|
En opdateret analyse af Danmarks muligheder for at reducere emissionerne af NOx 7 Offshore[22]Tiltag vedrørende NOx reduktion offshore er udelukkende koncentreret om de 19 ”single-fuel” gasturbiner af nyere dato, som blev valgt ud i forbindelse med 2006-rapporten, fordi de blev vurderet egnet til opgradering til Dry Low Emission (DLE) NOx reduktionsteknologi. Med ”single-fuel” gasturbiner menes gasturbiner, der udelukkende bruger naturgas som brændsel. Af de 19 gasturbiner er gasturbine CT-3570 på Dan FE sorteret fra, da den jævnfør 2006-rapporten forventes taget ud af drift i løbet af 1 år. I bestræbelserne på at komme med et så retvisende billede af potentialet for NOx reduktioner i offshore har der været taget kontakt til de primære aktører på området, det vil sige Mærsk Olie og Gas, som er operatøren af de 18 gasturbiner og følgende 4 leverandører af teknisk udstyr:
Med hensyn til de 4 leverandører er det lykkedes at komme i dialog med GE og Solar Turbines, mens Siemens og Rolls Royce Marine ikke har svaret på COWI's henvendelse. For Siemens og Rolls Royce Marines gasturbiner er det opdaterede NOx reduktionspotentiale alene baseret på brochuremateriale downloadet fra de respektive firmaers hjemmesider. I det tilgængelige brochuremateriale har det ikke været muligt at få verificeret NOx emissionen, hverken ved en standard gasturbine eller en DLE gasturbine, hvorfor emissionsdata er identiske med 2006-rapporten. Ved beregning af NOx reduktionspotentialet er de overordnede driftsforudsætninger fra 2006 genbrugt ved opdateringen. Det vil sige en årlig driftstid på 95 % af 8760 timer og en gennemsnitlig belastning på gasturbinerne på 79 % for alle undtaget RR Avon, hvor der kun er regnet med en belastning på 65 % og Solar Titan 130 på Halfdan D, hvor der er regnet med en belastning på 80 %. De opdaterede gasturbinedata er ved ISO standardbetingelser, dvs. ved 15 °C, 60 % relativ fugtighed, havniveau og naturgas med nedre brændværdi på 35 MJ/Nm3 som brændstof. Det har ikke været muligt at finde frem til hvilke betingelser 2006-data er baseret på. I nedenstående tabel er der foretaget en sammenstilling af det opdaterede NOx reduktionspotentiale og reduktionspotentialet fra 2006-rapporten. Tabel 7-1 Sammenligning af reduktions-potentialer for NOx-emissioner Som det fremgår af tabellen er det samlede NOx reduktionspotentiale forøget med 493 tons pr. år, svarende til godt 10 %. Grunden til at reduktionspotentialet er forøget for Avon 2656 gasturbinen er primært, at røggasmængden ved 100 % last er fundet til at være 277.200 kg/h og ikke 216.103 kg/h som benyttet i 2006-rapporten. Derudover er der konstateret nogle regneunøjagtigheder i 2006-opgørelsen, som gør, at det samlede reduktionspotentiale er forøget med ca. 72 %. For Tornado gasturbinerne skyldes det forøgede reduktionspotentiale primært regneunøjagtigheder i 2006 opgørelsen og i mindre grad, at røggasmængden er fundet til at være 106.200 kg/h mod 104.400 kg/h i 2006-rapporten. For GE gasturbinerne skyldes det forøgede reduktionspotentiale en forbedring af NOx emissionen ved DLE fra 42 ppm til 25 ppm. For Solar gasturbinerne skyldes det forøgede reduktionspotentiale en forbedring af NOx emissionen ved DLE fra 42 ppm til 38 ppm. Med hensyn til investeringens størrelse, så har det ikke været muligt at få oplyst helt eksakte tal fra de kontaktede leverandører. I 2006-rapporten blev der oplyst investeringer på i gennemsnit 154 mio. kr. pr. gasturbine fordelt som følger:
I denne opgørelse er RR Avon maskinen udeladt, da totalinvestering for denne turbine på 316 mio. kr. fordelt på 70 mio. kr. i udstyr inkl. installation, 14 mio. kr. i administration og 232 mio. kr. til beboelse falder langt ved siden af de 17 øvrige maskiner. Indikationerne fra de to leverandører har været, at investeringsniveauet for udstyr inkl. installation er på niveau med de tilsvarende tal fra 2006-rapporten, det vil sige fra ca. 26 mio. kr. til ca. 56 mio. kr. pr. gasturbine. Vedrørende administration, så er det uklart hvad denne omkostning på i gennemsnit 7,5 mio. kr. pr. gasturbine dækker over. Med hensyn til beboelse, så har COWI ikke kunnet få verificeret om det er nødvendigt at have en beboelses-rig til rådighed for at have plads til de håndværkere, der skal foretage opgraderingen af gasturbinerne. I forlængelse af dette har det heller ikke været muligt at få verificeret om det i bekræftende fald skal koste i gennemsnit 109 mio. kr. pr. gasturbine, svarende til at have beboelses-riggen liggende i ca. 100 dage. De to leverandører har oplyst, at en on-site opgradering af en gasturbine til DLE vil kræve mellem 1 uge og 4 ugers nedluk alt afhængigt af om man kan nøjes med udskiftning af brændkammeret alene (turbiner forberedt for DLE) eller der skal foretages en gennemgribende opgradering af gasturbinen - herunder udskiftning af styre- og kontrolsystemer. Ud over dette kræves en del on-site forberedelses- og opfølgningsarbejder. Det generelle omfang af dette har ikke kunnet klarlægges. I den tilsvarende norske rapport fra 2006 er der oplyst en varighed af nedluk på 4 uger pr. gasturbine og samlet set 7 ugers arbejde offshore inkl. forberedelser. I forhold til 2006-rapportens tal er det springende punkt derfor helt åbenlyst behovet for at leje en beboelses-rig til indlogering af håndværkere i forbindelse med opgradering af hver eneste gasturbine. Leverandørernes oplysninger om 1-4 ugers nedluk og den norske rapports oplysninger om 4-7 ugers samlet arbejdstid offshore indikerer, at en omkostning på 109 mio. kr. i gennemsnit, svarende til ca. 100 dages rigleje, sandsynligvis er noget for høj. Bruges en rigleje på $200.000 pr. dag (ca. 1,1 mio. kr.) som i 2006-rapporten og tages der udgangspunkt i oplysningerne fra leverandørerne og den norske rapport, så vil rigleje i 4-7 uger beløbe sig til 31 mio. kr. til 54 mio.kr. På basis af disse oplysninger er det COWI's vurdering, at udgifterne til opgradering af 17 af de 18 gasturbiner offshore vil ligge i intervallet 57 mio. kr. til 110 mio. kr. ekskl. omkostninger til administration på i gennemsnit 7,5 mio. kr. Igen er RR Avon gasturbinen taget ud, da den udgiftsmæssigt falder langt udenfor de øvrige gasturbiner. Videre er det COWI's anbefaling, at Miljøstyrelsen går i dialog med Mærsk Olie og Gas og eventuelt også leverandørerne for at få en mere konkret vurdering af omkostningsniveauet ved opgradering til DLE offshore. [22] Efter udarbejdelsen af rapporten er der modtaget kommentarer fra Mærsk Olie og Gas. Disse kommentarer har det ikke være muligt at indarbejde i rapporten. I kommentarerne anfører Mærsk Olie og Gas at de vurderer at opgørelsen i 2006 rapporten overvurderede det reelle reduktionspotentiale. Endvidere anføres det at nedlukningstiderne ikke vurderes at være kortere end de som blev anvendt i 2006 rapporten.
|