Det har i mange år blitt diskutert om man skal bygge gasskraftverk i Norge basert på tradisjonell kombisyklus turbinteknologi. Disse ville medført en betydelig økning i utslippene av klimagasser på fastlandet dersom ikke CO₂-utslippene blir håndtert på en forsvarlig måte. En bygging av gasskraftverk uten CO₂-håndtering vil innebære en økning av klimagassutslippene, og vil følgelig være uforsvarlig sett i lys av de klimautfordringer som vi i dag står ovenfor og de internasjonale forpliktelser om utslippsreduksjoner som landet har inngått. Det finnes ulike teknologier for å hindre utslipp av CO₂ fra gasskraftverk. Enkelte er mulig å bygge i dag mens andre ligger litt frem i tid. Bruk av brenselceller, eventuelt hybrider mellom brenselceller og turbiner, er en teknologi som er i ferd med å bli kommersialisert. Høytemperatur brenselceller har høy virkningsgrad også med CO₂-separering og representerer en ny og svært lovende teknologi som ved allianser og samarbeid med sentrale utviklere også kan ha et stort næringsutviklingspotensial i Norge.

Fordeler med brenselceller er fleksibilitet med hensyn til valg av brensel, høy effektivitet og lave utslipp samt mulighet for energieffektiv separering av CO₂. Høytemperatur brenselceller kan benytte hydrokarboner og kan reformere føden internt i stakken, en eliminerer dermed behovet for en ekstern reformer. Generelt er prisen på brenselceller i dag høy, men for de fleste typer eksisterer det et betydelig potensial for kostnadsreduskjon ved serie- og masseproduksjon. Man regner med at brenselceller vil bli konkurransedyktig også på pris etter å ha nådd et visst produksjonsomfang.

Det finnes en mengde forskjellige brenselcelletyper. Vi viser til Bellonas hydrogenrapport (”Hydrogen – Status og muligheter”) for en oversikt over de vanligste typene. Dette notatet omhandler høytemperatur brenselceller av typen fastoksid brenselceller (Solid Oxide Fuel Cell – SOFC) og karbonatsmelte brenselceller (Molten Carbonate Fuel Cell -MCFC), og tar videre for seg aktuelle anvendelsesområde og mulighet for disse brenselcellesystemene i Norge.

2. MCFC

2.2. Utvikling MCFC
MCFC ble konseptuelt utviklet i 40-årene og demonstrert i 50-årene. Utviklingen innen MCFC har imidlertid gått sakte [Blomen 93]. Det finnes flere MCFC-installasjoner, men det har vært store materialproblemer knyttet til denne brenselcelletypen. Dette skyldes blant annet at elektrolytten er svært korrosiv.

2.3. Bestandeler i en MCFC
Bestandelene i MCFC har forandret seg lite siden midten av 1970-tallet. Endringene har hovedsakelig foregått på konstruksjon- og produksjonssiden. MCFC-elektrolytten består typisk av 60 % karbonat i en ramme av 40 % LIOALO2. I dag lages denne rammen som oftest ved såkalt ”tape casting”. Anoden lages av en porøs NI-CR/NI-AL legering. Langtidstap av elektrolytten er et betydelig problem ved MCFC.

Katoden består av et nikkeloksidmateriale. Dette stoffet har en viss løselighet i kontakt med det smeltede karbonatet i elektrolytten, noe som kan forårsake dannelsen av nikkelioner. Disse ionene har en tendens til å diffundere mot anoden, hvor miljøet er reduserende slik at metallisk nikkel kan bli dannet. Dette kan føre til kortslutninger i brenselcellen med strømtap som følge. Dette problemet kan reduseres ved å bruke alkaliske karbonater istedenfor sure karbonater, operere cellene ved atmosfærisk trykk, holde lavt CO₂-partialtrykk ved katoden og ved å bruke en tykk elektrolytt.

