NE Avg. Hydro Max. Hydro Utetemperatur C -17-6,7 0,7 14 25 Røykgasstemperatur fra HAL 4e C 104 110,7 121,7 135 148 Røykgasstemperatur inn på HEX C 103,3 110 121 134,3 147,3 Effektuttak i HEX kw 683 2071 2278 7115 9821 Røykgasstemperatur ut av HEX C 100 100 100 100 100 Røykgasstemperatur ut av filter C 94 94 94 94 94 Mulig effektuttak før SO2-scrubber kw 4994 4994 4994 4994 4994 Røykgasstemperatur inn på SO2-scrubber C 70 70 70 70 70 4.2 Tilgjengelighetsvurdering I et beslutningsgrunnlag er det også viktig å vurdere tilgjengeligheten til anlegget. For alternativ 2 er resultatene samlet i en tabell nedenfor. På grunn av utfall av varmeleveranse ved lave utetemperaturer, som beskrevet over, vil brukstiden for HEX være estimert til 8290 timer. På de kaldeste dagene vil det være nødvendig å benytte gasskjel som en erstatning for HEX. Denne vil således være i drift i 470 timer per år. Til sammen er tilgjengeligheten for fjernvarmeleveranse beregnet til 99,75 %, som er godt innenfor hva man regner som akseptabelt for denne type anlegg. Tabell 4-3: Tilgjengelighetstabell fjernvarmeleveranse Antall timer med Utilgjengelighet for Tilgjengelighet varmeleveranse per år oppgitt periode HEX 8290 0,5 % 99,5 % Gasskjel 470 0,5 % 99,97 % Tilgjengelighet, totalt 8760 0,25 % 99,75 % Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 18 av 66

4.3 Varmetap i røykgasskanal Hydro har gjort beregninger av varmetap i røykgasskanaler via regneprogrammet New*s. For base case, tilsvarende case 5.3 (avg.) uten HEX, er det beregnet at varmetapet er 7,2 C. Videre har Hydro benyttet 10,7 C i varmetap for de aktuelle alternativene (5.1 (min), 5.3 (avg.) og 5.4 (maks)). Det er uklart for Norsk Energi hvorfor Hydro ønsker å benytte høyere varmetap enn beregnet i base case. Ved kontrollberegninger av varmetapet, basert på bakgrunnsinformasjonen fra Hydro, er det funnet at varmetapet er 7,7 C. Det ser dermed ut til at varmetapet tilsvarende 10,7 C er konservativt. Forskjellen på 3 C har størst utslag for nedre temperaturgrense for varmeutnyttelse, men vil også påvirke ytelsen av HEX og forbedre virkningsgraden for ORC. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 19 av 66

5 Kraftproduksjon fra ORC 5.1 Driftsforhold Som tidligere nevnt vil røykgasstemperaturen og effektuttaket fra HEX variere med utetemperaturen. Dette er en ulempe for ORC-enheten som ønsker stabile driftsforhold. Med utgangspunkt i pinch-punkt på 10 C og varmetap i nettet tilsvarende 2 C, vil temperaturen til ORC være 112 C for uisolert gasskanal. Tilsvarende blir temperaturen til ORC 122 C dersom kanalen isoleres. Temperaturen ut av ORC er satt til 75 C. 5.2 Virkningsgrad Turboden er en italiensk leverandør av ORC og har vært involvert for å kunne gi et riktig bilde av potensialet for en ORC-maskin i forbindelse med pilotanlegget. De fikk oversendt prosessdata for isolert og uisolert kanal, hvor de gjorde en vurdering av ORC-potensialet for deres prosess ved Hydro Karmøy. Fra mottatt analyse fra har man funnet nominelle virkningsgrader på 4,9 % og 5,7 % for hhv. uisolert og isolert gasskanal. Når man vurderer potensiale for kraftproduksjon er det vesentlig å dimensjonere enheten for kraftproduksjon for en effekt som gir lang brukstid. Typisk ønsker man en driftstid over 4000 timer for å sikre god kraftproduksjon over året. Samtidig er det ønskelig at enheten i størst mulig grad driftes nær sin nominelle effekt. Dersom enheten i lengre perioder driftes langt under nominell effekt vil dette medføre redusert ytelse som følge av redusert virkningsgrad. I figuren nedenfor er en typisk virkningsgradskurve vist, hvor prosentvis reduksjon av virkningsgrad er gitt for ulike dellaster (10-100 %). Som figuren indikerer vil man opprettholde en god virkningsgrad ned til ca. 60 % av nominell effekt, mens virkningsgraden faller raskt etter dette. Figur 5-1: Redusert virkningsgrad som funksjon av redusert effekt (dellast), Turboden I beregningene er det hensyntatt reduksjon i virkningsgrad ved dimensjonering av ORC-enheten. Videre man optimalisert enhetens termiske effektopptak for å gi en god brukstid og følgelig høyest Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 20 av 66

