In view of the abundance of fossil fuels, hydrogen production with CO2 capture could be a key transition technology for moving in the direction of a sustainable hydrogen-using society. An overview of technologies for hydrogen production from fossil fuels with CO2 capture is provided in this paper: reforming or gasification with subsequent gas separation by adsorption, absorption, membranes or cryogenic/low-temperature separation; process routes with integrated syngas production and gas separation by water–gas shift membrane reactors, reformer membrane reactors, sorption-enhanced water–gas shift and sorption-enhanced reforming; and processes utilizing the concept of chemical looping. Furthermore, purity requirements for the produced CO2 and hydrogen are reviewed. Few technologies exist that can produce both high-purity hydrogen and CO2 at transport quality simultaneously, and the few possible approaches are maximum on the pilot stage. Producing hydrogen from fossil fuels, while capturing the CO2 for transport and storage is therefore a matter of matching hydrogen and CO2 separation technologies in a best possible manner, taking into account the planned transport option for the CO2 and the way in which the hydrogen will be used. Hydrogen production with CO2 capture can potentially lead to large CO2 emission reductions in eg. transport sector.

This paper presents an assessment of the cost performance of CO2 capture technologies when retrofitted to a cement plant: MEA-based absorption, oxyfuel, chilled ammonia-based absorption (Chilled Ammonia Process), membrane-assisted CO2 liquefaction, and calcium looping. While the technical basis for this study is presented in Part 1 of this paper series, this work presents a comprehensive techno-economic analysis of these CO2 capture technologies based on a capital and operating costs evaluation for retrofit in a cement plant. The cost of the cement plant product, clinker, is shown to increase with 49 to 92% compared to the cost of clinker without capture. The cost of CO2 avoided is between 42 €/tCO2 (for the oxyfuel-based capture process) and 84 €/tCO2 (for the membrane-based assisted liquefaction capture process), while the reference MEA-based absorption capture technology has a cost of 80 €/tCO2. Notably, the cost figures depend strongly on factors such as steam source, electricity mix, electricity price, fuel price and plant-specific characteristics. Hence, this confirms the conclusion of the technical evaluation in Part 1 that for final selection of CO2 capture technology at a specific plant, a plant-specific techno-economic evaluation should be performed, also considering more practical considerations.

A technical evaluation of CO2 capture technologies when retrofitted to a cement plant is performed. The investigated technologies are the oxyfuel process, the chilled ammonia process, membrane-assisted CO2 liquefaction, and the calcium looping process with tail-end and integrated configurations. For comparison, absorption with monoethanolamine (MEA) is used as reference technology. The focus of the evaluation is on emission abatement, energy performance, and retrofitability. All the investigated technologies perform better than the reference both in terms of emission abatement and energy consumption. The equivalent CO2 avoided are 73–90%, while it is 64% for MEA, considering the average EU-28 electricity mix. The specific primary energy consumption for CO2 avoided is 1.63–4.07 MJ/kg CO2, compared to 7.08 MJ/kg CO2 for MEA. The calcium looping technologies have the highest emission abatement potential, while the oxyfuel process has the best energy performance. When it comes to retrofitability, the post-combustion technologies show significant advantages compared to the oxyfuel and to the integrated calcium looping technologies. Furthermore, the performance of the individual technologies shows strong dependencies on site-specific and plant-specific factors. Therefore, rather than identifying one single best technology, it is emphasized that CO2 capture in the cement industry should be performed with a portfolio of capture technologies, where the preferred choice for each specific plant depends on local factors.

Abstract CO2 capture plays an important role in the energy transition. As the integration of CO2 capture on a gas turbine energy system induces an efficiency penalty, there has been growing interest in the development of combustion systems integrated with CO2 capture with improved efficiency and operability. This study investigates the potential and the challenges of a NGCC integrated with H2-assisted EGR and CO2 capture. A fit-for-purpose model of a GT, along with an in-house tool to model the CO2 capture process, were employed to capture the key effects of EGR. The results show that the CO2 capture energy requirement and equipment sizes consistently decrease at increasing EGR rates, with the conclusion that the EGR level should be as high as possible. On the other hand, a higher EGR rate determines a decrease of the O2 concentration to the combustor, with problems with combustion stability. The addition of H2 piloting to stabilize the flame allows achieving otherwise unfeasible EGR rates with an overall positive impact on the system energy efficiency. The main energy consumption of the integrated system is associated with the CO2 capture, underscoring the importance of EGR in reducing it. The additional energy penalties of the overall system are minor. As the energy consumption and efficiency are proxies for operating costs, and the equipment sizes are proxies for capital costs, this study represents a basis for further economic evaluations.