Oxy‐Combustion Integration for Direct Fired sCO2 Cycles 

Aaron McClung, Ph.D.

Southwest Research InstituteSan Antonio, Texas, USA

Contact:Aaron.McClung@swri.org

210‐522‐2677

Outline

• sCO2 Cycles• Oxy‐combustion• Direct Fired Cycles Evaluation• Wrap‐up

DIRECT FIRED SCO2 POWER CYCLES

11/3/2015 2015 University Turbine Systems Research Workshop 3

sCO2 Power Cycles

• Offer +3 to +5 percentage points over supercritical steam for indirect coal fired applications

• High fluid densities lead to compact turbomachinery 

• Efficient cycles require significant recuperation

• Compatible with dry cooling techniques

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Third Generation 300 MWe S‐CO2 Layout from Gibba, Hejzlar, and Driscoll, MIT‐GFR‐037, 2006

Fossil Based sCO2 Power Cycles• Competition

– Indirect:  Supercritical Steam with CCS

– Direct: Natural Gas Combined Cycle

• Advantages– High power efficiencies at 

“Moderate” temperatures– Oxy‐combustion facilitates 

integrated carbon capture– Compact turbomachinery 

lead to compact power blocks

4/18/2016 DE‐FE0024041 Project Kickoff 5

Challenges• Challenges

– 250 C thermal input temperature widow (recompression cycle) is not ideal for combustion based systems

• 400 C Combustor inlet for 650 C Turbine Inlet

• 950 C Combustor inlet for 1200 C Turbine inlet

– Flue gas cleanup for direct fired systems– Non‐trivial efficiency losses for indirect cycles

– Compact power block offset by recuperation requirements

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ThermalInput

OXY‐COMBUSTION

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Oxy‐combustion• Combustion in an oxygen rich 

environment– Used for industrial applications for 

achieving high combustion temperatures

– Commonly used in metal, glass, and cement industries

• Atmospheric Nitrogen is replaced by the combustion flue gas which is primarily Carbon Dioxide– Provides CO2 rich stream for 

capture and sequestration– Minimizes NOx formation

Flavors of Oxy‐Combustion• Flue Gas Recirculation

– Combustion at near ambient pressures– Recycled flue gas is mixed with incoming air– Increases flame temperatures– Increases CO2 concentration for CCS

• Pressurized Oxy‐combustion– Combustion at elevated pressure (~ 10 bar) – Latent heat is recoverable and heat transfer rates are increased– Minimizes air in‐leakage

• Supercritical Oxy‐combustion– Combustion occurs at supercritical pressures (>74 bar)– Required for direct fired sCO2 cycles, compatible with indirect cycles– CO2 acts as a solvent in dense phase, accelerating certain reactions– Compression requirements drive closed combustion solutions– Flue gas cleanup and de‐watering at pressure may be challenging

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Challenges

• Oxygen generation is not cheap– Cryogenic oxygen 

separation is current state of the art for commercial Air Separation Units

– 250 to 360 kWh/ton of O2

• Higher power block efficiencies required to offset ASU power usage

6.00%

7.00%

8.00%

9.00%

10.00%

11.00%

12.00%

13.00%

45 47 49 51 53 55

ASU Load as % of G

ross Pow

er

Power Block Efficiency

250 kWh/ton 300 kWh/ton 350 kWh/ton

Assumes Methane at 45000 kJ/kg

Supercritical Natural Gas Oxy‐combustion

• Natural gas simplifies fuel feed system, enables higher operating pressures– Requires Oxygen compression

• Simplifies flue gas cleanup– No solids removal– Fewer impurities to consider than coal

• Combustion system must operate at cycle conditions between 200 and 300 bar

• To achieve plant efficiencies approaching 55%– Drives cycles to turbine inlet temperatures near 1200 C to achieve power 

block efficiencies near 65%– ASU is still a significant power sink at 250 to 360 kWh/ton

• Oxy‐combustor operating at 200+ bar is a significant technical risk– Oxy‐combustor inlet temperatures enable an auto‐ignition style combustor– Reaction rates and mechanism are well outside current literature– Radiant effects uncertain

Kinetics Knowledge Base

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CO2 concentration

PressureCurrent ApplicationP up to 290 bar

xCO2 up to 0.96 (mostly as diluent)

Well‐Developed MechanismsP up to 20 bar

xCO2 < 0.10 (mostly as product)Sparse data at low pressure, high CO2

Sparse data at high pressure, low CO2

No data at high pressure, high CO2

Knowledge front

No data available at conditions relevant to this application.

