Co 2 Fangst!Mongstac( Samkjøringsfase me((om Statoit?fycfro og Çassnova Vtarbeiéet av: StatoiLJ-[ybo og Çassnova SÇF 15.04.2009 KOfNSEJZL
Fororti StatoliHydro Gassnova SF Det rettes en stor takk til alle som har bidratt i samkjøringsfasen mellom og Gassnova SF. Kontaktpersoner for arbeidet finnes nedenfor. PorsgrunnlStavanger, onsdag 15. april 2009 Julia Lindland (sign.) Anne-Berit Hjorth Viken (sign.) Prosj ekt leder Ass. prosj ektieder
i Alternativer Alternativer 42 - L 2 3 4 6 5 1.2 CO2 Masterplan Mongstad (CMM) 14.. 1.1 Gjennomføringsavtalen oktober 2006 14 1 Mandat, forutsetninger og organisering 14 Samkjoringsfase mellom og Gassnova SF 7 Oppsummering og videre arbeid 63 8 Referanser 64 9 Forkortelser 64 10 Vedle 65 2.2 Variable/parametre 21 1.3 Gassnova SFs mandat i forbindelse med CMM. 16 2.1 Tidsakse. 21 2.3 Utvalgskriterier /. 22 1.5 Endringer av forutsetninger 18 1.4 Mandat fra OED mottatt 18.februar2009 17 Utgangspunkt for arbeidet.. 21. i,, 1.6 Organisering av arbeidet 19 3.1 Gruppe 1. nfrastruktur, hjelpesystemer, tie-in o 24 3.3 Gruppe 3: HMS og aminutslipp 36 3.2 Gruppe 2: Teknologi og teknologikvalifisering 31 3.4 Gruppe 4: Prosjektgjennomføringg anskaffelsesstrategi 40 4.1 Utarbeidelse av konseptliste, veikart og uta1gte konsepter 42 4.2 Veikart 4.3 Evaluering av utvalgte konsep4fr 46 5.1 Utarbeidelse av konseptliste, veikart og utvalgte konsepter 49 5.3 Evaluering av uwje konsepter 51 5.2 Veikart 6.3 Oppsummering av kostnadsestimatene 57 6.2 Studier som sammenlignes 55 6.1 Mandat, mål, plan og leveranse 55 6.4 Forklaring av forskjeller mellom kostnadsestimatene 58 6.5 Tiltakskostnad 61 6.6 Oppsummering, konklusjon, og anbefalinger 62 Leveranse fra hver gruppe 24 med kort horisont 43 Short Term Veikart Medium og Long Term Veikai t...). 49 Kostnadsanalyse 55 med medium og lang horisont 49
Mongstad (CMM): utarbeidet. R -. Mandat Sammendrag i Videre fikk Gassnova SF 18. februar 2009 i mandat av OED sammen med å ikke er adressert i rapporten. og har i dette arbeidet identifisert altemativer for CO2 håndtering på Mongstad som vurdere CMM og utarbeide et utvidet veikart i en samkjøringsfase. Veikartet skulle inkludere klare alternativer med fordeler og ulemper og det skulle også foretas en sammenligning av kostnadstall med CO2 Kårstø. Samkjøringsfasen kan sammenlignes med en konseptscreening 12. juni 2008 fikk Gassnova SF i mandat fra OED å følge opp arbeidet med CMM utført av oktober 2006 ble det inngått en avtale mellom Olje- og energidepartementet (OED) og den Masterplanarbeidet. som resulterer i en anbefalt liste av konsepter for videre modning og bygger videre på på utførte mulighets- og konseptstudier for kilder, fangstanlegg, tomteopparbeidelse og avtalen har utarbeidet en masterplan for CO2 håndtering på Mongstad som er basert gang Statoil vedrørende CO2 håndtering på Mongstad ( Gjennomføringsavtalen ). Som del av tilnærmet like mange medlemmer i hver gruppe. Det har vært totalt opp mot 60 personer Organisering prosjekt med fem undergrupper. Partene har gått inn i arbeidet som likeverdige parter med fangst fra eksisterende kilder knyttet til raffineriet. Følgende anbefaling er gitt i CO2 Masterplan hjelpesystemer. Rapporten er en teknisk og prosjektmessig beskrivelse i en tidligfase av fuliskala Samkjøringsfasen mellom og Gassnova SF har vært organisert som et felles involvert i arbeidet. mellom Gassnova SF og. Deltagelse, bidrag og erfaringsoverføring fra CO2 Kårstø noe som har vært en forutsetning for å kunne gjennomføre denne intense samkjøringsfasen konkluderer i Masterplanrapporten at CO2 håndtering på Mongstad er realiserbart, har også vært en forutsetning for både arbeidsform og resultat. sfase Side 2 av 69 nnledningsvis ble det avholdt et oppstartsmøte 4. mars i Porsgrunn. Deretter arbeidet gruppene i tre uker med sin leveranse. Avslutningsvis ble det avholdt en workshop fra 30.mars til 1. april på Soria Moria hvor gruppene presenterte sine resultater, og den overordnete leveranse ble Kraftvarmeverket og krakkeranlegget anbefales brukt som basis for C0 Felles støtte og hjelpesystemene foreslått fullt utbygget, delvis integrert med Mongstad Planaltemativ 1:C0 Planalternativ 2: Samtidig utvikling av CO2-fangst fra både kraftvarmeverket og aminteknologi og fangst fra krakkeranlegget basert på stegvis teknologiutvikling krakkeranlegget, basert på en stegvis teknologiutvikling. r r 2-fangst fra kraftvarmeverket basert på dagens tilgjengelige 2-fangst
1h Prosjekt sekr Rønnin, exp transfer G ssnova SF A. Grisings, exp transfer tatoilhydro A.B. Hjorth Vëken, StatoiHy ro (ass leder) i. Lindland, Gassnova SF ( der) Gruppe 0 CASSNOVA Forsinkelser i planleggingsfasen for Technology Centre Mongstad (TCM) og endret plan for gjennomføringsfasen tilsier at TCM ikke vil være operativt før 2012. Et fullskala fangstanlegg Endringer av forutsetninger Gassnova SF og har vært gjennom betydelig læring i de vel to årene som har gått Kårstø, Halten CO2, Snøhvit, CMM og TCM. Videre deltar begge selskaper i flere siden Gjennomføringsavtalen ble inngått. Den viktigste kilden til læring er gjennom hhv CO2 samarbeidsprosjekter og andre utviklingsprogram som gir kontinuerlig læring om bla. gassturbinene i kraftvarrneverkct på 2x100% med høy driftstid forutsatt. På grunn av stansede og utsatte raffineriprosjekter vil dampbehovet i raffineriet være lavere enn planlagt de første driftsårene for kraftvarmeverket. En konsekvens av dette er at gassturbinene vil opereres på aminprosesser.. TCM og må i praksis planlegges og bygges uten designinformasjon fra TCM. midlertid vil det som skal være operativt i et short term tidsperspektiv vil derfor ha meget begrenset nytte av Tie-in Teknologi, HMS Prosjekt- Kost dellast eller at bare en av to gassturbiner initielt. midlertid foventes drift av begge turbinene ved oppstart av CO2 fangst. fullskala anlegget her tilnærmet samme teknologi som testanlegget. Tomt strategi Gruooe i Gruppe 2 GrunDe 3 poe 4 Gruoe 5 testanlegg. Det er kun gjennom bygging av det første fullskala renseprosjektet at Oppskaleringsrisikoen fo det første fullskalaanlegget kan ikke reduseres alene ved forsøk i ligge læring fra drift av testanlegget som kan nyttiggjøres i fuliskala anlegget. Dette forutsetter at nfrastruk TQP Anskaff oppskaleringsløsningene kan testes ut. Det er derfor viktig å påpeke at et fuliskala rense prosjekt Hjelpesyst EGR og Amin gj føring analyse sfase Side 3 av 69 som skal følge en aggressiv tidspian ikke i særlig grad kan drive teknologiutvikling og man må i stor grad basere seg på state ofthe art amin-teknologi. En annen endring av forutsetninger er at det i CMM har vært forutsatt drift av de to 12 stk 9 stk 9 stk stk 9k 7 Figur 1-1 Orgaiisering TF ledelse.
