TEKNOLOGIER FOR CO 2 -RENSING

1. TEKNOLOGIER FOR CO2-RENSING av Lars Erik Øi, Høgskolen i Telemark Seminar om Teknologiske utfordringer vedrørende CO2-rensing på Mongstad Høgskolen i Bergen, 13. juni 2007

2. Presentasjon av Lars Erik Øi Naturfaglinjen Fana Gymnas 1978 Sivilingeniør Kjemiteknikk NTH (NTNU) 1983 Forsker Norsk Hydro F-senter, Porsgrunn 1984-1992 Prosessingeniør Grøner AS 1992-1994 1. amanuensis HiT fra 1994 • Prosessteknikk - Gassrensing • Naturgassrensing (fjerning av vann, H2S, CO2) • PhD-stipendiat på CO2-rensing fra 2006

3. Temaer - CO2 - renseprosesser - CO2 - rensing fra gasskraftverk på Kårstø - Forbedringspotensialet på kort sikt med vekt på aminabsorpsjonsprosesser og med tanke på Mongstad fram til 2014

4. Gasskraftverk med CO2-håndtering Gasskraftverk som omfatter • separasjon av CO2 fra avgassen • transport • og deponering/lagring av fraseparert CO2 - gir vesentlig dårligere virkningsgrad - blir vesentlig dyrere

5. Aktuelle CO2-fjerningsprosesser CO2-fjerning er teknisk kurant (etablert teknologi) Aktuelle varianter av CO2-fjerningsprosesser: • Absorpsjon, spesielt med aminløsninger (Fluor, Mitsubishi, Aker Kværner) - Hydrogenkraftverk (Norsk Hydro) (Separasjon av CO2 fra H2 før endelig forbrenning) - Oksygenkraftverk (Aker Maritime, Vattenfall) (Separasjon av oksygen fra luft før forbrenning)

6. Gasskraftverk med eksosgassrensing (post-combustion) Eksosgass 0,4 vol% CO2 Gjenvunnet CO2 Amin- Absorpsjon (Absorber) Regenerering av amin (Stripper) Eksosgass 3-4 vol% CO2 CC Kjøler Energi/damp

7. CO2-fjerning fra gasskraftverk (post-combustion) (figur fra Olav Bolland, NTNU)

8. Status for CO2-fjerningsprosesser med aminer CO2-fjerning med aminer er etablert teknologi Det er et aminbasert absorpsjonsanlegg for CO2 fra naturgass på Sleipner-feltet i Nordsjøen. CO2 separeres fra og injiseres/deponeres i en akvifer. (Utsira-formasjonen, et saltvannsførende lag) Det er noen få mellomstore (>100 000 tonn CO2/år), men ingen veldig store (>1 mill. tonn CO2/år), anlegg for aminbasert fjerning av CO2 fra atmosfærisk røykgass.

9. CO2-fjerning på Sleipner Absorpsjonsanlegg for CO2 fra naturgass på plattformen til venstre.

10. Fordeler med post combustion CO2-fjerning Absorpsjon av CO2 med aminer er etablert teknologi Teknologien kan brukes på mange ulike utslippskilder for CO2, fra kraftverk til industri Anlegg kan installeres på dagens utslippskilder Relativ høy virkningsgrad sammenlignet med andre konsepter som kan realiseres på kort sikt (47-51 %)

11. Hydrogenkraftverk med CO2-fjerning (pre-combustion) (Figur fra Bellona)

12. Separasjon av CO2 før forbrenning (pre-combustion) Gjenvunnet CO2 Luft Naturgass H2O CO H2 CO2 CO2 –absorpsjon/ desorpsjon Autoterm reformer Vann-skift reaksjon H2-rik brenngass CC

13. Fordeler/ulemper med pre-combustion Fordel å ta ut CO2 ved høyt trykk Prosessen er teknisk sett komplisert med tette koblinger mellom reformeringsanlegg og kraftverk. Det trengs teknologiutvikling for å få til forbrenning av hydrogen med lave utslipp av NOx sammen med høy virkningsgrad. Teknologien er lite egnet for etterinnstallasjon på eksisterende kraftverk.

