1.1 Opplysninger om eier - og driftsansvar

2.1 Utredninger i planfasen

2.2 Kraftverkenes plass i den nordiske kraft forsyningen

2.3 Oppbygging av søknadene

2.4 Forholdet til Åsgardanlegget

2.5 Reguleringsplaner

2.6 Tillatelser i byggefasen

3.1 Beskrivelse av industriområdet og omgivelsene

3.2 Annen virksomhet og berørte interesser i området.

3.3 Natur, dyreliv, fugleliv og akvakultur

3.4 Topografiske og geotekniske forhold

3.5 Meteorologiske forhold

3.6 Oceanografisk forhold

3.7 Begrunnelse for valg av tomtelokalisering

3.8 Mulig framtidig utbygging

4.1 FORHOLD TIL KONSEKVENSUTREDNINGENS TEKNISKE KONSEPT

4.2 VIRKEMÅTEN TIL ET GASSKRAFTVERK

4.3 BESKRIVELSE AV ANLEGGSKOMPONENTENE

4.4 FORBEREDELSE FOR CO₂-FJERNING

5.1 UTSLIPP TIL SJØ - KÅRSTØ

5.2 UTSLIPP AV FORURENSET VANN

5.3 UTSLIPP TIL LUFT

5.4 AVFALL

5.5 STØY

7.1 Generelt

7.2 Utslipp til vann

7.3 Utslipp til Luft

7.4 Støy

8.1 BEREDSKAP

10.1 Målinger foretatt av utslipp til luft

Vedlegg 4:

Vedlegg 5:

Vedlegg 6:

1 FORMELLE FORHOLD

1.1 Opplysninger om eier- og driftsansvar

Gasskraftverket på Kårstø vil bli bygget og drevet av Naturkraft AS, som er et selskap eiet med like store andeler av, Den Norske stats oljeselskap a.s, og Norsk Hydro a.s og. Statkraft SF.

Selskapet har hovedkontor på Lysaker i Bærum kommune.

Utbyggingen vil bli gjennomført i regi av en egen prosjektorganisasjon som vil bli etablert på Kårstø i Tysvær kommune, og det vil senere bli bygget opp en egen driftsorganisasjon for kraftverket der. Det vil bli ansatt en kraftverkssjef som får ansvaret for den daglige driften av anlegget.

Kraftverkssjefen vil ha det samlede ansvaret for at all virksomhet knyttet til driften av gasskraftverket, og at den foregår innenfor de lover og konsesjoner som er gitt av myndighetene.

2 KONSESJONER OG TILLATELSER

2.1 UTREDNINGER I PLANFASEN

Det er gjennomført en omfattende offentlig saksbehandling i forbindelse med Naturkraft’s planlegging for bygging av gasskraftverk ved ilandføringsstedene for naturgass i Norge. Den offentlige prosessen startet med at Naturkraft i mai 1995 sendte inn "Melding om planlegging av gasskraftverk" i hht. bestemmelsene i plan- og bygningsloven, forurensningsloven og energiloven.

Konsekvensutredning etter plan- og bygningslovens bestemmelser, ble utarbeidet for bygging av gasskraftverk på Kollsnes, Kårstø og Tjeldbergodden og innsendt for behandling i februar 1996. Søknaden on anleggskonsesjon etter energilovens bestemmelser, om å bygge og drive gasskraftverk på Kollsnes og Kårstø,ble også sendt inn for behandling i februar 1996.

Stortinget behandlet 14. juni 1996 Stortingsmeld. Nr. 38 (1995-96) Om gasskraftverk i Norge, og ga klarsignal til konsesjonsbehandling av søknadene.

Konsekvensutredningen ble sendt på høring våren 1996. Etter krav fra Norges vassdrags- og energiverk (NVE), utarbeidet Naturkraft en utredning med supplerende opplysninger, som var ute på høring høsten 1996.

30. oktober 1996 mottok Naturkraft brev fra NVE om at konsekvensutredningen med supplement var godkjent. Godkjenningen ble gitt i samråd med Miljøverndepartementet. Samme dato mottok Naturkraft også anleggskonsesjon på bygging og drift av gasskraftverk på Kårstø og Kollsnes. Begrunnelsen for vedtaket er gitt i eget notat fra NVE, EK-notat 23/96. (Vedlegg 1).

NVE’s vedtak om å gi konsesjon etter energiloven ble påklaget av flere organisasjoner, og klagesaken ble oversendt Olje- og energidepartementet for behandling. NVE som 1. Instans for behandlingen, stadfestet sitt opprinnelige vedtak. I perioden januar - mars 97 innhentet departementet ytterligere informasjon fra ulike parter. Mens klagebehandlingen pågikk ble saken også behandlet i Stortinget. I Dokument nr. 8:59 (1996-97), jf. Innst. S. Nr. 179 (1996-97), ble det fremmet forslag om at Regjeringen skulle utsette behandlingen av klagesaken til resultatet av klimaforhandlingene i Kyoto i desember 1997 var klart. Forslaget ble avvist av Stortinget ved behandling 12. mai 1997.

I brev av 5. juni 1997 stadfestet Olje- og energidepartementet anleggskonsesjonene gitt av NVE 30. oktober 1996, med visse tilleggskrav. Brevet fra departementet gir en utførlig drøfting av de forhold som lå til grunn for påklagingen av saken og for OED’s vedtak, og er derfor vedlagt utslippssøknaden. (Vedlegg 2).

2.2 KRAFTVERKENES PLASS I DEN NORDISKE KRAFTFORSYNINGEN

Naturkraft har funnet det hensiktsmessig å repetere NVE’s hovedargumenter for å gi konsesjon til bygging av to gasskraftverk i Norge.

Et økt norsk CO₂-utslipp som kompenseres av en like stor eller større reduksjon i utlandet, har ingen negativ miljøvirkning.

Norden kan i dag betraktes som et felles kraftmarked og det vil derfor være umulig å vurdere miljøvirkningene av gasskraftverk i Norge uten å se det nordiske kraftsystemet i sammenheng. Kraft flyter over grensene alt etter hvor det oppstår behov og hvor kostnadene er lavest ved å frembringe ytterligere kraft. Dette innebærer at ved tilstramninger i markedet vil prisene stige, og det blir lønnsomt å starte opp kapasiteten med stadig høyere marginale produksjonskostnader.

Etterspørselen i kraftmarkedet i Norden dekkes overveiende med kullkraft, kjernekraft, vannkraft og oljekraft. En stor del av produksjonen kommer i dag fra til dels eldre kull- og oljekraftverk. Disse har de høyeste produksjonskostnadene. Om norsk gasskraft introduseres, blir den umiddelbare virkning at en bortimot like stor produksjon kull – og oljekraft går ut. Dette er vist i figuren nedenfor. Mer gasskraft inn i markedet med et utslipp i underkant av 400 g CO₂ per kWh vil skyve ut kraft produsert fra kullkraftverk med et utslipp som er over 800 g CO₂ per kWh. Dette betyr at CO₂-utslippene for denne produksjonen halveres.



Figur 2a – CO₂-utslippsprofil Norden

 

Generelt vil alle nye kraftverk med lave marginale produksjonskostnader skyve ut eldre kull og oljekraftverk. Slik vurdert bidrar alle nye kraftverk til lavere utslipp. En supplerende betraktning på lengre sikt er følgelig at de ulike nye kraftverk er alternativer og at en også bør sammenligne utslippene fra disse. Skal man på denne basis anslå hva norsk gasskraft betyr for fremtidige totalutslipp, må man lage en prognose for sannsynlig sammensetning av nordisk og nord-europeisk energiproduksjon framover.

Et realistisk utgangspunkt er at det vil bli en vekst i elforbruket i Norden, og at det gradvis vil bli introdusert ulike nye produksjonsenheter. Å anslå sammensetningen av ny elproduksjon i Norden er vanskelig, siden dette både påvirkes av lønnsomhetsforhold og politiske beslutninger. På den politiske side preges bildet av til dels motstridende mål og planer for energisektoren. Det beste grunnlaget for et slikt anslag synes likevel å være nylig introdusert elproduksjon, planer for energibruk og planer for fremtidig produksjon i de ulike land.

Ut fra en analyse av slike forhold anslår NVE det som mest sannsynlig at nye kraftverk i Norden vil være en blanding av i hovedsak moderne kullkraftverk og gasskraftverk. Kraftverkene vil variere i størrelse og en del av disse vil kun produsere elektrisitet. Andre produksjonskilder som vannkraft og vindkraft vil komme i noen grad, men antas å bety lite for samlet ny elproduksjon. Bioenergi, varmepumper og enøk vil dempe veksten i elforbruket, men dette er faktorer som neppe vil påvirke sammensetningen av ny elproduksjon.

I den grad norsk gasskraft fortrenger moderne kullkraft vil dette vil bety bort i mot en halvering av CO₂-utslippene. I den grad gasskraftverk i andre land fortrenges, blir nettovirkningen om lag null. Virkningsgraden for gasskraftverk med varmeproduksjon antas kun å være svakt høyere enn ved ren elproduksjon. Om gasskraft fortrenger ny vannkraft eller vindkraft, gir dette en økning i CO₂ utslipp tilsvarende gasskraftenes utslipp. Her må man vurdere andelen av slik produksjon i Norden.

Omfattende modellberegninger konkluderer med at bygging av norske gasskraftverk vil gi lavere utslipp av CO₂ på nordisk basis sammenlignet med om disse ikke bygges.

NVE konkluderer ut fra dette med at de omsøkte gasskraftverk med årsvirkningsgrad i underkant av 58 % har energiutnytting på høyde med de beste eksisterende og planlagte anlegg i Norden.

Hvis en tar hensyn til at de øvrige kraftverk, også multibrenselanlegg, normalt brenner kull, og at elektrisitet har en betydelig større anvendbarhet og etterspørsel enn varmen i vann, synes de omsøkte gasskraftverk å ha en høyere energiutnytting samtidig som de representerer et bedre alternativ for miljøet.

Kraftverket på Kårstø skal integreres med gassbehandlingsanlegget for Åsgard-feltet, og vil i tillegg til å produsere elektrisitet også levere lavtrykksdamp. Anlegget vil levere 55 MW varme til Åsgard anlegget, som medfører en økt virkningsgrad på 5,5 %. Med en samlet brutto virkningsgrad på 66% vil Kårstøanlegget ha en vesentlig høyere virkningsgrad enn sammenlignbare anlegg i Norden.

I tabellen nedenfor er utslippene av CO₂ per produsert energienhet når varmen utnyttes på Kårstø og Kollsnes sammenlignet med det nyeste kullkondensverket i Finland (Meri Pori) og det nyeste kullfyrte kraft/varmeanlegget på Danmark (Esbjerg).

	GramCO2/produsert energienhet
Kårstø	310
Kollsnes	290
Meri Pori	870
Esbjerg blokk 3	510

Tabell 2a – CO₂-utslipp per produsert energienhet

 

2.3 OPPBYGGING AV SØKNADENE

Naturkraft planlegger å gjennomføre utbyggingen av anleggene på Kollsnes og Kårstø samtidig, og sender derfor søknad om utslippssøknad for begge anleggene på samme tid. SFT’s retningslinjer for utslipp fra industrivirksomhet, 95;07, danner utgangspunktet for innholdet i søknadene. Siden søknadene er de første for denne typen anlegg, ble det avklart med SFT at utslippssøknaden for Statoils metanolfabrikk på Tjeldbergodden fra mars 1993 skulle brukes som mal for søknaden for de to gasskraftverkene.

