Sargas planlegger et gasskraftverk med CO2-håndtering plassert på tomten i Elnesvågen i Møre og Romsdal der Industrikraft Møre har fått konsesjon.
Som Teknisk Ukeblad var først til å melde før sommerferien, – Vi har verdens største leverandører som garanterer et utslippfritt gasskraftverk .
Prosjektplanen skal ifølge Olje- og energidepartementet (OED) ha vært umoden og hatt store økonomiske, teknologiske og juridiske svakheter, noe Sargas avviser.
I prosessen vurderte Norges vassdrags- og energidirektorat teknologien for OED.
Les også: Slik skal Sargas gjøre CO2-fangsten kommersiell
52 prosent virkningsgrad
I vurderingen, som Teknisk Ukeblad har sett, slo NVE fast at Sargas i hovedsak planlegger å bruke den samme teknologien som i søknaden for et 100 MW gasskraftverk i Hammerfest, som NVE tidligere har vurdert.
Direktoratet sammenlignet Sargas’ planer med Industrikraft Møres konsesjon i Elnesvågen, og pekte på en rekke forskjeller.
Industrikraft Møre (IKM) har nemlig konsesjon for et konvensjonelt gassfyrt kombikraftverk der ca. to tredeler av kraftproduksjonen skjer i gassturbinen og ca. en tredel i dampturbinen.
Et slikt moderne kombikraftverk, på om lag 450 MW, kan ifølge NVE forventes å få en elektrisk virkningsgrad på ca. 60 prosent før energibruken til CO2-håndteringen trekkes fra. Med beste teknologi vil dette ifølge NVE redusere totalvirkningsgraden med ca. 8 prosentpoeng, slik at den vil bli om lag 52 prosent.
Les også: Her kommer verdens første kullkraftverk nesten uten CO2-utslipp
Voluminøst og dyrt
I IKMs opprinnelige planer skulle CO2-håndteringen skje i etterkant av kraftproduksjonsprosessen, under nær atmosfærisk trykk.
Et slikt konvensjonelt gasskraftverk ville drives med et stort luftoverskudd, og eksosgassen vil inneholde ca. 15 prosent oksygen, mot ca. 21 prosent i luften som trekkes inn i turbinen.
Det store luftoverskuddet bidrar til at CO2-innholdet i avgassen blir lavt, om lag 3-4 volumprosent. Det ville ifølge NVE gjort anlegget for CO2-håndteringen «voluminøst og dyrt».
Les også: Vil sikre Ormen Lange med permanent gasskraft
Ny sammensetning
Sargas’ planlagte gasskraftverk med en ytelse på 250 MW er derimot bygget opp på en annen måte.
Anlegget består av kjente komponenter, men sammensetningen representerer ifølge NVE noe nytt.
Det er et gassfyrt kraftverk med integrert CO2-fangst utviklet i samarbeid mellom GE og Sargas.
«Motoren» i anlegget skal ifølge NVE være en modifisert General Electric LMS100 gassturbin.
«Dette er i utgangspunktet antakelig den mest effektive gassturbin i området rundt 100 MW ytelse i single cycle drift, dvs. som ren gassturbin uten etterfølgende dampkjel og dampturbin», skriver NVE.
LMS100 er ifølge NVE såkalt aeroderivert, altså utviklet ut fra jetflymotor, med en ytelse på drøye 100 MW og en virkningsgrad på 44-45 prosent.
Turbinen har tre uavhengige akslinger og består av brennkammer, en lavtrykks og en høytrykks kompressor, en høytrykksturbin og en mellomtrykksturbin, samt en såkalt kraftturbin.
Les også: Slik fanger de CO2 med salt
Mellomkjøling
Det er mellomkjøling mellom lavtrykks- og høytrykkskompressoren, noe som ifølge NVE «vesentlig bidrar til å øke kompresjonsforholdet (42:1) og dermed luftmengden som turbinen kan trekke inn».
Høytrykks- og mellomtrykksturbinen driver kun kompressorene, det er kraftturbinen som driver elgeneratoren.
Gassturbinen er ifølge NVE først og fremst utviklet som ren gassturbinløsning uten påfølgende dampkjel og dampturbin som i et ordinært kombikraftverk.
Høy energiutnyttelse i gassturbinen oppnås blant annet ved lav temperatur på avgassen, om lag 400 grader mot 500-650 for andre turbiner.
Øker CO2-innholdet
Sargas planlegger ifølge NVE en dampturbin med betydelig innfyring av gass i den trykksatte dampkjelen for å få en best mulig samlet kraftproduksjon.
Det tilføres ikke frisk luft til dampkjelen, fyringen i dampkjelen benytter avgassen fra gassturbinen, med et trykk på ca. 8 bar, som forbrenningsluft. Det øker CO2-innholdet og reduserer oksygeninnholdet i dampkjelen til 2,9 volumprosent, ifølge NVE.
«Den lave eksostemperaturen gjør at turbinen i combined cycle bare vil øke effekten med 20 MW til 120 MW. Elvirkningsgraden vil da før fangst være 53,8 prosent», heter det i NVEs notat.
Dampkjelen er altså integrert med enheten for CO2-fangst. Den komprimerte eksosgassen fra dampkjelen ledes gjennom en ekspansjonsturbin som driver en elgenerator.
