6. NOx-reduserende teknologi på sokkelen

NOx-rapport-endelig

Innhold på siden:


 

 

Som vist i kapittel 4.3, er gassturbiner den dominerende utslippskilden. Historisk har størst innsats vært rettet mot utvikling og implementering av tiltak for å redusere disse utslippene.

 

6.1 Turbinteknologi

Reduksjon av NOX-utslipp fra gassturbiner har fått økt oppmerksomhet de siste 10-20 årene, og betydelige ressurser er satt inn på å utvikle ny teknologi. Dette gjelder også alle leverandørene av turbiner til norsk sokkel. Teknologiutviklingen har hovedsakelig foregått innen to hovedområder:

  1. Rensing av avgass ved bruk av selektiv og ikke-selektiv katalyse.
  2. Teknologier som reduserer temperaturen i turbinens forbrenningskammer.

På grunn av de store mengdene overskuddsluft som brukes i gassturbiner, er katalytisk rensing lite anvendbart for denne type utstyr. Teknologier som senker forbrenningstemperaturen har vist seg klart mest kostnadseffektive for turbiner på sokkelen.

Tradisjonelle turbiner på sokkelen kalles Single Annular Combustor (SAC). Figur 8 viser en av de mest vanlige SAC turbinene på sokkelen, GE LM2500+. Denne turbinen bygger på flymotorteknologi og er spesielt egnet offshore på grunn av den kompakte konstruksjonen som gjør den mindre plasskrevende enn tradisjonelle industriturbiner i landbasert industri.

 

Figur 8 - Last ned pdf

Figur 8. Eksempel på SAC turbin (GE LM2500+)
(Kilde: GE)

 

6.1.1 DLE

Såkalte DLE- (Dry Low Emission) turbiner ble introdusert på sokkelen i 1998. Disse turbinene reduserer NOx-utslippene i forhold til SAC-turbiner med 50 – 90 prosent, avhengig av turbintype og lastgrad. Alle gassturbiner som er installert på norsk sokkel etter 2000 og som kun bruker gass som brennstoff, er såkalte DLE turbiner.

DLE-turbiner er generelt mye mer kompliserte, med et sofistikert system for styring av brenselstilførselen gjennom et stort antall dyser (se Figur 9). Disse turbinene er datastyrt i langt større grad enn SAC-turbiner. Dette stiller andre krav til driftsoperatørene og gjør operatørselskapet mer avhengig av støtte fra turbinleverandøren.

 

Figur 9 - Last ned pdf

Figur 9. Eksempel på DLE turbin (GE LM2500+DLE)
(Kilde: GE)

 

Brennkammeret i en DLE-turbin er bygget opp etter andre prinsipper enn i konvensjonelle SAC-turbiner. Forbrenningstemperaturen kontrolleres gjennom en spesiell konstruksjon av brennkammeret. Teknologien varierer mellom de forskjellige fabrikater. For General Electric sine DLE-turbiner (LM 1600, LM 2500 og LM 6000) er brennkammeret bygget som en stor krans rundt turbinens senterlinje og har en diameter som er større enn turbinens rotorer.

Konvensjonelle SAC-turbiner har et betydelig mindre brennkammer som er plassert godt innenfor den sylinderen som omslutter turbinens roterende deler. Dermed blir DLE-turbinen mer plasskrevende og kan ikke kobles direkte til eksisterende prosessutstyr som kraftgenerator eller kompressorer, uten betydelige endringer i plasseringen av dette utstyret.

Figur 10 somviser en typisk SAC-turbin koblet opp mot en generator, beskriver hvordan hele utstyrspakken må heves for å få byttet ut selve turbinen med en DLE-turbin. Dette vil fordyre utskiftingen til lav-NOx.