term.., F 3. Risiko ii) Så rask CO2 fangst som mulig (utslippstillatelsen) i) nterface med raffineri og kraftvarmeverk og minst mulig driftsforstyrrelser 1. Forutsetninger Short tcrm: så raskt som mulig Long term: 2020+ Medium term: spenn 2017-2020 Utarbeidelse av konseptlister, screening og utvidet veikart Underlaget for utarbeidelse av v,ikart har værjgrupperapportene som har identifisert de ulike korte tiden tilgjengelig er det behov for kvalitetssikring og samstemming mellom veikart og de enkelte konseptvalg. tillegg må hvert konsept vurderes spesielt i forhold til gjennomførbarhet mediumllong term. For medium/long term vil ikke så rask CO2 fangst som mulig være relevant (1 ii) og heller ikke HMS avklaring (3 i). Derimot er Teknologiutviki ing definert som et tilleggskritierie for variablene/parametre. Det er definert et sett med utvalgskriterier for henholdsvis short term og mediumllong term. Tidshorisont og om forente utval.gskriterier Det ble først identifisert aktuelle variable som ga hhv en konseptliste for short term og en liste utvalg konsepter ble benyttet for utarbeidelsen av et veikart for short term og et for medium/long Tidshorisonten som er benyttet: for mediumjlong term. Alle konseptene ble deretter evaluert i forhold til utvalgskriteriene og et Metodikken beskrevet over har fått frem et bredt utvalg av alternativer, men på grunn av den og kommersielle forhold. Følgende utvalgskriterier for short term: sfase Side 4 av 69 2. Kostnader: ii) Driftskostnader (OPEX) i) nvesteringskostnader (CAPEX) ii) HMS risiko i) Tidspunkt for HMS avklaring iii) Gjennomføringsri siko iv) Teknisk risiko 4Qi
- - 0 2D ci, t J - - (i, G) Lfl z 0 ci, Veikart Short Term n v-. QJ G )En av lere mulige feil back uwigw dereo,n wim feiler 4 _. Det er dce e.nrliy,di9 at dette kan iwe men mc1ing b r p&begyrwiee i harttarni per*lv. - -
/ \ E /\\ fl ED ET x 0 0 ( fl CN lx Et.7-0 00 0 Mediuni/long term veikart Dato: rev 03.04.2009 Kfl,> \ / /\ / fl\
systemer): Gruppe 1: nfrastruktur, tie-in. h/eipesystemer og tomt (CMM). forutsettes levert fra Mongstad Refinery DA (MRDA). i. iziy Full utbygging (stor preinvestering - CMM) :. kommersielle grensesnitt) eller stand-alone. Deler av utility systemene som damp og strøm vil ikke kunne være 100 % stand-alone. Erfaringene fra CO2 Kårstø prosjektet tilsier at det tillegg er det vurdert alternativer med enten integrert løsning med raffineriet (tekniske! sannsynligvis er enklere med separate (stand-alone) hjelpesysterm, med unntak av damp som Andre vurderinger av hjelpesystemer: utarbeidet en alternativ arealpian for prosjektet. Arealpianen er sammenlignet med tilsvarende utbygging. Det kan gi muligheter for å teste eksempelvis en løsning med røykgassresirkulering. Etter utgivelse av CMM er Mon gsta arealplan revidert. Gruppe i har på grunnlag av dette arealpian for Kårstø-prosjektet, og arealbehov og løsninger er sammenlignet. Det kan være et mulig scenarie å starte med tilknytning til kun en gassturbin i en stegvis Alternativ arealplan innebærerrat en: Det er identifisert følgende tre alternative løsninger for hjelpesystemer og infrastruktur (utility sfase Side 7 av 69 Elektro: Mulig forenklet alternativ for distribusjonssysterwi4ifisert. Tilrettelegger Kontrollfilosofi: Alternativ med lokal kontrollmulighet i tillegg til sentral løsning Kjølevann: Forenklet alternativ løsning tilpassa fangstanlegget identifisert. Fellesløsning Unngår relokalisering av vent for Troll gass Får redusert civil Tilpasset løsning (ingen ekstrakapasitet eller tilrettelegging utføres på utilitysystemer) Tilrettelagt for stegvis utbygging (mindre preinvestering) Damp: Alternativ løsning som utsetter integrasjon med raffineriet er identifisert. Ulike Muliggjør alternativ rute for tilknytning til raffineriet Mindre flytting av modulvei Muliggjør mer kompakte løsninger utility/prosess Andre systemer: Trykkh.deiineralisert vann og vannrenseanlegg. Noe potensiale for å Får bedre massebalanse for stegvis utbygging %% med raffineriet (CMM) studeres fram til DG2 alternativer for varmegjenvinning fra CHP-røykgass er også identifisert redusere CAPEX F
Ny foreslått arealpian fra SH 47 Gruppe 2: Teknologi og teknologjkaliflserniag Følgende teknologikvali fiserin cgrt (TQP) er anbcfalt: Dette alteativet innholdr parallelle aktiviteter som vil redusere risiko og gi mulighet for å gjennomføre TQP på kortere tid enn angitt i CMM. Det anbefales åjobbe videre med prosjektering og reduksjon av teknologirisiko for røykgassresirkulering (EGR). Dette forventes å gjøre fangstanlegget billigere og mer sfase Side 8 av 69 energieffektivt samtidig som det reduserer mengden av eventuelle helseskadelige utslipp. Det bør rask CO2 fangst som mulig. samtidig jobbes videre med en gjennomføringspian som er tilpasset planalternativ 1, det vil si så Trekke på erfaringer/reser fra CO2 Kårstø TQP med hensikt å redusere omfang av dentifisere mulige fall-back løsninger, dersom ikke HMS aspektet ved amin er avklart Mulighet for å kvalifisere MEA (ikke lisens), og konsekvensen dette eventuelt kan ha for Mongstad TQP ved investeringsbeslutning (DG3), er vurdert HMS kvalifikasjonsløpet Statoilhydro
MEA Leverandorspesifikke - r.. Chilled Ammonia Process (CAP) Aminosyre salter Compact CO2 Capture (3C) Membraner Hot Carbonate Process (HCP) term: Å mediumllong term. Andre mulige teknologier: i.. benyttet som basis for utarbeidelse av konsejt1ister odertter utvidet veikart. Disse teknologiene er under løpende vurdering, men det er sannsynligvis bare aminabsorpsjon og muligens EGR som er aktuell for short term realisering på Mongstad. Disse teknologiene er Akseptkriterier/plan for kontroll over helse- og miljørisikoen ved aminutslipp: post-combustion teknologier for fangst fra både kraftvarmeverk og krakker på medium og long tillegg til aminabsorpsjon har gruppe 2 identifisert følgende andre potensielle kandidater for Gruppe 3: HMS og aminutslipp Teknologikvalifiseriilg av amin er på kritisk linje for gjennomføringen. Sikkerhet for aminbaserte CO2 fangstanlegg: sfase Side 9 av 69 Eksosgassresirkulering (EGR) Tandem prosesser (analogt mcd EGR, men her blandes eksosgassen fra første turbin med Eksosgasskompresjon (baseres på at kompresjon til over 5-15 bar muliggjør bruk av Dersom post-combustion ikke er en forutsetning kan i tillegg pre-combustion teknologi med autoterm reformering (ATR) være en mulig teknologi for fangst fra en modifisert CHP på,,d Forskning pågår og er planlagt for å dekke kunnskap på dette området Ny kunnskap vil bli brukt fd å oppdatere akseptkriterier og sette designkrav for utslipp Det er utarbeidet foreløpige akseptkriterier basert på dagens begrensede kunnskap om Kravene til sikkerhet vil bli avklart med Petroleumstilsynet Videre arbeid Helse- og miljørisiko knyttet til aminteknologi basert på: Aminbasert CO2 fangstanlegg har et lavere storulykkespotensial enn et raffineri. Derfor utvikling av programvare kan ha en avklaring tidligst høsten 2010 til luft av amin - 4,ç. andre sep arasj onsteknologier) luftinntaket til turbin nummer to) 1 helse- og miljøeffekter av aminer og deres reaksjonsprodukter kan kravene til sikkerhetssystemer reduseres samtidig som sikkerhetsnivået opprettholdes Evaluere tilgjengelige programvare for CO2 gass spredning. nitiere nødvendig videre utvikling av linje detektorer for CO2. dentifisere status for CO2 deteksjonsteknologi tilgjengelig i markedet. nitiere videre aminer forventes å bli avklart i løpet av våren 2012, % - r