kraftproduksjon over året. I tabellene under er et sammendrag av resultatene for alternativ 1 og alternativ 3 gitt. Resultatene er basert på vurderingene av tilgjengelig spillvarme presentert i kapittelet ovenfor. 5.3 Resultater for alternativer for kraftproduksjon For Alternativ 1 kan all tilgjengelig effekt fra HEX benyttes til ORC. For tilfellet med uisolert gasskanal vil det være optimalt å designe for ORC for et maksimalt effektuttak på 4700 kwt, som gir en gjennomsnittlig kraftproduksjon på 227 kwe/år. Kraftproduksjonen er da fordelt på to ORC-enheter á 115 kwe. For en slik konfigurasjon får man en brukstid på ca. 5750 timer og en årlig kraftproduksjon på 1,3 GWh/år. Om man ser på tilsvarende alternativ med isolert gasskanal, får man et økt effektuttak til ORC på 7000 kwt, som gir gjennomsnittlig kraftproduksjon på 388 kwe/år. Kraftproduksjonen er da fordelt på tre ORC-enheter á 115 kwe. For en slik konfigurasjon får man en brukstid på ca. 6100 timer og en årlig kraftproduksjon på 2,4 GWh/år. For Alternativ 3, må man prioritere effekt til fjernvarme før kraftproduksjon. Dette medfører at man har mindre effekt tilgjengelig over året og følgelig må neddimensjonere ORC-enheten noe. For tilfellet med uisolert gasskanal, viser resultatene at man får høyest kraftproduksjon, 1,1 GWh/år, ved å designe ORC for et maksimalt effektuttak på 4700 kwt. Dette gir en brukstid på ca. 5043 timer og en gjennomsnittlig kraftproduksjon på 219 kwe/år, fordelt på to ORC-enheter á 115 kwe. Tilsvarende alternativ med isolert kanal gir et effektuttak til ORC på 7000kWt, som gir en gjennomsnittlig kraftproduksjon på 365 kwe/år. Dette gir en brukstid på ca 4700 timer og en årlig kraftproduksjon på 1,7 GWh/år. Med bakgrunn i alternativene presentert, ser man at det er fordelaktig å isolere gasskanalen, av tre grunner: (a) Økt effektuttak fra HEX (b) Høyere vanntemperatur gir høyere ORC-virkningsgrad (c) Økt tilgjengelighet Tabell 5-1: Sammendrag av resultater for kraftproduksjon med og uten fjernvarme, uisolert kanal Alternativ 1 - Kraftproduksjon Effekt Brukstid Energi kw timer GWh/år Tilgjengelig effekt fra HEX - - 34,0 Effektuttak i ORC 4 700 6 860 32,2 Overskuddsvarme - - 1,8 Kraftproduksjon (2x 115 kwe enhet) 224 6 860 1,5 Kjølt effekt i ORC-kondenser 4 420 6 860 30,3 Alternativ 3 - Kraftvarmeproduksjon Effekt Brukstid Energi kw timer GWh/år Tilgjengelig effekt fra HEX - - 24,5 Effektuttak i ORC 4 700 5 043 23,7 Overskuddsvarme - - 0,8 Kraftproduksjon (2x115 kwe enhet) 219 5 043 1,1 Kjølt effekt i ORC-kondenser 4 420 5 043 22,3 Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 21 av 66

