CN106133973A - 用于制氢的重整器‑电解槽‑净化器(rep)组件、包含其的系统以及制氢的方法 - Google Patents

用于制氢的重整器‑电解槽‑净化器(rep)组件、包含其的系统以及制氢的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106133973A
CN106133973A CN201580009634.6A CN201580009634A CN106133973A CN 106133973 A CN106133973 A CN 106133973A CN 201580009634 A CN201580009634 A CN 201580009634A CN 106133973 A CN106133973 A CN 106133973A
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrogen
assembly
fuel cell
gas
fuel
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201580009634.6A
Other languages
English (en)
Inventor
F·C·扬克
M·朗布雷克
P·帕特尔
M·法鲁克
C-Y·舆
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Fuelcell Energy Inc
Original Assignee
Fuelcell Energy Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Fuelcell Energy Inc filed Critical Fuelcell Energy Inc
Publication of CN106133973A publication Critical patent/CN106133973A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0618—Reforming processes, e.g. autothermal, partial oxidation or steam reforming
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01—Products
    • C25B1/02—Hydrogen or oxygen
    • C25B1/04—Hydrogen or oxygen by electrolysis of water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B15/00—Operating or servicing cells
    • C25B15/08—Supplying or removing reactants or electrolytes; Regeneration of electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0656—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants by electrochemical means
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0668—Removal of carbon monoxide or carbon dioxide
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/14—Fuel cells with fused electrolytes
    • H01M8/144—Fuel cells with fused electrolytes characterised by the electrolyte material
    • H01M8/145—Fuel cells with fused electrolytes characterised by the electrolyte material comprising carbonates
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/18—Regenerative fuel cells, e.g. redox flow batteries or secondary fuel cells
    • H01M8/184—Regeneration by electrochemical means
    • H01M8/186—Regeneration by electrochemical means by electrolytic decomposition of the electrolytic solution or the formed water product
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M2008/1095—Fuel cells with polymeric electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M2008/1293—Fuel cells with solid oxide electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/14—Fuel cells with fused electrolytes
    • H01M2008/147—Fuel cells with molten carbonates
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/36—Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

高温电解槽组件，其包括至少一个电解槽燃料电池，该电解槽燃料电池包括由电解质基体分离的阳极和阴极，和用于向至少一个电解槽燃料电池施加反向电压的电源，其中包括蒸汽与CO2和烃类燃料中的一种或多种的气体进料被进料至至少一个电解槽燃料电池的阳极，和其中，当电源向至少一个电解槽燃料施加反向电压时，通过至少一个电解槽燃料电池的阳极中的电解反应生成含氢气体和将二氧化碳从含氢气体分离，使得至少一个电解槽燃料电池输出含氢气体和单独地输出包括二氧化碳和氧的氧化剂气体。

Description

用于制氢的重整器-电解槽-净化器(REP)组件、包含其的系统 以及制氢的方法
技术领域
