aalto1 untyped-item.component.html
Oxy-fuel combustion retrofits for flexible low-carbon power and heat generation: integration of electrolysis to waste-to-energy and CCGT plants
Loading...
URL
Journal Title
Journal ISSN
Volume Title
School of Engineering |
Doctoral thesis (article-based)
| Defence date: 2026-06-05
Electronic archive copy is available via Aalto Thesis Database.
Authors
Date
Major/Subject
Mcode
Degree programme
Language
en
Pages
101 + app. 52
Series
Aalto University publication series Doctoral Theses, 137/2026
Abstract
The decarbonization of heat and power generation in systems with high renewable penetration requires solutions that combine carbon capture, operational flexibility, and sector coupling. This thesis investigates the technical and economic feasibility of retrofitting existing thermal power plants—specifically municipal solid waste combined heat and power (CHP) plants and combinedcycle gas turbine (CCGT) plants—into oxy-fuel combustion (OFC) systems integrated with alkaline water electrolysis (AEL). The objective is to assess whether such retrofits can simultaneously enable CO2 capture, hydrogen co-production, and enhanced operational flexibility in electricity and district heating systems. This thesis includes three publications. First, in Publication 1 the conversion of a Finnish waste-to-energy CHP plant to oxy-fuel combustion supported by alkaline electrolysis was modeled and validated under steady-state conditions. The retrofit enabled CO2 capture with a purity of 99.2 mol% and increased district heating output due to the recovery of waste heat from electrolysis and flue gas condensation. The analysis demonstrated that the integration of electrolysis fundamentally alters the energy balance of the plant, shifting it from an electricity producer to a net electricity consumer while expanding heat supply capacity. Economic assessment indicated that hydrogen break-even prices between 1.28–2.08 EUR/kg could maintain profitability relative to the reference air-fired CHP, with electricity price identified as the dominant sensitivity parameter. Second, in Publication 2 a linear programming optimization model was developed to determine the most profitable oxygen supply configuration for the reference OFC-CHP integrated with variable wind power and grid interaction. Depending on the hydrogen selling price, the optimal system ranged from cryogenic air separation (<2.45 EUR/kg) to large-scale electrolysis powered by wind and grid electricity (>3 EUR/kg) as the O2 supplier. The results showed that hydrogen storage cost reductions increase operational flexibility but do not fundamentally alter configuration selection. The findings highlight that base-load CHP operation imposes strong constraints on electrolysis dispatch unless sufficiently large hydrogen storage is installed. Third, in Publication 3 the thermodynamic performance of an air-fired CCGT retrofitted to oxy-fuel combustion was assessed. CO2 was captured with a concentration of 98 mol%. Steam injection primarily increased electrical output, while subcooled liquid injection shifted the system toward enhanced heat recovery. The coupling of an electrolysis system increased heat recovery potential and enabled hydrogen co-firing as an additional operational flexibility. However, altered working-fluid properties significantly affected turbomachinery performance, indicating that direct geometry preservation in practical retrofits is unlikely. The analysis established a thermodynamic basis for integrating OFC–AEL systems within flexible heat and power generation, while recognizing that dynamic system validation remains beyond the scope of this work. Scenario-based extrapolation suggests that extending the proposed retrofit strategies to Finland’s waste-to-energy CHP and CCGT fleet could reduce national CO2 emissions by approximately 13.7% relative to 2023 levels, highlighting the structural mitigation potential of sector-coupled carbon capture and hydrogen integration. While large-scale deployment depends on renewable electricity expansion and coordinated hydrogen infrastructure development, the results indicate that OFC retrofits supported by electrolysis can form a technically grounded pathway linking carbon capture, hydrogen production, and operational flexibility in future low-carbon energy systems.
Yhdistetty hiilidioksidin talteenotto, operatiivinen joustavuus ja sektorikytkentä mahdollistavat lämmön ja sähkön tuotannon hiilidioksidipäästöjen vähentämisen energiajärjestelmissä, joissa uusiutuvan energian osuus on korkea. Tässä väitöskirjassa tutkitaan olemassa olevien lämpövoimalaitosten—erityisesti yhdyskuntajätteen polttoon perustuvien yhdistetyn sähkön ja lämmön tuotantolaitosten (CHP) sekä kaasuturbiinikombivoimalaitosten (CCGT)—muuntamisen teknistä ja taloudellista toteuttamiskelpoisuutta happipolttoprosesseiksi (OFC), joihin on integroitu alkalisen veden elektrolyysiprosessi (OEL). Tavoitteena on arvioida, mahdollistavatko tällaiset jälkiasennukset samanaikaisesti CO₂:n talteenoton, vedyn yhteistuotannon sekä parannetun operatiivisen joustavuuden sähkö- ja kaukolämpöjärjestelmissä. Väitöskirja