Karbonfangst og -lagring

mini
Karbonfangst og håndtering er et bidrag for å bremse global oppvarming ved å fange karbondioksid (CO2) fra for eksempel kullkraftverk og lagre det i stedet for å slippe det ut i atmosfæren. Teknologi for å fange CO2 i stor skala er allerede kommersielt tilgjengelig og godt utviklet. Selv om CO2 tidligere har blitt injisert i geologiske formasjoner for ulike formål, er langsiktig lagring av CO2 et relativt uprøvd konsept og (2010) ingen store kraftverk driftes med full karbonfangst og håndtering.

Karbonfangst og håndtering brukes om det å skille ut CO2 fra en gass-strøm for å lagre denne i underjordiske geologiske reservoar. På norsk benyttes også uttrykket CO2-håndtering om prosessen eller fagområdet som helhet, mens den engelske betegnelsen «Carbon Capture and Storage» (CCS) er det vanlige begrepet internasjonalt. Slik teknologi er under utprøving allerede, blant annet ved Mountaineer kullkraftverk i Vest-Virginia i USA. Hensikten med karbonfangst og -lagring er å redusere utslipp av CO2 til jordens atmosfære ved permanent lagring under bakken eller havbunnen. Relevante objekter for CO2-håndtering er kraftverk og fabrikker drevet av fossilt brensel samt prosessindustri.

I 2005 ble det statlige forvaltningsorganet Gassnova opprettet i Norge med formål å forvalte statens interesser knyttet til CO2-håndtering. Gassnova ble omgjort til statsforetak (SF) i 2007. Som en oppfølging av klimaforliket i Stortinget i 2008, ble det året etter opprettet åtte forskningssentre for miljøvennlig energi (FME-sentrene). To av disse omhandler på ulike måter CO2-håndtering;  Mens SUCCESS er dedikert CO2-lagring i undergrunnen, så har BIGCCS forskningsaktivitet som favner hele CO2-kjeden knyttet til karbonfangst, transport og lagring.

Karbonfangst og håndtering brukt på et moderne konvensjonelt kraftverk kan redusere CO2-utslippene til atmosfæren med 80–90 prosent sammenlignet med et anlegg uten CCS.IPCC, 2005: www.ipcc.ch IPCC special report on karbon Dioxide Capture and Storage   . Prepared by working group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Metz, B., O.Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L.A. Meyer (red.). Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 442 ss. CO2-rensing krever mye energi og ville øke brenselbehovet i et anlegg med 11–40 prosent. Disse og andre systemkostnader er estimert til å øke kostnaden på energi fra et nytt CCS-kraftverk med 21–91 prosent.. Disse beregningene gjelder for spesialbygde anlegg nær lagringsstedet – å anvende teknologien på eksisterende anlegg eller anlegg langt fra lagringsstedet vil bli dyrere.

Lagring av CO2 foregår enten i dype geologiske formasjoner, dyphav, eller i form av mineral karbonater. I tilfelle av dyphavslagring er det en risiko for sterk forverring av problemet med forsuring av havet, som også skyldes overskudd av karbondioksid allerede i atmosfæren og havet. Geologiske formasjoner blir ansett for å være det mest lovende lagringsstedet, og disse er estimert å ha en lagringskapasitet på minst 2000 Gt CO2 (i dag slippes det ut 30 Gt CO2 per år på grunn av menneskelig aktivitet.) 
FNs klimapanel (IPCC) estimerer at det økonomiske potensialet med CCS kan være mellom 10 % og 55 % av den totale karbon mitigation innsatsen inntil år 2100 (Avsnitt  8.3.3 i IPCC rapporten).

Kostnader for CO2-rensing
Fangst og komprimering av CO2 krever mye energi, og belaster betydelig de løpende kostnadene til CCS-utstyrte kraftverk. I tillegg er det lagt til investering eller kapitalkost. Prosessen ville øke energibehovet for et anlegg med 10–40 prosent. Kostnadene for lagring og andre systemkostnader er estimert å øke kostnadene for energi fra et kraftverk med CCS med 30–60 %, avhengig av de spesifikke omstendigheter.