本发明涉及由燃料诸如天然气、甲烷、ADG消化池气体以及其它燃料制氢，具体而言，涉及使用用于制氢并能够与燃料电池系统和其它系统整合的燃料重整器-电解槽-净化器组件。该发明进一步涉及燃料重整器-电解槽-净化器组件以及包含其的系统的各种应用。
背景技术
烃类燃料，诸如甲烷、丙烷、天然气、煤气等，广泛用于能量消耗设备以及用于产生能量。许多利用烃类燃料的设备和系统——包括燃料电池—需要重整燃料来制氢(H2)。例如，燃料电池汽车需要高纯度氢作为运行的燃料。目前，低温电解和蒸汽甲烷重整被用于由烃类燃料制氢。在低温电解中，电解槽由水生成氢。由于低温电解需要的较高的能量消耗，该工艺是非常无效率的。
由于甲烷和CO不完全转化为氢以及其它缺陷，由天然气和其它燃料制氢的常规技术也遭受低效率和过量CO2产生。例如，使用连接至变压吸附(pressure swingadsorption)(PSA)设备的蒸汽甲烷重整器(SMR)的常规氢气制造和分离系统遭受非全部甲烷转化为氢的缺陷，并由此将大量的进给能量(feed energy)转化为热。该热生成使得系统使用来自其它来源的废热来提高效率变得不现实并且还增加了CO2排放物。这些常规的系统当规模由当前的通常500,000千克每天系统下降时还遭受效率损失和成本增加，并且除了高的CO2排放物以外，通常还产生显著量的NOx。这可使得获得批准安装和运行这些常规系统是困难的，特别地，在非工业领域。对于可再生的进料，由于进料被CO2稀释以及需要压缩进料流，这样的系统甚至更低效率地运行。
发明内容
本发明的目的是提供具有低温室排放物的用于产生氢的低成本系统。
本发明在一个步骤中重整和净化来自天然气和其它燃料的氢。用于在高温下以电化学净化氢的电同时由蒸汽电解产生额外的氢。而且，利用废热驱动吸热重整反应，这消除了否则将通过燃烧燃料产生的排放物。本发明的系统包含高温电化学净化系统以在重整过程期间从重整气体移除CO2和以接近理论上最小的CO2排放物的方式驱动甲烷至H2和CO2的转化至完成，从燃料产生氢。
本发明的单步骤系统简化了操作并导致低成本系统。另外，对于集中式和分布式生产两者，本发明的系统可以生成氢，并且具有其它可能的用途，诸如能够实现CO2俘获和能量存储。
而且，本发明由重整燃料——诸如天然气——和高温电解生成氢，这降低氢的边缘生产成本。结果，氢的总成本是经济上吸引人的。
本发明涉及高温电解槽组件，其包括至少一个电解槽燃料电池，该电解槽燃料电池包括由电解质基体隔开的阳极和阴极；和用于向该至少一个电解槽燃料电池施加反向电压的电源，其中，当电源向至少一个电解槽燃料电池施加反向电压时，在至少一个电解槽燃料电池的阳极中的电解反应生成含氢气体并且从含氢气体分离二氧化碳，以便至少一个电解槽燃料电池输出含氢气体并单独地输出包括二氧化碳的氧化剂气体。从至少一个电解槽燃料电池输出的含氢气体包括95％或更多的氢，和氧化剂气体包括二氧化碳和氧的混合物。在某些实施方式中，高温电解槽组件包括串联连接并形成燃料电池组的多个电解槽燃料电池。在一些实施方式中，每个电解槽燃料电池是熔融碳酸盐燃料电池。在某些实施方式中，组件进一步包括用于重整烃类燃料并输出重整的或部分重整的燃料至至少一个电解槽燃料电池的一个或多个重整器。在这样的情况中，进一步改造至少一个电解槽燃料电池以使甲烷与水反应来产生氢和二氧化碳，并且使一氧化碳与水变换(shift)来产生氢。具体地，一个或多个重整器可以包括一个或多个包括重整催化剂的内部重整燃料电池，并且在这样的实施方式中，高温电解槽组件包括多个电解槽燃料电池，并且一个或多个重整燃料电池和多个电解槽燃料电池形成为燃料电池组。
本发明的高温电解槽组件可以进一步包括用于控制电源向至少一个电解槽燃料电池施加预定量的反向电压的控制器。预定量的反向电压大于1.0伏特。而且，高温电解槽组件可以配置为以制氢模式和发电模式(功率产生模式，power producing mode)中的一种运行，和当高温电解槽组件以制氢模式运行时，控制器控制电源向至少一个电解槽燃料电池施加反向电压，以便至少一个电解槽燃料电池生成含氢气体，和当高温电解槽组件以发电模式运行时，控制器控制电源不向至少一个电解槽燃料电池施加反向电压，以便至少一个电解槽燃料电池由燃料生成电。
还描述了利用高温电解槽组件的各种系统。下面描述的系统包括但不限于生产含氢气体的重整器-电解槽-净化器系统、包含高温电解槽组件和高温燃料电池系统的发电和氢生成系统、生成用于俘获的二氧化碳气体的重整系统、用于生成电力的包括低温燃料电池和高温电解槽组件的系统、用于储存过量功率为氢的能量存储系统、用于将一种气体转化为具有低CO2含量的另一种气体的气体转化系统、用于使用高温电解槽和煤供电组件生成高纯度二氧化碳的二氧化碳俘获系统、和组合的气化器和氢生成系统。还描述了生成含氢气体和分离CO2进行俘获的各种方法。
附图说明
在组合附随的附图阅读下面的详细描述之后，本发明的上述和其它特征和方面将变得更清楚，其中：
图1显示了包括本发明的REP组件的重整器-电解槽-净化器(REP)系统的示意图；
图2显示了重整器-电解槽-净化器系统的更详细的视图；
图3A和3B显示了整合有燃料电池系统的重整器-电解槽-净化器系统；
图4显示了在重整器-电解槽-净化器(REP)组件中发生的反应；和
图5A和5B显示了测试图2-3的重整器-电解槽-净化器系统的结果；
图6显示了制氢系统的实施方式，其利用基于熔融碳酸盐燃料电池的重整器-电解槽-净化器组件并在此之后电化学氢压缩以产生高压、纯的氢；
图7显示了CO2俘获系统的说明性配置，其组合重整器与本发明的REP组件；
图8A-8F显示了氢生成系统的说明性配置，其中每个包括生成氢用于一个或多个PEM发电系统的REP组件；
图9A和9B显示了包含本发明的REP组件的这样的能量存储系统的说明性配置；
图9C显示了REP组件的示意性配置以及在其中发生的反应；
图10A和10B显示了说明性ADG转化系统，其使用REP组件和甲烷化组件用于将厌氧消化池气体(ADG)转化为天然气；
图11A-11C显示了CO2俘获系统的说明性配置，其使用本发明的REP组件用于电化学反应由另一个燃料供电设备输出的烟道气；
图12显示了组合的气化器和REP系统的说明性配置，其使用本发明的REP组件来净化由气化器产生的氢气和/或向气化器提供氧，同时产生适合于CO2俘获的废气。
具体实施方式
本发明涉及高温电解槽组件——贯穿说明书也称为重整器-电解槽-净化器(REP)组件，和包括REP组件的各种系统。如下面所描述的，REP组件包括至少一个电解槽燃料电池以及可以包括形成燃料电池组——也被称为REP组——的多个电解槽燃料电池。反向运行至少一个电解槽燃料电池以便电解CO2和水来产生氢，和通过移除CO3 ＝来净化氢。CO2可以由烃诸如甲烷提供，并且移除CO3 ＝驱动重整反应至完成。在至少一个电解槽燃料电池中可以发生其它反应，如下面所描述的和附图中所显示的。
