Amine Solvent Regeneration for CO2 Capture Using Geothermal Energy with Advanced Stripper Configurations

• Published in: Oil & gas science and technology Vol. 69; no. 6; pp. 1105 - 1119
• Main Authors: Van Wagener, D.H., Gupta, A., Rochelle, G.T., Bryant, S.L.
• Format: Journal Article
• Language: English
• Published: Technip 01.11.2014; Institut Français du Pétrole (IFP); EDP Sciences
• Subjects: Physics
• ISSN: 1294-4475; 1953-8189
• DOI: 10.2516/ogst/2012099

Absorption/stripping using alkanolamine solvents for removing CO2 from the flue gas of coal-fired power plants requires a substantial amount of energy. Typical designs anticipate the use of steam extraction between the Intermediate Pressure (IP) and Low Pressure (LP) turbines to provide heat for the reboiler. Geothermal energy in the form of hot brine offers an alternative to this large parasitic load on the power generation cycle. We investigate the requirements (number and spacing of extraction/injection well pairs) to provide heat at 150°C for a pilot scale (60 MWe) and a full scale (900 MWe) capture process for thirty years. The calculations are based on properties of a geopressured/geothermal aquifer near the Texas Gulf Coast. In the vicinity of a large coal-fired power plant in South Texas, this aquifer lies between 3 050 and 3 350 m (10 000 and 11 000 ft) below the surface. We present a novel design of the stripper/regenerator process based on heat exchange with the brine, discharging the brine at 100°C. The results indicate that the overall process is feasible and that costs are of similar magnitude to standard designs. Le captage du CO2 dans les fumées des centrales électriques au charbon utilisant des alcanolamines nécessite un apport d’énergie substantiel. Les designs typiques prévoient l’utilisation de vapeur de pression faible à intermédiaire prélevée sur les turbines pour fournir la chaleur au rebouilleur. L’énergie géothermique issue de saumures chaudes offre une alternative à cette perte importante dans le cycle de génération d’électricité. Nous avons évalué les besoins (nombre et espacement des puits d’extraction et d’injection) pour produire de la chaleur à 150 °C à l’échelle pilote (60 MWe) et pour une unité de taille réelle (900 MWe) pendant trente ans. Les calculs sont basés sur les propriétés d’un aquifère géopressurisé/géothermique situé près de la côte du Golf du Texas. Cet aquifère est situé entre 3 050 et 3 350 m (10 000 et 11 000 pieds) de la surface à proximité d’une importante centrale électrique au charbon. Nous présentons un nouveau design pour le régénérateur du procédé basé sur un échange de chaleur avec la saumure, délivrant une saumure à 100 °C. Les résultats montrent que le procédé complet est faisable et que les coûts sont du même ordre de grandeur que pour le design standard.