from Natural Gas Fired Combined Cycle Power Plants

Transkript

1 Removal of from Natural Gas Fired Combined Cycle Power Plants Olav Bolland Førsteamanuensis Norges teknisk-naturvitenskaplige universitet Institutt for Termisk energi og vannkraft Foredrag Norsk Hydro 0. september, / Bolland mill. tonn CO-ekvivalenter/år tusen tonn NOX per år Klimagasser 1999 Estimat 008 Totalt Norge Petroleumssektoren Gøteborg-prot. Miljøutfordringen Kyotomål 01 NO X Kyoto-mål Estimat 008 Andre mobile kilder Kysttrafikk og fiske Landbruk Fyring Avfall Veitrafikk Petroleumsvirk. Industriprosesser Gøteborg-protokollen og spesielt Kyoto-avtalen krever dyptgripende endringer Transport Hydrogen fra naturgass -innfangning ved hydrogenproduksjon Brenselceller i biler Naturgassdrevne skip Offshore Elektrifisering El. fra store gasskraftverk med -innfangning Energi i bygninger Varmepumpeteknologi Prosessindustri Utføre en rekke mindre og enkle tiltak Rom for ekspansjon større utslipp Supplement, men ikke løsning Naturgass til oppvarming, avfallsenergi, vindturbiner, biomasse, solfangere, solceller 1

2 How to relate to the possible man-made global warming? Reduce global warming Adaptation Countermeasures Reduced needs Direct reduction Remove CO from Supress Improved Capture Substitution atmosphere effect efficiency point emissions energy sources Biologic Fertilize Dust into Cons- Power & Under- Ocean Smaller Nuclear Renewfixation the oceans the atmo- umption energy ground disposal C/H- power able biomass sphere supply storage ratio energy Aquifers Oil fields Gas fields 3 / Bolland Kraftproduksjon og forbruk i Norge TWh/år 150 Produksjon i normalår med 140 produksjonsapparat som i År Variasjonsområde for produksjon Prod Forbruk Forb.-kjeler Normalår 4 / Bolland

3 How and why is formed C + O = CO H MJ/kmol CO must be formed in order to release the heat of combustion for a carbon containing fuel for a given fuel, the amount of formed is proportional with the chemical energy being converted to heat 7.8 Solid Liquid Critical point p/atm 5.11 Triple point Gas Temperature (Kelvin) 5 / Bolland Fuel characteristics for -emission Fossil fuels consists of the combustible components Carbon (C) and Hydrogen (H) Methane: C H 1 4 The ratio between carbon and hydrogen gives the amount of C H m n n + + O m CO + H O m n 4 m m m > n > coal n oil n natural gas ( 11. ) coal > ( 05. ) oil > ( 0. 5) natural gas 6 / Bolland 3

4 Emission of gram per kwhe Emission of from fossil fuels Methane (H/C=4) Distillate oil (H/C=) Lignite (brown coal) Bituminous coal Anthrasit Efficiency [%] 7 / Bolland Why is the partial pressure of in exhaust gas so low Excess air Air n CmHn +Φ m + ( O N) 4 n n n m CO + HO + ( Φ 1) m + O + Φ m N 4 4 Gas turbine fired with natural gas: Φ=.-3 Exhaust: volume-% Coal fired plant: Φ 1. Exhaust: 1-14 volume-% Gases has to be separated 8 / Bolland 4

5 W = p dv W j = R0 T0 Gas separation = n R0 T0 i 1 y j MW j i yi ln yi yi ln yi [J] [kwh/kg j ] Air separation - oxygen (1%) theoretical minimum work, about 0.05 kwh/kg O In real process: kwh/kg O,, 5-6 times theoretic minimum (cryogenic destillation; mechanical work for air compression). Separate from gas turbine exhaust (3.5%) theoretical minimum work, about 0.34 kwh/kg In real process: kwh/kg, 3.5 times theoretic minimum (chemical absorption with MEA) 10% mechanical work, 90% heat at 130 C) 9 / Bolland Three methods for removing from natural gas fired power plants Downstream removal of, amine absorption of from exhaust Upstream separation of air, stoichiometric combustion with O Precombustion removal of - decarbonisation of the fuel prior to combustion in the power plant 10 / Bolland 5

