Bijlage 8 Bijlagen bij de toelichting MER Bijlage 6.1 Onderbouwing lageimpact CO2 EN NOx

MER Waal Energie Bijlage 6.1 - Onderbouwing lageimpact CO2 en NOx (23 pagina’s)

Rev.

Datum

Locatie Centrale Gelderland Hollandiaweg 11 6541 BL Nijmegen

Status

Auteur Referentienr.

Goedgekeurd door

Waal Energie

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact.

2.0

03-04-2023

definitief

P. Verstappen

N. van Dijk (K. Baijens)

1.0

27-01-2023

eerste concept

P. Verstappen

N. van Dijk (K. Baijens)

Rev.

Datum

Status

Auteur

Collegiale Toets

Projectcode

Waal Energie

Documentnr.

CGPPWEWNB-DB-ME-2.0

Locatie Centrale Gelderland Hollandiaweg 11 6541 BL Nijmegen

pagina 1 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

INHOUDSOPGAVE 1 1.1 2 2.1 2.1.1 3 3.1 3.2 4 4.1 4.2 4.3 4.4 5 5.1 5.1.1 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.5 6 7 7.1 7.1.1 7.1.2 7.2 7.2.1 7.2.2 7.2.2.1 7.2.2.2 7.2.2.3 7.2.2.4 7.2.2.5 7.2.3 8 9 9.1 9.2

Beoogde activiteit .............................................................................................................................................. 3 De rol van de energiecentrale bij de energie transitie ....................................................................................... 3 Rookgasreiniging van NOx .................................................................................................................................. 5 SCR (Selective Catalytic Reduction) .................................................................................................................... 5 Ontwerp van de SCR ........................................................................................................................................... 6 Verantwoording van de emissie limieten NOx en NH3 ....................................................................................... 7 Bij stabiele uitbating (10 mg/Nm³ NOx en 1,5 mg/Nm³ NH3) ............................................................................ 7 Bij flexibele uitbating (10 mg/Nm³ NOx en 3 mg/Nm³ NH3) .............................................................................. 8 Uitgangspunten NOx en NH3 emissies ...............................................................................................................

9 Koude start ......................................................................................................................................................... 9 Warme start ....................................................................................................................................................... 9 Hete start............................................................................................................................................................ 9 Exploitatie regime .............................................................................................................................................. 9 Alternatieven maatregelen .............................................................................................................................. 11 Primaire emissie reductie maatregelen ........................................................................................................... 11 Water- of stoominjectie ................................................................................................................................... 11 Secundaire emissie reductie maatregelen .......................................................................................................

11 SNCR ................................................................................................................................................................. 11 SCR met Ammonia oxidatie katalysator (Zero sliptm) ....................................................................................... 11 Multi- functie Katalysator METEOR™ ............................................................................................................... 12 Multi- functie Katalysator EMX™/ SCONOX ..................................................................................................... 12 Technieken toegepast in de landbouw (gaswasser)......................................................................................... 12 CO2 emissie ....................................................................................................................................................... 13 CO2 afvang ........................................................................................................................................................ 14 Impact op de milieueffecten van de energiecentrale ...................................................................................... 15 Impact op de prestaties....................................................................................................................................

15 Technisch haalbaarheid van een STEG met CO2-afvang ................................................................................... 16 Impact op de CO2 uitstoot ................................................................................................................................ 17 Impact CO2 afvang op andere milieueffecten .................................................................................................. 17 Technische haalbaarheid CO2 afvang ............................................................................................................... 18 Geschikte opslag locatie ................................................................................................................................... 18 CO2 valorisatie .................................................................................................................................................. 18 Bestaande faciliteiten voor transport .............................................................................................................. 19 Geschiktheid van de energiecentrale om aangepast te worden voor CO2-afvang .......................................... 19 Benodigde oppervlakte ....................................................................................................................................

19 Economische haalbaarheid .............................................................................................................................. 20 Leemten in kennis ............................................................................................................................................ 22 Conclusie .......................................................................................................................................................... 23 NOx en NH3 emissie .......................................................................................................................................... 23 CO2 emissie en afvang ...................................................................................................................................... 23

03-04-2023

pagina 2 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

1

Beoogde activiteit

Op het terrein van Centrale Gelderland een vergunde kolen en biomassa gestookte energiecentrale aanwezig die in 2015, vooruitlopend en ten behoeve van de beoogde ontwikkeling van het plangebied Waal Energie dat ziet op terrein van de containerterminal en Centrale Gelderland, uit bedrijf is genomen. Met de beoogde ontwikkeling van het plangebied Waal Energie wordt een belangrijke bijdrage geleverd aan onder andere de energietransitie. Bij de beoogde ontwikkeling dient rekening te worden gehouden met het gegeven dat het plangebied Waal Energie vanuit de rijksoverheid aangewezen is en blijft als locatie voor grootschalige energie opwekking zoals opgenomen in het Barro. De energiecentrale die hiervoor is voorzien betreft een gas gestookte energiecentrale van het type STEG eenheid (stoom en gasturbine). Hierbij dient gas te worden gelezen als aardgas, biogas, synthetisch gas of waterstofgas of een combinatie daarvan. De installatie zal vanaf het moment van de bouw als direct op hierop worden voorbereid en worden aangesloten op het Nederlandse hoofdtransport gasnetwerk (transportnet waterstof). De energiecentrale kan een netto elektrisch vermogen van 500 MWe opwekken, wat overeenkomt met een thermisch vermogen van ca. 800 MWth. Met de installatie van één van de eerste gasturbines van de “H” generatie met een rendement van 63%, zal de energiecentrale één van de beste wereldwijd zijn.

Het rendement zal beter zijn dan alle bestaande energiecentrales. De energiecentrale wordt verwacht in de eerste periode frequent als basis last te werken. Zodra meer hernieuwbare energie wordt geïnstalleerd, zal het uitbatingsregime wijzigen en dalen de verwachte draaiuren.

1.1 De rol van de energiecentrale bij de energie transitie De bestaande energiecentrales spelen al een kritische rol om de stabiliteit van het elektriciteitsnet te verzekeren met toenemende capaciteit van variabele hernieuwbare energie bronnen (zon, wind, etc.). De laatste generatie van energiecentrales zal ook een belangrijke rol blijven spelen in de transitie naar lage en een tegen 2050 CO2-vrij energiesysteem. Twee fases worden door ENGIE geïdentificeerd: 1. Back-up fase (2022 - 2050): de capaciteit van hernieuwbare energie zal de komen jaren blijven stijgen. De inzet van de ‘nieuwe’ energiecentrales zal geleidelijk afnemen. De energiecentrales zullen beschikbaar en nodig zijn als hernieuwbare bronnen niet voldoende energie produceren (weinig zon of wind). 2. Groene fase (> 2040): als biogas, waterstof of synthetisch gas (geproduceerd met waterstof en CO2) beschikbaar komen, dan zullen de energiecentrales deze gassen met een hoog rendement kunnen verbranden. Back-up fase (2022 - 2050) In deze fase zal de energiecentrale voornamelijk elektriciteit produceren om de bevoorradingszekerheid te verzekeren als hernieuwbare energiebronnen niet beschikbaar zijn. Met een toenemende productie van hernieuwbare energie zullen de draaiuren van de energiecentrale geleidelijk dalen en daarmee ook de totale CO2 uitstoot en andere emissies.

