CO 2 -fangst av røykgass ved aminabsorpsjon. Kathrine Storsæter Inger Lise Biørn Kristin Rem Trehjørningen Elisabeth Ottestad Nissen Windstad

Transkript

1 CO 2 -fangst av røykgass ved aminabsorpsjon Kathrine Storsæter Inger Lise Biørn Kristin Rem Trehjørningen Elisabeth Ottestad Nissen Windstad NTNU, Institutt for Kjemisk Prosess Trondheim, November 2008 i

2 Sammendrag Formålet med oppgaven er å belyse aminene som benyttes ved CO 2 -fangst i post-combustion renseanlegg. CO 2 kan separeres fra røykgass ved at den binder seg til en aminløsning. Det er blitt utviklet flere aktuelle aminløsninger som er tilpasset ulike sammensetninger av røykgass. Aminer har blitt sett på som en løsning på reduksjon av CO 2 -utslipp, men i det siste er det blitt økt fokus på miljøkonsekvenser forbundet med bruk av aminer i renseanlegg. Det er utført lite forskning på dette området, og det eksisterer derfor ingen grenser eller kriterier for hvilke konsentrasjoner eller utslippsmengder som er akseptable. Fokuset i denne oppgaven er blitt satt på redgjøring av aminløsninger, ulike miljøkonsekvenser ved aminrensing, de største leverandørene og enkelte pilotanlegg i verden. Det må utføres mer forskning på området rundt utslipp av aminer både når det gjelder omfang og hvilke effekter utslippet har på miljøet. Aminer kan omdannes til farlige forbindelser ved nedbryting. Konsekvensen kan være økt fare for kreft og luftveissykdommer. I tillegg kan disse utslippene gi økt gjødsling og forsuring av overflatevann. Det er viktig å gjøre grundige undersøkelser slik at man ikke skaper et nytt miljøproblem ved å løse et annet. ii

3 Innholdsliste SAMMENDRAG... II TABELLISTE... IV FIGURLISTE... IV 1 INNLEDNING PROSESSBESKRIVELSE FOR AMINABSORPSJONSANLEGG AMINRENSEANLEGG AMINLØSNINGER GENERELLE MILJØEFFEKTER VED AMINRENSING LEVERANDØRER AV AMINLØSNINGER FLUOR DANIEL INC Econamine FG SM og Econamine FG plus SM MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES LTD Sammenligning av KS-1 og MEA HTC PURENERGY ABB LUMMUS GLOBAL INC PILOTPROSJEKTER FOR CO 2 -FANGST INTERNASJONALE ANLEGG NORSKE ANLEGG DISKUSJON KONKLUSJON TABELLER FIGURER iii

4 Tabelliste TABELL 1. OVERSIKT OVER RESULTATER FRA KORROSJONSTEST UTFØRT MED MEA, MEA+INHIBITOR OG KS TABELL 2. OVERSIKT OVER NOEN EKSISTERENDE, PÅBEGYNTE OG PLANLAGTE AMINANLEGG/PILOTANLEGG Figurliste FIGUR 1. ILLUSTRASJON AV AMINABSORPSJONSANLEGG FIGUR 2. ILLUSTRASJON AV PRIMÆRT, SEKUNDÆRT OG TERTIÆRT AMIN. R ER HER EN ORGANISK GRUPPE (F.EKS ETANOL, GLYKOL OSV) FIGUR 3. SAMMENLIGNING AV CO 2 -LØSELIGHET I KS-1 OG MEA FIGUR 4. SAMMENLIGNING AV DISSOSIASJONSVARME SOM FUNKSJON AV ABSORBERT CO2 FOR AMINLØSNINGENE KS-1 OG MEA FIGUR 5. SAMMENLIGNING AV DANNELSESHASTIGHETEN FOR VARMESTABILE SALTER FOR KS-1 OG MEA SOM FUNKSJON AV DRIFTSTID FIGUR 6. SAMMENLIGNING AV ARBEIDSKAPASITET AV PSR OG MEA (VIST MED GUL SIRKEL). 27 FIGUR 7. SAMMENLIGNING AV ENERGIKRAVET AV PSR OG MEA (VIST MED GUL SIRKEL) iv

5 1 Innledning Energiproduksjonen i verden er dominert av forbrenning av fossile energikilder som gir utslipp av klimagasser til atmosfæren. Utslipp av disse klimagassene kan føre til alvorlige konsekvenser for dyreliv, natur og mennesker [1]. Klimagassen CO 2 har ikke så høy effekt på global oppvarming som enkelte andre gasser (f. eks metan), men den blir likevel ansett som en av de største årsakene til global oppvarming på grunn av at utslippet av gassen er svært omfattende. Utslipp av CO 2 fører også til sur nedbør, som blant annet fører til skade på bygninger og forsuring av vann, ved at CO 2 reagerer med vann i luften. CO 2 -utslipp er ikke bare forbundet med energiproduksjon, men mye av utslippene kommer også fra prosessindustrien i forbindelse med raffinering av råolje. StatoilHydro sitt oljeraffineri på Mongstad, nord for Bergen, har Norges største punktutslipp av CO 2 [2]. Det antas at de største anleggene i prosessindustrien samt de største energikraftverkene (naturgass og kull) står for tilnærmet 40 % av de globale menneskeskapte CO 2 -utslippene til atmosfæren [3]. Forbrenning av naturgass gir lavere CO 2 -utslipp enn ved forbrenning av kull. Til tross for satsing på gasskraftverk istedenfor kullkraftverk, mener forskere at dette ikke vil gi reduksjon i netto CO 2 -utslippet. Istedenfor vil utslipp av CO 2 øke som følger av en økning i det totale energibehovet [4]. Gasskraftverk vil ikke erstatte kullkraftverkene, men vil komme i tillegg for å dekke en stadig økende etterspørsel for energi. I februar 2005 trådte Kyoto-avtalen i kraft. Målet med avtalen er å redusere de samlede utslippene av de viktigste klimagassene til minst 5 % under nivået i Protokollen er juridisk bindende og utslippsreduksjonen må skje innen Ved slutten av april 2008 hadde 180 land og EU sluttet seg til protokollen, og blant dem er Norge [5]. For å redusere utslipp av CO 2 til atmosfæren har den norske regjeringen innført systemer som CO 2 -avgift og kvotepliktig CO 2 -utslipp. Det vi si at de enkelte bedrifter må betale for store deler av sine CO 2 -utslipp. Et skifte fra fossile til fornybare energikilder vil redusere CO 2 -utslippene til atmosfæren. I tillegg må det gjennomføres tiltak for å effektivisere energiforbruket og redusere energibehovet. Forskning har vist at disse tiltakene alene ikke vil gi en tilstrekkelig reduksjon 1