Da det ikke er inngått kontrakt med leverandør om bygging av kraftverket, er det ikke mulig å bruke opplysninger fra et spesifikt anlegg eller maskintype i søknaden. Med utgangspunkt i de tekniske løsningene som blir beskrevet i de innhentede tilbudene, blir det gjort rede for ulike forurensende utslipp fra driften av anleggene, og de virkninger disse forventes å ha på omgivelsene. Det vil i tillegg bli gitt en begrunnelse for de tekniske løsninger som er valgt.

Utslippssøknaden baseres på vurderingene og konklusjonene i konsekvensutredningen, og de utredningene som lå til grunn for det arbeidet. Det blir redegjort for eventuelle avvik fra konsekvensutredningen og forhold som er relevante for behandlingen av søknaden vil bli utdypet.

Den offentlige diskusjonen knyttet til bygging av gasskraftverk, er først og fremst relatert til utslippene av klimagassen CO₂, og mulige forpliktelser for Norge i internasjonal sammenheng, som en følge av beslutningene fra klimakonferansen i Kyoto. Naturkrafts søknad om utslippstillatelse baserer seg på konsekvensutredningen og den anleggskonsesjonen som ble gitt. Størrelsen av CO₂-utslipp fra anleggene har vært godt kjent for myndighetene ved behandling av søknad om anleggskonsesjon. Dette er spesielt belyst i departementets brev av 5. juni 1997.

Når det gjelder de mest omtalte temaene, utslipp av NO_x og CO₂, har vi valgt å omtale dem i et eget kapittel. I tillegg er det utarbeidet egne vedlegg til søknaden for å gi en bredere omtale av disse temaene, enn det som er relevant i forhold til retningslinjene i forurensningsloven.

På møter med SFT har Naturkraft redegjort for forhold knyttet til utslipp av NO_x, utslipp til sjø, støy og CO₂. Det er orientert om hvorledes disse temaene vil bli omtalt i søknaden, og gjort rede for løsninger som vil bli lagt til grunn i søknaden.

2.4 FORHOLDET TIL ÅSGARDANLEGGET

Utslippssøknad for gassbehandlingsanlegget for Åsgard som skal bygges samtidig med gasskraftverket, vil bli sendt inn i nærmeste fremtid. Utslipp fra de to anleggene vil bli relativt likeartet, og søknadene er samordnet på flere av fagområdene.

Søknaden beskriver hvilke verdier det søkes om utslipp for fra gasskraftverket, og de konsekvensene de vil ha. Samlede virkninger for utslipp fra de to anleggene, må vurderes etter at begge søknadene er sendt inn.

I utarbeidelsen av søknaden har det vært et nært samarbeid med Statoil, for å samordne opplysninger om de to anleggene og utredninger foretatt for å beskrive virkninger av utslippene.

2.5 REGULERINGSPLANER

Det er utarbeidet reguleringsplan for området hvor gasskraftverket skal bygges. Området inngår i industriområdet på Kårstø, og det ble vedtatt en omregulering av området sommeren 1997, se kart Figur 2a.

Naturkraft leier området av Statpipe, men forholder seg daglig til Statoil som er operatør av gassbehandlingsanlegget på Kårstø på vegne av eierselskapene i Statpipe-lisensen.

 

 



2.6 TILLATELSER I BYGGEFASEN

På bakgrunn av godkjente anleggskonsesjoner, og en godkjent konsekvensutredning, har Naturkraft fortsatt arbeidet med planer for bygging av de to gasskraftverkene på Kollsnes og Kårstø. Det må innhentes tillatelser fra, og gis melding til relevante myndigheter, før bygging kan starte. Naturkraft vil ved kontakt med de ulike etatene/instansene legge fram nødvendige dokumenter for behandling:

For denne utbyggingen vil følgende etater være de mest relevante:

• Statens forurensningstilsyn, SFT
• Norges vassdrags- og energiverk, NVE
• Direktoratet for brann- og eksplosjonsvern, DBE
• Fylkesmannen i Rogaland, miljøvernavdelingen
• Arbeidstilsynet 7. distrikt
• Tysvær kommune

Naturkraft besluttet i 1995, av gjennomføringsmessige grunner, å kontrahere de to gasskraftverkene basert på en såkalt "Turn Key" leveranse. De to anleggene bestilles samlet fra en leverandør, og kontrakt vil bli inngått for begge anleggene samtidig. Det innebærer at leverandøren skal levere to komplette anlegg, og selv ha ansvar for all prosjektering, bygging, montasje og testing, fram til Naturkrafts overtakelse av ferdig utprøvete anlegg. Naturkraft forplikter seg til å stille opparbeidet tomt med infrastruktur til disposisjon fra et angitt tidspunkt.

Den sterke debatten knyttet til byggingen av gasskraftverkene, medførte at Olje- og energidepartementet kom med følgende presisering i sitt brev av 5. juni 1997:

"Departementet vil presisere at konsesjonen etter energiloven ikke er noen utslippstillatelse, heller ikke for CO₂. Spørsmålet om utslippstillatelse avgjøres av forurensningsmyndighetene etter forurensningsloven".

Forurensningsloven pålegger en utbygger å innhente utslippstillatelse for tiltak som kan medføre forurensning. Praksis fra tilsvarende prosjekter, som fra den ferdigbygde metanolfabrikken på Tjeldbergodden og det påbegynte behandlingsanlegget for gass fra Åsgardfeltet på Kårstø, innebærer at utslippstillatelse foreligger før forurensning inntreffer, dvs. før drift av anlegget starter opp.

Et vilkår i OED’s ankeavgjørelse var:

"Naturkraft har plikt til å sørge for nødvendige avklaringer med forurensningsmynighetene i forkant av de enkelte stadier i byggeprosessen".

I forståelse med myndighetene har Naturkraft akseptert å utsette byggestarten til utslippssøknad er oversendt SFT for behandling. SFT vil etter gjennomgang av søknaden sende den ut på offentlig høring, og samtidig vil Naturkraft få bekreftet at søknaden tilfredsstiller SFT’s retningslinjer.

Som følge av konsesjonsvilkåret, har Naturkraft hatt en tettere kontakt med SFT under utarbeidelsen av utslippssøknaden, enn det som er vanlig ved tilsvarende utbyggingssaker. En redegjørelse av utbyggingsplanene ble gitt i brev fra Naturkraft til SFT datert 14.11.1997.

3 OMRÅDEBESKRIVELSE

3.1 BESKRIVELSE AV INDUSTRIOMRÅDENE OG OMGIVELSENE

Naturkraft planlegger å bygge gasskraftverk på Kårstø gassterminal. Anlegget blir delvis integrert med gassbehandlingsanlegget som bygges for å behandle gassen fra Åsgardfeltet. Kårstø-anlegget ligger i Tysvær kommune nord i Rogaland. Kommunen har 8500 innbyggere, og er en kommune som tradisjonelt har vært preget av jordbruk. Det er først og fremst melkeproduksjon og noe sauehold, samt frukt- og bærdyrking. De siste årene har Tysvær valgt å satse på industri, og da spesielt i forbindelse med Kårstøutbyggingen. Nærmeste by av betydelig størrelse er Haugesund, Byen med ca. 30.000 innbyggere ligger ca. 20 kilometer nordvest for anlegget.



Figur 3a: Foto Kårstøterminalen

Kårstø ligger sør i Tysvær kommune. Den eksisterende gassterminalen ligger som en halvøy i fjorden mellom Årviksundet og Frekasund. Det ligger noen små, og et par større øyer som delvis skjermer anlegget fra sjøen. Det er god adkomst fra sjøsiden. Anlegget grenser mot havet i sør, og delvis i øst og vest.

Anlegget på Kårstø har et totalt flateinnhold på ca 1080 mål. I tillegg er det lagt en 1000 mål sikkerhetssone rundt gassterminalen, slik at båndlagt areal er omlag 2100 mål. Det er forbud mot alle typer bosetning innefor sikkerhetssonen, men det er tillatt å drive vanlig jordbruk.

Hovedsakelig utgjøres industrien i området av et gassbehandlingsanlegg og et kondenseringsanlegg som behandler gass fra flere felt i Nordsjøen. Gasskraftverket skal bygges inne på det eksisterende industriområdet. Kraftverket vil ikke skille seg ut fra det eksisterende industrianlegg eller nye planlagte anlegg. Det nye behandlingsanlegget for gass fra Åsgard-feltet skal bygges på tomten rett vest for gasskraftverket.

Infrastrukturen på stedet er fullt utbygd. Det nye gasskraftverket vil delvis benytte veianlegget på terminalen og vil derigjennom ha tilknytning til det offentlige veinettet. Kårstø ligger gunstig plassert med tanke på transport via sjøveien. Eksisterende kaianlegg vil ble benyttet under anleggsperioden for å minimalisere belastningen på det offentlige veinettet.

Kraftverkstomta er på ca. 30 mål. Den blir opparbeidet samtidig med forberedelsene for bygging av Åsgardanlegget, og blir planert til kote + 8.

 



3.2 ANNEN VIRKSOMHET OG BERØRTE INTERESSER I OMRÅDET

Det er flere små gårdsbruk med en del tilhørende dyrket mark i området. Det er noe dyrket mark innenfor sikkerhetssonen for området.

Nærmeste bostedsområde er Lervik/Susort. Dette området ligger 2 km vest for industrianlegget.

3.3 NATUR, DYRELIV, FUGLELIV OG AKVAKULTUR

3.3.1 Turområder

Nærområdet rundt Kårstø er ikke spesielt mye brukt som friluftsområde. Det finnes ingen vernede områder eller kulturminner i nærområdet som det må tas spesielt hensyn til. Nærmeste område med spesielle friluftsinteresser i Tysvær kommune er Sandbekken leirplass / bygdetun. Her ligger også Cleng Person-huset som er nærmeste prioriterte kulturminne. Avstanden hit er ca. 10 km. Det ligger en gammel hjulsmie som har blitt restaurert av Statoil like i nærheten. Den vil ikke bli berørt av utbygging av gasskraftverket.

3.3.2 Dyre- og fugleliv

Viltkartverk for Tysvær kommune viser at dyrelivet i området begrenser seg til bestander av hjort og rådyr. Litlafjellet og Arvikfjellet nordøst for anlegget er et av de bedre hjorteområdene i Tysvær. Bestanden her har økt de senere år.

Det andre aktuelle området er Falkeid som også ligger nordøst for Kårstø. Her er rådyrbestanden sterk, selv om en liten nedgang har blitt registrert de siste årene. Området regnes som det beste på vestsiden av Herviksfjorden.

Området i nærheten av Kårstø har vist seg å ha et svært rikt fugleliv. Fuglebestandene i området kan deles inn i følgende tre grupper: våtmarksfugl, spurvefugl og hønsefugl. Av disse gruppene finnes leveområder for våtmarksfugl og spurvefugl i det umiddelbare nærområdet, mens leveområder for hønsefugl ligger litt lengre vekk.

3.3.3 Akvakultur

Havområdet utenfor Kårstø har et rikt utvalg av fiskebestander med forskjellige størrelser. Hele området regnes som viktig for fiskeindustrien.

Det nærmeste anlegget for laksefisk ligger ved Ognøy og består av to lokaliteter. Det er en rekke andre oppdrettsanlegg som ligger spredt utenfor det nærmeste havområdet, men som ikke har noen spesiell tilknytting eller betydning for nærmiljøet.

3.4 TOPOGRAFISKE OG GEOTEKNISKE FORHOLD

Undergrunnen i Tysvær kommune består for det meste av bunngneis fra den kaledonske foldekjede. På gasskraftverkstomta består undergrunnen stort sett av fylitt. Det er liten fare for seismisk aktivitet i området.