De flexibiliteit van de energiecentrale (ramp-up / down & start / stop) maken deze eenheden de perfecte aanvulling voor hernieuwbare energiebronnen. Groene fase (> 2040 ) Op langere termijn zal seizoensgebonden opslag van (hernieuwbaar) gas waarschijnlijk nodig zijn om de energie vraag te dekken in de winter (weinig zon en dagen zonder wind). Het halen van de Europese doelstellingen ter reductie van de uitstoot van broeikasgassen is een prioriteit voor ENGIE dat zich geëngageerd heeft voor een “net zero tegen 2045” voor al haar activiteiten wereldwijd. Mogelijkheden die daar naar toe werken zijn de vergroening van het gas. ENGIE is al gestart met verschillende pilootprojecten om deze nieuwe technologieën concreet te maken: bijstook van waterstof op de ENGIE energiecentrale in Lelystad en bij Ineos in Antwerpen. Voor CO2 afvang en gebruik is het Columbus project in Charleroi te benoemen.

03-04-2023

pagina 3 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

Groene gassen kunnen biogas, waterstof of synthetisch gas (geproduceerd met waterstof en CO2) zijn. De energiecentrales kunnen biogas of synthetisch gas zonder aanpassing verbranden. Het verbrandingssysteem van de beoogde energiecentrale is vanaf aanvang geschikt voor het gebruik van waterstof. Voor wat betreft waterstof is het project in Nijmegen goed gelegen, dichtbij de toekomstige waterstof “backbone” van waaruit de bestaande gasleiding naar de energiecentrale kan worden hergebruikt. Dit zou toelaten om het waterstofgas met aardgas te mengen om zo de CO2-emissies te verminderen tot het moment dat waterstof op grote schaal economisch beschikbaar komt. De nieuwe energiecentrale (hierna: STEG) is, met zijn hoog rendement, een perfecte manier om dit groen gas te valoriseren en elektriciteit op te wekken (zoals een 'seizoensgebonden' batterij voor hernieuwbare elektriciteit). De kosten van de transitie worden ook beperkt door het gebruik van de bestaande gasnet infrastructuren. Verdere innovaties en technologische evoluties in de komende 25 jaar zullen bepalen hoe dit zal gebeuren en hoe competitief elke technologie zal zijn. Maar, verschillende oplossingen zullen er komen om STEG’s in een CO2- vrij systeem te integreren op een kosten-efficiënte manier.

Daarnaast heeft ENGIE, als voortrekker in de energietransitie, ook de ambitie om bijkomende innovatieve activiteiten op haar terrein te onderzoeken zoals de installatie van batterijen of een elektrolyse-installatie voor lokale productie van waterstof. De aanwezigheid van de haven op het terrein biedt hierbij bijkomende voordelen zoals de binnenscheepvaart te voorzien van waterstof. De nieuwe STEG is 'best beschikbare technologie' als lage CO2 stuurbare energiebron. De specifieke CO2 uitstoot (320 g CO2/kWh) is de laagste van alle thermische technologieën. Dankzij hogere efficiëntie (63%) en lagere marginale kosten op de markten zal de STEG helpen om oudere en minder efficiënte energiecentrales uit de markt te duwen (oude gas/kolen gestookte energiecentrales). Daardoor zal de positieve impact van de nieuwe STEG op de energietransitie onmiddellijk zijn. Het werkingsregime van de STEG zal sterk afhangen van de evolutie van de elektriciteitsmarkt, kosten van fossiele brandstoffen en ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen. In het voorliggend stuk wordt de impact bepaald in een “worstcase” scenario van 8.700 draaiuren vollast per jaar, zijnde met maximaal aantal uren exclusief onderhoud, echter rekening houdend met de bijkomende absolute beperking op de jaarlijkse emissievrachten voor NOx (200 ton/jaar) en NH3 (23 ton/jaar).

In onderstaande tabel is in functie van de energievraag een verwachting van de vollast draaiuren weergegeven: Tabel: vollast draaiuren Jaar Vollast Draaiuren [uur/jaar] 2022-2040 3000-6000 >2040 1000-2000

De geraamde energieverbruiken in de geplande situatie bij volcontinue werking (waarbij rekening gehouden wordt met 8.700 vollast werkingsuren per jaar) is in onderstaande overzicht weergegeven. Vermits aangegeven verbruiken/productiecijfers geraamd zijn o.b.v. extrapolaties en leveranciersgegevens, zijn deze als indicatief te beschouwen, vnl. de grootteordes zijn relevant. Tabel: energiebalans

Aardgas Elektriciteit

03-04-2023

verbruik [MWh/jaar] Ca 7.000.000 Ca 9.200

productie [MWh/jaar] Ca 4.400.000

pagina 4 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

2

Rookgasreiniging van NOx

Om de NOx emissies te beperken kunnen maatregelen van tweeërlei aard genomen worden. De eerste reeks maatregelen, of de primaire maatregelen, bestaan erin de vorming van NOx tijdens het verbrandingsproces zoveel mogelijk te vermijden. Voor de STEG zal dit gebeuren door middel van Dry Low NOx (DLN) branders. Indien deze primaire maatregel onvoldoende is om ten aanzien van de NOx emissies te kunnen voldoen aan de strengste normen die zijn vastgelegd in de Nederlandse wetgeving wordt een secundaire maatregel toegepast bij de nieuwe generatie energiecentrales. In hoofdstuk 3.1 wordt dit nader toegelicht. Als secundaire maatregel om de NOx emissie eventueel verder te verlagen, wordt voor dit project voorzien in een SCR (Selective Catalytic Reduction) proces. Bij dit systeem worden de stikstofoxides, in aanwezigheid van een katalysator, door middel van ammoniakwater (typisch 24,5 %) gereduceerd tot stikstof en water volgens de volgende chemische reacties: 4 NH4OH + 4 NO + O2 → 4 N2 + 10 H2O 8 NH4OH + 6 NO2 → 7 N2 + 20 H2O Deze reactie gaat spontaan door bij temperaturen tussen 950 en 1.100 °C. De aanwezigheid van een katalysator laat toe de reactietemperatuur te verlagen tussen 300 en 400 °C. De reactie tussen NOx en NH3 is nooit perfect waardoor er altijd een residuele emissie van NH3 is (“NH3 slip”).

2.1 SCR (Selective Catalytic Reduction) Het SCR-systeem omvat o.a. volgende componenten: • Ammonia opslagtank, kleppen en instrumentatie. • Vrachtwagenlospomp voor ammonia, kleppen en instrumentatie. • Ammonia doseersysteem en toebehoren. • Ammonia Injectierooster (“AIG” – Ammonia Injection Grid) - in de recuperatieketel. • SCR-katalysatormodules (“SCR catalyst”) - in de recuperatieketel • NH3 slipdetectie.

Figuur: Typische configuratie van een SCR proces in de recuperatieketel na een STEG

03-04-2023

pagina 5 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

2.1.1 Ontwerp van de SCR ENGIE heeft uitgebreide discussies gevoerd met de mogelijke leveranciers voor energiecentrales, alsook met mogelijke leveranciers voor gasturbines, recuperatieketels en SCR-installaties om een “state of the art” installatie voor te stellen om de NOx en NH3 emissies naar zo laag mogelijke waarden te reduceren. Door het specifiek ontwerp van de katalysator wordt de drukval over de katalysator modules beperkt zodat er geen negatief effect op het rendement van de STEG is. De voorgestelde jaargemiddelde luchtemissies zijn voor NOx 10 mg/Nm³ en voor NH3 3 mg/Nm³. (kernboodschap 1) Hiermee wordt voldaan aan de ondergrens van BBT (Best Beschikbare Technieken) voor zowel NOx als NH3. Bovendien engageert ENGIE zich ook op een maximum vracht voor NOx van 200 ton/jaar en voor NH3 van 23 ton/jaar. (kernboodschap 2) Er moet immers onderscheid gemaakt worden tussen stabiele operatie en flexibele uitbating.