6 i utslippet av klimagasser innenfor den gitte tidsrammen, og teknologier som CO 2 -fangst og -lagring vil være avgjørende i kampen mot å redusere klimagassutslippene. Teknologi for separasjon av CO 2 fra andre gasser har eksistert i over 60 år. Det er blitt utviklet tre metoder for CO 2 -fangst. Disse metodene består av rensing av CO 2 fra røykgass (post-combustion), separasjon av CO 2 fra syntesegass før forbrenning (pre-combustion, forbrenning med rent hydrogen), og forbrenning av brenselkildene med rent oksygen (oxyfuels). I denne rapporten er det blitt fokusert på post-combustion CO 2 -fangst, hvor utfordringen er å separere CO 2 fra andre gasser som NO x og SO x. En fordel med denne teknologien er at den kan ettermonteres på svært mange av de eksisterende utslippskildene hvor rensing er nødvendig. Ved rensing av røykgass (eksosgass) brukes en absorbent/kjemikalie som binder seg til CO 2 og skiller den fra resten av røykgassen [1]. Første gasskraftverk med CO 2 -rensing ble bygd i 1980 i Lubbock, Texas [1]. Generelt er CO 2 - fangst med aminer en kostbar prosess som krever et betydelig areal. I tillegg er det i den siste tiden også blitt økt fokus på miljøkonsekvenser ved aminrensing av røykgass. I Norge blir det satset på denne teknologien i planleggingen av CO 2 -rensing på gasskraftverkene på Kårstø og Mongstad [1]. Det var også denne teknologien som skulle brukes på det planlagte fullskala gasskraftverket på Tjeldbergodden, men denne planen er nå lagt på is [6]. Ideen om å fange og separere CO 2 fra røykgass ble ikke i utgangspunktet utviklet på bakgrunn av klimapolitikk, men som en kilde til CO 2 til meroljeutvinning (EOR Enhanced Oil Recovery) [7]. CO 2 er ikke bare en klimagass, men den har også mange bruksområder innenfor næringsmiddelindustrien, mineralindustrien og i andre typer industrier som f. eks kjølegass, medisinsk gass eller beskyttelsesgass ved sveising. CO 2 brukes blant annet til kullsyreproduksjon, ved pakking av næringsmidler og til bedøving av fisk [8]. I denne rapporten er teknologien med aminrensing av røykgass blitt studert i mer detalj. Det gis først en generell beskrivelse av aminrenseanlegg og ulike aminløsninger som blir brukt i disse anleggene. Det er også blitt sett på skrekksenario i forbindelse med ulike miljøkonsekvenser som kan oppstå ved bruk av aminrensing. Videre er ulike leverandører av aminløsninger blitt beskrevet med hovedfokus på det to største leverandørene, Fluor Daniel Inc. og Mitsubishi Heavy Industries Ltd. Til slutt er det gitt en oversikt over planlagte og kommersielle pilotprosjekt for post-combustion CO 2 -fangst med aminer, hvor noen av anleggene er beskrevet i mer detalj. 2

7 2 Prosessbeskrivelse for aminabsorpsjonsanlegg Røykgass fra store industrielle anlegg inneholder mye CO 2. Rensing av denne gassen kan derfor være med på å redusere utslippene av CO 2 til atmosfæren. Røykgassen kan renses i et absorpsjonsanlegg, hvor en vannløsning av amin benyttes som absorbent. Et absorpsjonsanlegg for CO 2 -fangst, med en regenererbar absorbent som amin, består hovedsakelig av en absorpsjonskolonne (absorber) og en regenereringskolonne. I absorberkolonnen bindes CO 2 kjemisk til aminet, og i regenereringskolonnen strippes CO 2 fra aminet. Valg av aminløsning i absorpsjonsprosessen avhenger av sammensetningen av røykgassen og prosessbetingelsene i renseanlegget. Ulike brenselkilder som kull, naturgass, olje og biomasse varierer i sammensetning, og dermed vil også komponentene i røykgassen variere. Siden naturgass inneholder mye lavere konsentrasjoner av karbon enn kull, vil også CO 2 -utslippet fra forbrenning av naturgass være lavere enn fra kullforbrenning [9]. En illustrasjon av et aminabsorpsjonsanlegg er gitt i Figur 1 under figurer. 2.1 Aminrenseanlegg I et aminrenseanlegget vil røykgassen og aminløsningen strømme motstrøms i absorberkolonnen. Siden røykgassen fra et gasskraftverk typisk vil ha en temperatur på C, må den kjøles ned før den går inn på absorberkolonnen. Nedkjøling skjer ved injeksjon av kaldt vann, som gir en gasstemperatur på C. Ved denne temperaturen vil det være gunstige betingelser for opptak av CO 2 i aminløsningen. Røykgassen går inn i bunnen av absorberkolonnen og kommer i kontakt med aminløsningen som strømmer nedover kolonnen. Absorberkolonnen vil enten være en platekolonne eller en pakningskolonne. Plater eller pakningsmateriale i kolonnen sørger for en stor kontaktoverflate mellom røykgass og amin. Renset røykgass vil gå ut over toppen av kolonnen, mens rik aminløsning, det vil si løsning med kjemisk bundet CO 2, vil gå ut i bunnen av kolonnen. Den rike aminløsningen varmeveksles så mot regenerert aminløsning før den sendes videre til regenereringskolonnen. Videre vil den rike aminløsningen varmes ytterligere for å bryte bindingene mellom amin og CO 2. Dette gjøres ved introduksjon av damp ( C) i kolonnen. Strippet CO 2 vil forlate kolonnen over topp, mens regenerert aminløsning går ut i bunn. Den regenererte aminløsningen kjøles i amin/amin varmeveksleren før ytterligere kjøling i en ekstern varmeveksler. Aminløsningen kan nå benyttes i en ny runde med CO 2 absorpsjon [9]. 3