r risikoreduksjon og avklaring av disse elementene. Dette treffer forhold som; kreftfarlige komponenter. Teknologikvalifisering knyttet til avklaring av helserisiko ved utslipp av Kommunikasj on og omdømmeris iko styrende dokument FRO5 Gjennomføringsmodell: Gruppe 4: Prosjektgjennornføring og anskaffelsesstrategi Anskaffelse sstrategi: Gjennomføringspian: sfase Side 10 av 69 For modifikasjoner/nytt arbeid i Mongstad raffineri bør man benytte eksisterende Anskaffelser av selve CO2 fangstanlegget vil være avhengig av besluttet eierskap. Valg For det arbeid skal gjøre er det forutsatt bruk av forsyningsforskriften. Kritiske aktiviteter er vurdert å være ifisering på helserisiko samt Rammcavklaringer og oppdragsavtaler for prosjektet vil påvirke dato for DG3 Dersom vurdering av mer umodne konsepter enn aminrensing prioriteres utført før Videre prosjektutvikling kan gjennomføres i henhold til modell beskrevet i s Prosjektets kompleksitet og plassering i Mongstad raffincri krever en grundig Det anbefales at arbeidsomfang for iinleverandørene fokuseres på Tidligfase fram mot DG2 bør fokusere på dc elementene i FRO5 som kan bidra til en Det totale tidsbehovet fram til DG3 er antatt upåvirket av overstående justeringer under Prosjektet bør bedre identifisere Long Lead tems og Tie-in løsninger før DG2 og rammeavtaler det vil si iht forsyningsforskriften av anskaffelsesmodell er antatt å ikke påvirke kost og plan. konsentreres rundt rø assti1ning, hjelpesystemer og grad av integrering mot eksisterende anlegg ), prosjektering av modifikasjoner i Mjingkft1 raffineri teknologikvalifisering og helserisiko fram til DG2 konseptevaluering knyttet til integrasjon. Konseptvurderingene fram mot DG2 bør prosjektering i fasen DG2 til DG3 forutsetninger av at anbefalte lcverandører er i stand til å gjennomføre nødvendig fokusere på eventuelle tidlige anskaffelser før DG3 konseptvalg, vil fasen mellom DG1 og DG2 sannsynligvis måtte forlenges. Uavklart finansieringssituasjon knyttet til ESA godkjenning. %- nvolvering av oppdragsgiver i beslutningsprosessen 1 Omfattende oppmerksomhet og et stort antall interessenter iii. Optimal integrasjon med Mongstad raffineri
- 4 h. h - areforskieeneg_ 2006 og fram til nå. Figuren illustrerer oppgaven for kostnadsanalysen: Dato: 1504.2009 Mongstad CMM Kårstø DG2 Tabellen nedenfor viser økning av CAPEX og OPEX fra 2006 til 2008. Årsakene til kostnadsøkningene er vurdert med utgangspunkt i 2006 studiene: Tabellen nedenfor viser forholdstalf08/2006 for CAPEX Det er identifisert en betydelig økning på hjelpesystemer ( utilities ) og anleggsarbcid på Mongstad. Blant annet inneholdt ikke 2006 studiene egne sjøvannssystemer eller de var mangelfullt studert. Mongstad har også en relativt stor økning i tillegg for usikkerhet ( contingency ). Kostnadsanslaget for Mongstad inneholder fangst fra både kraftvarmcverket og krakkeranlegget sfase Side 11 av69 Gruppe 5: Kostnadsanalyse Oppgaven har vært å forklare kostnadsøkningene for Mongstad og Kårstø prosjektene fra høsten (ca 2,0 mill, tonnc0 Prisøkning på utstyr utgjør omtrent 20-30% Resterende kostnadsøkriingen skyldes endringer i omfang Kostnadsøkning som følge av svekket kronekurs utgjør omtrent 10% Kostnadsøkning 2008/2006 Mongstad Rårsto Driftskostnaderperår 1.6 1.2 nvesteringer 3.0 capturep 1.8 1.7 CAPEX 2008/2Oø6J1 Mongstad Kårstø manaegen 3.5 4.2 total 2.9 1.9 seawater system utiies L 14.2 1.6 contingency 4.8 1.8 2/år). Fangstanleggene har et relativt likt kostnadsnivå. o Nye systemer som ikke var inkludert i 2006 studiene o økning av mengder utstyr og bulk o økning av tillegg såkalt allowance og contingency o estimatet for CMM er det brukt en dollarkurs på 5,5, dvs vi har hatt en EVM Mongstad 2006 Kårstø NVE 2006 kostnadsreduksjon i forhold til EVM 06 der dollarkursen var 6.5 4 h
(*) total fl-, contingency h v 0 f. Ffl h - h Mongstad har basert estimatet på on-site bygging. økningene i driftsutgifter har vært mer Ah moderate for begge prosjektene. ligger lenger frem i tid. Kårstø har også basert estimatet på modulbygging i lavkostland, mens del av forskjellene. Videre er det en faseforskjell i tid mellom Mongstad og Kårstø, noe som bl.a. gir høyere contingency og allowance for Mongstad ettersom prosjektet her er mer umodent og Estimeringsmetodikk (erfaringer i perioden) og bedre teknisk underlag fra studier forklarer en - Tabellen nedenfor viser forholds tall for CAPEX per tonn fangstkapasitct for 2008 studiene. Tabellen nedenfor viser forholdstall 2008/2006 for OPEX OPEX 200812006 Mongstad Kårstø steam 1.0 1.2 total 1.6 1.2 fixed costs 4.2 1.2 electrical power i.5 i.4 anleggsarbeid og hjelpesystemer enn for selve fangstanleggene. høyere for Mongstad og to ganger høyere for Kårstø. økningen har relativt sett vært større for Sammenligningen mellom 2006 og 2008 studiene viser at investeringene (CAPEX) er tre ganger othervariable costs 3.2 0.5 Total CAPEX/tonn CO2 fangstkapasitet er 30% høyere for Mongstad enn for Kårstø. ulike verdier for estimering av management som % av CAPEX. Management er 20% høyere på Mongstad enn på Kårstø. og dette skyldes blant annet bruk av Hjelpesystemer ( utilities ) er 60% høyere på Mongstad enn på Kårstø. Mongstad anlegget captureplant 1.1 CAPEX - cost ligger på tre ulike tomter, og avstandene mellom anleggene driver kostnadene opp for Mongstad. management 1.2 seawater system i.4 utilities 1.6 forholdsvis like, slik at denne forskjellen bør undersøkes og forklares. Sjøvannssystemet er 40% høyere på Mongstad, relativt sett. Anleggene for sjøvann er sfase Side 12 av69 CAPEX / capture plant design capdty per ear ratlo Mong Kårstø fl fl.dfl F r r
