HS3, an innovative solvent for Co2 capture

Carbon capture and storage (CCS) is one of the privileged strategies to reduce carbon emissions from the power generation and industrial sectors. However, it is crucial to develop alternative CO2 absorbents to increase the economic sustainability of the process and encourage its implementation on large-scale facilities. This work deals with the characterization of a novel amine blend for CO2 capture called HS3, which has shown potential to reduce by 15-20% the energy requirements for its regeneration with respect to conventional MEA 30 wt% during a 3-months pilot-scale testing at Tiller CO2 laboratory (Trondheim, Norway). The development and validation over pilot-scale data of a full ELECNRTL model (including thermodynamics, kinetics and mass-transfer) for the description of HS3 in Aspen Plus® V11.0 is presented as an essential preliminary step for simulation, process optimization and costs estimation purposes. The proposed rete-based model can predict all the main CO2 capture process KPIs (i.e., capture rate, specific reboiler duty (SRD), temperature profiles) with an AARD lower than 5%. The obtained tool is exploited to design a CO2 capture process for the treatment of Irving Whitegate multistack oil refinery flue gas (Cork, Ireland). For the sake of comparison in terms of energy requirements, capture performances and costs, the same process is modelled also considering benchmark MEA. Specific heat recovery strategies are adopted: the residual heat available in the stacks is recovered upstream the CO2 capture plant in order to minimize the external duty requirements. After the optimization of process operating conditions by means of a sensitivity analysis, a costs estimate is carried out to compare the two solvents. Finally, energy integration strategies between the refinery and a power plant located nearby are investigated as a possible solution to further increase carbon capture potential at reduced overall specific costs in the Cork industrial cluster. These include the exploitation of part of the steam available at the power plant to meet the overall energy requirements of the Irving Whitegate refinery CO2 capture plant (energy integration only), as well as combined treatment of both the refinery and the power plant flue gases (full integration). The proposed scenarios are compared in terms of Cost of CO2 Avoided. Results show that for the fully integrated capture plant the CO2 avoidance cost is close to 62 $/ton with both HS3 and MEA.

cattura e il successivo stoccaggio della CO2 (CCS) rappresentano una delle soluzioni più promettenti per ridurre le emissioni di gas serra associate alle centrali elettriche e al settore industriale. Tuttavia, è essenziale sviluppare solventi innovativi per la cattura al fine di aumentare la sostenibilità economica del processo e diffonderne maggiormente l’utilizzo su scala commerciale. Questa tesi propone la caratterizzazione di una nuova miscela di ammine per la cattura di CO2 chiamata HS3. Durante una campagna sperimentale su scala pilota di tre mesi presso il Tiller CO2 laboratory (Trondheim, Norvegia), tale miscela si è dimostrata in grado di ridurre del 15-20% i consumi energetici per la rigenerazione rispetto al solvente più comunemente impiegato attualmente (MEA 30 wt%). Lo sviluppo di un modello ELECNRTL (comprensivo di termodinamica, cinetica e mass-transfer) per descrivere il solvente HS3 in Aspen Plus® V11.0 e la sua validazione sui dati raccolti presso l’impianto pilota sono mostrati come step preliminari necessari per scopi di simulazione, ottimizzazione del processo, e stima dei costi. Il modello proposto in questa tesi è in grado di predire tutti i principali Key Performance Indicators (KPIs) di un impianto di cattura (capacità di cattura, specific reboiler duty (SRD), profili termici) con un errore relativo medio (AARD) inferiore al 5%. Il modello ottenuto è stato utilizzato per la progettazione di un impianto di cattura CO2 per il trattamento dei fumi generati presso la raffineria petrolifera Irving Whitegate (Cork, Irlanda). Al fine di un confronto in termini di consumi energetici, performance di cattura e costi, lo stesso processo è stato simulato anche considerando il solvente di benchmark (MEA). Strategie specifiche per il recupero termico sono state adottate: in particolare, il calore residuo disponibile nei fumi viene recuperato a monte dell’impianto di cattura per minimizzare la richiesta energetica da fonti esterne. In seguito all’ottimizzazione delle condizioni operative del processo tramite un’apposita analisi di sensitività, è stata effettuata un’analisi dei costi per confrontare le due tecnologie. Infine, strategie per un’integrazione energetica tra la raffineria e un impianto di potenza situato nei pressi della stessa sono state indagate come possibili soluzioni per aumentare ulteriormente il potenziale di cattura a costi specifici inferiori. Queste strategie includono lo sfruttamento di parte del vapore disponibile presso l’impianto di potenza per soddisfare la domanda energetica complessiva dell’impianto di cattura associato alla raffineria Irving Whitegate (solo integrazione energetica), così come il trattamento simultaneo dei fumi rilasciati sia presso la raffineria sia presso l’impianto di potenza (integrazione completa). Gli scenari proposti sono stati confrontati in termini di Cost of CO2 Avoided riferiti al cluster industriale di Cork. I risultati mostrano che per l’impianto interamente integrato (steam + fumi) il Cost of CO2 Avoided risulta prossimo a 62 $/ton sia con HS3 che con MEA.