Kostnader for energi med og uten CCS (2002 US$ per kWh)
   Naturgass kombinert syklus  Pulverisert kull Integrert gass kombinert syklus Uten rensing (referansekraftverk)  0,03–0,05  0,04–0,05  0,04–0,06 Med rensing og geologisk lagring  0,04–0,08  0,06–0,10  0,06–0,09 Med rensing og økt oljeutvinning  0,04–0,07  0,05–0,08  0,04–0,08 Alle kostnader refererer til kost for energi fra nybygde, store anlegg. Naturgass kombinert syklus kostnader er basert på naturgasspriser på US$2,80–4,40 per GJ (LHV basert). Energikost for PC og IGCC er basert på bituminøst kull kost på US$1,00–1,50 per GJ (LHV. Merk at kost er avhengig av drivstoffpriser i tillegg til andre faktorer som kapitalkost. Merk også at for EOR er besparelsene større ved høyere oljepriser. Nåværende gass- og oljepriser er vesentlig høyere enn dataene brukt her. Alle tall i tabellen er fra tabell 8.3a i [IPCC, 2005].

Prisen på CCS avhenger av kostnadene med fangst og lagring som varierer i henhold til metoden som benyttes. Geologisk lagring i saline formasjoner eller uttømte olje- eller gassfelter koster US$ 0,50–8,00 per tonn CO2 injisert, pluss US $0,10–0,30 for beregning av kostnader. Men når lagringen kombineres med økt oljeutvinning, kan lagringen gi netto utbytte på US $10–16 per tonn CO2 injisert (basert på 2003 oljepriser). Men, som tabellen over viser, oppveier ikke fordelene de ekstra kostnadene for rensing.

Sammenligninger av CCS med andre energikilder er tilgjengelige i vindenergi, solenergi og Økonomi for nye kjernekraftverk.

Miljøeffekter
CCS-systemer gir reduksjon av CO2-utslipp på opptil 90 %, noe avhengig av anleggstype.

Miljøeffekter fra bruk av CCS er aktuelle for kraftproduksjon, CO2-fangst, transport og lagring.

Det kreves ekstra energi for CO2-fangst, og dette betyr at drivstofforbruket øker, avhengig av anleggstype. For nye anlegg for pulverisert kull (PC) med dagens teknologi utgjør det økte energibehovet 24–40 %, mens for NGCC-anlegg (naturgassanlegg med kombinert syklus) utgjør det 11–22 %. For IGCC-anlegg (kullbasert forgassing med kombinert syklus) er økningen på 14–25 % [IPCC, 2005]. Brenselforbruket og miljøproblemer i forbindelse med gruvedrift og uttrekk fra kull eller gass øker naturligvis tilsvarende. Anlegg utstyrt med systemer for klimagassavsvovling (FGD) for SO2-kontroll krever tilsvarende større mengder kalkstein, og systemer utstyrt med SCR-systemer SCR for NOX krever tilsvarende større mengder av ammoniakk.

IPCC har gitt estimater for luftutslipp fra ulike typer CCS-anlegg (se tabell under). Mens CO2 reduseres betydelig (men kan aldri fjernes helt), øker luftforurensningen betydelig på grunn av energitap ved oppsamling av CO2. CCS medfører dermed reduksjon av luftkvalitet.

Utslipp til luft fra anlegg med eller uten CCS (kg/(MW·h))
   Naturgass, kombinert syklus  Pulverisert kull Integrert forgassing, kombinert syklus CO2  43 (-89 %)  107 (−87 %)  97 (−88 %) NOX  0,11 (+22 %)  0,77 (+31 %)   0,1 (+11 %) SOX  –  0.001 (−99,7 %) 0.33 (+17,9 %)  Ammoniakk  0,002 (før: 0)   0,23 (+2200 %)  – Basert på tabell 3.5 i [IPCC 2005]. I parentes økning eller reduksjon sammenlignet med  tilsvarende anlegg uten CCS.

CO2-fangst
Fangst (oppsamling) av CO2 kan brukes til å fange CO2 punktkilder som for eksempel store energianlegg som drives med fossilt brensel eller biomasse, industri med store CO2-utslipp, behandling av naturgass, syntetisk brensel-anlegg og hydrogenproduksjonsanlegg basert på fossilt brensel. Tre ulike typer teknologi finnes: Etterforbrenning, for-forbrenning og oksybrensel-forbrenning.

I etterforbrenning fjernes CO2 etter forbrenning av fossilt brensel. Her blir karbondioksid fanget fra avgassen fra kraftverket. Teknologien er velkjent og brukes i nisjemarkeder. Dette er metoden som er aktuell for konvensjonelle kraftverk.
Teknologi for for-forbrenning er mye brukt i produksjon av gjødsel, kjemikalier, gassbrensel (H2, CH4) og kraft.Current Industry Perspective: Gasification. Robust Growth Forecast  (PDF) 
I disse tilfelle blir fossilt brensel delvis oksidert, for eksempel i en gasifier. Det dannes syngas (CO og H2) som blir endret til CO2 og mer H2. CO2 kan fanges fra en relativt ren eksosstrøm. H2 kan nå brukes som brensel; karbonet blir fjernet før forbrenning finner sted.