r Çb 1 h Opysummering og videre arbeid Dato: 5.O4.2OO9 alternativer. Veikart er etablert for short term og mcd ium/long term. Hvert konsept må vurderes spesielt i forhold til gjennomførbarhet og kommersielle forhold. Metodikken benyttet for å etablere de ulike prosjektkonseptene har ratt frem et bredt utvalg av Veien videre sfase Side 13 av 69 Det er behov for kvalitetssikring og avstemming mellom veikart short og medium/long Hvert konsept må vurderes spesielt i forhold til gj mfør arhet og kommersielle Planlegge teknisk oppfølging av utestående avkiaringer: Arbeidet i samkjøringsfasen har foregått i et godt samarbeidsklima. Gruppene har lagt ned et omfattende arbeid. Nedenfor er hovedpunktene fra gruppearbeidet. term og mellom alternative konseptvalg 2. Det er fremmet flere alternative teknologier i forhold til Masterplanens 1. Det er identifisert flere måter å realisere hjelpesystemer og infrastruktur på Mongstad forhold. Spesielt for mediumllong term er det mane odne alternativer. Fortsette å snevre inn løsningsroiet Etablere scope of work for 3ere arbeid: 3. CO2 håndtering på Mongstad er HMS styrt pga usikkerhet knyttet til aminutslipp 4. Statens og s prosjektgjennomføringsmodell gir tilnærmet likt tidsiøp for hovedalternativer, spesielt for mediurnllong term planleggingsfasen frem til investeringsbeslutning DG3 5. Det er utført en grundig kostnadsanalyse av CMM og CO2 Kårstø Utvikling av hjelpesystemer, tie-in, infrastruktur og tomt på Mongstad Utredning av helserisiko i forbindelse med aminutslipp til luft Kvalifisering av EGR rh...!
. gang Statoil (nå ) vedrørende CO2 håndtering på Mongstad (heretter kalt STEG2: Fullskala CO2 fangst på Mongstad 2/år Gjennomføringsavtalen ): i Mandat, forutsetninger og organisering følge avtalen skal Staten dekke både investerings- og driftsutgifter for STEG2, mns redusere den økonomiske risikoen knyttet til prosjektet. Videre skal avtalen blant annet dekke fmansiering, risikodeling, gjennomføring, organisering. selskapsstrukturer og kommersielle investeringsbeslutning. Som del av avtalen har SH utarbeidet en masterplan for CO2 håndtering (SH) skal dekke eventuelle overskridelser i forhold til estimatet ved 2014. i V kullkraftverk. Avtalen sier at partene har som felles mål å etablere CO2 løsninger innen utløpet av 2014 hensyn.f V på Mongstad. Masterplanen beskriver hvordan fuliskala CO2 fangst kan realiseres, og danner en del av grunnlaget for STEG2 forhandlingene mellom SH og Staten. h. oktober 2006 ble det inngått en avtale mellom Olje- og energidepartementet (OED) og den 1.1 Gjennomføringsavtalen oktober 2006 tatt til normal industripraksis for sikker og rasjonell gjennomføring av slike prosjekter. Videre som forutsetning at det skal etableres fuliskala CO2 fangst fra kraftvarmeverket innen utløpet av sier avtalen at endelig beslutning skal tas i 2012. Utslippstillatelsen fra samme tidspunkt legger har som del av CO2 Masterplan Mongstad (CMM) prosjektet utført mulighets- og 1.2 CO2 Masterplan Mongstad (CMM) andre anlegg påmongstad. i. modeller for videre etablering av anlegg for fangst av CO2 fra kraftvarmeverket og eventuelt Formålet med utarbeidelse av STEG2 avtalen er å få til reduserte kostnader for fangstanlegget og konseptstudier for både kilder, fangstanlegg, tomteopparbeidelse og hjelpesystemer. En vurdering av kilder er gjort, og følgende anbefaling gis for valg av kilder for fangst: ovenstående kilder og representerer en løsning integrert med kraftvarmeverket og raffineriet på Mongstad Støtte og hjelpesystemene er i CO2 Masterplan Mongstad beskevet basert på de to CO2 pr. år og fra krakkeranlegget ca. 0,8 millioner tonn pr. år kraftvarmeverket er i full drift. Fangsten fra kraftvarmeverket er ca. 1,2 millioner tonn kildene står for omtrent 80 % avc0 Egenskapene for eksosgassen fra kraftvarmeverket og røykgassen fra krakkeranlegget er ulike. Krakkeranlegget har en røykgass som på mange måter kan sammenliknes med kullkraft. sfase Side 14 av 69 Fangstteknologien som anvendes for krakkeranlegget, har derfor potensial til å kunne anvendes i 2-utslippene fra raffinerianlegget når Kraftvarmeverket og krakkeranlegget anbefales brukt som basis for CO2 fangst. Disse to STEG1: Testsenter for CO2 fangst på Mongstad med kapasitet 100,000 t C0
energieffektivitet, kostnader, modenhet og kompleksitet, er følgende: utfordrende v v De mest lovende post-combustion-teknologiene på grunnlag av kriteriene HMS, Forbedret amin Karbonatprosesser l For krakkeranlegget anbefales det at fangstteknologi velges etter teknologikvalifisering og utstrakt testing blant annet gjennom TCM, herunder testing av kloridinnholdets og konsekvensene av dette bør gjennomføres innen før det kan bygges et fullskalaanlegg for krakkeranlegget. Tilgjengelig aminteknologi er i denne Masterplanrapporten benyttet for den tekniske beskrivelsen av fangst fra krakkeranlegget som underlag for dimensjonering av støtte- og hjelpesystemer samt eksportsystemet. miljørisikoen forbundet med aminprosessen vurderes som akseptabel ved investeringsbeslutning, teknologikvalifisering, testanlegg osv, tilsvarende det som foreslås for krakkeranlegget. 2) Fangstanleggets teknologivalg og konsept baseres på en stegvis teknologiutvikling gjennom 1) Et fangstanlegg basert på dagens tilgjengelige aminteknologi, forutsatt at helse- og katalysatorpartiklenes påvirkning på drift og design. Uttesting av mulig partikkelfjerning og industripraksis for sikker og rasjonell gjennomføring av prosjektet og akseptabel helse- og miljørisiko med mål om raskest mulig oppstart. C0 Alternativ 1. Eksosgassresirkulcring på kraftvarmeverk er ikke en selvstendig fangstteknologi, men kan kombineres med disse. Dersom eksosgassresirkuleringsteknologien skal anvendes, bør den implementeres samtidig med fangstanlegget. ihh Med utgangspunkt i Gjennomføringsavtalen og arbeid utført i forbindelse med CMM er det definert to hovedalternativer for fuliskala C0 For kraftvarmeverket er det skissert to alternative ruter for teknologivalg: 2-fangst fra kraftvarmeverket basert på dagens tilgjengelige aminteknologi, normal C0 på stegvis teknologiutvikling. Karakteristika ved alternativ 1: sfase Side 15 av 69 Begrenset eller ingen erfaring fra TCM for kraftvarmeverket Anlegg der størrelse og enkelte utstyrsenheter er uten referanse i industrien Utfordringer knyttet til helse- og miljørisiko ved bruk av aminer og relativt kort tid fram Stegvis teknologiutvikling basert på TCM for krakkeranlegget Raskest mulig fangst fra kraftvarmeverket Krever relativ rask beslutningsprosess, og etablering av nødvendige rammevilkår kan bli Alle støtte- og hjelpesystemer bygges fullt ut, integrert med Mongstad til investeringsbeslutning hvor dette må være avklart 2-fangst på Mongstad. 2-fangst fra krakkeranlegget som fase 2 basert
