With an increased urgency for global action towards climate change mitigation, this research was undertaken with the aim of evaluating post-combustion CO2 capture as an emission abatement strategy for gas-fired power plants. A dynamic rate-based model of a capture plant with MEA solvent was built, with imposed chemical equilibrium, and validated at pilot scale under transient conditions. The model predicted plant behaviour under multiple process inputs and disturbances. The validated model was next used to analyse the process and it was found that CO2 absorption is mass transfer limited. The model was then improved by explicitly adding reactions rate in the model continuity, the first such dynamic model to be reported for the capture process. The model is again validated and is observed to provide better predictions than the previous model. Next, high fidelity models of a gas-fired power plant, a scaled-up capture plant and a compression train were built and integrated for 90% CO2 capture. Steam for solvent regeneration is extracted from the power plant IP/LP crossover pipe. Net efficiency drops from 59% to 49%, with increased cooling water demand. A 40% exhaust gas recirculation resulted in a recovery of 1% efficiency, proving that enhanced mass transfer in the capture plant reduces solvent regeneration energy demands. Economic analysis reveals that overnight cost increases by 58% with CO2 capture, and cost of electricity by 30%. While this discourages deployment of capture technology, natural gas prices remain the largest driver for cost of electricity. Other integration approaches – using a dedicated boiler and steam extraction from the LP steam drum – were explored for operational flexibility, and their net efficiencies were found to be 40 and 45% respectively. Supplementary firing of exhaust gas may be a viable option for retrofit, as it is shown to minimise integrated plant output losses at a net efficiency of 43.5%. Areas identified for further study are solvent substitution, integrated plant part load operation, flexible control and use of rotating packed beds for CO2 capture.

The reduction of greenhouse gas emissions is important to keep climate change under control. One of the largest CO2 emitters of the Swedish industries is the steel industry. This is, among others, due to the need of heat treatments and reheating processes depending on high temperatures and fossil fuels. The business organisation Jernkontoret and their department for energy and furnace technique is working towards reducing the emissions for these processes and one area of research is the carboncapture and storage (CCS) techniques. This report aims to give an overview of existing and emerging CCS techniques applicable for the reheating and heat treating furnaces, along with evaluating one post-combustion carbon capture technique for different cases provided by some involved companies. The carbon capture technique investigated in this project can be divided into three main sections; Oxyfuel combustion, pre-combustion and post-combustion capture. Oxyfuel relies on the usage of pure oxygen instead of air for the combustion of the fuel, this gives a high CO2 concentration in the flue gas (80-98%). Concentrations below 95% require further purification before compression and transportation to storage. Using pre-combustion capture the CO2 is removed before the combustion, this can be done by reformingthe used fossil fuel to a syngas (a gas with a high H2 and CO concentrations). The CO2 is formed by passing the syngas through a water-gas shift, which also increases the H2 concentration further. The CO2 can then be removed relying on reversible chemical reactions or the affinity between the CO2 and an absorbent. The post-combustion carbon capture also relies on reversible chemical reactions or affinity to an absorption medium, usually an amine solvent. The bond is then broken in the desorption unit, creating a pure CO2 stream and a reusable absorbent. The case studies were done only for a post-combustion capture process with a MEA-water solvent (20%) as the absorption medium. The simulation program Aspen Plus was used both for the technicaland economical values, executed by the PhD student Nan Wang at LTU. The values were interpolated/extrapolated nonlinear for each given case. Six different cases were given by four companies, four conventional furnaces and two oxyfuel furnaces. Evaluations for the oxyfuel furnaces were excluded, due to big differences between the model and case values and since the technique evaluated is not implementedat oxyfuel plants. The evaluations done for the conventional furnace cases gave a total cost of between 86 - 126 $/tonne captured CO2. This has to be viewed as a high cost investment even without having a full economic evaluation regarding cost for transportation and storage included.