6 To CO compression Flue gas to stack fri gasskraft? Mest kjente teknologiprinsipper 1 Kraftverksprosess med forbrenning - fjerning Eksosgassrensing Kull Olje Naturgass Biomasse Avfall 3 Gassifisering Reformering Kraftverksprosess med forbrenning CH 4 + O CO + H O Hydrokraft H +CO H + - fjerning Oksygen fra luft-separasjon Vannshift Vannfjerning Aker Maritime Kraftverksprosess med forbrenning H + O HO lagring 11 / Bolland Combined Cycle with downstream capture of Exhaust gas recycle Blower 1 / Bolland 6

7 GAS ABSORPTION (low pressure gas) 13 / Bolland Natural gas MODEL FOR CONCEPT A Separation of from exhaust gas coming from a standard gas turbine power plant, chemical absorption Exhaust to stack recovery Combustor Gas Turbine & Generator Solvent Compressor stripper Air absorber Heat recovery steam generator to disposal Steam Water Water Cooling water Condenser Steam Turbine & Generator Low pressure steam 14 / Bolland 7

8 Solvents for capture MEA MDEA 15 / Bolland GAS ABSORPTION (high pressure gas) 16 / Bolland 8

9 Membranes Gas separation with membrane Membrane Gas separation with membrane and absorption Exhaust High pressure Low pressure Membrane Absorption solvent 17 / Bolland Membranes + absorption (Kværner) Gass med Membran Absorpsjonsvæske Manner of operation : PTFE-membrane (Gore) tests on Kårstø gas terminal in Norway Advantages: Reduced pressure drop compared to traditional packing Small units (because of reduced pressure drop) Reduced evaporation of solvent Non-sticky membrane surfaces - little fouling in pores No foaming problems Reduced corrosion problems 18 / Bolland 9

10 Reduction of effciency Power output without capture Ratio of incremental power reduction to incremental heat output, α Efficiency Fuel energy P W Qα η = E Mechanical work for separation Heat for separation α = P Q Saturated steam, temperature [ 0 C] Steam pressure [bar] 19 / Bolland RESULTS FOR CONCEPT A Separation of from exhaust gas coming from a standard gas turbine power plant, chemical absorption PENALTY FOR MECHANICAL WORK IN REMOVAL -.1% EFFICIENCY OF A STANDARD CC 58% PENALTY FOR HEAT TO STRIP -4.5% PENALTY COMPRESSION -1.8% TOTAL EFFICIENCY FOR CONCEPT A 49.6% 0 / Bolland 10

11 -fri gasskraft? Finnes det anlegg allerede? Eksempler på industrielle anlegg med eksosgassrensing. Noen av prosjektene er stoppet. Operator and location Fuel gas Start/End Year Capacity tonne/year quality grade Argus Soda Ash, Trona, California Coal Chemical N-ReN Southwest, Carlsbad, New Mexico Technology Corporation, Lubbock, Texas Soda Ash Botswana, Botswana, South Africa Gas Gas Coal Injection Injection Chemical AES Corporation, Shady Point, Oklahoma Coal Food Kilde: SINTEF-rapport: Bolland O., Lindeberg E.G.B., Mølnvik M.J., Bergem H., Blekkan E., Einang P.M., Ertesvåg I., Faremo H., Gran I.R., Hustad J.E., Juliussen O., Nyberg B., Svendsen H., Wærnes O., "Power generation with CO capture and sequestration - Research and development needs", SINTEF-report TR A569, ISBN , August / Bolland Post-combustion + + Absorpsjon/desorpsjon med aminer er kjent teknologi. + Kraftverket påvirkes i mindre grad av aminvaskeanlegget. Standardanlegg kan benyttes. Beste tilgjengelige gassturbinteknologi kan til enhver tid benyttes. + Kraftverket kan kjøre uavhengig av driftsstans i aminvaskeanlegget + Gir høy virkningsgrad sammenlignet med andre konsepter som kan realiseres teknisk på kort sikt + Aminvasking kan innebære reduksjon av NO X, som vaskes ut av eksosen sammen. Må undersøkes nærmere. + Anlegg for fjerning av kan etterinstalleres (i tid). Fordelaktig med forberedelser + Teknologien har en overføringsverdi til kullkraftverk hvis skal fjernes på eksisterende anlegg + I et internasjonalt F&U-perspektiv; størst fokus på denne teknologien / Bolland 11

