http://hdl.handle.net/2282/253 Search the Channel search http://teora.hit.no/dspace/simple-search http://hdl.handle.net/2282/1012 Title: Cost estimation of CO2 removal in HYSYS <br/> <br/>Authors: Kallevik, Ove Braut <br/> <br/>Abstract: A Hysys simulation of a CO2 capture process by absorption in a monoethanol amine (MEA) solution from the flue gas from a 500 MW natural gas power plant has been developed as a verification of earlier simulations at TUC. The major improvements in this work are new calculation methods for make-up water and MEA and simulation of a direct contact cooler (DCC) unit. For cost estimation purposes, calculations of overall heat transfer coefficient and correction factor for heat exchangers have been performed. On the basis of the base case simulation output, installed cost estimates for equipment have been made. Only equipment related to flue gas cooling and the CO2 absorption and regeneration process have been included in the simulation and cost estimation scope. Variation in cost changes has been monitored when changing process parameters like minimum approach temperature in the lean/rich heat exchanger, absorber packing height, absorber gas feed temperature. The parametric studies have been performed for CO2 removal efficiencies of 80, 85 and 90 %. In most of the calculations, one meter of packing was specified with a Murphree efficiency of 0,15. When optimizing feed gas temperature, a temperature dependent efficiency was used. The base case with an CO2 removal efficiency of 85 % has been estimated with a specific energy consumption of 3,61 MJ/kg CO2, and equipment installed cost is estimated to 1400 MNOK. The annual operational utility cost has been found to be 203 MNOK, where 61 % is related to steam consumption in the desorber reboiler. The amine package in Aspen Hysys with Kent Eisenberg was used. The Li-Mather model was checked for comparison with the base case, this resulted in a 1,5 % increase in the annual operational utility cost and 0,8 % increase in the equipment installed cost. Parametric studies at a CO2 removal efficiency of 85 % have resulted in optimum minimum approach temperature in the lean/rich heat exchanger between 10-14 K, absorber packing height 15 m, and absorber feed gas temperature approximately 40 0C. At 90 % efficiency the effect of varied process parameters is greater then at 85 %. Economic parameters like uptime and calculation period also influence on the optimum parameters. This study shows how significant process parameters are to overall cost of CO2 capture. Major improvements in cost savings can be made by optimization. Aspen Hysys is a suitable tool for such calculations. http://hdl.handle.net/2282/983 Title: Energiforbruk ved CO2-fjerning fra gasskraftverk <br/> <br/>Authors: Vamraak, Kristin Marie <br/> <br/>Abstract: Bygging av gasskraftverk i Norge er et aktuelt tema. Gasskraftverk slipper ut betydelige mengder CO2 som det av miljøhensyn er ønskelig å redusere. I den senere tid har det blitt vurdert ulike metoder for å redusere utslipp av CO2. Hovedoppgaven har hatt som mål å finne ut i hvilken grad Hysys er egnet til å beregne energiforbruk og redusert totalvirkningsgrad for et gasskraftverk med CO2-fjerningsprosess med absorpsjon. Hysys ble benyttet til prosessimulering av et forenklet, traditionelt gasskraftverk på 500 MW. Hysys-simuleringen av gasskraftverket ga en virkningsgrad på 59 %. Videre ble det sett på forskjellige alternative for å benytte energi fra gasskraftverk til en CO2-strippeprossess. Ved å benytte elektrisk oppvarming av CO2-strippeprosessen, fikk gasskraftverket en virkningsgrad på 36 %. Det andre alternativet gikk ut på å benytte varme over 130 grader C fra gasskraftverket til oppvarming av CO2-strippeprosessen. I dette tilfellet ble grasskraftverkets virkningsgrad 51 %. I det siste alternative ble det også benyttet varme over 130 grader C fra gass kraftverket til CO2-strippeprosessen, men i dette tilfellet ble dampen under 130 grader C også utnyttet i en dampturbin. Gasskraftverket fikk da en virkningsgrad på 54 %. Hysys ble også benyttet til simuleringer av en CO2-fjerningsprosess basert på kjemisk absorpsjon med monoetanolamin (MEA). En prosessberegning med 90 % rensegrad trengte 75 vekt- % MEA. Dette er utenfor det normale konsentrasjonsområdet. Ved en mer realistisk MEA-konsentrasjon på 19 vekt- %, hadde Hysys problemer med temperaturer over 100 grader C. Ved 19 vekt- % MEA ble det beregnet 85 % rensegrad med forbruk av 1,95*10 5 kW varme ved 100 grader C. Dette er i området for forventet og erfart energiforbruk. Ved å benytte denne varmen fra grasskraftverket