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Pour faire face à l’augmentation des émissions de CO2 dans l’atmosphère à cause de la production électrique dans des centrales à charbon, le captage en post-combustion au moyen d’un procédé VSA est une solution envisageable. Les adsorbants utilisés dans notre étude sont la TEPA imprégnée sur SiO2, les oxydes de terre rare et le MOF (Metal Organic Frameworks) SIM-1. Pour chaque adsorbant, une étude du perçage puis de la régénération a été effectuée à partir d’une alimentation composée de 15%vol de CO2 et de N2. De ces essais, les conditions opératoires des cycles VSA ont été établies (durées des phases courtes, pas de circulation de purge). En cycle, les performances sont comparées à celle du procédé d’absorption avec la monoéthénolamine. La pureté du désorbat varie de 89,2%vol à 97,2%vol selon les adsorbants et les conditions opératoires. Elle est inférieure à celle du procédé d’absorption (99%vol) mais est correcte pour le transport et le stockage. Le taux de captage évolue de 87,2% à 94,9% (absorption : 98%). La consommation énergétique est inférieure à celle du procédé avec la MEA (de 1,53 à 3,45 MJ.kgCO2 1 pour notre procédé et 3,7 MJ.kgCO2¬1 pour l’absorption) Enfin la productivité est du même ordre de grandeur que celle d’autres procédés VSA de la littérature. Avec le modèle numérique, une étude locale de l’adsorbeur a été menée. Puis grâce à une étude paramétrique, des conditions optimales en cycle ont été déterminées. Les résultats obtenus ont permis de mettre en évidence des performances comparables avec les autres procédés VSA de la littérature. De plus, notre procédé est beaucoup moins énergivore que le procédé d’absorption mais la pureté du désorbat et le taux de captage en CO2 restent inférieurs. / To deal with the CO2 emissions increase in the atmosphere due to electricity production, CO2 post-combustion capture by VSA process is a promising solution. The adsorbents used in this study are impregnated TEPA on SiO2, lanthanide oxides and the MOF (Metal Organic Frameworks) SIM-1. For each adsorbent, a study of breakthrough and regeneration was carried out from a feed composed of 15%vol CO2 and N2. From these experiments, the cyclic operating conditions of VSA have been established (short duration phases, no purge). Cyclic performances are compared to that of the absorption process with monoethenolamine. The desorbate purity varies from 89.2% to 97.2%vol according to adsorbent and operating conditions. It is less than that obtained with absorption process (99%vol) but it is correct for transport and storage. The recovery varies from 87.2% to 94.2% (absorption: 98%). The energy consumption is less than that the process with the MEA (from 1.53 to 3.45 MJ.kgCO2 1 for our process and 3.7 MJ.kgCO2 1 for absorption). . Finally, the productivity is of the same order of magnitude as that of other VSA processes from literature. With the numerical model, a local study of the adsorber was carried out. Afterwards, through a parametric study, cycle optimal conditions were determined. The cycle results highlighted comparable performances with the other VSA processes from literature. Moreover, our process needs less energy than absorption process but the desorbate purity and CO2 recovery remain lower.

Actuellement, la production d’énergie est de plus en plus associée à une hausse simultanée d’émissions de Gaz à Effet de Serre (GES). Malgré les inquiétudes concernant les GES dans l’atmosphère, les énergies fossiles resteront probablement longtemps la principale source d’énergie primaire à l’échelle mondiale. Le procédé de captage de CO2, principal gaz à effet de serre, généralement préconisé est un procédé d’absorption chimique avec de la monoéthanolamine (MEA). Ce procédé pose de nombreux problèmes comme le coût de la régénération de l’amine. Cette étude s’intéresse à une alternative consistant à absorber chimiquement le dioxyde de carbone dans une solution aqueuse d’ammoniac. Par ailleurs, dans le but d’améliorer les procédés de captage et d’intensifier le transfert gaz-liquide, des techniques de captage à base de membranes (contacteurs membranaires) ont été développées et couplées à l’absorption chimique. Dans un premier temps des mesures d’absorption du CO2 à partir d’une solution aqueuse d’ammoniac ont été réalisées. Ces mesures ont été effectuées entre 278 et 303 K dans un réacteur fermé de type cellule de Lewis. Le taux de charge maximum, la pression partielle du CO2 à l’équilibre ont été déterminés. Les performances ont été comparées à celles de solvants conventionnels tels que la MEA et la N-méthyldiéthanolamine (MDEA). Dans un second temps, des mesures d’absorption à travers un contacteur membranaire ont été réalisées. L’efficacité de captage est étudiée en fonction de la nature des matériaux constituants la membrane et des paramètres opératoires. Les résultats obtenus montrent qu’il est possible de capter le CO2 par l’ammoniaque à travers une membrane avec une efficacité de captage supérieure à 90 %. La membrane limite les pertes d’ammoniaque mais ne les élimine pas. La simulation du fonctionnement