Bij deze maximum vrachten wordt rekening gehouden met de volgende realistische assumpties 1 : • Het DeNOx systeem (Ammonia injectierooster en katalysator) wordt ontworpen om in stabiele condities 2 het NH3 slip te beperken tot 1.5 mg/Nm³; • De STEG zal niet altijd op vollast uitgebaat worden: op bepaalde momenten, afhankelijk van elektriciteitsvraag en aanbod van hernieuwbare energie, zal de energiecentrale op deellast werken of uitgeschakeld worden; • Aantal “starts” en “stops” van de energiecentrale zal in de loop van de levensduur van de energiecentrale stijgen terwijl het aantal draaiuren zal afnemen. Tijdens elke start is er een bijkomende uitstoot van NOx (zie hoofdstuk 4). De SCR is immers pas operationeel bij het bereiken van zijn werkingstemperatuur (350°C). Tijdens het opstarten van de gasturbine wordt er bijgevolg geen NH3 geïnjecteerd zolang deze temperatuur niet bereikt is, omdat dit NH3 anders niet kan reageren met NOx. Er zijn 2 beperkingen, zowel op concentratie als op vracht, om het volledige uitbatingsregime af te dekken over de levensduur van de energiecentrale: 1. Bij stabiele uitbating, tijdens jaren met veel draaiuren, zal de NH3 slip op een lagere concentratie (tot 1,5 mg/Nm3) gehouden kunnen worden. Boven ongeveer 2.000 draaiuren per jaar wordt de NH3-uitstoot door de vrachtlimiet van 23 ton/jaar beperkt. 2.

Bij een meer flexibele uitbating, wanneer het jaarlijks aantal draaiuren lager is maar met meer lastwisselingen, kan de NH3 slip moeilijker beneden 3 mg/Nm³ gehouden worden (zie uitgebreide uitleg hieronder). De beperking van de slip op 3 mg/Nm³ wordt in dit geval bepalend en de vracht van 23 ton/jaar wordt niet overschreden ten gevolge van het lager aantal draaiuren.

Figuur : beperking concentratie en jaarvracht

De combinatie van de voorgestelde maximumconcentratie voor NH3 van 3 mg/Nm³ met het maximum aantal draaiuren zou leiden tot een aanzienlijke overschatting van de NH3 vracht 2 werkingsuren na 2 uur uitbating en waarbij de lastvariatie (verschil tussen maximale en minimale last op uur basis) lager is dan 50 MW 1

03-04-2023

pagina 6 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

3

Verantwoording van de emissie limieten NOx en NH3

3.1 Bij stabiele uitbating (10 mg/Nm³ NOx en 1,5 mg/Nm³ NH3) In het uitvoeringsbesluit EU 2017/1442 van 31/07/2017 tot vaststelling van BBT conclusies voor grote stookinstallaties gepubliceerd 17/08/2017 zijn volgende ranges opgenomen als jaargemiddelde: • NOx: 10 – 30 mg/Nm³ • NH3: 3 -10 mg/Nm³ Het NH3 slip van 1.5 mg/Nm³ is dus aanzienlijk lager dan de onderste grens van de BBT range. Bij de opmaak van de BBT voor grote stookinstallaties werd bovendien nog geen rekening gehouden met de nieuwste generatie gasturbines H(L)-klasse. De meeste referenties in het BREF LCP document 3 zijn dus gebaseerd op de oudere generatie gasturbines (F-klasse). Het BREF LCP document geeft voor deze installaties NOx concentraties weer variërend van 15 tot 35 mg/Nm³ bij toepassing van primaire maatregelen (Dry low NOx branders) bij een rendement van ca 58%. Met een rendement van 63% maakt de H(L)-klasse generatie een grote sprong met een rendementsstijging van meer dan 5%. Dit is enkel mogelijk door hogere temperaturen in de verbrandingskamer zoals ook bevestigd in §7.1.2.2 van het BREF LCP document ("NOx emission levels depend on the type of gas turbine and may be affected when trying to increase energy efficiency, as this leads to higher firing temperatures in the gas turbine.

With increasing temperature, NOx emission levels tend to increase, much faster than the efficiency of electricity generation."). Zoals ook aangegeven in het BREF document zijn de NOx emissies zeer gevoelig voor temperatuur. Een stijging van 50°C betekent een verdubbeling aan NOx emissies. Dit verklaart waarom de NOx emissies aan de uitlaat van deze laatste generatie gasturbines significant hoger zijn (tot 60 mg/Nm³) ten opzichte van de F-klasse generatie. Dit wordt ook expliciet vermeld in het BREF document ("Therefore, technical developments to higher efficiencies may also imply higher NOx emission levels in mg/Nm³."). Secundaire maatregelen (SCR) zijn dus noodzakelijk om NOx emissies onder de norm (max 30 mg/Nm³) te brengen. Het rendement van de SCR is voornamelijk bepaald door het type en volume katalysator, alsook door het ontwerp van het ammonia injectie rooster (sproeisysteem) om tot een optimale mengverhouding NOx/NH3 te komen. Dit is immers een sleutelfactor voor de performante werking van de SCR en wordt mede bepaald door het ontwerp van het volledige rookgassysteem gas turbine - stoomketel - SCR. Een montagekwaliteit van de katalysator is ook kritisch om lekkage van de rookgassen rond de katalysator te vermijden. De laagste garantie die de DeNOx-installatie leveranciers geven voor NH3 slip is 1,5 mg/Nm³ en dit bij een stabiele uitbating.

Een dergelijk lage NH3 slip (1,5 mg/Nm³ of 2 ppm) is ook de absoluut laagste emissie waarde die voor NH3 slip aangetoond wordt in internationale referenties 4 (inclusief VS die een voortrekkersrol spelen in de reductie van luchtemissies) voor STEG energiecentrales met F-class en H-class gasturbines en wordt beschouwd als de laagst bereikbare emissiewaarde. De bepalende factor hierbij is, zoals vermeld, de ongelijke verdeling NOx/NH3 over de SCR, die het onmogelijk maakt om tot een lagere NH3 slip te komen. Voor die redenen zal een mogelijke “relaxatie” van de NOx emissies (boven 10 mg/Nm³) niet leiden tot een verdere verlaging van de NH3 emissies. NH3 slip lager dan 1,5 mg/Nm³ kan niet worden gegarandeerd en is niet industrieel beschikbaar voor dit type installatie (geen “proven technology”). De voorgestelde combinatie is dus een optimale balans tussen de NOx en NH3 emissies.

3 Large Combustion Plants (LCP), juli 2017 4

Zie volgende referenties: - https://www.environex.com/insights/advanced-class-gas-turbine-scr-and-co-catalyst-system-operating-challenges - https://www.cormetech.com/gasoilapplications/ => de vermelding van een NOx reductie tot 95% is een theoretische waarde, gebaseerd op een ideale verdeling van de NH3/NO verhouding over de katalysator . Er zijn geen referenties met H-class type gasturbine (50 Hz) met dergelijk hoge NOx reductie gecombineerd met een NH3 slip van 1,5 mg/Nm3

03-04-2023

pagina 7 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

De katalysator zal met de loop van tijd degraderen. De bovenvermelde garantie is geldig tot 33.000 werkingsuren, wat overeenkomt met de slip aan het einde van periode “A” als aangeduid op onderstaande figuur. Dit zal van nabij opgevolgd worden om tijdig te anticiperen op de vervanging van de katalysator.

