Techno-Economic Evaluation of CO2-Selective Facilitated Transport Membranes for an IGCC Power Plant

Abstract

Formålet med denne avhandlingen er å presentere en teknoøkonomiskanalyse av fasilliterttransport hulfibermembraner for H2-rensing og karbonfangst for et integrert gassifiserings- kombinertsykluskraftverk. To membranprosesskonfigurasjoner for separering av CO2 og H2 ble analysert for en IGCC-kraftverksapplikasjon. Prosessflytskjemaet ble utviklet i Aspen HYSYS, basert på tilgjengelige prosessdata for et 634 MW brutto kraftverk. Kapital- og driftskostnadene for hver konfigurasjon bestående av kompressorer, motorer, varmevekslere, tanker og membraner ble deretter beregnet ved hjelp av en modulbasert kosttilnærming.

Flere variabler innenfor hver prosesskonfigurasjon, for eksempel sweep-strøm, resirkuleringstrykk, rekompresjonstrykk, ble varierte for å analysere effekten av disse på viktige økonomiske beregninger. Dette gir indikasjoner på kostnadsnivået for elektrisitet og nødvendige CO2-prosesseringsinsentiver for at prosjektet skal være levedyktig. Det ble gjennomført en sensitivitetsanalyse av ytterligere variabler også, inkludert membrankostnad og diskonteringssats for å fastslå hvilken innvirkning disse faktorene har på prosjektets økonomiske beregninger.

Ved 90% CO2-fangst er en strømkostnad på $ 143,99, eller en 33% økning over basiskassen, bestemt til å være den laveste kostnaden på elektrisitet for de testede senariene. Dette gir en breakeven CO2-kostnad på $ 128,19 per tonn. Disse beregningene sammenligner seg godt med den mest etablerte adsorpsjonsteknologien, som fanger 90 % av karbonutslippene med en 31 % økning av strømkostnaden.

The purpose of this thesis is to present a techno-economic analysis of facilitated transport hollow-fiber membranes for H2 purification and carbon capture at an integrated gasification combined cycle power plant. Two membrane process configurations for separating H2 and CO2 were analyzed in an IGCC power plant application. The process flowsheet was developed in Aspen HYSYS based off available process data for a 634 MW gross power plant. The capital and operating costs for each configuration comprising compressors, drives, heat exchangers, vessels, and membranes were then calculated using a module-based costing approach. Several variables within each process configuration, such as sweep flow, recycle pressure, recompression pressure, were varied to analyze their effect on key financial metrics indicating the cost of electricity and required CO2 processing incentives for the project to be viable. A sensitivity analysis was conducted on further variables including the membrane cost and discount rate to determine the impact these factors have on the project financial metrics. At 90% CO2 capture, a levelized cost of electricity of $143.99, or a 33% increase over the base case, is determined to be the lowest cost of electricity for the cases tested, with a breakeven CO2 penalty of $128.19 per metric ton. These metrics compare similarly to the established adsorption technology, which captures 90% of carbon emissions at a 31% increase in levelized cost of electricity.