Den produserte dampen driver en tretrinns dampturbin som også driver en elgenerator. Deretter kondenseres dampen og føres som matevann tilbake til kjelen som i en vanlig dampprosess.
Færre skalafordeler
Eksosgassen som går til CO2-håndtering skulle ha et CO2-innhold på hele 13,5 prosent, og CO2-fangsten vil skje i en trykksatt prosess.
Begge disse forholdene vil ifølge NVE isolert sett bidra til et kompakt og kostnadseffektivt renseanlegg. Det lave oksygeninnholdet gir også en liten degradering av absorbenten, noe som er en utfordring ved CCS basert på vanlig avgass.
Aberet er at løsningen vil ha en lavere energiutnytting enn det som kan oppnås i et konvensjonelt kombikraftverk med fangst av CO2 fra ordinær avgass med atmosfæretrykk og lav CO2-konsentrasjon.
«Det økonomiske tap ved lavere energiutnytting må vurderes opp mot den økonomiske gevinsten ved mer effektiv CO2-fangst. Det må også tillegges at Sargas sitt anlegg er relativt lite (250MW) og har ikke alle de skalafordeler som et større anlegg vil ha», skriver NVE.
Lav virkningsgrad
Sargas oppgir i søknaden at deres løsning inklusiv CO2-kompresjon gir en nettovirkningsgrad på 45,3 prosent.
«NVEs overslagsberegninger indikerer imidlertid at virkningsgraden blir noe lavere; maksimalt 44 prosent», skriver NVE.
Totalvirkningsgraden i Sargas' planlagte anlegg inklusiv fangst og lagring vil være i størrelsesorden 8 prosent lavere enn ved et konvensjonelt gasskraftverk med fangst og lagring, ifølge direktoratet.
"I en totalvurdering må kostnadene med dette sammenholdes med reduserte kostnader pga et mer komprimert og effektivt fangstanlegg", slår de fast.
Dessuten mener NVE at søknaden ikke gir alle opplysninger som er nødvendige for på en fullgod måte å vurdere realismen i anslaget for virkningsgraden.
Derfor ville det være nødvendig med tilleggsopplysninger for å vurdere totalvirkningsgraden og kostnader ved kraftproduksjonen inklusiv fangst og den totale kjeden for lagring.
Fanget CO2 skulle etter planen kjøles ned til minus 50 grader C og 7 bar i en energikrevende prosess, anslått til 14 MW, før lasting om bord i skip for transport til Klaipeda i Litauen.
Her måtte CO2-mengden komprimeres til over 80 bar før injisering i oljefeltet. Effektbehovet til denne komprimeringen ville være ca. 6,5 MW.
– Dramatisk lavere fangskostnad
Sargas’ administrerende direktør Henrik Fleischer advarer mot å henge seg opp i de ulike prosjektenes virkningsgrad.
– Det blir en for snever diskusjon å evaluere dette eller et hvilket som helst annet prosjekt ved kun å snakke om virkningsgrad. Det blir ufullstendig og misvisende. Det er en rekke andre faktorer som må evalueres for å kunne foreta en sammenligning, som kapitalkostnader, anleggets størrelse, driftskostnader, CO2-infangningsgrad, kostnader ved skiping og lagring og økt oljeutvinning, og særlig produksjonskostnader pr kWh og ikke minst fangstkostnader per tonn CO2, sier Fleischer til Teknisk Ukeblad.
Han trekker fram at Sargas patenterte teknologi fanger CO2 med et partialtrykk som er 20 ganger større enn kombikraftverkene.
– Det gir dramatisk lavere fangstkostnader. CO2-fangstkostnader per tonn er avgjørende dersom CCS skal bli noe av globalt, sier Fleischer.
Han ønsker imidlertid ikke å si hvor lave fangstkostnadene faktisk blir, for eksempel ved å opplyse om hva produksjonsprisen per kWh blir hvis anlegget skulle bli bygget uten offentlig støtte.
Fleischer viser til at tallet er avhengig av en rekke parametre (gasspris etc) og at han heller ikke kan gå delaljert inn på dette av kommersielle hensyn.
Tror på prosjektet
Han har tro på at kraftverket med CO2-fangst blir bygget på Elnesvågen, og er oppgitt over at OED valgte å ikke sende søknaden videre til EU. Likevel er han optimist.
– Prosjektet er i live, Vi gir oss ikke og har også andre prosjekter i utlander under bearbeidelse sammen med våre globale partnere, GE, SNC og DSME, sier Fleischer.
OED understreker overfor Teknisk Ukeblad at beslutningen om å støtte Sargas-søkand om EU-midler baserer seg på en helhetlig gjennomgang av det samlede søknadsmaterialet som ble oversendt OED, inkludert dokumentasjon som ble ettersendt etter at den norske søknadsfristen utløp.
– Det er ikke riktig å knytte beslutningen opp mot enkeltelementer, som for eksempel virkningsgrad, sier kommunikasjonsrådgiver i OED Håkon Smith-Isaksen.
Han understreker at det er flere elementer ved prosjektet som gjør at det kan være interessant å følge videre fremover.
Les også:
