Equinor, LO og NHO enige om «netto null»-utslipp fra norsk sokkel innen 2050

[Proton1]

Fornybar energi fra sol, vind og vann har ingen utgift til brensel, og derfor vil fornybar energi alltid bli produsert. Er det overskudd på kraft i markedet er det rimelig å anta at den minst ønskelige kraften blir stengt ned først - det vil etterhvert bety kullkraft. Om Equinor/norske myndigheter velger å erstatte "ren" gasskraft på plattformene våre med vannkraft, heller enn å erstatte "skitten" kullkraft andre steder, så betyr det at de globale utslipp øker samtidig som ombygning av plattformer er svindyrt. Men hva gjør vel det så lenge vi reduserer våre egne utslipp?

[PV-fan]

Proton1 skrev (18 minutter siden):

Fornybar energi fra sol, vind og vann har ingen utgift til brensel, og derfor vil fornybar energi alltid bli produsert. Er det overskudd på kraft i markedet er det rimelig å anta at den minst ønskelige kraften blir stengt ned først - det vil etterhvert bety kullkraft. Om Equinor/norske myndigheter velger å erstatte "ren" gasskraft på plattformene våre med vannkraft, heller enn å erstatte "skitten" kullkraft andre steder, så betyr det at de globale utslipp øker samtidig som ombygning av plattformer er svindyrt. Men hva gjør vel det så lenge vi reduserer våre egne utslipp?

Norges «kull» er gasskraft. Så da er det den som må vike for fornybar kraft. Norge har ingen forpliktelser overfor kullkraftverk i Polen eller i Hellas. 

[KLAB19]

Ketill Jacobsen skrev (6 timer siden):

KLAB19 skriver: "Landbasert gasskraft har i følge TU's tidligere artikler 66% virkningsgrad i gjennomsnitt".

Prøvde å søke på Internett noe som stemte med denne påstanden. Kan du komme opp med referanser?

Ved å kombinere gasskraft og dampturbiner (eksos til vanndamp) kan en oppnå opp til 60+% virkningsgrad. Om en i tillegg bruker kondensvarme fra dampturbinene til fjernvarme kan en komme opp i ca 90%.

Hvis vi ser på anlegg nyere enn 20 år på verdensbasis, så vil en se at del fleste anlegg ikke er kombinerte og svært få av de kombinerte bruker kondensvarmen. Tipper at snitt virkningsgrad på anleggene fra siste 20  år (de landbaserte) kan ligge på ca 35%, altså litt over det halve av det du påstår.

 

66% tallet er fra en av de mange artikkelene på TU i forbindelse med den store diskusjonen om elektrifiseringen av norsk sokkel som gikk i 2013/2014. Jeg fant den ikke selv i farten, men referansen var at det skulle være gjennomsnittet av virkningrad for landbasert gasskraftverk i europa. Det ble brukt som argument for at det ville gi bedre virkningsgrad å produsere gasskraft på land tross overføringstap ved elektrifisering fra land.

Jeg lurer på hvor du får tallene dine fra også? Verdiene du oppgir er svært mye dårligere enn det jeg selv har erfaring med, og jeg har "hands on" erfaring med både landbasert og offshore gasskraft.

Har du kjøpt et gasskraftverk for drift mot grid de siste 20 årene med bare 35% virkningrad, da vil jeg påstå at du har blitt skikkelig rundlurt....!

Når det gjelder prosessvarme er det et generelt problem at det er for mye av den i forhold til forbrukere som kan nyttegjøre seg den. For landbasert er det ofte sesong variasjoner hvor fjernvarme for boliger osv kanskje kan ta unna varmen i en kort periode. Resten av året må varmen dumpes via kjølere (eller ikke fanges i utgangspunktet). Situasjonen er den samme offshore bortsett fra der hvor prosessen trenger varme for å fungere. I mange tilfeller er desverre anleggskostnaden større enn nytteverdien ved å fange inn den tilgjengelige varmen.

Combined cycle med gass + steam øker kompleksiteten og prisen betraktelig, men er tross alt noe man kjører (nesten) kontinuerlig.

Den som finner opp en måte å  konvertere varme direkte til strøm (peltier i stor skala) på en lønnsom måte kan gjøre ett kupp her.

[hoj]

"Fornybar energi fra sol, vind og vann har ingen utgift til brensel, og derfor vil fornybar energi alltid bli produsert."