 

Figur 10 - Last ned pdf 

Figur 10. Oppkoblet turbin og kraftgenerator
(kilde: GE)

 

I en SAC-gassturbin øker utslippene av NOX med lasten på turbinen, dvs. også med den virkningsgraden turbinen har under last. For DLE-turbiner dannes NOX på en annen måte. For de fleste DLE-turbiner er NOX-utslippene i ppm i avgassen (og g/brennstoffenhet) tilnærmet konstant i turbinens normale arbeidsområde (50 til 100 prosent last). For en del DLEturbintyper går utslippene i ppm noe opp når lasten går under 50 prosent. Dette gjelder de fleste DLE-turbiner på norske sokkelinnretninger. Utslippene i ppm som funksjon av lastgrad er skjematisk vist i Figur 11.

 

Figur 11 - Last ned pdf 

Figur 11 Utslipp av NOX som funksjon av lastgrad (prinsippskisse)

 

De ulike produsentenes brennkammerkonstruksjoner medfører variasjoner i NOX-dannelsen. NOX-utslippene fra en lav-NOx turbin varierer stort sett mellom 25 og 60 ppm i avgassen, avhengig av produsent, turbintype og last på turbinen. GE LM2500 DLE, den dominerende DLE-turbinen på norsk sokkel, har et garantert NOX-utslipp på < 25 ppm NOX i avgassen ved lastgrad over 50 prosent.

Dette gjør at effekten av NOX-reduserende tiltak vil være bedre for SAC-turbiner som går på høy last enn for tilsvarende turbiner som går på lav last. Effekten av tiltak på SAC-turbiner som brukes som direktedrivere til store eksportkompressorer vil normalt gi god reduksjonseffekt, fordi slike turbiner ofte opereres med høy og jevn last i store deler av levetiden. Gassturbiner som brukes til generatordrift, har ofte langvarige og kortvarige lastvariasjoner. En del av disse turbinene går periodevis eller fast på redusert last og korresponderende lavere virkningsgrad. Dette innebærer at:

  • Utslippsreduserende effekt ved overgang til lav-NOX-teknologi vil være mindre enn for turbiner som går på full last.
  • Beregnede NOX-utslipp basert på fast faktor er usikre.

Det er også utviklet lav-NOx-turbiner som kan gå på både gass og diesel ("dual fuel"). Dual fuel turbiner er aktuelle i situasjoner hvor gass ikke er tilgjengelig på innretningen, som f. eks. under revisjonsstans, under oppstart, og hvis gassproduksjonen er liten. Denne type teknologi har nå vært i bruk på tre felt siden 2008.

 

6.1.2 WLE

Wet Low Emmission (WLE) er et samlebegrep for bruk av vann eller vanndamp til å senke temperaturen i brennkammeret. Denne teknologien stiller strenge krav til rensing av store mengder vann til en renhet som muliggjør injeksjon i gassturbiner. Et slikt renseanlegg er både tungt og plasskrevende og kan derfor være vanskelig å installere offshore.

WLE kan redusere utslippene av NOX til tilnærmet samme nivå som DLE-teknologien (25 – 42 ppm i avgassen). GE tilbyr vanninjeksjons-opplegg for sine LM2500-turbiner med en maksimal NOX-konsentrasjon i avgassen på 25 ppm. Det er fremdeles usikkert hvordan denne teknologien påvirker regularitet og vedlikehold av turbinene.

 

6.2 Implementering av utslippsreduserende teknologi

Alle virksomheter som er tilsluttet NOx-fondet, må utarbeide en plan for mulig NOxreduserende tiltak innen to år etter tilslutning. Det er ikke utført nye tiltakskostberegninger i dette arbeidet. Investeringskostnadene er hentet fra NOx-fondets oversikt over tiltakssøknader som er innstilt til støtte (Næringslivets NOx-fond, 2013). Investeringskostnadene som det refereres til her, viser dermed ikke et fullstendig bilde av kostnadene til NOx-reduserende tiltak på sokkelen. NOx-fondet innstiller en støttesats, både i prosent og per kg NOx fjernet årlig, og en øvre grense for maksimal investeringsstøtte. Investeringsstøtte utbetales etter at NOx-reduksjonen er verifisert av DNV.

 

6.2.1 Utskifting av SAC-turbiner med Lav-NOx på felt i drift

Investeringskostnadene ved å ettermontere DLE på tilrettelagte gassturbiner ble i 2005 beregnet til å ligge mellom 50 – 200 millioner kroner per turbin. For gassturbiner som ikke er tilrettelagt for ettermontering, ble tilsvarende kostnader anslått å ligge mellom 350 – 600 millioner kroner per enhet. De høye kostnadene har ført til at ettermontering i liten grad er utført. Men etter som gamle innretninger tas ut av drift og nye kommer til, øker andelen av lav-NOx turbiner (se Figur 12).

 

Figur 12 - Last ned pdf 

Figur 12 Utvikling av NOX-utslipp fra gassturbiner fordelt på SAC og DLE

 

Figuren viser at utslippene fra SAC-turbiner har gått ned, mens utslippene fra DLE-turbiner har gått litt opp. Dette skyldes følgende:

  • Noen få SAC-turbiner er konvergert til lav-NOX (DLE) (blant annet Norneskipet).
  • Noen innretninger med SAC-turbiner er stengt ned i løpet av de siste ti årene. På enkelte av de store innretningene som fremdeles er i drift, er energibehovet redusert og dermed også NOX-utslippene.
  • Alle nye gassturbiner for gassdrift etter 2000 er DLE-turbiner. Dette har medført at den relative andelen av SAC-turbinenes energiproduksjon er redusert til fordel for DLE-turbiner.

Trenden som er vist i Figur 12 kan forventes å fortsette i årene framover. Den første single fuel DLE-turbin på norsk sokkel ble satt i drift i 1998. Siden tusenårsskiftet er alle nye gassturbiner på sokkelen som kjører på naturgass av type DLE. Alle de større leverandørene av gassturbiner, GE, Rolls Royce, Alstom og Solar, har utviklet og levert single fuel DLEturbiner for anvendelse på olje- og gassinnretninger til havs. Av de totalt 178 turbinene som er installert på sokkelen, er 41 lav-NOx. Dette tilsvarer 23 prosent.

 

6.2.2 Driftserfaringer med lav-NOx (DLE)

15 års erfaring med DLE-turbiner på norsk sokkel viser at dette nå er en vel etablert teknologi og anses som BAT. Statoil, ConocoPhillips, BP, Esso og GDF Suez har alle driftserfaringer med bruk av single fuel DLE-turbiner på norsk sokkel. Hovederfaringen deres er at det har vært en del problemer med lav-NOX, og at kostnadene er blitt høyere enn for SAC-turbiner.

Utfordringene er særlig knyttet til at:

  • Brenngasstilførselen til en turbin hentes normalt fra ulike brønner og reservoar. Brønnstyring er en dynamisk prosess, med nedstruping, oppstart, avstengning og endringer som kan gi variasjoner i sammensetning og brennverdi på gassen som fyrer turbinen. Dette går normalt greit på gassfyrte turbiner. DLE-turbiner er imidlertid kalibrert til å operere i et smalt ”vindu” med hensyn til variasjon i gassens sammensetning og brennverdi. Hvis ”vinduet” overskrides, kan turbinen få driftsproblemer som kan føre til driftsstans. I tillegg er det erfart at brenngass med høyt våtgassinnhold sliter på og kan ødelegge forblandere og brennere. Forurenset gass kan gi også andre komponent-problemer.
  • Turbindrevne generatorer leverer elektrisk kraft direkte på plattformens strømnett. Nettet må tåle brå og store lastendringer i motsetning til et mer stabilt nett på land. Dette håndteres greit av tradisjonelle SAC-turbiner, mens det har bidratt til hyppigere utfall/nedstengning for DLE-turbiner.
  • Erfaringer fra norsk sokkel har vist at det omfattende kontroll- og styringssystemet på en DLE-turbin kan være sårbart overfor vær, vind og kulde. Rør og pakninger må derfor isoleres.

DLE-turbinene har imidlertid kommet i jevn drift, og pålitelighet og driftskostnader nærmer seg nivået for SAC-turbiner. Oppsummert kan en slå fast at single fuel DLE i dag er en godt utprøvd teknologi på norsk sokkel.

 

6.2.3 Driftserfaring med dual fuel DLE

For turbiner som skal kunne kjøres både med naturgass og diesel som brennstoff, såkalte ”dual fuel” turbiner, ble DLE-teknologien lenge vurdert som ikke utprøvd offshore. I 2008 ble det startet opp dual fuel DLE-turbiner på to felt på norsk sokkel, Volve og Alvheim. På Alvheim opereres to dual fuel LM2500-turbiner, mens Volve har to dual fuel Solar Titan 130- turbiner. Med unntak av litt startsproblemer, har begge turbininstallasjonene i følge operatørselskapene fungert tilfredsstillende i de 4-5 år de har vært i drift. For begge innretningene har det vært få problemer og tilnærmet ingen driftsstans direkte knyttet til DLEfunksjonen. På det BP-opererte oljefeltet Skarv startet produksjonen ved årsskiftet 2012/2013 på produksjonsskipet Skarv FPSO. Skipet er utstyrt med fire lav-NOx-turbiner, hvorav to er single fuel og to er av typen dual fuel. OD er ikke kjent med at det var store problemer med å starte opp disse turbinene.

Dual fuel DLE er kompleks teknologi og krever ifølge operatørselskapene mer inngående driftskompetanse og mer oppfølging fra leverandører enn tradisjonelle SAC-turbiner. Det er ikke kommet fram noe som indikerer at teknologien ikke skulle være brukbar også for andre felt. Det forhold at ”dual fuel” DLE-teknologi har fungert godt på tre innretninger, viser at teknologien fungerer bra på denne turbintypen. Forholdene kan være annerledes for andre turbinmerker og -typer.

 

6.2.4 Wet Low Emmission (WLE)

Statoil er i gang med å implementere WLE på Troll C-plattformen i nordlige Nordsjøen. Dette prosjektet er evaluert og godkjent av partnerne med tilskudd fra NOx-fondet. Oppstart planlegges til våren 2014. Troll er det første feltet på norsk sokkel hvor denne teknologien blir tatt i bruk. Det kan derfor kalles et pilotprosjekt på norsk sokkel. Spesielt viktig er det å teste om at det kan levere vann av den renhet som teknologien krever. Størrelsen på utstyret samt høye kostnader tilsier at denne teknologien ikke kan tas i bruk på alle innretninger med turbiner.

I følge NOx-fondets oversikt er total investering for piloten på 255 millioner kroner, hvor fondet har innstilt en støttesats på 10,8 prosent av investeringen. I tillegg kommer 5 millioner kroner til studie, hvorav NOx-fondet har innstilt støttesats på 15 prosent. Piloten anslås å medføre en reduksjon på 278 tonn i året.

 

6.3 NOx-reduserende tiltak for store dieselmotorer

Det er installert en rekke dieseldrevne stempelmotorer på sokkelen. De fleste er nødgeneratorer som sjelden er i drift. Andre eksempler er dieseldrevne brannvannspumper og kraner. På enkelte eldre innretninger drives boringen av dieselmotorer som har dieseldrevne sementpumper.

Det er innrapportert til OD at det er installert 29 motorer for generering av kraft på faste innretninger på sokkelen i 2013. Ikke alle disse er i drift.

Det er altså få faste innretninger som får sin hovedkraft fra dieselmotorer. De innretningene som har installert dieselgeneratorer som hovedkraftkilde er Balder, Varg, Veslefrikk og Petrojarl 1, som opererer på Glitnefeltet. Navion Saga er lagerskip for oljeproduksjonen på Volve. Den har fem dieselmotorer om bord. Følgene innretninger har installert større dieselgeneratorer som hjelpekraft med varierende driftstimer pr. år: Norne, Åsgard A og Jotun A. Alle disse innretningene er produksjonsskip, med unntak av Veslefrikk B, som er en halvt nedsenkbar prosess/bolig-plattform. Nyere produksjonsskip som Alvheim (2008) og Skarv (2012/13) har turbiner (lav-NOx) til kraftgenerering.