Topografisk sett er anleggsområdet nesten helt flatt. Nordvest for terminalen ligger en ås med en høyde på ca. 185 moh. Oppe på toppen ligger et vann delvis nedsunket i terrenget. Nordøst ligger Arvikfjellet som er ca. 228 moh. Begge høydedragene er skogbevokst. Mellom disse toppene er terrenget nordover temmelig flatt et stykke innover i landet. Her er det forholdsvis tett med dyrket mark med innslag av våtmarksområder. Omtrent 2 km nord for terminalen ligger Storavatnet, ca. 23 moh.

Sørvest for anlegget ligger øya Ogn samt noen andre småøyer. I sør ligger Austre Bokn. Årviksholmen og Gåsaholmene danner en liten øygruppe bestående av holmer og skjær ca 1,5-2,0 km sørøst for Kårstø.

3.5 METEOROLOGISKE FORHOLD

Tidsrommet fra mars til november er preget av mye nedbør i form av regn, mens det fra oktober til april stort sett kommer nedbør i form av snø.

Meteorologiske data for området er hentet fra Meteorologisk Institutt's målestasjoner ved Nedstrand (nedbør) og Skudenes (temperatur). Registrering av data har skjedd i perioden 1961-1990. Følgende distribuering foreligger.





 

 

Beskrivelse av nedbør	Mengde
Maksimal nedbør over en time	20 mm
Maksimal nedbør over en dag	80 mm
Gjennomsnittlig årlig nedbør	1200 mm
Maksimale snødybde	500 mm

 

Om vinteren er vindretningen vest- nordvest, mens den om sommeren som regel er sør- sørøst. Maksimalverdiene for "den årlige stormen" ligger på ca 23 m/s. Stormene som kommer hvert tiende og hundrede år har beregnede maksimalhastigheter på henholdsvis 27,5 m/s og 30 m/s.

3.6 OCEANOGRAFISKE FORHOLD

Kårstøbassenget er relativt åpent mot sør uten markerte terskler. Mot vest og øst finnes to sund, Frekasund og Årvikssundet. Det smaleste partiet er ca 2 km fra eksisterende og planlagt utslippsted.

Strømningsmålinger viser en dominerende vestoverrettet strøm i de øvre vannlagene. Strømmen er ofte ensrettet i flere dager, og i slike situasjoner er tidevannsstrømmen ofte av sekundær betydning. Dette gjelder også Frekasundet.

Målinger av saltholdigheten (salinitet) viser at konsentrasjon i overflaten kan være mindre enn 25‰, men kan komme opp mot 32‰. På 30 meters dyp ligger saltholdigheten på mellom 32‰ og 34‰, men verdier ned mot 28‰ er målt.

Vannstanden varier mellom + 0,4 meter ved flo og - 0,4 meter ved fjære. Under spesielle vindforhold kan vannstanden ved høyvann nå en maksimalverdi av + 1.0 meter. Denne ekstreme verdien for høyvann kan bare oppnåes når vinden kommer fra sør-sørøst. Havstrømmene utenfor anlegget varierer mellom 0,15 - 0,25 og 0,85 m/s.

3.7 BEGRUNNELSE FOR VALG AV TOMTELOKALISERING

Kårstø er valgt som utbyggingssted for et gasskraftverk etter en samlet vurdering av ulike forhold. Hovedbegrunnelsene for valget er:

• De kommersielle forhold for levering av gass er basert på leveranser fra Statpipe. Resultatet av forhandlingene med Statpipe-lisensen er nedfelt i en kontrakt som er akseptabel for begge parter og som sikrer gasskraftverkets forsyning av brennstoff i en 20-års periode.
• Mulighet for energi-integrasjon mellom gasskraftverket og gassbehandlingsanlegget for Åsgard vil øke utnyttelsesgraden for gasskraftverket fra 58% til 66%. Den høyere brenselsutnyttelsen vil medføre en reduksjon i de samlede utslippene fra energiproduksjon på Kårstø.
• En etablering av et gasskraftverk på Kårstø er svært gunstig siden man kan benytte den eksisterende infrastrukturen i området. Mulighetene for å utnytte tjenester fra Kårstø-terminalen mht. leveranser av vakthold og beredskap mm., gir Naturkraft vilkår som sikrer gasskraftverket stabile betingelser i driftsperioden og som realiserer betydelige samordningsgevinster.

  

• Haugalandsregionen med Tysvær kommune og Rogaland fylke har samlet erfaringer i forbindelse med etableringen og utbyggingen av terminalanleggene på Kårstø. Strukturen og sammensetningen på næringslivet er slik at disse regionene er vel forberedt på å konkurrere om leveransemuligheter som kommer i forbindelse med gasskraftverkutbyggingen. Det er ventet at dette vil gi store positive ringvirkninger.
• De miljømessige forholdene på Kårstø er nøye analysert på bakgrunn av informasjon innhentet fra tidligere planlegging og de siste årenes drift av gassbehandlingsanlegget. I tillegg er det gjennomført undersøkelser utført av Naturkraft i forbindelse med utarbeidelse av konsekvensutredningen. Utslippene til luft og sjø øker ved etablering av gasskraftverk i forhold til dagens situasjon. Resultatene fra analysene som er utført av ledende norske konsulenter og forskningsmiljøer, tilsier at etablering av et gasskraftverk ikke innebærer noen grenseoverskridende miljøforverring for området.

3.8 MULIG FRAMTIDIG UTBYGGING

I første omgang går planene til Naturkraft AS ut på å bygge et 380 MW gasskraftverk på området.

Gjennom arealdisponeringen legges det til rette for at kraftverket kan utvides med en ny produksjonsenhet av samme størrelse. Gassforsyningssystemet og kjølevannsinntak blir dimensjonert for å kunne håndtere en dobling av mengdene.

4 TEKNISK BESKRIVELSE AV ANLEGGET

4.1 FORHOLD TIL KONSEKVENSUTREDNINGENS TEKNISKE KONSEPT

Konsekvensutredningen for kraftverket på Kårstø ble basert på et teknisk konsept som var under utvikling hos aktuelle leverandører av gasskraftverk. Det tok utgangspunkt i en turbinteknologi slik den var tilgjengelig i 1995. Anlegget er et såkalt kombinert anlegg. Slike anlegg benevnes ofte med betegnelsen CCPP som er en forkortelse av "Combined Cycle Power Plant".

I løpet av de to årene som har gått siden opplysninger om konseptet ble innhentet, har denne teknologien utviklet seg. Ytelsene for de gassturbinene Naturkraft har innhentet tilbud på, og som tidligere ble oppgitt å yte 225-240 MW, har øket til 235-265 MW. Den nominelle ytelsen av et kraftverk har øket tilsvarende og ligger på ca. 380 MW mot 350 MW i konseptfasen. Dette er den ytelsen et anlegg kan forventes å gi gjennom en stabil driftsperiode over en driftssyklus på 5-10 år.

En følge av at ytelsen på gassturbinene har økt, er at mengden naturgass som forbrennes også øker. I en stabil driftsperiode vil årlig forbruk ligge på omlag 550 millioner Sm³ naturgass. Dette er ca 10% høyere enn det som ble angitt i konsekvensutredningen.

Forbrenningsteknologien har også forbedret seg, slik at forurensningsmengden per produsert energienhet er redusert. En følge av denne forbedringen er at virkningsgraden også er økt noe. Reduksjonene av forurensning som er oppnådd er imidlertid prosentvis lavere enn økningen i ytelsen av turbinene, slik at utslipp til luft fra gasskraftverkene har økt ved introduksjon av oppgraderte modeller.

Det har imidlertid vært en overordnet føring for Naturkraft å velge den til enhver tid beste tilgjengelige teknologi, slik det ble forutsatt i Stortingsmeldingen om gasskraftverk i Norge:

"....eventuelle gasskraftverk i Norge må bygges med den best tilgjengelige miljøvennlige teknologi slik at den totale energiutnyttelsen blir minst på høyde med den som oppnås i annen kraftproduksjon med fossile brensler".

Tidsskriftet Gas Turbine World foretar hvert år en gjennomgang av nøkkeltall for kombinerte kraftverk. I figuren nedenfor vises forventet virkningsgrad på store kraftverk som skal ferdigstilles de nærmeste tre år. De angitte virkningsgradene blir dermed hva man kan forvente av anlegg basert på beste tilgjengelige teknologi som settes i drift i tiden 1998-2001. Det er i beregningene gjort forutsetning om sjøvannskjøling slik at virkningsgraden blir meget høy. Dersom det benyttes kjøletårn, som er tilfelle ved mange anlegg i utlandet, vil virkningsgraden bli dårligere.

Naturkraft har forutsatt en virkningsgrad på anlegget på Kårstø på minst 58%. Figuren illustrerer at med en virkningsgrad på 58% eller høyere, vil anlegget på Kårstø være lik eller bedre enn de mest moderne anlegg som settes i drift de nærmeste år. Naturkraft anser den teknologien som ligger til grunn for valg av løsning som den best tilgjengelige teknologi.



Figur 4 a Estimert virkningsgrad for kombinerte kraftverk
(Kilde: Gas Turbine World)

4.2 VIRKEMÅTEN TIL ET GASSKRAFTVERK

Gasskraftverket på Kårstø vil være et såkalt kombinert anlegg. Anlegget er vist skissemessig på figuren på neste side.

Hovedkomponenten i et gassturbinbasert kraftverk er gassturbin, som består av tre hoveddeler: kompressor, brennkammer og turbin.

Gassturbinen suger luft fra omgivelsene inn i en kompressor. Kompressoren øker trykket til et trykk flere ganger høyere enn trykket utenfor (trykket kan variere noe avhengig av gassturbinleverandør).

Den komprimerte luften forlater kompressoren og strømmer inn i et brennkammer der det tilføres brensel (naturgass). Forbrenningen i brennkammeret skjer kontinuerlig. Det er denne forbrenningen som skaper de forurensende komponentene fra kraftproduksjonen.

Etter forbrenningen strømmer forbrenningsproduktene inn i gassturbinens turbindel. På sin vei gjennom turbinen ekspanderer de varme avgassene slik at temperatur og trykk synker. Energien som blir frigjort under ekspansjonen overføres til mekanisk energi på gassturbinens aksel. Akselen driver gassturbinens kompressor og en generator som produserer elektrisitet.

Avgass strømmer gjennom en røykgasskjel slik at man utnytter varmeenergien i eksosen til å produsere damp. Fra røykgasskjelen forlater avgass skorsteinen på kraftverket med lav temperatur.

 



Figur 4b: Prosessflytdiagram for kombinert kraftverk

 

Dampen som produseres i røykgasskjelen dannes ved tre forskjellige trykk for å maksimere varmegjennvinningen. Dampen føres til en dampturbin der den ekspanderer og lager mekanisk energi på en aksel. Denne akselen er med på å drive den samme generatoren som gassturbinen. Siden man her har to prosesser som leverer energi (gassturbinprosessen og dampprosessen) kaller man dette en kombinert prosess, derav betegnelsen kombinert kraftverk.

En andel av dampen vil tappes av fra et gitt punkt i ekspansjonen. Den dampmengden som tappes av vil bli ledet til prosessanlegget for prosessering av Åsgard gass på Kårstø der varmeenergien blir utnyttet. Etter at energien er hentet ut av dampen returneres den som kondensert vann til dampkjelen.