Tabell 5-2: Sammendrag av resultater for kraftproduksjon med og uten fjernvarme, isolert kanal Alternativ 1 - Kraftproduksjon Effekt Brukstid Energi kw timer GWh/år Tilgjengelig effekt fra HEX - - 43,1 Effektuttak i ORC 7 000 6 108 42,8 Restvarme - - 0,4 Kraftproduksjon (3x135 kwe enhet) 388 6 108 2,4 Kjølt effekt i ORC-kondenser 6 540 6 108 39,9 Alternativ 3 - Kraftvarmeproduksjon Effekt Brukstid Energi kw timer GWh/år Tilgjengelig effekt fra HEX - - 33,3 Effektuttak i ORC 7 000 4 693 32,8 Restvarme - - 0,5 Kraftproduksjon (3x135 kwe enhet) 365 4 693 1,7 Kjølt effekt i ORC-kondenser 6 540 4 693 30,7 5.4 Varighetsdiagram For å få en oversikt over hvordan effektbehovet til kraftproduksjon varierer med effekt tilgjengelig fra HEX, har man satt opp varighetsdiagrammer. Dette er gjort for alternativer med uisolert og isolert kanal. Effektbehovet til oppvarming er hentet fra data presentert i delkapittel 0. Dimensjonene utetemperatur (DUT) er satt til -11 C, mens uteluftens døgntemperatur over året er hentet fra kurveblad for Kopervik. Varighetsdiagrammet forteller hvordan effektuttaket fordeler seg over året. Arealet under kurven tilsvarer energibehovet i løpet av et år. Det er nedenfor presentert fire varighetsdiagrammer; alternativ 1 og alternativ 3 for både uisolert og isolert kanal. Den blå kurven viser tilgjengelig termisk effekt fra HEX, den røde kurven viser termisk effektuttak til ORC, mens den grønne kurven viser elektrisk kraftproduksjon fra ORC. Den grønne kurven tilhører sekundær y-akse. 5.4.1 Uisolerte kanaler Termisk energi fra HEX er beregnet til 43 GWh/år. Et lite varmetap gjør at energi tilført ORC er 33,63 GWh/år. Virkningsgraden for ORC er 4,9 % for uisolert kanal, gitt av analyse fra Turboden. Det er da tatt med kraftforbruk til hjelpesystemer internt i ORC-enhetene. Det er her viktig å merke seg at øvrige hjelpesystemer utenfor grensesnittet til ORC-enheten (dvs. ventilasjon av ORC-rom, belysning, annet elutstyr), vil medføre ytterligere reduksjon av virkningsgraden. Figur 5-2 viser varighetsdiagrammet for alternativ 1 kraftproduksjon, uten isolasjon. Ved lave temperaturer vil det ikke være varmegjenvinning gjennom HEX, dette tilsvarer ca. 470 timer årlig. Deretter er det et jevnt effektuttak over året. I området hvor den blå og den røde linja skilles indikerer at termisk effekt fra HEX er større enn hva som kan nyttes i ORC. Denne overskuddsvarmen tilsvarer 1,8 GWh/år. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 22 av 66

Figur 5-2: Varighetsdiagram for 2x115 kwe ORC-enheter, Alternativ 1 Kraftproduksjon, uisolert Figur 5-3 viser tilsvarende diagram for alternativ 3 kombinert kraftvarmeproduksjon. En del av tilgjengelig effekt fra HEX blir benyttet til fjernvarme og kurven er derfor slakere. Avstanden mellom tilgjengelig og benyttet effekt er mindre (området mellom blå og rød linje). Overskuddsvarmen utgjør her 0,8 GWh/år. Figur 5-3: Varighetsdiagram for 3x115 kwe ORC-enheter, Alternativ 3 Kombinert kraftvarmeproduksjon, uisolert 5.4.2 Isolerte kanaler Ved isolerte kanaler øker driftstemperaturen for ORC og gir høyere tilført effekt og virkningsgrad. Virkningsgraden for ORC-enheten er 5,7 % med isolert kanaler Tilgjengelig effekt i HEX og effektuttaket i ORC følger hverandre tett. Dette indikerer at det meste av varmen fra HEX kan nyttes til ORC og fjernvarme. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 23 av 66