Leverandørene av dieselmotorer har forskjellige tiltakspakker for å redusere utslippene av NOx. Tiltakene reduserer NOx-utslippene fra 15 – 85 prosent. Kostnader og kompleksitet knyttet til installasjon av disse tiltakene vil variere. Noen av tiltakene vil innebære årlige investeringer, mens andre kun medfører en engangs investering.

 

6.3.1 Lav-NOx motor (Wartsila)

Dette er en type lavttrykksmotor beregnet for gassdrift som er installert på Petrojarl 1 (produksjonsskip på Glitne siden år 2000). Denne typen turboladet diesel/gassmotor trenger kun fire bar gasstrykk og en prosent diesel som tilleggsdrivstoff og har en virkningsgrad på 44 prosent. Utslipp er målt helt ned til 1,3 g/kWh (90 vol. ppm).

 

6.3.2 Lav-NOx-konvertering av motorer

Slik konvertering som medfører ombygning av sylinder og innsprøytningssystem, og som fører til en mer effektiv forbrenning, vil redusere utslippet med ca. 2 g/kWh (140 vol. ppm NOx) i forhold til standardmotoren (utslipp etter konvertering ca. 11,5 g/kWh, dvs. 800 ppm NOx). En positiv tilleggseffekt ved tiltaket er at ytelsen på motoren øker noe.

 

6.3.3 Dual Fuel motorer

Gassdrift vil medføre lavere utslipp enn dieseldrift i motorer, i størrelsesorden 5 g/kWh (350 ppm NOx). Gassdrift krever egne dyser og en mindre ombygging av motoren.

For felt på sokkelen som har dual fuel-motorer som kraftgeneratorer, vil det både kostnadsmessig og utslippsmessig være fordelaktig å kjøre på gass dersom gass er tilgjengelig. Det kan likevel være slik at dette av ulike årsaker ikke lar seg gjøre.

I det følgende skal vi se på noen eksempler:

Veslefrikk B, som er en ombygd borerigg (Smedvigs "West Vision"), har installert åtte store motorer (Wärtsilä) som produserer kraft til prosessanlegget. Veslefrikk har også en direktedrevet turbin (Solar Mars) som driver en vanninjeksjonspumpe og en LM2500-turbin som produserer elektrisitet. Motorene var bygget for drift med både diesel og gass (høytrykk), men store problemer med gasstilførselen har gjort at motorene i hovedsak har gått bare på diesel i de siste årene.

Figur 13 viser historiske utslipp av NOx, totalt og kildefordelt på Veslefrikk. Figuren viser at utslippsbidraget fra diesel- og gassdrift er i samme område. Brenngassbidraget kommer fra turbindrift.

 

Figur 13 - Last ned pdf

Figur 13 Historiske utslipp av NOx på Veslefrikk, totalt og kildefordelt.
Kilde: Statoil

 

Statoil arbeider nå med et prosjekt hvor fire av motorene på Veslefrikk skal bygges om til å kunne bruke lavtrykksgass. Total investeringskostnad ligger på 251,4 millioner kroner for en utslippsreduksjon på 1176 tonn per år. Prosjektet er støttet av midler fra NOx-fondet, hvor fondet har innstilt en støttesats på 80 prosent av investering. Etter planen skal arbeidet ferdigstilles i 2014.

Statoil ser følgende fordeler med ombyggingen:

  • Betydelig reduksjon i utslipp av NOx og CO2
  • Høy regularitet som følge av oppgraderte motorer
  • Betydelig lavere driftskostnader
  • Mindre logistikk
  • Teknologien og prosjektstrategien er også overførbar til flere andre installasjoner og har således et interessant potensial.

Balder FPU, som opereres av ExxonMobil, produserer kraft ved hjelp av fire 5,7 MW høytrykk gass/diesel motorer (Wärtsilä High Pressure Dual Fuel engines). Motorene ble tidligere drevet med produsert gass ved normal drift og har en høy virkningsgrad, i området 45-47 prosent.