2.4. Kommersialisering

Viktige utviklere er Fuel Cell Energy i USA og Motoren- und Turbinen-Union (MTU). MTUs system opererer ved 600 °C. Dette er en lav temperatur i MCFC- sammenheng, som ofte opererer rundt 650 °C, noe som gir mindre materialstress. Den elektriske virkningsgraden for systemet er oppgitt til rundt 50 %. I tillegg leverer eneheten høytrykksdamp ved 400 °C. Levetiden er beregnet til 20 000 timer [MTU, 2001]. Stakkdegradering skal være 1%/1000 timer. En 250 kW stakk består av 292 celler. MTU skal etter planen starte salg av slike anlegg i 2003.

MTU samarbeider med Fuel Cell Energy som er en amerikansk utvikler av MCFC, . Dette selskapet har i likhet med Siemens Westinghouse blitt støttet av det amerikanske energidepartementet i en årrekke og er i en tidlig kommersialiseringsfase. Selskapet har inngått en avtale med Caterpillar om salg av system med 250 kW til 3 MW effekt. Selskapets første produksjonslinje ble ferdigstilt i november 2001,og denne har en kapasitet til å produsere brenselceller med 50 MW effekt i året. Fabrikken har hatt noen oppstartsproblemer. En eksplosjon i januar ødela en av fabrikkens to ”tape casting”-maskiner. En ny er ventet i drift senere i år. Resten av fabrikken er i produksjon og vil i år produsere 20 –25 MW. Målet er å med tiden bygge ut til 400 MW. Fabrikken ligger i Torrington i USA.

En rekke systemer er satt opp rundt om og er i dag i daglig drift. Blant disse er det også et hybridanlegg. Selskapet har ordrereserve for mer enn 12 MW. Blant annet flere 250 kW, ett 1 MW biogassanlegg og to 2 MW anlegg. Biogassanlegget skal etter planen startes opp i andre halvdel av 2002 og bruke gass fra et kloakkrenseanlegg i staten Washington. Flere slike anlegg er planlagt. Selskapet har patentert et hybridsystem og har testet dette med et 250 kW brenselcellesystem i samarbeid med Capstone Turbines. Videre har man et ferdig konseptdesign for et 40 MW MCFC/GT-anlegg. Under kontrakt med den amerikanske marinen utvikler selskapet et 500 kW båtmotorsystem som skal kunne kjøre direkte på diesel.

3. SOFC

3.1. Utvikling av SOFC
SOFC er en nyere brenselcelletype, men bygger på tradisjoner som bl.a. kan trekkes helt tilbake til Nernst som i 1899 beskrev Zirconia med Ytteria som en oksygen ioneleder. I en SOFC består elektrolytten av et ionledende keramisk materiale. Hele brenselcellen består av faste materialer slik at det ikke er noen flytende korrosiv elektrolytt. Den vanligste typen leder oksigenioner. En annen type som er under utvikling, leder H+ ioner. I det følgende vil det kun bli referert til oksygenionledende SOFC. I en oksigenledende SOFC blir et negativt ladet ion (0^2- ) transportert fra katoden gjennom elektrolytten til anoden.

Oksigenionledende SOFC blir vanligvis kategorisert etter geometrisk design Som det er to hovedgrupper av: rørformede brenselceller og plane brenselceller. En tredje type, såkalte monolittiske fastoksid brenselceller, er i likhet med hydrogenionledende SOFC på et tidlig utviklingstrinn, men laboratorietester har vist at disse kan ha høy effektivitet.

3.2. Plane brenselceller

Plane brenselceller er velegnet for masseproduksjon, har høy effektivitet og høyere energitetthet enn rørformede, men møter en del utfordringer i forhold til hensyn til levetid og robusthet. Forseglingen i ytterkantene og i grensesnittet mellom de forskjellige materialene ved høy temperatur er her de svake punktene. Ved høye temperaturer og store temperatursvingninger oppstår det fort materialdegradering og gasslekkasjer i forseglingen. Flere selskaper har lagt ned utviklingsarbeidet av denne typen, men en del andre selskaper fortsetter utviklingen av plane SOFC. Av disse kan nevnes Ceramic Fuel Cells ltd., Sulzer Hexis, ECN, SOFCO, Rolls Royce, Murata ogNorske Prototech. Global Thermoelectric og Ceramic Fuel Cells ltd. skal teste ut noen 25 kW stakker, og begge planlegger konstruksjon av en 100 kW stakk. Sulzer Hexis konsentrerer seg om 1 kW system og et tresifret antall prototyper er utplassert på kontinentet i et omfattende prøveprosjekt. De andre selskapene driver laboratorieprosjekter.

3.3. Rørformede brenselceller
Rørformede SOFC blir snart kommersielt tilgjengelig fra Siemens Westinghouse. Andre utviklere av denne typen brenselceller er Electric Power Development Co (EPDC) og Mitsubishi Heavy Industries (MHI). Et rørformet system består av en bunt med rør i et kammer. Luft blir ført inn i rørene mens brenselet omgir utsiden av rørene. Hovedfordelen med et rørformet design er at man ikke trenger gasstette forseglinger. Enkelte rørformede brenselceller har blitt testet ut i mer enn 100 000 timer og viser små tegn til degradering. Mer enn 4000 rør har blitt testet ut de siste årene. Etter 35 000 driftstimer har ikke cellene vist mer enn 0,1 % degradering av spenning per 1000 timer og klarer termisk sykling uten påvirkning.

Rørformede SOFC er blitt utviklet av Westinghouse, nå Siemens Westinghouse (SW), siden 70-tallet og har blitt støttet av det amerikanske energidepartementet siden 1980.

SW jobber også med alternative cellegeometrier som flate rør. Flate rør har høyere effekttetthet (9 %) og mindre kostnad per kW. SW prøver også å senke arbeidstemperaturen. En nærmere beskrivelse av hvordan rørene blir fremstilt er å finne i Blomen 1993 (i Bellonas Hydrogenbibliotek). Siemens Westinghouse sine ordinære, runde rør er 150 cm lange og 2,2 cm i diameter. Disse er satt sammen i bunter på 24. Brenselet tilføres på utsiden av rørene. Slike bunter settes igjen sammen til større stakker, f.eks. er det 1152 celler i en 200 kW stakk.

EPDC og MHI planlegger 1 MW anlegg og større enheter fra slutten av dette tiåret, og bygger nå en 100 kW stakk som skal prøves ut i 2004. Selskapene arbeider også med å lage rektangulære rør, noe som skal gi bedre energitetthet sammenlignet med runde rør.

3.4. Bestandeler i en SOFC
Konseptuellt er denne brenselcelletypen enklere enn de andre brenselcelletypene. Den har ikke flytende elektrolytt og opererer ved høy temperatur. Det siste eliminerer behovet for kostbare katalysatorer som platina osv. Samtidig er SOFC den brenselcelletypen som opererer ved høyest temperatur, noe som gir enkelte fordeler og muligheter, men som også stiller strenge krav til valg av materialer.

3.4.1. Elektrolytt

SOFC bruker et oksygenionledende keramisk materiale. Ytteria stabilisert Zirconia (YSZ) er det mest effektive materialet som elektrolytt for SOFC.

Zirconia er et veldig stabilt materiale i det reduserende og oksiderende miljøet som finnes på anoden og katoden i brenselcellene. Evnen til å transportere O-ioner oppnås ved å bytte ut noen av ZR 4+ ionene med Y 3+ ioner. Dette gir ledige plasser til oksygenioner og gjør transport mulig.

Ioneledningsevnen til YSZ er sammenlignbar med flytende elektrolytter og elektrolytten kan gjøres veldig tynn for å minimalisere motstand. En liten andel aluminium blir i enkelte tilfeller tilsatt YSZ for å gi bedre mekanisk stabilitet. Ved bruk av zirconia er det nødvendig med temperaturer rundt 900 –1000 C. Andre materialer som gjør det mulig å senke temperaturen en del i forhold til YSZ er blitt prøvd og blir brukt i forsøk. Stabilisert Ceria og LA SR GA MG O er kanskje de mest lovende, men mange materialer mangler YSZ sin stabilitet ved det lave oksygenpartialtrykket som man finner på anodesiden av SOFC.

