Epsilon Archive for Student Projects

Abstract

I takt med att kollektivtrafiken elektrifieras kommer biogasens roll som drivmedel i Uppsalas stadstrafik att minska. Samtidigt finns en etablerad biogasproduktion i Uppsala, där organiskt avfall och avloppsslam omvandlas till biogas och biogödsel. Biogasen förväntas även i framtiden vara en del av Uppsalas cirkulära energi- och resurssystem men nya användningsområden behöver identifieras. Syftet med detta arbete är att utvärdera alternativa användningsområden för biogas inom offentlig sektor i Region Uppsala, med fokus på nyttjande av befintlig infrastruktur, ekonomi, miljöpåverkan, energieffektivitet och robusthet.

I resultatet presenteras två huvudsakliga användningsområden som undersökts. Det första scenariot är att använda biogas för lokal el- och fjärrvärmeproduktion vid Uppsalas stadsbussdepå. Detta skulle kunna ske genom en biogasdriven motor eller CHP-anläggning, där elen används för att bidra till laddning av elbussar och spillvärmen tas tillvara. Resultatet visar att den framtida elbussflottan kan innebära ett årligt elbehov på ungefär 35-44 GWh. Eftersom det redan finns biogasinfrastruktur kopplad till bussdepån med lagring och en pipeline från kungsängen, finns det potential att till stor del utnyttja befintliga system.

Simulering visar att en CHP Biogasmotor med 5MW installerad effekt producerade 37 GWh el och krävde 91 GWh energi i rågas, vilket stämmer väl överens med den beräknade framtida gasproduktionen på 90 GWh. Trots att 37 GWh el producerades krävdes en elimport på 19 GWh från elnätet. Den exporterade elen uppgår till 12 GWh. Utöver den exporterade elen tillgodogörs även 44 GWh värme för fjärrvärmeexport. Den sammanlagda investeringskostnaden för akumulatortank och motor blir mellan 52,6-71,9 miljoner kr. Ekonomisk analys visar på en årlig förlust på 58 miljoner kronor per år. Total klimatpåverkan visar en minskning i utsläpp på 1570 ton CO2eq/år.

Det andra alternativet är att använda biogas som bränsle för reservkraft. Detta undersöks för större samhällsviktiga verksamheter, såsom Akademiska sjukhuset. Resultatet visar att biogasdriven reservkraft kan bidra till minskad klimatpåverkan jämfört med dagens fossila alternativ och samtidigt stärka lokal energiberedskap genom att använda ett regionalt producerat bränsle. Samtidigt finns utmaningar kopplade till lagring, transport, kostnader och det faktum att befintlig reservkraftsinfrastruktur redan är anpassad efter andra bränslen.

För Akademiska sjukhuset dimensionerades reservkraftssystemet till 7 aggregat med en effekt på 2MW vardera. Vid antagen testkörning två timmar per månad beräknades de årliga utsläppen per aggregat till 15 552 KgCO2e för diesel MK1, -120,96 KgCO2e för biogas samt 9360 KgCO2e för EcoPar A. Den uppskattade investeringskostnaden uppgick till 140-182 miljoner kronor, samt cirka 10 miljoner för gaslager eller gasledningsanslutning. För det mobila reservkraftverket beräknades bränslebehovet till 8-9 m3 CBG vid 200 bar vid en effekt på 170kW under 48 timmar. Den uppskattade investeringskostnaden för aggregaten uppgick till 2-2,6 miljoner kronor, samt cirka 500 000 kronor för gaslager (CBG-gasflak).

As public transport becomes increasingly electrified, the role of biogas as a vehicle fuel in Uppsala’s urban bus traffic is expected to decline. At the same time, Uppsala has an established biogas production system, where organic waste and sewage sludge are converted into biogas and biofertilizer. Biogas is still expected to remain part of Uppsala’s circular energy and resource system in the future, but new areas of application need to be identified. The aim of this thesis is to evaluate alternative uses of biogas within the public sector in Region Uppsala, with a focus on the utilization of existing infrastructure, economic performance, environmental impact, energy efficiency, and robustness.

The results present two main alternative applications. The first scenario involves using biogas for local electricity and district heating production at Uppsala’s city bus depot. This could be achieved through a biogas-powered engine or a combined heat and power plant, where the electricity contributes to charging electric buses and the waste heat is recovered. The results show that the future electric bus fleet may require approximately 35–44 GWh of electricity per year. Since biogas infrastructure is already connected to the bus depot, including storage and a pipeline from Kungsängen, there is potential to make extensive use of existing systems.

The simulation shows that a CHP biogas engine with an installed capacity of 5 MW produced 37 GWh of electricity and required 91 GWh of energy in raw gas, which corresponds well with the estimated future gas production of 90 GWh. Despite the production of 37 GWh of electricity, 19 GWh still had to be imported from the electricity grid, while 12 GWh was exported. In addition to the exported electricity, 44 GWh of heat was recovered and exported to the district heating network. The total investment cost for the accumulator tank and engine is estimated at SEK 52.6–71.9 million. The economic analysis indicates an annual loss of SEK 58 million. The total climate impact shows a reduction in emissions of 1,570 tonnes CO-eq per year.

The second alternative is to use biogas as a fuel for backup power generation. This was examined for larger critical public services, such as Uppsala University Hospital. The results show that biogas-powered backup generation can help reduce climate impact compared with current fossil alternatives, while also strengthening local energy preparedness by using a regionally produced fuel. However, there are challenges related to storage, transport, costs, and the fact that existing backup power infrastructure is already adapted to other fuels.

For Uppsala University Hospital, the backup power system was dimensioned as seven generator units with a capacity of 2 MW each. Assuming test operation for two hours per month, the annual emissions per generator were calculated as 15,552 kg COe for MK1 diesel, -120.96 kg COe for biogas, and 9,360 kg COe for EcoPar A. The estimated investment cost was SEK 140–182 million, plus approximately SEK 10 million for gas storage or a gas pipeline connection. For the mobile backup power unit, the fuel demand was calculated as 8–9 m³ of CBG at 200 bar for an output of 170 kW over 48 hours. The estimated investment cost for the generator units was SEK 2–2.6 million, plus approximately SEK 500,000 for gas storage using CBG gas container modules.