REP组优选包括熔融碳酸盐燃料电池组，和REP组件包括电源，其用于向REP组供给电用于驱动电解反应至完成。控制器可以包括在REP组件中和/或REP系统中用于控制电源和用于控制REP组件和/或REP系统的其它操作和部件。在下面更加详细地描述控制操作。虽然说明书描述REP组件、REP组和REP系统为包括重整，诸如内部或外部重整，但是还考虑了REP组件、REP组和/或REP系统可以省略内部和/或外部重整，并且可以被用于电解包含CO2的供给气体和净化氢而没有重整。
图1显示了本发明的重整器-电解槽-净化器(REP)系统100的示意图。如图1所示的，在预加热器102中使用低水平的废热预加热燃料——诸如天然气、ADG消化池气体或其它适合的燃料，并随后供给至REP系统100。在被预加热之前或之后，燃料可以被湿润或与水混合。在REP系统100中，通过与蒸汽反应重整燃料以产生氢、CO和二氧化碳，并在高温(重整温度)下净化氢，以使其与其它反应产物分离并驱动重整反应至完成。REP系统100输出氢和单独地输出其它反应产物——包括氧和二氧化碳。如所示的，高水平废热被供给至REP系统100以驱动吸热重整反应，使得全部燃料被转化为氢，由此降低由于甲烷不完全转化为氢造成的CO2排放物。
图2显示了REP系统100的更加详细的视图，其包括REP组件，该组件包括REP组200和电源230。REP组200包括燃料电池元件，并且可以包括一个或多个仅重整电池(reformingonly cell)或重整单元202和一个或多个REP燃料电池204，其中每个包括由电解质基体分隔的阳极204a和阴极204b。REP燃料电池与常规MCFC燃料电池一样配置，但是通过施加大于1.0伏特，通常在1.15至1.5伏特范围内的反向电压反向运行。仅重整单元202和REP燃料电池204被组装为组并串联连接，使得燃料首先被传送通过仅重整电池202并随后通过REP燃料电池204的阳极204a。阴极204b可以接收供给至系统的热气——诸如空气，和来自REP燃料电池的阳极204a的在净化操作中产生的CO2/O2气体混合物。在一个说明性实施方式中，REP系统100的燃料电池组200包含开发用于商业熔融碳酸盐燃料电池技术的元件，诸如由FuelCell Energy，Inc.开发的然而，应当理解，其它类型的熔融碳酸盐燃料电池可以被用在REP系统100中。
还如图2中所示的，REP系统100可以包括一个或多个预加热器，其利用来自REP系统的电池204的废热和/或由REP系统外的和/或与REP系统整合的其它设备产生的废热。在供给燃料至仅重整电池202之前，预加热器102使用来自燃料电池204和仅重整电池202的废热预加热燃料，该燃料可以与水混合或被润湿。其它预加热器(一个或多个)104可以被用于使用来自其它设备诸如被用于发电的高温燃料电池的废热预加热供给至该系统的气体。而且，如图2所示的，可以提供氧化器106用于使用补充燃料通过利用空气氧化补充燃料增加至REP系统的热，并生成热氧化剂气体，该热氧化剂气体然后被供给至REP燃料电池阴极204b。
在本发明中，以净化模式或制氢模式运行REP燃料电池组200，作为净化重整电解槽并在这样的操作期间，从系统移除几乎全部的碳——作为CO2，并由重整甲烷产生近乎纯的氢。另外，REP燃料电池组200还同时通过离解蒸汽(电解)有效地产生额外的氢。因此，当供给天然气至REP系统时，大约80％的氢输出由天然气重整产生和其他20％的氢通过电解反应提供。该重整器-电解槽-净化器(REP)系统100有效地产生氢并且具有最小CO2排放物。
如图2所示，燃料——诸如天然气和/或可再生的燃料——加水被进料入系统200。该燃料进料在预加热器102中加热，然后输送至重整电池202和REP燃料电池204，在那里几乎全部的气体被重整为氢和CO。用于该吸热重整反应的热由外部废热104提供，该外部废热104从其它废热生成设备提供。在某些实施方式中，补充的或额外的燃料被用作后备或用于提升废热的水平，具体地在可中断的可再生的废热诸如风能或太阳能热被用作废热的来源时。例如，在图2中，在系统中提供氧化器106，其接收补充燃料和空气并氧化补充燃料以产生加热的气体用于阴极。以该方式，氧化反应提升被用于REP电池中的废热的水平。
在图2中所示的说明性实施方式中，首先燃料气体在仅重整电池(RU's)202中被部分重整。图4中显示了在RU's(重整器)中水和甲烷之间发生的反应。如图2和4中所示的，来自RU's 202的部分重整的气体然后被进料至以净化模式运行的MCFC燃料电池的阳极侧204a——作为电解槽(REP电池)(制氢模式)。在燃料电池204中，水被离解为氢和氧，氧与重整气体中的二氧化碳结合以产生CO3 ＝，并且穿过熔融碳酸盐薄膜电化学地移除CO3 ＝。图4中显示了燃料电池204的阳极侧204a中的这些反应。燃料电池204中的该操作移除系统中几乎全部的碳并迫使平衡重整和变换反应基本上完成CH4和CO至氢的转化。因此，如图2和4所示的，离去的含氢气流是具有小量CO2和CH4的几乎纯的氢(大于98％)。当氢被加压用于需要高纯度氢的系统时，该小量的CO2和CH4可以被容易地移除。然而，许多系统能够直接使用低纯度氢，而不需要移除小量的杂质。
如图2所示的，REP燃料作为电解槽的运行可以由控制器控制。控制器250被编程以控制至REP燃料电池204的反应气体的供给或流速。控制器250还控制施加至燃料电池的电压和电流，其由电源(如，DC电源)230供给，使得离子转移为正常燃料电池运行的反向方向。图4中显示了REP系统100的燃料电池中发生的反应。当含有CO2和氧的气体被用作阴极侧气体时，控制器250可以进一步控制燃料电解池204的运行模式在作为电解槽的运行与正常发电运行之间切换。在下面更加详细地描述该运行。
而且，虽然图2中显示重整电池202为REP燃料电池组的部分，以便该电池组为间接内部重整组，但是在其它实施方式中，对于重整燃料，替代或除了内部重整电池以外，还可以使用外部重整器。
在某些说明性实施方式中，图2的REP系统中使用的元件与市售的由FuelCellEnergy，Inc.开发的燃料电池的元件相同或相似。通过使用市售的REP系统的元件，该发明可以利用有竞争力的成本迅速地商业化，其进一步导致成本节约。
图3A和3B显示了整合图1和2的REP系统100与高温燃料电池诸如标准燃料电池系统的组件。在图3A所示的组件中，高温燃料电池系统300是发电燃料电池，其可以向REP系统100提供废热、控制、进料气体处理、水处理、功率和辅助支持仪器，因此最小化REP系统资本成本。如图3A所示的，水和燃料被供给至高温燃料电池系统300，其还接收来自REP系统100的返回阴极排气。标准燃料系统使用的部分的净化的和润湿的燃料被发送至REP系统100的REP单元100A(REP组件)。包括未消耗的氧化剂气体的热阴极排气也从高温燃料电池系统300输出并然后被供给至REP系统100的阴极侧，以向REP单元100A供给热并稀释由REP单元100A产生的CO2和氧(其降低REP的电压和功率需求)。从REP系统100输出的阴极排气被循环返回至高温燃料电池系统300用作阴极侧中的氧化剂。该循环富集CO2和氧，其略微提高了标准DFC燃料电池系统的性能。如上述关于图2所描述的，供给至REP系统的润湿的燃料首先在预加热器102中预加热，然后输送至重整电池202并随后提供至REP单元100A的阳极侧204a，所述REP单元100A包括作为电解槽运行的燃料电池组件。REP单元101A的阳极侧204a输出具有小量CO2和CH4的氢。由REP系统100产生的氢可以进一步被净化以移除CO2和CH4，以便可以向运行和需要高纯度氢的设备——诸如燃料电池汽车——提供高纯度氢。下面更加详细地描述这样的应用。