4 Lengre beslutningsprosess % stegvis teknologiutvikling. kartlegge og redusere risikoen Stegvis teknologiutvikling basert på TCM kan benyttes for begge anlegg Anlegg der størrelse og enkelte utstyrsenheter er uten referanse i industrien To store parallelle prosjektiøp Utfordringer knyttet til helse- og miljørisiko ved bruk av aminer, men lengre tid til å Samtidig utvikling av C0 2-fangst fra både krafivarmeverket og krakkeranlegget, basert på en Alternativ 2: Karakteristika ved alternativ 2: 1 ved investeringsbeslutning. 4, Det er et krav at helse- og miljørisikoen forbundet med aminer og aminprosessen er akseptabel omfatter konseptstudier (inkludert konseptvalg), kvalifiseringsaktiv iteter, leverandørvalg, konsekvensutredning, detaljeringsfase (FEED-fase), myndighetsgodkjenning osv. urenheter. Teknologikvalifisering og -utvikling kan for eksempel oppnås gjennom testanlegg. For krakkeranlegget anbefales teknologikvalifisering og -utvikling før investeringsbeslutning tas, da denne typen røykgass krever en mer omfattende teknologikvalifisering pga røykgassens Gjennomføringspianene for begge alternativene er etab1eined utgangspunkt i at det anbefales to uavhengige fangstanlegg for henholdsvis kraftvarmeveflt og krakkeranlegget, med felles hjelpesystemer. Sammenkobling og tilpasning til eksisterende installasjoner på Mongstad er krevende og anses å være en kritisk suksesfajtor for gjennomføringspianene. forkant av en investeringsbeslutning må det gjennomføres en prosjektutviklingsfase som Alternativ i er etablert med tanke på raskest mulig C0 av slike prosjekter. For å sikre raskest mulig fangst fra kraftvarmeverket er det kritisk å 2014 som krevende med hensyn til normal industripraksis for sikker og rasjonell gjennomføring framstår målsettingen i Gjennomføringsavtalen om å etablere C0 Prosjektmodenhet (PDRT) Sammenligning (benchmark) med CO2 Kårstø prosjektet på teknologi og prosjektgjennomføring Gassnova SF har i dette arbeidet identifisert alternativer for CO2 håndtering på Mongstad som igangsette nødvendige aktiviteter umiddelbart. OED vedrørende STEG2 forhandlingene. Oppfølgingen har vært utført i godt samarbeid med 1.3 Gassnova Sis mandat i forbindelse med CMM Dokumentasjon og underlag til masterplanen er evaluert ved hjelp av: gjennomgått og evaluert prosjektdokumentasjonen utarbeidet i forbindelse med CMM. ved avholdte ukes- og månedsmøter. Videre har Gassnova SFs prosjektteam 12. juni 2008 fikk Gassnova SF i mandat å følge opp arbeidet med masterplanen, samt gi råd til sfase Side 16 av 69 ikke er adressert i CMM. Resultatene fra dette evalueringsarbeidet er enten formidlet under Sammenligning med tidligere utført studier av fangstanlegg på Mongstad ntern review/audit og risk assessment 2-fangst fra kraftvarmeverket. Likevel 2-løsninger innen utløpet av
), 4. 1.4 Mandat fra OED mottatt 18.februar 2009 Mandatet fra OED er tolket som følger: sfase Side 17av69 veikartet og vurdere ulike alternativer for CO2 fangst utover de forutsetningene som Statoilllydro av konsepter for videre modning. tillegg skal de anbefalte altemativene vurderes i forhold til fordeler, ulemper, forutsetninger og konsekvenser. Samkjøringsfasen kan sammenhignes med en konseptscreening som resulterer i en anbefalt liste la til grunn for CMM. beskrevet i denne rapporten. CMM utarbeidelsen eller inkludert i samkjøringsfasen mellom og Gassnova SF Samkjøringsfasen bygger videre på og bekrefter funnene i CMM. Samkjøringsfasen skal utvide For å sikre at alle alternativene blir belyst i forkant av STEG2 forhandlingene er det gjennomført Foreta en verifisering av kostnadstall sammenlignet med CO2 Kårstø dentifisere nødvendige avkiaringer med kraftvarmeverkseier, DONG Etablere omforente målsettinger og kriterier Utarbeide et utvidet veikart og konseptliste Screene det utvidede veikartet/konseptlisten i forhold til kriteriene Vurdere anbefalte alternativer i forhold til fordeler, ulemper, forutsetninger og en samkjøringsfase mellom StatoilNydro og Gassnova SF. Denne rapporten oppsummerer resultatene fra samkjøringsfasen. konsekvenser i Figur 1-1 Mandat fra OED Målsettinger og pro s/cons for hvert alternativ Sammenligningsgrunnlag (CMM og CO2 Kårstø) Deltagelse fra SFT og rapportering til OED og MD underveis Utvidet veikart med klare alternativer for videre løp Leveranse 15. april, 2009 og referanse i en samkjøringsfase med Vurdere masterplanen og utarbeide et utvidet veikart Mottatt 18. februar 2009 % 1 GASDvA Mandat fra Olje- og energidepartementet.
h ] ly 1.5 Endringer av forutsetninger Gjennomføringsavtalen som ble inngått mellom Stabil ASA og Staten ved Olje- og energidepartementet beskriver blant annet en stegvis utvikling mot fullskala C0 fuliskala C0 Planleggingen av testsenteret startet sent 2006 og målet var å få testsenteret operativt høst 2010. 2-fangst. Målet med testsenteret var flere, men det viktigste var å teste og kvalifisere ny og forbedret teknologi med tanke på reduksjoner av CAPEX, OPEX og redusere miljøbelastninger for 1.1). 2-fangst på Med en slik plan var det mulig med en begrenset testing/utprøving av ny teknologi i testsenteret betydelig læring i de vel to årene som gått siden Gjennomføringsavtalen ble inngått. Den viktigste kilden til læring er gjennom hhv Kårstø-prosjektet, Halten CO2, CMM og TCM. Videre teknologi og Chilled Ammonia-teknologi (CAP). For tidlig fullskala rensing av røykgass fra kraftvarmeverket (CHP) er amin teknologi den mest modne og derfor mest aktuelle. 2012 og som kunne være operativt i 2014. De to teknologiene som skal testes ut er amin før denne teknologien kunne inngå i et fuliskala fangstanlegg der investeringsbeslutning tas i deltar begge selskaper i flere Joint ndustry Projects (JP) og andre utviklingsprogram som gir kontinuerlig læring om blant anfiet inprosesser. Mongstad der Steg 1 beskrives som testsenteret (TCM) og fuliskala rensing som Steg 2 (ref. kap Forsinkelser i planleggingsfasen for TCM og endret plan for gjennomføringsfasen tilsier at TCM derfor ha begrenset nytte av TCM og må i praksis planlegges og bygges uten designinformasjon fra TCM. midlertid vil det ligge læring fra drift av testanlegget som kan nyttiggjøres i fullskala ikke vil være operativt før 2012. Et fullskala fangstanlegg som skal være operativt i 2014 vil bedret, blant annet gjennom omfattende testing av aminer i referanseanlegg og testanlegg. Det betyr at man står bedre rustet i dag til å starte et utbyggingsprosjekt for fullskala rensing på At testsenteret kun i begrenset grad kan bidra med erfaringsdata til et fullskala fangstanlegg vil anlegget. Dette forutsetter at fullskala anlegget har tilnærmet samme teknologi som testanlegget. gi konsekvenser, men ikke nødvendigvis store. Gassnova SF og har vært gjennom Med økt fokus på global oppvarming og utslipp av CO2 til atmosfæren i det internasjonale Kunnskap i utviklingsmiljøer og i industrimiljøer har økt betydelig og tilgang på teknologi er samfunn, pågår det nå også en stor satsing påc0 Mongstad enn man var høsten 2006. Oppskaleringsrisikoen for det første fullskalaanlegget kan fangstanlegget at oppskaleringsløsningene kan testes ut. Det er derfor viktig å påpeke at et teknologiutvikl ing og man må i størst mulig grad basere seg på state ofthe art amin-teknologi. Siuttrapport samkjøringsfase Side 18 av 69 ikke reduseres ved forsøk i testanlegg. Det er kun gjennom bygging av det første fullskala fullskala renseanlegg som skal følge en aggressiv tidspian i liten grad kan drive 2-fangst teknologier i leverandørindustrien.
