Analysis and optimization of an industrial scale pre-combustion CO2 capture unit of an IGCC power plant

The incorporation of a carbon dioxide (CO2) capture unit into an Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) power plant is a promising technology to achieve a significant reduction of CO2 emissions in the near future and to limit the climate change. This work presents an analysis and optimization of a pre-combustion CO2 capture unit of an IGCC power plant in a process simulator environment. The focus is on the capture unit, which comprises an integrated CO2 and H2S removal unit, a sweet water-gas shift (WGS) unit, and a five-stage intercooled CO2 compression. The main objective of the work is to reduce the energy penalty related to the introduction of the CO2 capture unit into the IGCC power plant. Different operating temperatures in the absorption section are compared showing that it is thermodynamically and economically more convenient to operate at low temperatures. Subsequently, a thermodynamic optimization of the operating parameters of the capture unit is performed. The optimization is performed within the range 75 to 91% of CO2 capture rate. The analysis shows that the power consumption increases with the CO2 capture rate, while the specific energy consumption (per captured amount of CO2) has a minimum within the analyzed range of capture rates. Different operating conditions for fresh and partially deactivated WGS catalysts are compared. For the latter case, the inlet temperature of the WGS reactors has to be increased and causes a rise of the power consumption at high capture rates. At lower capture rates, no significant impact on the power consumption was observed due to the deactivated catalysts. For fresh catalysts, a reference case with a minimum steam/CO ratio of 2.65 mol/mol and a reactor inlet temperature of 340°C is defined; but a study performed by Nuon estimated that the minimum steam/CO ratio can be reduced to 1.5 mol/mol and the minimum inlet temperature of the reactors can be reduced to 315°C. It is calculated that the specific energy requirement per captured amount of CO2 can be reduced up to 10%, when operating at these more severe conditions for the WGS reactors. Finally, the performance of the H2S absorption section is evaluated with and without CO2 capture. This is of interest, because the H2S absorption section has to be sized to guarantee an effective operation also when no CO2 is captured. In this way, the IGCC power plant can be operated without CO2 capture if the CO2 market price does not pay-back the additional cost connected to the CO2 capture. The main difference to the case with CO2 capture is that the solvent at the inlet of the H2S absorber is not preloaded with CO2. This increases the necessary solvent mass flow and the power consumption of the capture unit. Nevertheless, it is demonstrated that the sizing of the H2S absorption section also depends on the chosen inlet temperature to the H2S absorber and the maximum sulphur content in the syngas at the outlet of the sulphur removal section.

Secondo l’International Energy Agency (IEA), carbon capture and storage (CCS) é una soluzione promettente per ridurre le emissioni di anidride carbonica (CO2) nei prossimi decenni. Oggetto di questo lavoro é lo studio di una delle tecnologie CCS che prevede la cattura di anidride carbonica in un impianto di produzione di energia elettrica IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle). La tesi si colloca all’interno di un progetto che studia la cattura pre-combustione di anidride carbonica di un impianto IGCC ed é stata sviluppata in collaborazione con la Delft University of Technology, il fornitore di energia elettrica olandese Nuon e l’Energy Research Centre of the Netherlands. L’obiettivo principale dell’analisi svolta é la riduzione del consumo di energia elettrica nella sezione dell’impianto dedicata alla cattura dell’anidride carbonica. L’impianto di cattura é stato simulato in Aspen Plus e comprende una sezione per la rimozione di CO2 e di H2S, una sezione di sweet water-gas shift (WGS) e una sezione di compressione della CO2. Il presente lavoro si focalizza su tre analisi. Nella prima parte si confronta la fattibilità tecnico-economica relativa a diverse temperature operative della sezione di absorbimento della CO2 e dell’H2S. Sarà dimostrato che in una prima approssimazione é più vantaggioso operare a temperature più basse. Nella seconda parte, é effettuata un’ottimizzazione termodinamica delle condizioni operative dell’intero impianto di cattura. L’ottimizzazione é stata eseguita in un range di efficienza di cattura dell’anidride carbonica tra il 75% e il 91%. L’analisi effettuata mostra che il consumo di potenza elettrica dell’impianto di cattura é strettamente crescente con l’efficienza di cattura, mentre il consumo specifico (per massa di CO2 catturata) presenta un minimo. Inoltre vengono confrontati differenti vincoli per le condizioni operative dei reattori di shift. Una prima analisi simula catalizzatori di shift parzialmente deattivati, per i quali le temperature d’ingresso dei reattori di shift devono essere aumentate. Questo causa un incremento del consumo di potenza elettrica dell’impianto di cattura per alte efficienze di cattura, mentre per efficienze di cattura più basse il consumo elettrico non ne risulta influenzato significativamente. Una seconda analisi simula le condizioni operative di catalizzatori nuovi. Per quest’ultima si confrontano le prestazioni dovute a un minimo rapporto di steam/CO di 2.65 mol/mol e una temperatura d’ingresso nei reattori di 340°C con condizioni operative più estreme. Infatti, uno studio eseguito da Nuon ha dimostrato che le temperature d’ingresso nei reattori possono essere abbassate a 315°C e i minimi rapporti di vapore/CO possono essere ridotti a 1.5 mol/mol. Sarà evidenziato che operare i reattori di shift a questi nuovi limiti può portare a una riduzione del consumo di energia elettrica della sezione di cattura del 10%. Nella terza e ultima parte sono state studiate le prestazioni della sezione di rimozione dell’acido solfidrico in assenza di cattura di CO2. Quest’analisi serve per la progettazione adeguata della sezione di rimozione dell’H2S. Infatti, questa deve rimanere operativa anche quando l’impianto IGCC opera senza cattura di CO2, nel caso in cui il prezzo di mercato della CO2 non giustifichi i costi aggiuntivi connessi alla cattura del carbone. La differenza principale tra il caso con e senza cattura di CO2 é che quando vi é cattura, il solvente all’ingresso della colonna di absorbimento dell’H2S é pre-caricato con anidride carbonica. Questo riduce la portata massica di solvente e favorisce la riduzione di consumo di energia elettrica dell’impianto di cattura. Nonostante ciò, sarà evidenziato che il consumo di energia elettrica e il dimensionamento dell’impianto di cattura dipende anche dalla temperatura d’ingresso della colonna di absorbimento dell’H2S e dal massimo contenuto di zolfo consentito nel syngas all’uscita della sezione di rimozione dello zolfo.