3.4.1. Anode

Anoden består av en kermet (tett blanding mellom keram og metall) av metallisk nikkel og et YSZ-skjelett. Anoden er i likhet med katoden porøs, dette for at den skal sørge for rask transport av reaktantene.

3.4.2. Katode

Mest brukt som katodemateriale er strontium dopet lanthanum magnetitt, men en del andre materialer kan brukes og kan være bedre egnet. Mellom rørene, som kobling (interkonnektor), brukes metall i plane SOFC eller keramikk i rørformede; vanligvis lanthanum chromite.

3.5. Trykk og temperatur
Ytelsen er høyere ved økt trykk, dette er spesielt nyttig ved kombinasjon med turbiner. Gevinsten ved å operere cellene ved høyt trykk regnes ellers for å være minimal.

Høyere temperatur øker ledningsevne og dette reduserer motstanden i cellene. I hybrider lønner det seg å holde temperaturen høy, for andre anvendelser er det oftest ønskelig å holde temperaturen lav på grunn av materialstress ol.

En fordel ved å bruke lavere temperatur i brenselcellene er muligheten for å bruke rimeligere materialer til sammenkobling av cellene. Å redusere arbeidstemperaturen er derfor et viktig satsningsområde for SOFC-utvikling.

3.6. Shells etterbrenner og separeringssak

Ved å holde brensel- og luftstrømmene separert kan man skille ut CO₂ som blir dannet. Shell har sammen med SW laget et brenselcellesystem med en spesiell etterbrenner som har denne funksjonen. Dette vil bli demonstrert i et 250 kW anlegg i Norge.

3.7. Kommersialisering
3.7.1.Simens Westinghouse

Siemens Westinghouse setter nå opp et prototypeanlegg på 250 kW i Toronto og ett i Alaska i 2003. Flere 250 kW enheter er under planlegging, og to 300 KW hybrider skal bygges: en for RWE i Tyskland og et annet for Edison SPA i Italia. I tillegg skal det bygges to 1 MW anlegg; ett til ENBW i Tyskland og ett for det Amerikanske DOE. Som nevnt skal Shell bygge bygge en 250 kW enhet på Kollsnes utenfor Bergen for å demonstrere kraftgenerering med CO₂-separering.

SW skal bygge et produksjonsanlegg for SOFC brenselceller i Pittsburgh, USA, og vil starte salg av SOFC-anlegg i størrelsen 250 -5 000 kW fra slutten av 2003.

Produksjonen vil ved oppstart av den nye fabrikken i midten av neste år være 15 MW i året. Etter ett eller to år skal man gå opp til 50 og så 100 eller flere hundre MW avhengig av markedet. Prisen vil i 2003 antakelig være 5000 til 4500 USD per kW men man regner med å komme ned til 1000 USD. Etterhvert er målet 400 USD.

4. Hybrider

Høytemperatur brenselceller kan settes sammen i en rekke forskjellige hybrid og kombikonfigurasjoner, dette er et relativt nytt felt, og mulighetene for å komme opp med nye gode løsninger som ikke har blitt prøvd er gode. Vanlige konsepter er:

• Å bruke eksosvarmen fra brenselcellene til å varme opp en kjele for å produsere damp til en dampturbin Å sette hele brenselcellesystemet under trykk og bruke utgangsgassene fra brenselcellene til å drive en gassturbin. Det er først og fremst SOFC som er egnet for å bli satt under trykk.
• Bruke både brenselceller, gass og dampturbiner i et nett. En slik kombinasjon er best egnet for større system i multimegawattklassen men vil kunne gi en uovertruffen effektivitet. Elvirkningsgrad opp mot 80 % har vært antydet som mulig fra flere kilder.
• Nett med høytemperatur brenselceller sammen med lavtemperatur brenselceller. For eksempel SOFC brenselceller som kjører på lav brenselutnyttelse og dermed har et høyt kraftutbytte. Det ubrukte brenselet blir da reformert og går til skiftreaktorer og til CO-rensing og fjerning av CO₂ og kjøling. Deretter kjøres resten, som nå er rent hydrogen, i et PEM-brenselcellesytem. Et slikt system skulle kunne ha en høy virkningsgrad og lavere kapitalpris enn et rent SOFC-anlegg da man antar at PEM-brenselceller vil bli relativt rimelige etter hvert som storskala produksjon av disse kommer i gang.

