Gasskraft med innfanging av CO 2

Transkript

1 Gasskraft med innfanging av CO Olav Bolland Førsteamanuensis Norges teknisk-naturvitenskaplige universitet Institutt for Termisk energi og vannkraft Seminar NVE. mai, 00 How to relate to the possible man-made global warming? Reduce global warming Countermeasures Reduced needs Direct reduction Adaptation 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 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 CO -innfangning ved hydrogenproduksjon Brenselceller i biler Naturgassdrevne skip Offshore Elektrifisering El. fra store gasskraftverk med CO -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 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

2 Combined Cycle Power Plant, the Principle Gas Turbine Combined Cycle Power Plant Gas Turbine Process Fuel 1 3 Exhaust 4 Net power Compressor Turbine Compressor Compressor work work w w c = c = c c p T p T 0 -c 0 -c p T p T Temperature p,3 3 p 1,4 Turbine Turbine work work w w t = t = c c p T p T 03 -c 03 -c p T p T Fuel Fuel energy energy input input 1 q q b = b = c c p T p T 03 -c 03 -c p T p T 0 0 Entropy

3 Gassturbiner.ppt Gas Turbine Process Configurations Turbine stage Fuel Net Power Compressor Turbine Recuperator Recuperator Intercooling, Intercooling, Recuperator Recuperator and and Reheat Reheat Combustor Combustor Definitions of Turbine Inlet Temperature - TIT T1 Gas Turbine Classification - 1 C T G 1-shaft Gas Turbine (all GTs > 40 MW but also smaller down to 14 MW) C T T G -shaft Gas Turbine (i.e. LM500) T gas generator power turbine C C T T G -shaft Gas Turbine (LM6000) T1: Combustor exit temperature (not much used) T: Temperature after first blade row in Stage 1 (mostly used) T3: Calculated mixing temperature of combustor exit stream and cooling air (ISO definition) C C T T T G 3-shaft Gas Turbine (RB11, Trent)

4 Historical Development of: Turbine Inlet Temperature Max. Metal Temperatures Samproduksjon av kraft og varme Kan skille mellom 3 typer systemer 1) Motor/gassturbin med varmegjenvinning fra eksos Motor Gassturbin Varm eksos Varmegjenvinner Kjel Eksos til skorstein Damp, trykksatt vann eller hetolje Kraft P VarmeQ Mengden varme (Q) som gjenvinnes påvirker ikke kraftproduksjonen (P) Q og P kan variere uavhengig Q kan være null Samproduksjon av kraft og varme Combined Heat and Power (CHP) Gas turbine (or diesel engine) with heat recovery boiler Kraftproduksjon = elektrisitet eller direktedrevne kompressorer/pumper Varmeproduksjon = uttak av nyttbar varme, dvs. på et temperaturnivå som i praksis kan utnyttes til et gitt oppvarmingsformål. Varmen ansees som mer verdifull dess høyere temperaturen er. For eksempel kjølevann på 15 ºC er lite eller ikke nyttbar.

5 Samproduksjon av kraft og varme Kan skille mellom 3 typer systemer ) Kombinert gass-/dampturbin med dampavtapning Gassturbin Kraft P Varm eksos Varmegjenvinner Kjel Kondensator Damp, nær vakuum Eksos til skorstein Høyttrykks damp Vann Avtapningsdamp Dampturbin Varme Q Kjølevann Varme (Q) som tas ut reduserer kraftproduksjonen (P) i dampturbinen Q kan være null P=maks Samproduksjon av kraft og varme Kan skille mellom 3 typer systemer 3) Kombinert gass-/dampturbin med mottrykk Gassturbin Kraft P Varm eksos Vann Varmegjenvinner Kjel Dampturbin Høyttrykks damp Eksos til skorstein Damptrykk tilpasset temperaturkrav, derav begrepet mottrykk Kondensator Trykksatt vann Varme Q eller hetolje Varme (Q) som tas ut bestemmer kraftproduksjonen (P) i anlegget ( låst forhold) Q=0 P=0 Combined Heat and Power (CHP) extraction steam turbine Combined Heat and Power (CHP) back-pressure steam turbine