8 CO 2 fra regenereringskolonnen sendes først til en kondensator for fjerning av damp, ren CO 2 kan deretter enten gå videre til lagring eller benyttes til andre formål som f. eks i matindustrien. En sidestrøm på ca 1-3 % av aminløsning sendes til termisk regenerering for fjerning av degraderingsprodukter, disse dannes ved at amin reagerer med andre kjemiske forbindelser i røykgassen. Behovet for en termisk regenereringsenhet i anlegget avhenger av hvilken aminløsning som benyttes [10]. Anlegget er svært energikrevende grunnet den store forskjellen i temperatur mellom absorber og regenereringskolonnen. I tillegg brukes også mye energi til å drive vifter for å unngå for høyt trykktap i kolonnene. Anleggene krever også betydelig areal sammenlignet med selve kraftverket [9]. 2.2 Aminløsninger Aminer er organiske forbindelser som inneholder en eller flere amingrupper (-NH 2, -NH, -N) bundet til et hydrokarbon. Aminene deles igjen inn i primære, sekundære og tertiære aminer, avhengig av hvor mange organiske grupper som er bundet til nitrogenatomet. I et primært amin vil nitrogenatomet være bundet til to hydrogenatomer og en organisk gruppe som f. eks etanol (monoetanolamin). Sekundære og tertiære aminer vil henholdsvis ha to og tre organiske grupper bundet til nitrogenatomet [11]. En illustrasjon av primære, sekundære og tertiære aminer er gitt i Figur 2 under figurer. Aminer som benyttes i absorpsjon av CO 2 fra røykgass er bifunksjonelle molekyler, såkalte alkanolaminer. Det vil si at de består av to funksjonelle grupper, en amingruppe og en alkoholgruppe (-OH-gruppe). Amingruppen gir riktig alkalitet (vannets evne til å nøytralisere sterk syre) for absorpsjon av sure gasser som CO 2, mens OH-gruppen øker vannløsligheten til aminet og reduserer damptrykket. Alkanolaminer har høy løselighet i vann og gir basiske løsninger med en ph mellom [11]. Den mest vanlige aminforbindelsen til røykgassrensing er monoetanolamin (MEA, (CH 2 CH 2 OH)NH 2 ). MEA brukes ved atomsfærisk trykk, men dersom trykket i prosessen er høyere vil metyldietanolamin (MDEA) være bedre egnet [12]. Andre aminer som kan brukes i røykgassrensing er dietanolamin (DEA), diglykolamin (DGA), diisopropanolamin (DIPA) og 2-amino-2-metyl-1-propanol (AMP). Blandinger av aminløsninger kan også benyttes, og det sies at disse har ulike prosessfordeler sammenlignet med en ren aminløsning [13]. 4

9 MEA er et primært amin og er også det mest basiske aminet av alkanolaminene. Generelt øker basestyrken i rekkefølgen tertiært<sekundært<primært amin. Aminer med høyere basestyrke er mer reaktive mot sure gasser og danner sterkere kjemisk binding med disse gassene [10]. Reaksjonen mellom MEA og CO 2 er gitt i Ligning 1. (1) MEA er kjemisk stabil og vil ikke degradere dersom det ikke er andre kjemikalier tilstede i løsningen og temperaturen holdes under kokepunktet for MEA, men vil derimot degradere dersom det kommer i kontakt med merkaptaner, CS 2 og COS [14]. MEA kan også forbrukes ved at MEA og CO 2 i reaksjon over 118 C kan danne et stabilt salt. Absorpsjonsanlegget må utstyres med en termisk regenereringsenhet for å fjerne stabile salter fra aminløsningen, siden disse ikke kan regenereres ved den temperaturen som benyttes i regenereringskolonnen. Vann og MEA resirkuleres til prosessen, mens saltene holdes tilbake. MEA som er bundet til disse saltene vil derfor gå tapt i prosessen. Det sekundære aminet DEA reagerer også med COS og CS 2, men produktene som dannes kan regenereres i regenereringskolonnen, og det er ikke behov for termisk regenerering. Nødvendig sirkulasjonshastighet av DEA er også lavere enn for MEA fordi løsningen som benyttes kan ha høyere vektprosent av amin enn ved MEA. Dette er fordi DEA er mindre basisk og derfor er korrosjonsproblemene mindre [10]. DGA er også et primært amin, som har høyere CO 2 absorpsjonskapasitet enn MEA, lavere sirkulasjonshastigheten av aminløsningen og lavere dampforbruk i regenereringskolonnen. Siden DGA har et lavt frysepunkt, -34 C, egner dette aminet seg godt i anlegg som bygges på steder med kaldt klima hvor frysing av aminløsningen kan forekomme. Ulempene med DGA er den høye degraderingshastigheten. MDEA er et tertiært amin egner seg til å fange CO 2 fra naturgass, men kan også brukes ved selektiv fjerning av H 2 S fra en gasstrøm som inneholder CO 2. Et annet amin som også kan brukes ved selektiv fangst av H 2 S er DIPA, et sekundært amin, men selektiviteten er ikke like høy som for tertiære aminer [15]. Offshoreanlegg benytter aminløsninger med sekundære og tertiære aminer, men ved landanlegg er det ønskelig å bruke primære aminer siden de er mer nedbrytbare. Primære aminer kan gi dannelse av ustabile nitrosaminer, men disse vil degradere videre til andre 5

10 produkter. Sekundære og tertiære aminer kan derimot danne stabile nitrosaminer ved degradering. Nitrosaminer betegnes som kreftfremkallende, men det er så langt ikke påvist dannelse av disse forbindelsene ved aminrensing av CO 2 i storskala-anlegg [16]. Aminløsninger tilsettes ulike additiver og inhibitorer før de kan brukes som absorpsjonsmiddeler. Løsninger tilsettes blant annet korrosjonsinhibitorer, skumdempere samt saltnøytraliserende og oksygenfjernende komponenter. MEA kan som tidligere nevnt reagere med andre kjemiske forbindelser i gassen (COS, CS 2, merkaptaner) og danne varmebestandige salter (acetat, sulfat osv.). Tilsats av oksygenfjernere vil redusere dannelsen av disse saltene som ellers kan føre til økt viskositet for prosessløsningen (aminløsningen tilsatt ulike kjemikalier), plugging av filter, økt korrosjon og redusert absorpsjonskapasitet for CO 2. Oksygen i prosessløsningen vil også føre til oksidasjon av aminløsningen. Skumdempende midler reduserer dannelse av skum i prosessløsningen og derfor også mengde amin som transporteres ut av absorpsjonskolonnen [13]. 3 Generelle miljøeffekter ved aminrensing Utslipp fra et aminabsorpsjonsanlegg kan komme i form av punktutslipp og uheldige utslipp som følger av feil i anlegget eller ulykker. Punktutslippene er renset røykgass fra absorberkolonnen samt degradert aminløsning. Røykgassen vil inneholde mye mindre CO 2 etter rensing, men den vil også kunne inneholde aminer og andre kjemikalier som har fordampet fra prosessløsningen. Utslipp av SO x, NO x og partikler vil forekomme uavhengig av om renseanlegg for CO 2 er tilstede eller ikke. I forbindelse med miljøeffekter fra et aminrenseanlegg for CO 2 blir det derfor bare sett på nye utslipp, det vil si utslipp av ulike additiver, inhibitorer og aminer. Utslipp av prosessløsning avhenger sterkt av prosessbetingelsene i absorpsjonskolonnen og de termodynamiske egenskaper til komponentene i prosessløsningen. Damptrykket av MEA øker ved økende MEA-konsentrasjon og temperatur. Komponenter i prosessløsningen som har høyt damptrykk har en tendens til å fordampe og dermed følge røykgassen ut over topp av absorpsjonskolonnen. Utslippene av aminer kan reduseres dersom røykgassen vaskes i et vannvasketårn før den slippes ut i atmosfæren [13]. Selv om røykgassen vaskes med vann før den slippes ut i atmosfæren vil den likevel ha en aminkonsentrasjon på 1 ppm [16]. Damptrykkene for MEA, DEA, MDEA og DGA tilsier at utslipp av disse aminene til luft 6