 

SWs første hybridprototype på 220 kW som ble satt opp i Pittsburg, USA. Den neste som ble startet opp i 2001/2002 i Irvine, USA.

Den nye hybriden bruker et par Ingersoll Rand microturbiner. Hybridsystemet skal ha en effektivitet på 52-53 % og produserer 190 kW elektrisistet.

Dersom man ønsker å benytte et hybridkonsept med gassturbiner og samtidig skal separere ut CO₂ må systemet designes optimalt for dette. Det kan bety at andre løsninger er mer optimale ved CO₂-separering enn det man naturlig ville valgt derom man ikke tar hensyn til at CO₂ skal skilles ut.

En mulighet kan være å bruke rent oksygen i brenselcellene i stedet for luft. I brenselceller generelt ser man en markant økning i virkningsgrad ved bruk av rent oksygen i stedet for luft, noe som kanskje kan kompensere for fremstilling av rent oksygen ved hjelp av membraner. Hvorvidt SOFC kan bruke rent oksygen uten mekaniske problemer bør undersøkes .

5. Hydrogenproduksjon

En kan også bruke den høye temperaturen fra høytemperatur brenselceller, spesielt SOFC, til å produsere hydrogen. Dette kan gjøres ved å la SOFC operere med lav brenselutnyttelse og deretter hente ut hydrogenet fra restbrenselet ved å fjerne karbonoksidgassene og vann. Det rensede hydrogenet kan så brukes for eksempel som drivstoff i brenselcellekjøretøy.

6. Brenselcelleutvikling i Norge

Det har i Norge vært to større SOFC-prosjekter; Norcell og Mjølner. Statoil og Hydro har begge vært involvert i SOFC-utvikling. Statoil avsluttet sitt engasjement i 1997 etter demonstrasjon av et 2,5 kW system drevet på naturgass sammen med Prototech. Hydro har hentet en del av basisen til sitt AZEP-konsept fra arbeidet med SOFC. Prototech har nylig vært med i et EU-prosjekt sammen med bl.a. Alstom og Forschungszentrum Julich BmbH kalt PROCON. Prosjektet gikk ut på utvikling og testing av en 5kW plan brenselcellestakk samt konseptutvikling av et 20 kW anlegg. Prototech har ansvaret for sentrale systemkomponenter som varmeveksler og reformer samt “Balance of Plant”.

Prototech skal fra høsten av se på bruk av biogass i SOFC sammen med NTNU, og er med i et nytt EU-finansiert prosjekt med en 5 kW diesel SOFC til strømforsyning i lastebiler.

Når det gjelder rørformede SOFC er det som nevnt tidligere SW i USA som sitter på den ledende teknologien. For store anlegg (>5 MW) er det uhensiktsmessig å transportere anlegget ferdig montert. En ide er derfor å sette opp et monteringsanlegg for brenselceller i Norge og å kjøpe SOFC-rørene fra SW. Disse kan man så montere i Norge til brenselcellekraftverk. Dette krever et slags verftanlegg ved en egnet kai. En god del av arbeidet og inntektene kan ligge i denne monteringen og en del komponenter slik som kontrollpanel, varmeveksler, inverter og lignende, kan produseres i Norge.

7. Zirconia produksjon i Norge

Et Zirconia-verk ble bygget i Norge og sto klart i 1997. Verket som heter Nako og aksjeeierne var BM Trading (Norge), Kovdor Mining (Russland) og Cookson Group (USA). Baddelitt skulle transporteres fra Kovdor-gruvene like ved Murmansk til Narvik, her skulle smelteverket fremstille Zirconia i forskjellige kvaliteter, blant annet Kalsium stabilisert Zirconia.