6 Virkningsgrad? Beskriver utnyttelsen av energien i brenslet Sammenheng mellom kraftproduksjon og varmeproduksjon anlegg med kombinert gassturbin og dampturbin (Combined Cycle) Brensel: gass, olje, kull Effekt LHV [MW] kun kraft η = P LHV Tap Kraft Effekt P [MW] Damp som benyttes til produksjon av nyttbar varme, kunne alternativt vært benyttet til å lage mer kraft varmeproduksjon reduserer kraftproduksjonen (gitt brenselforbruk) Brensel: gass, olje, kull Effekt LHV [MW] kraft & varme P + Q η = LHV Tap Kraft P [MW] Varme Q [MW] Hvordan reduseres kraftproduksjonen i forhold til varmeproduksjon: Sammenheng mellom varmeproduksjon og kraftproduksjon blir da: P α = Q α < 1 P < Q P Qα η = LHV A Beskriver virkningsgrad teknisk godhet? Varmebehov i anlegg B større (100 MW) enn i anlegg A (50 MW), ellers identiske anlegg. Hva er best? Brensel LHV= 50MW Varm eksos Eksos til skorstein Gassturbin Varmegjenvinner 1 P f.eks. hetolje η = = 40% LHV Kraft P =100 MW Varme Q = 50 MW P + Q η = = 60% LHV B Brensel LHV= 50MW Varm eksos Eksos til skorstein Gassturbin Varmegjenvinner P f.eks. hetolje η = = 40% LHV Kraft P =100MW Varme Q =100MW P + Q η = = 80% LHV P Typisk amin-koking P Typisk fjernvarme α = 0. α = Q eller papirtørking Q Forhold mellom reduksjon av kraftproduksjon og varmeproduksjon, α Forholdet mellom kraftproduksjon og varmeproduksjon, α Mettet damp, temperatur [ 0 C] Damptrykk [bar] Beregningene som ligger til grunn for kurven er gjort for et stort kombinert anlegg hvor kondensatortrykket er 0.04 bar. Varmeuttaket skjer ved hjelp av en dampavtapning (mettet damp) fra anleggets dampturbin. Kondensat fra dampen returneres til kraftverket med en temperatur på 70 C, og dette ligger til grunn for beregning av verdien på varmeuttaket (Q).

7 Combined Cycle energiflyt eksempel: maksimalt uttak til fjernvarmenett Faktorer som påvirker årsvirkningsgrad KUN KRAFTPRODUKSJON P1 57 η = = = 57% LHV 100 SAMPRODUKSJON KRAFT/VARME P + Q η = = = 89.5% LHV 100 P 48.5 η = = = 48.5% LHV 100 P α = = = 0.1 Q 41 Selv om design-virkningsgrad (Samproduksjon kraft/varme) kan være >90%, så vil årsvirkningsgrad kunne være betydelig lavere. Følgende forhold er viktige (NB! bildet er nokså nyansert, her generaliseres): 1) Anlegg som kjøres etter variasjoner i varmelast (kraft er bi-produkt ) gir høyere årsvirkningsgrad enn grunnlastanlegg for kraft ) Små anlegg har generelt høyere årsvirkningsgrad enn store (sammenheng med punkt 1) Fjernvarme, turtemp 10 C 3) Anlegg hvor varmeavtager er døgnkontinuerlige industriprosesser (eks. papirfabrikk) har generelt høyere årsvirkningsgrad enn der hvor avtager er fjernvarmenett. 400 MW Combined Cycle, realistisk case, GTPRO CHP efficiency [%] Source: Eurostat Annual CHP Efficiencies in EU All CHP-plants? Denmark (380) Ireland (18) Greece (13) Austria (77) Belgium (153) Netherlands (464) Italy (681) EU total (5834) UK (549) France (531) Portugal (98) Spain (166) Germany (440) Sweden (19) Finland (135) How and why is CO formed C + O = CO H MJ/kmol CO 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 CO is proportional with the chemical energy being converted to heat p/atm Solid Triple point Liquid Gas Temperature (Kelvin) Critical point

8 Fuel characteristics for CO -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 CO 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 Why is the partial pressure of CO in exhaust gas so low Excess 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-% CO Coal fired plant: Φ 1. Exhaust: 1-14 volume-% CO Gases has to be separated Emission of gram CO per kwhe Emission of CO from fossil fuels Methane (H/C=4) Distillate oil (H/C=) Lignite (brown coal) Bituminous coal Anthrasit Efficiency [%] Gas separation W = p dv = n R0 T0 yi ln yi [J] i W j = R0 T0 yi ln yi y j MW j 3600 i [kwh/kg j ] 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 CO from gas turbine exhaust (3.5%) theoretical minimum work, about 0.34 kwh/kg CO In real process: kwh/kg CO, 3.5 times theoretic minimum (chemical absorption with MEA) 10% mechanical work, 90% heat at 130 C)