Figuur: katalysator activiteit en NH3 slip in functie van de tijd 5

3.2 Bij flexibele uitbating (10 mg/Nm³ NOx en 3 mg/Nm³ NH3) De emissies van NOx en de NH3 slip moeten als één geheel beschouwd worden. De combinatie van de gasturbine met een SCR vraagt een permanente regeling van de injectie van ammonia om beide NH3 en NOx grenswaarden te respecteren. Dit is bijzonder complex bij uitbating op lage last of flexibele uitbating zoals ook in BREF LCP §3.1.15. weergegeven. In de BREF LCP § 3.2.3.11 is vermeld dat homogeniteit van de "NH3 to NOx" ratio zeer belangrijk is: "In order to obtain a high NOx removal efficiency and to minimise the NH3 slip, it is particularly important to achieve a homogeneous NH3 to NOx ratio in the flue-gas.". Bij uitbating op lagere last is de homogeniteit van de "NH3 to NOx" ratio veel moeilijker te regelen en is de samenstelling van de rookgassen verschillend: er is meer NO2 in de rookgassen t.o.v. NO. Dit maakt de regeling van de SCR ook complexer en leidt tot afwijkende emissies. Bovendien is er een vertraging tussen de aansturing van de SCR regeling en de reactietijd van het ammonia-injectiesysteem en katalysator (inertie van het systeem). Schommelingen van de emissies rond de stuurwaarde zijn te verwachten. De STEG zal op termijn steeds meer flexibel ingezet worden, met veel starts en stops, alsook lastvariaties. Dit is een gevolg van de toename van de capaciteit van intermitterende hernieuwbare energie.

Frequente en hoge lastschommelingen worden verwacht, variërend tussen minimum en maximaal vermogen met het oog op het waarborgen van de stabiliteit van het elektriciteitsnet. Bij flexibele uitbating zal de SCR niet optimaal werken door een minder homogene verdeling van de rookgassen, andere samenstelling aan de uitlaat van de gasturbine (onder andere: hoeveelheid NO2 in de rookgassen) alsook de lagere snelheden van de rookgassen. De wijzigende temperatuurgradiënten en debieten geven aanleiding tot een complexe regeling van de NH3 injectie, met een risico op verhoogde NH3 slip zoals hierboven reeds aangehaald en ook vermeld in BREF LCP. Omwille van bovenstaande redenen wordt een NH3 slip van 3 mg/Nm³ gegarandeerd voor flexibele uitbating in combinatie met een NOx emissie van 10 mg/Nm³, wat nog overeenkomt met de laagste BBT drempel voor beide parameters.

5

Bron: https://www.laborelec.com/services/denox/scr-catalyst-testing/

03-04-2023

pagina 8 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

4

Uitgangspunten NOx en NH3 emissies

Op basis van ervaringsgegevens op andere gasturbines worden de emissies geraamd bij opstart van de installaties. Er wordt hierbij uitgegaan van aannames inzake verloop van concentraties en debieten tijdens de volledige opstartfase, en dit zowel voor een koude, warme en zogenaamde hot start. Bij opstart- en stillegfases is de belasting van de installatie dermate beperkt dat de rookgasdebieten aanzienlijk veel lager liggen dan bij werking op vollast. Deze verlaagde debieten compenseren ruimschoots de eventueel verhoogde concentraties, zodat de massa uitgestoten tijdens deze fases lager tot aanzienlijk lager liggen dan bij vollast.

4.1 Koude start Nadat de installatie langere tijd uit dienst is gesteld (> 50u), en de installatie aanzienlijk is afgekoeld, wordt bij het heropstarten van de turbine gesproken van een koude start. De NOx emissies zijn in het begin op vlak van massa uitstoot laag omwille van de lage belasting, en zullen daarna systematisch toenemen, tot het ogenblik dat de DeNOx op temperatuur staat en kan de DeNOx-installatie ingeschakeld worden. Pas op dat ogenblik kunnen dan ook NH3emissies optreden. Over de globale opstartperiode zijn de NH3-emissies dan ook verwaarloosbaar. Tabel: raming gemiddelde emissies bij koude start Gasturbine (STEG) koude start (gemiddeld over de volledige start)

NOx [kg/u] 121

NH3 [kg/u] Verwaarloosbaar

Debiet bij 15% O2 [Nm³/u] 2.776.100

duur [uren/opstart] 6

4.2 Warme start Wanneer de installaties slechts beperkte tijd stil hebben gelegen (< 50u) wordt bij heropstarten gesproken van een warme start (installaties nog maar beperkt afgekoeld). Bij warme start, die uiteraard veel korter is dan een koude start, zullen de emissies veel sneller het niveau van de emissies bij normale werking bereiken. Ook nu dient eerst een minimale temperatuur bereikt te zijn vooraleer de DeNOx effectief kan ingeschakeld worden. Tabel: raming gemiddelde emissies bij warme start Gasturbine (STEG) warme start (gemiddeld over de volledige start)

NOx [kg/u] 127

NH3 [kg/u] Verwaarloosbaar

Debiet bij 15% O2 [Nm³/u] 2.930.000

Duur [uren/opstart] 2,3

4.3 Hete start Na kortstondige stilstand (< 8u), waarbij er slechts zeer beperkte afkoeling is opgetreden, is er sprake van een hot start. Gezien de hete starts slechts zeer kortstondig duren (± 40 minuten), de emissies bij conservatieve benadering gelijk gesteld kunnen worden aan deze bij een warme start (tijdens de laatste 40 minuten van een warme start wordt een NOx emissie geraamd van 91,3 kg, wat omgerekend op uur basis zowat 137 kg/u zou uitmaken, versus een emissie van 169 kg/u bij quasi vollast en gezien er bij de impactbeoordeling in de geplande situatie er uit gegaan wordt van een quasi volcontinue werking bij vollast, wordt het in het kader van deze aanvraag niet noodzakelijk geacht om hier meer in detail op in te gaan. De jaarvracht limiet voor NOx emissies van 200 ton/jaar wordt trouwens aangehouden voor de STEG, ongeacht het aantal starts. Voor de beoordeling van de hogere percentielimpact inzake NO2 kan uitgegaan worden van de hoogste uurvracht van 169 kg/uur zoals deze kan optreden bij vollast, en een uurgemiddelde concentratie van 40 mg/Nm³ bij 15% O2.

4.4 Exploitatie regime Zoals in hoofdstuk 1 is beschreven, wordt verwacht dat het uitbatingsprofiel van de STEG in de loop van de levensduur van de energiecentrale zal wijzigen van een eerder stabiele uitbating in de beginperiode wanneer de energiecentrale verwacht wordt vrij veel te produceren, naar een meer flexibel regime, met minder draaiuren, in de latere jaren. Tijdens de eerste uitbatingsperiode wordt verwacht dat de energiecentrale, zeker in de koudere maanden, tijdens de weekdagen continu en bij hogere stabiele last zal draaien. In een latere periode zal het deel hernieuwbare energie

03-04-2023

pagina 9 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

verder toenemen, waarbij een veel flexibelere uitbating met minder draaiuren verwacht wordt. Typisch hierbij kan verondersteld worden dat rond de middag door de elektriciteitsproductie door zonnecellen er een lagere inzet van de energiecentrale nodig zal zijn. Onderstaande tabel geeft de NH3 en NOx emissies in functie van de draaiuren, equivalente vollasturen, aantal starts op basis van het verwachte uitbatingsprofiel in de betreffende periode en het ontwerp van de DeNOx en bijbehorende emissies. Tabel: NOx en NH3 emissies en vrachten in functie van het aantal draaiuren, transienten en starts Totaal equivalent starts Totaal draaiuren vollast uren [#] [uren/jaar] [uren/jaar] Eerste periode 100 6.750 6.000 Tweede periode 175 4.400 4.000 Derde periode (> 2040) 250 2.300 2.000

NH3 vracht

NOx vracht

[ton/jaar] 23 15 9

[ton/jaar] 190 170 150

Voor de bepaling van het “worstcase” laag impact variant en de beperking van de totale jaarvrachten waartoe het bedrijf zich engageert, is er t.o.v. de hierboven in kaart gebrachte emissie, een bijkomende marge toegevoegd aan de jaarvrachten: voor NH3 is 23 ton en voor NOx 200 ton opgenomen. Hiermee wordt in elk geval voldaan aan de onderste BBT waarden. Inzake NH3 wordt zelfs een relevant lagere waarde gerealiseerd dan de onderste BBT Gen waarde. Bij de berekening en de opvolging van de totale vracht zal ter controle van het engagement van de exploitant ten aanzien van de maximale emissie ook rekening gehouden worden met de emissies die optreden bij start/stop momenten van de machine. Tijdens de opstartfase is de DeNOx buiten dienst tot de werkingstemperatuur van de katalysator wordt bereikt. Dit leidt tot tijdelijke hogere NOx-vrachten. Voor NH3 slip is dit anders, er wordt immers pas ammoniak geïnjecteerd zodra de werkingstemperatuur van de katalysator is bereikt. Bij de opstart periodes is er dus geen NH3 slip daar er nog geen NH3 wordt geïnjecteerd. In de gegarandeerde vrachten van maximaal 200 ton NOx en 23 ton NH3 per jaar zitten de opstartperiodes ook effectief mee inbegrepen, en dit ongeacht het aantal startoperaties. Het wordt dan ook niet noodzakelijk geacht scenario’s met een verschillend aantal startoperaties in detail te beoordelen.

