Følgende artikel er baseret på DGC-rapporten ”CCS i et naturgasperspektiv”. Artiklen giver et overblik over den aktuelle status for brug af CCS på verdensplan.
Artiklen har været bragt i Dansk Kemi nr. 8, 2017 og kan læses uden illustrationer, strukturer og ligninger herunder.
Af ph.d. Klaus Hjuler, DGC
Carbon Capture and Storage (CCS) er betegnelsen for teknologier til fangst, transport og lagring af kuldioxid fra energiproduktion og industri. Reelt er CCS det eneste virkemiddel til at opnå CO2-reduktioner i størrelsesordenen milliarder ton per år, der anses som nødvendige for at begrænse den globale temperaturstigning. Den største barriere for implementering af CCS er manglen på infrastruktur til transport og lagring, herunder naturligvis finansieringen af disse anlæg. Dertil kommer betydelige udfordringer omkring international lovgivning og offentlig accept af CCS. Inden for EU er det hensigten, at salg af CO2-kvoter via kvotehandelssystemet ETS skal være den drivende kraft for investeringer i CCS. Imidlertid er kvoteprisen af forskellige årsager alt for lav – uden udsigt til bedring i nærmeste årti. Aktuelt er eneste incitament muligheden for at øge indvindingsgraden af olie og gas ved injektion af CO2 i oliefelter, såkaldt EOR og EGR.
Naturgas mest velegnet til CCS
Danmark har mere end 100 onshore og offshore geologiske strukturer, som kan være egnede til CO2-lagring. Ti af disse med en samlet kapacitet på omkring 16 Gton er undersøgt i EU-projektet “GeoCapacity”, heraf er ca. 2,2 Gton i oliefelter. Det vurderes muligt at konvertere dele af den eksisterende infrastruktur i Nordsøen til transport og injektion af CO2. Det vil være en konkurrencedygtig løsning i forhold til skibstransport, som ellers i de fleste cases er billigst [1].
Naturgas er som udgangspunkt meget velegnet til CCS. Grundet sit høje mol-indhold af brint i forhold til kulstof er CO2-belastningen med naturgas omkring 40% lavere end med kul og olie på energibasis. Dermed spares omkostninger til fangst, transport og lagring af CO2. Naturgassen udmærker sig også ved at være fri for askestoffer og andre problematiske komponenter, som ellers skal fjernes før kompression. Endelig kan gasanlæg etableres kosteffektivt, hvilket samlet set bevirker, at kapitalomkostningerne til gas-CCS, dvs. naturgasfyrede kraftværker med CCS, vurderes at være op til 60% lavere end til kul-CCS.
Gassektoren har stor erfaring med CO2-fangst, idet lignende teknologi i mange år har været anvendt til behandling af naturgas med højt indhold af CO2 og H2S, såkaldt ”sour gas sweetening”. I USA har man siden 70’erne anvendt den separerede CO2 til EOR. Den første egentlige geologiske lagring (salthorst) i kommerciel skala påbegyndtes af Statoil i 1996 med 0,85 mio. ton CO2/år ved Sleipner-feltet i den norske del af Nordsøen. Der er et stort uudnyttet potentiale på verdensplan i gassektoren for lignende anlæg.
En uforudsigelig prisudvikling
Trods fordelene ved gas-CCS er FUD-bevillingerne overvejende gået til kulbaserede anlæg, og da mange faktorer spiller ind – ikke mindst den fremtidige udvikling i naturgaspriserne – er omkostningerne til gas-CCS behæftet med betydelig usikkerhed. IEA (2012) har estimeret, at el-produktionsprisen vil stige fra 5 eurocent/kWh til 7-8 eurocent/kWh, baseret på en antaget stabil naturgaspris på 6 euro/GJLHV (ca. 1,6 DKK/Nm3). Omkostningerne vil antageligt falde noget i takt med, at teknologien vinder større udbredelse, men scenariet forudsætter en CO2-kvotepris over niveauet 60 euro/ton. US Department of Energy (DOE) /National Energy Technology Laboratory (NETL) når i 2015 frem til en lignende tærskelværdi for gas-CCS ved fortsat lave naturgaspriser omkring 3 USD/MMBtu (0,75 DKK/Nm3).
