Valg mellom gassmotor og gassturbin for kraftproduksjon i et petrokjemisk anlegg

Abstract

Statoil metanolfabrikk på Tjeldbergodden er et energikrevende anlegg som er avhengig av betydelige mengder importert kraft. Det vurderes derfor om det skal installeres en gassturbin, eller eventuelt 4 gassmotorer, for å øke energiproduksjonen og dermed selvforsyningen. Denne rapporten har til hensikt å evaluere tilleggsprosjekter for økt energieffektivitet knyttet til de to alternativene. Evalueringen skal så legges til grunn for en anbefaling til Statoil om hvilke av de to løsningene som er mest hensiktsmessig. Første del av rapporten gir en teoretisk bakgrunn for henholdsvis gassmotorer og gassturbiner. Her beskrives generelle prinsipper og grunnleggende likninger for stempelmotorer og turbiner, samt de spesifikke maskinene som vurderes på Tjeldbergodden. Rapporten vurderer totalt fem ulike prosjekter, fire i sammenheng med installasjon av gassmotorer og ett i sammenheng med gassturbinen. Bakgrunnen for resultatene er simuleringer i PRO/II og HYSYS samt manuelle beregninger av blant annet varmeovergangstall. Antagelser er hentet fra leverandører, Statoil internt og fra fagpersoner ved NTNU. Prosjektet som kommer best ut er produksjon av mellomtrykksdamp ved varmeveksling mot gassturbineksos. Inntil 14 MW varme kan gjenvinnes fra eksosgassen og maksimal dampproduksjon er 18 tonn/time. Det er mulig å kjøre gassturbinen uten økte CO2-utslipp ved å redusere innfyrt effekt i hjelpekjel samt øke dampekstraksjon fra turbogenerator noe. En slik drift vil øke netto effektproduksjon med 6 MW. Direkte varmeveksling mellom gassmotoreksos og saturatorvann gjenvinner maksimalt 7,6 MW varme og kjøler eksosen til 140 ºC. Det er mulig å redusere utslipp av CO2 med 16000 tonn/år ved redusert innfyring i hjelpekjel. Alternativt kan produksjon i turbogenerator økes med 3 MW, noe som vil gi en årlig inntekt på omtrent 8 millioner NOK. Oppvarming av saturatorvann via trykksatt vann kan gjenvinne 6 MW eksosvarme, men innebærer et noe mer komplekst anlegg enn direkte oppvarming. Forvarming av matevann før desuperheater vil kunne gjenvinne 5,8 MW varme fra gassmotoreksosen. Dette krever både fordamping og overheting av matevannet. Produsert effekt fra turbogenerator øker med 2 MW, tilsvarende årlig inntekt på 6 millioner NOK, som følge av redusert behov for høytrykksdamp. Prosjektet som kommer dårligst ut i rapporten er forvarming av forbrenningsluft til primærreformer. Maksimal varmegjenvinning er 5,7 MW og redusert CO2-utslipp pr år blir inntil 15800 tonn. Problemer med plassering av gassmotorer, økte utslipp av NOx og usikkerheter rundt effekter på eksisterende vekslere gjør at dette er et prosjekt det er lite aktuelt å gå videre med. Rapporten antyder at den beste løsningen for økt energiproduksjon på Tjeldbergodden vil være en gassturbin kombinert med et dampgenereringsanlegg. Det finnes imidlertid potensial for varmegjenvinning også fra gassmotorer og dette bør være gjenstand for en detaljert økonomisk analyse.