14. Oksygenkraftverk med CO2-fjerning (oxy-fuel) (Figur fra Bellona)

15. Forbrenning med rent oksygen isteden for luft (Oxyfuel) N2 Gjenvunnet CO2 H2O CO2 Luft O2 CO2 –separasjon Luft separasjon CC O2 +N2 H2O

16. Fordeler/ulemper med Oxyfuel Fordel: Enkel CO2-separasjon, rensegrad ~ 100 % Det kreves utvikling av ny gassturbinteknologi Virkningsgraden for hele prosessen blir lav med produksjon av oksygen i en tradisjonell luftseparasjonsfabrikk For å få stabil forbrenning er det behov for noe overskudd av oksygen

17. H+ O2- CO2 +H2O O2 N2 CH4 CH4 – basert brenselcellemed O2-- ledende membran

18. Fordeler/ulemper brenselcellebasert kraftverk Systemvirkningsgrad (elektrisk) på over 70 % er mulig i småskala i dag, inkludert CO2-fjerning Teknologien krever foreløpig stor investering Det kreves mye utviklingsarbeid før storskala anlegg blir konkurransedyktig på pris

19. Aker Kværners membranabsorpsjonsteknologi(tidligere forsøksanlegg på Kårstø)

20. SARGAS: CO2 – fjerning ved høyt trykk SARGAS-prosessen er basert på forbrenning ved høyt trykk, CO2-fjerning ved høyt trykk, fulgt av kraftproduksjon Absorpsjonsmiddelet er en karbonatløsning som krever mindre energi enn aminløsninger Sammen med Hammerfest e-verk har de under planlegging et anlegg i Hammerfest på 100 MW.

21. Absorpsjon i ammoniakk/vann-blanding CO2 - fjerning med absorpsjon i en blanding av ammoniakk og vann (Alstom) Prosessen blir omtrent tilsvarende som i amin (ammoniakk kan oppfattes som et enkelt amin) Et demoanlegg for fjerning av 100 000 tonn CO2 / år planlegges i West Virginia i 2008.

22. Absorpsjon i vann Norges største landbaserte anlegg for CO2-fjerning er på Yara’s ammoniakkfabrikk på Herøya. CO2 fjernes under trykk ved absorpsjon i vann. Deler av CO2-produksjonen selges (bl.a. til Farris). Det meste slippes ut (ikke lønnsomt å deponere).

23. CO2-fjerning ved Yara på Herøya Absorpsjon med vann under trykk i 4 absorpsjonstårn

24. Oppsummering av mest aktuelle metoder IPCC (2005)

25. Virkningsgraden til ulike gasskraftverksteknologier med CO2-rensing

26. Potensialer for CO2-fjerningsteknologi (Fra Bolland, NTNU)

27. CO2- lagring/deponering CO2 kan lagres/deponeres i • oljefelt (for økt oljeutvinning) • vannholdige bergarter (akviferer) • havet (på dypt vann) • som mineral i enkelte bergarter

28. Transport av CO2 Rør: i Nord-Amerika i dag (3000 km lengde) Skip: i Nord-Europa i dag (300 000 tonn)

29. Lagring av CO2 (Figur fra Bellona)

30. NVE rapport (2006) omCO2-håndtering på Kårstø (420 MW gasskraftverk) 4 studier ble satt ut til teknologileverandører: Fluor Inc. (California) MEA-basert prosess Mitsubishi Heavy Industries (Japan) KS-1 (aminblanding) Aker Kværner Engineering and Technology Amin(MEA)-basert prosess HTC puretech (Canada)/Bechtel (USA) Amin(MEA)-basert prosess (2 andre ble ikke kvalifisert av NVE)

31. Ulike leverandørers forslag tilCO2-håndtering på Kårstø Prosessforslag fra de 4 leverandørene • Alle 4 prosessene var aminbaserte prosesser. • Hovedprinsippet i prosessene varierte lite • Kostnadene varierte også lite

32. CO2-fjerning fra Kårstø (typisk) (fra NVE-rapport/SINTEF)

33. Kostnad for CO2-fjerning og lagringpå Kårstø 420 MW gasskraftverk Investering: 5,1 milliarder NOK Bare CO2-fangst: 3,5 milliarder NOK Driftskostnader/år: 0,37 milliarder NOK/år Merkostnad: ca 35 øre/kWh (rensing+deponering) Merkostnad: ca 25 øre/kWh (bare rensing) (Ca 500 NOK / tonn CO2 fjernet (for bare rensing)) Kilde: NVE 2006

34. Kraftvarmeverk med CO2-fjerningpå Mongstad Nytt kraftvarmeverk (energiverk) - Kraftproduksjon: 280 MW • Varmeproduksjon: 350 MW To røykgasstrømmer (fra kraftverket og raffineriet) • ca 1300 000 tonn CO2/år, 3-4 % CO2 • ca 900 000 tonn CO2/år, 12-14 % CO2 CO2-fjerning: • 100 000 tonn/år testanlegg fra 2010 • full CO2-rensing fra 2014

35. Teknologivalg for fullskalaCO2-håndtering på Mongstad (2014) Det som ser mest sannsynlig ut, er en aminbasert absorpsjonsprosess: • det eneste som leverandører har foreslått (i hvert fall for Kårstø) • det mest energieffektive, i hvert fall på kort sikt • det eneste som har vært prøvd ut i mellomskala

