While the demand for reduction in CO2 emission is increasing, the cost of the CO2 capture processes remains a limiting factor for large-scale application. Reducing the cost of the capture system by improving the process and the solvent used must have a priority in order to apply this technology in the future. In this paper, a definition of the economic baseline for post-combustion CO2 capture from 600 MWe bituminous coal-fired power plant is described. The baseline capture process is based on 30% (by weight) aqueous solution of monoethanolamine (MEA). A process model has been developed previously using the Aspen Plus simulation programme where the baseline CO2-removal has been chosen to be 90%. The results from the process modelling have provided the required input data to the economic modelling. Depending on the baseline technical and economical results, an economical parameter study for a CO2 capture process based on absorption/desorption with MEA solutions was performed. Major capture cost reductions can be realized by optimizing the lean solvent loading, the amine solvent concentration, as well as the stripper operating pressure. A minimum CO2 avoided cost of € 33 tonne−1 CO2 was found for a lean solvent loading of 0.3 mol CO2/mol MEA, using a 40 wt.% MEA solution and a stripper operating pressure of 210 kPa. At these conditions 3.0 GJ/tonne CO2 of thermal energy was used for the solvent regeneration. This translates to a € 22 MWh−1 increase in the cost of electricity, compared to € 31.4 MWh−1 for the power plant without capture.

Capture and storage of CO2 from fossil fuel fired power plants is drawing increasing interest as a potential method for the control of greenhouse gas emissions. An optimization and technical parameter study for a CO2 capture process from flue gas of a 600 MWe bituminous coal fired power plant, based on absorption/desorption process with MEA solutions, using ASPEN Plus with the RADFRAC subroutine, was performed. This optimization aimed to reduce the energy requirement for solvent regeneration, by investigating the effects of CO2 removal percentage, MEA concentration, lean solvent loading, stripper operating pressure and lean solvent temperature. Major energy savings can be realized by optimizing the lean solvent loading, the amine solvent concentration as well as the stripper operating pressure. A minimum thermal energy requirement was found at a lean MEA loading of 0.3, using a 40 wt.% MEA solution and a stripper operating pressure of 210 kPa, resulting in a thermal energy requirement of 3.0 GJ/ton CO2, which is 23% lower than the base case of 3.9 GJ/ton CO2. Although the solvent process conditions might not be realisable for MEA due to constraints imposed by corrosion and solvent degradation, the results show that a parametric study will point towards possibilities for process optimisation.

The present study investigated the technical and economic performance of the monoethanolamine (MEA)-based post-combustion capture process and its improvements integrated with a 650-MW coal-fired power station. A rigorous, rate-based model developed in Aspen Plus® was employed to evaluate technical performance, while a comprehensive economic model was used to determine the required capital investment and evaluate economic performance. The techno-economic model was validated with published cost results. Our estimation of the capital investment for the baseline MEA capture plant was US$1357/kW, with a CO2 avoided cost of US$86.4/tonne. We then proposed process improvements such as parameter optimisation, lean/rich heat exchanger optimisation and flow sheet modifications to improve energy and cost performance. The combined process improvements reduced the capital investment by US$72/kW (a 5.3% saving) while cutting overall energy consumption by 24.5 MW/h (a 13.5% reduction). As a result, the CO2 avoided cost fell to $75.1/tonne CO2, a saving of US$11.3/tonne CO2 compared with the baseline. Lastly, we performed a sensitivity study and cost breakdown analysis to understand how the CO2 avoided cost would be apportioned to the economic and technical parameters. The results indicate the directions of technical development to further improve the economic viability of the CO2 capture process.

In order to understand the membrane wetting in microporous hollow fiber membrane contactors, a theoretical model was developed by simulating CO2 absorption in water under two extreme operating conditions of the non-wetted and wetted modes. The experimental studies on CO2 absorption using an aqueous DEA solution as the absorbent in a polypropylene hollow fiber membrane contactor were also conducted over a three-month period of time. Simulation results show that the CO2 absorption rate in the non-wetted mode is six times higher than those of the wetted mode of operation. The deteriorated performance in the wetted mode is mainly attributed to the mass transfer resistance imposed by the liquid in the membrane pores. The reduction of overall mass transfer coefficient may reach 20% even if the membrane pores were 5% wetted. Experimentally, the CO2 absorption in a 2 M DEA solution was found to be influenced by the gas flow rate significantly and the CO2 flux was enhanced by the increase of CO2 volume fraction in the feed stream. Moreover, in the Celgard microporous hollow fiber MiniModule®, the CO2 flux reduced about 20% in the initial 4 days of operation and then there was no change in the performance. The membrane wetting was identified to be the main reason responsible for the performance drop, as the membrane morphology and the overall mass transfer coefficient presented corresponding changes. The retrieval of the CO2 flux to 90% of the original amount was achieved by increasing the gas phase pressure, which further validated this hypothesis. Clearly, the prevention of the membrane wetting is very critical in maintaining the high performance of CO2 absorption in the membrane contactor.

Abstract In this paper, we present improvements to postcombustion capture ( PCC ) processes based on aqueous monoethanolamine ( MEA ). First, a rigorous, rate‐based model of the carbon dioxide (CO 2 ) capture process from flue gas by aqueous MEA was developed using Aspen Plus, and validated against results from the PCC pilot plant trials located at the coal‐fired Tarong power station in Queensland, Australia. The model satisfactorily predicted the comprehensive experimental results from CO 2 absorption and CO 2 stripping process. The model was then employed to guide the systematic study of the MEA ‐based CO 2 capture process for the reduction in regeneration energy penalty through parameter optimization and process modification. Important process parameters such as MEA concentration, lean CO 2 loading, lean temperature, and stripper pressure were optimized. The process modifications were investigated, which included the absorber intercooling, rich‐split, and stripper interheating processes. The minimum regeneration energy obtained from the combined parameter optimization and process modification was 3.1 MJ/kg CO 2 . This study suggests that the combination of a validated rate‐based model and process simulation can be used as an effective tool to guide sophisticated process plant, equipment design and process improvement.

To extend current Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCUS) strategies and explore a circular carbon economy, an integrated CO2 capture and mineralization approach was developed in this work. KOH was used as CO2 absorption agent to simulate post-combustion carbon capture from flue gas, and then cement-based wastes were used as CO2 mineralization feedstock to convert the sequestered carbonate/bicarbonate ions in the solvent to carbonate minerals and thereby recover and regenerate KOH. The features of the integrated CO2 capture and mineralization process were characterized through ICP-OES analysis, TGA, SEM, quantitative XRD analysis, and particle size analysis. In this study, the carbon capture from the simulated flue gas with CO2 concentration of 10 % using 2.0 M KOH was examined, and the real CO2 capture capacity of 2.0 M KOH was determined at around 1.5 M. After CO2 capture, ground mortar wastes were added into the CO2-loaded KOH solvent, which enables CO2 mineralization and thereby decarbonizes the CO2 liquid absorbent. In CO2 mineralization process, the carbonation characteristics of mortar waste at different pH levels were analysed in-depth. The optimum pH interval for the CO2 mineralization of mortar waste was between 10 and 11, and correspondingly, the highest CO2 sequestration capacity was measured at around 164 g CO2/kg. Apart from CO2 capture and mineral sequestration, another two valuable by-products – silica gels and carbonated mortar waste were also collected and analysed. To increase the applicability of the integrated CO2 capture and mineralization process on a commercial scale, future research was also identified and discussed.