图3B显示了30电池组的照片，并且图3B类似于图3A的30电池REP系统100的可能布置。图3B的REP系统100包括放置在基座上的燃料电池组204，和用于供给入口气体至电池组和输送排气离开电池组的各种连接和端口。如图3B所示的，REP系统100还包括多个歧管206a-c，用于引导各自的入口和出口气体，其包括燃料转向歧管206a，用于引导重整燃料至REP燃料电池的阳极侧；燃料离开歧管206b，用于接收阳极排气(净化的氢)；和阴极离开歧管206c，用于输出阴极排气。在受让于与本文相同的受让人的美国专利序号7,323,270和7,070,874中显示并描述了可以适于用于图3A的REP系统100中的示例性燃料电池模块，所述专利通过引用并入本文。
虽然在图3A和3B的说明性实施方式中重整电池202被显示为燃料电池组的部分，以便电池组是间接内部重整组，但是在其它实施方式中，对于重整燃料，替代或除了内部重整电池以外，还可以使用外部重整器。
如上面所讨论的，本发明的REP系统利用作为高温电解槽运行的MCFC燃料电池来通过从气体中移除CO2将由重整电池供给的重整气中的水、甲烷和/或一氧化碳转化为氢。为了作为电解槽运行REP系统的燃料电池，电压被施加至燃料电池，以便由CO2和H2O生成的CO3 ＝离子以在燃料电池中正常发生的流动方向的反向方向流动。施加至作为电解槽运行的燃料电池的电压由电源供给，电源可以是蓄电池(battery)、以发电模式运行的另一个燃料电池或燃料电池组件(或甚至在以发电模式运行的REP组中的燃料电池)，或任何其它能量存储或电源设备。REP系统的燃料电池中的反应当CO3 ＝离子被泵送穿过电解质薄膜或基体时在阳极侧上需要CO2和水并且在阴极侧上生成CO2和氧的混合物。产生CO3 ＝所需的氧通过在阳极侧上水的离解产生。在本说明性实施方式中，该反应通过向MCFC电池施加大约1.2V的反向电压产生，并且在图3A所示的系统中，由燃料电池系统300或其部分生成的电可以被用于向REP单元100A施加反向电压。在图4中显示在REP系统中的燃料电池的阳极侧中和阴极侧中发生的反应，以及施加DC功率至阳极侧以驱动电解反应。
如上面所讨论的，REP系统以及具体地REP系统中的燃料电池的运行由控制器250等控制。控制器250控制电源以及燃料电池中电解反应所需的电压的施加，以及至REP系统的入口气体的流速。所需的电压为下面能斯特方程的函数：
能斯特电压方程
通过配置和控制REP系统以利用另一种气体诸如空气稀释阴极CO2和氧浓度，实现较低电压和更有效的运行。在阳极中，在大约1100°F的高温下，甲烷通过与水反应重整以产生氢和CO。然后CO与水反应以产生氢和CO2。虽然这些反应是可逆的，但是当CO2被泵送离开系统时，这些反应被驱动朝向完全或接近完全转化。由系统泵送CO2离开也可以由控制器250控制。
理论上，可以由阳极产生纯氢，但是由于来自熔融碳酸盐薄膜的CO2和电池的阴极侧上的CO2的蒸汽压，完全的CO2移除是不可能的。测试已经显示在干燥的基础上，CO2可以被降低至1％左右，如果需要使用下游净化系统其可以容易地由氢移除。该水平的CO2足以将基本上所有甲烷转化为氢。而且，如果使用下游净化步骤，由下游净化步骤排出的氢和CO2可以容易地被循环至REP系统，使得可以实现至氢的100％转化。在一些实施方式中，REP系统可以整合有反应器废气——诸如来自Fischer-Tropes反应器的废气——以促进来自系统的氢废气的循环。而且，REP系统可以整合有低温燃料电池系统、基于煤运行的发电系统、气化器以及其它系统。使用本发明的REP系统的系统的具体实例在下面描述。
在本发明中，通过从被重整的气体移除几乎全部碳驱动完成天然气至氢的重整。以CO3 ＝形式的该碳移除在高温下完成，使得重整反应继续至完成。REP系统燃料电池的用于移除CO2的功率为系统提供双重利益，因为其在净化来自重整反应的氢的同时生成额外的氢。由于高温以及反应基于蒸汽电解而不是水的事实，由燃料电池中电解反应生成的氢是非常高效的。预期的是每千克来自电解的氢，电解功率需求将是低温电解系统中使用的功率的大约55％。由于高达80％的总氢来自重整，基于产生的总氢，功率需求为大约11％。
在本发明中其它重要的要素是使用废热来驱动吸热重整反应。虽然废热的一个来源可以是诸如图3的整合组件中的提供功率的高温燃料电池，但是可以使用许多其它的废热来源。一些使用的废热是相对低温(近似250°F)废热，其用于将进料水转化为蒸汽以及预加热该气体用于重整。然而，重整反应需要高水平的热，诸如是由高温燃料电池、燃气轮机、太阳能热、原子核、气化、电热或其它来源可得到的。
而且，对于需要非常高纯度氢的系统，产生的低纯度废气可以容易地被循环至REP系统以保持非常高的总效率和低CO2排放物。
测试本发明的REP系统以确定其在功率消耗以及产生的氢的纯度方面的效率以及比较REP系统与常规电解槽的效率。图5A显示了分析与常规电解槽相比估算的REP系统的燃料电池所需的电压的测试数据。如图所示5A的，当REP系统的燃料电池被作为电解槽以CO2泵模式(净化模式)运行时，需要施加至每个电池的电压在1000和1300mV/电池之间，同时需要生产高纯度氢的电压在1150和1300mV/电池之间。与之相比，常规低温电解槽电压范围为1600和2000mV之间。因此，该测试显示了本发明的REP系统中的高温电解是比常规的低温电解槽更加高效的。
图5B说明了REP系统中获得的氢纯度和施加至REP系统的燃料电池的电池电压之间的关系。如图5B所示的，随着施加更大的电压，氢的纯度增加至高达大约98-99％，并且随着电池电压增加，REP系统输出的气体中CO和CO2的量下降。通过燃料电池中电解反应净化重整的气体使产生氢和净化重整气体两者消耗的功率的利益倍增。
本发明提供制氢的大量的提高。因为REP系统是完全规模可调的(scalable)，其可以被按尺寸制作以提供给定位置处需要的准确量的氢，消除对氢运输的需求。在一些位置，运输成本可以容易地使氢的成本翻倍或翻三倍并由于来自卡车或其它运输装置的排放物大大地增加CO2排放物。氢存储也是昂贵的。当作为REP系统的部分运行时，当前用于发电的尺寸的单一高温组——诸如组，可以产生超过每天1,500kg的氢。大规模燃料电池系统通常包含多个燃料电池组，使得例如，使用8个燃料电池组的REP系统将由此产生超过每天12,000kg的氢。因此，可以利用本发明的REP系统生成大的工业规模的氢。