til oppvarming av CO2- strippeprosessen, ble totalvirkningsgraden redusert fra 59 til 55 %. Effekt til CO2-kompresjon og trykktap i blant annet absorpsjonskolonnen ble ikke tatt med i beregningen. Hysys viste seg å være et godt verktøy til simulering av et gasskraftverk og reduksjon av totalvirkningsgraden. Dersom problemene med Hysys-beregningene av strippekolonnen blir løst, burde Hysys være godt egnet til å beregne sammenhenger mellom energiforbruk, temperaturnivå på varmetilførselen, rensegrad og høyde på tårn. http://hdl.handle.net/2282/982 Title: Simulering av CO2-fjerning med aminer <br/> <br/>Authors: Moholt, Bjørn <br/> <br/>Abstract: Gasskraftverk produserer store mengder CO2, og det er ønskelig å unngå utslipp av CO2 til atmosfæren. Skagerak Energi AS har planer om et gasskraftverk med CO2-fjerning i Grenlandsområdet. Det er utført simuleringer av et gasskraftverk uten CO2-håndtering med totalvirkningsgrad på 58 %. Når det hentes ut 194 MW varme til regenerering eller 1,33 kWh/per kg CO2 fjernet, reduseres totalvirkningsgraden til 54 %. Dette er høyere enn verdier fra litteraturen som er på 47 – 51 %. En årsak til avviket er at det ikke er tatt med effektbehov til vifter og CO2-kompressor. Effektbehovet til regenerering avtar fra 413 MW til 137 MW og tilsvarer 2,85 kWh og 0,94 kWh per kg CO2 fjernet, når kokertemperaturen økes fra 102 ºC til 120 ºC med rensegrad på 85,2 %. Med CO2-fjerning på 80, 90 og 99,7 % ble kokereffektene funnet til henholdsvis 139, 239 og 426 MW og tilsvarer 1,02, 1,56 og 2,51 kWh per kg CO2 fjernet. De siste 10 % med rensing koster 87 % mer enn de 10 % fra 80 til 90 %. Ifølge litteraturen er energibehovet 1,1 – 1,3 kWh per kg CO2 fjernet. Kostnader ved 194 MW regenerering er beregnet ved varmepris på 6 øre/kWh og naturgassbasert varme til 12 øre/kWh som gir årlige kostnader på 93 og 189 mill.NOK. Ved å benytte kraftverksintern damp til regenerering reduseres el-produksjon. Kostnaden med el-pris 25 øre/kWh er beregnet til 68 mill.NOK. Det tilsvarer en pris på kraftverksintern damp på 4,4 øre/kWh. Ved å bruke kraftverksintern damp blir kostnadsreduksjonen 121 mill.NOK per år sammenlignet med å bruke ekstern damp generert av naturgass(til 12 øre/kWh). Hvis et gasskraftverk med CO2-håndtering bygges i Brevik, Rafnes eller Herøya kan det bruke kraftverksintern damp til regenerering. Beregninger tyder på at bruk av kraftverksekstern damp blir så kostbart at det ikke er et fornuftig alternativ. Kraftverksintern damp bør brukes siden den er rimeligst, og da vil ikke lokaliseringen avhenge av varmeintegrasjon. http://hdl.handle.net/2282/975 Title: Aspen HYSYS process simulation and Aspen ICARUS cost estimation of CO2 removal plant <br/> <br/>Authors: Vozniuk, Ievgeniia Oleksandrivna <br/> <br/>Abstract: An Aspen HYSYS model of CO2 removal was developed and modified with a split-stream configuration in order to reduce energy consumption in the reboiler. The model has been calculated with variation of parameters to optimize the process and find an optimum solution. For the selected base cases the heat exchanger minimum temperature difference was specified to 10K and the removal efficiency was 85%. The reboiler duty of 3.8 MJ/kg CO2 removed for the standard process without split-stream was achieved with 18 absorber stages. 3.4 MJ/kg was achieved for the process with split-stream and 24 absorber stages. It was possible to further reduce reboiler energy consumption for the case with split- stream down to 3.0 MJ/kg with 26 stages in the absorber. In this case a heat exchanger minimum temperature difference was 5K. Equipment cost estimations were calculated in Aspen ICARUS. The total installed equipment cost of the selected standard CO2 removal process without split-stream was 760 MNOK. With a steam cost of 0.1 NOK/(kWh) the energy net present value for this process for a period of 10 years was 975 MNOK. The investment cost was increased with 212 MNOK due to added complexity of the process with split- stream and the operation cost for a period of 10 years was reduced with 139 MNOK. It means that the split-flow configuration is not economically attractive for 10 years period. The split-stream alternative becomes more attractive when the calculation period increases. With a period above 20 years the split- flow becomes most economical. The split-stream alternative also becomes more attractive when the energy cost increases. The combination of Aspen HYSYS and Aspen ICARUS is a good tool for evaluating different process configurations. There are still challenges in improvement of the simulation robustness and the cost estimation accuracy.