11 trolig vil forekomme. MEA har en tendens til å gi større utslipp av løsningsmidler til luft enn andre alkanolaminer [13]. En liten strøm av den resirkulerte aminløsningen (prosessløsningen) som brukes i absorpsjonsprosessen må renses for å fjerne suspenderte partikler, degraderingsprodukter og andre komponenter som ellers vil akkumuleres i løsningen. Renseprosessen foregår ved filtrering av løsningen, både mekaniske filter og kjemiske filter med aktivert karbon, samt periodevis termisk regenerering. Filtrering fjerner faste partikler og store molekyler av degraderte produkter. Dette vil gi produksjon av kontinuerlig avfall som blant annet brukt aktivert karbon, filter og faste partikler. Termisk regenerering brukes for å fjerne varmebestandige salter, ikke-flyktige komponenter og suspenderte partikler. Termisk regenerering utføres periodevis når prosessløsningen inneholder en viss mengde salter eller når degradere produkter overstiger et gitt nivå. Avfall fra termisk regenerering er varmebestandige salter og utfellingsprodukter, men også små mengder av amin, korrosjonsinhibitorer og andre additiver. Et kommersielt anlegg som benytter seg av Fluor Daniel sin FG Econamine prosess (se avsnitt 4.1) har vist seg å produsere omtrent 0,003 m 3 avfall fra termisk regenerering per tonn CO 2 som er blitt fanget. Avfallet kan være giftig for miljø og mennesker hvor giftigheten er svært avhengig av innholdet av korrosjonsinhibitorer. Korrosjonsinhibitorene som tilsettes er enten av organisk eller uorganisk natur. Uorganiske korrosjonsinhibitorer som tilsetter er vanadium, antimon, kopper, kobolt, bly og ulike svovelkomponenter. Dersom avfall fra termisk regenerering inneholder slike tungmetaller vil avfallet være svært giftig og restriksjoner fra myndighetene vil gjøre deponering av slikt avfall både kostbart og vanskelig [13]. Et gasskraftverk på 400 MW vil sannsynligvis produsere avfall i størrelsesorden tonn/år, herav tonn aminer, salter og organisk karbon per år [17]. I amerikanske aminanlegg vil avfall fra termisk regenerering ha størst effekt på miljø på grunn av innholdet av tungmetaller. Aktuelle norske selskaper ser ikke på dette som noe stort problem siden det ikke vil bli benyttet tungmetaller som korrosjonsinhibitorer i Norge. De mener at den største miljøeffekten for anlegg plassert i Norge vil være utslipp av aminer til luft [16]. 7

12 Utslipp kan også forekomme i form av lekkasjer fra prosessutstyr eller ved ulykker og nødstilfeller som kan oppstå i anlegget. Slike situasjoner kan oppstå på grunn av skader som har oppstått på prosessutstyret under drift, f. eks korrosjon og erosjon, eller feil i instrumentering og styringssystemer [13]. Ved utslipp av amin er det ikke giftighet, men manglende nedbryting av aminet som kan gi miljøproblemer. Selv om aminene er stabile i prosessen, kan de være ustabile i naturen og enkelte aminer kan også være farlig for mennesker og miljø. Aminene kan også omdannes til andre farlige forbindelser under nedbryting. Det er blant annet sagt at konsekvenser som økt fare for kreft og luftveissykdommer kan oppstå ved utslipp av aminer. I tilegg kan aminutslipp gi økt gjødsling og forsuring av overflatevann, noe som kan få lokale konsekvenser for dyrelivet [18]. Generelt er det blitt utført få studier av faren med aminutslipp fra CO 2 -fangstanlegg. Norsk Institutt for Luftforskning (NILU) har på oppdrag fra StatoilHydro startet et prosjekt hvor de skal kartlegge utslipp av aminer fra CO 2 -rensing [18]. Det finnes lite informasjon både om helse- og miljøeffekter av aminer og om hvilke produkter som kan dannes ved nedbryting av de ulike kjemikaliene. I skrivende stund (okt. 2008) eksisterer ingen veiledende normer eller kvalitetskriterier for hvilke konsentrasjoner eller utslippsmengder som er akseptable [19]. Hvilken utslippskilde som vil gi de største miljøeffektene avhenger av hvor i verden anlegget er plassert, aminløsningen som benyttes og ulike typer inhibitorer og additativer som er tilsatt løsningen. 4 Leverandører av aminløsninger Det vanligste løsningsmiddelet for CO 2 -fangst er MEA, likevel er det flere nye løsningsmidler som er mer energieffektive i gjenvinningen av CO 2. Fluor Daniel Inc., Mitsubishi Heavy Industries Ltd. (MHI) og ABB Lummus Global Inc. (ABB) er tre av flere leverandører som har kommersielt tilgjengelige prosesser for CO 2 -fangst i post-combustionanlegg. ABB-prosessen bruker mellom vekt% vanndig MEA-løsning. Den største rensekapasiteten som er erfart med denne prosessen er på 800 tonn CO 2 gjenvunnet per dag i to parallelle tog. Dette tilsvarer omtrent tre ganger så mye som det planlagte demonstrasjonsanlegget på Kårstø. Fluor Daniel Econamine-prosessen ble overtatt av Fluor Daniel fra Dow Chemical Company i Dette er en prosess med 30 vekt% vanndig MEA 8

13 med korrosjonsinhibitor for karbonstål, som er tilpasset til oksygenholdige gasstrømmer. CO 2 -fangst med denne type prosess ligger på opp til 320 tonn/dag i et enkelt tog. Den tredje prosessen er utviklet av Kansai Electric Power Co. Inc. og MHI. Det har så langt blitt utviklet tre løsningsmidler (KS-1, KS-2 og KS-3) som inneholder aminer med sterisk hindring. KS-1 ble kommersialisert i ureaproduksjon i Malaysia i De største fordelene med dette aminet er at det er varmeeffektivt, det er lavt amintap og lav degradering av aminløsning [20]. Når det gjelder MEA-teknologi er det to primære lisensgivere: Fluor Daniel og ABB [21]. Eksempler på andre produksjonsselskaper er Mitsubishi, HTC Purenergy (HTC), Aker Clean Carbon, Bechtel Overseas Corporation og Cansolve. I denne oppgaven vil det fokuseres på de eldste bedriftene, som er Fluor Daniel og MHI, men det gis også en kort beskrivelse av HTC og ABB. Tabell 2 gir en oversikt over aminleverandørene beskrevet nedenfor. 4.1 Fluor Daniel Inc. Fluor Daniel er en av de eldste aktørene på markedet som leverer teknologier innenfor petroleumsindustrien. Selskapet startet i 1912 som Fluor Construction Company, og i dag har Fluor Daniel flere teknologier for CO 2 -rensing. Prinsippet bak disse prosessene er like siden alle bygger på absorpsjonsprosesser, men forskjellene ligger i utviklingen av de forskjellige absorbentene. Bedriftens aminprosess, som i utgangspunktet ble utviklet av Dow Chemical og Union Carbide, er i ettertid blitt videreutviklet av Fluor Daniel til et konsept som benyttes i flere CO 2 -renseanlegg i dag [22-25]. Dow Chemical og Union Carbide utviklet på 70- og 80-tallet en inhibert aminteknologi basert på en 30 vekt% vanndig MEA-løsning. Prosessen ble i utgangspunktet utviklet i forbindelse med kommersiell teknologi for økt oljeutvinning (EOR). Den dramatiske nedgangen i oljeprisen i 1986 medførte at markedet for EOR forsvant, og at utviklingen innenfor denne aminteknologien nesten stoppet opp. I 1989 ble teknologien solgt til Fluor Daniel som ga teknologien nytt navn, Ecoamine FG SM [23]. Fluor Daniel sin aminteknologi er en teknologi som er benyttet på 24 anlegg de siste 20 årene [24] Econamine FG SM og Econamine FG plus SM Fluor Daniels Econamine FG SM teknologi for CO 2 -rensing har mange egenskaper, og er benyttet i kommersielle installasjoner i hele verden. Disse econaminene er en kombinasjon av MEA, korrosjonsinhibitor og ulike teknikker som bevarer løsningenes egenskaper. Dette gir 9