在该规模的另一端，REP系统将保持效率，即使当其规模下降时。例如，家庭更换燃料系统将使REP系统减小至通常燃料电池车辆所需要的每天1至2Kg氢的生产水平。这样的系统可以潜在地解决氢基础设施问题——其是对这些类型车辆所关心的问题。如下面更加详细描述的，也可以使用在一个步骤中压缩和净化H2的电化学氢压缩(EHC)系统。通过组合REP组件和EHC系统，车辆所需的高压、高纯度氢可以以该小规模被容易地且成本有效地生成。
REP系统在阴极中产生33％的氧/67％的CO2的流。如下面更加详细描述的，该气体可以潜在地被用作气化器中或甚至标准锅炉中的氧化剂以产生用于俘获的高纯度CO2流。即使没有CO2俘获，使用该气体作为氧化剂代替空气将消除NOx形成。在一些情况中，该流可以用空气或阴极排气稀释，使得阴极侧上的气体组合物与由FuelCell Energy Inc.开发的商业发电电池中使用的组合物类似。该稀释有助于保持系统中的热平衡并降低电池上的电压需求。尽管如此，本发明的系统使CO2俘获变得实际。在下面更加详细地描述包含REP并提供CO2俘获的系统的实例。
如上面所讨论的，REP系统还包含高温电解槽，其比目前的低温技术更加高效，仅使用大约55％的常规功率。当整合有高温燃料电池系统——诸如燃料电池时，该电解槽可以在没有任何燃料的情况下运行，以有效地将额外的电能作为氢储存。
图6显示了制氢系统400的另一个实施方式，为了产生高压高纯度H2，所述制氢系统400利用REP系统然后电化学氢压缩(EHC)以产生高压高纯度氢。如图6所示，系统400包括用于为供给至系统的燃料脱硫的脱硫装置15、用于预加热脱硫的燃料和利用水润湿脱硫的燃料的预加热器/润湿器16a、进一步的预加热器19、用于重整润湿的燃料的预转化器或重整器25、作为高温电解槽运行的燃料电池REP组28、甲烷转化器26和电化学氢压缩(EHC)系统27。在图6中，燃料在脱硫装置15中脱硫，在润湿器16中与水混合或被润湿，使用一个或多个预加热器16、19预加热，并被进料至预转化器(重整器)25以经由下面的反应转化燃料中的甲烷和水为H2和CO2：
CH4+2H2O→4H2+CO2 (1)
来自外部来源(未示出)的热被加入预转化器25。然后将包含氢和CO2的重整的燃料传输至作为高温电解槽(CO2泵)运行的REP燃料电池组28的阳极侧。在REP燃料电池组28中，燃料中的CO2经由下面的反应通过电解额外的水移除以产生更多的H2：
由REP组中生成的含氢气体移除CO2驱动CH4转化至接近完成以及由燃料电池组28生成95-99％的H2流。得到的由燃料电池组28输出的含氢气流在热交换器19中略微冷却，该热交换器19也预加热润湿的燃料，然后该含氢气流被输送至使气体甲烷化的甲烷转化器26。在甲烷转化器26中，通过将所有痕量的CO转化为CH4，将其由气体移除，使得产生具有0％的CO2和CO的98％的H2/2％的CH4的流。
在甲烷化过程之后，得到的转化的含氢流(98％的H2/2％的CH4)被输送至电化学氢压缩(EHC)系统27，其被用于压缩H2从接近大气压至2000+psig。同时，EHC系统27净化H2至某些用途所需的99.9+％，诸如在燃料电池车辆中。从EHC系统27剩下的包括甲烷、H2和H2O的气体在热交换器8中冷却然后使用吹风机32循环返回至供给进料。以该方式，100％的CH4被转化为H2和生成的100％的H2被最终作为具有>99.9％的纯度并在>2000psig压力下压缩的最终产物H2输出。
下面显示图6中所示系统的材料平衡：
图6的系统可以用作氢燃料加燃料系统，其使用反向运行的燃料电池系统(REP组件)由天然气和/或其它燃料有效地生成H2。该请燃料加燃料系统可以用来向燃料电池汽车和小的工业用途以显著低的生产成本提供H2燃料。虽然H2生产的资本和维护成本将增加H2生产的总成本，但是由于当前小规模的氢通常大于$5每千克，该H2的总成本仍然是经济上吸引人的。而且，现场有效生成H2将有助于利用向燃料电池汽车和为小工业用途提供H2燃料来解决基础设施问题。
如上面所讨论的，上面描述的系统和实施方式提供用于生产高纯度氢的改进的和最有效的系统，其大大地降低用于汽车和工业过程中的制氢的成本。而且，上面描述的系统和实施方式降低由于燃料重整产生的CO2排放物。
上面关于图1-6描述的REP系统和REP组件可以被并入多种系统以提供氢生成、有效能量存储、燃料净化、CO2移除和CO2俘获。这样的系统和用途的说明性配置在本文下面描述。
在下面描述的说明性配置中，每个系统包括REP组件，该REP组件包括至少一个REP组，其配置和运行在上面描述。具体而言，如本文中上面所描述的，至少一个REP组包括具有由电解质基体分隔开的阳极侧和阴极层的至少一个电解槽燃料电池，并且REP组件还包括电源，诸如DC电源，用于向REP组供给必需的反向电压以促进其中的反应。如上面所描述的，在施加反向电压之后，水和二氧化碳在至少一个电解槽燃料电池的阳极侧中电化学地反应，以产生氢和CO3 ＝离子，并且CO3 ＝离子被输送穿过电解质基体至电解槽燃料电池(一个或多个)的阴极侧。由阳极侧移除CO3 ＝离子驱动水和二氧化碳之间的反应至完成。可以在电解槽燃料电池(一个或多个)的阳极侧中发生的其它反应在水和甲烷之间以产生氢和二氧化碳，以及内部变换反应在水和一氧化碳之间以产生氢。在电解槽燃料电池(一个或多个)的阴极侧中，CO3 ＝离子被转化为氧和二氧化碳。在图4中显示了这些反应。
具有蒸汽甲烷重整的REP组件用于CO 2 俘获的用途
本发明的REP组件可以与重整器一起使用用于有效地俘获由重整器输出的CO2。常规地，蒸汽甲烷重整器是在精炼(refinery)操作中最大的CO2排放器之一，并且从这样的重整器输出的CO2不被俘获。因此，存在对有效俘获从精炼和其它蒸汽甲烷重整操作中输出的CO2的需求。
在常规蒸汽甲烷重整器配置中，蒸汽和天然气被进料至重整器，在那里甲烷被转化为氢和CO，和然后重整器流出液被冷却和CO被变换至氢。在这样的常规系统中，变换气体被发送至变压吸附(PSA)系统，在那里氢与气体中的剩余甲烷和CO以及与由于重整反应产生的CO2分离。包括甲烷、CO和CO2的剩余气体然后被用作至重整器的燃料并与空气一起燃烧以提供重整器中吸热重整反应所需的热。由重整反应生成的CO2被作为烟道气从重整器排出。由于这些常规的重整操作，蒸汽甲烷重整是精炼中最大的CO2排放器并且每加仑汽油当量(gge)的H2排放大约11,000g的CO2。
本发明利用类似于图1、2和4中所显示以及上面所描述那些的REP组件，结合重整器用于俘获由重整器生成的CO2。在本发明的CO2俘获系统中，重整器接收天然气和蒸汽并重整天然气成为氢。重整器的出口不被冷却而是直接进料至REP组件，其包括反向运行的MCFC燃料电池组和电源。在REP组件中，剩余甲烷和CO被转化为氢和CO2，其被泵送穿过燃料电池薄膜，使得CO2被在高温下电化学地移除。如上面所讨论的，由于CO2穿过薄膜移除，反应被推进接近完成，并且REP组件输出为98％的氢的含氢气体流出液，其可以被进一步净化。CO2也从REP组件输出并可以被俘获或在接收氧化剂气体的设备诸如阳极气体氧化器(AGO)中使用。