- 12 - Tomt r Arbeidsform Gruppe 0 fh også utbygging b er av full integrert) nspiraslon 1.6 Organisering av arbeidet Dato: 15.042009 teknisk vurdering av to alternativt for C0 samkjøringsfasen mellom Gassnova SF og StatoliHydro. 2-fangst på Mongstad basert på én teknisk løsning (se j alternative løsninger til base case som skal illustreres i et veikart. Dette kan sammenlignes med en konseptscreening som skal ende i en konseptliste Som det er definert i mandatet (kap..5) skal samkjøringsfasen identifisere og vurdere målsetting, fordeler, ulemper, forutsetninger og konsekvenser. prosjekt organisert med med fem undergrupper (se figur under). Partene har gått inn i arbeidet Samkjøringsfasen mellom og Gassnova SF har vært organisert som et felles Som del av arbeidet utført av i utarbeidelsen av CMM er det gjort en grundig som likeverdige parter med tilnærmet like mange medlemmer i hver gruppe. sfase Side 19 av 69 oppstartsmøte. Dette ble avholdt 4. mars i Porsgrunn med 37 deltagere tilstede. Oppstartsmøtet hadde fokus på forståelse av mandat og leveranse totalt og per gruppe i tillegg til at gruppene Siden samkjøringsfasen skulle utføres på ca i måned var det en forutsetning med et vellykket kap. 1.2). Dette prosjektarbeidet har vært forutsetningen for å kunne gjennomføre denne intense skulle bli kjent og enes om hva, hvordan og når leveransen deres skulle utarbeides. Det tekniske konseptet (Cl-P/CHP2/RCC - Tie-in Teknologi, HMS Prosjekt- Kost Gruppe i Gruppe 2 Gruppe 3 Gruppe 4 uppe strategi vurdert realiserbart (feasible iht DG1) og er definert som base case i samkjøringsfasen. ntrastruk TQP Anskaff Hjelpesyst EGR og Amin gj føring analyse stk 9 stk 9 stk 10 stk 9 stk Figur 1-2 Organisering Prosjekt sekr TF ledelse AB. Hjorth iken, StatojiHy ro (ass eder) J. Lindland, Gassnova SF ( der) A. Grisngs, exp transfer tatohhydro 0. Rønning, exp trarisfer G snova SF kalt et utvidet veikart med
nterfa ce v.::, w kap.4. i (kort horisont) og 5.1 (medium og lang horisont). w. Trondheim). Alternativer for: Gassnova SF har deltatt med personer fra sitt interne CMM evalueringteam, fra CO2 Kårstø prosjektet og fra Teknologiavdelingen i Gassnova SF basis. tillegg har SFT deltatt fra Statens CMM og CO2 Capture Mongstad (CCM) prosjektteam, TCM prosjektteam samt personer med relevant erfaring fra røykgassresirkulering (EGR), Mongstad raffineriet og Energiverk Mongstad side. StatoiiHydro har deltatt med personer fra s fagstige (sjefingeniører/forskere), Organiserin.g og deltakelse h Figur 1-3 Organisering av arbeidt Hj syst Alternativer for: TQP Alternativer for: EGR HMS.Aminutslip Alternativer for: Tie-in.Teknologi analyse ads Utvidet veika Dato; 15.04.2009 StatoliHydro prosj tet (lv4). Det har totalt vært opp mot 60 personer involvert i arbeidet. S luttrapport samkjøringsfase Side 20 av 69 gjennomgående bruk av TeamSite, som har vært en forutsetning for effektivt arbeid med så Gruppene har arbeidet intenst i tre uker med sin leveranse, hatt hyppige møter og,._ mange personer lokalisert på ulike steder (Porsgrunn, Stavanger, Oslo, Mongstad, Bergen og.7 for oppnåelse av et vellykket resultat. Utarbeidelsen av det overordnede leveransen er beskrevet i Avslutningsvis ble det avholdt en workshop fra 30mars til 1. april på Soria Moria hvor gruppene presenterte sine resultater og den overordnet leveransen ble utarbeidet. Dette har vært essensielt
Compact CO2 (SHTNU) 2.1 Tidsakse dette kapittelet er det beskrevct hvilke variable som er definert for å utarbeide brutto 2 Utgangspunkt for arbeidet konseptliste, parametre for utvelgelse til netto konseptliste og etablering av veikart. i Membrane andre,rcc Sårasktsommulig h Short terin Long term. 7 StatoliHydro 2.2 Variable/parametre Tabell 2.1 viser variable og arametre som er benyttti defrnisjon av de ulike konseptene. CHP CHP1 Short Standalone MEA absorpsjn EGR SH modçil. SH modell term 3 alt: Stegvis, : (forsyningsfors Kilde Omfang Tid Tie-in og Teknologi CPP Prosjekt Ånskaffelses Det som er merket med grått i tabellen er short term altemativene. De to hovedalternativene fra RCC CHP1 + Medium ntegrert Annen amin Komp Statens modell Lov om CO2 Mongstad Masterplan er inkludert i tabell 2.1. alternativer rundt tre tidsakser: r... På bakgrunn av de endrede forutsetningene som er beskrevet i kap. 1.5 er det her beskrevet Hensyntatt normal industripraksis og gjennomføring iht s hh. Spennpå2ol5-2016 prosjektgjennomføringsmodell vurderes oppstart 2014 som krevende Tabell 2-1 Variable og parametre Precombustion Capture (SH) karbonatprosesser, Hot Potassium og 4 (Siemens) QP2 + term Carbonate (Alstom) CHP2 Long. ChilledAmmonia CP1 + Amino Acids sektor) CHP2 term 3 alt: Stegvis, absorpsjon resjon (CO og tilpasset. hjelpesystem gjennomføring strategi full utbygging anskaffelser 2 Kårstø) offentlige full utbygging kriften) Det er etablert to veikart, ett for short term og ett for mediumllong term. Fra 2020+..... Spenn2Ol7-2020 h..., Medium term sfase Side2l av69 og tilpasset (klassisk
v Kosïnackr Å workshop. 2.3 Utvalgskriterier StatoliHydro Short terin forutsetninger 5 utvalgte konsepter. sfase Side 22 av 69 Tabell 2-2 Rating av forutningc,.v Tabell 2-3 Rating av kostnader Blank= ikke kjent laïik= ikke kjent Det ble etablert et sett med utvalgskriterier for short term og et sett for mediumllong term. nterface med raffineri og Utvalgskriteriene ble etablert for å rangere alternativene og på den måten få frem de beste alternativene for videreutvikling i prosjektet. Kriteriene er omforent i plenum under Soria Moria Gul= betydelig integrering og Gul Vil nå ca 2017. Gul= Uforandret CAPEX nvestering CAP.K. i Driftskostnad OPEX rød, gul og grønn ble det etablert en rating-kategori kalt blank som symboliserer Vet Følgende utvalgskriterier og rating ble etablert for short term (se figurer under). tillegg til riin CA i [7Jii i i i1 ikke. Rating er angitt med fargekode og definisjon av fargekoden er definert under hvert Blank= ikke kjent Blankr= ikke kjent kriterie. tillegg til trafikklys, ble det benyttet rangering innenfor hvert kriterie for å etablere 3 kraftverk ingen iiflåca _w g h tei Medium Term - (utslippstillatelsenj Rask C02 fangst Gul= Uforandret OPEX