de la centrale thermique alimentée au charbon pulvérisé (CP) intégrant le captage de CO2 a été réalisée à l’aide du logiciel Aspen Plus. Les fumées issues de la post-combustion sont captées par différents solvants. Une étude paramétrique a été conduite afin de préciser les conditions optimales pour capter le CO2 par l’ammoniaque. Des comparaisons de dépense énergétique dans le cas de la régénération pour les solvants NH3, MEA et MDEA ont été réalisées. L’étude comparative suggère que l’absorption chimique utilisant l’ammoniaque comme solvant est un des procédés les plus intéressants pour la centrale CP. / Nowadays rising energy production is associated with increasingly greenhouse gases (GHG) emissions. Despite of concerns about GHG emissions in atmosphere, fossil fuels will probably remain the main source of primary energy for a long time. The process of CO2 (the main greenhouse gas) capture, generally recommended is the chemical absorption with monoethanolamine (MEA). This process has many problems such as the regeneration cost of amine. This study examines an alternative which consists in absorbing carbon dioxide by ammonia aqueous solution. Moreover, membranes have been developed and coupled to chemical absorption to improve the capture processes and to intensify the gas-liquid transfer. Firstly measurements of CO2 absorption from an aqueous ammonia solution have been conducted. These measurements have been made between 278 and 303 K in a closed reactor type Lewis cell. Maximum CO2 loading, CO2 partial pressure at equilibrium have been determined. The solvents performances have been compared with respect to conventional solvents such as MEA and N-methyldiethanolamine (MDEA). Secondly absorption measurements through a membrane contactor have been made. The influence of the material nature constituting the membrane and operating parameters on the capture efficiency has been studied. The results have shown that it is possible to capture CO2 from ammonia through a membrane with a capture efficiency greater than 90 %. The membrane limits ammonia losses but does not eliminate it. Operation simulation of the thermal power plant fed with pulverized coal (CP) including CO2 capture has been performed using the software Aspen Plus. The flue gases containing CO2 from post-combustion have been captured by different solvents. A parametric study has been conducted to clarify the optimal conditions to capture CO2 by ammonia. Comparisons of energy consumption in the case of solvent regeneration for NH3,MEA andMDEA have been performed. The comparative study suggests that the use of ammonia as a solvent in chemical absorption is the most interesting process for the central CP.

Thesis (MScEng)--Stellenbosch University, 2013. / ENGLISH ABSTRACT: Carbon dioxide (CO2) is seen as one of the main contributors to global warming. The use of fossil fuels for power production leads to large quantities of carbon dioxide being released into the atmosphere. The released CO2 can, however, be captured by retrofitting capture units downstream from the power plant called Post Combustion Carbon Dioxide Capturing. Post combustion CO2 capture can involve the reactive absorption of CO2 from the power plant flue gas steam. Reactive solvents, such as monoethanolamine (MEA), are used for capturing the CO2 and the solvent is regenerated in a desorber unit where the addition of heat drives the reverse reaction, releasing the captured CO2. However, the large energy requirement for solvent regeneration reduces the viability of employing CO2 capture on an industrial scale. This study focused on establishing a facility for CO2 capture studies – the main aim being the construction and validation of the results produced by the pilot plant facility. A secondary aim of this study was developing an Aspen Plus® Simulation method that would simplify simulating the complex CO2 capture process. Results from the simulation were to be compared to that of the pilot plant experiments. A pilot plant facility with a closed gas system, allowing gas recycling from both the absorber and the stripping columns, was set up. The absorber column (internal diameter = 0.2 m) was set up to allow one to obtain information regarding gas- and liquid temperatures and compositions at various column heights. Online gas analysers are used for analysing the gas composition at various locations in the absorber column. The pilot plant was initially commissioned with 20 weight % MEA in aqueous solution; however the main validation experiments were conducted with 30 weight % MEA in aqueous solution. 