Svar til Proton1:

Du må ta med i beregningen at mye fornybar energi går tapt. Med flere muligheter for omsetning minsker denne risikoen. Også kullkraftverk har energitap pga. nedstengning av produksjon. Nå er imidlertid situasjonen slik at for de fleste land som vi har gode forbindelser med, så er kullkraften på vei ut. Det aller meste av det vi importerer er overskudd vindkraft som vi får for en billig penge. Noe du selv har påpekt i andre innlegg.

[Proton1]

KLAB19:

Det ville sannsynligvis vært bedre økonomi både i kroner og øre, og miljømessig å hatt store gasskraftverk offshore på dedikerte platformer og levert kraft til produserende platformer og land, enn den løsningen som er tvunget frem i dag.

Proton svar:

På de aller fleste plattformer, med kraftbehov på kanskje 20 MW, og hvor en del av restvarmen kan benyttes både til boligoppvarming og prosessvarme, er enkle gassturbiner den desidert beste og billigste løsningen. For å forsyne den største kraftbruker av all, Troll-A var det opprinnelig planlagt med et tusen megawatt gasskraftverk på Kollsnes. Tomten var sprengt ut, og fundamentene var klare. Men så ombestemte våre myndigheter seg. Inngående studier viste at de laveste utslipp ville komme fra et combi kraftverk på Kollsnes hvor restvarmen kunne benyttes til å regenerere glykol som injiseres i rørledningene til land for å hindre hydratdannelse. Et slikt anlegg ville ha en virkningsgrad på kanskje 80 %. Kraft fra land var nest best. Den nest beste løsningen ble valgt fordi som det står i rapporten (som jeg har), "da flyttes utslippene bort fra Øygarden".

[hoj]

"Her tar du min påstand helt ut av sammenhengen den er skrevet i.

Det jeg skriver er at forde man ikke kan levere til land (grid) så investerer man heller ikke i dyre og tunge løsninger offshore.

Jeg ser ikke hvordan det er så veldig forskjellig fra det du selv skriver?"

Problemet er at det ikke er noen logikk i ditt innlegg:

"Paradokset ligger i at man elektrifiserer fra land med strøm produsert i Europa med store tap i form av transport både av gass og strøm. Tap som ville vært betydelig lavere hvis strømmen ble produsert offshore og levert til land via kabel."

Svar til KLAB19:

Tapene ville vært betydelig høyere hvis strømmen ble produsert offshore og levert til land via kabel. Gassrørledninger er en meget effektiv måte å overføre store energimengder på.

Det hele koker ned til at offshore gasskraftverk som regel har svært lav virkningsgrad versus landanlegg.

Videre kabler til plattformer gjør det mulig å utnytte strøm som ellers ville gått tapt.

[Ketill Jacobsen]

KLAB19 skrev (1 time siden):

66% tallet er fra en av de mange artikkelene på TU i forbindelse med den store diskusjonen om elektrifiseringen av norsk sokkel som gikk i 2013/2014. Jeg fant den ikke selv i farten, men referansen var at det skulle være gjennomsnittet av virkningrad for landbasert gasskraftverk i europa. Det ble brukt som argument for at det ville gi bedre virkningsgrad å produsere gasskraft på land tross overføringstap ved elektrifisering fra land.

Jeg lurer på hvor du får tallene dine fra også? Verdiene du oppgir er svært mye dårligere enn det jeg selv har erfaring med, og jeg har "hands on" erfaring med både landbasert og offshore gasskraft.

Har du kjøpt et gasskraftverk for drift mot grid de siste 20 årene med bare 35% virkningrad, da vil jeg påstå at du har blitt skikkelig rundlurt....!

Når det gjelder prosessvarme er det et generelt problem at det er for mye av den i forhold til forbrukere som kan nyttegjøre seg den. For landbasert er det ofte sesong variasjoner hvor fjernvarme for boliger osv kanskje kan ta unna varmen i en kort periode. Resten av året må varmen dumpes via kjølere (eller ikke fanges i utgangspunktet). Situasjonen er den samme offshore bortsett fra der hvor prosessen trenger varme for å fungere. I mange tilfeller er desverre anleggskostnaden større enn nytteverdien ved å fange inn den tilgjengelige varmen.

Combined cycle med gass + steam øker kompleksiteten og prisen betraktelig, men er tross alt noe man kjører (nesten) kontinuerlig.

Den som finner opp en måte å  konvertere varme direkte til strøm (peltier i stor skala) på en lønnsom måte kan gjøre ett kupp her.