12 Post-combustion - - Absorpsjonsanlegget blir meget stort (30-50 m høyt, ca m areal i kolonne for et 400 MW anlegg) - Rensegrad < 100% (83-86% per kwh el.) - Tap av løsningsmiddel i eksosgassen som går ut skorstein - Tap av løsningsmiddel i produsert - Skumming og korrosjon (inhibitorer må tilsettes) - Oksidasjon og termisk nedbrytning av amin i desorpsjonsprosessen. Avfall (i vektprosent) 10% amin, 0.0% ammoniakk, 8% salter, 15% organisk karbon og balanse (ca. /3) med vann. ph-verdien på avfallet er ca For et 400 MW anlegg er det sannsynlig med ca tonn/år herav tonn/år med amin, salter og organisk karbon - Teknologien med aminvasking har ikke utviklet seg vesentlig de siste 10 år. Kværner har dog gjort fremskritt med sin membranteknologi, og Mitsubishi har kommet med forbedrede aminløsninger. 3 / Bolland -fri gasskraft? Mest kjente teknologiprinsipper 1 Kraftverksprosess med forbrenning - fjerning Eksosgassrensing Kull Olje Naturgass Biomasse Avfall 3 Gassifisering Reformering Kraftverksprosess med forbrenning CH + O CO + H O 4 Hydrokraft H +CO H + - fjerning Oksygen fra luft-separasjon Vannshift Vannfjerning Aker Maritime Kraftverksprosess med forbrenning H + O HO lagring 4 / Bolland 1

13 Stoichiometric Combustion with O - Oxyfuel CH 4 + O 33 vol - % CO CO + H O in exhaust gas CH 4 + O CO + H O kg 4 kg 100MW 00MW e 00MW fuel = 4 kg CH4 /s fuel (50% efficiency) (@50MJ/kg = 1400 tonso /day = 1050 Sm /day CH4 ) 3 5 / Bolland Combined cycle with feed of oxygen from an air separation plant 6 / Bolland 13

14 Efficiency and power output versus gas turbine pressure ratiofor the oxygen fired combined cycle Combined Cycle net efficiency Gas Turbine efficiency Combined Cycle net efficiency [%] Net plant power output Gas turbine compressor air flow held constant at 100 kg/s Gas turbine pressure ratio [-] Gas Turbine power output Power output (+) / power consumption (-) [MW] Steam turbine power output Auxiliary power consumption compression Oxygen production and compression 7 / Bolland RESULTS FOR CONCEPT B Gas turbine CC with a semi-closed gas turbine, stoichiometric combustion with O PENALTY FOR O -PRODUCTION AND COMPRESSION -11.9% CC EFFICIENCY O FREE 58% --> 61.0% PENALTY COMPRESSION -.0% TOTAL EFFICIENCY FOR CONCEPT B 47.% 8 / Bolland 14

15 Oxy-fuel + + Luftseparasjon basert på prinsippet med kryogen destillasjon er en meget moden og velkjent teknologi, med flere leverandører + Innebærer % fjerning av og NO X. + Store mengder nitrogen tilgjengelig fra luftseparasjonsanlegget: 4.8 tonn N /tonn + Nitrogen kan benyttes til EOR ("Enhanced Oil Recovery" - trykkstøtte for økt oljeproduksjon) + Nye teknikker for luftseparasjon (membraner) kan på sikt være med å redusere energiforbruket sammenlignet med dagens teknologi. 9 / Bolland Oxy-fuel - - Det finnes ikke gassturbinteknologi som kan brenne naturgass direkte med oksygen, eller benytte /vanndamp som resirkulert inertgass. - Det er ikke kjent at det pågår noen utvikling av slik gassturbinteknologi. - Denne type gassturbinteknologi har sin relevans kun i forbindelse med innfanging av. 30 / Bolland 15

16 AZEP AZEP - Advanced Zero Emission Power (nytt Hydro-konsept) Integerer luftseparasjon og forbrenning i reaktor Energibesparende Potensiale for vesentlig bedre økonomi,5 MW demo ca. 007 Air Air compressor CO/HO expander Generator III CO& HO Steam Turbine Generator II BFW system CO Natural Gas & Steam MCM heater O O O Heat Recovery HO Oxygen Depleted Air Air Kilde: Norsk Hydro 31 / Bolland -fri gasskraft? Mest kjente teknologiprinsipper 1 Kraftverksprosess med forbrenning - fjerning Eksosgassrensing Kull Olje Naturgass Biomasse Avfall 3 Gassifisering Reformering Kraftverksprosess med forbrenning CH + O CO + H O 4 Hydrokraft H +CO H + - fjerning Oksygen fra luft-separasjon Vannshift Vannfjerning Aker Maritime Kraftverksprosess med forbrenning H + O HO lagring 3 / Bolland 16