Den dampen som ekspanderer fult ut i dampturbinen har et svært lavt trykk når den forlater dampturbinen. Dampen kondenseres til vann før vannet sendes inn på røykgasskjelen igjen. Grunnen til at man ønsker å kondensere til vann er at det kreves mindre energi for å pumpe vann opp til et høyt trykk enn å øke trykket på damp. Til å kondensere dampen benyttes det kjølevann som hentes fra sjøen. Et kraftverk på størrelsen med det Naturkraft skal bygge trenger 20-30.000 m3/time med kjølevann.

4.2.1 Faktorer som påvirker ytelsen

4.2.1.1 Omgivelsestemperatur

En gassturbins ytelse er avhengig av luftmengden som strømmer gjennom turbinen. Øker luftmengden vil effekten avgitt fra maskinen øke hvis man opprettholder samme forbrenningstemperatur. Kraftverket vil dermed ha en høyere ytelse på kalde dager enn på varme dager, fordi luftens tetthet øker ved lavere temperatur og volumstrømmen gjennom gassturbinen er konstant.

Skal man holde temperaturen i brennkammeret konstant når omgivelsestemperaturen synker, må man tilsette mer brensel.

4.2.1.2 Kjølevannstemperatur

For at dampturbinen skal ha høy ytelse er det gunstig med så lav kjølevannstemperatur som mulig. Temperaturen på kjølevannet vil være bestemmende for trykket på dampen som kommer ut av dampturbinen. En dampturbinen avgir størst effekt ved et lavt utløpstrykk, derfor ønsker man en så lav kjølevannstemperatur som mulig.

Naturkraft vil på Kårstø hente inn kjølevann på ca. 70 meters dyp der variasjoner i kjølevannstemperaturen ikke vil være så markante. Temperaturer fra 7^o C og lavere vil ikke påvirke ytelsen, men en økning over dette vil føre til en tilnærmet ekspotensiell reduksjon av denne.

4.2.1.3 Degradering

En gassturbin vil være utsatt for degradering gjennom levetiden. Kildene for degradering er partikler i luften, partikler i brenselet eller partikler dannet under forbrenningen. Maskinens ytelse vil da bli dårligere fordi disse partiklene vil ødelegge den aerodynamiske profilen til skovlene ved å danne et belegg på, eller ved å slite bort deler av skovlene. Partiklene vil også kunne tette turbinens kjølekanaler slik at luftmengden til kjøling må økes.

Over levetiden for gasskraftverket vil ytelsen reduseres med ca. 10% fra en tilstand "ny og ren". Det er da tatt hensyn til at en under større vedlikeholdsperioder vil kunne gjenvinne noe av degraderingen.

4.2.1.4 Dampavtapping

Det er inngått en avtale om leveranser av damp til Statpipe. Dampen kan leveres i variabel mengde og energileveransene er estimert til å ligge mellom 0 og 55 MJ/s. Når damp tappes av fra dampturbinen vil effekten produsert i dampturbinen avta. Dampen leveres ved ca 200^o C og et trykk på 7 bar. Ved leveranser av 3.5-4 MJ/s varme taper man 1 MW el produksjon. For leveranser av 55MJ/s varme reduseres dermed el produksjonen med 14-16 MW.

4.3 BESKRIVELSE AV ANLEGGSKOMPONENTENE

4.3.1 Gassturbin

Gassturbinen som det er innhentet tilbud på, blir omtalt å være i "240 MW klassen." Dette er de største og mest avanserte industrielle gassturbiner som er tilgjengelig på markedet i dag. Gassturbinene oppgis å ha en ytelse fra 220 MW til 265 MW. Naturkraft har krevet at beste tilgjengelige teknologi skal leveres. Det innebærer at forbrenningen er basert på såkalt "tørr lav NO_x forbrenningsteknologi". Denne metoden fokuserer på å minimere dannelsen av NOx ved at brensel er godt forblandet med luft ved antenning

Denne turbingenerasjonen er relativt nyutviklet og de første versjonene av disse turbinene ble satt i kommersiell drift i 1997. Det forventes at mindre oppgraderinger og justeringer vil bli foretatt før anlegget blir idriftsatt, på bakgrunn av de erfaringene leverandøren har skaffet seg med de første maskinene.

I vedlegg 3 blir det beskrevet forskjellige metoder for NO_x-reduksjon og rensing. I kapittel 7 blir det gitt en begrunnelse for de valg Naturkraft har foretatt.

4.3.2 Røykgasskjele for gjenvinning av eksosvarme

Det benyttes en ufyrt røykgasskjel for å gjenvinne varmeenergien i eksosgassen. For at varmegjenvinningen skal være så effektiv som mulig er det valgt en tre trykks dampkjel med mellomoppvarming. Dampen produseres på tre forskjellige trykknivå, kalt høytrykk (HP), mellomtrykk (MP) og lavtrykk (LP). Høytrykksdampen vil etter en ekspansjon i den første del av dampturbinen returnere til kjelen og blandes med mellomtrykksdampen, dette kalles reheat eller mellomoppvarming.

For å gjøre det mulig å installere et renseanlegg for NO_x i fremtiden, er det gjort visse forandringer i røykgasskjelen sammenlignet med en normal kjele. I høytrykksdelen av kjelen er det satt av plass for senere installasjon av et renseanlegg og rørarrangementet er forberedt for å tilpasse et slikt anlegg. Den bærende konstruksjonen er forsterket for å ta høyde for vekten av renseanlegget.

4.3.3 Dampturbin med kondensator

Dampturbinen vil bestå av to separate turbinhus. Et vil inneholde høytrykksturbinen og mellomtrykksturbinen, og det andre vil inneholde lavtrykksturbinen. Kondensatoren vil være montert i utløpet av lavtrykksturbinen. Kondensatoren vil dimensjoneres ut fra dampmengde og kjølevannstemperatur. Foreløpige beregninger viser at man kan legge seg på et trykk lavere enn 0,03 bar slik at ytelsen vil være opp mot 150 MW.

4.3.3.1 Dampavtapping

Det vil bli tappet av damp fra dampturbinen. Hensikten med dette er at man kan utnytte energien i dampen som varmeenergi. Plasseringen av dampavtappingen har avgjørende betydning for dampturbinens ytelse. Naturkraft har forberedt dampavtapping ved 200^o C og et trykk på 7 bar. Dampen kan ledes til forbrukere i Åsgard anlegget og forsyne disse med varmeenergi. Dampavtapping vil øke den totale energiutnyttelsen ved anlegget. Ved full leveranse av damp til Statpipe vil energiutnyttelsen øke med 5.5% poeng.

4.3.4 Generator

Generatoren vil være montert på samme aksling som gassturbinen og dampturbinen. All mekanisk energi levert til akslingen vil i generatoren bli konvertert til elektrisk energi. Generatoren vil være dimensjonert for å kunne håndtere variable laster som følge av variasjoner i omgivelsestemperatur, kjølevannstemperatur og degradering.

Under oppstart av anlegget vil nettet levere el til generatoren, og den vil da fungere som en startmotor for gassturbinen.

4.3.5 Hjelpeanlegg

4.3.5.1 Kjølevannssystem

Det vil være en hovedkrets med sjøvann, som er knyttet til kondensatoren. I tillegg vil det være lukkede sekundærkretser med demineralisert vann som kjøles direkte eller indirekte med hovedkretsen.

4.3.5.2 Vannrenseanlegg for kjelevann

Det vil bli installert et demineraliseringsanlegg for å rense ferskvann som skal brukes i kjølevannet for dampkretsen.

4.3.6 Mottaksanlegg for naturgass

Mottaksanlegget vil bestå av utstyr for måling og forbehandling av gassen slik at den tilfredsstiller de krav leverandørene har for bruk i gassturbin.

Mottaksanlegget vil ha kapasitet til å forsyne kraftverket med ca 1,8 millioner Sm³ gass hver dag. Anlegget vil bestå av trykkreduksjonsventiler, væskeutskiller og varmeveksler. Det forutsettes ingen væske i gassleveransene, men væskeutskiller vil være installert for å beskytte anlegget. For at gassen ikke skal komme under duggpunktstemperaturen vil den forvarmes.

4.3.6.1 Sikkerhet og automasjons-system (SAS)

For å overvåke driften av kraftverket vil det bli installert instrumenter for å måle viktige parametere i alle deler av anlegget. Måleverdiene benyttes til regulering av delprosesser samtidig med at de overføres til kraftverkets driftssentral og det sentrale dataanlegg for totalovervåking av kraftverket. Alle data som registreres samles for eventuell senere analyse. Målinger av utslipp vil være en integrert del av anlegget og de spesifikke målingene som vil foretas er beskrevet i kapittel 10. I tillegg til å være en ren prosessinstrumentering omfatter SAS systemet: Nødstans system, brann og gass deteksjon, telefon og PA-system, og TV-overvåkningssystem.

4.3.6.2 Hjelpedampkjel

Det kan være aktuelt å installere en hjelpedampkjel for at oppstarten av anlegget skal bli mer effektiv, og for å forhindre at vitale komponenter får uforholdsmessige store belastninger. En hjelpedamkjel vil i dette tilfelle være i størrelsen 0.8 MW og den vil kun være i drift noen timer under oppstart av kraftverket.

4.4 FORBEREDELSE FOR CO₂-FJERNING

I henhold til et av kravene i konsesjonen, skal anlegget legges til rette for separasjon og deponering av CO₂. I en egen rapport fra Elsamprojekt, vedlegg 6, er det gjort rede for ulike metoder for rensing og deponering av CO₂. Alle metodene innebærer at CO₂ må separeres fra avgassen før deponering. Dette forutsetter at anlegget er teknisk tilrettelagt for å lede avgassen inn i et rensetrinn som må bygges i tilknytning til anlegget. I tillegg må det være tilstrekkelig med areal ved anlegget, slik at et rensetrinn kan bygges.

På bakgrunn av informasjon om mulige separasjonsprosesser og ved nærmere gjennomgang av de tilbud Naturkraft har innhentet, uttaler Elsamprojekt at de anlegg som planlegges bygget, er godt tilrettelagt for fremtidig separasjon og deponering av CO₂.



Figur 4c Skisse separasjonsanlegg CO₂

 

En aktuell prosess for slik separasjon baserer seg på utskilling av CO₂ fra avgassen ved hjelp av aminer. Prosessen krever tilførsel av varme som godt kan tilføres som damp. Det er tilrettelagt for avtapping av damp fra dampturbinen, og på denne måten er anlegget teknisk forberedt for rensing og deponering av CO₂.

 

5 UTSLIPP

I de etterfølgende kapitlene redegjøres det for de utslipp det blir søkt om for gasskraftverket på Kårstø, og de virkningene utslippene forventes å ha på omgivelsene.

5.1 UTSLIPP TIL SJØ - KÅRSTØ

5.1.1 Generelt

Kjølevann for gasskraftverket skal tas inn gjennom samme inntakstunnel og sendes ut i sjøen via samme utslippstunnel som for Åsgardanlegget. Det skal bygges et nytt tunnelsystem. Med ny kjølevannstunnel vil også deler av eksisterende anlegg kobles til. Kjølevannsutslippene for den gamle terminalen beholdes samtidig som utslippet fra Åsgard og gasskraftverket dreies mot sør for å redusere mulighetene for overlapping.

5.1.2 Kjølevann

Behovet for kjølevannsmengde varierer hos de aktuelle kraftverksleverandørene. I konsekvensutredningen er det angitt et behov på ca. 20.000 m³, med temperaturøkning av kjølevannet på 10° C, basert på det konseptet som lå til grunn. Energifluksen vil være tilnærmet konstant. Kjølevannsmengden vil også variere noe med temperatursvingningene på sjøvannet..