Kovdors apatitt- og magnetittgruver produserer badelitt som et biprodukt. I dag blir denne baddelitten ikke brukt til Zirconia-produksjon, men brukes til et annet formål.

Da NAKO-verket sto ferdig ble direktøren ved Nako anklaget for økonomisk kriminalitet, blant annet korrupsjon, og satt i fengsel. Som følge av dette stoppet Kovdor transporten av badelitt. Dette skjedde akkurat i oppstarten og førte til at verket ble slått konkurs. Den norske eieren ble senere frikjent for de fleste av anklagene. Verket har siden blitt stående, og det er i følge den tidligere direktøren planer om å starte opp igjen. Han regner med en avklaring i løpet av juni i år. Det viktigste er å få Kovdor til å levere baddelitt igjen. Torbjørn Jagland sa på et offisielt besøk i Russland i 2001 at Norske myndigheter ønsket å se at verket ble startet igjen og at verket var et viktig –norsk-russisk samarbeidsprosjekt. Dette skal ha bedret forholdet mellom NAKO og Kovdor.

Verket er dimensjonert til å produsere 3000 – 4000 tonn zirconia i året. Produksjon av yttriastabilisert Zirconia er fullt mulig, dette ifølge den tidligere direktøren Bjørn Martinsen. Forbruket av energi til produksjon av CA stabilisert Zirconia skal være omlag 4 kWh/kg energiforbruket ved Yttriastabilisert Zirconia har vi ikke opplysninger om i dag, men er antakelig omlag det samme. En beskrivelse av denne prosessen er tilgjengelig. Fullt yttriumstabilisert Zirconia vil generelt si 8 mol % Y2O3 (13,75 vekt % ). Stabilisering gjør keramet oksygenion ledende. Det er antatt at omlag 5-10 % av kostnadene ved produksjon av SOFC kommer fra YST materialprisen.

Storproduksjon av dette stoffer er én av flere viktige faktorer for å få SOFC konkurransedyktig med tradisjonelle kraftgenereringsteknologier.

8. Brenselceller til kraft og varme, og hydrogenproduksjon uten utslipp av klimagasser

8.1. Elektrifisering av plattformer
Det er i dag en mengde svært ineffektive gassturbiner som forsyner olje- og gassinstallasjonene med energi offshore. Effektiviteten ligger gjerne på 20 –30%. I Bellona rapport nr. 3 ”Grønn Kraft og Varme” finnes en oversikt over gassturbiner på norsk sokkel (vedlegg 1) og deres virkningsgrader.

Petroleum virksomheten på Norsk sokkel står for en betydelig andel av Norges klimagassutslipp. I dag kommer omlag 87 % av CO₂-utslippene og 84 % av NOX-utslippene på norsk sokkel fra kraftproduksjonen mens resten kommer fra fakling. Det alt vesentlige av kraftproduksjonen skjer ved forbrenning av gass i turbiner og noe diesel.

Oljefeltene på Norsk sokkel blir eldre og produserer mere vann. Mot slutten av levetiden kan et oljefelt produsere mange ganger så mye forurenset vann som olje. Tiltak for å øke utvinningsgraden fra eldre felt medfører økt energibehov til vann og gassinjeksjon. Utslipp fra petreoleumsvirksomheten er hovedårsaken til den kraftige økningen i de norske CO₂-utslippene. Dersom man legger dagens CO₂-avgift og gasspriser til grunn, representerer CO₂-utslippene fra den inffektive kraftgenereringen offshore ikke bare et stort miljøproblem, men også sløsing med penger.

Omlag 80 % av CO₂-utslippene fra petroleumsvirksomheten offshore skyldes ineffektive turbiner, som blir fyrt på naturgass og i noen grad dieselolje. Virkningsgraden varierer stort sett mellom 20 og 32 %. Det betyr at man må benytte mer gass enn egentlig nødvendig, og utslippene blir på linje med gjennomsnittlige kullkraftverk i EU.