De gepresenteerde NOx emissies zijn zo ingeschat dat hierbij rekening is gehouden met het feit dat de katalysator zal degraderen en vervangen dienen te worden. De berekening voor zowel NOx als NH3, is uitgevoerd rekening houdend met deze degradatie en is bijgevolg voor de eerste uitbatingsjaren een overschatting. Er wordt dus niet geopteerd voor het beoordelen van de (lagere) gemiddelde emissies over de verwachte levensduur van de katalysator gezien de luchtkwaliteitsgrenswaarden die als toetsingswaarden gebruikt worden betrekking hebben op gegevens per (kalender)jaar. Met het doel om geen vroegtijdige overschrijding van de jaarvrachten te hebben, met als gevolg een energiecentrale “onbeschikbaar” is, zal er een proactieve opvolging van deze vrachten plaatsvinden. Zowel de emissies als de gecumuleerde jaarvrachten worden opgevolgd en bij afwijkingen kan worden ingegrepen op het uitbatingsregime. Indien noodzakelijk kan een onderhoudsinterventie worden gepland. Eventuele lekkages over de katalysator of andere fouten kunnen worden hersteld. Wanneer de activiteit van de katalysator onvoldoende is, kan deze eventueel vroegtijdig worden vervangen.

03-04-2023

pagina 10 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

5

Alternatieven maatregelen

Om de emissies van NOx zoveel mogelijk te beperken kunnen maatregelen van tweeërlei aard genomen worden. De eerste reeks maatregelen, of de primaire maatregelen, bestaan erin de vorming van NOx tijdens het verbrandingsproces zoveel mogelijk te beperken. Om de NOx emissies verder te verlagen, wordt beroep gedaan op secundaire maatregelen, deze grijpen in op de aanwezige NOx in de rookgassen.

5.1 Primaire emissie reductie maatregelen 5.1.1 Water- of stoominjectie Een alternatief voor de DLN (“Dry low NOx”) branders is gebruik te maken van water- of stoominjectie in het brander systeem, ook wel WLE (“Wet Low Emission”) branders genoemd. Hierdoor wordt de vlamtemperatuur verlaagd met lagere NOx productie tot gevolg. Het is een technologie die bij de eerste generaties van gasturbines wijd toegepast werd, maar ze is niet zo effectief als DLN-branders. WLE kan ook niet worden gebruikt in combinatie met DLN omdat dit leidt tot onstabiele verbranding en verhoging van de CO emissies. Bovendien verbruiken WLE-branders grote hoeveelheden gedemineraliseerd water (voor een NOx reductie van 80% is de massastroom water even hoog als de vereiste hoeveelheid gas). Door de beperkte NOx reductie en het hoge waterverbruik is de optie van water- of stoominjectie, WLE, een minderwaardig alternatief. DLN is de BBT om de primaire NOx emissie te beperken.

5.2 Secundaire emissie reductie maatregelen 5.2.1 SNCR SNCR (Selective Non catalytic Reduction) is een naverbrandingstechnologie voor NOx-controle op basis van de reactie van ureum [CO(NH2)2] of ammonia, dat wordt geïnjecteerd in de uitlaatgassen waarbij NH3 reageert met NOx tot stikstof en water. Er is geen katalysator nodig. Deze technologie wordt typisch ingezet in kleinere verbrandingsketels en wervelbedketels (CFB of Circulating Fluidized Bed boilers), als NOx reductie maatregel. Typische NOx reductie voor een SNCR is 30 - 50%, en de NH3 slip is hoog, tussen 4 en 10 mg/Nm3. Een belangrijke belemmering bij het implementeren van een SNCR is het feit dat het temperatuurvenster voor de chemische reactie 950 tot 1.100 °C is. De residentietijd van ureum/NH3 moet typisch 2 seconden zijn, wat helemaal niet het geval is in energiecentrales waar de rookgasdebieten en snelheden bij die temperaturen in de turbine bijzonder hoog zijn (temperaturen in de recuperatieketel zijn lager). De werking van een SNCR bij lagere temperaturen resulteert in bijkomend ammoniakslip. Bij te hoge temperaturen wordt NH3 bovendien omgezet tot bijkomende NOx. Gezien de lage NOx reductie en de hogere NH3 slip in vergelijking met een SCR wordt SNCR niet toegepast in STEGeenheden.

5.2.2 SCR met Ammonia oxidatie katalysator (Zero sliptm) SCR met Ammonia Oxidatie Katalysator (Zero slip™) is een verfijning van de “standaard” SCR, ontwikkeld door Cormetech en Mitsubishi Power Systems om de NH3 slip verder te verlagen in vergelijking met traditionele SCRsystemen. De Zero slip™-technologie bestaat uit een tweede katalysator-bed (oxidatieve laag) die geïnstalleerd wordt na de SCR-katalysator voor oxidatie van CO en vluchtige organische stoffen (VOS), waarbij ook NH3 oxideert tot NOx. Dit resulteert in NOx emissies die vergelijkbaar zijn met standaard SCR-systemen. Tot op heden is de Zero slip™-katalysatortechnologie niet toegepast op grote STEG-eenheden. Ondanks dat de technologie reeds ontwikkeld werd in 2003, is de werking enkel gedemonstreerd op een 7,5 MW gasturbine. Bovendien wordt deze technologie niet meer aangeboden in de markt. Aangezien de technologie geen referenties heeft op grotere installaties, wordt deze beschouwd als experimenteel en bijgevolg niet weerhouden als redelijke alternatief.

03-04-2023

pagina 11 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

5.2.3 Multi- functie Katalysator METEOR™ METEOR™ is een Multi-functie katalysator die oorspronkelijk is ontwikkeld en gepatenteerd door Siemens Energy en geoptimaliseerd door Cormetech. De focus van Cormetech Meteor is CO/VOS controle door middel van een gespecialiseerde katalysator en laag drukverlies. De Meteor™ M1 controleert bovendien ook NOx. via de injectie van ammoniak, vergelijkbaar met standaard SCR-systemen. Het vermogen van de METEOR ™ katalysator om NOx emissies te verminderen is vergelijkbaar met die van de meer traditionele SCR-ontwerpen. De gegarandeerde NH3 slip voor dit type katalysator is typisch tussen 1,5 en 8 mg/Nm³. De METEOR™ werd voor de eerste maal geïnstalleerd op een 320 MW Siemens / Westinghouse 501G gasturbine (Fclass technologie) in november 2015. Aangezien er slechts beperkte commerciële operationele ervaring is met de METEOR™-katalysator, en de verwachte NOx / NH3 emissiewaarden niet lager zijn dan die van conventionele SCR-ontwerpen, wordt de METEOR™-technologie optie niet beschouwd als een beter alternatief.

