Techno-economic analysis of a small scale power-to-LNG plant for renewable hydrogen transport

This work presents a comprehensive techno-economic analysis of a small-scale Liquefied Natural Gas LNG production based on the metha- nation of captured carbon dioxide CO2 using renewable hydrogen H2. The focus is to evaluate the economic viability of this Power-to-LNG plant as a pathway for hydrogen transportation and production of carbon-neutral fuels. First, an initial analysis is carried out in adiabatic equilibrium Gibbs re- actors. The objective is to restrict the operative field, relieve future com- plex simulations and understand key thermodynamics traits. The process then integrates a rigorous kinetic Langmuir-Hinshelwood-Hougen-Watson (LHHW) model for CO2 methanation with a Single Mixed Refrigerant (SMR) liquefaction cycle. The implementation and simulation of a cooled reactor system, and with effective heat management, demonstrates that a two-stage catalytic process with interstage cooling and compression is suffi- cient to achieve nearly complete conversion and to meet the stringent prod- uct specifications typical of LNG. An alternative process was investigated to understand if compression is crucial for process performances. The anal- ysis quantifies the trade-off between the capital savings obtained from the omission of the interstage compressor and a lower operative pressure against the inevitable losses in process performances with respect to the base-case scenario. To assess the viability of both processes an economic analysis is conducted, collecting data to estimate Capital Expenditures (CapEx), Op- erating Expenditures (OpEx), with the objective of evaluating the Minimum Selling Price (MSP) of LNG at various values of hydrogen feed cost over a 20-year project lifetime. The conclusion of this work is that the process is strongly linked to feedstock market, and that the alternative process design is not technically feasible, due to efficiency losses that do not allow reaching the product specifications, and the needs to add an equipment for hydrogen separation that lowers the total economic benefits of this case study.

Questo lavoro presenta un’analisi tecnico-economica completa di un impianto di piccola scala per la pro- duzione di Gas Naturale Liquefatto (GNL), basato sulla metanazione dell’anidride carbonica catturata utilizzando idrogeno rinnovabile. L’obiettivo è valutare la fattibilità economica di questo impianto Power-to-LNG come possibile via per il trasporto dell’idrogeno e la produzione di combustibili carbon- neutral. In primo luogo, viene condotta un’analisi preliminare in reattori adiabatci in equilibrio che minimizzano l’energia libera di Gibbs. Lo scopo è quello di delimitare il campo operativo, semplifi- care future simulazioni e comprendere le principali caratteristiche termodinamiche. Successivamente, il processo integra un modello cinetico rigoroso di tipo Langmuir-Hinshelwood-Hougen-Watson (LHHW) per la metanazione della CO2, accoppiato a un ciclo di liquefazione Single Mixed Refrigerant (SMR). L’implementazione e la simulazione di un sistema di reattori raffreddati, con una gestione efficiente del calore rilasciato dalla reazione, dimostrano che un processo catalitico a due stadi, con raffreddamento e compressione interstadio, è sufficiente per ottenere una conversione quasi completa e rispettare le rigorose specifiche di prodotto tipiche del GNL. È stato inoltre studiato un processo alternativo per comprendere se la compressione sia cruciale per le prestazioni complessive del sistema. L’analisi quan- tifica il compromesso tra i risparmi di capitale ottenuti dall’eliminazione del compressore interstadio e dalla riduzione della pressione operativa, rispetto alle inevitabili perdite di prestazioni di processo rispetto allo scenario di riferimento. Per valutare la fattibilità di entrambi i processi è stata condotta un’analisi economica, raccogliendo dati per stimare i costi in conto capitale (CapEx) e i costi operativi (OpEx), con l’obiettivo di calcolare il Prezzo Minimo di Vendita (MSP) del GNL a diversi valori del costo dell’idrogeno di alimentazione, su un’attivita di 20 anni. La conclusione di questo lavoro è che il processo alternativo non risulta tecnicamente fattibile, a causa delle perdite di efficienza che non consentono di raggiungere le specifiche del prodotto e della necessità di aggiungere un’unità per la separazione dell’idrogeno. Inoltre, si conclude che il processo è fortemente dipendente dal mercato delle materie prime, riducendo i benefici economici complessivi di questo caso di studio.