Til grunn for søknaden legges følgende verdier:

Kjølevannsmengde	Inntil 28 000 m3/t
Temperaturøkning	7 - 10° C
Energifluks	Ca. 250 MW

Siden aktivitetene ble startet opp på Kårstø, har kjølevannsmengden fra industriområdet økt i flere trinn, fra 10.000 m³/time i 1986 til nåværende mengde på maksimalt 27.000 m³/time. Typisk temperaturøkning på kjølevannet er 8-9° C. Eksisterende utslippsgrenser på Kårstø er knyttet til energifluks ut i resipienten. Utslippsgrenser og gjennomsnittstall for 1996 er gitt nedenfor:

 

	Utslippsgrense	Snittverdi for 1996
Energifluks	291 MW	251 MW
Temperaturøkning	15° C	9,6° C
Kjølevannsmengde	27.000 m3/t	22.000 m3/t

 

Kjølebehovet til det nye Åsgard gassanlegg vil tilsvare en energifluks på nærmere 200 MW, noe som vil øke kjølevannsmengdene til 14.000 m³/time. Maksimal temperaturøkning på kjølevannet er beregnet til 15° C.

Dette vil gi en samlet kjølevannsmengde ut fra anleggene på Kårstø på 33.000 – 52.000 m³/time, med en gjennomsnittlig temperaturøkning på rundt 10° C.

5.1.3 Gjennomførte utredninger

I perioden 1981-1996 ble det gjennomført omfattende biologiske undersøkelser i resipienten utenfor anleggene på Kårstø. I tillegg ble det gjennomført en større undersøkelse av spredning, innlagring og utbredelse av kjølevannet i resipienten i 1993-1994. Det er også, med bl. a. referanse til potensielle situasjoner på Kårstø, gjennomført et større forskningsprosjekt ved NIVA, Solbergstrand, der man har sett på effekter av overtemperatur på representative flora- og faunabiotoper.

I disse undersøkelsene fra Kårstø er hovedkonklusjonene:

Resipienten utenfor Kårstø har store og hurtige naturlige forandringer i temperatur. Ingen effekt av betydning er påvist i økosystemet. Arealet (og volumet) som er utsatt for overtemperatur er betydelig mindre enn det som er beregnet i forbindelse med tidligere konsekvensutredninger (+1° C i avstand 180 m fra utslippspunktet og +0.7° C i avstand 250 m). I undersøkelsene som ble gjennomført på Solbergstrand, ble det bl. a. konkludert med at selv med en overtemperatur på 3° C i resipienten, så var den totale samfunnsstruktur både på hard- og bløtbunn i liten grad påvirket. Med bakgrunn i resultatene fra ovennevnte undersøkelser og utslippsberegninger, har NIVA konkludert med at det er det liten grunn til å vente negative effekter på økosystemene i resipienten utenfor Kårstø som følge av økt kjølevannsmengde i forbindelse med prosessering av gass fra Åsgard.

Statoil engasjerte i november 1997 NIVA for å få en ny vurdering av hvilke følger et økt utslipp av kjølevann som følge av de nye utbyggingene på Kårstø vil ha for det marine miljøet i området. Vurderingene bygger på nyere sprednings- og fortynningsmodellering for utslippene gjennomført av Sintef, og på kunnskap om de marine samfunn i området generert gjennom NIVA’s jevnlige miljøundersøkelser siden før industribyggingen på Kårstø startet.

5.1.4 Inntak

Inntaket for kjølevann er i Hervikfjorden ved Haugsneset. Inntaksdypet vil ligge på 60 - 80 m dyp. Vann fra dette dypet har stabil temperatur på 7-9° C. Normalt inneholder det lite blåskjellarver, slik at faren for begroing i kjølevannssytemet er meget liten.

5.1.5 Utslipp

Det vil bli etablert et nytt utslipp for kjølevann i Kårstøbassenget på 13 m dyp, ca 100 meter øst for dagens utslipp.

Spredningsberegningene som NIVA har gjennomført viser at influensområdet for kjølevannet, som er området hvor overtemperaturen er >1° C, bare i liten grad vil bli utvidet etter de nye utbyggingene.

Utslippet fra gasskraftverket og Åsgardanlegget vil derfor neppe medføre nevneverdige negative konsekvenser for det marine miljøet utenfor dagens influensområde. Innenfor influensområdet vil hyppigere tilfeller av vannmasser med overtemperatur kunne føre til forsterkning av de svake effekter som er indikert på hardbunn, i de øvre vannlag i nærsonen av utslippet i dag.

Disse konklusjonene er sammenfallende med de konklusjoner Sintef Bygg og miljøteknikk kom frem til ved sine beregninger. De høyeste overtemperaturene kan forventes i vintermånedene fra desember til april. Overtemperaturen fra Statpipe-utslippet kan etter 100 m komme opp i 1,5 -2,0° C. Mens tilsvarende overtemperatur fra utslippet fra Åsgard og gasskraftverket kan komme opp i 1,8 - til 2,1° C 100 m fra utslippspunktet.

5.2 UTSLIPP AV FORURENSET VANN

5.2.1 Generelt

Forurenset avløpsvann fra gasskraftverket kan i prinsippet deles inn i følgende hovedkategorier:

• Forurenset vann fra normal drift, inkludert vedlikehold etc.
• Forurenset vann som følge av uhell / ulykke
• Overvann fra utomhusanlegg

Alt forurenset vann vil bli samlet opp og behandlet før utslipp til sjøen. Det skilles mellom spillvann og vann fra spyling og rengjøring.

For de stoffer som får endelig utslipp til sjø, er typiske verdier for utslipp fra et gasskraftverk vist i tabellen nedenfor.

Parameter/Utslippsmateriale	Enhet	Boiler blowdown (Vann til tømming og rensing av kjele)	Utslipp fra oppsamlet avløpsvann	Kjølevann (sjøvann) ved revisjon og skifte av olje
Frekvens		ca. hvert 3. år	kontinuerlig	< 1 gang per år
Vannmengder	m3 (tonn)	< 250 per gang	ca 10 1) per døgn	30-40 per gang
pH verdi		9,5-10,5	6-9	7,5-8,5
Innhold faste stoffer	mg/kg	1-10	30-100	20-100
Innhold oppløste stoffer	mg/kg	10-100	100-30000 2)	25000-50000 2)
Olje	mg/kg	-	3-15 3)	< 1 liter
Chemical oxygen demand (COD)	mg/kg	-	50-100	3-10
Ammoniakk	mg/kg	0,1-0,5	-	< 0,5
sulfat	mg/kg	-	varierende	1500-3000
Fosfat	mg/kg	2-8	1-4	-
Nitrat	mg/kg	-	-	5-50
Hydrokarboner	%	-	-	-

1) Tallet omfatter sanitærvann og avløpsvann fra prosessen. I tillegg kommer nedbør.

2) Det høye innholdet av oppløste stoffer er hovedsakelig naturlig havsalt pga. bruk av sjøvann. Avløpsvannet vil derfor i tillegg inneholde de stoffer som naturlig finnes i sjøvann, slik som natrium, kalsium, klorid etc.

3) Tabellen angir typiske verdier i eksisterende gasskraftverk.

Tabellen gir konsentrasjon i vann. For å gi en antydning om totale mengder, er også gitt et estimat av totale vannmengder involvert.

5.2.2 Spillvann

Spillvann fra kontor og verkstedsrom vil bli samlet opp og pumpet over til Kårstøs spillvannssystem og renses før utslipp i sjøen. Dette systemet har kapasitet til å ta vann fra gasskraftverket, også under vedlikeholdsperioder. Det vil være 5-10 ansatte på dagtid på anlegget.

5.2.3 Forurenset vann

Vann fra spyling, vask og vedlikehold kan være forurenset av olje og fine partikler. Dette vil bli ledet gjennom oljeutskiller og sedimenteringsbasseng før det ledes ut på dypt vann.

Under tanker og utstyr som representerer risiko for forurensende spill, vil det bli bygget oppsamlingsanordninger. Utilsiktet spill av forurensende stoffer, vil samlet opp og håndtert i henhold til gjeldende retningslinjer. Stoffer som kan tenkes føre til forurensing i akutte situasjoner er ammoniakk og transformatorolje, i tillegg til drifts- og vedlikeholdsmidler som diesel, smøreolje og rensemidler.

5.2.4 Overvann

Overvann fra den asfalterte plassen rundt kraftverket vil bli ledet gjennom oljeutskiller og sedimenteringsbasseng før det ledes ut på dypt vann.

5.3 UTSLIPP TIL LUFT

5.3.1 Generelt

Gasskraftverket på Kårstø vil bruke naturgass som eneste energikilde Det er gjort avtale med Statpipe-lisensen om kjøp av gassen. Gassen har en typisk sammensetning er vist i tabellen under.

 

Komponent	Volumandel [%]
Metan	86.77
Etan	10.18
Propan	0.04
C3+	0,01
Nitrogen	0.63
Karbondioksyd	2.37
H2O	0,00
Total	100

Gass er i utgangspunktet et meget rent brensel, og norsk naturgass inneholder ikke svovel. Ved forbrenning av gassen, vil det imidlertid alltid bli dannet karbondioksyd (CO₂₎, karbonmonoksyd (CO), vanndamp(H₂O), nitrogenoksider ( NO_x), samt flyktige forbindelser kalt VOC.

En forutsetning ved valg av teknologi for anlegget, har som tidligere nevnt, vært å benytte den best tilgjengelige og utprøvde teknologi ved valg av gassturbin. Ved "tørr lav NO_x forbrenningsteknologi" er det primære målet er å få en kontrollert og fullstendig forbrenning hvor mengden forurensende komponenter minimaliseres. Begrunnelsen for valg av denne forbrenningsteknologien er beskrevet i kapittel 7.

Avgassen fra kraftverket slippes ut i atmosfæren via en skorstein. Den inneholder ca 4,3 mol% CO₂, 74,3 mol% N₂, 11,8 mol% O_2, 8,7 mol% H₂O og 0,9 vol% argon. Skorsteinshøyden vil bli endelig bestemt ut fra tekniske vurderinger og spredningsforhold på stedet. Temperaturen på avgassene vil være 70-100° C i det de forlater skorsteinen.

5.3.2 Utslipp av forbrenningsavgasser

I henhold til "Veiledning for søknad om utslippstillatelse", SFT 95:07, skal utslippene beskrives med hensyn på utslipp per tidsenhet og konsentrasjon. Dersom utslippet varierer skal både maksimale og gjennomsnittlige utslippsmengder per tidsenhet oppgis. I den påfølgende tabellen er de omsøkte utslippsverdiene angitt.

• For beregning av gjennomsnittlig utslippsmengde per år er det benyttet en midlet verdi for utslipp over 6 driftsår. Årsverdien er regnet ut fra brennstoff-forbruket basert på årsmiddeltemperaturen og driftstimer. I denne perioden vil driftstid på anlegget bestemmes av vedlikeholdssyklusen for de store komponentene. Utslippene vil i denne perioden variere fra år til år og de vil repeteres i intervaller på 6 år.
  
  Historisk erfaring tilsier at et nytt anlegg vil ha en lavere regularitet de første årene etter idriftsettelse, på grunn av driftsstans for justering og tilpassing av anlegget. Utslippene kan dermed bli noe lavere enn de beregnede for den første 4-5 års perioden.
• Ved utregning av maksimalverdi for utslipp i et år er den avgjørende faktoren driftstiden. For å kunne beregne mengden man vil slippe ut ved drift i et maksimalår, er det forutsatt kontinuerlig drift uten uforutsette driftsavbrudd og kun nedstengning med varighet lik den korteste planlagte vedlikeholdsstans.
• Maksimalverdien for utslipp per time er beregnet ut fra driften ved den laveste forventede utetemperaturen. Da er brennstoff-forbruket størst.