Eksempler på CCS-projekter og CCS-teknologier
Erfaringerne fra store CCS-projekter viser, at teknologikæden er moden; fra fangst over transport til EOR eller geologisk lagring.
Verdens hidtil største CCS-projekt er netop idriftsat: det 1 mia. USD dyre kulfyrede kraftværk Petra Nova med aminskrubning i Texas, USA, som årligt vil sende 1,6 mio. ton CO2 til et nærliggende oliefelt.
Et andet aktuelt eksempel er Kemper County IGCC (kulforgasning), Mississippi, med en kapacitet på 3 mio. ton CO2/år til EOR, som ventes idriftsat i 2017.
Også Norge er langt fremme med planer om et CCS-cluster i Oslo med Klemetsrud affaldsforbrændingsanlæg, cementfabrikken Norcem og Yaras ammoniakfabrik med en samlet kapacitet på op til 1,5 mio. ton CO2/år, geologisk lagret øst for Troll-feltet.
Det umiddelbart sikre valg af gas-CCS-fangstteknologi er et konventionelt NGCC-anlæg med aminskrubning. Aminskrubning er velkendt i gassektoren og er desuden velegnet til retrofit, som foreslået til Peterhead CCS-projektet i Skotland (385 MW NGCC).
Forbrænding af naturgas med ren ilt (oxy-combustion) er også en mulighed, som demonstreret i TOTALs Lacq-Rousse projekt på et 30 MWth NGCC-anlæg i det sydøstlige Frankrig. Projektet er et retrofit udført af Alstom. I perioden 2009-2013 blev der opsamlet ca. 50.000 ton CO2, som blev transporteret via 27 km rørledning til et geologisk reservoir i 4,5 km dybde. Efterfølgende er reservoiret blevet overvåget med indsamling af data. [2] giver en udmærket gennemgang af projektet, herunder teknologi, CO2-lagring og relevante problemstillinger.
En interessant videreudvikling af oxy-combustion konceptet med en ny CO2-turbineteknologi vil blive demonstreret i La Porte, Texas, i løbet af 2017, den såkaldt superkritiske CO2 (sCO2) Allam-kredsproces. Projektet gennemføres af rettighedshaverne NET Power og 8 Rivers Capital, mens hjertet i processen, en særlig CO2-turbine (tryk 200-400 bar, 50 MWt), udvikles og leveres af Toshiba. Superkritisk CO2 (temperatur og tryk over hhv. 304 K og 73 atm) er velegnet til kredsprocesser qua høj densitet og kun én fase (i modsætning til damp), hvilket angiveligt gør anlægget simplere og mere kompakt end tilsvarende NGCC + CCS. Anlægs- og driftsomkostninger samt nettovirkningsgrad forventes på niveau med NGCC, hhv. 60-70 US USD/MWh og 59%. Der er allerede gennemført et konceptstudie (pre-FEED) til et sCO2-anlæg på 295 MWe til opførsel i 2019.
Endelig kan nævnes ”chemical looping combustion” (CLC), hvor ilt (fra luft) overføres ”indirekte” til forbrændingen ved hjælp af et pulverformigt materiale (typisk et metaloxid) i en cirkulerende fluid-bed. Især mineralet ilmenit (Fe2TiO5/ Fe2TiO3) har vist lovende egenskaber i Alstoms CLC-udviklingsprogram, hvor der bl.a. er etableret et 3 MWth demoanlæg i Windsor, Connecticut (USA).
Kilder
1. Nordic CCS Roadmap Update, 2015 https://www.sintef.no/globalassets/project/nordiccs/nordiccs-roadmap-updated-2015-12-033.pdf.
2. Carbon Capture and Storage, The Lacq pilot – Project and injection period 2006–2013. (TOTAL S.A., 2015)
http://hub.globalccsinstitute.com/sites/default/files/publications/194253/carbon-capture-storage-lacq-pilot.pdf.
Efter redaktionens afslutning udkom: The bottomless pit, The Economics of Carbon Capture and Storage. https://www.thegwpf.org/content/uploads/2017/06/CCS-Report.pdf.
Benyttede forkortelser
EOR: Enhanced Oil Recovery
EGR: Enhanced Gas Recovery
ETS: Emission Trading System
NGCC: Natural Gas Combined Cycle