Figur 5-4: Varighetsdiagram for 2x135 kwe ORC-enheter, Alternativ 1 Kraftproduksjon, isolert Figur 5-5: Varighetsdiagram for 3x135 kwe ORC-enheter, Alternativ 3 Kombinert kraftvarmeproduksjon, isolert Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 24 av 66

6 Energi- og effektbehov til oppvarming 6.1 Driftsforhold Temperaturnivået for fjernvarme er satt til 75 C tur, og 45 C retur. Det er både sett på mulighetene for fjernvarmeleveranse internt på Hydro og eksternt i nærområdene. 6.2 Energi- og effektbehov, interne forbrukere Det interne varmebehovet er kartlagt. I tabellen nedenfor viser en oppsummering av byggene og hvilken energikilde som benyttes for oppvarming. Der det er vannbåren varme i dag, er det også angitt om bygget benytter gasskjel eller elektrokjel. Dette vil ha innvirkning på vektet energipris. Totalt internt energibehov er 7,14 GWh/år, tilsvarende 4 168 kw fordelt på 1713 timer. Av effektbehovet er 1 406 kw (34 %) i bygg med eksisterende vannbåren varme. 558 kw (13 %) er fra elektrisk oppvarming. De resterende 2667 kw (53 %) er varmluft fra gass i sentrallager, trådmaskin og valseverk. I de fleste tilfellene er oppvarmingsbehovet beregnet, og ligger over de tall som er nyttet. Tabell 6-1: Intern byggoppvarming Byggoppvarming Bygg nr Areal Oppv. Kilde Sp. energib. Energi- Sp. Effektb. Effekt- Brukstid leveranse m2 kwh/m2 år kwh/år W/m2 kw h Reserve / Ny bygningsmasse xxxx 2000 Vannb. Elkjel 100 200000 100 200 1000 Gml. bygningsverksted 8122 2200 Vannb. Elkjel 100 220000 60 132 1667 Garderobe nord 8127 1500 Vannb. Ekjel 200 300000 120 180 1667 Trådmaskin 8018 - Varmluft Gass - 1750000-1167 1500 Sentrallager 8030 - Varmluft Gass - 750000-500 1500 Valseverk 8018 - Varmluft Gass - 1500000-1000 1500 Sentralverksted 8123 5100 Vannb. Gasskjel 100 510000 60 306 1667 Kantine nord 8121 600 Vannb. Elkjel 100 60000 60 36 1667 Stjernebygget 8033 400 Elektrisk 100 40000 60 24 1667 Mekanisk fellesanlegg 8012 600 Elektrisk 100 60000 60 36 1667 Forskningssenter 8107 3000 Vannb- Elkjel 100 300000 60 180 1667 Hydal 8045 2000 Elektrisk 100 200000 60 120 1667 Garderobe sør 8120 1500 Vannb. Elkjel 200 300000 120 180 1667 Sentralgarderobe 8019 1600 Vannb. Elkjel 200 320000 120 192 1667 Administrasjon høgbygg 8020 2000 Elektrisk 100 200000 60 120 1667 Administrasjon lavbygg 8020 3600 Elektrisk 100 360000 60 216 1667 Kantine sør 8035 400 Elektrisk 100 40000 60 24 1667 Brannstasjon 8048 250 Elektrisk 100 25000 60 15 1667 Portvakt 8036 50 Elektrisk 100 5000 60 3 1667 Sum 26800 7140000 4631 1542 Sammenlagringsfaktor 90 % Sum m sammenlagring 4168 1713 Figur 6-1 viser fordelingen av byggoppvarming gjennom året. Det grønne feltet er tappevann og har et jevnt forbruk uavhengig av årstid, omtrent 70 000 kwh/mnd. Det blå feltet er oppvarming av kontorbygg og har høyere behov om vinteren enn om sommeren. Verkstedene og prosessbygg er mindre isolerte og har høyt energibehov om vinteren og intet behov om sommeren. Totalt energibehov er 913 00 kwh i januar og 205 000 kwh i juli. behov Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 25 av 66

Figur 6-1: Intern byggoppvarming per måned Temperaturen i fjernvarmenettet er høy nok til at det kan benyttes som tappevannsoppvarming. Videre muligheter for dette er ikke sett på i forstudien. 6.3 Energi- og effektbehov, eksterne forbrukere Det er kartlagt et samlet teoretisk fjernvarmepotensial på 6,8 GWh/år fra Husøy i nord til Kopervik i sør. Potensialet omfatter både bygg som i dag har elektrisk oppvarming (2,8 GWh/år), dvs. panelovner eller tilsvarende, og bygg med vannbårne systemer (4,0 GWh/år) hvor fjernvarme kan leveres uten særlige tilpassinger. Kun større industri-, nærings- og offentlige bygg over om lag 500 m2 er tatt med i oversikten. På Husøy er det lokalisert en rekke fiskeribedrifter med høyt termisk energibehov. Disse nytter imidlertid damp i prosess og kan ikke forsynes av fjernvarme. Ellers er næringsaktivitetene langs traseene preget av virksomheter med lavt termisk energibehov. Dette er typisk trelasthandel, småmekanisk industri, bilverksteder og handel med kalde lagerlokaler. Offentlig virksomhet med skoler, idretts-/svømmehall, sykehjem er konsentrert om Kopervik området. Det er ikke realistisk å oppnå 100 % konvertering av det teoretiske fjernvarmepotensialet. Mildt kystklima og nærhet til sjø gir gunstige betingelser for bruk av varmepumper, noe flere bedrifter allerede har benyttet seg av. Videre er flere av bedriftene fritatt høy forbruksavgift, samt at nettariffene til det lokale nettselskapet er relativt lave. Dette gir lav alternativ energipris. Den største barrieren er imidlertid at kundepotensialet befinner seg midt i kjerneområdet for Gasnors distribusjonsnett for naturgass. Selv om naturgass nylig er pålagt CO2 avgift er prisen fremdeles lav. Tatt i betraktning disse markedsmessige forhold vil det realistiske potensial for leveranse av fjernvarme ligge langt under det teoretiske. Det er forutsatt at 20 % av bygg med elektrisk oppvarming konverteres og potensielt kan tilknyttes anlegget. Tilsvarende er 50 % av bygg med vannbåret varme forutsatt tilknyttet. Dette gir et Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 26 av 66

markedspotensial på 2,2 GWh/år; 32 % av det teoretiske. Figuren nedenfor viser lokasjon og potensielt energibehov på ulike steder i området. Figur 6-2 Teoretisk potensial og markedspotensial (GWh/år) i nærområdet Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 27 av 66