Kom over en artikkel som ser på utviklingen i effektivitet for kullkraftverk og verk basert på naturgass (i hele verden) i tidsrommet 2006 og 2015. Tallene var basert på faktisk produksjon og er fra EIA. De viser nærmest horisontal forløp for kull (faktisk en liten nedgang i effektivitet), mens naturgassverkene har gått fra 8200 btu/kWh til 7800 btu/kWh (forbedring på ca 5%). 7800 btu/kWh tilsvarer en effektivitet på 29%. Med naturgassverk menes her både dampturbinbaserte, gassturbin (single cycle) og gassturbin kombinert med dampturbin (combined cycle). Det nevnes også at i 2006 var 75% av verkene kombinerte og i 2015 var 85% kombinerte. Så vidt jeg kunne tolke det gjaldt prosentene alle verk (eller produksjonsandel), men strengt tatt så kunne andelene gjelde bare for gassturbinanlegg (presisjon er vanskelig!).

29% er svært lavt dersom andelen kombinerte verk er så stor, men kan komme av at verkene i stor grad kjører på dellast (her snakker vi om landbaserte anlegg). Virkningsgrad med full last kan være langt høyere. Data er basert på hva produsentene har oppgitt har gått inn som drivstoff (naturgass) og hva som er produsert som strøm. Det nevnes heller ikke at det er blitt produsert termisk energi (for eksempel fjernvarme).

[Trestein]

Ketill Jacobsen skrev (6 minutter siden):

Kom over en artikkel som ser på utviklingen i effektivitet for kullkraftverk og verk basert på naturgass (i hele verden) i tidsrommet 2006 og 2015. Tallene var basert på faktisk produksjon og er fra EIA. De viser nærmest horisontal forløp for kull (faktisk en liten nedgang i effektivitet), mens naturgassverkene har gått fra 8200 btu/kWh til 7800 btu/kWh (forbedring på ca 5%). 7800 btu/kWh tilsvarer en effektivitet på 29%. Med naturgassverk menes her både dampturbinbaserte, gassturbin (single cycle) og gassturbin kombinert med dampturbin (combined cycle). Det nevnes også at i 2006 var 75% av verkene kombinerte og i 2015 var 85% kombinerte. Så vidt jeg kunne tolke det gjaldt prosentene alle verk (eller produksjonsandel), men strengt tatt så kunne andelene gjelde bare for gassturbinanlegg (presisjon er vanskelig!).

29% er svært lavt dersom andelen kombinerte verk er så stor, men kan komme av at verkene i stor grad kjører på dellast (her snakker vi om landbaserte anlegg). Virkningsgrad med full last kan være langt høyere. Data er basert på hva produsentene har oppgitt har gått inn som drivstoff (naturgass) og hva som er produsert som strøm. Det nevnes heller ikke at det er blitt produsert termisk energi (for eksempel fjernvarme).

Det er mulig å kjøpe gassgeneratorer med ca 50% eletrisk virkningsgrad om man går for stempel motorer. Gassturbiner i denne størrelsen ligger vel litt over 40%. Snittet på norsk sokkel er vel basert på gamle gassturbiner. Disse ligger på 9-10 000 KJ/kWh eller 5% mindre  om man snakker btu PR kWh. 

[jr_605]

Ketill Jacobsen skrev (På 5.1.2020 den 23.45):

Meget positivt at næringen ser seg i stand til slike kutt. Sjekket for sikkerhets skyld utslipp i 2005 som lå på ca det samme i 2018 (14,1 millioner tonn i 2005 og 14,2 i følge SSB).

En må imidlertid ikke glemme at CO2-utslipp ved opphenting er bare en brøkdel av det som kommer videre i prosessen.

Det siste poenget er hva jeg tenker på også: Er det så viktig (sett på globalt nivå) hvor utslippene skjer?
Om plattformen er elektrifisert blir en større del av olje/gass utvunnet sendt til land, hvor den da fører til karbonutslipp der.
Blir det ikke det samme om utslippet skjer på plattformen eller på land, totalt sett, vi bare fordyrer det veldig for å flytte utslippene til land? 

[Gjest Slettet-x7D6du0Hjb]

To innlegg er fjernet. Vennligst fokuser på sak og ikke person. 

Tilbakemeldinger tas på PM. 

[KLAB19]

hoj skrev (På 6.1.2020 den 23.31):

Tapene ville vært betydelig høyere hvis strømmen ble produsert offshore og levert til land via kabel. Gassrørledninger er en meget effektiv måte å overføre store energimengder på.