I oksybrensel-forbrenning blir brensel brent i oksygen i stedet for luft. For å begrense de resulterende flammetemperaturene til nivåer som er vanlige ved forbrenning, blir avkjølt brenselgass resirkulert og injisert inn i forbrenningskammeret. Brenselgassen består av hovedsakelig karbondioksid og vanndamp, hvorav sistnevnte blir kondensert ved avkjøling. Resultatet er en nesten ren karbondioksidstrøm som kan transporteres til lagringsstedet og lagres. Kraftverksprosesser som er basert på oksybrensel-forbrenning kalles «nullutslipp»-sykler, fordi lagret CO2 ikke er en fraksjon som er fjernet fra brenselgasstrømmen (slik som for pre- og post-forbrenningsfangst) men fra selve brenselgasstrømmen.

En metode som er under utvikling, er chemical looping combustion (CLC). Kjemisk looping bruker et metalloksid som en fast oksygenbærer. Metalloksidpartikler reagerer med et fast stoff, væske eller fast brensel i en væskeforbrenning, og det dannes faste metallpartikler og en blanding av karbondioksid og vanndamp. Vanndampen blir kondensert, slik at ren karbondioksid kan lagres. De faste metallpartiklene blir resirkulert til en ny væskeforbrenning.

Fangst av CO2 direkte fra luften er mulig, men dyrere.Stolaroff, Joshuah K.: Capturing CO2 from ambient air: a feasibility assessment  (PDF)

CO2-transport
Etter fangsten må CO2-en transporteres til et egnet lagringssted. Transporten skjer gjennom rørledning, som vanligvis er billigste form for transport, eller med skip når rørledning ikke er tilgjengelig. Begge metoder brukes for å transportere CO2 i andre sammenhenger.

CO2-lagring
Ulike former benyttes for permanent lagring av CO2. Disse omfatter gasslagring i ulike dype geologiske formasjoner (deriblant saline formasjoner og uttømte gassfelter), væskelagring i havet, og lagring av fast stoff ved reaksjon av CO2 med metalloksider for å produsere stabile karbonater.

I september 2024 var det offisiell åpning for prosjektet Northern Lights karbonlagring som sammen med prosjektet Langskip skal motta co2 og lagre det under havoverflaten.

Geologisk lagring
Også kjent som geo-sequestration. Denne metoden består av injisering av karbondioksid, ofte i supercritical form, direkte inn i undergrunnen i geologiske formasjoner. Oljefelter, gassfelter, saline formasjoner, ikke-drivverdige kullag og salin-fylte basaltformasjoner har vært foreslått som lagringssteder. Her vil ulike fysiske (f.eks. impermeabel takbergart) og geokjemiske fangstmekanismer forhindre at CO2 slippes opp til overflaten. CO2 injiseres enkelte steder i uttømte oljefelter for å øke oljeutvinningen. Denne løsningen er attraktiv fordi lagringskostnadene utlignes av salget av tilleggsolje som blir utvunnet. Ulemper med gamle oljefelter er den geografiske lokaliseringen og begrenset kapasitet.

Ikke-drivverdige kullsømmer kan brukes til å lagre CO2 ettersom CO2 absorberes til kulloverflaten. Men den tekniske løsningen avhenger av permeabiliteten til kullaget. I prosessen frigis tidligere absorbert metan, som kan gjenvinnes. Salget av metanen oppveier for kostnadene med CO2-lagring.

Saline formasjoner inneholder mineralisert porevann, og regnes for unyttige. Hovedfortrinnet med saline formasjoner er deres store potensielle lagringsvolum og hyppige forekomst. Dette vil redusere avstanden CO2-en må transporteres. Hovedulempen med saline formasjoner er lite kunnskap, sammenlignet med oljefelter.

Lagring i havet
Et annet karbonlager er i havet. To hovedkonsepter finnes. 'Oppløsning' type injiserer CO2 med skip eller rørledning til vannsøylen på dybder 1000 m eller mer, og CO2 oppløses. 'Innsjø' type dumper CO2 på havbunnen på dybder større enn 3000 m, hvor CO2 har større tetthet enn vann og vil danne en 'innsjø' som vil utsette utslippet av CO2 til miljøet. Et tredje konsept er å omdanne CO2 til bikarbonater (med kalkstein) eller hydrater.