Tabell 6-2: Sammenstilling eksternt kundegrunnlag Område Vannb El Sum termisk kwh/år kwh/år kwh/år Flyplasskrysset 0,05 0,35 0,40 Husøy industriområde - 0,68 0,68 Håvik - 0,56 0,56 Kolstøneset 0,25 0,40 0,65 Bygnes/Vestheim næringsområde - 0,43 0,43 Kopervik 2,53 1,59 4,12 Sum teoretisk varmegrunnlag 2,83 4,01 6,84 Tabell 6-3: Potensial for fremtidig FV-leveranse Vannb El Sum termisk kwh/år kwh/år kwh/år Teoretisk markedsgrunnlag 2,83 4,01 6,84 Realistisk markedsandel 50 % 20 % 32 % Praktisk markedsgrunnlag 1,42 0,80 2,22 Brukstid Effektb. h kw Maks effektbehov 1800 1232 6.4 Varighetsdiagram Varighetsdiagrammet i Figur 6-3 viser sammenhengen mellom effektbehov til oppvarming internt på Hydro Aluminium og effekt tilgjengelig fra HEX. Siden man for fjernvarme forutsetter en turtemperatur på 75 C er det kun interessant å se på alternativ med uisolert gasskanal for alternativ 2 fjernvarme. Ved å isolere gasskanalen kan man øke effektdekningen under de kaldeste periodene. Dette tilsvarer ca 150MWh/år varmeleveranse fra HEX, og gevinsten anses som for liten sammenlignet med kostnaden for isolasjonsarbeid. Følgelig er ikke alternativ 2 med isolert kanal vurdert videre i denne forstudien. Som Figur 6-3 viser, kan man dekke effektbehovet til oppvarming hele året. Totalt energibehov for oppvarming er 7,14 GWh/år, der 6,97 GWh/år kan dekkes med varme fra HEX, dvs 97,5 % av totalt energibehov. Under de kaldeste periodene (utetemperatur under -6,7 C) har man ikke tilstrekkelig effekt til å dekke oppvarmingsbehovet fra HEX (gitt uisolert kanal). Energileveranse fra spisslastkilden vil være på ca. 0,17 GWh/år, med en effektdekning på 4,2 MW. Man har valgt en 4,5MW gasskjel som spisslastkilde. Fra punktet hvor blå kurve krysser rød kurve vil man ha et varmeoverskudd. Arealet mellom rød og blå kurve utgjør overskuddsvarme, som vil kunne utnyttes til annet formål eller dumpes mot sjøvannsveksler for å opprettholde 100 C ut av HEX. Det termiske energiinnholdet tilsvarer 27 GWh/år uisolert kanal. For å få en oversikt over hvordan effektbehovet til oppvarming varierer med effekt tilgjengelig fra HEX, har man satt opp et varighetsdiagram alternativ 2, Figur 6-3. Dette er gjort for alternativer med uisolert kanal. Effektbehovet til oppvarming er hentet fra data presentert i delkapittel 0. Tilsvarende energimengder er presentert i Tabell 6-4. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 28 av 66

Dimensjonene utetemperatur (DUT) er satt til -11 C, mens uteluftens døgntemperatur over året er hentet fra kurveblad for Kopervik. Figur 6-3: Varighetsdiagram for effektbehov til oppvarming (rød kurve) og tilgjengelig effekt fra HEX (blå kurve), uisolert kanal Tabell 6-4: Energileveranse til fjernvarme og overskuddsenergi til dumping (areal mellom blå og rød kurve) Alternativ 2 - Grunnlast HEX, spisslast gass/elkjel Energibehov til oppvarming 7,14 GWh/år Energi fra HEX til oppvarming 6,97 GWh/år Energi fra spisslast til oppvarming 0,17 GWh/år Overskuddsenergi til dumping 27,1 GWh/år Andel spillvarme utnyttet 20,5 % Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 29 av 66

7 Distribusjonssystem 7.1 Beskrivelse av distribusjonssystem Distribusjonsnettet vil bestå av DN200 preisolerte stålrør, som føres fra HEX via ORC/varmesentral, avhengig av hvilket teknisk alternativ man velger. Fra varmesentralen føres rørene ut til bygg som er tilknyttet nærvarmenettet internt hos Hydro. Hovedledningen vil være av typen DN200 og man sikrer med dette mulighet for økt kapasitet i fremtiden. Fra hovedledningen trekkes det stikkledninger ut til de relevante byggene for oppvarming. 7.2 ORC-bygg Bygg for ORC-enhetene er estimert til 16m x 12,8 m (lengde x bredde). Høyden på bygget bør være 5,9 m. Ved isolert kanal er det nødvendig med tre ORC-enheter, mens ved uisolert kanal er det kun nødvendig med to enheter. ORC-bygget er antatt like stort, uavhengig av antall enheter. Hver enhet har målene 12,5m x 2,7m x 2,8m (LxBxH). Figuren nedenfor viser ORC-bygget med tre enheter plassert ved siden av hverandre. Det er tegnet inn porter for å lette inn- og uttransportering av ORC-enheter og annet utstyr. Portene er utette for å sikre sirkulasjonsluft i bygget. Plan- og snittegninger er gitt i vedlegg C. Figur 7-1: GA-tegning av ORC-bygg ORC-enhetene kommer med nødvendig hjelpeutstyr fra leverandøren. Det vil være tilkoplingspunkter for vann fra HEX, kjølevann til kondensator og elektrisitet. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 30 av 66