9 To CO compression Flue gas to stack Three methods for removing CO from natural gas fired power plants Downstream removal of CO, amine absorption of CO from exhaust Upstream separation of air, stoichiometric combustion with O Precombustion removal of CO - decarbonisation of the fuel prior to combustion in the power plant Combined Cycle with downstream capture of CO Exhaust gas recycle Blower CO -fri gasskraft? Mest kjente teknologiprinsipper GAS ABSORPTION (low pressure gas) Kull Olje Naturgass Biomasse Avfall 1 3 Kraftverksprosess med forbrenning Gassifisering Reformering Kraftverksprosess med forbrenning CH 4 + O CO + H O CO - fjerning Hydrokraft H +CO H + CO CO - fjerning Oksygen fra luft-separasjon Vannshift Vannfjerning Eksosgassrensing Aker Maritime Kraftverksprosess med forbrenning H + O HO CO lagring

10 MODEL FOR CONCEPT A Separation of CO from exhaust gas coming from a standard gas turbine power plant, chemical absorption Natural gas Combustor Gas Turbine & Generator Exhaust to stack Solvent CO recovery Compressor GAS ABSORPTION (high pressure gas) Water Cooling water Condenser CO absorber Heat recovery steam generator Steam Steam Turbine & Generator Low pressure steam CO stripper CO to disposal Water Solvents for CO capture Membranes Gas separation with membrane Membrane Exhaust Gas separation with membrane and absorption MEA High pressure Low pressure CO Membrane Absorption solvent MDEA Figur fra Hallvard Svendsen

11 Membranes + absorption (Kværner) Gass med CO Membran Absorpsjonsvæske RESULTS FOR CONCEPT A Separation of CO from exhaust gas coming from a standard gas turbine power plant, chemical absorption Manner of operation : CO CO PENALTY FOR MECHANICAL WORK IN CO REMOVAL -.1% EFFICIENCY OF A STANDARD CC 58% 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 PENALTY FOR HEAT TO STRIP CO -4.5% PENALTY CO COMPRESSION -1.8% TOTAL EFFICIENCY FOR CONCEPT A 49.6% Reduction of effciency Power output without CO 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 P α = Q Saturated steam, temperature [ 0 C] Steam pressure [bar] CO -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 CO quality grade Argus Soda Ash, Trona, California Coal Chemical N-ReN Southwest, Carlsbad, New Mexico Gas Injection CO Technology Corporation, Lubbock, Texas Gas Injection Soda Ash Botswana, Botswana, South Africa Coal 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 000

12 Post-combustion + + Absorpsjon/desorpsjon med aminer er kjent teknologi. CO -fri gasskraft? Mest kjente teknologiprinsipper + 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 CO. Må undersøkes nærmere. + Anlegg for fjerning av CO kan etterinstalleres (i tid). Fordelaktig med forberedelser + Teknologien har en overføringsverdi til kullkraftverk hvis CO skal fjernes på eksisterende anlegg Kull Olje Naturgass Biomasse Avfall 1 3 Kraftverksprosess med forbrenning Gassifisering Reformering Kraftverksprosess med forbrenning CH 4 + O CO + H O CO - fjerning Hydrokraft H +CO H + CO CO - fjerning Oksygen fra luft-separasjon Vannshift Vannfjerning Eksosgassrensing Aker Maritime Kraftverksprosess med forbrenning H + O HO CO lagring + I et internasjonalt F&U-perspektiv; størst fokus på denne teknologien 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 CO - 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. Stoichiometric Combustion with O - Oxy-fuel 16 1kg CH 4 + O 33 vol - % CO 3 4 kg 100MW 00MW 00MW = 4 kg CO + H O CH + O CO + H O 4 e fuel CH4 /s fuel in exhaust (@50MJ/kg gas (50% efficiency) = 1400 tonso /day = 1050 Sm /day CH4 ) 3

13 Combined cycle with feed of oxygen from an air separation plant 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 CO COMPRESSION -.0% TOTAL EFFICIENCY FOR CONCEPT B 47.% 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 power output Steam turbine power output Auxiliary power consumption CO compression Oxygen production and compression Gas turbine pressure ratio [-] Power output (+) / power consumption (-) [MW] Oxy-fuel + + Luftseparasjon basert på prinsippet med kryogen destillasjon er en meget moden og velkjent teknologi, med flere leverandører + Innebærer % fjerning av CO og NO X. + Store mengder nitrogen tilgjengelig fra luftseparasjonsanlegget: 4.8 tonn N /tonn CO + 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.