14 mulighet for bruk av høykonsentrert aminløsning og høyt innhold av sur gass, uten at det er behov for å benytte kostbare materialer for konstruksjon av anlegget. Utvinning av CO 2 fra røykgass er mellom 85 % og 95 % av den totale mengden som kommer fra prosessanlegget. Anleggene Fluor Daniel har prosjektert er utstyrt med vasketårn for å unngå store utslipp av amin til atmosfæren [26]. Aminløsningen er designet for å kunne håndtere gasser med høyt innhold av oksygen, og inhibitorer er avhengig av høyt oksygeninnhold for å ikke deaktivere. Det er flere restriksjoner for sammensetningen av røykgass. Den bør ikke inneholde SO 2 for å unngå korrosive utfellinger av aminsalter, og heller ikke CO og H 2 S for å unngå deaktivering av korrosjonsinhibitoren [26]. Fluor Daniel har videreutviklet Ecoamine FG SM til Ecoamine FG plus SM, som også er en kommersiell tilgjengelig aminteknologi. Denne teknologien har som utgangspunkt å senke energikonsumet ved prosessen. Teknologien er fremdeles basert på MEA, men ny formulering av løsningen har medført at prosessen trenger mindre absorbervolum og har høyere absorpsjonsevne av CO 2 [27]. 4.2 Mitsubishi Heavy Industries Ltd. Mitsubishi Heavy Industries (MHI) er et gammelt firma fra Hele bedriften startet som en leie av det statseide selskapet Nagasaki Shipyart. Yataro Iwasaki som stod for avtalen døpte firmaet Nagasaki Shipyard and Machinery Works, og startet fullskala skipsbygging. Firmaet ble senere døpt om til Mitsubishi Shipbuilding Co. Ldt. før det i 1934 ble lansert som det vi i dag kjenner som Mitsubishi Heavy Industries Ltd. MHI etablerte seg som Japans største privateide firma innenfor blant annet skipsbygging, tunge maskiner og fly [28]. Firmaet har frem til i dag gått gjennom flere navneskift og industrielle forandringer [28]. I 1990 startet MHI et samarbeid med Kansai Electric Power Co. Inc. Sammen utviklet de en teknologi for CO 2 -fangst under atmosfærisk trykk og med lave investeringskostnader. Dette resulterte i MHIs KM-CDR-teknologi, som er en aminbasert teknologi, og benytter MHIs egen designede aminløsning KS-1 som absorbent [29]. 10

15 4.2.1 Sammenligning av KS-1 og MEA MHI har gjort tester ved laboratorier og pilotanlegg som viser at det brukes store energimengder ved gjenvinning av MEA, og i tillegg er det store tap av aminløsning. Med dette har MHI utviklet et mer energieffektivt løsningsmiddel, KS-1. MEA reagerer hovedsaklig med to mol amin og et mol CO 2, mens KS-1 reagerer med et mol amin og et mol CO 2, vist i henholdsvis Ligning 1 og 2 På grunn av dette har KS-1 en høyere absorpsjonseffekt. R NH + CO + H O R NH + HCO (2) Figur 3 viser sammenligning av CO 2 -løseligheten i KS-1 og MEA. Ved normale absorpsjonsbetingelsene har KS-1 en høyere CO 2 -absorpsjon enn MEA. I Figur 4 er dissosiasjonsvarmen for CO 2 vist som funksjon av absorbert CO 2 i aminløsningen. Ved absorpsjon av CO 2 i aminløsningen frigis varme, mens dissosiasjonsvarmen er her den varmen som kreves for å bryte bindingene mellom amin og CO 2. MEA har en høyere dissosiasjonsvarme enn KS-1, som vil si at KS-1 er lettere å regenerere/gjenvinne enn MEA [30]. Regenereringsvarmen for KS-1 er på 700 kcal/kg CO 2, det vil si ca 20 % lavere enn for MEA med 900 kcal/kg CO 2 [31]. En annen faktor det er viktig å se på er korrosjon. Tabell 1 viser resultater fra en korrosjonstest med MEA og KS-1. MEA er veldig korrosiv, og aminløsningen må derfor tilsettes en korrosjonsinhibitor i de tilfeller hvor karbonstål benyttes som konstruksjonsmateriale. Mitsubishis KS-1 har en lav korrosjonstendens og trenger ingen tilsetting av korrosjonsinhibitor. Dannelseshastighet av varmestabile salter som funksjon av driftstid er vist i Figur 5. Denne grafen viser at MEA degraderer raskere enn KS-1 pga hurtigere dannelse av salter. Når saltinnholdet overstiger 3 vekt% vil regenerering være nødvendig. MEA krever regenerering hver måned, mens KS-1 krever regenerering en gang i halvåret [30]. 4.3 HTC Purenergy HTC Purenergy (HTC) er et kanadisk selskap med hovedkvarter i Regina, Saskatchewan. Teknologiene som HTC bruker har blitt utviklet i samarbeid med University of Regina (Uni. 11