5.2.4 Multi- functie Katalysator EMX™/ SCONOX EMX™/SCONOX NOX Absorber Technologie is een controletechnologie voor meerdere verontreinigingen. Deze technologie maakt gebruik van een gecoate oxidatiekatalysator om zowel NOx als CO te verwijderen zonder injectie van een reagens, zoals ammoniak. Het SCONOX-systeem bestaat uit een op platinum gebaseerde katalysator die is gecoat met kaliumcarbonaat [K2 (CO3)] om NOx (naar kaliumnitraat [K (NO3)]) en CO (naar CO2) te oxideren. Waterstof wordt gebruikt als basis voor het katalysator regeneratieproces waarbij K (NO3) terug wordt omgezet naar K2 (CO3) katalysator waarbij N2 en water vrijkomt. De katalysator is geïnstalleerd in het rookgas kanaal met een temperatuurbereik tussen 150 °C tot 375 °C. De NOx reductie-efficiëntie voor een SCONOX-systeem is 70-80%. De EMX™/SCONOX-katalysatorsysteem is in het verleden op verschillende kleinere gasturbine installaties (32 MW LM2500 gasturbine STEG en een 5 MW gasturbine) geïnstalleerd, maar er zijn verschillende technische uitdagingen bij het toepassen van deze technologie op grotere energiecentrales. Tot op heden is deze technologie niet toegepast op een STEG met een vermogen van meer dan 32 MW. Bijgevolg kan geconcludeerd worden dat dit type van katalysator geen redelijk alternatief is voor het beheersen van de NOx emissies van de beoogde energiecentrale.

5.2.5 Technieken toegepast in de landbouw (gaswasser) Technieken die gebruikt worden om VOS, maar ook NH3 uit de lucht uit stallen te zuiveren gaan uit van relatief lage volumes lucht bij omgevingstemperatuur. Het rookgasdebiet uit een STEG energiecentrale met een vermogen van 500 MW (ca. 1.050 kg/s) is meer dan 10 keer hoger dan de ventilatie van stallen. De rookgassen hebben ook een andere samenstelling, en hebben een schouwtemperatuur van ongeveer 75 °C. De technieken uit de landbouw halen geen NOx uit de rookgassen en een SCR DeNOx systeem is dus steeds vereist na een STEG zodat de uitlaatemissie conform de emissienorm is. Een gaswasser (“scrubber”) systeem na een STEG zou eventueel dus enkel kunnen helpen om de NH3 emissie, na de DeNOx, nog verder te verminderen. Een gaswasser betekent recirculatie van grote volumes water (al dan niet aangezuurd), waarvoor een aanzienlijke hoeveelheid energie nodig is, en een bijkomende waterzuiveringsinstallatie om de afgevangen stikstof uit de rookgassen te behandelen. Een gaswasser zal leiden tot extra drukverlies. Een bijkomende gas-gas verwarmer is nodig om een pluim aan de schoorsteen te vermijden, wat op zich alweer meer druk- en bijkomend rendementsverlies betekent. Dergelijke gaswassers zullen dus het rendement van de STEG verlagen en zullen bijgevolg leiden tot hogere specifieke CO2 emissies.

Omwille van die verschillende redenen zijn gaswassers niet beschreven als BBT technieken voor STEG energiecentrales. Bovendien zijn er geen gekende commerciële referenties van gaswasser-systemen in combinatie met STEG eenheden. Een gaswasser wordt bijgevolg niet als een redelijk alternatief aanzien.

03-04-2023

pagina 12 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

6

CO2 emissie

In een studie uitgevoerd door Fichtner voor ELIA en CREG werden de volgende technologieën geïdentificeerd als “beste” referentie technologieën: 6,7 • OCGT: gasturbine in open cyclus • CCGT/STEG’s • Gasmotoren Een open cyclus gasturbine is gebaseerd op dezelfde gasturbines als de STEG’s, maar zonder recuperatieketel en stoomturbine. De efficiëntie is dus veel lager. Dit type open cyclus gasturbines wordt typisch ingezet als piekeenheid. F-klasse gasturbines is de generatie van turbines toegepast bij de meeste recente STEG’s in Nederland (jaren 2000). De meer performante H-klasse gasturbines zijn nu beschikbaar op de markt voor nieuwe eenheden. Bij de gasmotoren wordt brandstof in de cilinder verbrand. Door de warmte die hierbij vrijkomt zal het verbrandingsgas worden verhit waardoor de druk stijgt. Deze druk resulteert in een totaalkracht die de zuiger naar beneden drukt waardoor er arbeid geleverd wordt. Een ander alternatief is een gasketel (Rankine cyclus). Gas wordt verbrand in een gewone ketel om stoom te produceren. De stoom wordt dan ontspannen in een stoomturbine. Moderne ketels gebruiken superkritische stoom (> 220 bar) en herverhitting om een efficiëntie tot 48% te bereiken 8.

De verschillende resterende alternatieven in het huidige beleidskader van CRM worden in de volgende tabel weergegeven: Tabel: vergelijking van de uitvoeringsalternatieven voor elektriciteitsproductie Netto- efficiëntie CO2 emissie [%] [g CO2/kWh] Gasketel (Rankine) 48 420,8 Gasmotoren 49 412,2 OCGT F-klasse 38 531,5

% meer CO2 dan H-klasse 31% 29% 66%

OCGT H-klasse

42

480,9

50%

CCGT-F-klasse

56

360,6

13%

CCGT H-klasse

63

320,6

0%

Ref bronvermelding BAT §7.1.1 Fichtner studie ENGIE (bestaande eenheden) https://www.siemensenergy.com/global/en/offerings/powergeneration/gasturbines/sgt59000hl.html ENGIE (bestaande eenheden) https://www.siemensenergy.com/global/en/offerings/powergeneration/gasturbines/sgt59000hl.html

Op basis van deze vergelijking kunnen we besluiten dat de H-klasse STEG, met een CO2 uitstoot van 320,6 g per kWh elektrisch tussen de 13 % en 66 % minder CO2 uitstoot en daarmee als de meeste efficiënte laag CO2 technologie kan worden beschouwd om energie op te wekken en is dus vanwege het hoog energetisch rendement het enige redelijke alternatief.

6 7 8

https://www.elia.be/-/media/project/elia/elia-site/public-consultations/2020/20200505_fichtner-report-cost-of-capacity-crm_en.pdf Adequacy and flexibility study for Belgium 2020-2030, Elia (2019)” Best Available Techniques (BAT) for Large Combustion Plants (2017).

03-04-2023

pagina 13 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

7

CO2 afvang

In het algemeen komen drie technologieën in aanmerking voor de afvang van koolstofdioxide die door een elektriciteitscentrale wordt uitgestoten: • Verbranding in een zuivere zuurstofatmosfeer waardoor een eenvoudig verbrandingsgas (CO2 en water) ontstaat waardoor CO2 kan worden gescheiden door condensatie van water. • Afvang “pre-combustion” waarbij de brandstof eerst wordt omgezet in een synthesegas voornamelijk bestaande uit waterstofgas en koolmonoxidegas. Het CO-gas wordt, voordat het synthese gas naar de gasturbine wordt gestuurd, afgescheiden, omgezet in CO2 en opgevangen. Het overblijvende waterstofgas wordt in de gasturbine verbrand als koolstofvrije brandstof, dus zonder CO2 emissie. • Afvang “post-combustion” waar de brandstof conventioneel wordt verbrand in de elektriciteitscyclus en waar CO2, na de verbranding, wordt afgescheiden van de rookgassen door absorptie door oplosmiddelen (meestal amines). Deze laatste technologie wordt momenteel beschouwd als de best geschikte voor de afvang van CO2 bij een elektriciteitscentrale, omdat deze technologie het voordeel biedt dat de afvanginstallatie achteraf kan geplaatst worden zonder dat het basisontwerp van de energiecentrale fundamenteel moet aangepast worden (hoewel nog steeds aanpassingen nodig zijn bij het opzetten van de CO2-afvangsystemen).

