LITE: På tross av de store dimensjonene kan Aker Kværners Just Catch bli det fysisk minste av kandidatene til renseanlegg. (Bilde: Aker Kværner)

Flere mulige teknologier

Med bio

Aker Kværner utvikler også en variant av teknologien Just Catch Bio, der damp ikke tappes fra gasskraftverket, men produseres i et eget biokraftanlegg, som fyres på flis eller pellets. Dette anlegget fanger CO 2 både fra gasskraft- og bioanlegget, slik at tilsvarende fangstgrad blir 116 prosent. Just Catch-teknologien har et stort bruksområde. Den kan anvendes på gass-, kull- og biokraftverk, sementfabrikker og andre industrielle CO 2-kilder. I tillegg kan den ettermonteres på eksisterende anlegg.

Frihet fra CO 2 har en betydelig kostnadsside. Mens et topp moderne, men tradisjonelt gasskraftverk har en virkningsgrad på rundt 60 prosent, kommer de beste CO 2-frie alternativene så vidt over 50 prosent. I tillegg kommer investeringene i renseanlegg.

Det eksisterer ingen kommersielle renseanlegg for kull- eller gasskraftverk. Den best kjente metoden for å fange CO 2 er å la eksosgassen komme i kontakt med en væske som absorberer CO 2. Deretter varmes den CO 2-rike væsken opp slik at den frigjør konsentrert CO 2-gass, som igjen avkjøles og komprimeres til den blir flytende. Metoden kan ta ut mellom 85 og 90 prosent av CO 2-gassen.

Behandling av gassen før forbrenning er også et alternativ. Hydro foreslo for ca. ti år siden å reformere naturgassen før forbrenning og skille ut konsentrert CO 2 før gassturbinen og la gassturbinen bruke H 2 som brennstoff. Metoden ville rense ut mellom ca. 90 prosent av CO 2-gassen.

Aker Kværner med partnere foreslo å bruke rent oksygen (O 2) til forbrenningen slik at eksosen besto av CO 2 og vanndamp (Oxy-fuel). Ved å kondensere vannet sto de igjen med ren CO 2. Utfordringen var å produsere O 2 rimelig nok. Både forbrenning med H 2 og rent O 2 ville trenge modifiserte gassturbiner. Oxy-fuel er fortsatt meget aktuelt, blant annet i kullkraftverk. Metoden ville rense ut nesten 100 prosent av CO 2-gassen.





Aminrensing

Rensing av CO 2 med en væske som kan absorbere og senere avgi CO 2 er likevel den mest aktuelle prosessen for rensing av gasskraftverk. Utfordringen er de enorme eksosvolumene og lave CO 2-konsentrasjonene (ca. 3 volumprosent), som blant annet er med på å drive anleggskostnadene i været. Den vanlige absorbenten er amin, som i kjemisk sammensetning ligner på ammoniakk (NH 3), men der det ene hydrogenatomet er erstattet av en forbindelse mellom hydrogen og karbon. Det finnes mange aminer med ulike egenskaper.

I et slik fangstanlegg ledes avgassen inn i en stor reaktor fylt med størst mulig overflate for å få til god massetransport i form av en såkalt pakning. Eksosgassen strømmer oppover fra bunnen, mens aminet renner ned langs overflatene i pakningen. Aminet, med en temperatur på mellom 40 og 60 grader, binder CO 2-gassen kjemisk. I neste reaktor skjer det motsatte, og CO 2-gassen strippes fra aminvæsken ved en temperatur på mellom 110 og 120 grader. Denne oppvarmingen forbruker energi fra damp som ellers ville drevet dampturbingeneratoren. Aminvæsken ledes tilbake til den første reaktoren i et kretsløp.

Alstom ønsker å bruke en variant av denne teknologien på Mongstad, men i stedet for å bruke amin vil de benytte ammoniakk, NH 3, eller ammoniakkarbonat (NH 4) 2CO 3.

