Analysis of part-load operation and plant size effects on combined cycle power plants with post-combustion CO2 capture

Natural gas combined cycles (NGCC) integrated with carbon capture and storage (CCS) technologies are expected to play a significant role in the transition towards a decarbonized electricity market. The majority of renewables are intermittent, therefore CCS technologies offer the dispatchability and flexibility necessary to balance the grid, when green facility fails. This study aims to assess part-load performance of two different sizes of NGCCs integrated with post-combustion CO2 capture and storage. The large-scale steam cycle operates with three pressure levels, whereas the small-scale one requires only two pressure levels. Power block simulations are carried out using Thermoflex, while Aspen Plus is used to simulate the CCS section. The main purpose is to design flexible plants that can operate at any gas turbine load condition, ensuring that the steam for solvent regeneration always meets the reboiler requirements in terms of pressure and mass flow rate. The 95% carbon capture ratio is achieved using monoethanolamine (30wt.% MEA) as absorbent. For each gas turbine size, different greenfield and retrofit design solutions are considered. The simulations reveal a significantly different flexibility between the large and small-scale plants. In particular, all large-scale configurations exhibit good flexibility and a rather high nominal efficiency, around 54% for both the Retrofit and Greenfield configurations. However, the Retrofit configuration requires design modifications to be implemented to comply with the pressure limit imposed by the reboiler. On the other hand, the small-scale plant lacks the same flexibility level. The main issue for non-operation at lower loads is different between Greenfield and Retrofit cases. The former is limited by the pressure constraint, conversely the latter by the insufficient steam generated. The Retrofit plant with steam compressor results to be the only configuration able of operating at the minimum load with a nominal efficiency of 46.24%, ensuring the best flexibility to the small-scale plant. Therefore, it emerges as the most promising setup to meet oil & gas sector flexibility and reliability requirements.

I cicli combinati a gas naturale (NGCC) dotati di sistema di cattura e stoccaggio dell’anidride carbonica (CCS) sono destinati, nei prossimi anni, a svolgere un ruolo significativo nella transizione verso un mercato elettrico decarbonizzato. La gran parte delle rinnovabili è intermittente, pertanto le tecnologie CCS garantiscono la programmabilità e la flessibilità necessarie a bilanciare la rete, quando le rinnovabili sono impossibilitate a farlo. Questo studio si propone di valutare le prestazioni off-design di due cicli combinati a gas naturale di diversa taglia, entrambi dotati di cattura post-combustione. Il ciclo a vapore dell’impianto di grande taglia è dotato di tre livelli di pressione, mentre quello di piccola taglia soltanto di due. Le simulazioni del blocco di potenza sono effettuate con il software Thermoflex, mentre Aspen Plus è utilizzato per le simulazioni riguardanti la sezione di cattura. Il fine principale consiste nel progettare impianti flessibili che possano operare in qualsiasi condizione di carico della turbina a gas, garantendo che il vapore richiesto per la rigenerazione del solvente soddisfi sempre i requisiti di pressione e portata imposti dal reboiler. Il solvente utilizzato in questo studio è una soluzione acquosa di monoetanolammina (MEA) al 30% e il rapporto percentuale tra la CO2 catturata e quella contenuta nei gas combusti è fissato al 95%. Per ciascuno dei due impianti, viene analizzata sia la soluzione di retrofit che di greenfield. Le analisi condotte dimostrano una diversa flessibilità tra l’impianto di grande e piccola taglia. In particolare, tutte le configurazioni di grande taglia godono di una buona flessibilità e di un’efficienza nominale piuttosto elevata, pari a circa il 54% sia per il caso Greenfield che per quello Retrofit. Ad ogni modo, l’impianto Retrofit richiede che siano apportate delle modifiche progettuali al design dell’impianto per rispettare il vincolo di pressione minima imposto dal reboiler. L’impianto di piccola taglia non possiede lo stesso livello di flessibilità. La principale causa del mancato funzionamento ai carichi inferiori si distingue tra i casi Greenfield e Retrofit. Nel primo caso il vincolo più stringente è la pressione, mentre il secondo soffre di portate di vapore insufficienti. Complessivamente, l’impianto Retrofit dotato di compressore a vapore risulta essere l’unica configurazione di piccola taglia in grado di operare al minimo carico con un’efficienza nominale del 46.24%. Pertanto essa risulta essere la soluzione più promettente per il settore oil & gas, in quanto gode della maggiore flessibilità.