图7显示了CO2俘获系统700的说明性配置，其组合重整器710与REP组件720——也被称为CO2泵。CO2俘获系统700还包括甲烷转化器730，EHC(氢泵)740——其是电化学氢压缩机，以及热交换器732、734和750。如图7所示的，天然气和蒸汽形式的水被供给至重整器710，在那里重整天然气以产生包含氢和CO的重整气体。从重整器710输出的重整气体被作为与蒸汽混合的供给气体直接输出至CO2泵/REP组件720的阳极侧，并且在CO2泵/REP组件720中，重整气体中的剩余甲烷被转化为氢和CO2，其被泵送穿过CO2泵720的薄膜。具体而言，在CO2泵/REP组件720中，根据下面的反应，CO2与水反应以产生CO3 ＝，其由泵/REP组件移除：
该反应与上面描述的反应(2)相同，且通过CO3 ＝离子穿过基体薄膜的电化学移除驱动向前，使得生成接近纯的氢(～98+％)。在CO2被移除的同时，几乎全部的进料甲烷被转化为氢。在CO2泵/REP组件中发生的其它反应在上面描述并在图4中显示。
CO2泵/REP组件720从其阳极侧输出生成的含氢气体(大约98％的纯度的氢)，其然后被净化。从CO2泵/REP组件720输出的含氢气体在热交换器732中冷却并随后被输送至甲烷转化器730。在甲烷转化器730中，氢气中所有的剩余CO和CO2被转化返回为甲烷。移除气体中全部的CO是重要的，使得H2泵/EHC740的功率需求被最小化。甲烷转化器730输出包括氢(98％)和甲烷的混合物的转化的含氢气体，其在热交换器734中冷却。如图7所示的，热交换器732和734可以被用于使用生成的含氢气体和甲烷转化器输出气体中的热预加热供给至系统700的水，以产生重整器710中重整反应所需的蒸汽。然后，将冷却的包括氢和甲烷的混合物的转化的含氢气体输送至H2泵740，其使用电化学氢压缩(EHC)来压缩和净化氢。如图7所示的，在H2泵/EHC 740的阳极层742中接收氢和甲烷混合物，并且氢被泵送穿过薄膜至H2泵/EHC 740的阴极侧744，以便使其与甲烷分离。纯的压缩的氢被从H2泵/EHC 740的阴极层输出，同时甲烷被从阳极侧742单独地输出。通过使用具有EHC的H2泵，可以将氢净化至超过99％的纯度并在2,000psig或更高的高压下输出，适合用于存储或用于基于高纯度氢运行的设备中。
还如所示的，CO2泵/REP组件720生成并通过电化学运输CO3 ＝离子穿过高温薄膜单独地输出包括大约2/3二氧化碳和1/3氧的混合物的氧化剂气体。该CO2/O2混合物可以被用于代替重整器710中的空气，在图7的说明性实施方式中，重整器710包括阳极排气氧化器。重整器710的阳极排气氧化器还接收由H2泵/EHC的阴极输出的甲烷和未回收的氢并利用CO2/O2混合物氧化甲烷和未回收的氢，同时产生重整器中重整反应所需的热。通过利用来自CO2泵/REP组件720的CO2/O2混合物代替空气，基本上全部的甲烷和未回收的氢被用作燃料以为重整器提供热，并被转化为CO2和水。从氧化器输出的烟道气在其被在热交换器750中冷却并且水被从烟道气中冷凝出之后是基本上纯的CO2。然后，可以压缩冷却的CO2，使得来自系统700的全部的CO2可以被俘获并螯合，而没有进一步净化。如图7所示的，从热交换器750中的烟道气回收的热被用于加热水以产生用于重整反应的蒸汽。
图7中的系统700具有超过常规重整系统的若干优势。如上面所描述的，由系统700产生的CO2是高纯度的并且易于俘获。而且，由于在反应中没有氮存在，没有NOx从系统700产生或排放。由系统产生的氢是高纯度的(>99％)和处于3000psig或更大的高压下，并且由于甲烷至氢的高度转化，系统700保持热平衡而不需要额外的热被转化至蒸汽或其它副产物。进一步，系统700是从产生1kg的氢每天的小的家庭系统至产生10,000+kg的氢每天的较大系统规模可调的。另外，用于系统700中的仪器与当前用于MCFC燃料电池的仪器类似，因此是可容易获得的。图7的系统700的另一个优势是降低系统的燃料消耗，这是因为大约20％的产生的氢来自水-CO2电解反应。而且，如果需要，系统可以被运行以负荷跟踪(loadfollow)来满足氢要求，或可以被用于负荷跟踪以有助于平衡区域的功率需求。
在图7中的系统700的说明性配置中，使用甲烷转化器730和H2泵740净化CO2泵/REP组件720中生成的氢。然而，系统700可以被修改以代替使用PSA基磨光系统用于将氢与CO2泵/REP组件生成的气体中的其它成分分离。在这样的修改的系统中，在气体被提供至PSA基磨光系统之前，甲烷转化器是不需要的。该修改的系统的优势与图7中所示的系统700的那些优势相同。
使用REP组件中生成的H 2 从天然气PEM发电
本发明的REP组件还可以被用于提供低成本H2，用于现场或远程位置PEM发电。PEM燃料电池基于高纯度H2运行，并且常规地需要高成本蒸汽甲烷重整系统或存储的氢源。然而，在本发明中，REP组件有效地以低成本生成氢，用于PEM基的发电系统。
图8A-8F显示了氢生成系统800的说明性配置，其中每个包括REP组件810，其生成氢用于一个或多个PEM发电系统820。图8A-8F的说明性系统还包括重整器830，用于部分重整燃料——诸如天然气——与蒸汽形式的水；和高水平加热器840，诸如AGO，其生成用于重整器830的高水平的热。
如图8A-8F所示的，在热交换器850中使用低水平废热预加热燃料诸如天然气和水以便使水蒸发，所述低水平废热可以来自外部来源。得到的蒸汽和燃料的混合物然后被输送至重整器830，在那里使用由高水平加热器840提供的高水平热部分重整燃料。可以为AGO的高水平加热器840接收氧化剂气体和燃料的滑流并燃烧或氧化燃料以生成用于重整器830中的重整反应的高水平热。然后，将由重整器输出的部分重整的燃料进料至REP组件810的阳极侧812，其产生具有大于95％纯度的含氢气流。REP组件810包括作为电解槽以反向运行的MCFC燃料电池组，并具有与上面描述的REP组件相同或类似的结构和运行。REP组件还包括用于向燃料电池组施加反向电压的电源。REP组件800还从阴极侧814单独地输出由于REP组件800中的反应的结果产生的包括CO2/O2混合物的氧化剂气体。在上面描述并在图4中显示了在REP组件800中发生的反应。
在图8A-8F的系统中，由REP组件800生成的含氢气流被冷却并可以被加工，以及随后被进料至一个或多个PEM发电系统820或PEM燃料电池。在冷却处理期间或其后，部分冷却的含氢气体与重整催化剂接触，该催化剂转化氢气流中全部的CO和CO2为甲烷和水，使得超过95％的氢和小于5％的甲烷和小于1ppm的CO的混合物被传送至一个或多个PEM发电系统820的阳极侧822。在图8A-8F的说明性配置中，来自PEM燃料电池(一个或多个)的阳极侧822的泄料(blow down)被用于保持燃料电池中甲烷浓度是低的。具体而言，从PEM燃料电池(一个或多个)的阳极层822输出的包括甲烷和氢的阳极排气被经由阳极排气循环路径826循环返回至重整系统并与输入该系统的燃料和水混合，使得100％的燃料被利用并且提供至PEM燃料电池(一个或多个)的阳极层822的燃料气体中的甲烷浓度是低的。泄料组件825提供在循环路径中，从而保持PEM燃料电池中甲烷浓度是低的。
