Techno-economic analysis of coal fired oxy-combustion power plants with CO2 capture

This study evaluates the technical and economic feasibility of oxyfuel coal-fired power generation with CO2 capture. Firstly, the mass and energy balance of six large scale oxyfuel coal-fired plants have been estimated through the GS code, developed by Dipartmento di Energia at Politecnico di Milano, and Aspen Plus® Engineering Suite. The analysed cases differ in SOx control systems, fuel feed (bituminous coal and lignite), boiler configuration (PC and CFB) and recycle features. The expected range for LHV efficiency is 30.8-37.4% and the best result is associated with the CFB combustion plant fed by bituminous coal. Some of the obtained values have been used for the economic analysis, which aims at calculating the cost of electricity and the cost of avoided CO2 for all the considered cases for a general scenario and for a more specific Australian setting, following the procedure of the CO2CRC adapted to consider this technology. The costs have been estimated even for plants with lower net output and/or equipped with different SO2 control systems, using approximate correlations. The cost of electricity in the general scenario is 67.9-71.9 USD/MWh and the cost per tonne of CO2 avoided is 26-31 USD/ton. These values exclude cost of CO2 transport and storage. The configuration with the most favourable economic performance results to be the one with PC boiler, wet secondary recycle and black coal feed. Similar conclusions can be drawn for the Australian setting. Indeed, similar values are attained for the cost of electricity, although the cost of CO2 avoided is higher, because the COE for the reference plant is lower. In summary, these preliminary assessment of oxycoal combustion plants indicate that this technology could be a viable approach for carbon capture from power stations, with an acceptable environmental and economic profile.

Questo studio valuta la fattibilità tecnico-economica di impianti di generazione di potenza elettrica con cattura della CO2 basati sull’ossicombustione di carbone. Si sono innanzitutto stimati i bilanci di massa ed energetici di sei differenti impianti di grande taglia tramite il codice GS e Aspen Plus®. I casi analizzati si distinguono tra loro per sistema di rimozione degli ossidi di zolfo, combustibile alimentato (carbone bituminoso o lignite), configurazione del generatore di vapore (a polverino o a letto fluido) e caratteristiche del ricircolo. Il rendimento (rispetto al PCI) è compreso tra il 30,8% e il 37,4%, essendo il valore massimo ottenuto nel caso di combustione a letto fluido alimentata da carbone bituminoso. Alcuni dei valori ottenuti dalle simulazioni sono stati utilizzati per l’analisi economica, che mira ad ottenere stime del costo dell’elettricità e del costo della CO2 evitata per tutti i casi considerati sia nello scenario generale (rappresentativo di UE e USA), che in un contesto specifico australiano, seguendo la procedura del CO2CRC. I costi sono stati stimati anche per impianti più piccoli e/o dotati di desolforatore, tramite correlazioni approssimate. Il costo dell’elettricità nello scenario generale è compreso tra i 67,9 e i 71,9 USD/MWh e il costo della CO2 evitata tra i 26 e i 31 USD/ton, escludendo i costi per il trasporto e lo stoccaggio della CO2. La configurazione caratterizzata dalla migliore performance economica è quella con generatore di vapore alimentato a polverino di carbone bituminoso, con ricircolo secondario umido. Si possono trarre simili conclusioni per il contesto australiano, dove il costo del’elettricità è simile. Il costo della CO2 evitata è invece superiore: il costo dell’impianto di riferimento è inferiore. Riassumendo, questa valutazione preliminare indica che gli impianti a ossicombustione di carbone potrebbero rappresentare un’opzione interessante per la cattura della CO2, avendo un profilo ambientale ed economico piuttosto favorevole.