Oljeproduksjonen på Balderfeltet startet i september 1999, og forventet avslutning for Balder og det tilkoblede Ringhorne er anslått til 2025. Gassreservene var i utgangspunktet små, og motorene har gått på både gass og diesel. Gassforbruket nådde en topp i 2004, og har gradvis blitt redusert. De siste årene (2011 og 2012) har motorene utelukkende gått på diesel (se Figur 14). Dette skyldes i følge ExxonMobil flere forhold. Balder har som Veslefrikk hatt problemer med å kjøre motorene på høytrykks gass. Sikkerhetsaspektet og begrenset gasstilgang har også vært viktige faktorer for å gå over til dieseldrift av motorene på Balderskipet. 

 

Figur 14 - Last ned pdf

Figur 14 Historisk diesel og brenngassforbruk i motorer på Balder og Ringhorne

 

For å redusere utslippene av NOx planlegger ExxonMobil nå i samarbeid med motorleverandøren Wärtsilä å bygge om motorene til lav-NOx dieseldrift. Siden en av motorene er i stand by, kan denne bygges om når feltet er i drift. Oppstart av ombyggingsarbeidet på den første av motorene planlegges til høsten 2013. Ombyggingen av de fire motorene på Balder forventes å ha en samlet investeringskostnad på 56,3 millioner kroner og anslås å gi en utslippsreduksjon på 254 tonn NOx per år. NOx-fondet har innstilt på en støttesats for investering til 80 prosent (Næringslivets NOx-fond, 2013).

 

6.3.4 Direkte vanninnsprøyting

Innsprøyting av vann under høyt trykk for å kjøle ned flaten i brennkammeret før tenning, vil redusere NOx mengden. Metoden kan gi en reduksjon på opp til 4 g/kWh (280 ppm NOx) i forhold til standardmotoren (9,5 g/kWh, dvs. 665 ppm NOx).

Et komplett vannbehandlingssystem krever en ombygging av sylindertopper, samt lager, rensing og høytrykks pumpesystem for vann. Et vanntrykk på 210 – 400 bar er nødvendig, avhengig av motortype. Vannet må dessuten være svært rent, noe det normalt ikke er tilgang til offshore. Derfor krever dette krever installasjon av renseanlegg som er både plass- og vektkrevende. Vannforbruket anslås til ca. 100 – 130 g/kWh.

En negativ effekt av vanninjeksjon er at forbruket av brennstoff øker med 2 – 3 prosent.

Per i dag har NOx-fondet ikke gitt støtte til slike tiltak, verken på faste eller mobile innretninger.

 

6.3.5 Selektiv katalytisk reaksjon (SCR)

Denne løsningen er den metoden som gir det laveste utslippet av NOx, ned mot 1 – 2 g/kWh (70 – 140 ppm NOx).

Metoden bygger på at de nitrøse gassene i eksosen reagerer med tilsatt urea over en katalysator og omdannes til nitrogengass (N2) og CO2. Utslippsreduksjonen avhenger blant annet av hvor mye urea som tilsettes.

SCR brukes på en del ferger, og er primært installert for å få konsesjon til å drive. Metoden berører ikke selve motoren, men renser eksosgassen ved hjelp av kjemisk reaksjon mellom urea og eksosgassen. Prinsippet består av en katalytisk reaktor som bygges inn i eksisterende eksoskanal, enten som en ny enhet eller som en erstatning for eksisterende lyddemper (Wärtsiläs konsept), en måle-/kontrollenhet for røykgassparametre, en tank for urea og en pumpe/dyse injeksjonsenhet oppstrøms reaktoren.

Siden tiltaket også krever bruk av kjemikalier, blir det en kostnad for innkjøp og transport av kjemikaliene. Hvert 2 – 4 år må dessuten reaktorelementet skiftes ut. NOx-fondet gir i tillegg til investeringsbidrag også driftsstøtte.