7.3 Varmesentral I 3D-tegningen under er det gitt et eksempel på hvordan varmesentralen kan se ut. Dimensjonene på sentralen vil være 12m x 8m x 8m (LxBxH). Varmesentralen vil bestå av følgende hovedkomponenter: 1. 4,5 MW gasskjel med brenner (spisslastkilde) 2. Forbrenningsluftkanaler, røykgasskanal og skorstein 3. 2 stk. sirkulasjonspumper 50mVs / 140 m3/hr 4. Tilbakeslagsventiler, stengeventiler, reguleringsventiler 5. Grovfilter 500my på hovedledning 6. Finfilter 50my, 10 % av vannstrøm sirkuleres gjennom denne 7. Ekspansjonssystem med råvannspåfylling 8. Vannbehandlingsanlegg 9. Ventilasjonsanlegg 10. Hovedtavle og lokalt SD-anlegg Figur 7-2: GA-tegning av varmesentral Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 31 av 66

7.4 Plassering Det er to ulike plasseringer av ORC-bygget/varmesentralen som anses som aktuelle. En mulighet er å plassere ORC-bygget/varmesentralen i nærheten av inngangsporten til Hydro. Det er god plass i området og her vil byggene være lett synlige for besøkende. I Figur 7-3 vises oversiktstegningen av Hydros anlegg med plassering av ORC/varmesentral ved hovedport, inkludert rørtrasé. Bygget er tegnet inn i rødt, markert med oransje ring. Figur 7-3: ORC/varmesentral plasseres ved inngangsport Den andre muligheten er å plassere ORC og varmesentral ved gassrenseanlegget (GTC). Her vil byggene plasseres i direkte tilknytning til HEX. Dette alternativet gir fordeler med samlokalisering av utstyr som virker sammen og gjør følgelig styring og overvåking enklere, samt kortere rørtrase som vil kunne spare betydelige kostnader for rørfremføring. Dette alternativet er vist i Figur 7-4. Også her er bygget er tegnet inn i rødt, markert med oransje ring. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 32 av 66

Figur 7-4: ORC/varmesentral plasseres ved GTC Av de to alternativene anbefaler Norsk Energi at man vurderer alternativet nærmest pilotanlegget. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 33 av 66

8 Økonomi og lønnsomhetsvurderinger 8.1 Forutsetninger Nedenfor er økonomiske forutsetninger, som energipris, levetid og avkastningskrav for prosjektet angitt. Tabell 8-1: Forutsetninger for investeringsberegninger Forutsetninger Kostnader Markedspris, kraft 0,3000 kr/kwh Hydro El-pris,oppvarming 0,4300 kr/kwh Hydro Spillvarmepris 0,0500 kr/kwh NE Gass, Hydro 0,3611 kr/kwh Hydro Vektet energipris 0,3886 kr/kwh NE/Eta Gass, eksterne kunder 0,5000 kr/kwh Eta Teknisk levetid ORC-modul 25 år Turboden Fjernvarme, varmesentral 25 år NE Fjernvarme, rørnett 30 år NE Fjernvarme, kundesentraler 15 år NE Fjernvarme, vektet levetid Alternativ 1 25 år NE Fjernvarme, vektet levetid Alternativ 2 28 år NE Fjernvarme, vektet levetid Alternativ 3 25 år NE Fjernvarme, vektet levetid eksternt 30 år NE Krav til avkastning Internrentekrav for pilotprosjektet 10 % Hydro Velikeholdskostnader Timeskostnad for vedlikeholdspersonell 540 kr/time Hydro Vedlikeholdstid per år, per ORC-enhet (5 timer per uke) 260 timer/år Turboden Velikeholdskostnad, per ORC-enhet 140 400 kr/år Vedlikeholdskostnad, fjernvarme - kr/år NE/Eta Kommentar/kilde Tilbakebetalingstid: Tilbakebetalingstiden for alternativene er satt til teknisk levetid. Videre har man fra dette beregnet den nødvendige produksjonspris (fjernvarme) og slagspris (kraft) som gir nåverdi lik null. Dvs. at: (1) Salgspris må sammenlignes med dagens markedspris for å se om prosjektet er lønnsomt. Markedspris for kraft er satt til 30 øre/kwh. (2) Produksjonspris for fjernvarme må sammenlignes med dagens vektede energipris for å se om prosjektet er lønnsomt. Dagens vektede energipris er estimert til 39 øre/kwh. Det er for hvert alternativ gjort en sensitivitetsanalyse på lønnsomhet, hvor tilbakebetalingstid, avkastningskrav og følgelig produksjonspris/salgspris varierer. 8.2 Alternativ 1 Som nevnt i kapittel 4 vil det for alternativ 1 være fordelaktig å isolere røykgasskanalen. Dette medfører en tilleggskostnad på 600.000 kr for isolasjonsarbeider av røykgasskanal fra elektrolyseceller frem til HEX. Lønnsomhetsvurderingene viser at man tjener inn igjen denne tilleggskostnaden gjennom økt kraftproduksjon og følgelig økte inntekter fra salg av kraft. På grunn av kostnader med rørarbeid, er det mest økonomisk gunstig å plassere bygget ved GTC. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 34 av 66