17 Reforming of Natural Gas integrated with a Combined Cycle - pre-comb Auto-thermal reforming consists of both partial oxidation and steam reforming C Fuel ATR reforming MP Steam H + CO ++ CO/H gas shift H + ++ HP Steam partial oxidation m n CmHn + O mco+ H n n n H + O HO 4 m + n n CmHn + O mco+ HO 4 (1) () (1) + () steam reforming water-shift C + + ( n mhn mh O mco + m) H CO+ HO CO + H 4m + n CmHn + mho mco + H (3) (4) (3) + (4) 33 / Bolland Reforming of Natural Gas - integrated with a Combined Cycle 1b FC 39 REFORMER H1 H H ATR HTS LTS T PRE 9 7 COMP G GT 1a SF MIX NATURAL GAS 1 preheating 3 6 1c HRSG 7 8 ST AC 1a 9 4 steam generation T = TURBINE, COMP = COMPRESSOR, AC = AIR COMPRESSOR SF = SUPPLEMENTARY FIRING, HRSG = HEAT RECOVERY STEAM GENERATOR ST = STEAM TURBINE, COND = STEAM CONDENSER, PRE = PREREFORMER ATR = AUTO-THERMAL REFORMER, HTS = HIGH TEMPERATURE SHIFT-REACTOR, LTS = LOW TEMPERATURE SHIFT-REACTOR, WR = WATER REMOVAL, ABS = CO ABSORBER, FC = FUEL COMPRESSOR ABS 37 H H4 WR 18 AIR/EXHAUST STEAM/WATER NATURAL GAS SYNGAS H-RICH FUEL 5 EXHAUST COND 3 34 / Bolland 17

18 Hydrogen Combustion in Gas Turbines GEC Alsthom GT reference list for LCV/MCV fuels 35 / Bolland RESULTS FOR CONCEPT C Decarbonisation with air-blown auto-thermal reforming of natural gas, a water-shift reaction and a high pressure removal process. The hydrogen-rich reformed gas is combusted in a gas turbine CC STEAM TO ATR REACTOR -3.8% PENALTY COMPRESSION -.0% REFORMED GAS COMPRESSION -1.3% CC EFFICIENCY CORRECTED FOR CHANGE IN LHV 58% --> 5.1% CC EFFICIENCY CORRECTED FOR SUPL. FIRING 5.1% --> 45.3% STEAM FROM SYNGAS COOLING +7.0% TOTAL EFFICIENCY FOR CONCEPT C 45.3% 36 / Bolland 18

19 Pre-comb + + Mest moden komponent-teknologi av alle konsepter. + Reformeringsanlegg har meget høy driftstilgjengelighet + Gassturbinteknologi for denne anvendelsen kan være den samme som for IGCC *, dvs. at teknologiutvikling med tanke på -fjerning fra naturgass blir hjulpet gjennom utvikling på et annet område. + General Electric som mulig leverandør av gassturbin for denne anvendelsen har stor erfaring med hydrogenholdige brensler (IGCC, raffinerigasser etc.). + Konseptet innebærer mulighet for at syntesegass kan benyttes til produksjon av andre energiprodukter, f.eks. innen et fremtidig energimarkedet reformeringsanlegget må produsere mer syntesegass enn kraftverket forbruker visjon Hydrogensamfunnet + Kraftverket i et slikt konsept kan også benytte naturgass som brensel. * IGCC = Integrated Gasification Combined Cycle, kullgassifisering 37 / Bolland Pre-comb - - Kun én gassturbinprodusent (General Electric) som kan sies å være langt fremme innen gassturbinteknologi på dette området. De andre har så langt noe eldre gassturbinteknologi tilgjengelig for formålet - Selv om komponentene i dette konseptet er velprøvd; lite eller ingen erfaring med tett integrasjon mellom reformeringsanlegg og kraftverk. Det nærmeste er gassturbinbaserte kraftverk med kullgassifisering (IGCC). - Rensegrad < 100% (83-95% per kwh el.) - Det er lite sannsynlig å etterinnstallere (i tid) denne teknologien på et konvensjonelt gasskraftverk, såfremt ikke omfattende forberedelser gjøres ved bygging av anlegg. 38 / Bolland 19