Risiko Risiko Kostnader V ng 4. 4h h Gul= Svar ved DG2 risiko HMS avklaring HMS risiko risiko Teknisk risiko Risiko risiko risiko StatoilHyclro Medium / long term forutsetninger Tilsvarende utvalgskriterier og rating ble etablert for medium/long term inkludert en rating kategori, blank= Vet ikke. sfase Side 23 av69 Som for short term, med unntak av at HMS avklaring er tatt ut. Dette fordi det er antatt at de teknologiuviki ing (se under). Teknologiutvikling Som for short term, med unntak av at rask CO2 fjerning er tatt ut og erstattet med Som for short temi nødvendige HMS avkiaringer er gjort innen medium og long term (fra 2017 og utover). Tabell 2-4 Rating av risiko Tabell 2-5 Rating av teknologiutvikling Gul = betydelig grad av forventet tekn utviki Blank= vet ikke Bnk= ikke kjenj Blankkkeent B1ankikke ent 1Blankikke kjent.m 0 teknoogitvik1. n Lav ris; Gul Betydelig %,wr_ Gul Betydelig Gjennomforings Gu1 Betydelig
r 3.1.1 Mandat å tomt. 3.1 Gruppe 1. nfrastruktur, hjelpesystemer, tie-in og tomt 3 Leveranse fra hver gruppe Analysen skal ta utgangspunkt i Masterplan-rapporten (CMM) samtjitkast til Scope of Work Concepiual Study for hjelpesystemer (utilities), tie-ins og civil. Utgagpunktet er løsninger for Gruppen skal identifisere fordeler og ulemper ved ulike løsninger og anbefale scope for vidére StatoliHydro dampbehovet i raffineriet vil være lavere enn planlagt på grunn av stansede og utsatte raffineriprosjekter. En konsekvens av dette er at gassturbinene vil opereres på dellast eller at bare studier. utilities tilpasset en eventuell stegvis utbygging av fangstanlegg skal identifiseres. Hvor det er rensing av røykgass fra CHP-anlegg og krakker og muligheter for stegvis utbygging av civil og relevant skal en sammenligne med Kårstø og beskrive forskjeller mellom Mongstad og Kårstø Driftsmodus CHP Gruppen har vært ledet av og har bestått av 12 medlemmer. Dette kapittelet gjengir som er viktige for muligheter og valg av løsning. grupperapporten som finnes i Appendix A: Gruppe 1 nfrastruktur, hjelpesystemer, tie-in og mandat, alternativer vurdert og anbefalinger. Arbeidet i sin helhet er dokumentert i 3.1.2 Alternativer og anbefalinger Mongstad skulle opereres på 2x100 % med høy driftstid. den siste tiden har det blitt klart at CMM var det en grunnantakelse at de to gassturbinene (GT) i kraftvarmeverket (KV) på en av de to gassturbinene vil være i drift de første årene etter oppstart av kraftvarmeverket. Når Overordnet mandat for gruppen er å identifisere og vurdere forenklinger og alternativ e løsninger renseanlegget er på plass forvente det at begge turbinene vil være i drift. innenfor områdene røykgasstilknytning, energilosninger, hjelpesystemer og arealpian og civil. utbygging. Det kan gi muligheter for å teste for eksempel en løsning med røykgassrensing Det kan være et mulig scenarie å starte med tilknytning til kun en gassturbin i en trinnvis (EGR). Fangst fra en gassturbin vil da kunne foregå samtidig med drift av en gassturbin eller stand-alone løsninger. utilitysystemer). Omfang: Omfang og stegvis utbygging r også for en periode med drift av to gassturbiner. sfase Side 24 av 69 tillegg er det vurdert integrerte løsninger med raffineriet (tekniske/kommersielle grensesnitt) vs Full utbygging (stor preinvestering) Tilrettelagt for stegvis utbygging (mindre preinvestering) Tilasset løsning fase (ingen ekstrakapasitet eller tilrettelegging utføres på
1. Gjennomførbarhet Falsk luft, her er det nødvendig at CFD-analyser utføres Påvirkning på drift Roykgasstilknytning Hovedutfordringen vil være å utvikle design til minimum risiko mitt: endret tie-in punkt på pipen(e). Denne løsningen bør utvikles videre i de neste prosjektfasene. Basert på sammenlikning og erfaringer på Kårstø har arbeidsgruppen identifisert en mulig alternativ løsning for røykgasstilknytning (se figur 3.1) som bør utredes nærmere sammen med løsningen i CMM og den foreslåtte løsningen, Arealpian og civil Det er skissert ulike altemativer for kanal-løsninger (antall/utforming) for å forbedre Etter besiktigelse av anleggene som skal knyttes til fangstanleggene er det en erkjennelse at forutsetningene på Mongstad er mer krevende sammenlignet med Kårstø, bl.a. på grunn av driftsforhold og tilgjengelighet for bygging. Disse anbefales vurdert nærmere når absorbere, kjølere og blåsere er valgt. høyere temperatur, to skorsteiner og krevende tilkomst. sfase Side 25 av69 CMM er fangstanlegget for kraftvarmeverket plassert like sør for krafivarmeverket og kompresjonsdelen er plassert i området KPO4. Etter utgivelse av CMM er Mongstads arealplan revidert. Arbeidsgruppen har på grunnlag av dette utarbeidet en alternativ arealpian for prosjektet fangstanlegget for krakker plassert sentralt i raffineriet. Regenereringsområdet og Prosjektet har allerede studert en alternativ løsning til CMM-løsningen med et (se figur 3-2). possible in orderto Restriction orifice as ow as with CFD analysis. drop: <0.2mb. (target <3% without wind. mechanical strength and minirnize cold air ingress Perforated stack for 05.5m to be confirmed in the bouer. Target pressure <7% with wirid) limitation of flow disturbance reduction and ower margin to safetytrip) strueture (see shde 2). Upper part to be designed for corrosion (ambient temperature) Stack diameter increased from 6 to T Duct Design: recommendation from Kårstø project constant when the C02 capture is not in Ducts from plant land 2. operation (gas power plant power May be combned in one n order to keep the pressure drop Figur 3-1 Alternativer for roykgasstilknytning Noise attenuation devices to be confirmed wi modify the flue gas flow axis as the boiler. Any angle Plenum located in the same inside the boiler and may reduce the gas power plant performance.