 

Komponent	Gjennomsnittlig mengde	Maksimal mengde	Maksimal mengde	Maksimal konsentrasjon avgass
	tonn/år	tonn/år	kg/time	mg/Nm3
NOx (regnet som NO2)	560	662	86	45,5
CO	275	310	39	23,4
VOC	< 88	< 100	12,75
CO2	1.050.000	1.120.000

Tabell 5.22 utslippsverdier

5.3.3 Vurdering av konsekvensene

5.3.3.1 Vurderingskriterier

Vurderinger mht. luftkvalitet gjøres med henvisning til anbefalte luftkvalitetskriterier utarbeidet av Statens forurensningstilsyn (1992). Verdiene for relevante forbindelser er gjengitt i tabellen nedenfor.

For mennesker regnes NO₂ for å være den mest helseskadelige av nitrogenoksidene. Helsevirkningene er særlig knyttet til luftveisystemet i form av irritasjon og redusert motstandsdyktighet for infeksjoner.

Retningslinjer for vurdering av økologiske effekter er hentet fra europeiske retningslinjer for vurdering av luftkvalitet satt frem av Verdens helseorganisasjon (WHO). Det er mange nitrogenforbindelser i atmosfæren, og virkningene av de forskjellige nitrogenforbindelsene samt av svoveldioksyd og ozon må derfor tas med i betraktning. Disse gassene opptrer som regel sammen.



1. Gjennomsnittlig 7 timers middel (kl. 0900-1600) for vekstperioden
2. Svevestøv med diameter < 10µm
3. Finfraksjon svevestøv (< 2,5 µm)
4. Hvor SO₂ er helt dominerende forurensning
5. I samspill med svevestøv og annen forurensning
6. Fluorid i gassfase

Tabell 5c - Anbefalte luftkvalitetskriterier (SFT 1992)

 

Norge og Norden er påvirket av langtransportert luftforurensning hovedsakelig fra kilder i Storbritannia og på Kontinentet. Nitrogen tilføres skog og jord fra atmosfæren i form av våtavsetning gjennom nedbør, og tørre avsetninger. Nitrogenforbindelser er gjødsel for vegetasjonen. Normalt vil derfor det meste av nitrogenet tas opp av trær og planter. I ukultivert jord, f. eks. skogsjord, er nitrogen et vekstbegrensende stoff (minimumsstoff), og atmosfærisk tilført nitrogen kan derfor gi en øket vekst. Derfor er det sjelden en finner mye nitrat i avrenningsvannet fra områder som ikke er påvirket av menneskelige aktiviteter som landbruk og sur nedbør. Men kommer det mer nitrogen gjennom nedbøren enn vegetasjonen kan bruke, vil "overskuddet" renne gjennom jordsmonn og løsmasser og ende i vassdragene som nitrat. Nitrationet vil da virke forsurende på samme måte som sulfat.

Naturens tålegrense er et mål for tilførsel av forurensninger som, ut fra dagens viten, ikke fører til skadelige effekter på følsomme komponenter i økosystemet slik som reduserte fiskebestander / fiskedød, skogskader / skogsdød eller endringer i artssammensetning og mengde av arter.

Tålegrensene blir fastlagt empirisk og med hensyn til årlig avsetning av nitrogen vil en variasjon mellom 500 - 3500 milligram nitrogen per m² dekke de fleste vegetasjonstyper under norske forhold.

Effektene av økt nitrogentilgang på faunaen er primært indirekte, ved at noen arter blir begunstiget, mens andre får dårligere forhold. Dette skjer enten ved endrer artssammensetning av vegetasjon, som vil favorisere dyr som beiter gress, eller at vegetasjonstypene som påvirkes inneholder en annen sammensetning av faunaen av f.eks. virvelløse dyr, som igjen er næring for svært mange fugler.

Det er gjennomført tålegrensevurderinger for alle stedene over et område på 100 x 100 km med sentrum i gasskraftverket. Beregningene tar utgangspunkt i at alt nitrogen som tilføres bidrar til forsuring. Dette er en konservativ forutsetning. I et naturlig system som ikke er mettet på nitrogen vil mesteparten av det tilførte nitrogenet bli tatt opp i biologisk materiale i nedbørfeltene.

5.3.3.2 Gjennomført utredning

I forhold til konsekvensutredningen er utslippene til luft fra gasskraftverket øket, med unntak av CO₂. Hovedgrunnen er som tidligere forklart, at forbruket av naturgass har øket som en følge av at teknologiforbedringer på gassturbinen.

For å få en vurdering av konsekvensene av de nye utslippstallene, fikk Norsk institutt for luftforskning (NILU), i oppdrag å oppdatere beregningene og vurderingene instituttet gjennomførte for konsekvensutredningen. Beregningene er gjennomført for tre alternative utslippstilfeller fra anlegg med "tørr lav NO_x forbrenning", med spesiell vekt på utslipp av NO_x. Beregningene ble gjennomført for årlige NO_x utslipp fra 130 til 710 tonn. I det ene alternativet, ALT.2 er det forutsatt installert renseanlegg for NO_x, som medfører at det blir utslipp av ammoniakk. Renseanlegget er nærmere beskrevet i vedlegg 3.

Resultatene av disse beregningene er gjengitt i egen rapport, vedlegg 5. NILU’s arbeide har bestått i å estimere konsentrasjoner i luft, avsetning på bakken, virkninger på forsuring av overflatevann og virkninger på nærmiljø, som følge av varierende utslipp til luft.

	Enhet	Basis	ALT. 1	ALT. 2
Utslippsmengde NOx (som NO2)	g/s (kg/t)	16,6 (130)	24,1 (480)	5,9 (710)
Utslippsmengde NH3 (som NH3)	g/s	-	-	2,19
Skorsteinshøyde	m	45	55	45
Skorsteinsdiameter	m	6,4	7,4	5,2
Røykgasstemperatur	° C	94,6	72,2	90
Utslippshastighet	m/s	18,2	15	24

Tabell 5d – Utslipp ved ulike alternativer

 

NILU sammenfatter beregningene slik:

"Den eksisterende luftforurensningssituasjonen i området rundt Kårstø er dominert av langtransportert luftforurensning. Lokalt vil også de lokale utslippene bidra. Målingene av innholdet av nitrøse gasser i luft utført i 1994/95 viser at det midlere nivået ved Kårstøterminalen er lavt sammenlignet med konsentrasjonsnivået på lite forurensede steder i Norge.

Den maksimale timemiddelkonsentrasjonen av nitrogenoksider (NO_x) målt på Kårstø i dag er50 µg/m³. Dette er målt på Sandvik nær eksisterende utslipp. Det maksimale bidraget fra gasskraftverket med en 55 m. høy skorstein (ALT. 1, uten rensing av avgassen) vil bli ca. 50 µg/m³, og det maksimale bidraget med en 45 m. høy skorstein (ALT. 2, med rensing av avgassen) vil bli ca. 10 µg/m³. Etter utbygging vil det maksimale bidraget fra industrien på Kårstø, inkludert Åsgard-terminalen, føre til maksimale timeverdier på ca. 80 µg/m³.

Den målte årsmiddelverdien av nitrogenoksider på Sandvik var 4,6,4 µg/m³. Det er anslått at de lokale utslippene i dag forårsaker ca 2 µg/m³ av dette. Det er beregnet at ALT. 1 til gasskraftverket, som har høyest NO_x-utslipp, maksimalt vil bidra med 0,27 µg/m³ til denne konsentrasjonen. Bidraget fra Åsgard-terminalen er beregnet til maksimalt 0,44 µg/m³. Den totale middelkonsentrasjonen over ett år i maksimumssonen forårsaket av industrien på Kårstø vil bli 2,71 µg/m³. Den maksimale middelkonsentrasjonen over ett år, medregnet bakgrunnskonsentrasjonen, vil da ventes å bli ca. 5,3 µg/m³.

Ut fra SFT’s anbefalte luftkvalitetskriterier ventes det ingen direkte skade på planter og dyreliv på grunn av den økte nitrogenoksidkonsentrasjonen".

Med hensyn til dannelse av ozon gjennomførte NILU beregninger baser på målinger i to perioder i mai 1990. Resultatet fra disse beregningene viser at dannelsen av ozon er sterkt avhengig av bakgrunnskonsentrasjonen, og at ved høye bakgrunnsverdier kan dannelsen av ozon i røykfanen være mindre enn ved normale bakgrunnskonsentrasjoner.

Ved de vurderingene som er gjort konkluderer NILU med:

"Det er imidlertid ikke ventet at utslippet av nitrogenoksider fra gasskraftverket vil øke overskridelsene av ozonkonsentrasjonene og bidraget til AOT40-verdiene er antakelig ikke målbart".

Avsetningen av nitrogen på vekster og nedfall på marka er viktig for nærmiljøet rundt anlegget. Med hensyn til dette forhold sier NILU:

"Kårstø-området har en årlig N-avsetning på 1200-1600 mg N/m² per år og ligger i det området av Norge som har høyest N-belastning fra langtransportert luftforurensing. Variasjonen i N-avsetning skyldes for det meste variasjon i nedbørsmengde fra år til år, og fra sted til sted. Det er en sterk økning i nedbørsmengden lenger inn i landet fra Kårstø. Bidraget til nitrogenavsetningen fra ALT. 1 for et gasskraftverk på 350 MW er beregnet til 25 mg N/m² per år i maksimumsonen. ALT. 2, som har rensing av avgassen, slipper ut NH₃ som øker N-avsetningen, bidrar med 209 mg N/m² per år i maksimumsonen. Bidraget fra de eksisterende Kårstø anleggene er beregnet til 25 mg N/m² per år. Det totale beregnede bidraget fra den lokale industrien, inkludert Åsgard-terminalen, er maksimalt beregnet til 69 mg N/m² per år for ALT. 1, og 223 mg N/m² per år for ALT. 2. Dette utgjør i maksimumsonen 5,8% av dagens nivå på den årlige nitrogentilførselen for ALT. 1, og 19,4% for ALT. 2.

Den store forskjellen i avsetning av nitrogen for de to alternativene, er at NO_x må omdannelse kjemisk til nitrat, for å avsettes med nedbør. Dette er en langsom prosess. Med rensing vil NH₃ bli sluppet ut. Dette utslippet avsettes direkte med nedbøren og vil derfor avsettes raskere"

 



Figur 5a – Avsetning av utslipp av NO_x fra ALT. 1 for et gasskraftverk på Kårstø. Enhet: mg N/m² per år

 

"Enhver økning i N-avsetningen vil bidra til å motvirke den positive utviklingen i vannkvalitet som vi ser i Norge i dag, som er en følge av reduksjoner i S-utslipp i Europa. Økningen i N-avsetningen på Kollsnes som følge av utslipp fra anleggene er beregnet til å utgjøre en liten andel av dagens tilførsler, og effekten i vann kan bli vanskelig å måle. Det er imidlertid viktig å påpeke at rensing av NO_x i avgassen (ALT. 2) vil føre til en større belastning på miljøet på grunn av utslipp av NH₃, enn ALT. 1".

5.3.3.3. Oppsummering

Utredningene viser at det ikke kan forventes virkninger på omgivelsene som følge av utslipp til luft fra gasskraftverket, forutsatt at anlegget ikke bygges med renseanlegg for NO_x. Det er ikke mulig å merke virkningene av økt avsetning av nitrogen dersom utslippet av NO_x øker fra 480 tonn til 710 tonn årlig. NO_x-konsentrasjonen i luft vil for dette variasjonsområdet ligge langt under SFT’s anbefalte luftkvalitetskriterier og det forventes ingen skade på planteliv eller dyreliv på grunn av økte NO_x-utslippet fra kraftverket.