 

6.4 Flyttbare innretninger og skip

Med flyttbare innretninger menes i petroleumssammenheng floteller, borerigger og brønninterveneringsinnretninger (skip) som driver leteboring, produksjonsboring og overhaling av havbunnsbrønner. Når disse opererer på norsk sokkel, er de underlagt norsk petroleumsregelverk (Rammeforskriften §3). Når de er under transport, gjelder sjøfartsregelverket. Siden slike innretninger gjerne opererer over landegrensene, er det det internasjonale sjøfartsregelverk (IMO) som ligger til grunn for design. Kraftbehovet til slike innretninger dekkes vanligvis av dieseldrevne motorer.

Per dags dato har NOx-fondet støttet motorombygging på 10 mobile rigger. Samlet løpende investeringskostnad på disse ombyggingene har vært i overkant av 138 millioner kroner. Dette har gitt en anslått årlig NOx-reduksjon på i underkant av 900 tonn (Næringslivets NOxfond, 2013).

Så langt er SCR-teknologi brukt mer på skip enn på mobile rigger. Per i dag har to mobile rigger fått innvilget støtte til SCR-teknologi fra NOx-fondet. Norshore Atlantic er et nybygg, mens Maersk Innovator bygges om. Samlet investeringskostnad er estimert til 24,6 millioner kroner mens årlig reduksjon av NOx-utslipper anslått til 335,94 tonn (Næringslivets NOxfond, 2013).

I tillegg til disse riggene, er det stor skipsaktivitet tilknyttet petroleumsvirksomheten på sokkelen, (bøyelastere, forsyningsskip, beredskapsfartøy, rørleggingsfartøy, dykkerskip osv.). Alle disse er underlagt sjøfartsreglementet og rapporterer derfor ikke sine utslipp under petroleumssektoren. NOx-fondet gir driftsstøtte som dekker deler av kostnadene ved kjøp av urea til bruk i SCR. I tilfeller hvor langsiktige kontrakter for offshore supplyfartøy inkluderer utgifter til drivstoff og urea, refunderer NOx-fondet ureakostnaden for oljeselskapene.

 

6.4.1 Krav til NOx-utslipp i internasjonalt skipsregelverk

Den internasjonale skipsfartsorganisasjonen (International Maritime Organization (IMO)) er FNs sjøsikkerhetsorganisasjon, opprettet i 1948 for å ivareta sikkerheten til sjøs og å hindre forurensning av det marine miljø. IMO har 170 medlemsstater og en rekke spesialiserte komitéer som utvikler internasjonale lover og regler.

IMOs regelverk mot forurensning fra skip, er en del av den "internasjonale konvensjon for hindring av forurensning fra skip", kjent som MARPOL 73/78. Den 27. september 1997 ble MARPOL-konvensjonen endret ved "1997-protokollen", som inkluderer vedlegg (Annex) VI med tittelen "Prevention of Air Pollution from Ships". MARPOL vedlegg VI setter grenser for NOx-, partikkel- og SOx-utslipp fra skipseksos, og forbyr bevisste utslipp av ozonreduserende stoffer.

IMOs utslippskrav blir ofte referert til som Tier I... III standarder. Tier I-standardene ble definert i 1997-versjonen av Annex VI, mens Tier II / III-standardene ble introdusert i revideringen av denne i 2008.

Annex VI trådde først i kraft 19. mai 2005 etter at 15 land hadde ratifisert den. Vedlegget gjelder med tilbakevirkende kraft for nye motorer større enn 130 kW installert på skip bygget etter 1. januar 2000, eller som gjennomgår en stor ombygging etter denne dato. Kravene gjelder også for faste og flytende rigger og boreplattformer (unntatt for utslipp knyttet direkte til boring, leting og / eller håndtering av mineraler på havbunnen). I påvente av ratifisering av vedlegg VI, har de fleste marine motorprodusenter bygget motorer som er kompatible med de nevnte standardene etter 2000. De viktigste endringene i Annex VI skal føre til en progressiv reduksjon i globale utslipp av SOx, NOx og partikler (herunder sot), samt innføring av "Emission Control Areas" (ECA'er) for å redusere utslippene av disse luftforurensningene ytterligere i utpekte havområder.