Å De viktigste justeringene i arealpianen i forhold til CMM er som følger: Systemet for trykkavlastning for Troligass blir ikke flyttet. Konsekvensen av dette er en kortere avstand enn opprinnelig kalkulert Eksisterende raffineri/tcm laydown-område og områdene rundt den gamle anleggsleiren 1. :. a Regenererings- og kompresjonsdelen for fangstanleggene forskyves sørover, noe som gir løsninger er sammenlignet. kan benyttes som laydown-område for prosjektet reduserte kostnader. z Det anbefales at det videre arbeidet baseres på forslaet til justert arealplan. sfase Side 26 av 69 i p. av CHP absorber/stripper området) Modulveien flyttes så lite som mulig (alternativt flyttes østover for å unngå oppsplitting dentifisert alternativt område for plassering av absorber for RCC-gassen Den justerte arealpianen gir en rekke fordeler: i. Muliggjør mer kompakte løsninger utlity/prosess. i Redusert civil i scope L Bedre massebalanse 6 Muhggjør alternativ rute for tilknytning til raffineri Mindre flytting og færre krysninger av modulvei Unngår relokalisering av vent for Troll gass StatoilHyclro Arealpianen er sammenlignet med tilsvarende arealpian for Kårstø-prosjektet, og arealbehov og
20 C. StatoliHydro Gruppen har ikke vurdert fangstanleggencs energibehov, men fokusert på mulighetene for varmegjenvinning fra røykgassen fra Kraftvarmeverket. Før CO2 kan fanges fra roykgassen må Energiokonomisering den kjøles ned til mellom 40 andel av energien i røykgassen til å drive fangstanlegget, eller som en mindre attraktiv løsning sfase Side 27 av 69 ved å dumpe varmen i kjølevann som slippes ut i Fensfjorden. Figur 3-2 Ny foreslått arealpian Dette kan fortrinnsvis gjøres ved å gjenvinne en større
ih. 1 i - - fordel. 111; _ CMM, ekstern LLT-kj eie med dampkompressor Flere alternative løsninger er identifisert: Alternativ i Alternativ 2 Alternativ 3 Alternativ 4 3.5 ngen barg kjele i Dong anlegg, ingen ekstern LLT-kjele (ingen varmegjenvinningskjel (En 3,5 barg kjele i DONG s anlegg + en for fjernvarme Splittet Opplegg CASSNOVA Behovet for elektrisk kraft til faigstanleggen1 estimert til rundt 55MW, noe som er i samme størrelsesorden som kraftbehovet for hele raffineriet i dag. Det er ikke kapasitet i dagens fordelingssystem på Mongstad til å ta denne økningen. Kun alternativer med en dedikert utbygging av fordelingssystemet for fangstanieggene er derfor evaluert. For dette er det et alternativ til CMM. Den gir potensial for økt energieffektivitet og en faset utbygging. Det anbefales at en løsning med splittet varmegjenvinningskjel (alternativ i) utredes videre som Kontrollfilosofi Elektroanlegg,. Mulig forenklet alternativ for distribusjonssystemet identifisert og anbefales utredet videre. Det anbefales at en velger en løsning som tilrettelegger for stegvis utbygging tilgjengelig 132kV-linjer mellom Mongstad trafostasjon og kraftvarmeverket. Kontrollfilosofien tar utgangspunkt i løsning beskrevet i CMM. Det er vurdert alternativer for kontrollsystemet til å kunne styre fangstanleggene lokalt i tillegg til kun å knytte seg opp mot Det er i vurderingene tatt utgangspunkt i elektroanlegget slik det er beskrevet i CMM og så ulemper. Forutsetning for alle alternativene er at ingen skal gi negative effekter på eksisterende foretatt en stegvis forenkling av 132kV-anlegget med tilhørende diskusjon av fordeler og fordelinger på Mongstad under omkobling eller drift. Doble skinner på i 32kV, som beskrevet i CMM, er fjernet og et betydelig enklere system med ringmating er foreslått. sfase Side 28 av 69 Mongstads sentrale kontrolirom. Dette for å øke frihetsgraden i gjennomføringsfasen og operasjonsmodi for ulike kontrollfilosofier. Det anbefales at dette alternativet vurderes videre. varmepumpe) ekstern LLT-kj eie) indikerer ulempe, gul indikerer for. varmeintegrasjon med røykgass Justert dampintegrasjon med raffineriet
4 1 For fangstanlegget er det estimert et behov på 20 000 Alternativ 1: 45 000 m3/t (Kun tilpasset CCM behov for sjøvannskjøl ing) kapasiteter for en kjølevannsiøsning: 000 m3/h kjølevann. tillegg har 43 K/alevannssystem : Alternativ 4 i kombinasjon med alternativ 5 tilsvarer Kårstø-løsningen. urenset kondensert vann Andre alternative løsninger identifisert av Task Force gruppen: Alternativ 3: Anammox Mongstad raffineri kondensert vann som kan benyttes som føde til et eller flere demjjiaffieg. p - Dersom kondensert vann fra kraftvarmeverket må ren ses for nitrogen vil et slikt demineraliseringsanlegg være første rensetrinn i et vannrenseanlegg. Anlegget for demineralisert Produksjonen av demineralisert vann vil baseres på kondensert vann fra ks assen fra System for detnineralisering vann g,..%:..-. kostnadsdeling for å bygge/legge til rette for ekstra kapasitet.. av kommersiell løsning for kostnadsdeling, og at Mongstad raffineri beslutter å være med på en Alternativ 1: Komplett stand-alone vannrenseanlegg basert på velkjent teknologi (CMM) Alternativ 2: ntegrasjon med Mongstad (AVR og lagune). Avhengig av avtale med sendes til nytt vannrenseanlegg. Alternative løsninger for vannrenseanlegg utarbeidet av Kruger Kaldnes: Vannrenseanlegg Aminforurenset vann kan ikke sendes til eksisterende vannrensean legg på Mongstad, men må Resterende mengde kondensert vann fra eksosgassen vil bli sendt til sjø. Alternativ 4: Tilpasset produksjon av demineralisert vann for fangstanleggene. Alternativ 2 (CMM): Tcgalkritet for demineralisert vann på 80m3/t. Alternativ 3: Tilpasset produksjon av demineralisert vann for fangstanleggene. eventuelt valg av integrert løsning med raffineriet og avtale om å levere overskudd av Resterende mengde kondensert vann fra eksosgassen vil bli sendt til et vannrcnseanlegg. demineralisert vann til raffineriet, og konsesjon for nitrogenutslipp: Alternativ : Anlegget dinnsjoneres for hele vannstrømmen fra DCC. Fire alternative anleggskonfigurasjoner er identifisert og vil velges avhengig av anleggets behov, vann vil da oppkonsentrere ammonium i en egen utslipstrøm slik at dette blir lettere å rense. kraftvarmeverket. Ved full drift av kraftvarmeverket vil det være tilgjengg 50-100 tonn/time sfase Side 29 av 69 Alternativ 4: Ekstern rensing Alternativ 5: Økte rammer for nitrogenutslipp til Fensfjorden som ivaretar utslipp av Mongstad raffineri et ønske om å se på en fellesløsning med økte volumer. Dette gir tre mulige Disse tre altemativene utredes videre. Endelig løsning avhenger av enighet om og godkjenning Alternativ 2: 60 000 m3/t (Fellesløsning med Mongstad Refinery DA (MRDA)) Alternativ 3: 90 000 m3/t (CMM løsning, fellesløsning med MRDA)