koostuu kolmesta julkaisusta. Ensimmäisessä julkaisussa mallinnetaan ja validoidaan stationäärisissä olosuhteissa jätteenpolttoon perustuvan CHP-laitoksen muuntaminen happipolttoon, jota tukee alkalinen elektrolyysi. Jälkiasennus mahdollistaa CO₂:n talteenoton 99,2 mol-%:n puhtaudella sekä lisää kaukolämmön tuotantoa elektrolyysin ja savukaasujen lauhtumisen hukkalämmön talteenoton ansiosta. Analyysi osoittaa, että elektrolyysin integrointi muuttaa laitoksen energiataseen perustavanlaatuisesti: sähköntuottajasta tulee nettosähkönkuluttaja samalla kun lämmöntuotantokapasiteetti kasvaa. Taloudellinen tarkastelu osoittaa, että vedyn hinnan ollessa 1,28–2,08 EUR/kg, laitoksen kannattavuus verrattuna referenssinä toimivaan ilmapolttoiseen CHPlaitokseen säilyy. Sähkön hinta tunnistettiin merkittävimmäksi herkkyysparametriksi. Toisessa julkaisussa kehitettiin lineaariseen ohjelmointiin perustuva optimointimalli määrittämään kannattavin hapentuotantoratkaisu referenssi-OFC-CHP-järjestelmälle, joka on integroitu tuulivoimaan ja sähköverkkoon. Vedyn myyntihinnan noustessa, optimaalinen järjestelmä siirtyy kryogeenisestä ilmanerotuksesta (<2,45 EUR/kg) tuuli- ja verkkosähköllä toimivaan elektrolyysiin (>3 EUR/kg). Tulokset osoittavat, että vedyn varastointikustannusten aleneminen lisää operatiivista joustavuutta, mutta ei olennaisesti muuta järjestelmävalintaa. Tulokset korostavat, että peruskuormalla toimiva CHP-laitos asettaa merkittäviä rajoitteita elektrolyysin ajolle, ellei käytössä ole riittävän suurta vedyn varastointikapasiteettia. Kolmannessa julkaisussa tarkastellaan ilmapolttoisen CCGT-laitoksen happipolttoon perustuvan jälkiasennuksen termodynaamista suorituskykyä. CO₂ saadaan talteen 98 mol-%:n pitoisuudella. Höyryn syöttö lisää ensisijaisesti sähköntuotantoa, kun taas alijäähdytetyn nesteen syöttö ohjaa järjestelmää kohti tehostettua lämmön talteenottoa. Elektrolyysijärjestelmän kytkeminen lisää lämmöntalteenoton potentiaalia ja mahdollistaa vedyn yhteispolton lisäjoustoa tuovana elementtinä. Muuttuneet savukaasun ominaisuudet vaikuttavat kuitenkin merkittävästi turbokoneiden suorituskykyyn, mikä viittaa siihen, että niiden geometrian suora säilyttäminen käytännön jälkiasennuksissa on epätodennäköistä. Analyysi luo termodynaamisen perustan OFC–AEL-järjestelmien integroinnille joustavaan sähkön- ja lämmöntuotantoon, joskin dynaaminen järjestelmävalidointi jää tämän työn ulkopuolelle. Skenaariopohjainen ekstrapolointi viittaa siihen, että ehdotettujen jälkiasennusstrategioiden laajentaminen Suomen jätteenpoltto-CHP- ja CCGTlaitoskantaan voisi vähentää kansallisia CO₂-päästöjä noin 13,7 % vuoden 2023 tasoon verrattuna, korostaen sektorikytkentään perustuvan hiilidioksidin talteenoton ja vedyn integraation rakenteellista päästövähennyspotentiaalia. Vaikka laajamittainen käyttöönotto riippuu uusiutuvan sähkön tuotannon kasvusta ja koordinoidusta vetyinfrastruktuurin kehittämisestä, tulokset osoittavat, että elektrolyysin tukemat happipolttoon siirtymisessä tarvittavat jälkiasennukset voivat muodostaa teknisesti perustellun polun, joka yhdistää hiilidioksidin talteenoton, vedyn tuotannon ja operatiivisen joustavuuden tulevaisuuden vähähiilisissä energiajärjestelmissä.
Description
Supervising professor
Järvinen, Mika, Prof., Aalto University, Department of Energy and Mechanical Engineering, FinlandThesis advisor
Laukkanen, Timo, D.Sc., Aalto University, Department of Energy and Mechanical Engineering, FinlandKeywords
oxy-fuel combustion, electrolysis, hydrogen, AspenPlus, combined heat and power, combined cycle gas turbine, waste-heat recovery, break-even price, profit, renewable energy grid integration, happipoltto, elektrolyysi, vety, AspenPlus, yhdistetty sähkön ja lämmön tuotanto, yhdistetyn kierron kaasuturbiini, hukkalämmön talteenotto, kannattavuusraja, voitto, uusiutuvan energian sähköverkkointegraatio
Other note
Parts
- [Publication 1]: Matthias Re, Shouzhuang Li, Timo Laukkanen, and Mika Järvinen. Profitability analysis of H2 production by water electrolysis in an integrated oxy-fuel combustion thermal power plant. Accepted for publication in Fuel, 398, 135544, ISSN:0016-2361, October 2025.
Full text in Acris/Aaltodoc: https://urn.fi/URN:NBN:fi:aalto-202505143644DOI: 10.1016/j.fuel.2025.135544 View at publisher
- [Publication 2]: Matthias Re, Eero Hirvijoki, Timo Laukkanen and Mika Järvinen. Colocating oxy-fuel combustion of waste with electrolyzers as a means to hydrogen market penetration and intermittent-renewable-energy integration. Accepted for publication in International Journal of Hydrogen Energy, 158, 150359, ISSN:0360-3199, , August 2025.
Full text in Acris/Aaltodoc: https://urn.fi/URN:NBN:fi:aalto-202508135973DOI: 10.1016/j.ijhydene.2025.150359 View at publisher
- [Publication 3]: Matthias Re, Timo Laukkanen and Mika Järvinen. Flexible heat and power generation in retrofitted oxy-fuel CCGTs with electrolysisderived O2 and H2 co-firing. Accepted for publication in Fuel, 421,138961,ISSN:0016-2361, October 2026.
Full text in Acris/Aaltodoc: https://urn.fi/URN:NBN:fi:aalto-202603112837DOI: 10.1016/j.fuel.2026.138961 View at publisher