En gradvis reduksjon i NOx-utslipp fra marine dieselmotorer på skip forventes også med innføringen av en "Tier II"- utslippsgrense for motorer installert etter 1. januar 2011, og med en strengere "Tier III"- utslippsgrense for motorer installert etter 1. januar 2016, på skip/innretninger som opererer i ECA'ene. Marine dieselmotorer installert etter 1. januar 1990, men før 1. januar 2000, plikter også å overholde "Tier I"- utslippsgrensene, dersom en metode for motoren er godkjent/sertifisert.


Utslippsstandarder for NOx

Utslippsgrenser for NOx fra dieselmotorer er satt avhengig av motorens maksimale driftshastighet (n, (rpm)), som vist i Tabell 1 og vist grafisk i Figur 15. Tier I og Tier IIgrensene er globale, mens Tier III-standarder bare gjelder i kontrollområdene for NOx (ECA).

 

Tabell 1 - Last ned pdf

Tabell 1 MARPOL Annex VI. NOx utslippsgrenser

 

Figur 15 - Last ned pdf 

Figur 15 MARPOL Annex VI. NOx utslippsgrenser

 

Tier II-standardene forventes oppnådd ved en optimalisering av forbrenningsprosessene. Tier III-standardene forventes å kreve dedikerte NOx- teknologier som ulike former for vanninjeksjon i forbrenningsprosessen, resirkulering av eksos, eller selektiv katalytisk reduksjon (SCR).

Ytterligere tekniske detaljer knyttet til utslipp av NOx, som metoder for utslippskontroll, inngår i den obligatoriske "NOx Technical Code" (2008).

Etterlevelse: Samsvar med bestemmelsene i Annex VI gis ut fra periodiske inspeksjoner og undersøkelser. Ved bestått i undersøkelsene, får skipet utstedt et "International Air Pollution Prevention Certificate" som er gyldig i inntil 5 år. Under "NOx Technical Code" er det rederiet, ikke motorprodusenten, som er ansvarlig for at driften er i samsvar med kravene.

 

6.5 Implementering av NOx-reduserende tiltak på dieseldrevne motorer

Det er flere forhold som gjør at bare noen få NOx-reduserende tiltak er aktuelle for flyttbare og faste innretninger. Basert på erfaringer fra NOx-fondet ser det ut til at lav-NOx-ombygging (til Tier II) fremstår som det mest aktuelle tiltaket for flyttbare innretninger. Dersom flere motorer blir ombygd til lav-NOx (som tilfredsstiller Tier II kravene), vil dette ha en positiv effekt på NOx-utslippene fra flyttbare innretninger. Imidlertid kan tidsbruken ved slik ombygging medføre betydelige økonomiske tap på grunn av nedetid.

For faste installasjoner er drivstoffbesparende tiltak mest aktuelt. Katalytisk rensing (SCR) vil også, for både faste og flyttbare installasjoner, kunne være en kostnadseffektiv løsning for å redusere NOx-utslippene.

Etableringen av NOx-avtalen (se kapittel 5.1.5) har blitt en driver for videreutvikling av NOxreduserende tiltak på skipsmotorer. Løsninger for gassdrift av skip er videreutviklet, slik at produsentene nå kan levere til flere typer skip enn tidligere. At Norge er en stor sjøfartsnasjon, påvirker også dette. Både for Rolls-Royce, Mitsubishi og Wärtsilä er etterspørsel etter gassmotorer fra norske rederier avgjørende for at slike løsninger skal få midler til videre utvikling i det globale markedet for skipsmotorer. MAN og Pon Cat er andre leverandører som også ønsker å komme inn på det norske markedet med gassmotorer til skip. De selskapene som tilbyr gassmotorer, har i stor grad Norge som utgangspunkt for utviklingen av slike motorer.

 


Tema: Miljø

10.07.2013