Techno-economic analysis of biogas to liquids plants

This work thesis addresses the production of biofuels starting from biogas (BgTL) from anaerobic digester. Specifically, the study is related to the design and simulation of Fischer-Tropsch and methanol processes with AspenPlus software. The aim of the thesis is to evaluate the technical feasibility of the processes in terms of synthesis condition starting from a feedstock with a high content of CO2. After the plant layout is discussed, an economic evaluation for both plants is carried out, in order to verify the economic feasibility. A low temperature cobalt-based FT reactor has been chosen for the FT plant. Reforming section has been designed such that H2/CO ratio is 2.1 at the inlet of the synthesis reactor. The effect of CO2, as inerts throughout the plant, has been discussed and configurations with partial/total CO2 removal unit and RWGS reactor has been analysed. At FT outlet waxes are separated from syncrude containing light hydrocarbons, water and unreacted syngas. An upgrading step of the syncrude is obtained from a flash unit, setting a vapour-liquid-liquid equilibrium. Effects of temperature and pressure have been considered for this component. CGE of the plant is 43.58%, and CE is 40.51%. Plant is able to cover the entire electric energy request by using a waste heat power cycle that exploits waste thermal energy recovered from the plant. Results of the AspenPlus model have been compared with literature simulations, showing an excellent conformity. A LURGI isothermal reactor has been chosen for the MeOH plant. Ideal synthesis conditions at the inlet of the synthesis reactor are a stoichiometric module equal to 2, and molar fraction of CO2 within 2% and 8%. CO2 removal step and WGS/RWGS units have been considered to obtain these parameters. At the outlet of the synthesis reactor, two distillation columns have been considered and modelled to reach a methanol grade AA (99.85 %wt). CGE of the plant is 62.18%, and CE is 44.28%. Waste heat power cycle has been designed such that condensing heat is used for reboilers thermal duties. Electric power produced in this case is not sufficient to cover the electric demand of the plant. The economic analysis shows that both plants are not profitable in 25 years. Incentives necessary to have a payback time of 10 years have been computed. These values have been compared to incentives currently active in Italy for biomethane production.

L’elaborato di tesi riguarda la produzione di biocombustibili a partire da biogas prodotto da digestori anaerobici. Nello specifico, lo studio riguarda la modellazione e simulazione di processi di sintesi di Fischer-Tropsch e metanolo attraverso il software AspenPlus. Lo scopo del lavoro di tesi è valutare la fattibilità dei processi in termini di condizioni di sintesi, partendo da una materia prima ad elevato contenuto di CO2. A seguito della definizione e discussione delle configurazioni di entrambi gli impianti, una analisi economica è stata eseguita in modo da valutare la loro sostenibilità economica. Un reattore di bassa temperatura con catalizzatore al cobalto è stato scelto per l’impianto FT. La sezione di reforming è progettata in modo da garantire un rapporto H2/CO pari a 2.1 in ingresso al reattore di sintesi. L’effetto della presenza di CO2, agente come inerte, nell’impianto è discussa: configurazioni che prevedono la sua rimozione parziale/totale e l’utilizzo di reattore di RWGS sono analizzate. All’uscita del reattore FT le cere allo stato liquido vengono separate dal syncrude contenente idrocarburi più leggeri, acqua e gas di sintesi non reagito. Un upgrading del syncrude è ottenuto attraverso un’unità di separazione che introduce un equilibrio vapore-liquido-liquido. Gli effetti di temperatura e pressione sono presi in considerazione per questo componente. La CGE dell’impianto nel caso base è del 43.58% e l’efficienza al carbonio del 40.51%. L’impianto inoltre è in grado di coprire la propria richiesta elettrica attraverso un ciclo di potenza che sfrutta energia termica di scarto dell’impianto. I risultati del modello AspenPlus sono stati confrontati con simulazioni presenti in letteratura mostrando un’ottima corrispondenza. Un reattore LURGI è stato scelto per l’impianto del MeOH. Le condizioni ideali di sintesi prevedono in ingresso al reattore un modulo stechiometrico pari a 2 per il gas di sintesi, e una concentrazione molare di CO2 tra il 2% e l’8%. Oltre alla sezione di reforming sono stati introdotti un’unità di separazione della CO2 e un reattore di WGS/RWGS per poter garantire questi parametri. All’uscita del reattore di sintesi, per poter raggiungere metanolo di grado AA (99.85 %wt), due colonne di distillazione sono state considerate e modellate. La CGE dell’impianto è del 62.18%, l’efficienza al carbonio del 44.28%. Il ciclo di potenza che recupera energia termica lungo l’impianto è progettato in modo da utilizzare il calore di condensazione per la richiesta termica dei ribollitori delle colonne. L’energia elettrica prodotta in questo caso non è sufficiente a coprire la richiesta dell’impianto di sintesi. L’analisi economica mostra come entrambi gli impianti non siano remunerativi in un orizzonte temporale di 25 anni. Gli incentivi necessari per recuperare l’investimento in 10 anni sono stati calcolati. Questi valori sono stati comparati con l’incentivo attualmente presente in Italia per la produzione di biometano.