20 COMPARISON - EFFICIENCIES CC: Standard high efficiency gas turbine combined cycle A: Separation of from exhaust, chemical absorption B: Semi-closed gas turbine CC, stoichiometric combustion with O C: Decarbonisation with air-blown auto-thermal reforming + GTCC Net plant efficiency 60 % 58 % 56 % 54 % 5 % 50 % 48 % 46 % 44 % 4 % 40 % CC A B C 39 / Bolland COMPRESSION OF 40 / Bolland 0

21 Gasskraft med -innfanging status i Norge Teknologi: 3 metoder hvorav kan implementeres nå Kraftig økning i F&U-aktivitet fra 001 Prosjekter: CCP Capture Project, 9 oljeselskaper, 180 mill. kr., Aker Maritime HiOx, int. energiselskaper, 35 mill. kr, SINTEF/NTNU/UiO, grunnleggende F&U, 34 mill. kr, IFE/CMR, kalk-metode, 4 mill. kr., Saline Aquifer Storage (SACS), -lagring Sleipner Shell Technology Norway, brenselcelle Kollsnes, 150 mill. kr. ca rekke mindre prosjekter Estimat for den årlige innsatsen i Norge ca millioner (fra 00) Målsetting med F&U Videreutvikle eksisterende lovende teknologi Redusere kostnader Finne nye metoder 41 / Bolland Barrierer -fri gasskraft 1 Gasskraftverk med -innfanging mulig å bygge om 4 år, men: Gasskraftverk med -fjerning alltid dyrere enn uten fjerning ca øre/kwh (stor skala, 400 MW+) Hva må til når det gjelder kostnader: Redusere merkostnaden for -fjerning gjennom F&U bør ha en verdi (salg til trykkstøtte i oljeproduksjon) Økt kost for å slippe ut, f.eks. høye kvotepriser 4 / Bolland 1

22 Barrierer -fri gasskraft Minske kostnadsgapet? Produksjonskostnad øre/kwh Gasskraft med CO- innfanging Konvensjonell gasskraft.. og salg av CO for 100 NOK/tonn Konvensjonell gasskraft Gasskraft med CO-innfanging øre/kwh 3-8 øre/kwh med CO-avgift 100 NOK/tonn CO 43 / Bolland Potensialet for -lagring (i tette strukturer) Gassreservoarer EU 0 1 Gt slippes årlig ut fra europeiske kraftverk, Oljereservoarer Akviferer 3 19 dvs. 4 ganger Norges totale utslipp av Gt CO = 1000 mill. tonn Norge Gassreservoarer 7 Oljereservoarer 3 44 / Bolland Akviferer Gt CO = 1000 mill. tonn Kilde: Holloway et al., 1996: The underground disposal of carbon dioxide. Rapport fra et Joule II prosjekt

23 SLEIPNER CO-LAGRING STORAGE IN I UTSIRAFORMASJONEN THE AQUIFER Sleipner A 1 MILLION TONS OF ANNUALLY Sleipner T CO Injection Well A16 Utsira Formation Sleipner Øst Production- and Injection Wells Sleipner Øst Heimdal Formation 45 / Bolland Barrierer -fri gasskraft 3 Infrastruktur har vi ikke! for enhanced oil recovery into aquifers into gas reservoirs For EOR: Store mengder er påkrevd 10 mill. tonn /år Store mengder påkrevd for å monne i klimasammenheng Stor økonomisk skalaeffekt Hva må til: Etablering av fysisk infrastruktur for CO Internasjonalt regelverk for ansvarsforhold og verifisering Kommersielle grensesnitt mellom aktører 46 / Bolland 3