14 Oxy-fuel - - Det finnes ikke gassturbinteknologi som kan brenne naturgass direkte med oksygen, eller benytte CO /vanndamp som resirkulert inertgass. CO -fri gasskraft? Mest kjente teknologiprinsipper - Det er ikke kjent at det pågår noen utvikling av slik gassturbinteknologi. - Denne type gassturbinteknologi har sin relevans kun i forbindelse med innfanging av CO. Kull Olje Naturgass Biomasse Avfall 1 3 Kraftverksprosess med forbrenning Gassifisering Reformering Kraftverksprosess med forbrenning CH 4 + O CO + H O CO - fjerning Hydrokraft H +CO H + CO CO - fjerning Oksygen fra luft-separasjon Vannshift Vannfjerning Eksosgassrensing Aker Maritime Kraftverksprosess med forbrenning H + O HO CO lagring 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 compressor CO/HO expander Generator III CO & HO Steam Turbine BFW system Generator II CO C Fuel Reforming of Natural Gas integrated with a Combined Cycle - pre-comb Auto-thermal reforming consists of both partial oxidation and steam reforming ATR reforming MP Steam H + CO ++ CO/H gas shift partial oxidation m n CmHn + O mco+ H HP Steam n n n H + O HO 4 m + n n CmHn + O mco+ HO 4 H + CO ++ (1) () (1) + () Natural Gas & Steam MCM heater O O O Heat Recovery HO Oxygen Depleted Kilde: Norsk Hydro 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)

15 Reforming of Natural Gas - integrated with a Combined Cycle 1b FC 39 REFORMER H1 H H ATR HTS LTS T COMP G GT PRE 1a SF MIX HRSG preheating steam generation 3 6 1c 8 7 ST AC 1a NATURAL GAS 1 30 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 CO 3 37 H4 COND H5 WR 5 EXHAUST AIR/EXHAUST STEAM/WATER NATURAL GAS SYNGAS H-RICH FUEL RESULTS FOR CONCEPT C Decarbonisation with air-blown auto-thermal reforming of natural gas, a water-shift reaction and a high pressure CO removal process. The hydrogen-rich reformed gas is combusted in a gas turbine CC STEAM TO ATR REACTOR -3.8% PENALTY CO 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% Hydrogen Combustion in Gas Turbines GEC Alsthom GT reference list for LCV/MCV fuels 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 CO -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

16 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 COMPRESSION OF CO - 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. COMPARISON - EFFICIENCIES SLEIPNER CO CO-LAGRING STORAGE IN I UTSIRAFORMASJONEN THE AQUIFER CC: Standard high efficiency gas turbine combined cycle A: Separation of CO from exhaust, chemical absorption B: Semi-closed gas turbine CC, stoichiometric combustion with O C: Decarbonisation with air-blown auto-thermal reforming + GTCC Sleipner T Sleipner A 1 MILLION TONS OF CO ANNUALLY Net plant efficiency 60 % 58 % 56 % 54 % 5 % 50 % 48 % 46 % 44 % 4 % 40 % Utsira Formation CO Injection Well A16 CO Sleipner Øst Production- and Injection Wells CC A B C Sleipner Øst Heimdal Formation

17 British Waters The Utsira Formation Norwegian Waters NORWAY Statistics Area -.6X10 4 km Depth to 1500m Two depositional centres Slopes south to north Uncemented sand Shale stringers Porosity 30-40% Volume - 5.5X10 11 m 3 Regina Weyburn Saskatchewan Montana Weyburn CO Pipeline Estevan Manitoba Canada USA North Dakota 35 km Pipeline North Dakota Gasification Plant, USA Completed - September 000 5,000 t/d of CO 40% of total capacity Gas Composition 97% C0 1% H S GREAT BRITAIN Danish Waters DENMARK Courtesy of Geological Survey of Denmark and Greenland Beulah Bismarck Courtesy of Dakota Gasification. Progress in Demonstration Weyburn CO Injection Project Site - Southern Saskatchewan, Canada Oilfield operated by PanCanadian since 1954 Conventional and water flood enhanced recovery Estimated recovery of oil reserves - 35% CO injection commenced in September 000 Estimated to recover additional 10-15% of OIP Extend field life by 5 years Produksjonskostnad øre/kwh Barrierer CO -fri gasskraft Minske kostnadsgapet? 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