Etter flere store ulykker med enkeltskrogede oljetanker som Exxon Valdez i 1989 og TotalFinaElf-leide Erika i 1999 har kravet til utfasingstempoet av enkeltskrogede oljetankere blitt satt opp.

Marpool 73/78 ble revidert i 2001. Avtalen gjør at de fleste enkeltskrogede tankere uten segregerte ballasttanker må bygges om før 2005 og sertifiseres etter en ny og strengere ordning bla med hensyn til strukturell styrke, og må dessuten skrotes innen 2015 eller før. Alle nye oljetankere bygget etter 1996 har doble skrog.

En slik såkalt pre-Marpool tanker kan danne grunnlag for et brenselcellekraftverk . En typisk ”very large crude carrier” (VLCC) er i dag på 280 000 DWT, den er 350 meter lang , 60 meter vid og 30 meter dyp, og skulle dersom man kun bygger i ett plan, ha plass til omlag 150 -200 MW SOFC/GT. Ved bedre pakking og ved å bygge over flere plan vil man kunne bygge ganske store kraftverk ombord i en slik båt. Båten kan ligge fortøyd et stykke unna plattformene og forsyne disse med elektrisitet og CO₂. De eksisterende turbinene kan tas ut av drift og brukes som backup. Man kan også bygge mindre enheter tilpasset energibehovet til en enkelt plattform for eksempel 20 MW på flåter som kan fortøyes utenfor plattformene. Fordelen med disse er at man kan stoppe CO₂-utslippene også på eldre plattformer som kanskje bare har 5-års produksjonstid gjenstående. Kraftenheten kan når det ikke er behov for den lenger eller ved endret energibehov fraktes til en ny installasjon. Minimal bygging av infrastruktur vil være nødvendig. En annen mulighet er å ta i bruk de utrangerte offshoreinstallasjonene som etterhvert tas ut av drift som basis for brenselcellekraftverk, for eksempel Ekkofisktanken.

Ved å la brenscellene gå på lav brenselutnyttelse og høy effektivitet kan man bruke resten av brenselet til hydrogenproduksjon. Dersom man gjør dette og fjerner og deponerer CO₂ kan man kjøre hydrogenet inn på eksisterende gassledningsnett. Opp til 15 % hydrogen kan blandes inn i naturgassen og selges som en foredlet gass. Denne vil ha tilsvarende mindre CO₂-utslipp når den brukes, avhengig av hvor mye hydrogen som er blandet inn. En slik variant vil altså fjerne de eksisterende CO₂-utslippene fra turbinene på plattformene og i tillegg produsere hydrogen som kan sendes med gassrørene eller transporteres som rent hydrogen til en kjøper av rent hydrogen.

8.2. Brenselcelleskip
Et nylig oppstartet EU-finansiert prosjekt med flere norske aktører er FCSHIP, der man skal se på bruk av brenselceller i båter. Mye av studien vil gå på bruk av brenselceller til strømforsyning, og da særlig landstrøm. I dag er forurensning fra skip som ligger til kai et betydelig forurensningsproblem. Det er også arbeid på gang for å bygge skip for transport av CO₂. Disse skipene skal kunne transportere våtgass til en forbruker losse gassen og ta imot CO_2, som så transporteres ut til bruk eller deponering. Et slikt skip burde bygges med brenselceller. Skipet kunne bruke våtgassen som drivstoff og kan da separere og lagre CO₂. Slik vil altså skipet kunne seile forurensningsfritt og eliminere behovet for to rørledninger, en med gass og en med CO₂. Et annet bruksområde vil være supplybåter som ligger utenfor plattformene med motorene i gang på såkalt dynamisk posisjonering. Her ville trolig brenselceller være velegnet. CO₂ fra båtene kan samles opp og oppbevares nedkjølt på båten, og kan deponeres sammen med CO₂ fra gasskraftverkene.