图8A-8F的配置主要区别在于空气提供至系统800的方式，利用从REP组件810输出的CO2/O2混合物的方式，提供CO2俘获和/或提供氢存储。现在将描述图8A-8F中系统800的不同配置。
在图8A中，供给至系统800的空气860在高水平加热器840和PEM发电系统820中使用。如所示的，第一部分的空气862被输送至高水平加热器840用于与燃料的滑流一起燃烧，和第二部分的空气864被输送至PEM发电系统820的阴极侧824。吹风机866或类似设备可以被用来供给第二空气部分864至PEM发电系统820的阴极侧824。
如图8A所示的，没有空气被进料至REP组件810的阴极侧814。虽然该配置需要更多功率用于运行REP组件810，但是REP组件810从阴极侧814输出具有大于30％氧的氧化剂气体，其然后被连同第二空气部分输送至PEM发电系统820的阴极侧824。供给该富集氧化剂气体至PEM发电系统820增加了PEM发电系统820的运行性能。在图8A的说明性配置中，从PEM发电系统820的阴极侧824输出的阴极排气被排放离开系统800。
图8B显示了与图8A的配置类似的配置，但是第二空气部分864被输送至REP组件810的阴极侧814，而不是被直接提供至PEM发电系统820的阴极侧824。全部的类似或具有类似功能的元件被标记有相同的参考标记，并省略其详细描述。如图8B所示的，第二部分的空气864在热交换器828中使用从REP组件810的阴极侧814输出的氧化剂排气中的热进行预加热，并且然后将预加热的第二空气部分输送至REP组件810的阴极侧814。由于所需的低电压，该说明性配置降低了REP组件810的功率消耗，但是其需要添加热交换器。
图8A-8B的系统可以通过添加氢存储容易地配置为作为峰化(peaking)系统运行。图8C显示了配置为具有氢存储的峰化系统的图8A的系统800的说明性配置。全部的类似或具有类似功能的元件被标记有相同的参考标记，并省略其详细描述。
在图8C中，系统800包括用于压缩和净化全部或部分由REP组件810生成的含氢气体的氢净化组件870和用于储存从氢净化组件870输出的净化和压缩的氢的氢存储组件880。图8C的系统800允许连续运行REP组件810，以便连续地生成含氢气体，同时PEM能量生成系统820和氢存储组件880可以基于外部功率需求运行。具体而言，由REP组件810产生的含氢气体可以被储存在氢存储组件880中或在PEM能量生成系统820中直接被转化为功率，这取决于PEM能量生成系统820的外部功率需求。另外，输送至PEM能量生成系统820的含氢气体的量和输送至氢存储组件880的含氢气体的量通过控制器890基于PEM能量生成系统820的运行条件和/或对PEM能量生成系统820的功率需求进行控制。
如图8C所示的，由REP组件810输出的全部或部分含氢气体可以被输送至PEM能量生成系统820用于发电和/或输送至氢净化组件870，在这里使用压缩机872压缩含氢气体以及随后在净化设备874诸如PSA(变压吸附器)或EHC中净化氢。如果EHC被用作压缩机872，那么进一步净化可能不需要。在含氢气体在压缩机872中被压缩之后，由于气体中低水平的污染物，净化设备874中的净化相对容易实现。然后，由净化设备874输出的净化的加压氢气被输送至氢存储组件880用于存储供将来在尖峰发电期间在PEM发电组件820中使用和/或输出至外部设备。如果氢没有被输出，净化可能不需要。虽然在图8C中未示出，但是可以提供氢膨胀器用于膨胀从氢存储输送至PEM发电系统820的加压氢，以便回收一些为了在存储组件880中储存压缩氢使用的能量。
如图8C所示的，系统还包括用于从净化设备874输送杂质至PEM阳极排气循环路径826的氢旁路路径876，PEM阳极排气循环路径826循环由PEM发电系统820产生的阳极排气用于重整器830。如上面所讨论的，系统800还包括用于控制系统800的运行的控制器890，具体地，用于控制由REP组件810生成的含氢气体的使用和发送。具体而言，控制器890控制从REP组件810输送至PEM发电系统820的含氢气体的量、从REP组件输送至氢净化组件870的含氢气体的量、从氢净化组件870输送至氢存储组件880的净化的氢的量、从氢存储组件880输送至PEM发电系统820的氢的量和从氢存储组件880输出的氢的量。这些控制基于下述众多因素，包括REP组件和PEM发电系统的运行模式、对PEM发电系统的外部功率需求、氢存储组件的容量和燃料进料的组成。因此，例如，当外部功率需求低时和/或当PEM发电系统不产生或产生低功率时，控制器890控制由REP组件产生的较大量的含氢气体或全部的含氢气体输送至氢净化组件870并存储在氢存储组件880中。然而，当功率需求高时，诸如在PEM发电组件820的尖峰功率运行期间，控制器890控制由REP组件生成的全部或较大部分的含氢气体输送至PEM发电系统820的阳极侧822，而少数或没有含氢气体被输送至氢净化组件870。在这样的高功率需求期间，控制器890还可以控制氢从氢存储组件880输送至PEM发电系统820，以便生成额外的功率。而且，当氢存储组件880的存储容量变低时，控制器890可以控制氢从氢存储组件880输出和/或提供至PEM发电系统820。进一步考虑了相同的控制器890或另一个控制设备也控制向高水平加热器840提供有第一空气部分862的空气的量，和向PEM发电系统820的阴极层824提供有第二空气部分864的空气的量。在图8A和8B所示的系统中，可以提供类似的控制器。
图8D显示了图8C的系统800的修改的配置。全部的类似或具有类似功能的元件被标记有相同的参考标记，并省略其详细描述。在图8D所示的配置中，从REP组件810输出的包括CO2/O2混合物的氧化剂气体被用于氧化在加热器840中生成用于在重整器830中重整反应的高水平热所需的燃料。在图8D的系统800中，全部的空气860被经由吹风机866等输送至PEM发电系统820的阴极侧824，和REP组件810不供给有空气。如所示的，REP组件810的阴极侧814输出包括CO2/O2混合物的氧化剂气体至高水平加热器840，在那里其被用于氧化燃料的滑流和用于生成用于重整器830的高水平热。高水平加热器840输出烟道气排气，其主要包括CO2和水，以及小量的未反应的氧并且其可以被加工用于CO2俘获。具体而言，来自加热器840的烟道气排气被冷却，以便使水冷凝出，那么得到的气体是几乎纯CO2，其可以被容易地俘获用于存储或其它用途。