Development Path

• System Design and Thermodynamic Analysis– Evaluate cycles to determine combustor design parameters

• System level Technology Gap Assessment• Kinetics Models

– Evaluate kinetic models to determine applicability– Initial kinetic evaluation at combustor inlet conditions

• Combustor Concept– Material constraints at 1000 C 200 bar inlet, 1200 C 200 bar outlet conditions

• Combustor demonstration

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SYSTEM ENGINEERING DESIGN AND THERMODYNAMIC ANALYSIS

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Thermodynamic Analysis

• Establish combustor operating parameters– Inlet Temperature, Pressure, mass flow– Thermal duty

• Plant models were developed and evaluated using ASPEN Plus– Incorporated secondary systems

• ASU, Cooling, Fuel Compression

– Incorporated equilibrium combustion model

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Direct Fired Supercritical Oxy‐Combustion

• Plant optimization focused on thermal efficiency– Target 52% plant efficiency to compete with NGCC

– Drives 64% power cycle thermal efficiency

– Turbine inlet near 1200°C

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Metrics for Cycle Evaluation

• Combustor inlet temperature• Overall cycle efficiency• Overall heat exchanger area• Volume flowrate per power out (turbine size)• Power per mass flowrate• Amount of high temperature piping/components needed

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Recompression Cycle• Leverages recent SunShot

and DOE‐NE cycles development

• High efficiencies possible for the power block, 60% at 1100C, 65% at 1300C

• High degree of recuperation drives a narrow thermal input window (~250C) and high mass flow requirements

• Combustor inlet ~ 950 C for 1220 C Firing Temperature

ThermalInput

Cooler

Low TemperatureRecuperater

High TemperatureRecuperater

Turbine

Compressor

Recompressor

ThermalInput

Partial Condensation Cycle

• Trans‐critical cycle• Optimization schedules the vapor phase compression, cooling for liquefaction, and liquid pumping to reduce compression power requirements

ThermalInput

CoolerRecuperater

Turbine

Compressor

Pump

ThermalInput

DESIGN-SPECCOMPMAT C

DESIGN-SPECFUELFLOW

DESIGN-SPECFUELPRES

DESIGN-SPECO2PRES

DESIGN -SPECPINLET

DESIGN -SPECT INLET

DESIGN-SPECT MIXBAL

CALCULATORCOOLT OWR

CALCULATOREFFICIEN

CALCU LATORO2CALC

PIPELCMP

PIPLNCO2

H2OSEPER FUELCOM

W

MIXER

FUELWORK

O2PUMP

COMBUST

W

MIXER

WMIXER

COOLER

FMIX

REJ ECT HX

FSPLIT

HXLOWHXHIGH

MAINCOMP

RECOMP

EXPANDER

CO2

S15

WPIPELIN

T AKEOFF

H20

S21

S3

CH4IN

CH4PRE

FUELCW

ASUPOWW

O2PWORK

WFUELSYS

O2IN

O2PRE

INLET

S14

WMAINCOM

WRECOMP

WT URBINE

WCOOLW

WNETW

S7

S10

QRECOMPC

Q

S9

S11

MAIN

S6

QREJECT

Q

RECOMPRE

S2

S8

S1

OUT LET

De‐watering and Cleanup 

Fuel, Oxidizer, and Combustion

Oxy‐Combustion Plant Model

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Cycle Analysis Results

• Recompression cycle has highest efficiency by 1.8% at 200 bar, 2.7% at 300 bar

• Condensation cycle is superior in all other metrics – Reduced recuperation (~ 50%)– Lower combustor inlet temperature– Higher power density (power output / flow rate)

• Both cycle configurations are compatible with an auto‐ignition style combustor for 1200 C Turbine inlet temperatures. 

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Cycle Comparison

Single Recuperator Condensation

Single Recuperator Condensation

Recompression Recompression

Net fuel to bus bar plantefficiency

54.03% 51.60% 56.73% 53.44%

Total Recouperation (kW) 989.91 1078.16 1163.44 1205.34HE Duty per Net PowerRatio (kW/kW)

2.48 3.21 4.34 6.55

Power per Mass Flow Ratio(kJ/kg)

399.06 335.38 268.08 183.92

Combustor Inlet Temp. (°C) 755.18 808.60 918.16 994.37Combustor Inlet Pres. (bar) 300.00 200.00 300.00 200.00** Cycles evaluated at 1200°C Turbine Inlet Temperature and unit 1 kg/s mass flow

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Modeling Considerations

• Combustion Models• Equation of State• Component Assumptions• Dewatering and Cleanup• Off design• Transients

Takeaway• Supercritical oxy‐combustion has specific challenges that must be 

addressed through component development• ASU power requirements drive the cycle conditions• Supercritical natural gas oxy‐combustion is feasible, has significant 

development requirements– Uncertainties related to the dense phase oxy‐combustor– Fundamental combustion properties– Design for high temperature and high pressure

• Impact of water and flue gas impurities must be considered for material selection and corrosion 

• High operating temperatures required to compete with NGCC– Requires material development, characterization, and certification– Impact of corrosion in hot CO2 environment not well understood – Requires advanced turbine cooling technologies for blades and seals

• Intermediate temperature combustor demonstration is a stepping stone

THANK YOU FOR YOUR ATTENTION