36. Mulige prosessforbedringer på kort sikt for aminbaserte CO2-fjerningsprosesser (2014) - forbedret aminblanding • resirkulering av delvis regenerert amin • resirkulering av gass • forbedret effektivitet/redusert trykktap i absorpsjon • bruk av biobasert varme til regenerering

37. Valg av aminløsninger Vanligst er MEA (MonoEtanol Amin) På Sleipner benyttes MDEA (under høyt trykk) KS-1 er et spesielt amin med mindre energi til regenerering, men lavere absorpsjonshastighet Et ønsket løsningsmiddel har • høy absorpsjonshastighet • lavt energiforbruk ved regenerering • høy stabilitet og lite aminavfallsproduksjon • lite tap/utslipp av amin i røykgassen

38. Energioptimalt amin Vanligst er MEA (MonoEtanol Amin) Absorpsjon: H2N-C2H4OH + CO2→ CO2(Absorbert) + Energi Desorpsjon (regenerering): CO2(Absorbert) + Energi → CO2 (Desorbert) Andre aminer har normalt lavere absorpsjons- og desorpsjonsenergi, men lavere absorpsjonseffektivitet

39. Resirkulering av aminløsning(split-stream) Regenerering kan foregå ved flere temperaturer. Delvis regenerert amin kan resirkuleres til midten av absorpsjonskolonnen. Fullt regenerert amin, som er regenerert ved maksimal temperatur, returneres til toppen av absorpsjonskolonnen. Dette fører til energiforbruk ved lavere temperatur og bedre total varmeøkonomi. Prosessen blir imidlertid mer kompleks.

40. Simuleringsmodell for optimalisering av CO2-fjerning med aminer (HYSYS-modell)

41. Resirkulering av gassturbineksos Flere jobber med løsninger for å resirkulere eksosgass tilbake til gassturbinen i kraftverket. Dette gir høyere CO2-konsentrasjon (enn 3-4 %) og bedre effektivitet i CO2-fjerningsanlegget. En slik løsning påvirker trolig kraftverket så mye at den ikke kan innføres i et eksisterende kraftverk

42. Forbedret effektivitet/ redusert trykktap i absorpsjonsutstyret - Strukturert pakning er mest effektiv, gir lavest trykktap, men har høy investering • Absorpsjonskolonnene blir så store (over 15 m diameter) at de gir konstruksjonsproblemer • Gassfordeling blir et problem i så store kolonner

43. Aker Kværners prosess fjerner 116 %(Fra Aftenposten 20.4.2007) • biobasert varme kan brukes til regenerering • ved å fjerne CO2 fra både fossilt og biobasert brennstoff, kan fjernet CO2-mengde overstige CO2-mengden fra det fossilbaserte kraftverket

44. Potensialet for lavere kostnader CO2-fjerning fra gasskraftverk med aminabsorpsjon koster i størrelsesorden 400-500 NOK/tonn. Dette tilsvarer ca 25 øre/ kWh elektrisitet. I tillegg kostnader til transport og lagring. Potensialet for reduksjon av dette på kort sikt er forholdsvis begrenset. En merkostnad på 15 øre/kWh elektrisitet innen 2014 er optimistisk. Disse tallene er basert på forutsetninger om - forventet markedsverdi på elektrisitet og naturgass • ingen salgsverdi på CO2 • ingen skatter, avgifter, subsidier eller kvoter Andre regnestykker som viser mer optimistiske tall enn dette, har ofte sammenheng med endringer i disse forutsetningene.

45. Konklusjoner På kort sikt (fram til 2014), ser den mest realistiske CO2-fjerningsprosessen for Mongstad (eller Kårstø) ut til å være absorpsjon i en aminløsning. Kommersialisering av gasskraftsverkprosesser med integrert separasjon av CO2 ligger sannsynligvis lenger fram i tid. CO2-fjerning koster i størrelsesorden 400-500 NOK/tonn. Dette tilsvarer en merkostnad på ca 25 øre/kWh elektrisitet. I tillegg kommer kostnader til transport og lagring. Potensialet for reduksjon av dette på kort sikt er forholdsvis begrenset. Eventuell salgsverdi for produsert CO2 gir mulighet for forbedret økonomi for CO2-håndtering.

46. Internettsider med informasjon om CO2-håndtering NVE: www.nve.no NTNU: www.ntnu.no/obolland/publica.htm Bellona: www.bellona.no Zero: www.zero.no/fossil/co2/teknologi/fangst IPCC: www.ipcc.ch/activity/srccs/index.htm IEA: www.ieagreen.org.uk/presentations.html

47. Slutt