Evaluation of Hydrogen Production from Biogas and Digester Gas from a Techno-Economic and Ecological Perspective

Abstract

Der Klimawandel ist eine der größten Herausforderungen unserer Zeit. Aus diesem Grund wurde im Pariser Klimaabkommen das Ziel festgelegt, die globale Erderwärmung auf maximal 2 °C zu begrenzen. Um dieses Ziel zu erreichen, ist eine drastische Reduktion der Treibhausgasemissionen erforderlich, welche sich im Jahr 2022 auf etwa 53.85 Milliarden Tonnen Kohlendioxid-Äquivalente beliefen. Der Industrie- und der Stromerzeugungssektor waren mit jeweils 29%, die größten Treibhausgasemittenten, gefolgt von der Landwirtschaft und dem Verkehrssektor. Um die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, ist eine erhebliche Verringerung der Nutzung fossiler Brennstoffe notwendig. Hierbei ist ein Ersatz fossiler Brennstoffe, durch z.B. H2, vor allem in Bereichen wie der Düngemittelproduktion, der Eisen- und Stahlerzeugung, sowie im Mobilitätssektor notwendig. Im Mobilitätssektor kann H2 entweder direkt als Kraftstoff genutzt, oder zu Methanol bzw. synthetischen Kraftstoffen weiterverarbeitet werden. Diese Arbeit befasst sich mit der Produktion von nachhaltigem H2 aus Biogas und Faulgas. Dazu wurde eine umfassende Literaturrecherche zu Gasreinigungs- und Gasaufbereitungsmethoden durchgeführt, um geeignete Prozessketten auswählen zu können. Für diese Prozessketten wurden Massen- und Energiebilanzen mit der Prozesssimulationssoftware IPSEpro ermittelt. Auf Basis der Simulationsergebnisse wurden die wesentlichen Leistungskennzahlen der Prozesse berechnet. Zusätzlich wurde eine techno-ökonomische Analyse unter Anwendung der Kapitalwertmethode durchgeführt. Zur Abschätzung der Investitionskosten wurde die Kosten-Skalierungsmethode in Kombination mit dem Lang-Faktor verwendet. Die Ergebnisse wurden dann mit thermochemischen Prozessen zur H2-Produktion über die Festbett- undZweibettwirbelschicht-Gaserzeugung verglichen. Darüber hinaus wurde eine Sensitivitätsanalyse für die reformierungsbasierten Technologien durchgeführt, um den Einfluss verschiedener Parameter wie der Betriebsstunden, der Anlagennutzungsdauer und der Investitionskosten auf die H2 Gestehungskosten zu untersuchen. Zudem wurden die Kostenanteile analysiert. Eine weitere Sensitivitätsanalyse bewertete den Einfluss der PSA-Wasserstoffrückgewinnung auf die Leistungskennzahlen, sowie die H2 Gestehungskosten. Abschließend wurde der CO2-Fußabdruck durch eine ökologische Analyse bestimmt, bei der die während der Errichtung und des Betriebs der Anlage emittierten CO2-Äquivalente sowohl für die Vergasungs- als auch für die Reformierungsprozesse berechnet wurden. Für Biogas wurde ein Kaltgaswirkungsgrad von 26.6% (Biomassedb zu H2) und ein Gesamtwirkungsgrad (Biomassedb und Strom zu H2) von 25.9% ermittelt. Die Gestehungskosten für 1 kgH2 lagen bei 11.0 €2022/kgH2 (ohne Mehrwertsteuer). Für Klärgas konnten ein höherer Kaltgaswirkungsgrad von 31.2% und ein Gesamtwirkungsgrad von 30.2% ermittelt werden. Die Gestehungskosten lagen hier mit 12.3 €2022/kgH2 höher als bei Biogas. Die Sensitivitätsanalyse zeigt, dass beim Faulgasprozess die Betriebsstunden und die Investitionskosten den größten Einfluss auf die H2 Produktionskosten haben, während beim Biogasprozess die Betriebsstunden und die Substratkosten die wesentlichen Kostentreiber sind. Einen geringeren Einfluss hatten Erlöse aus der Fernwärmebereitstellung sowie die Stromkosten. Die Kostenstruktur zeigt, dass Rohstoff- und Investitionskosten die größten Kostenanteile bei beiden Technologien ausmachen.Im Vergleich zu den reformierungsbasierten Konzepten weisen die vergasungsbasierten Konzepte sowohl höhere Kaltgaswirkungsgrade als auch höhere H2-Ausbeuten auf. Darüber hinaus liegen die LCOH im Falle der Zweibettwirbelschicht-Gaserzeugung mit 10.5 €2022/kgH2 niedriger als die der reformierungsbasierten Konzepte. Die H2-Produktion über Festbettgaserzeugung führt hingegen zu den höchsten Kosten mit 12.5 €2022 pro kg H2. Für die H2-Produktion in einer durchschnittlichen österreichischen Biogas- und Kläranlage konnten höhere LCOH von 14.6 €2022/kgH2 für Biogas und 17.7 €2022/kgH2 für Klärgas beobachtet werden. Der Unterschied im Vergleich zu einer 1 MWH2 Anlage wird stark durch die Economy of Scale beeinflusst. Die Treibhausgasemissionen liegen bei der Biogasroute mit 25.8 gCO2e/MJH2 deutlich höher im Vergleich zur Klärgasroute mit 17.2 gCO2e/MJH2. Dies ist auf die höheren Emissionen im Zusammenhang mit Biogas im Vergleich zu Klärgas zurückzuführen. Die Treibhausgasemissionen der Vergasungsrouten sind mit 13.2 gCO2e/MJH2 für die Festbettvergasung und 12.9 gCO2e/MJH2 für die Zweibettwirbelschichtvergasung niedriger als bei den reformierungsbasierten Prozessen.