18 Economies of scale - Totalkjeden for CO utskiling og lagring CO -fri kraft vil ikke bli kostnadsfri For modne teknologier som aminvasking og naturgassreformering vil ekstrakostnadene for fjerning og lagring avv CO kunne fordele seg som følger, avhengig av størrelse og transportavstand 50-70% 30-0% 0-10% Including operational and investment cost - pipeline & well included CO capture cost is 5-60 US$/tonne CO Increasing plant size from 400 to 100 MW, reduces cost per tonne CO by 50% CO pipeline/injection well contribution is 60% CO capture and compression contribution is 45% (65-70% of overall cost) CO pipeline cost depends mainly on length, and to a much lesser extent on diameter The well comprise only a small fraction of total costs CO utskilling CO CO tørking og kompresjon Rørledning, muligens med pumpestasjon CO injeksjonsbrønn CO Vann Reservoar Plant cost [US$/kW] MW post-comb Economies of scale Larger gradient with CO capture 100 MW post-comb Plant output [MW] Factor.5 No CO capture CO capture pipeline & well excluded CO capture increases investment costs by a factor (per kw, pipeline & well excluded) Economies of scale is more predominant for CO capture plants compared to CC Euro/ton CO CO removal cost 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 CO removal F: Hydro s H -konsept - pre-combustion removal G: Equivalent price, NG on the Grane-field: ca kr/ton CO? (assuming 5 ton CO /ton NG)

19 Barrierer gasskraft med CO -innfanging Infrastruktur for CO har vi ikke! CO -fri gasskraft? Mindre kjente og nye teknologiprinsipper - 1 CO for enhanced oil recovery CO into aquifers CO into gas reservoirs For EOR: Store mengder CO er påkrevd 10 mill. tonn CO /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 Chemical Looping Combustion - CLC Compression Combustion Expansion C Me CH 4 Ox Re MeO T T 14% O CO + H O Compression Disposal Capacity: Norwegian sector: 0 Gt of CO (sealed structures) 0 years of all CO produced in European power plants Kommersielle grensesnitt mellom aktører Source: Holloway et al., 1996: The underground disposal of carbon dioxide. Report from a Joule II project Gasskraft med CO -innfanging status i Norge Teknologi: 3 metoder hvorav kan implementeres nå Kraftig økning i F&U-aktivitet fra 001 Prosjekter: CCP CO 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 AquiferCO Storage (SACS), CO -lagring Sleipner Shell Technology Norway, brenselcelle Kollsnes, 150 mill. kr. ca rekke mindre prosjekter Methane Supply CO -fri gasskraft? Mindre kjente og nye teknologiprinsipper - Metallurgisk konvertering av naturgass Water vapour & Nitrogen ~600 MJ ~300 MW ~50 MW AIR Carbon Dioxide ~500 MJ H ( g) CO(g) Oxygen Supply CH ( g) + 1 O( g) CO( g) + H( g) 4 Estimat for den årlige innsatsen i Norge ca millioner (fra 00) Målsetting med F&U Videreutvikle eksisterende lovende teknologi Redusere kostnader Finne nye metoder CARBURISER CH ( g 4 ) 3 m 30 N s 60 MW must be supplied DECARBURISER O ( g) Total virkningsgrad for el.-produksjon er ca. 50% figur fra Leiv Kolbeinsen SINTEF Materialteknologi

20 1000 o C O O O CO CO -fri gasskraft? Mindre kjente og nye teknologiprinsipper - 3 Gasskraft med CO -innfanging Gassturbiner kombinert med membranteknologi Los Alamos National Laboratory Methane Naturalgas IFEs konsept H Transportation Low temp. Up to 90% fuel cells energy as power Membrane Low P CO 600C N, H O CH 4 +H O High P H + H O 700C Heat compressor Natural Gas & Steam CO/HO expander Generator III MCM heater CO& HO Steam Turbine Generator II BFW system Heat Recovery HO Oxygen Depleted CH 4 CH 4 +H O CaCO 3 + CaO 4H + CaCO 3 CaO + CO WASTE HEAT SOFC Ca. 70% energy as power CO For deposition or industrial use N H O Electrical power CH 4 H O 600C CO H O 30 bar 1 bar H 10 bar H H AZEP, Figur fra Norsk Hydr Heat 700C Electrical power Figurer fra Rune Bredesen CO recovery/ sequestration CH 4+H O=4H +CO CO -fri gasskraft? Mindre kjente og nye teknologiprinsipper - 4 Høytemperatur brenselcelle - SOFC Recuperator Gas Turbine Exhaust Stack Inlet in Fuel cell section After-burning section in Generator out out Fuel Processing System Seal Exhaust gas SOFC Module Switchgear Exhaust Leak path SOFC Power Conditioning System Fuel from Instrumentation and pre-reformer Controls Fuel Anode Ni - Cermet Electrolyte ZrO Cathode LaMnO 3 Courtesy Shell International Exploration and Production BV