Simulation of Case Studies using Aspen Plus

Abstract

I løpet av de siste tiårene har den globale temperaturen og vannnivået steget på grunn av økende konsentrasjoner av klimagasser i atmosfæren. CO2-utslipp fra energi-, transport- og industrisektoren står for en stor del av utslippene, og karbonfangst og lagring (CCS) er en lovende løsning som kan redusere CO2-utslippene betraktelig. Det finnes tre hovedmetoder for CCS: pre-combustion, post-combustion og oxyfuel combustion karbonfangst. Denne oppgaven fokuserte på post-combustion karbonfangst (PCCC). For å kunne kommersialisere CCS må mange tiltak iverksettes, blant annet ytterligere forskning for å redusere kostnadene og energibehovet for teknologien.

Denne masteravhandlingen hadde som mål å undersøke innvirkningen på driftskostnadene og solventen fra å endre innløpsparametrene til avgassen og den endelige fangstraten i et fastsatt prosessanlegg. Det ble simulert et PCCC-anlegg med en typisk avgass fra en Carbon Circle/AITOS Waste-to-Energy-prosess i Aspen Plus som basis for å illustrere disse effektene. Fokuset for evalueringen av innvirkningene ble på variasjoner i driftskostnader og netto nåverdi ettersom kapitalkostnaden for et fastsatt anlegg er konstant.

Seks studier ble gjennomført, der molfraksjonen av CO2 i avgassen, avgass strømningshastigheten og fangstraten ble variert. Spesifikke måleparametre, som reboiler-duty, væske-gass-forhold, lean- og rich loadings, og temperaturprofilen til absorberen ble ekstrahert og sammenlignet med base case resultatene. I tillegg ble driftskostnader og netto nåverdi beregnet og analysert for hver studie for å avgjøre om et slikt anlegg effektivt kunne håndtere ulike typer avgass.

Resultatene viste at driftskostnadene for de seks studiene varierte mellom en økning på 16% og en reduksjon på 7% fra base case. Gruppen av studier med størst variasjon i driftskostnader var den med variert CO2-molfraksjon, som indikerer at driftskostnadene er mest sensitive til endringer i denne innløpsparameteren. Resultatene viste også at driftskostnadene per tonn fanget CO2 var lavest for tilfellene med høy CO2-molfraksjon og høy avgassmengde, som viste at prosessanlegget er mest driftskostnadseffektivt med slike innløpsparametre.

Fangstkostnaden for CO2 ble funnet å være 96 EUR/t CO2 for base simuleringen, og varierte deretter mellom 79 og 135 EUR/t CO2 for studiene. Dette tilsvarer en reduksjon på 18% og en økning på 40% for hver av casene. I tillegg til fangstkostnaden for CO2, ble kostnaden knyttet til degradering av solvent estimert basert på en studie fra Moser et al. (2020). OPEX verdien til case base ble estimert til å øke med 0.13% for best-case scenarioet med lineær degradering på 210 g/ton CO2. Når det gjelder utslipp av gassformig solvent, var utslippene fra alle studiene innenfor den lovlige grensen for forurensninger. Denne avhandlingen har bidratt til videre innsikt i hvordan et satt prosessanlegg responderer på endringer i innløpsparametrene og hvordan endringene påvirker driftskostnadene.

For the past decades, global temperature and water levels have been rising due to increasing concentrations of greenhouse gases in the atmosphere. CO2 emissions from the energy, transportation, and industrial sectors are a large part of the problem, and carbon capture and storage (CCS) is one of the solutions. There are three main methods for CSS: pre-combustion, post-combustion, and oxyfuel combustion carbon capture. This thesis focused on post-combustion capture (PCCC). To commercialize CCS, several actions must be taken, including extensive research to lower the cost and energy requirement of the processes involved.

The current research aimed to modify the input parameters of the flue gas and the final capture rate in a fixed PCCC process plant to examine their impact on the solvent and on the operational costs (OPEX). An MEA-based absorption PCCC plant with a typical flue gas from a Carbon Circle/AITOS Waste-to-Energy process plant was simulated with Aspen Plus to investigate these effects. Since the capital expenditure (CAPEX) for an existing unit is fixed, the evaluation focused on variations in OPEX and net present value (NPV). The OPEX and NPV were also calculated as metrics per ton of captured CO2, referred to as OPEX/t CO2 and cost of captured CO2, respectively. Six case studies were conducted, varying the mole fraction of CO2, flue gas flow rate, and capture rate. Specific metrics, such as reboiler duty relative to the liquid-to-gas ratio, lean and rich loadings, and the absorber's temperature profile, were extracted and compared to the base case results. Additionally, OPEX, OPEX/ton CO2, NPV, and cost of captured CO2 were calculated and analyzed for each case study to determine if such a plant could handle various flue gas types effectively.

The results showed that the OPEX for the six case studies fluctuated between a 16% increase and a 7% decrease from the base case OPEX. The group of case studies with the most extensive variation in OPEX was the group with varied flue gas CO2 mole fraction, which indicated that the OPEX is most sensitive to changes in this inlet condition. The results also showed that the OPEX/ton CO2 was lowest for the cases with high CO2 mole fraction and high flue gas flow rate with values of 79 EUR/t CO2 and 86 EUR/t CO2, which showed that the process is most operational cost-efficient with these input parameters.

The cost of captured CO2 in the base case was 96 EUR/t CO2, and for the case studies, it varied between 79 and 135 EUR/t CO2. This corresponds to an 18% decrease and a 40% increase in the cost of captured CO2 relative to the base case. In addition to the calculations related to OPEX and NPV, the cost associated with solvent degradation was estimated based on a study from Moser et al. (2020). The OPEX was found to be increased by 0.13% for the best-case scenario of the study with a linear degradation trend of 210 g/ton CO2. In terms of the emission of gaseous solvent, all case studies emitted a lower amount of solvent than the threshold for pollutants. This research contributed to further insight into how a fixed process plant responds to changing input conditions and how the changes affect the results and the costs.