Det hele koker ned til at offshore gasskraftverk som regel har svært lav virkningsgrad versus landanlegg.

Videre kabler til plattformer gjør det mulig å utnytte strøm som ellers ville gått tapt.

Nå ser jeg hvorfor du ikke får det jeg skriver til å henge på greip.
Du har hengt deg opp i den teknologien som brukes i dag og bruker den som referanse for det du leser.

Det jeg skriver om er imidlertid at det ville vært naturlig å bruke combined cycle anlegg også offshore _hvis_ markedet for strømmen hadde vært der, altså at det hadde vært en kabel til land. Det er ingen problem å få samme virkninsgrad offshore som det man har på land hvis forutsettingene er til stede.

Men forde markedet ikke er der, så bruker man heller et lettere anlegg med mye dårligere virkninsgrad.

[KLAB19]

Ketill Jacobsen skrev (På 7.1.2020 den 0.28):

Kom over en artikkel som ser på utviklingen i effektivitet for kullkraftverk og verk basert på naturgass (i hele verden) i tidsrommet 2006 og 2015. Tallene var basert på faktisk produksjon og er fra EIA. De viser nærmest horisontal forløp for kull (faktisk en liten nedgang i effektivitet), mens naturgassverkene har gått fra 8200 btu/kWh til 7800 btu/kWh (forbedring på ca 5%). 7800 btu/kWh tilsvarer en effektivitet på 29%. Med naturgassverk menes her både dampturbinbaserte, gassturbin (single cycle) og gassturbin kombinert med dampturbin (combined cycle). Det nevnes også at i 2006 var 75% av verkene kombinerte og i 2015 var 85% kombinerte. Så vidt jeg kunne tolke det gjaldt prosentene alle verk (eller produksjonsandel), men strengt tatt så kunne andelene gjelde bare for gassturbinanlegg (presisjon er vanskelig!).

29% er svært lavt dersom andelen kombinerte verk er så stor, men kan komme av at verkene i stor grad kjører på dellast (her snakker vi om landbaserte anlegg). Virkningsgrad med full last kan være langt høyere. Data er basert på hva produsentene har oppgitt har gått inn som drivstoff (naturgass) og hva som er produsert som strøm. Det nevnes heller ikke at det er blitt produsert termisk energi (for eksempel fjernvarme).

Sånn jeg leser dette er det bare skilt på drivstoff og ikke noe annet. Det blir nok i overkant unøyaktig ut fra mitt ståsted. Her havner jo damp anlegg med steam kjele og siste generasjon gassturbiner i samme sekkepost. Da skal du ikke ha mange av den første kategorien før du trekker virkningsgraden dramatisk nedover.

For forsøksvis å trekke en paralell vil det vel tilsvare å sammenligne et damp lokomotiv med oljebrenner som hadde ca 10 % virkningsgrad, med dagens beste diesel elektriske lokomotiver som vel ligger på ca 50% virkningsgrad, bare basert på at de begge går på diesel?

I denne kategorien vil du få kraftverk med enormt store variasjoner på teknisk virkemåte og design. Verste tilfelle er vel et gammelt kullkraftverk hvor man installerer gass brennere i kjelen, og beste tilfelle er nybygget combine cycle anlegg. Anleggskostnaden mellom disse er også formidabel.

At virkningsgraden på kullkraft har gått ned kan kanskje henge sammen med at de beste kullkraftverkene også er de som best kan dra nytte av en konvertering til gass?

 

[KLAB19]

Trestein skrev (På 7.1.2020 den 0.40):

Det er mulig å kjøpe gassgeneratorer med ca 50% eletrisk virkningsgrad om man går for stempel motorer. Gassturbiner i denne størrelsen ligger vel litt over 40%. Snittet på norsk sokkel er vel basert på gamle gassturbiner. Disse ligger på 9-10 000 KJ/kWh eller 5% mindre  om man snakker btu PR kWh. 

problemet er vekta. En skipsmotor på 30 Mw veier 100~150 tonn bare for motoren. En "aero derivative" gass turbin på samme effekt veier 2,5~3,5 tonn. Og så kommer alt rundt i tillegg.

Er det noe som virkelig koster $$ offshore, så er det "tomt" og vekt.

Gassturbinene offshore er "beste tilgjengelig teknologi" da de ble prosjektert. Det ligger i sokkel avtalene. Du får ikke lov til å installere en "gammel gassturbin" med lav virkningsgrad på en ny installasjon.