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Lehrstuhl für Energieverfahrenstechnik
Friedrich-Alexander Universität Erlangen-Nürnberg
Fürther Straße 244f, 90429 Nürnberg
www.evt.cbi.uni-erlangen.de
Michael Neubert
M. Neubert, P. Treiber, M. Dillig, J. Karl
Lehrstuhl für Energieverfahrenstechnik (EVT), Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg
Fürther Str. 244f, 90429 Nürnberg, [email protected]
ProcessNet 2017, Jahrestreffen Fachgruppe Energieverfahrenstechnik, Frankfurt
Methanisierung im katalytischen Festbett für die SNG-
Erzeugung in kleinen bis mittleren Anlagengrößen
Dezentrale SNG Herstellung aus
europäischer Braunkohle
Für eine effiziente und flexible Nutzung der
europäischen Braunkohle bietet die Konversion in
SNG im dezentralen Maßstab große Vorteile,
erfordert aber spezifische Randbedingungen:
• Gasnetz zur Verteilung vorhanden
• Begrenzte Einspeisekapazität in vorhandene
Gasleitungen bei Braunkohlelagerstätten
• Geringe Anlagenkomplexität für geringe
Investitionskosten
Ziel des EU-Projektes CO2freeSNG2.0 ist die
konzeptionelle und experimentelle Untersuchung
der SNG Herstellung mit integrierter CO2-Ab-
trennung aus Braunkohle für dezentrale Anlagen.
Tabelle 1 fasst die wichtigsten experimentellen
Kenngrößen über die verschiedenen Testläufe der
SNG Prozessketten am EVT zusammen.
Einfluss auf die Methanisierung
Abbildung 4 illustriert den Einfluss von CO2
Abtrennung und Dampfgehalt auf die adiabate
Synthesetemperatur bei der Methanisierung.
Neben der Gaswäsche bei einem erhöhten
Temperaturniveau führt auch das einfache Methan-
isierungskonzept zu einer geringeren Prozess-
komplexität. Thermodynamische Gleichgewichts-
berechnungen zeigen, dass ein schmaler
Betriebsbereich existiert, der einen Methangehalt
größer 90 vol.-% im finalen SNG ermöglicht.
Dabei werden „leichte“ Teere (BTX) im Festbett der
ersten, polytropen Stufe umgesetzt. Eine
gleichbleibende SNG Qualität wird in der zweiten,
isothermen Stufe gewährleistet.
Experimentelle Ergebnisse
Eine SNG Prozesskette im Labormaßstab diente
zur experimentellen Untersuchung des Einflusses
der wichtigsten Parameter auf das finale SNG
• TWirbelschicht, Dampfzahl σ
• Solvent-Syngas-Verhältnis, Solventtemperatur
• Zugabe von H2 zu Methanisierung
Abbildung 2 zeigt eine repräsentative Gas-
zusammensetzung der einzelnen Prozessschritte
mit der SNG Prozesskette im Labormaßstab.
[1] Neubert et. al, Simulation-based evaluation if a two-stage small-scale methanation
unit for decentralized applications; Energy Fuels (2017), 31, p. 2076-2086
0
20
40
60
80
methanation scrubber HPR
y i(d
ry,
N2
free
) [V
ol.