– Selskapet hevder at denne prosessen har noe lavere energiforbruk enn tradisjonell aminrensing, men jeg stiller spørsmål ved om den er så god som de hevder. Det er mye hemmelighetskremmeri og usikkerhet ute og går, sier professor ved Institutt for energi- og prosessteknikk ved NTNU, Olav Bolland.

Alle slike amin- eller ammoniakkprosesser vil gi en del avfallshåndtering. Noe av rensevæsken vil brytes ned over tid.





Modifiserte aminer

Aker Kværner har satt seg som mål å forbedre den tradisjonelle aminrensingen og har tatt ut en rekke patenter for å redusere både anleggs- og driftskostnader. Dette teknologiutviklingsprosjektet kalles Just Catch og gjennomføres i samarbeid med 13 partnere. Et sentralt punkt er å bruke modifiserte aminer som krever mindre energi for å avgi CO 2 i strippeprosessen. Prinsippet er å slippe å kjøle ned avgassen så mye for så å bruke verdifull damp fra kraftverket til gjenoppvarming for å frigjøre CO 2-gassen. I tillegg til lavere energitap har de også utviklet teknologi for å gjenvinne en del av energien fra renseprosessen. Prosessen betyr en vesentlig forenkling av slik renseteknologi, og målet er å redusere anleggskostnadene med 50 prosent og driftskostnadene med 30 prosent.

– Vi mener denne teknologien er klar for testing i pilotskala og vil gjerne ha muligheten til å bygge et anlegg på Mongstad eller Kårstø som kan behandle 100 000 tonn CO 2 i året, sier prosjektleder for Just Catch i Aker Kværner, Knut Sanden.





To reaktorer

På lengre sikt kan en helt ny teknologi bli et alternativ til dagens metoder. Chemical looping combustion går ut på å bruke to reaktorer. I den første er det en blanding av luft og metallpulver i form av jern, nikkel eller mangan. I en temperatur på 900 til 1000 grader oksideres metallpulveret raskt, og det utvikles masse varme som driver turbinen. Metalloksidet går videre til neste reaktor hvor naturgassen brukes til å redusere det til rent metall igjen. Reduksjonsprosessen skaper CO 2 og vanndamp. Vanndampen kondenseres ut som vann. Ved å kjøre denne prosessen under trykk, kan den erstatte forbrenningskammeret i en gassturbin. NTNU og Sintef planlegger å bygge en trykksatt testrigg som kan gi rundt 100 kW. Det antas at metoden kan gi mer enn 50 prosent virkningsgrad og at utskillingen av CO 2 kan bli nærmere 100 prosent. En variant av metoden kan også være aktuell for CO 2-rensing av kull.





Sargasmetoden

En annen teknologi det har vært arbeidet med i Norge er den såkalte Sargasmetoden. Her fanges CO 2-gassen inn etter at forbrenningsgassene har gått gjennom brennkammeret i en gassturbin. Gassen kjøles ned til rundt 40 grader og under 10 til 20 bars trykk fjernes CO 2-gassen. Varmen fra varmeveksleren som reduserer temperaturen brukes til å drive turbinen. Fordi partialtrykket av CO 2 er så høyt, kan det brukes KaCO 3, kaliumkarbonat, i stedet for aminer.

– Min vurdering av denne metoden er at den ikke er lønnsom på grunn av den lave virkningsgraden og at den krever en spesiell form for gassturbin, sier Bolland.

Alle CO 2-rensemetodene krever betydelige energimengder, noe som reduserer netto virkningsgrad for gasskraftanlegget. Sargas er den metoden som har størst belastning på virkningsgraden, og det er antatt at metoden ligger på rundt 40 prosent. Hydros foreslåtte metode med forbrenning av H 2 kommer opp i 46 prosent, mens Aker Kværners O 2-metode lå litt over. Det er antatt at tradisjonelle aminbaserte metoder vil ligge på mellom 48 og 49 prosent. Aker Kværners nye videreutviklede aminprosess, Just Catch, vil kunne komme opp i 51 prosent.