Beregningene viser store forskjeller i avsetning av nitrogen for de undersøkte alternativene. Utslippet av ammoniakk (NH₃) som følger av rensingen i ALT.2, vil i følge NILU medføre at nitrogenavsetningen øker fra 69 mg N/m² til 223 mg N/m² pr år i maksimumssonen. Grunnen til dette er at NH₃ avsettes direkte med nedbøren og blir avsatt mye raskere i omgivelsene. Følgelig vil utslipp fra et gasskraftverk med rensing av NO_x føre til en større belastning på miljøet enn fra et tilsvarende anlegg uten noen NO_x-rensing.

5.4 AVFALL

Følgende avfallstyper er forventet fra drift av gasskraftverket:

• Olje som er samlet opp i oljeutskillere
• Ionebyttemasse fra demineraliseringsanlegg
• Tomemballasje fra kjemikalier for vannrensing
• Papir/kontoravfall
• Kantineavfall
• Spesialavfall fra vedlikeholdsperioder

Det foreligger ikke detaljerte oversikt over avfallsmengder eller kategorier på nåværende tidspunkt, som en følge av at leverandør av kraftverk ikke er valgt. Det er stilt krav til leverandøren at slik informasjon skal gis som en del av dokumentasjonen av anlegget, etter at kontrakt er inngått.

Naturkraft har stilt som krav at alle produkter som benyttes skal være miljøvennlige, og at det skal foreligge produktspesifikasjoner og datablader før produktene tas i bruk.

Driftserfaringer fra de store industrianleggene har medført at det er etablert en god praksis for håndtering av forskjellige avfallstyper i Tysvær kommune. I regionen finnes gode mottaksmuligheter for de fleste typer avfall.

Naturkraft vil følge denne praksis, og komme tilbake til myndighetene med plan for avfallshåndtering i god tid før oppstart av anlegget.

5.5 STØY

5.5.1 Generelt

I forbindelse med planleggingen av utbyggingen på Kårstø har Statoil gjennomført vurderinger av de støymessige konsekvensene for naboene til industriområdet. Nærmere opplysninger om dette arbeidet vil bli gitt i søknaden for Åsgardanlegget.

I arbeidet med konsekvensutredningen ble støy fra gasskraftverket beregnet og vurdert av Det Norske Veritas Industry AS, ref. .4. Det er ikke foretatt oppdatering av denne utredningen, fordi støy fra de to nye anleggene må ses i sammenheng.

Beregningene viste at støy fra gasskraftverket alene ikke overstiger 40 dBA ved de nærmeste boliger.

Under planleggingen av gasskraftverket har det vært nær kontakt med Statoil. Det er et krav fra Statpipe som eier av de øvrige anleggene på Kårstø at støysituasjonen etter utbyggingen skal tilfredsstille gjeldende utslippstilltelse. Dette kan løses på ulike måter, og først ved detaljert prosjektering vil endelige løsninger foreligge.

Naturkraft har satt krav til leverandørene, at gjeldende retningslinjer skal garanteres. Da det ikke er valgt leverandør, vil endelig løsning bli presentert myndighetene som en oppfølging av byggeprosessen.

Støyen fra et gasskraftverk kommer fra de roterende maskinene i maskinhallen, samt fra inntaksanlegget for luft. Støy fra anlegget vil søkes minimert ved å bruke isolasjon i bygninger og rundt utstyr, samt å velge materialer som virker støydempende.

6 MULIGE TILTAK FOR REDUKSJON AV NO_x OG CO₂ OG BEGRUNNELSE FOR VALG AV LØSNING

6.1 NO_x-REDUKSJON

Det har vært en stor utvikling i reduksjon av utslipp av NO_x fra gassturbiner de siste 10-15 årene. Dette er det redegjort for i vedlegg 3. Reduksjonene er i første rekke en følge av bedret forbrenningsteknologi. Alle leverandører av store industrielle gassturbiner leverer i dag anlegg med såkalte "tørr lav NO_x-forbrennere". Ved bygging av anlegg basert på denne teknologien, ligger utslippene fra anleggene med hensyn til NO_x, godt under de krav som blir stilt i de aller fleste land. Nedenfor er satt opp tabell over krav i endel europeiske land.



Tabell 6a - Utslippsgrenser i noen europeiske land

De forskjellige land gir ikke utslippsgrenser i samme måleenhet. Tabellen er derfor basert på en omregning fra de enkelte lands grenseverdier. Det er forutsatt et anlegg av samme type som Naturkraft vil bygge. Tallene representerer lovgivning og ikke nødvendigvis krav som vil bli stilt til nye anlegg.

For å redusere NO_x fra forbrenningsanlegg er det utviklet rensemetoder som fjerner NO_x fra avgassen. En metode som er kommersielt tilgjengelig i dag, og som synes å gi best rensing kalles "selektiv katalytisk rensing" (SCR). Rensingen består i at det ved tilsetting av ammoniakk oppstår en kjemisk reaksjon med NO_x i røykgassen hvor det dannes N₂ og vanndamp, som er harmløse stoffer.

SCR er den dominerende rensemetoden i de anlegg der reduksjon ved kilden ikke er tilstrekkelig for å nå ønsket utslipp. Siden slutten av 80 tallet har teknikken vært brukt på kullkraftverk i Tyskland, og senere også i andre europeiske land. Teknologien finnes også installert i et gasskraftverk i Wien i Østerrike hvor gassturbinen er en industriell turbin uten tørr lav NO_x-forbrenning.

Med lave NO_x-konsentrasjoner i avgassen, vil det alltid forekomme et visst utslipp av ammoniakk ved rensing med SCR, for å få den ønskede NO_x-reduksjonen. Rensing basert på denne rensemetoden installert i Naturkrafts anlegg vil føre til et slikt tilleggsutslipp av ammoniakk.

I NILU’s rapport, vedlegg 6, beskrives konsekvensene for omgivelsene ved utslipp med forskjellige NO_x-konsentrasjoner. Det er vurdert utslipp både med og uten rensing av avgass. Konklusjonen i rapporten er klar når det gjelder konsekvensene:

"Alternativet med rensing av avgassen (ALT. 2) vil belaste miljøet betydelig mer enn ALT. 1 pga. utslipp av ammoniakk, som bidrar i større grad enn utslipp av NO_x til å øke avsetningen av nitrogenforbindelser. Derfor anbefales det ikke å renseavgassen".

En annen effekt av utslipp av ammoniakk, er at det lett vil bli en sjenerende lukt i omgivelsene. Det er ikke gjennomført undersøkelser av hvor stor effekten vil bli, fordi alternativet ikke er funnet aktuelt.

Naturkraft har ikke valgt en løsning hvor rensing av NO_x inngår. Anlegget er imidlertid forberedt teknisk for senere installasjon av et slikt anlegg, dersom teknologien skulle bli bedre og ammoniakkutslippene reduseres.

6.2 VIDERE UTVIKLING

I vedlegg 3 er det beskrevet en metode for reduksjon av NO_x kalt katalytisk forbrenning. Hovedmålet med denne metoden er å endre brennkammerteknologien, slik at dannelsen av NO_x under forbrenningen blir enda lavere enn det man har i dag. Utvikling av metoden har frem til i dag vært knyttet til eldre gassturbinmodeller, som har relativt høy NO_x-dannelse. Det foregår utprøving på noen mindre modeller, og rapporterte resultater synes lovende. Det er imidlertid behov for videreutvikling av metoden, og utfordringene er spesielt knyttet til å få et medium som tåler de høye temperaturene de er utsatt for i denne delen av anlegget. I tillegg er det en utfordring å få anlegg til å virke i stor skala, etter å ha fungert i pilotanlegg.

Ingen leverandør av gassturbiner tilbyr metoden for NO_x reduksjon i sine gassturbiner i dag. Det finnes kun et firma som har et slikt forbrenningssystem under utvikling. Det tas sikte på å kunne tilpasses katalysatorene til alle typer gassturbiner, slik at Naturkraft vil kunne introdusere et slikt forbrenningssystem når det er tilgjengelig. Naturkraft har innhentet opplysninger fra leverandøren, som opplyser om at metoden først er tilgjengelig på anlegg med samme virkningsgrad om 5-8 år.

6.3 CO₂-REDUKSJON

Det er mange teorier og løsninger på hvorledes man skal redusere utslipp av CO₂ fra kraftverk. Det er imidlertid få som er realisert, og det er ingen som er bygget for gasskraftverk, som har de laveste utslipp av klimagasser. I rapporten fra Elsamprojekt, vedlegg 6, er det drøftet ulike måter å fjerne og deponere CO₂ fra avgassen. Felles for alle er at det må bygges et anlegg for å separere CO₂ fra avgassen, før den konsentrerte CO₂-en deponeres på et eller annet vis.

Under konsesjonsbehandlingen innhentet NVE og OED informasjon om aktuelle løsninger, og det ble innhentet uttalelser fra en rekke faginstanser. I OED's vedtak i klagesaken oppsummeres følgende:

"Det er departementets vurdering at mulighetene for gassrensing er tilstrekkelig utredet mht. dagens tilgjengelige teknologi. Det kan ikke forsvares kommersielt å gjennomføre gassrensing i dag uten at gasskraftverket blir ulønnsomt i dagens kraftmarked".

Vedtaket baserte seg bl.a. på resultatene som ble gjennomført i et prosjekt i regi av Statoil på Kårstø i 1996, med målsetting om å få et kostnadsoverslag på rensing av CO₂ fra avgass fra store anlegg (ref. .5). Studien omfattet anlegg for rensing av opptil 1.4 millioner tonn CO₂ per år, som var maksimalt utslipp fra nye anlegg under planlegging på Kårstø på det tidspunktet. Dette prosjektet konkluderte med følgende:

Fjerning og deponering av 1 million tonn CO₂ fra et gasskraftverk på ca. 350 MW, ville medføre:

• Tilleggsinvestering på ca. 2 milliarder kroner
• Ca. 25 prosent reduksjon av energileveransen fra anlegget
• Produksjon av ca 4.000 tonn spesialavfall per år
• Utslipp av ytterligere 15.000 m³ kjølevann per time
• Årlige økte driftskostnader for gasskraftverket ca. 400 millioner kroner.

Utskilt CO₂ ble forutsatt deponert i formasjon under havbunnen omlag 140 km fra land. Av de totale kostnadene lå omlag 70% på separasjonsanlegget for CO₂ og ca. 30% på installasjonene for deponering under havbunnen.

Konklusjonene etter prosjektet var at det var stort behov for utvikling av teknologi for renseprosessen. Hovedutfordringene vil være å få ned energiforbruket som kreves i eksisterende separasjonsprosess for CO₂, å få ned volumene på anlegget som trengs for separasjon, og å finne fram til løsninger som reduserer behovet for kjemikalier i prosessen. Det siste er viktig fordi restproduktene av disse utgjør et stort spesialavfallsproblem.

Et annet område det også må gjennomføres mer inngående studier på, er deponeringsformen av CO₂. De to hovedløsningene som er de mest aktuelle, deponering i aquifer under havbunnen og deponering på dypt vann, må begge vurderes mer inngående, både teknisk, miljømessig og økonomisk.

Norge er et av landene i verden som for tiden har størst aktiviteter knyttet til teknologisk utvikling av CO₂ rensing fra gassturbiner, og norsk industri er langt fremme med hensyn til utvikling av tekniske løsninger. I tillegg har norske oljeselskaper stor aktivitet innen fagområdet, og det finnes her stor kompetanse i disse samt i norske forskningsmiljøer.