8.3. Avfallsdeponi/biogass.
Det er i dag store avfallsdeponier som produserer metan, denne gassen kan brukes i høytemperatur brenselceller til varme og elproduksjon og vil bidra til en reduksjon av utslipp av klimagasser da metan har en høyere drivhuseffekt enn CO₂. Svovel ødelegger katalysatoren i brenselcellene så dette må fjernes først, dette gjelder for øvrig uansett føde til brenselcellene. I konkurranse med gassmotorer er brenselceller fordelaktig. Biogass har ofte høyere verdier av karbonoksider og nitrogen, og en lavere brennverdi. Dette er en stor ulempe ved bruk av gassmotorer men ikke noe problem ved bruk av brenselceller.

8.4. Biokarbon
Norsk ferrolegeringsindustri har samlet et årlig utslipp av CO₂ på 3 mill tonn per år. Utslippene skyldes i hovedsak bruk av kull og koks som reduksjonsmiddel i smelteprosessen. Bruk av biokarbon i ferrolegeringsindustrien kan være en måte å redusere denne industriens klimagassutslipp. For å lage biokarbon eller trekull kan man gassifisere biomasse med bruk av kommersiell teknologi.

I stedet for å brenne pyrolysegassene direkte med en enkel gassbrenner for å skaffe varme til pyrolyse av ny biomasse kan man bruke pyrolysegassene i en høytemperatur brenselcellestakk og så bruke den høye prosessvarmen fra brenselcellene til gassifisering av nytt biobrensel. Elektrisiteten fra brenselcellene kan benyttes til smelteovnene og dersom man integrerer prosessene godt og i tillegg benytter den resterende spillvarmen som fjernvarmes til oppvarming kan energiutnyttelsen bli meget god. Kombinasjoner av SOFC, gassturbin og biobrenselforgassing til ren kraftproduksjon er blitt undersøkt av andre, og virkningsgrader på over 50 % regnes som mulig.

8.5. Kraftproduksjon
Et prototype anlegg på rundt 20 MW der man kombinerer SOFC –GT og eventuelt dampturbiner eller PEMFC, er konseptuelt utviklet og kan bygges om få år. En slik kan med separering av CO₂ ha en eleffektivitet over de planlagte konvensjonelle gasskraftverkene uten rensing. Fordeler med en slik løsning framfor turbiner med CO₂-rensing er foruten høy virkningsgrad også ved lav last, skalerbarhet og moduliserbarhet.

Et slikt anlegg kan settes sammen i Norge og være basert på norske systemløsninger og norsk teknologiutvikling. Brenselceller kan få en betydelig plass i norsk energiforsyning i de kommende årene.

9. Konklusjon

Brenselceller kan kombinere høy brenselutnyttelse og CO₂-separering, brenselceller er i dag i kommersialiseringsfasen og representerer derfor også et næringsutviklingspotensial for norsk næringsliv. Høytemperatur brenselceller vil være i salg om 1-2 år fra flere leverandører. Prisen er foreløpig høy, men vil trolig bli redusert om noen år. Kombianlegg med andre brenselceller eller turbiner er også i kommersialisering, og konseptanlegg på 19-40 MW er utviklet. En prototype på 20 MW med høy effektivitet og CO₂-separering vil trolig kunne bygges om få år og vil være fremtidsrettet teknologi. Slike brenselcelleanlegg vil kunne få stor betydning for kraftforsyningen på fastlandet, offshore og integrert med prosessindustrien, samt at det vil være en interessant måte å fremstille strøm, prosessvarme og biokarbon på for ferrolegeringindustrien.

Referanser

Bruk av Biokarbon i Norsk Ferrolegeringsindustri, Feasibilitystudie 1999, SINTEF Materialteknologi 1999

Fuel Cell Systems, Blomen et al, Plenum Press 1993

Fuel Cell Systems Explained, James Larminie et al John Wiley &sons,Ltd 2000

Grønn kraft og varme, Bellona rapport NR 3:1999, T. Palm et al. Bellona 1999

Hydrogen –Status og Muligheter, Bellona rapport Nr. 5:2002, B.Kruse et al, Bellona 2002

When Two Hulls Are Better Than One, Oil &Gas North Africa Magazine, Desember 2001

www.fuelcellenergy.com

www.siemens.com