Forventet tilbakebetalingstid er satt til 25 år (teknisk levetid). Man vil da ikke greie å tilbakebetale hele investeringen uten Enovstøtte, eller er urealistisk høy salgspris for kraften. Dersom man får tilsagn på 50 % prosjektstøtte gjennom Enovas «Ny teknologi»-program, hvilket er et optimistisk anslag, vil man kunne få lønnsomhet i prosjektet etter 25 år, gitt en kraftpris på 1,03 kr/kwh (plassering ved portvakt) og 0,85 kr/kwh (plassering ved GTC). Det er svært lite trolig at markedsprisen på kraft vil ligge på dette nivået over en 25 års-periode. Dersom man legger til grunn dagens markedspris på strøm (30 øre/kwh) vil man ikke kunne oppnå lønnsomhet for dette alternativet. Tabell 8-2 Kostnader alternativ 1, isolert røykgasskanal. ORC - Isolert kanal Plassering ved portvakt Plassering ved GTC Kostnader Investeringskostnad 36 633 000 28 773 400 kr Investeringskostnad, kanalisolasjon med mantling 600 000 600 000 kr Kraftproduksjon 2,40 2,40 GWh/år Salgspris kraft, uten Enovastøtte 1,88 1,52 kr/kwh D&V kostnader 421 200 421 200 kr/år Årlige kostnader, uten Enovastøtte 4 944 290 3 236 011 kr/år Tilbakebetalingstid, uten Enovastøtte 25 25 år Enovastøtte Forventet Enovastøtte, Ny teknologi 50 50 % Enovastøtte 18 616 500 14 686 700 kr Investeringskostnad, med Enovastøtte 18 616 500 14 686 700 kr Salgspris kraft, med Enovastøtte 1,03 0,85 kr/kwh Årlige kostnader, med Enovastøtte 2 050 944 1 618 005 kr/år Tilbakebetalingstid, uten Enovastøtte 25 25 år Videre er det gjort en sensitivitetsanalyse av alternativet med isolert kanal og plassering ved GTC. Her ser man at selv ved å justere ned avkastningskravet vil man ha vanskeligheter med å oppnå en salgspris på nivå med dagens markedspris. På samme måte øker salgsprisen med avtagende tilbakebetalingstid. Dersom man legger krav om 5 års tilbakebetalingstid kombinert med avkastningskrav på 10 %, må kraften selges for 1,8 kr/kwh. Det skal merkes at man her ikke har hensyntatt eventuell restverdi på investeringen som har en teknisk levetid på 25 år. Dok ID: 32248-00049-2.0 Side 35 av 66