Naturkraft har siden klagebehandlingen ble avsluttet, holdt nær kontakt med disse miljøene for å klarlegge om det vil være mulig å integrere renseanlegg på de planlagte anleggene. Det er blitt avholdt flere seminarer hvor temaet har vært reist. Svarene har vært klare og entydige om at det vil ta flere år før man har utviklet løsninger som er modne teknologisk og som kan bli kommersielle for store anlegg som gasskraftverk.

Leverandøren av det renseanlegg som har vært mest fokusert i debatten, et membran CO₂-renseanlegg, har på henvendelser og på seminarer informert om at de første anlegg tidligst kan forventes levert i år 2003-2005. Angitt pris vil fortsatt være på ca. 1,5 milliarder kroner (1997 kroner), mens energiforbruket forventes redusert med omlag 25% ved at det brukes en forbedret absorbent i absorpsjonsprosessen. Maskinkomponentene, som i dag er meget store, forventes også å bli betydelig redusert.

For de anlegg det nå søkes utslippstillatelse for, har det derfor ikke vært aktuelt å installere renseanlegg for CO₂. Det er imidlertid, i tråd med konsesjonskravet, lagt tilrette for separasjon av CO₂. Arealbehovet for et renseanlegg er stort, men det er god plass innenfor tomten til å få plassert anlegget ved siden av kraftverket.

6.3.1 Oppfølging mot forskning og utvikling

Naturkraft har inngått avtale med Statoil om deltakelse i en del av det store CO₂-programmet selskapet har startet opp høsten 1997. Programmet har som målsetting, at selskapet sammen med industrien skal utvikle kommersiell teknologi, for å bidra til å redusere selskapets egne utslipp av CO₂ med 30% innenfor en periode på 10 år. Teknologiutviklingen skal være gjennomført i løpet av tre år, slik at man i år 2000 skal ha beslutningsgrunnlag for å iverksette tiltak. Prosjektene som defineres i programmet, skal utføres i samarbeid med leverandørindustrien, andre selskaper og offentlige institusjoner.

Programmet er delt opp i fem delprosjekter, hvorav et skal dreie seg om separasjon og deponering av CO₂. Et av målene for programmet er at det innen år 2000 skal utvikles og kvalifiseres et konsept for et landbasert gassturbinanlegg med integrert CO₂- separasjon og deponering, med 40 prosent reduksjon av kostnad og energiforbruk i forhold til dagens teknologi.

Ved å knytte seg til dette programmet, vil Naturkraft stille sine anlegg til disposisjon for konseptstudiene som må gjennomføres, og separasjonsanleggene kan utvikles med disse anleggene som utgangspunkt. Tilsvarende anlegg i utlandet blir ikke vurdert utbygget med anlegg for CO₂-separasjon, og det er derfor vanskelig for leverandørindustrien for gasskraftverk å ta utgangspunkt i konkrete anlegg.

7 UTSLIPP I ANLEGGSFASEN

7.1 GENERELT

Anleggsfasen på Kårstø omfatter oppsetting av bygninger og anlegg for gasskraftverket, installasjon av maskinelt utstyr og innkjøring av verket.

I tilknytning til byggearbeidene vil det være behov for forlegning for ca. 450 mann. Det er inngått avtale med Statoil om bruk av deres riggfasiliteter på utsiden av industriområdet. Det vil arbeides en normal to-skiftsordning.

Egen melding om anleggsfasen vil bli oversendt miljøvernavdelingen hos Fylkesmannen i Rogaland.

7.2 UTSLIPP TIL VANN

Avløpsvann verkstedsområder ledes gjennom en oljeutskiller og vil sammen med overvann, gå via en slamutskiller før det ledes ut i sjøen.

7.3 UTSLIPP TIL LUFT

Det vil ikke være vesentlige utslipp til luft i anleggsperioden.

7.4 STØY

Det vil ikke være aktivitet som genererer høyt støynivå i anleggsperioden.

8 BEREDSKAP MOT DRIFTSUHELL OG AKUTTE UTSLIPP

8.1 BEREDSKAP

Naturkrafts beredskapsopplegg inngår i HMS-systemet, Figur 9. For hvert utbyggingsprosjekt og kraftverk i drift etableres spesifikke beredskapshåndbøker basert på Naturkrafts sentrale dokumenter, samt justert for spesielle rammebetingelser eller potensielle risikoer relatert til det aktuelle prosjekt/kraftverk.

Opplæring, trening og øvelser vil bli gjennomført før oppstart og i drift.

Som en følge av nærheten til Kårstø-terminalen, er Naturkrafts beredskapsopplegg samordnet med gassterminalens beredskapsplan. Naturkrafts virksomhet/transport inne på gassterminalens område er direkte regulert av gassterminalens beredskapsplan.

Beredskapsopplegget skal dekke alle typer beredskapssituasjoner som er relevant for virksomheten. Dette omfatter følgende situasjoner:

• Alle typer hendelser som kan medføre personskader
• Akutt forurensning av ytre miljø
• Hendelser som medfører eller kan medføre økonomiske tap (brann, eksplosjon, gasslekkasjer, katastrofesituasjoner)
• Sabotasje

Skaderisikoen på grunn av brann og eksplosjon i gasskraftverket er begrenset, siden mengden brennbar gass inne i kraftverket er svært liten.

Det er gjennomført sikkerhetsstudier som identifiserer uhell-scenarier ved utbygging og drift av gasskraftverket, inkludert potensielle konsekvenser av den nære tilknytning til gassterminalen. Resultatene fra sikkerhetsstudiene er oppsummert i tabellen nedenfor. Tiltak for å minimere risiko er innebygget i konstruksjonsgrunnlaget for kraftverket og inngår i rutinene for bygging og drift.

Sikkerhetsanalysene vil bli oppdatert etter kontraktstildeling, og vil da danne basis for en justering av beredskapsopplegget for utbyggings- og driftsfasene. Dette vil også bli drøftet med tilsynsmyndighetene.

Naturkrafts Risiko Aksept Kriteria er en del av Prosjektmanualen for byggingen. Akseptkriteria hva angår dødsrisiko for egne ansatte er basert på såkalt FAR-verdi (Fatal Accident Risk) som er antall dødsulykker pr. 108 timer personell eksponert for denne risiko. FAR-verdi er således avhengig av antall personer som kan eksponeres, og bestemmes av formelen:



Naturkrafts akseptkriteria hva angår risiko for utenforstående personer (3. person) er basert direkte på beregnet sannsynlighet.



Tabell: Sannsynlighet for dødsfall og eskalering ved ulike ulykkesscenarier

Det er ikke identifisert scenarier som vil eksponere 3.person (utenfor Kårstø gassterminal) for risiko.

 

Eksponerte personer / områder	Akseptkriteria	Beregnet sannsynlighet	Konklusjon
Ansatte	FAR gj.snitt < 5	FAR gj.snitt = 0,11 FAR mest utsatt = 0,51	OK OK
Risiko for Åsgård personell	FAR gj.snitt < 5	FAR gj.snitt = 0,10	OK
Risiko for eskalering til Åsgård anlegg	Sannsynlighet < 1× 10-4 pr. år	Sannsynlighet = 1,7 × 10-5 pr. år	OK

Tabell: Vurdering av sannsynlighet mot akseptkriteria

Det er liten fare for akutt forurensning av luft, vann eller jord i betydelig omfang. Gasskraftverk benytter ikke forurensende stoffer utenom prosessgass, samt normale drifts/vedlikeholdsmidler som diesel, smøreolje, maling etc, og også disse stoffer vil finnes i svært begrensede mengder.

9 INTERNKONTROLL OG MILJØVERN I NATURKRAFT AS

Mål og strategier for Helse. Miljø og Sikkerhet i Naturkraft er beskrevet i Naturkrafts Prosjektmanualer.

Naturkraft har som mål at virksomheten ikke skal føre til skader eller tap. Innsatsen skal settes inn på å beskytte:

• Mennesker
• Miljø
• Verdier

Ytre miljø omfatter:

• Det naturlige miljø (landskap, luft, vann, jord, flora, fauna)
• Kulturminner
• Lokalsamfunnet

Et høyt nivå innen helse, miljø og sikkerhet er en forutsetning for at Naturkraft skal kunne nå sine mål hva angår:

• Lønnsomhet
• Prosjektutvikling, gjennomføring og drift
• Trivsel og velvære i egen organisasjon
• Kunde- og leverandørrelasjoner
• Samfunnsansvar

Strategien for å disse mål omfatter:

Naturkraft vil tilstrebe å ha et åpent og godt samarbeid med myndigheter, kunder og entreprenører

Hensynet til et høyt nivå innen helse, miljø og sikkerhet skal ikke fravikes av økonomiske grunner

Risiko for mennesker, miljø og verdier skal kartlegges og kvantifiseres. Relevante tiltak skal iverksettes for å bringe risikoen inn under Naturkraft’s akseptkriteria.

Det er Naturkrafts strategi at ambisiøse målsetninger innen HMS kan nås ved bevisst bruk av ledelsesmessige, menneskelige og tekniske ressurser. NS-EN 14001 "Miljøsystemer" er brukt som basis for styring for å møte mål hva angår det eksterne miljø

Naturkraft har sluttet seg til "Næringslivets erklæring for en bærekraftig utvikling". Erklæringen er utarbeidet for Det Internasjonale Handelskammer (ICC) og består av 16 prinsipper for miljøbevisst ledelse

Under utbyggingen vil vesentlige deler av HMS-virksomheten skje i henhold til entreprenørenes HMS-systemer. En viktig strategi for at Naturkraft skal nå sine mål, er derfor å velge entreprenører med tilstrekkelige systemer, ressurser, erfaring og holdninger for dette formål. Naturkraft vil videre stille krav til, samt følge opp og verifisere entreprenørenes systemer og innsats innenfor dette tema

Struktur og innhold av Naturkrafts HMS system er vist i Figur 9.

For det enkelte utbyggingsprosjekt samt for kraftverk i drift utarbeides spesifikke HMS-dokumenter basert på de generelle dokumentene etablert sentralt i selskapet, se referansene. Disse justeres for å inkorporere forhold som er spesielle for det aktuelle prosjekt/kraftverk, som f.eks. rammebetingelser og grenseflater avtalt med operatøren for gassterminalen.

For utbyggingen og driften av gasskraftverket på Kollsnes er slike rammer og grenseflater beskrevet i referansene.

Naturkraft har etablert et tilsynssystem (kvalitets- og HMS-revisjoner) for å verifisere at selskapets målsetninger og styrende dokumenter etterleves av prosjektene og av kraftverk i drift. Effektiviteten av HMS-systemet hva angår å sikre det eksterne miljø, vil dessuten følges opp ved hjelp av fastlagte måleprogrammer.



 

Figur 9 – HMS-system

 

10 MÅLEPROGRAM

Dette kapittelet beskriver metoder for målinger og beregning av utslippsverdier. Resultatet fra målingene vil bli benyttet i innrapporteringen til SFT vedrørende utslipp fra kraftverket.

10.1 MÅLINGER FORETATT AV UTSLIPP TIL LUFT

Avgassene fra kraftverket vil bli målt av det permanent installerte overvåkningssystemet for utslipp. Målingen vil bli basert på kontinuerlig ekstraksjon av avgassene. All instrumentering vil bli plassert i et dedikert skap. Resultatene fra målingene vil være tilgjengelig som informasjon hos operatøren i hovedkontrollrommet.

10.1.1 Måleprinsipper