Simulation of an industrial-scale SNG upgrading process for BioSNG

Abstract

Synthetisches Erdgas aus Biomasse (BioSNG) wird aus der Gaserzeugung von Biomasse und der anschließenden Methanierung des Synthesegases gewonnen und stellt eine vielversprechende Alternative zu fossilen Energieträgern dar. Um BioSNG jedoch effektiv in bestehende Systeme zu integrieren, ist de Verteilung durch das nationale Gasnetz unerlässlich. Diese Arbeit behandelt daher die Aufbereitung von Roh-SNG, um die Spezifikationen des Österreichisen Gasnetzes zu erfüllen. Insbesonders die hohen Konzentrationen von CO2 und H2O stellen eine Herausforderung dar. Zwei verschiedene Aufbereitungskonfigurationen werden vorgestellt, bei denen die vorhergehende Wirbelschichtmethanierung je bei 1 bar und 10 bar betrieben wird. Mit Aspen Plus wurde sowohl ein Aminwäscher für die CO2 Abtrennung als auch ein Glykolwäscher für die H2O Abtrennung für beide Druckstufen modelliert und simuliert. Die Studie vergleicht diese Konfigurationen hinsichtlich spezifischer Auslegungs- und Betriebsparameter,die notwendig sind, um die Einspeisung von SNG in das Österreichische Gasnetz zu gewährleisten.Die Prozessketten erreichen eine Energieeffzienz von 64,1% (bei 1 bar) und 67,2% (bei 10 bar) bezogen auf den thermischen Biomasseeinsatz von 100MW. Insbesondereder Betrieb des Reboilers der Aminregenerationkolonne stellt einen beträchtlichen Wärmebedarf dar, der sich in dieser Arbeit auf 2,63 MJ/kg abgetrenntes CO2 (1 bar) und 1,82 MJ/kg abgetrenntes CO2 (10 bar) beläuft. Eine technisch-wirtschaftliche Bewertung zeigt spezifische Aufbereitungskosten von 27,25 Euro/MWh und 27,81 Euro/ MWh für den 1 bar- bzw. 10 bar Fall, was auf marginale Abweichungen trotz höherer Gesamtinvestitionskosten für den ersten Fall hindeutet.Der Betrieb bei 1 bar erweist sich als die bevorzugte Option, insbesondere im Hinblick auf die Einhaltung der Grenzwerte des Gasnetzes. Dies ist vor allem auf die Installation einer zusätzlichen Festbett-Methanierungsstufe zwischen der CO2- und H2O Abtrennung zurückzuführen, um den CO-Gehalt zu reduzieren und so die Anpassung an mögliche Schwankungen in der Roh-SNG-Zusammensetzung zu erleichtern

Synthetic natural gas from biomass (bioSNG), which is produced from the gasification of biomass and the subsequent methanation of synthesis gas, represents a promising sustainable alternative to fossil energy carriers. However, in order to effectively integrate bioSNG into existing systems, the distribution in the national gas grid is essential. Therefore, this work focuses on the upgrading of raw SNG, as the high concentrations of CO2 and H2O pose a challenge. Thus, two different upgrading configurations for previous fluidised bed methanation performed at 1 bar and 10 bar are presented. The syngas for fluidised bed methanation is provided by a dual fluidised bed gasifier, assuming a thermal biomass input of 100MW. An Aspen Plus model is implemented to simulate both, an amine scrubbing unit for CO2 separation and a glycol scrubbing unit for H2O separation. The work compares these configurations in terms of specific design and operating parameters necessary to ensure the injection of bioSNG into the Austrian gas grid.The process chains achieve an energy effciency of 64.1% (at 1 bar) and 67.2% (at10 bar) comparing the lower heating value of the bioSNG based on the thermal biomass input. In particular, the reboiler operation of the amine regeneration unit represents a considerable heat demand, which in this work amounts to 2.63 MJ/kg CO2 separated (1 bar) and 1.82 MJ/kg of CO2 separated (10 bar). Respectively, a techno-economic assessment shows specific upgrading costs of 27.25 Euro/MWh and 27.81 Euro/MWh for the 1 bar and 10 bar cases, indicating marginal deviations despite higher total investment costs for the former.The atmospheric pressure case proves to be the preferred option, particularly with regard to compliance with gas grid limits. Hence, this preference is due to the installation of an additional fixed-bed methanation unit between the CO2 and H2O separation unit to reduce the CO content and thus increase the process stability and facilitate adaptation to potential fluctuations in the raw SNG composition.