30 weight % MEA (aq) is generally used as the reference solvent for pilot plant studies. Pilot plant results with regards to the carbon dioxide concentration profiles for the absorber column as well as the regeneration energy requirement and capture rates compared well to literature data. The Aspen Plus® simulation was also set up and validated using published pilot plant data. The comparison of the pilot plant results from this study, to the results from the Aspen Plus® Simulation, showed good agreement between the two. The Aspen Plus® Simulation could further be used to validate pilot plant data that has been gathered outside the range of reported CO2 capture efficiencies. The Aspen Plus®model was evaluated at liquid-to-gas ratios of 1.7 and regeneration energies matching the pilot plant results. It was found that the model under predicts the capture efficiency of CO2 with an average of 4.0%. The model was corrected for this error at liquid-to-gas ratios of 2 and the fit of the model to pilot plant results improved considerably (R2-value = 0.965). Pilot plant repeatability was investigated with both 20 weight %- and 30 weight % MEA in aqueous solution. Temperature- and gas concentration profiles from the absorber column showed good repeatability. The maximum deviation of the regeneration energy and the capture efficiency from the calculation means were ±0.72% and ±1.40% respectively. The aims of this study have been met by establishing, and validating the results of a pilot plant facility for carbon dioxide capture studies. It has been shown that the pilot plant produces repeatable results. Results from the Aspen Plus® Simulation were validated and also match results from the established pilot plant setup. The simulation may prove to provide valuable information regarding the optimal operating conditions for the pilot plant and may aid in performing a full parametric study on the CO2 capture process. / AFRIKAANSE OPSOMMING: Koolstofdioksied (CO2) word geklassifiseer as een van die bekendste kweekhuisgasse wat ʼn groot bydra lewer tot aardverwarming. Die gebruik van fossielbrandstowwe om na die energiebehoeftes van die mens om te sien lei daartoe dat groot hoeveelhede koolstofdioksied, hoofsaaklik vanaf kragstasies, vrygestel word in die atmosfeer. Daar is verskeie maniere hoe die CO2 uit die uitlaatgas van kragstasies verwyder kan word – die vernaamste hiervan is bekend as die Na-verbranding opvangs metode. Die opvangs van CO2 na verbranding van fossielbrandstowwe vir kragproduksie kan vermag word deur van reaktiewe absorpsie tegnieke gebruik te maak. Mono-etanol-amien (MEA) kan vir hierdie doeleindes aangewend word deur dit, in ʼn absorpsiekolom, in kontak te bring met die CO2. Die gereageerde oplosmiddel word geregenereer deur die oplosmiddel te verhit in ʼn stropingskolom. ʼn Bykans suiwer CO2 stroom word vrygestel. Die implementering van hierdie opvangtegniek op industriële skaal lei egter tot groot energieverliese vir die kragstasies. Die hoofrede hiervoor is die hoeveelheid energie wat benodig word om die oplosmiddel te regenereer vir hergebruik. Die hoofdoel van hierdie studie was gemik op die oprigting en inwerkstelling van 'n navorsingsfasiliteit vir studies aangaande die na-verbranding opvangs van CO2. Dit het behels die ontwerp, konstruksie en stawing van gelewerde resultate met resultate in die literatuur. 'n Sekondêre doel van hierdie studie was die metode-ontwikkeling vir die opstel van 'n Aspen Plus® Model wat die simulasie van die CO2 opvangsproses met ʼn reaktiewe oplosmiddel, MEA, vereenvoudig. Gesimuleerde resultate is vergelyk met resultate uit die literatuur. Die toetsaanleg, met 'n geslote gas stelsel, maak voorsiening vir die hersirkulering van gas wat vir eksperimentele doeleindes gebruik word. Die absorpsie kolom (interne diameter van 0,2 m) is opgestel sodat informasie aangaande die gas- en vloeistof temperature, sowel as gas- en vloeistof komposisies vanaf verskillende kolomhoogtes, bekom kan word. ʼn Aanlyn CO2 analiseerder word gebruik om vir CO2 in die prosesgas te analiseer. Die toetsaanleg is aanvanklik in bedryf gestel met ʼn 20 massa % MEA in waterige oplossing; die hoof eksperimente is egter uitgevoer deur van 30 massa % MEA in waterige oplossing gebruik te maak. Die laasgenoemde oplosmiddel word algemeen gebruik in die CO2 opvangs verwante navorsingsveld. Die resultate van die toetsaanleg, vergelyk goed met resultate in die literatuur. Die gesimuleerde Aspen Plus® resultate is ook vergelyk met resultate in die literatuur en die gevolgtrekking is gemaak dat die simulasie gebruik kan word om redelike akkurate voorspellings van die werklike prosesresultate te gee. Die simulasie is verder ook gebruik om resultate, verkry vanaf die opgerigte toetsaanleg, te verifieer en ʼn goeie ooreenstemming tussen die gesimuleerde en die eksperimentele resultate is waargeneem. ʼn Verder gevolgtrekking aangaan die Aspen Plus® simulasie metode was dat dit in die toekoms ʼn groot doel kan dien in die optimeringsproses van toetsaanlegte waar navorsing aangaande die na-verbranding opvang van CO2 gedoen word. Die Aspen Plus® model is geëvalueer by ‘n vloeistof-tot-gas-verhouding van 1,7 en ooreenstemmende toetsaanleg resultate, aangaande die hoeveelheid energie wat ingesit is vir die regenerasie van die oplosmiddel. Die onakkuraathede in die model, met betrekking tot die voorspelling van die hoeveelheid CO2 wat vasgevang sal word, is hierdeur bepaal en die model is daarvoor aangepas. Resultate van die verbeterde model vergelyk baie goed met die toetsaanleg resultate – ʼn R2-waarde van 0.965. Die herhaalbaarheid van die toetsaanleg resultate is ondersoek en ʼn goeie herhaalbaarheid van die temperatuur- en CO2 konsentrasieprofiele is verkry. Die toetsaanleg dui ook goeie herhaalbaarheid met betrekking tot die effektiwiteit waarmee die CO2 uit ʼn gasstroom verwyder word (± 1,40%), sowel as die hoeveelheid energie wat benodig word vir regenerering van die oplosmiddel (± 0,72%). Die doelwitte van hierdie studie is bereik deur die oprigting en verifiëring van resultate gelewer deur 'n toetsaanleg vir studies aangaande die na-verbrandingsopvang van CO2. Die herhaalbaarheid van toetaanleg resultate is bewys. Resultate van die Aspen Plus® simulasie stem ooreen met resultate in die literatuur sowel as resultate van die toetsaanleg wat opgerig is in hierdie studie.