-%] CH4 CO
CO2 H2
6.10.2016 5:50 - 6:23lignite
0
5
10
0.0
0.6
1.2
1.8
SNG4-6
SNG7
SNG8
SNG9-10
SNG11-12
cata
lyss
t co
nsu
mp
tio
n
[gca
taly
st/m
mo
lS]
Δac
tiv
ity/
ho
ur
[%/h
]
consecutive SNG experiments
relative activity loss / hour syngas
catalyst consumption / mmol sulphur
Roh - Gereinigtes -
Synthesegas
H2S 1000 – 1500 ppm
(10 - 20 ppm)
50 – 100 ppm
(< Messgrenze)
C4H4S 10 – 15 ppm 4 – 15 ppm
ηH2S> 90 % (>90 % )
ηCO250 – 65 % (50 – 65 %)
yCH4,SNG70 – 82 %
H2O
2nd methanationisothermal
(260°C, ~ 5 bar)
H2O
1st methanationpolytropic
(300-550°C, ~ 5 bar)
clean syngas
condenser condenser
final SNG
syngasheating
CO2 + impurities (e.g. H2S, C10H8)
raw syngas
CO2 removal(100-150°C)
intermediate SNGcondenser(optional)
750°C
700°C
550°C
600°C
650°C
SNG Prozesskette im Projekt
CO2freeSNG2.0
Für einen dezentralen Ansatz im kleinen- bis
mittleren Leistungsbereich muss die Prozess-
komplexität reduziert werden, wobei insbesondere
die Integration einer Gaswäsche bei höheren
Temperaturen eine Effiziensteigerung des Gesamt-
prozesses verspricht. Der untersuchte SNG
Prozess umfasst die folgenden Schritte (Abb. 1):
• Allotherme Wasserdampfvergasung in
Wirbelschicht mit Heißgasfilter
• K2CO3 Gaswäsche (100-120°C) für C/H/O
Konditionierung und Abtrennung von
S-Komponenten und „schwerer“ Teere
• Zweistufige Methanisierung mit Zwischen-
kühlung und Kondensatabtrennung
Zusammenfassung
Das untersuchte Konzept ermöglicht die
Konversion von Braunkohle in SNG mit hohem
Methangehalt, wobei die C/H/O Konditionierung
innerhalb geringer Toleranzen erfolgen muss damit
keine Katalysatordeaktivierung auftritt.
0
20
40
60
80
9:45 11:45 13:45 15:45 17:45 19:45
y i(d
ry,
N2
free
) [v
ol.
-%]
runtime [h]
scrubbergasifierfixed bed
H2CH4
COCO2
0 2 4 6 8 10
Abb. 2 - SNG Prozesskette (5 kW) mit Braunkohle;
CO2 Abtrennrate ~61 % (σ = 5, TWirbelschicht = 840°C,
L/G-Verhältnis = 18; TMethanisierung = 265-285°C)
Tab. 1 - Werte für Braunkohle (Biomasse) (trocken, N2 frei)
Messung H2S und C4H4S mit Agilent 490 µGC (PPQ,
CP Sil 19 THT)
Abb. 3 - Methanisieren im Teilstrom von 100 kW Heatpipe
Reformer und K2CO3 Wäscher (Braunkohle);
L/G Verhältnis = 24; TMethanisierung ~300°C
Die finalen Versuchskampagnen erfolgten mit
einem 100 kW Heatpipe Reformer, 100 kW K2CO3
Wäscher und Methanisierung im Teilstrom (Abb.3).
CO2free
SNG2.0
Abb. 1 – Konzept SNG Prozess in CO2freeSNG2.0 [1]
Abb. 5 - Aktivitätsverlust katalytisches Festbett bei
Experimenten mit realem Synthesegas; berücksichtigte
Schwefelspezies H2S + C4H4S
Die relative Änderung des axialen Temperatur-
profils unter Referenzbedingungen dient als Maß
für den Aktivitätsverlust des kat. Festbettes bei
Experimenten mit realem Synthesegas (Abb. 5).
• SNG 4 – 10 Braunkohle
• SNG 11-12 Braunkohle + Biomasse
• SNG 9 – 10 mit adsorptiver Heißgasreinigung
für vollständige Entschwefelung
Abb. 4 - Adiabate Synthesetemperatur für Rohsynthese-
gas (trocken) 56.0 % H2, 13.5 % CO, 26.0 % CO2,
4.5 % CH4 (Tin = 300°C, p = 5 bar) [1]
The authors would like to acknowledge the support provided by the European Union in the project
“CO2freeSNG2.0” (ref. RFCS-CT-2013-0008) funded by the research fund for coal and steel (RFCS).