16 Reg) og The International Test Center for CO 2 capture (ITC). HTC har et anlegg i Regina som benyttes av HTC og av universitetet der. HTC har drevet et forskningsprogram i 10 år for å optimalisere CO 2 -fangst i røykgass fra energikraftverk. Løsningene de har funnet har blitt utarbeidet i både anlegget Boundary Dam og på Uni. Regina. Boundary Dam er et kullkraftverk som var et av de første i verden til å bruke CO 2 -fangst fra brunt kull. HTC har en teknisk bakgrunn og en driftserfaring i ITC på over 20 år [32]. HTC benytter løsningsmidler som er i stand til å separere CO 2 fra ulike gasstrømmer. De er spesielt egnet i separasjon av CO 2 fra oksygenholdig røykgass med lavt trykk. Nøkkelfaktoren til tillaging av løsningsmidler er hvor lett absorpsjon skjer samt gjenvinning, kapasitet, korrosjonspotensiale og stabilitet. Løsningsmidler som krever mindre energi til gjenvinning krever ofte stor kontaktbehandling av overflatearealet. Likeså vil løsningsmidler som er effektive i absorpsjonsprosessen være vanskeligere å gjenvinne. Et av løsningsmidlene HTC har designet er PSR [33]. De viktigste egenskapene for PSR er lavere sirkulasjon av løsningsmiddelet, lavere temperatur ved gjenvinning, lavere nedbrytning av løsningsmiddel og lavere korrosjonshastighet. PSR løsningsmidler har fra % høyere arbeidskapasitet i den forstand at PSR fjerner flere mol CO 2 enn MEA, som vist i Figur 6. PSR er designet for å utføre gjenvinning ved lavere temperaturer enn med MEA. Energien som kreves med PSR er mellom % av det konvensjonelle aminer krever, som vist i Figur 7. En annen fordel er en lavere hastighet når det gjelder nedbrytning og korrosjon. Nedbrytningshastigheten til PSR er så mye som % lavere enn for MEA. Når løsninger med CO 2 møter høye temperaturer (som i en koker) vil korrosjonen akselerere. En kombinasjon av at PSR ikke inneholder så mye CO 2 i kokeren og at kokeren har en lavere temperatur gjør at korrosjonshastigheten for PSR er % lavere enn for MEA [33]. 4.4 ABB Lummus Global Inc. ABB Lummus Global Inc. (ABB) har en kommersiell teknologi utviklet av Kerr-McGee Chemical Corp. (Kerr-McGee), som ABB overtok lisensen til i begynnelsen av 1990-tallet. Denne teknologien kan brukes til gjenvinning av CO 2 fra røykgass. ABB er produsenter av det mest kommersielle aminet, MEA. KerrMcGee/ABB-teknologien er basert på konvensjonell absorpsjon/stripping ved å bruke en vekt% vanndig MEA-løsning uten tilsats av inhibitorer [34]. ABBs teknologi har blitt brukt i North American Chemical 12

17 Company i Troy (Canada) siden 1979, her gjenvinnes det 290 ktonn CO 2 /år [35]. Den samme teknologien er anvendt på AES Shady Point i Oklahoma (USA), hvor det gjenvinnes 73 ktonn CO 2 /år[35]. Fanget CO 2 i dette anlegget brukes til frysing av mat og til kjølende anvendelser [21]. Kerr-McGee/ABB har også anlegget Soda Ash Botswana i Sue Pan (Botswana) som har gjenvunnet 110 ktonn CO 2 /år siden 1991 og Warrior Run kraftverk i Maryland (USA) som har gjenvunnet 55 ktonn CO 2 /år siden 1999 [35]. 13

18 5 Pilotprosjekter for CO 2 -fangst Over store deler av verden er det CO 2 -anlegg i drift, eller anlegg som er under planlegging eller bygging. For de forskjellige anleggene brukes det ulike teknologier, men en teknologi som er mye brukt i de eksisterende anleggene er post-combustion CO 2 -fangst med aminer. Tabell 3 gir en oversikt over eksempler på post-combustionanlegg som er i drift, og de som er under bygging/oppstart og planlegging. Alle eksemplene på anlegg som er i drift, unntatt Boundary Dam, bruker post-combustionfangst basert på aminabsorpsjon. Tabell 4 viser kapasitet og teknologier som benyttes i enkelte aminrenseanlegg i verden. 5.1 Internasjonale anlegg I 2006 var oppstarten av CO 2 -fangstanlegget på kullkraftverket i Esbjerg. Pilotanlegget på Esbjerg skal i følge EU- prosjektet Castor (CO 2 capture and storage) være det største for fangst av CO 2 fra røykgass fra et kullkraftverk. Aminene som brukes her er MEA. Pilotanlegget er i stand til å behandle 1-2 tonn CO 2 i timen fra røykgasser. Anlegget skal utvikle en ny separasjonsprosess for post-combustion CO 2 -fangst, som er egnet til å håndtere problemene med lav konsentrasjon av gasser i store volum ved lavt trykk [36]. Aminene fanger opp nesten 90 % av all CO 2 som er i røykgassen [37]. Det ble startet et pilotanlegg i 1999 for CO 2 -fangst på Nanko Power Station i Osaka, Japan. Pilotanlegget er et resultat av samarbeid mellom bedriftene MHI og KANSAI som utførte omfattende forskning innen røykgass gjenvinningsteknologier. Pilotanlegget Nanko Power Station har en kapasitet på 2 tonn/dag [38]. Et annet pilotanlegg for CO 2 -fangst er Hiroshima R&D Center og MHI i Japan. Dette anlegget, som startet opp i 2002, baserer sin teknologi på aminet KS-1 fra Mitsubishi og renser bort 1 tonn CO 2 fra kullgassen hver dag [39]. Det internasjonale testsenteret i Saskatchewan har to hoveddeler. Den ene er et pilotanlegg for kjemisk absorpsjonsteknologi på Boundary Dam power plant nær Estevan. Den andre er utvikling av teknologi for pilotanlegget på Petroleum Technology Research Center på universitetet i Regina. Det internasjonale testsenteret ble offentliggjort i 1999, men det originale Boundary Dam pilotanlegget ble bygget i 1987 [40]. Anlegget har en kapasitet til å rense 4-8 tonn CO 2 / dag [32]. 14