Peut-on modéliser de manière fiable les effets collatéraux (en termes de quantité ou concentration de produits éjectés) et les conséquences d’une explosion en milieu clos, et en présence de produits chimiques liquides ? Pour répondre à cette vaste question, qui soulève spontanément de nombreux sous-problèmes, les travaux de thèse se sont déroulés en trois temps : 1/une étude qualitative et semi-quantitative du scénario général, afin de comprendre le déroulement chronologique des évènements, et d’émettre les hypothèses nécessaires à une modélisation, 2 /L’étude systématique des effets d’une explosion en milieu clos, en présence ou non de produits liquides. Avant de modéliser la dégradation du produit liquide soumis à une température et à une pression élevées, les expérimentations préliminaires ont en effet fait apparaître la nécessité de quantifier dans le temps et dans l’espace, les effets thermiques et mécaniques d’une explosion à volume constant, 3/L’élaboration de modèles 0D(t) à partir des conclusions précédentes afin, d’une part, d’estimer la durée de vie d’une phase liquide dans un environnement thermodynamique contraint et, d’autre part, de démontrer la possibilité de modéliser le problème global de manière réduite. En effet, le terme source d’un tel évènement ne peut être modélisé par une libération ponctuelle de produit : il s’agit d’une libération étendue dans le temps, par le biais d’un écoulement chaud a priori diphasique et de débit variable. Les couplages des phénomènes, observés expérimentalement, rendent nécessaires : 1 - Une modélisation instationnaire de l’évolution de la pression et une estimation du niveau de température atteint dans le volume d’étude, après détonation d’une charge explosive, 2 - Une modélisation de la libération de la phase liquide dans l’enceinte, sous forme de gouttes millimétriques ou de gouttelettes microniques 3 - Une modélisation instationnaire des transferts couplés de masse et d’énergie entre la phase liquide et la phase gazeuse en présence et prise en compte d’éventuelles réactions chimiques à haute pression et haute température 4 - Et enfin, une modélisation instationnaire des rejets à la brèche. L’étude d’une explosion à volume constant a montré qu’il est possible de modéliser de manière simple la montée continue en pression de l’enceinte par une fonction exponentielle croissante. Pour une configuration de référence donnée – explosion d’une sphère d’explosif dans un parallélépipède – la valeur maximale de pression est directement proportionnelle au taux de chargement en explosif, sur l’intervalle [0,01 – 0,6] kg/m3. Le passage à une géométrie différente ou plus complexe demande l’introduction d’un coefficient correctif pour traduire l’amplification (ou l’atténuation) de la combustion turbulente des produits de détonation avec l’air ambiant. En ce qui concerne le champ de température par contre, notre analyse a montré qu’il coexiste des zones chaudes et des zones dites « froides » et que la valeur de température homogène finale calculée à partir d’un code thermochimique ne peut constituer qu’une simple indication. Seule une estimation du volume respectif de ces zones a été proposée ici. Nous avons établi que les propriétés physico-chimiques des produits stockés sont un point clef du problème et on suppose ces données connues pour une gamme de produits chimiques liquides à pression ambiante, communément utilisés dans l’industrie. Seul le phénomène d’évaporation a été développé dans ce mémoire. L’introduction de réactions chimiques entre constituants se traduirait dans les modèles par des termes sources supplémentaires liés à l’apparition ou la disparition d’espèces. / Is it possible to model collateral effects due to an explosion (on a chemical facility for instance) occuring in a closed volume containing liquid chemical products storage units ?This thesis deals with a zerodimensionnal modelisation of such a 3D complex problem to asses the final thermodynamic state of chemical products released in the atmosphere. Developped sub-models take into account:- the unsteady time histories of the internal overpressure and temperature,- the unsteady liquid ejection (droplets sizes)- the unsteady modelisation of the local heat and mass transfers between the gas phase and the liquid phase- the unsteady ejection process of the resulting multiphase mixture in the environment.Models and sub-models are validated thanks to many experimental results.