Climate change is one of the greatest challenges of our time. For this reason, the Paris Climate Agreement established the goal of limiting global warming to a maximum of 2 °C. To achieve this target, a drastic reduction in greenhouse gas missions is necessary. In 2022, these emissions amounted to approximately 53.85 billion tons of carbon dioxide equivalents. The industrial and electricity generation sector were the largest contributors, each accounting for 29% of these emissions, followed by agriculture and the transport sector. To reduce greenhouse gas emissions, a significant reduction in the use of fossil fuels is required. The substitution of fossil fuels is expected to occur primarily in areas such as fertilizer production, iron and steel manufacturing, and the mobility sector, e.g., by utilizing H2. In the mobility sector, H2 could either be used directly as a fuel or processed into methanol or synthetic fuels. This thesis focuses on production of sustainable H2 from biogas and digester gas. A comprehensive literature review on gas cleaning and gas conditioning units has been carried out to select two process chains suitable for decentralized H2 production from biogas and digester gas. For both process chains, mass and energy balances were calculated with the process simulation software IPSEpro. Based on the simulation results, the technical key performance indicators of the processes were determined. Additionally, a techno-economic analysis was conducted using the net present value method. Therefore, the cost-scaling method, combined with the Lang factor, was applied to estimate the investment costs. The results were compared with processes for H2 production via fixed-bed and dual fluidized-bed gasification. Furthermore, a sensitivity analysis was done for the reforming-based technologies, showing the influence of different parameters such as operation hours, the plant lifetime and the investment costs on the levelized cost of H2. Furthermore, the cost distribution of H2 production from biogas and digester gas was analysed. Another sensitivity analysis was performed to evaluate the impact of the PSA recovery on the key performance indicators as well as on the levelized costs of H2. Finally, the CO2 footprint was determined through an ecological analysis, in which the carbon dioxide equivalents emitted during the construction and operation of the plant were calculated for both gasification and reforming based routes.For biogas, a cold gas efficiency of 26.6% (biomassdb to H2) and an overall energy efficiency (biomassdb and electricity to H2) of 25.9% were determined. The cost of producing 1 kg of H2 amounts to 11.0 €2022/kgH2 (VAT-free). A higher cold gas efficiency and overall energy efficiency of 31.2% and 30.2%, respectively, were found for digester gas. The cost of the production of 1 kg H2 was at 12.3 €2022/kgH2 higher for digester gas compared to the biogas process. The sensitivity analysis shows that, in the digester gas process, production costs are primarily influenced by operational hours and investment costs, whereas in the biogas process, operational hours and feedstock costs are the main cost drivers. A smaller influence was observed from revenues generated through district heat decoupling and electricity costs. The cost distribution analysis reveals that feedstock and investment costs represent the largest cost shares for both technologies. Compared to the reforming-based concepts, the cold gas efficiencies as well as the H2 yields are significantly higher for the gasification-based concepts. Furthermore, the levelized cost of H2 of 10.5 €2022/kgH2 for the dual fluidized bed gasification process are lower compared to the reforming-based concepts. However, the production of H2 from the fixed bed gasification route led to the highest cost with 12.5 €2022/kgH2. For H2 production from an average Austrian biogas and wastewater treatment plant, an increase of the levelized costs of H2 to 14.6 €2022/kgH2 for the biogas and 17.7 €2022/kgH2 for the digester gas route could be observed. The difference compared to the 1 MWH2 route, is strongly influenced by the economy of scale. The green house gas emissions from the biogas process are with 25.8 gCO2e/MJH2 significantly higher compared to the digester gas route with 17.2 gCO2e/MJH2. This is due to the higher emissions related to biogas in comparison to digester gas. The green house gas emissions for fixed bed gasification with 13.2 gCO2e/MJH2 and dual fluidized bed gasification with 12.9 gCO2e/MJH2 are lower compared to the reforming processes.