19 5.2 Norske anlegg I juni 2007 inngikk Olje og energidepartementet en avtale med Statoil, Den Norske Stat samt med nye selskaper, som skal delta i European CO 2 Test Centre Mongstad (TCM). Testsenteret skulle i utgangspunktet stå klart i 2010, men pga forsinkelser blir senteret nå klart til oppstart i Regjeringen ga i år 920 millioner kroner til forskning, teknologiutvikling og internasjonalt samarbeid med CO 2 -håndtering på Mongstad [41-43]. Det skal bygges et kombinert kraft- og varmeverk på raffineriet. Testsenteret skal fjerne avgasser fra raffineriet og fra det nye integrerte kraftvarmeverket som er under bygging, Energiverk Mongstad. Kapasiteten på testanlegget vil være tonn CO 2 /år. CO 2 -fangstsenteret på Mongstad er planlagt å kunne teste flere teknologier parallelt. Teknologiene for CO 2 -fangst skal videreutvikles, testes og kvalifiseres, med tanke på å redusere kostnader og risiko ved CO 2 -fangst i storskala. Det videre målet for StatoilHydro er å kunne håndtere to millioner tonn CO 2 /år på Mongstad i fremtiden. På testsenteret har de valgt å se på to teknologier, karbonatteknologi og aminteknologi. Den første teknologien har stort potensial men vil også innebære en større risiko, mens den andre teknologien er en mer moden teknologi. Den første teknologien har Statoil og det internasjonale teknologiselskapet Alstom samarbeidet om teknologi for CO 2 -fangst siden 2005, og det har senere blitt signert en samarbeidskontrakt om teknologien som heter nedkjølt ammoniakk. Målsettingen er å bygge et karbonat-testanlegg som har en kapasitet til å fange minst tonn CO 2 /år og som reduserer energiforbruket. Virkningsgraden og energieffektiviteten vil da øke og dette vil redusere kostnadene. Målet er at dette skal ble en del av TCM-testsenteret. Den andre teknologien er en aminabsorpsjonprosess, som det ligger mer erfaring bak. Tanken til StatoilHydro er å bygge et aminabsorpsjonsanlegg som fanger tonn eller mer CO 2 i året. Denne prosessen har selskapet mye erfaring med siden det er brukt samme teknologi på Sleipner, Snøhvit og In Salah i Algerie [41,42]. Snøhvit består av feltene Snøhvit, Albatross og Askeladd og ble oppdaget mellom Dette er Europas første anlegg for LNG, hvor mottaks- og prosesseringsanlegget er på Melkøya utenfor Hammerfest. Anlegget er et fullskala anlegg som har en rensekapasitet på 15

20 tonn CO 2 i året. Naturgassen fra Snøhvit feltene inneholder 5-8 % CO 2 som fjernes med aktivert metyldietanolamin (amdea). I en utslippssøknad fra Statoil oppgis det at i vannstrømmene vil forbruket av amin være 30 m 3 /år og at utslipp vil være 750 kg i året. I skrivende stund har det ikke blitt funnet noe svar på søknaden [44]. På Kårstø i Rogaland er det planlagt et demonstrasjonsanlegg av CO 2 fra gasskraftverk som er ment å stå ferdig i Anlegget skal ha en rensekapasitet på tonn CO 2 i året. Det er i skrivende stund ( ) fem aktører som har begynt arbeidet med tekniske forstudier, HTC Purenergy Inc. og Bechtel Overseas Corporation fra Canada/USA, Aker Clean Carbon fra Norge, Fluor Daniel Construction Company fra England/USA og Mitsubishi Heavy Industries, LTD. fra Japan [45]. Regjeringen ga i år 190 millioner kroner til forskning, teknologiutvikling og internasjonalt samarbeid med CO 2 -håndtering på Kårstø [43]. 16

21 6 Diskusjon I dagens samfunn er det stort fokus på de menneskeskapte klimaproblemene som oppstår på grunn av CO 2 -utslipp fra blant annet biler, båter, fly og industrielle anlegg. Det er flere metoder som er diskutert som mulige løsninger på dette problemet. Reduksjon av forbruk er en innlysende løsning, men slik det er nå øker energibehovet betraktelig, da også spesielt i utviklingsland. Et alternativ som derfor er i dagens søkelys er å rense røykgassutslipp. Det er flere metoder å gjøre dette på, men fokuset i denne rapporten er lagt på post-combustion CO 2 - fangst basert på aminabsorpsjon. Det vanligste aminet som benyttes er det primære aminet, monoetanolamin (MEA). Ved landanlegg er det ønskelig å bruke primære aminer siden disse er lettere å bryte ned i naturen sammenlignet med sekundære og tertiære aminer. Selv om primære aminer er mer nedbrytbare, er det fortsatt knyttet store utfordringer til nedbryting av aminer i storskala. Ved offshoreanlegg benyttes aminløsninger med sekundære og tertiære aminer siden disse effektivt også fjerner andre sure gasser. Primære aminer kan gi dannelse av ustabile nitrosaminer, men disse vil degradere videre til andre produkter. Sekundære og tertiære aminer kan derimot danne stabile nitrosaminer ved degradering. Nitrosaminer er kategorisert som kreftfremkallende stoffer. Lite forskning forbundet med utslipp av aminer gjør det problematisk å fastsette konkrete miljøkonsekvenser. Det er derimot forsket mer på CO 2 -fangstprossessen med hensyn på reduksjon av CO 2 -utslipp, som har ført til en effektivitet på % fanget CO 2 av det totale innholdet i røykgassen. Aminløsningene som benyttes velges etter prosessbetingelsene i anlegget. Trykk og temperatur bestemmer ofte hvilken aminløsning som vil være aktuell for det gitte anlegget, samt sammensetningen av røykgassen som skal renses. Avhengig av aminløsningen som benyttes vil også rensegraden av CO 2, utslipp av aminer til luft og produksjonen av avfall variere. Det er mange leverandører av aminteknologier på markedet, men det er lite offentlig informasjon tilgjenglig vedrørende aminløsningenes sammensetning. Mange av disse aminløsningene kan inneholde korrosjonsinhibitorer som ofte er tungmetallbaserte. I slike tilfeller er det mulig at avfall fra termisk regenerering vil utgjøre en større trussel for miljøet enn utslipp av aminer til atmosfæren. Siden leverandører ikke oppgir sammensetningen av aminløsningen er det vanskelig å vite hva miljøkonsekvensene ved utslipp kan bli. KS-1 17

22 aminet til MHI har mange fordeler sammenlignet med MEA. Det er blant annet vist at KS-1 har mye lavere korrosjonstendens og trenger ikke å tilsettes korrosjonsinhibitor. Det er derimot ikke opplyst om korrosjonsinhibitor er innebygd i KS-1 aminet. Fluor oppgir at econaminene er tilsatt korrosjonsinhibitor, men naturen til inhibitoren er ikke oppgitt. Det er derfor vanskelig å kunne sammenligne miljøeffekter ved bruk av de ulike aminløsningene. En mulighet er at myndighetene stiller krav om opplysning angående aminutslipp før anleggene bygges. Anlegg for CO 2 -fangst i Norge vil i følge StatoilHydro ikke benytte seg av aminløsninger som er tilsatt tungmetallbaserte korrosjonsinhibitorer. Den største miljøeffekten vil derfor være i form av aminer som slippes ut til atmosfæren sammen med renset røykgass. Selv om anleggene i Norge planlegges å bygges med vasketårn etter absorpsjonskolonnen, noe som reduserer aminutslippene til luft i stor grad, vil det fortsatt være et aminutslipp på 1 ppm. Dette kan gi betydelige aminutslipp i kommersielle storskalaanlegg. Det er økende interesse for CO 2 -fangst i Norge og i andre deler av verden. I Norge har offentlig myndigheter supplert midler til forskning og bygging av CO 2 -fangstanlegg. Globalt er det allerede flere anlegg i drift, og også flere i planleggings- og byggefasen. Selv om det er anlegg i drift i dag finnes det lite offentlig informasjon knyttet til uslipp og forbruk av aminløsninger og andre kjemikalier knyttet til selve aminanlegget. 7 Konklusjon Det er nødvendig å utføre grundig forskning for blottlegging av alle konsekvenser ved bruk av ulike aminløsninger. Konsekvenser ved aminutslipp kan være økt fare for kreft og luftveissykdommer, og i tillegg kan det føre til økt gjødsling og forsuring av overflatevann. Det bør iverksettes tiltak og restriksjoner på maksimalt tillatte konsentrasjoner og utslippsmengder. I tillegg må sammensetning av aminer undersøkes slik at man er bevisst på faremomentene ved de stoffene som slippes ut i naturen. I dag eksisterer ingen grenser eller kvalitetskriterier for hva som er akseptable utslipp av aminer. Det er viktig å gjøre grundige undersøkelser slik at man ikke skaper et nytt miljøproblem ved å løse et annet. 18