Selective Exhaust Gas Recirculation (S-EGR) consists of selectively transferring CO2 from the exhaust gas stream of a gas-fired power plant into the air stream entering the gas turbine compressor. Unlike in “non-selective” Exhaust Gas Recirculation (EGR) technology, recirculation of, principally, nitrogen does not occur, and the gas turbine still operates with a large excess of air. Two configurations are proposed: one with the CO2 transfer system operating in parallel to the post-combustion carbon capture (PCC) unit; the other with the CO2 transfer system operating downstream of, and in series to, the PCC unit. S-EGR allows for higher CO2 concentrations in the flue gas of approximately 13-14 vol%, compared to 6.6 vol% with EGR at 35% recirculation ratio. The oxygen levels in the combustor are approximately 19 vol%, well above the minimum limit of 16 vol% with 35% EGR reported in literature. At these operating conditions, process model simulations show that the current class of gas turbine engines can operate without a significant deviation in the compressor and the turbine performance from the design conditions. Compressor inlet temperature and CO2 concentration in the working fluid are critical parameters in the assessment of the effect on the gas turbine net power output and efficiency. A higher turbine exhaust temperature allows the generation of additional steam which results in a marginal increase in the combined cycle net power output of 5% and 2% in the investigated configurations with S-EGR in parallel and S-EGR in series, respectively. With aqueous monoethanolamine scrubbing technology, S-EGR leads to operation and cost benefits. S-EGR in parallel operating at 70% recirculation, 97% selective CO2 transfer efficiency and 96% PCC efficiency results in a reduction of 46% in packing volume and 5% in specific reboiler duty, compared to air-based combustion CCGT with PCC, and of 10% in packing volume and 2% in specific reboiler duty, compared to 35% EGR. S-EGR in series operating at 95% selective CO2 transfer efficiency and 32% PCC efficiency results in a reduction of 64% in packing volume and 7% in specific reboiler duty, compared to air-based, and of 40% in packing volume and 4% in specific reboiler duty, compared to 35% EGR. An analysis of key performance indicators for selective CO2 transfer proposes physical adsorption in rotary wheel systems as an alternative to selective CO2 membrane systems. A conceptual design assessment with two commercially available adsorbent materials, activated carbon and Zeolite X13, shows that it is possible to regenerate the adsorbent with air at near ambient temperature and pressure. Yet, a significant step change in adsorbent materials is necessary to design rotary adsorption systems with dimensions comparable to the largest rotary gas/gas heat exchanger used in coal-fired power plants, i.e. approximately 24 m diameter and 2 m height. An optimisation study provides guidelines on the equilibrium parameters for the development of materials. Finally, a technical feasibility study of configuration options with rotary gas/gas heat exchangers shows that cooling water demand around the post-combustion CO2 capture system can be drastically reduced using dry cooling systems where gas/gas heat exchangers use ambient air as the cooling fluid. Hybrid cooling configurations reduce cooling and process water demand in the direct contact cooler of a wet cooling system by 67% and 35% respectively, and dry cooling configurations eliminate the use of process and cooling water and achieve adequate gas temperature entering the absorber.