Power plant modeling for CO2 Plume Geothermal (CPG) system

The increasing urgency to mitigate climate change has encouraged a shift in tendency of the energy market toward technologies that can both generate renewable electricity and contribute to long-term carbon dioxide, CO₂, sequestration. To this end, CO₂ Plume Geothermal (CPG) systems have emerged as a promising technology of carbon capture, utilization and storage (CCUS) for renewable energy generation. By circulating CO₂ through a deep saline aquifer to extract geothermal heat, CPG can couple renewable energy generation within geological CO₂ sequestration. We perform numerical practices of power plant modeling to assess performance of an exemplary CPG System. To this end, two surface facility configurations have been proposed: (i) a direct cycle, where supercritical CO₂ is expanded in a turbine, and (ii) a binary thermosiphon cycle, where CO₂ transfers heat to an organic rankine cycle (ORC) working fluid. We assess the feasibility of installing those two configurations of CPG power plant systems in the Sherwood Sandstone aquifer in the Southern North Sea, a reservoir previously studied for CO₂ sequestration potential. To this end, present study focuses on three dimensions of the problem: technical performance, economic viability, and life cycle environmental impacts over a 20-year operational horizon. Our study combines: (i) CPG process modeling in DWSIM toolkit, (ii) economic feasibility analysis performed in MATLAB environment, and (iii) environmental life-cycle assessment (LCA) in SimaPro Craft (following the ReCiPe 2016 midpoint technique). Our obtained results show that direct cycle reached a net power output of 628 kW, while the binary thermosiphon configuration achieved 564 kW. When projected over one year of operation, these correspond to approximately 4.95 GWh and 4.45 GWh of energy productions, respectively. The economic analysis was carried out within a stochastic Monte Carlo (MC) framework, where hundred thousand quasi-random realizations of input parameter values were generated to evaluate the impact of some selected economic parameters’ uncertainty on key financial indicators evaluated for CPG power plant systems. Performing a global sensitivity analysis (GSA) revealed that uncertainity in electricity price and capital expenditures are the key variable effecting the economic responces of our analyzed systems. Evaluation of the economic indicators demonstrated that the direct cycle can be more attractive, achieving higher Net Present Value, NPV, higher Internal Rate of Return, IRR, and a shorter payback period (of 11 years), whereas the binary ORC cycle exhibits weaker profitability with a 24% probability of no payback. From an environmental perspective, we characterized a total of 18 indicators, reflecting impacts related to global warming, toxicity, resource scarcity, radiation, and land use. In particular, our LCA confirms that the Global Warming Potential, GWP, to be 47.6 g CO₂ eq/kWh for the direct cycle and 66.6 g CO₂ eq/kWh for the binary system, those values being significantly below the ones reported for fossil-based power generation. The analysis highlighted the construction phase as the dominant contributor across most impact categories. Overall, our findings suggest that the direct cycle system is a promising configuration across technical, economic, and environmental dimensions, although its deployment can be limited by the current lack of commercially available CO₂ turbines. Indeeed, binary thermosiphon system, while less efficient, appears more realistic for near-term implementation using existing ORC technology.

L’urgenza crescente di mitigare i cambiamenti climatici ha incoraggiato una trasformazione nell’orientamento del mercato energetico verso tecnologie in grado non solo di generare elettricità rinnovabile, ma anche di contribuire al sequestro a lungo termine della anidride carbonica (CO₂). In tale contesto, i sistemi geotermici a pennacchio di CO₂ (CO₂ Plume Geothermal, CPG) si sono affermati come una tecnologia promettente nell’ambito della cattura, utilizzo e stoccaggio della CO₂ (Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS) per la produzione di energia rinnovabile. Facendo circolare la CO₂ attraverso un acquifero salino profondo al fine di estrarre calore geotermico, i CPG possono integrare la generazione di energia rinnovabile con il sequestro geologico della CO₂. Nel presente studio vengono condotte simulazioni numeriche di modellazione di impianti per valutare le prestazioni di un sistema CPG esemplare. A tal fine, sono state proposte due configurazioni per le strutture di superficie: (i) un ciclo diretto, in cui la CO₂ supercritica viene espansa in una turbina, e (ii) un ciclo binario a termosifone, in cui la CO₂ trasferisce calore a un fluido di lavoro di un ciclo Rankine organico (ORC). Viene valutata la fattibilità dell’installazione di queste due configurazioni di impianti CPG nell’acquifero Sherwood Sandstone del Mare del Nord meridionale, un serbatoio precedentemente studiato per il potenziale di stoccaggio della CO₂. Il presente lavoro si concentra su tre dimensioni fondamentali del problema: le prestazioni tecniche, la fattibilità economica e gli impatti ambientali lungo il ciclo di vita in un orizzonte operativo di 20 anni. Lo studio integra: (i) la modellazione dei processi CPG tramite il software DWSIM, (ii) un’analisi di fattibilità economica eseguita in ambiente MATLAB, e (iii) una valutazione ambientale del ciclo di vita (Life Cycle Assessment, LCA) condotta con SimaPro Craft (applicando la metodologia ReCiPe 2016 midpoint). I risultati ottenuti mostrano che il ciclo diretto ha raggiunto una potenza netta di 628 kW, mentre la configurazione binaria a termosifone ha conseguito 564 kW. Proiettati su un anno di funzionamento, questi valori corrispondono rispettivamente a circa 4,95 GWh e 4,45 GWh. L’analisi economica è stata condotta mediante un approccio stocastico Monte Carlo (MC), in cui sono state generate 100.000 realizzazioni quasi-casuali dei parametri di input per valutare l’impatto dell’incertezza economica sugli indicatori finanziari chiave considerati per gli impianti CPG. L’analisi di sensibilità globale (Global Sensitivity Analysis, GSA) ha evidenziato che il prezzo dell’elettricità e i costi in conto capitale rappresentano le variabili più influenti. La valutazione degli indicatori economici ha dimostrato che il ciclo diretto risulta più attrattivo, con un Valore Attuale Netto (Net Present Value, NPV) più elevato, un Tasso Interno di Rendimento (Internal Rate of Return, IRR) più alto e un tempo di ritorno dell’investimento più breve (11 anni), mentre il ciclo binario ORC evidenzia una redditività più debole, con una probabilità del 24% di non conseguire alcun ritorno. Dal punto di vista ambientale, l’LCA conferma che il Potenziale di Riscaldamento Globale (Global Warming Potential, GWP) è pari a 47,6 g CO₂ eq/kWh per il ciclo diretto e 66,6 g CO₂ eq/kWh per il sistema binario, valori significativamente inferiori rispetto alla generazione basata su fonti fossili. L’analisi ha inoltre evidenziato come la fase di costruzione rappresenti il principale contributore nella maggior parte delle categorie di impatto. Nel complesso, i risultati suggeriscono che il ciclo diretto costituisce una configurazione promettente sotto il profilo tecnico, economico e ambientale, sebbene la sua implementazione risulti limitata dall’attuale indisponibilità commerciale di turbine specificamente progettate per la CO₂. Il sistema binario a termosifone, pur risultando meno efficiente, appare invece più realistico per un’applicazione nel breve termine grazie alla possibilità di utilizzare turbine ORC già disponibili sul mercato.