Bovendien wordt “post- combustion” afvang reeds toegepast op kleinere schaal in de voedingsindustrie (mousserende dranken). Voor het specifieke geval van STEG-centrales zijn de huidige ontwikkelingen inzake CO2-afvang gericht op de combinatie van afvang met uitlaatgasrecirculatie bij de gasturbine (“exhaust gas recirculation” of EGR). Een belangrijke uitdaging voor de CO2-afvang na verbranding in STEG-centrales volgt namelijk uit de grote hoeveelheid rookgassen met een lage CO2-concentratie (ongeveer 3-4% vol.) welke inherent zijn aan gasturbine technologie. Vanwege deze lage concentratie is het moeilijker en duurder om de CO2 te capteren in vergelijking met, bijvoorbeeld, een steenkool gestookte energiecentrale waar de rookgasvolumes laag zijn met een hogere CO2 concentratie (ongeveer 12-15% vol.). Er zijn op dit moment nog geen commerciële CO2-afvang installatie in dienst op grote schaal op STEG wereldwijd. Tabel: Referenties CO2 afvang installaties wereldwijd 9

9

EIA – Special report on Carbon Capture Utilisation en Storage (2020)

03-04-2023

pagina 14 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

Tabel: Referenties CO2 afvang installaties wereldwijd (vervolg)

Voor elektriciteitsproductie bestaan er twee CO2-afvang installaties op steenkool gestookte energiecentrales: “Boundary Dam CCS” in Canada (2014) en “Petra Nova” in de Verenigde Staten (2017). De opgevangen CO2 wordt benut om “Enhanced Oil Recovery” (EOR) uit te voeren in olievelden. Bij het EGR-proces wordt een fractie van de rookgassen gerecirculeerd naar de inlaat van de compressor van de gasturbine waar het een deel van de lucht die naar de gasturbine wordt gevoerd, vervangt. Daardoor neemt de CO2concentratie in de rookgassen, die uiteindelijk naar het afvangsysteem worden gestuurd, toe en neemt de volumestroom af. Het EGR-proces is echter technisch nog onvoldoende ontwikkeld om te implementeren in het ontwerp van de energiecentrale en dus geen redelijk alternatief. Verbranding in een zuivere zuurstofatmosfeer is evenmin een voldoende ontwikkeld procedé om op deze schaal toe te passen. Wat volgt in deze uiteenzetting is gebaseerd op de mogelijkheid om een CO2-afvang installatie te installeren op basis van ‘post-combustion’ technologie.

7.1 Impact op de milieueffecten van de energiecentrale 7.1.1 Impact op de prestaties De CO2-afvang installatie grijpt in op de normale thermodynamische processen van de STEG en heeft zelf een grote energiebehoefte, met een vermindering in het netto vermogen en het elektrische rendement van de energiecentrale tot gevolg. Voor deze energiecentrale wordt verwacht dat het netto vermogen van de energiecentrale met ongeveer 50MW zou verminderen en dat het rendement zou terugvallen van ongeveer 63% tot slechts 56% (-7%pt). Door deze vermindering in rendement zal voor eenzelfde hoeveelheid elektriciteit (MWh) de benodigde hoeveelheid brandstof hoger (+12%) liggen in de energiecentrale met CO2-afvang, dan in de energiecentrale zonder CO2-afvang.

03-04-2023

pagina 15 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

7.1.2 Technisch haalbaarheid van een STEG met CO2-afvang De verwachte prestaties zonder en met CO2-afvang zijn berekend d.m.v. de Thermoflow software voor een vergelijkbare energiecentrale in Vilvoorde . De volgende hypothesen werden daarbij gebruikt: • Gelijkaardige installatie (H-klasse turbine) met netto vermogen van 859MW (bruto 875 MW) zonder CO2-afvang • De installatie is gesimuleerd op basis van de lokale condities en op vollast; • Post-combustion CO2 afvangproces, met amines; • 90% CO2 afvang rendement, op het totale rookgasdebiet; • Thermische energie voor de regeneratie = 2.6 GJ/ton CO2 • CO2 transport druk > 110 barg (120 barg uitgang compressor) • Flow Diagram voor een typische CO2 afvang installatie:

Figuur: voorbeeld flowdiagram voor een CO2 afvang installatie bij energiecentrale Vilvoorde

In onderstaande tabel wordt een vergelijking gemaakt tussen een STEG-centrale met en zonder CO2 afvang in referentie project van energiecentrale Volvoorde Tabel: vergelijking tussen STEG met en zonder CO2 afvang eenheid Luchtdruk bara Omgevingstemperatuur °C Relatieve luchtvochtigheid % Bruto vermogen gasturbine MW Bruto vermogen stoomturbine MW Bruto vermogen van de MW energiecentrale Bruto rendement van de % energiecentrale Netto vermogen van de MW energiecentrale Netto rendement van de % energiecentrale CO2 productie tonCO2/h CO2 afgevangen tonCO2/h

Vollast, zonder CO2 afvang 1.015 11 74% 587,2 287,7 874.9

Vollast, met CO2 afvang 1.015 11 74% 587,2 235,6 822,8

63,6%

59,8%

858,8

765,3

62,4%

55,6%

278,9 0

278,9 252,6

De onderstaande tabel geeft een overzicht van de vereisten van CO2 afvang. Tabel: vereisten van CO2 afvang STOOM NODIG VOOR DE “REBOILER” Nodige stoomdebiet Lage druk stoom uit de “IP-LP cross-over” Temperatuur Druk

03-04-2023

73,76 110,6 294,6 4,272

kg/s t/h °C bar

pagina 16 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

KOELWATER VEREISTEN Benodigd koelwater, zonder CO2 afvang Benodigd koelwater, met CO2 afvang Waarbij: Benodigd koelwater voor de CO2 afvang Benodigd koelwater voor de energiecentrale zelf Bijkomend benodigd koelwater EIGEN VERBRUIK ELEKTRICITEIT Eigenverbruik, zonder CO2 opvang Eigenverbruik, met CO2 opvang Bijkomend eigenverbruik elektriciteit

9267 14130

kg/s kg/s

7603 6527 4863

kg/s kg/s kg/s

16,1 57,5 41,4

MW MW MW

CO2-afvang vraagt additioneel koelvermogen en bijgevolg een additionele investering en extra ruimte die gereserveerd dient te worden in de directe omgeving van de installatie.

7.2 Impact op de CO2 uitstoot Een STEG energiecentrale van deze klasse zal wanneer ze op vollast draait ongeveer 280 ton CO2 produceren per uur, ofwel ca. 320,6 g CO2/kWh elektrische energie. De meeste beschikbare studies en tests, die voornamelijk uitgevoerd zijn voor nieuwe kolen gestookte centrales en niet zozeer voor STEG energiecentrales, verwachten dat een post-combustion afvanginstallatie 90% van de CO2 in de rookgassen zal kunnen capteren. Daardoor zou de CO2 uitstoot van de energiecentrale, op vollast, dus kunnen teruggebracht worden tot ongeveer 30 ton CO2/uur. Doordat het rendement van de energiecentrale echter afneemt zal de uitstoot per kWh elektrische energie in verhouding minder afnemen: ongeveer 40g CO2/kWh. De totale vermindering van de uitstoot van CO2 op jaarbasis zal afhangen van het aantal draaiuren van de energiecentrale. Uitgaande van een vast aantal draaiuren per jaar, bijvoorbeeld 5.000 uren op vollast, zou de uitstoot van CO2 verminderen van 1.400 kton CO2/jaar naar ongeveer 140 kton CO2/jaar. Indien men echter uitgaat van een vaste elektriciteitsproductie per jaar, zou de uitstoot van CO2 verminderen van 1.400 kton CO2/jaar naar ongeveer 160 kton CO2/jaar. In het kader van de energietransitie wordt verwacht dat de draaiuren van de beoogde energiecentrale geleidelijk zal afnemen met een toenemende productie van hernieuwbare energie.