Miljøeffektene med havlagring er generelt negative. Store konsentrasjoner av CO2 dreper havorganismer, og CO2 løst i havvann vil over tid likevektes med CO2 i atmosfæren slik at lagringen ikke blir permanent. Noe CO2 reagerer med vannet til karbonsyre, H2CO3, slik at surhetsgraden i havvannet øker.

Minerallagring
I denne prosessen reagerer CO2 eksotermisk med vanlig tilgjengelige metalloksider, og det dannes stabile karbonater. Denne prosessen skjer naturlig over mange år, slik at kalkstein finnes som bergartsdannende mineral på jordoverflaten. Reaksjonshastigheten kan økes for eksempel ved å øke temperaturen og/eller trykket, eller ved forbehandling av  mineralene, selv om denne metoden kan kreve mer energi. IPCC estimerer at et kraftverk utstyrt med CCS med minerallagring vil kreve 60–180 % mer energi enn et kraftverk uten CCS.[IPCC, 2005] IPCC special report on karbon Dioxide Capture and Storage. ch.7, p.321, p.330, Prepared by working group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Metz, B., O.Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L.A. Meyer (red.). Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 442 pp. Available in full at www.ipcc.ch   Goldberg, Chen, O’Connor, Walters, Ziock. (1998). "CO2 Mineral Sequestration Studies in US", National Energy Technology Laboratory.

Listen viser viktige metalloksider i jordskorpen.  Teoretisk kan opptil 22 % av denne mineralmassen danne karbonater.

JordoksidProsent av jordskorpenKarbonatEntalpiforandring(kJ/mol)SiO259,71Al2O315,41CaO4,90CaCO3 -179MgO4,36MgCO3 -117Na2O3,55Na2CO3FeO3,52FeCO3K2O2,80K2CO3Fe2O32,63FeCO321,76Alle karbonater

Lekkasje
Et alvorlig problem med CCS er om lekkasje av lagret CO2 utelukker CCS som en løsning for å motvirke klimaendringer. For velegnede lagringssteder estimerer IPCC at CO2 kan fanges i millioner av år, og det kan sannsynligvis beholde over 99 prosent av den injiserte CO2-en over 1000 år. For lagring i havet vil lagringsevnen av CO2 avhenge av dybden. IPCC estimerer 30–85 prosent vil være igjen etter 500 år for dybder på 1000–3000 m. Minerallagring antas å ikke ha noen lekkasje.

CCS-eksempelprosjekter
Per 2005 er tre industri-skala lagringsprosjekter i drift. Sleipnerfeltet i Nordsjøen er det eldste prosjektet (1996) hvor Norges Statoil trekker ut karbondioksid fra naturgass med aminløsninger og lagrer dette karbondioksid i en salin formasjon. Karbondioksidet er et avfallsprodukt av feltets naturgassproduksjon og gassen inneholder mer (9 % CO2) enn tillatt i naturgass- fordelingsnettverket. Lagring under bakken løser dette problemet og sparer Statoil hundreder av millioner euro i karbonskatt. Sleipner lagrer en million tonn CO2 per år.

Weyburnprosjektet startet i 2000 har en beliggenhet i et oljereservoar som ble funnet i 1954 i Weyburn, sørøstlige Saskatchewan, Canada. CO2 for dette prosjektet er lagret vedGreat Plains Coal Gasification  anlegg i Beulah (Nord-Dakota) som har produsert metan fra kull i mer enn 30 år. Ved Weyburn vil CO2 også bli brukt for økt oljegjenvinning med en injeksjonsrate på 1,5 millioner tonn per år.

Den tredje lokaliteten er In Salah, som liksom Sleipner er et naturlig gassreservoar i In Salah i Algerie. CO2 vil bli separert fra naturgassen og re-injisert i undergrunnen med en hastighet på 1,2 millioner tonn per år.

Et større kanadisk initiativ kalt Integrated CO2 Network (ICO2N) er et foreslått system for fanging, transport og lagring av karbondioksid (CO2). ICO2N medlemmer representerer en gruppe av industrifolk som lager et rammeverk for karbonfanging og lagring i Canada.

