Post-combustion Carbon Capture Plants from Industrial Clusters
Abstract
Den økende konsentrasjonen av klimagasser i atmosfæren og spesielt karbondioksid (CO2), har ført til en økning i den globale gjennomsnittstemperaturen. Dette har bidratt til alvorlige klimaendringer, som for eksempel stigende havnivåer og ekstremvær. De største industrielle utslippene av CO2 kommer fra kraftverk, sementindustrien og raffinerier. Å redusere disse utslippene er derfor svært viktig, og karbonfangst og -lagring (CCS) har vist seg å være en effektiv strategi.Denne oppgaven utforsker ulike karbonfangstsystemer etter forbrenning i et raffineri. Tre ulike punktkilder for CO2 ble brukt og satt sammen i ulike konfigurasjoner. Gjennom simuleringer i CO2SIM ble hver case optimalisert ved hjelp av en MATLAB-rutine. Simuleringsprogrammet ble validert mot eksperimentelle data fra VLE-målinger og to pilotanlegg, og modellen presterte generelt tilfredsstillende, selv om enkelte inkonsekvenser ble observert.Tre ulike konfigurasjoner ble simulert: individuelle anlegg, blandet røykgass, og to absorbere - én stripper. Den første konfigurasjonen består av ett fangstanlegg med en absorber og en stripper for hver CO2-kilde. Den andre konfigurasjonen inkluderer også ett fangstanlegg med en absorber og en stripper, men røykgassen er en blanding av to eller tre kilder. For konfigurasjonen med én absorber og én stripper blir den rike aminstrømmen fra hver absorber pumpet til én felles stripper.For hver simulering ble pakkehøyden for absorber og stripper, CO2-fangstprosenten og trykket i stripperen holdt konstant. De optimale driftsbetingelsene ble bestemt ved den laveste nødvendige varmen tilført stripperen. Kostnaden for hver konfigurasjon ble beregnet, og resultatene viste at kostnaden for CO2 fangst avtar når CO2-innholdet i røykgassen øker. Røykgassen med 4 mol\% CO2 hadde betydelig høyere kostnader enn de andre tilfellene, både med hensyn til kapitalinvesteringer og driftskostnader.Kostnadene for de individuelle anleggene ble sammenlignet med kostnadene for de andre konfigurasjonene. Den økonomiske studien viste at det vil være økonomisk fordelaktig å samle CO2-kilder i et klyngenettverk, men marginene var svært lave. Kostnaden ved å installere CO2-fangstenheter i et raffineri vil bestemmes av en rekke faktorer, og bare hovedabsorpsjons- og desorpsjonsprosessen ble simulert og studert. Kostnaden vil være sterkt avhengig av kostnaden for transport av røykgass til CO2-fangstenheten, pumping av den rike aminen og tilgjengelig infrastruktur. The rising concentration of greenhouse gases in the atmosphere, particularly carbon dioxide (CO2), has led to an increase in global temperatures and contributed to severe climate impacts. The biggest industrial CO2 emitters are power plants, cement industry and refineries. Lowering these emissions is an urgent need, and Carbon capture and storage (CCS) has proven to be an effective strategy. This thesis explores different possible post-combustion carbon capture systems in a refinery from three different CO2 point sources. This was done through simulations in CO2SIM and each case was optimized through an in-house MATLAB routine. The simulation program was validated with experimental data from VLE measurements and two pilot plants. The model generally performed satisfactorily, although some inconsistencies were present. Three different configurations were simulated: individual cases, mixed flue gas and two absorbers-one stripper. The first mentioned approach consists of one capture plant with one absorber and one stripper for each CO2 source. The second option also includes one capture plant with one absorber and one stripper, but the flue gas is a mixture of two or three sources. For the two absorbers-one stripper approach, the rich amine stream from two absorbers is pumped to one common stripper. For each simulation, the packing height for the absorber and stripper, the CO2 capture percent and stripper pressure were held constant. The optimal points were determined as the operating conditions at the lowest specific reboiler duty. The cost for each configuration was calculated and the results showed that the cost of CO2 capture decreases as the mol% CO2 in the flue gas increases. The case with 4 mol% CO2 in the flue gas had a significantly higher cost than the other individual cases, both in terms of capital investment and operational costs. All of the individual cases were compared with the cost of the cluster configurations. The study done in this thesis showed that it would be economically beneficial to gather the CO2 sources in a cluster network but the margins were quite low. The cost of retrofitting CO2 capture units to a refinery will be determined by numerous factors and only the main absorption and desorption process was simulated and studied. The cost will be highly dependent on the cost of transport of flue gas to the CO2 capture unit, the pumping of the rich amine and the available infrastructure.