De energiecentrales zullen beschikbaar en nodig zijn als hernieuwbare bronnen niet voldoende energie produceren (weinig zon of wind). Vanaf 2040 wordt verwacht dat de draaiuren van de beoogde energiecentrale verder zouden kunnen afnemen tot slechts 2.000 uren, waardoor de afgevangen CO2 eveneens zal verminderen.

7.2.1 Impact CO2 afvang op andere milieueffecten Een CO2 afvanginstallatie zal ook andere effecten hebben op het milieu, zoals onder andere: • toename van NOx en CO uitstoot per geproduceerde kWh elektriciteit; • toename geluidsemissies naar de omgeving; • bijkomende nood aan koeling en thermische belasting naar water en/of lucht; • bijkomend gebruik van water; • stockage en gebruik van chemicaliën; • inname van plaats en verharding van oppervlakte;

03-04-2023

pagina 17 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

7.2.2 Technische haalbaarheid CO2 afvang 7.2.2.1 Geschikte opslag locatie De volgende geologische opslagmogelijkheden worden overwogen: • onbenutte steenkoollagen, waarbij CO2 zou geïnjecteerd worden in de lagen van eerder gebroken steenkool en daar geabsorbeerd worden; • de zandsteenlagen die zich tussen deze steenkoollagen bevinden, waarbij de CO2 zou opgeslagen worden in de poriën van de zandsteenmatrix en gedeeltelijk inert gemaakt worden door chemische reactie met bepaalde minerale verbindingen; • de diepe watervoerende lagen, waarbij de CO2 in het water zou worden opgelost en gedeeltelijk met kalksteen kan reageren. Opslag in de oude steenkoolmijnen of in lagen eronder is om veiligheidsredenen niet mogelijk. Al deze massieven zijn ontwricht en gebroken na de exploitatie van de kolen en zijn doorboord met duizenden putten. Deze mogelijkheden zijn tot nu toe slechts zeer theoretisch en zullen nog veel onderzoek en testen vergen en de kans dat deze geologische reservoirs daadwerkelijk op industriële schaal kunnen worden gebruikt lijkt onwaarschijnlijk. Bovendien bevinden deze gebieden zich onder bevolkte delen van het land wat problemen zou kunnen opleveren op het gebied van veiligheid en gebruik van gronden omdat de injectie van CO2 in deze geologische reservoirs waarschijnlijk zal moeten gebeuren via een uitgestrekt injectiepuntmatrix.

De mogelijkheid tot opslag op het vaste land wordt bij deze beoordeling dan ook niet als een plausibel scenario beschouwd. Er zijn veel studies uitgevoerd of lopende om de opslag van CO2 in (uitgeputte) olie- of aardgasvelden op de Noordzee te onderzoeken. Veel van deze onderzoeken zijn vertrouwelijk en niet openbaar. Desalniettemin lijkt het dat de meest waarschijnlijke reservoirs voor grootschalige industriële toepassing in de Noordzee gelegen zijn. Om deze reden - hoewel momenteel geen reservoir commercieel en industrieel toegankelijk is- is het basisscenario voor CO2-opslag dat de opslag in de Noordzee zal gebeuren, waarheen het hetzij via pijpleidingen, hetzij per schip (LNG-type) zal getransporteerd worden vanaf "HUBs", d.w.z. havens die zich als zodanig willen positioneren en gelegen zijn in een regio met een hoge concentratie aan CO2-uitstoot. Het Havenbedrijf Rotterdam onderzoekt samen met partners hoe een eventueel verbindende infrastructuur tussen de havens kan ontwikkeld worden om CO2 naar Rotterdam te transporteren, vanwaar het in de offshore aardgasvelden kan opgeslagen worden. Dit zijn echter nog maar onderzoeksprojecten en bovendien minder toepasselijk voor dit project.

Offshore aardgasvelden in de Noordzee zijn de meest plausibele opslaglocaties in de toekomst en vormen het onderwerp van verschillende studies in beginfase, maar dit is nog geen valabele optie voor toepassing in dit project. 7.2.2.2 CO2 valorisatie Naast opslag van CO2 is het in principe mogelijk om de afgevangen CO2 te valoriseren door deze in te zetten als grondstof in productieprocessen. De technieken die gebruikt worden om CO2 in productieprocessen in te zetten, o.a. fotosynthese, carbonatie, polymerisatie, mineralisatie, fermentatie, hydrogenatie en co-elektrolyse, zijn vandaag echter niet commercieel beschikbaar op grote schaal en worden nog maar op pilootproject schaal onderzocht. Bovendien is er tot op vandaag geen afzetmarkt voor grote hoeveelheden CO2. CO2-valorisatie is vandaag dus nog geen economisch haalbare optie op deze schaal

03-04-2023

pagina 18 van 23

Reactie op advies Commissie m.e.r., zienswijze op ontwerp bestemmingsplan aangaande de NOx en CO2 emissies voor een lagere impact

7.2.2.3 Bestaande faciliteiten voor transport CO2 kan in principe getransporteerd worden per schip, per pijpleiding en per vrachtwagen. Het meest gunstige middel hangt af van de afstand, de hoeveelheid CO2 en de uiteindelijke bestemming. Gezien de grote hoeveelheden CO2 is transport per vrachtwagen geen haalbare optie. Transport per pijpleiding is voor deze locatie en hoeveelheden de meest voor de hand liggende optie; er is echter vandaag geen pijpleiding beschikbaar, noch zijn er concrete plannen om zo’n pijpleiding te ontwikkelen. Transport per schip kan overwogen worden indien de CO2 over zeer lange afstanden moet getransporteerd worden over zee (als alternatief voor lange offshore pijpleidingen). Transport per binnenschip is in principe een mogelijkheid, gezien de ligging van de energiecentrale aan het kanaal, maar lijkt ook geen haalbare optie gezien de grote hoeveelheden CO2 en het beperkte laadvermogen van binnenschepen. Gezien de grote hoeveelheden CO2 die vrijkomen is de afvoer van afgevangen CO2 op dit moment praktisch niet mogelijk. 7.2.2.4 Geschiktheid van de energiecentrale om aangepast te worden voor CO2-afvang Een post-combustion afvang installatie kan in principe met een minimum van aanpassingen toegevoegd worden aan een STEG energiecentrale, door enkel de rookgassen af te leiden van de schouw en naar de afvanginstallatie te voeren.

Om bovendien echter het rendement van het geheel van de installaties, na toevoegen van de CO2 afvang installatie, zo hoog mogelijk te houden, is het aangewezen om de benodigde warmte te betrekken uit de stoomkringen van de STEG. Daarvoor kunnen eventueel al de nodige aftakkingen voorzien worden, hoewel deze beter later kunnen bijgevoegd worden na optimalisatie van de uiteindelijke configuratie. Andere voorzieningen om klaar te zijn voor een toekomstige aanpassing van de energiecentrale voor CO2-afvang zijn vandaag niet aangewezen, aangezien zulke voorzieningen, zoals koeling, elektrische voedingen, water- en afvalwaterbehandeling, controle-sturing, enzovoort doelgerichter en optimaler kunnen ontworpen worden op het moment dat de afvang technologie op punt staat om te worden ingezet. 7.2.2.5 Benodigde oppervlakte De installatie die nodig is om CO2 af te vangen op basis van een post-combustion proces bestaat voornamelijk uit: • Warmtewisselaars om de temperatuur van de rookgassen te verlagen om het absorptieproces mogelijk te maken; • Absorbers waar de dampen in contact worden gebracht met oplosmiddelen (meestal van het aminetype) die de CO2 absorberen; • Regeneratoren waarbij de oplosmiddelen die rijk zijn aan CO2 (afkomstig van de absorber) worden verwarmd met behulp van stoom die uit de energiecentrale wordt afgetapt.