Evaluation of solvents for upgrading and conditioning of high hydrogen sulphide content biogas to biomethane standards

Abstract

Det er en økende interesse for produksjon av biogass fra biomasse med høyt svovelinnhold. Det er avgjørende å separere ut CO2 og H2S før biogassen kan brukes. I denne masteroppgaven ble oppgradering og kondisjonering av biogass med høyt H2S innhold (3 mol\%) studert for å oppfylle natur gass nettverkskravet på 1 mol% CO2 og 5 mg/mL H2S.

Simuleringer med 45 wt% natriumglycinat og 40 wt\% CESAR-1 (AMP/PZ: 27/13 wt%) ble gjennomført i simuleringsprogrammet Protreat. Det ble funnet at 45 wt% natriumglycinat ikke var i stand til å fjerne nok H2S for å oppfylle natur gass nettverksstandarden, i tillegg viste laboratorieeksperimentene problemer med utfelling ved absorpsjon av CO2. CESAR-1 var i stand til å oppfylle natur gass nettverksstandarden med en 15 meter absorpsjonskolonne og hadde et energiforbruk på 4,3 MJ/kg sur gass i reboileren.

Den økonomiske analysen indikerte at kostnaden for oppgradering og kondisjonering av biogassen med en H2S konsentrasjon på 3 mol% H2S ikke er økonomisk gjennomførbart, men caser med lavere konsentrasjoner av H2S var lønnsomme og det beste tilfelle hadde en tilbakebetalingstid på 3 år med en diskontert netto kontantstrøm på USD 2,7 millioner.

There is an increasing interest in production of biogas from biomass with high sulphur content. Removal of CO2 and H2S is critical for utilisation of biogas. In this thesis upgrading and conditioning of biogas with high H2S content (3 mol\%) to meet the natural gas grid requirement of 1 mol% CO2 and 5 mg/mL H2S was studied.

Simulations with 45 wt% sodium glycinate and 40 wt% CESAR-1 (AMP/PZ: 27/13 wt%) solvents were performed in Protreat. It was found that 45 wt% SG was not able to remove H2S to meet the natural gas grid standards, furthermore, results from the laboratory showed problems with precipitation. The CESAR-1 solvent was found able to meet the NG grid standards with 15 metre absorption column with a specific reboiler duty of 4.3 MJ/kg acid gas.

The profitability analysis indicated that the cost of acid gas capture with a H2S inlet concentration of 3 mol% was not economical feasible, but lower inlet concentrations of H2S were economical where the best case scenario had a payback time of 3 years with a discounted net present value of USD 2.7 million.