24 -fri gasskraft? Mindre kjente og nye teknologiprinsipper - 1 Chemical Looping Combustion - CLC Compression Combustion Expansion Air C Ox T Me MeO CH 4 Re T Air 14% O + H O Compression Disposal 47 / Bolland -fri gasskraft? Mindre kjente og nye teknologiprinsipper - Metallurgisk konvertering av naturgass Water vapour & Nitrogen Carbon Dioxide ~300 MW ~50 MW Methane Supply Oxygen Supply ~600 MJ AIR ~500 MJ ( g) + 1 O ( g) CO( g) + H ( g) CH4 H ( g) CO(g) CARBURISER 60 MW must be supplied DECARBURISER Total virkningsgrad for el.-produksjon er ca. 50% CH 4 ( g ) O ( g) 3 m 30 N s figur fra Leiv Kolbeinsen SINTEF Materialteknologi 48 / Bolland 4

25 -fri gasskraft? Mindre kjente og nye teknologiprinsipper - 3 Los Alamos National Laboratory IFEs konsept Transportation Naturalgas H Low temp. fuel cells Up to 90% energy as power Methane CH 4 CH 4 +H O + CaO CaCO 3 4H + CaCO 3 CaO + WASTE HEAT 1000 o C SOFC Ca. 70% energy as power For deposition or industrial use 49 / Bolland -fri gasskraft? Mindre kjente og nye teknologiprinsipper - 4 Recuperator Gas Turbine Generator Høytemperatur brenselcelle - SOFC Exhaust Stack Air Inlet Air in Air out Fuel cell section After-burning section Air in Air out Fuel Processing System SOFC Module Switchgear Seal Exhaust Leak path Exhaust gas SOFC Power Conditioning System Instrumentation and Controls Fuel from pre-reformer Fuel Anode Ni - Cermet Electrolyte ZrO Air Cathode LaMnO 3 Courtesy Shell International Exploration and Production BV 50 / Bolland 5

26 Gasskraft med -innfanging Gassturbiner kombinert med membranteknologi Membrane Low P CH 4 +H O Heat Air Air compressor CO/HO expander Generator III CO& HO Steam Turbine Generator II BFW system CO N, H O 600C High P H + H O 700C Natural Gas & Steam MCM heater O O O Heat Recovery HO Oxygen Depleted Air Electrical power Air AZEP, Figur fra Norsk Hydr Air N H O CH 4 H O 600C H O 1 bar H 30 bar Air 10 bar H H Heat 700C Electrical power 51 / Bolland Figurer fra Rune Bredesen recovery/ sequestration CH 4 +H O=4H + Barrierer gasskraft med -innfanging 1 Minske kostnadsgapet? Produksjonskostnad øre/kwh Gasskraft med CO- innfanging 4 øre/kwh.. og salg av CO for 100 NOK/tonn Konvensjonell gasskraft Gasskraft med CO-innfanging øre/kwh 3-8 øre/kwh El.avgift 11 øre/kwh Konvensjonell gasskraft med CO-avgift 100 NOK/tonn CO Når kommer gasskraft med -innfanging? Ulike oppfatninger om tidsperspektiv, 5-15 år 5 / Bolland 6

27 Totalkjeden for utskiling og lagring -fri kraft vil ikke bli kostnadsfri For modne teknologier som aminvasking og naturgassreformering vil ekstrakostnadene for fjerning og lagring avv kunne fordele seg som følger, avhengig av størrelse og transportavstand 50-70% 30-0% 0-10% CO utskilling CO CO tørking og kompresjon Rørledning, muligens med pumpestasjon CO injeksjonsbrønn CO Vann Reservoar 53 / Bolland Barrierer gasskraft med -innfanging Infrastruktur for har vi ikke! for enhanced oil recovery into aquifers into gas reservoirs For EOR: Store mengder er påkrevd 10 mill. tonn /år Store mengder påkrevd for å monne i klimasammenheng Stor økonomisk skalaeffekt 54 / Bolland Capacity: Norwegian sector: 0 Gt of (sealed structures) 0 years of all produced in European power plants Hva må til: Etablering av fysisk infrastruktur for Internasjonalt regelverk for ansvarsforhold og verifisering Kommersielle grensesnitt mellom aktører Source: Holloway et al., 1996: The underground disposal of carbon dioxide. Report from a Joule II project 7

28 -removal cost Euro/ton A B C D E F G A: World Bank Carbon Investment Fund B: Quota price estimated by MD/SFT ( Joint Implementation ) C: International qouta price estimated by FD D: International qouta price estimated by MIT group E: Concept with downstream amine-based removal) F: Hydro s H -konsept - pre-combustion removal G: Equivalent price, NG on the Grane-field: ca kr/ton? (assuming 5 ton /ton NG) 55 / Bolland 8