Understanding the Cost of Retrofitting CO₂ Capture in an Integrated Oil Refinery (ReCap)

Bakgrunn: Energikrevende produksjonsindustri for jern, stål, sement, petrokjemiske produkter og kjemikalier bidrar i størrelsesordenen til 70 – 75% av de globale industrielle CO₂-utslippene når kraftsektoren holdes utenfor. CO₂-fangst og lagring (CCS) er i praksis den eneste teknologien som signifikant kan redusere karbonutslippene fra industrien. Globalt bidrar raffinerisektoren alene til omtrent 4% av de menneskeskapte CO₂-utslippene. For å forstå påvirkningen av CCS i oljeraffineringssektoren, er det nødvendig med en god forståelse av kostnadene ved å bygge ut CO₂-fangstanlegg for et eksisterende raffineri. Det er ventet at ingen nye raffinerier blir bygget i de neste tiårene i de fleste OECD land, særlig i Europa. Derfor har hensikten med dette vært å evaluere og forstå kostnadene ved tilpasning av CO₂-fangstteknologier mot oljeraffineringsanlegg.

Resultater: Moderne oljeraffinerier karakteriseres av at de har mange eksosstrømmer som slipper ut varierende mengde CO₂ i forskjellige konsentrasjoner (Figur 1).

CO₂-utslippspunktene er spredd ut over raffineriet, og for å få til å fange CO₂ fra flere plasser må en ha flere CO₂-fangstanlegg. Plassen er begrenset i et raffineri, noe som kompliserer installasjonen.

Fire forskjellige generiske oljeraffinerier med varierende kompleksitet ble definert i prosjektet, og totalt 16 forskjellige «case» med 90% CO₂-fangst fra 1-5 eksosstrømmer ble undersøkt. Kostnadene for å unngå CO₂-utslipp fra raffinerier ble beregnet til 161-210 USD/tonn unngått CO₂ (Figur 2).
Resultatene fra ReCap-prosjektet viser at:
• Kostnaden for fangst og kompresjon av CO₂ utgjør mindre enn halvparten av den totale kostnaden. Dette henger sammen med at det ble antatt at all damp og kraft som trengs for CO₂-fangst og kompresjon kommer fra et nybygd naturgassfyrt kraft-varme-anlegg. Grunnen for dette valget var at man ønsket å studere generiske «base cases». Her må det sies at det er kjent også fra andre studier at kostanden for fangst med aminer er meget avhengig av hvordan damp produseres.
• Et naturgassfyrt kraft-varme-anlegg, uten CO₂-fangst, for produksjon av strøm og damp reduserer fangstgraden betraktelig. Selv om 90% fangstgrad ble brukt for de undersøkte eksosstrømmene, ble netto CO₂-fangstgrad fra disse strømmene cirka 60%.
• CO₂-konsentrasjon har innvirkning på kostnaden – for eksempel har Case 04-01 lav CO₂-konsentrasjon og case 04-04 høy CO₂-konsentrasjon.
• For noen strømmer må også svovel fjernes før CO₂ kan fjernes, noe som bidrar til økte kostnader.
• Fangstanleggets størrelse påvirker kostnaden for CO₂-fangst noe, men innvirkningen fra faktorer som CO₂-konsentrasjon og behov for svovelfjerning er større.
• Kostnaden for integrasjon i raffineriet (for eksempel legging av rør og flytting av eksisterende komponenter) er ikke neglisjerbar.
• Det er ikke noen kostnadsvariasjoner som er direkte koblet til kompleksiteten i raffineriet.

Konklusjoner og anbefalinger: ReCap-prosjektet har ikke funnet noen fundamentale hinder for å implementere CO₂-fangst i moderne oljeraffinerier. Men for å evaluere om et spesifikt raffineri egner seg for fullskala CO₂-rensing og f.eks. kan levere CO₂ for lagring på norsk sokkel, må dette studeres basert på data fra dette spesifikke raffineriet. Utfordringen med plassbehov for CO₂-fangst og kompresjon må tas med i vurderingen.

Så langt det er mulig bør man unngå å bruke et separat kraft-varme-anlegg for produksjon av damp og strøm, da dette øker kostandene betraktelig og også reduserer CO₂-fangstgraden (såfremt kraft-varme-anlegget ikke utstyrs med CO₂-fangst, noe som vil øke kostnader og kompleksitet).

Raffinerier har generelt, for å være driftssikre, reservekapasitet for kraft- og varmeproduksjon. En anbefaling fra ReCap-prosjektet er at det ville være interessant å studere i hvilket omfang bruk av denne reservekapasiteten og annen eksisterende overskuddsvarme, kombinert med bruk av mere moderne og energieffektive aminer og aminprosesser, kan få ned kostnadene for CO₂-fangst.