23 Referanser [1] Kristoffersen B., Gjerset M., Palm T., Berge U., CO 2 -fangst og -lagring, Zero rapport feb (Url adresse [2] (9/ ) [3] (9/ ) [4] (23/9-2008) [5] (25/9-2008) [6] (9/ ) [7] (9/ ) [8] (9/ ) [9] (23/9-2008) [10] Arnold K., Stewart M., Surface Production Operations: Design of Gas-Handeling Systems and Facilities, Volume 2, Gulf Publishing Company [11] (25/9-2008) [12] (25/9-2008) [13] Thitakamol B., Veawab A., Aroonwilas A., Environmental impacts of absorption-based CO 2 capture unit for post-combustion treatment of flue gas from coal-fired power plant, International Journal of Greenhouse Gas Control 1, 318 (2007). [14] Jones D.S.J., Elements of Petroleum Processing, Wiley [15] Engineering Data Book, SI version, Volume 11, Gas Processors Suppliers Association (GPSA) [16] Korrespondanse med Nina Aas i StatoilHydro (1/ ) [17] (25/9-2008). [18] rit=aminer (25/9-2008). [19] (4/ ). [20] Bailey, D. W., Feron, P. H. M., Post-combustion Decarbonisation Processes, Institut français du pétrole, France, (2005). [21] Rushing, S. A., CO 2 Recovery Projects Aim for Stand-alone Viability, Power Engineering, (October 2000). 19

24 [22] (11/ ) [23] Chapel D.G., Maritz C.L., Ernsest J., Recovery of CO 2 from flue gases: commercial trends Canadian society of chemical engineers annual meeting (4-6/ ) [24] (13/ ) [25] Mark J., Wierenga D.,Nielsen D., Graham C. New Physical solvent treating configurations for offshore high pressure CO 2 removal offshore technology, Houston, Texas, U.S.A., (5-8/5-2003) [26] Sander M.T., Maritz C.L., The Fluor Daniel Ecoamine FG process: Past experience and present day focus energy convers. Mgmt vol.33 No: 5-8 page [27] Reddy S., Scherffinus J., Fregua S., Roberts C., Fluor s Ecoamine FG Plus SM technology; an enhanced amine-based CO 2 capture process, Fluor Daniel rapport presentert ved: Second National conference on carbon sequenstration, Alexandria, (5-8/5-2003) [28] [29] (14/ ) [30] [31] _technology_vi (6/ ) [32] [33] [34] Barchas, R., Davis, R., The Kerr-McGee/ABB Lummus Crest technology for the recovery of CO 2 from stack gases, Great Britain, [35] [36] esbjerg-kullkraft-roykgassrensing-med-min-1t-time-2007 (4/ ) [37] (4/ ) [38] power-station-osaka-japan-1-t-day-1991-mhi/ [39] [40] [41] greementatmongstad.aspx (13/ ) 20

25 [42] tonn-i-2010/ [43] Teknisk ukeblad, Her er ingeniørenes statsbudsjett, 34 (2008), s 13 [44] pdf/$file/utslippssoknad.pdf [45] [46] [47] (4/ ) 21

26 Tabeller Tabell 1. Oversikt over resultater fra korrosjonstest utført med MEA, MEA+inhibitor og KS-1, hvor en mils er en tusendels inch [46]. Tabell 2. Oversikt over enkelte aminleverandører. Leverandør Aminløsning Vekt% amin ABB Lummus Global Inc. MEA Fluor Daniel Inc. MEA 30 Mitsubishi Heavy Industries Ltd. og Kansai Electric Power Co. Inc. HTC Purenergy KS-1, KS-2, KS-3 PSR 22

27 Tabell 3. Oversikt over noen eksisterende, påbegynte og planlagte aminanlegg/pilotanlegg [47]. Hva Hvor Land Status Når Kullkraftverk Esbjerg Danmark I drift 2006 Kullkraftverk Hiroshima Japan I drift 2002 Kullkraftverk Matsushima Power Station Nagasaki Japan I drift 2006 Gasskjel Nanko kraftanlegg, Osaka Japan I drift 1991 Kullkraftverk Boundary Dam Power Station, Saskatchewan Kanada I drift 1987 Kullkraftverk Rotterdam Nederland Bygging/Oppstart 2008 Kullkraftverk Ohio USA Bygging/Oppstart 2007/2008 Oljekraftverk Karlshamn Sverige Bygging/Oppstart 2008 Kullkraftverk Wisconsin USA Bygging/Oppstart 2007/2008 Kullkraftverk Aberthaw Wales Planlagte 2010 Kullkraftverk Niederaussem Tyskland Planlagt 2010 Gasskraft og avgass fra raffineri Mongstad Norge Planlagt 2011 Gasskraft og bioenergi Kårstø Norge Planlagt

28 Tabell 4. Teknologi og kapasitet for enkelte aminanlegg i verden. Sted Teknologi Kapasitet Type anlegg Status Kårstø Amin tonn/år Demonstrasjonsanlegg Mongstad Amin tonn/år Demonstrasjonsanlegg Karbonat tonn/år Demonstrasjonsanlegg Under bygging Under bygging Under bygging Melkøya Amin (amdea) tonn/år Fullskalaanlegg I drift Esbjerg (Danmark) Amin (MEA) tonn/år Demonstrasjonsanlegg I drift Hiroshima (Japan) Amin (KS-1) 365 tonn/år Demonstrasjonsanlegg I drift 24

29 Figurer Figur 1. Illustrasjon av aminabsorpsjonsanlegg [13]. Figur 2. Illustrasjon av primært, sekundært og tertiært amin. R er her en organisk gruppe (f.eks etanol, glykol osv). 25

30 Figur 3. Sammenligning av CO 2 -løselighet i KS-1 og MEA [46]. Figur 4. Sammenligning av dissosiasjonsvarme som funksjon av absorbert CO2 for aminløsningene KS-1 og MEA [46]. 26

31 Figur 5. Sammenligning av dannelseshastigheten for varmestabile salter for KS-1 og MEA som funksjon av driftstid [46]. Figur 6. Sammenligning av arbeidskapasitet av PSR og MEA (vist med gul sirkel) [46]. 27