I oktober 2007 mottok Bureau of Economic Geology ved The University of Texas i Austin et 10-års, $38 millioners delkontrakt for å lede det første intenst undersøkte, langsiktige prosjektet i USA om muligheten for injisering av et stort volum av CO2 for lagring i undergrunnen.«Bureau of Economic Geology Receives $38 Million for First Large-Scale U.S. Test Storing karbon Dioxide Underground»    Prosjektet er et forskningsprogram til Southeast Regional karbon Sequestration Partnership (SECARB), finansiert av National Energy Technology Laboratory i U.S. Department of Energy (DOE). SECARB partnership vil vise CO2 injiseringshastighet og lagringskapasitet i Tuscaloosa-Woodbine geologisystemet som strekker seg fra Texas til Florida. Regionen har potensial til å lagre mer enn 200 milliarder tonn CO2 fra store punktkilder i regionen, tilsvarende 33 år av USAs utslipp. Med oppstart høsten 2007 vil prosjektet injisere CO2 med en hastighet på en million tonn per år i opptil halvannet år, inn i porevann opptil 3000 m under landoverflaten nær Cranfield oljefelt omtrent 25 km øst for Natchez, Mississippi. Laboratorieutstyr vil måle evnen til undergrunnen til å ta imot og oppbevare CO2.

USAs regjering har godkjent byggingen av hva de hevder å være verdens første CCS kraftverk, FutureGen.

Carbon Trap Technologies, L.P., («CTT»)  ble dannet tidlig i 2007 for å utvikle og å markedsføre en teknologi for å kjemisk sequester karbondioksid utslipp fra fossilt brenselutslipp, og samtidig produsere brukbare produkter med betydelig markedsverdi.

I Nederland er et 68 MW oxyfuel anlegg («Zero Emission Power Plant») planlagt og ventes operasjonelt i 2009.«Demonstration project The Netherlands: Zero Emission Power Plant»   (PDF)

På Mongstad er det planlagt å bygge anlegg for CO2-oppsamling fra eksisterende oljeraffineri og planlagt gasskraftverk. Statoil anslår kostnadene opp mot 25 milliarder kroner og varsler miljøbelastning for et slikt anlegg.Avisartikkel

Se også

 Karbonsluk
 Global oppvarming
 Solvayprosessen
 Biokull

Referanser

Litteratur
 [IPCC, 2005] IPCC spesialrapport on karbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by working group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Metz, B., O.Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L.A. Meyer (eds.). Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 442 pp. Available in full at www.ipcc.ch
Environmental Challenges and Greenhouse Gas Control for Fossil Fuel Utilization in the 21st Century. Edited by M. Mercedes Maroto-Valer et al., Kluwer Academic/Plenum Publishers, New York, 2002: "Sequestration of karbon Dioxide by Ocean Fertilization", pg 122. by M. Markels, Jr. and R.T. Barber.
Nobel Intent: Carbon Dioxide Lakes in the Deep Ocean, September 19, 2006 ved John Timmer 
Solomon, Semere. (July, 2006): «Carbon Dioxide Storage: Geological Security and Environmental Issues» (PDF)  Case Study on the Sleipner Gas Field in Norway. The Bellona Foundation.
 ICO2N – The Vision (PDF)

Eksterne lenker
 world’s first network of demonstration projects, all of which are aiming to be operational by 2015 and commercially viable CCS by 2020.
 Intergovernmental Panel on Climate Change IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage.
 Carbon Sequestration News Recent news articles on CO2 capture and storage. 
 Gulf Coast Carbon Center University of Texas at Austin research center that investigates geologic storage of anthropogenic carbon dioxide in the Gulf Coast region. 
 Stanford University Collection of recent news articles on CO2 capture and storage.
 The Big Sky Carbon Sequestration Partnership  The Big Sky Carbon Sequestration Partnership (BSCSP)
 Webcasts, Reports and Articles Relevant Climate Change Action Posts
 DOE Fossil Energy Department of Energy programs in carbon dioxide capture and storage.
 CO2 Capture and Storage International Energy Agency Greenhouse Gas Research Programme (includes CSS project summaries)
 CO2 Capture and Geologic Storage  National Energy and Technology Laboratory summary of worldwide projects
 ICO2N – Canadian Carbon Dioxide Capture and Storage initiative
 Scottish Centre for Carbon Storage Current Carbon Capture and Storage Research being undertaken in Edinburgh, Scotland.
 UK Carbon Capture and Storage Consortium Overview of the UK academic consortium focused on researching issues related to Carbon Capture and Storage.  
 Storing CO2 Underground 
 Kan geosekvestrering redde kullindustrien?
 Gassnova – Statens foretak for CO2-håndtering

Kategori:Miljøteknikk
Kategori:Klimaendringer