Flexible operation in post-combustion CO2 removal plants by MEA solvent and potassium taurate solvent

CO2 is an acid gas and one of the most undesirable greenhouse gases that contributes to anthropogenic climate change. The largest amount of CO2 released into the atmosphere is produced by combustion of fossil fuels in power plants to produce electricity. The developing of technology that can mitigate climate change and control the carbon dioxide emission is going on. Today, the absorption of CO2 with aqueous amines is the most mature capture technology suitable for post-combustion capture. However, the energy requirement for CO2 capture and compression is relatively large, with the reboiler duty of the regeneration column the main expense. Therefore, adding a CCS system to a power plant decreases significantly the power output. In the last years, new solvents have been discovered to substitute the amine. One of this is the aqueous solution of potassium taurate. The change of the solvent may lead to a lower steam consumption at the reboiler. This allows to reduce the energy penalty of the power plant, while the CO2 capture plant works. Consequently, the costs can be reduced. A possibility to increase the CO2 capture investment value while maintaining CO2 emissions reductions is to operate the CO2 removal plant in flexible mode: solvent storage (SS) and CO2 level reduction (CLR). Indeed, adding flexibility to the CO2 capture systems allows to temporary increase the electrical output during peak demands or when electricity prices are high. This work has been focused on the design of the CO2 capture system integrated in a 630 MW advanced natural gas combined cycle (NGCC) and in a 500 MW supercritical black coal, considering absorption with aqueous monoethanolamine solutions (30%wt MEA) and with aqueous potassium taurate (4 M KTau) solution. The considered CO2 capture rate is 95%, 90% and 85% at base load. Simulations have been performed with ASPEN Plus® integrated with an external Fortran subroutine developed by the GASP group of Politecnico di Milano. Different approach has been used for the amino acid. The latter tends to precipitate and the “Rate Based” model can not handle solid formation. To overcome this problem, a pseudo-component has been used to describe the solid specie and the equilibrium constant of the VLE has been modified to consider the effect of the precipitation on the equilibrium. The CO2 removal plant has been designed and the performances of different flexible CO2 capture modes have been evaluated, taking into account data from the Italian market of electricity. The influence of the carbon tax value has been analyzed for the flexible operation.

La CO2 è un gas acido e uno dei gas serra più indesiderabili che contribuisce al cambiamento climatico antropogenico. La maggiore quantità di CO2 rilasciata nell'atmosfera è prodotta dalla combustione di combustibili fossili nelle centrali elettriche per produrre elettricità. Lo sviluppo di tecnologie in grado di mitigare i cambiamenti climatici e di controllare le emissioni di anidride carbonica è in corso. Oggi, l'assorbimento di CO2 con soluzioni acquose di ammine è la tecnologia di acquisizione più matura adatta per la cattura post-combustione. Tuttavia, il fabbisogno di energia per la cattura e la compressione di CO2 è relativamente grande, con il calore al ribollitore della colonna di rigenerazione la spesa principale. Pertanto, l'aggiunta di un sistema CCS a una centrale elettrica riduce in modo significativo la potenza erogata. Negli ultimi anni sono stati scoperti nuovi solventi per sostituire l'ammina. Uno di questi è la soluzione acquosa di taurato di potassio. Il cambiamento del solvente può portare ad un consumo di vapore inferiore al ribollitore. Ciò consente di ridurre la penalità energetica della centrale elettrica, mentre l'impianto di cattura della CO2 funziona. Di conseguenza, i costi possono essere ridotti. Una possibilità di aumentare il valore dell'investimento di cattura di CO2 mantenendo le riduzioni delle emissioni di CO2 è di far funzionare l'impianto di rimozione CO2 in modalità flessibile: stoccaggio di solventi (SS) e riduzione del livello di CO2 (CLR). Infatti, l'aggiunta di flessibilità ai sistemi di cattura della CO2 consente di aumentare temporaneamente la potenza elettrica durante i picchi di richiesta o quando i prezzi dell'elettricità sono elevati. Questo lavoro si è concentrato sulla progettazione del sistema di cattura della CO2 integrato in un ciclo combinato avanzato a gas naturale (NGCC) da 630 MW e in un ciclo a vapore carbone nero supercritico da 500 MW, considerando l'assorbimento con soluzioni acquose di monoetanolamina (30% in peso di MEA) e con acque acquose soluzione di taurato di potassio (4 M KTau). Il tasso di cattura di CO2 considerato è del 95%, 90% e 85% al carico di base. Le simulazioni sono state eseguite con ASPEN Plus® integrato con un subroutine Fortran esterna sviluppata dal gruppo GASP del Politecnico di Milano. Per l'amminoacido è stato usato un approccio diverso. Quest'ultimo tende a precipitare e il modello "Rate Based" non può gestire la formazione di solidi. Per superare questo problema, è stata usata uno pseudo-componente per descrivere la specie solida e la costante di equilibrio del VLE è stata modificata per considerare l'effetto della precipitazione sull'equilibrio. L'impianto di rimozione CO2 è stato progettato e sono state valutate le prestazioni di diverse modalità di acquisizione di CO2 flessibile, tenendo conto dei dati provenienti dal mercato italiano dell'energia elettrica. L'influenza del valore della tassa sul carbonio è stata analizzata per l'operazione flessibile.