图8D中系统800的优势之一是高水平加热器840中没有产生NOx，这是因为在输入CO2/O2混合物和在氧化反应中没有氮存在。因此，即使在环境敏感区域，该系统可以容易地安装。图8D中系统的另一个优势是容易俘获来自加热器排气的CO2，如上面所讨论的。
图8E显示了图8D中所示系统800的修改的配置，并包括两个PEM燃料电池820a和820b，其中第一PEM燃料电池820a被用于发电，如在图8中，和辅助PEM燃料电池820b(第二PEM燃料电池)被添加用于氧化和移除REP组件810产生的CO2/O2混合物的氧，以促进CO2俘获，同时生成额外的功率。全部的类似或具有类似功能的元件被标记有相同的参考标记，并省略其详细描述。
如图8E所示，供给至系统的空气860，其中第一部分862的空气被提供至高水平加热器840和第二部分864的空气被使用吹风机866或类似设备提供至第一PEM燃料电池820a的阴极侧824a。在图8E的说明性实施方式中，没有空气被提供至REP组件810的阴极层814。第一空气部分862的量和第二空气部分864的量由控制器进行控制，控制器可以是控制890或单独的控制设备。
在图8E中，从REP组件810的阳极侧812输出的含氢气体的第一部分816a被输送至第一PEM燃料电池820a的阳极侧822a以及从REP组件810的阳极侧812输出的含氢气体的第二部分816b被输送至第二PEM燃料电池820b的阳极侧822b。而且，含氢气体的第三部分818——其可以包括从REP组件810输出的全部或一些含氢气体——可以被输送至氢净化组件870用于在氢存储组件880中存储和/或经由旁路路径876循环。从REP组件810输送至第一PEM燃料电池820a和第二PEM燃料电池820b和/或至氢净化组件870的含氢气体的量由控制器890基于对PEM燃料电池820a、820b的外部功率需求，REP组件810产生的CO2/O2混合物的量，氢存储组件880的存储容量以及其它因素进行控制。从净化组件870输送至氢存储组件880和/或至氢旁路路径876的净化的和加压的氢的量也由控制890控制。
如图8E所示的，从REP组件810的阴极侧814输出的CO2/O2混合物被输送至第二PEM燃料电池820b的阴极侧824b，在那里其与提供至阳极侧822b的氢气电化学反应。第二PEM燃料电池组件的阴极侧824b输出主要包含CO2和水以及小量残余氧的阴极排气。该阴极排气可以被冷却以使水冷凝出并随后提供用于CO2俘获——用于存储或其它用途。使用辅助PEM燃料电池820b接收和反应REP组件810产生的CO2/O2混合物在阴极排气中产生较低浓度的氧，而没有产生任何CO。由此，简化了自辅助PEM燃料电池820b的阴极排气的CO2俘获。
图8F显示了用于确定系统800的预期性能所执行的ChemCad热和材料平衡模拟的系统800的简化配置。全部的类似或具有类似功能的元件被标记有相同的参考标记，并省略其详细描述。在图8F中，空气860被使用吹风机866或类似设备供给至系统。在被输送至高水平加热器840之前，第一部分862的空气在热交换器828中使用来自从REP组件810的阴极侧814输出的CO2/O2混合物的热进行预加热。第二部分864的空气被提供至PEM发电系统820的阴极侧824。在图8F的系统中，通过在加热器840中氧化反应产生的烟道气从加热器输出并被输送至REP组件810的阴极侧814。由REP组件810产生的CO2/O2混合物从REP组件的阴极侧814输出，通过热交换器828输送并从系统输出。
还如图8F中所示的，由REP组件810产生的含氢气体从其阳极侧812输出并被输送至PEM发电系统820的阳极侧822。从PEM系统820的阳极侧822输出且包括氢和甲烷的阳极排气被循环至REP组件810的阳极侧812。可以在循环路径826中使用包括吹风机的泄料组件825，从而保持PEM燃料电池中甲烷浓度是低的。
利用来自重整器840的排气吹扫(sweep)REP组件810的阴极侧将降低REP组件所需的电压和功率。还预期REP组件810降低重整器840排气中的NOx。
如上面所提到的，在ChemCad热和材料平衡模拟中测试图8的系统。表1概括了该模拟的性能结果：
表1
基于上面的模拟结果，如果低水平废热是可利用的，系统800应当能够提供具有大约47％的效率的负荷跟踪发电。然而，如果没有低水平废热是可利用的，那么需要更多燃料用于系统的运行，且效率下降至大约42％。该平衡基于包括40个电池的小型REP组件。
对DFC阳极排气使用REP组件的能量存储
本发明的REP组件还可以结合基荷直接燃料电池或SOFC使用，从而存储来自具有高往返效率(round trip efficiency)的电网的过量功率。一般地，为了平衡净发电与需求，电源系统诸如电力网需要在自可再生的发电机高发电周期期间存储过量的功率并在自可再生的来源的低发电周期期间将其返回至电网，该可再生的来源不能被调度(dispatch)。用于存储过量功率的常规方案为使用蓄电池、低效率电解槽、压缩的空气能量存储以及泵送的水电系统，其全部是昂贵的、具有有限存储容量或具有高往返能量损失。在本发明中，通过组合运行以提供基荷功率的DFC或SOFC与消耗过量的功率以生成氢输出的REP组件来提供用于存储来自电网的过量功率的高往返效率。
图9A和9B显示了这样的能量存储系统900的说明性配置。在图9A和9B中，系统900包括具有由电解质基体分离的阳极侧912和阴极侧914的REP组件910，具有由基体分离的阳极侧922和阴极侧924的DFC 920，以及阳极排气氧化器(AGO)930。DFC 920可以是使用烃类进料的任何燃料电池，诸如固体氧化物燃料电池(SOFC)或熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)。
如图9A和9B所示的，燃料诸如天然气和水被供给至系统900并在热交换器950中预加热，以便使水蒸发以产生蒸汽。然后将燃料和蒸汽混合物供给至DFC 920的阳极侧922，在那里燃料被使用直接重整催化剂内部重整并经历与供给至DFC 920的阴极侧924的氧化剂气体的电化学反应，以产生基荷功率。基荷功率(DC功率)从DFC 920输出并可以被提供至电网用于为外部设备供电。包括CO2、H2、CO和水的阳极排气从DFC的阳极侧922输出并提供至REP组件910的阳极侧912和/或至AGO 930。如图9B所示的，通过结合阳极排气与循环的氢以及供给至热交换器950的燃料和水混合物，来自阳极侧922的部分阳极排气也可以被循环返回至DFC。
在图9A和9B中，REP组件910的阳极侧接收从DFC的阳极侧922输出的全部或部分阳极排气。虽然在图9A和9B中未示出，但是在阳极排气被供给至REP组件910之前，蒸汽可以被添加至从DFC的阳极侧922输出的阳极排气中。这是因为围绕系统的热和材料平衡显示来自DFC的阳极排气在用于高纯度制氢的水含量方面略稍不足。REP组件910使阳极排气中的CO和CO2与水反应以产生氢。阳极排气中的氢被添加至从REP组件中的反应生成的氢。通常，阳极排气在干燥基础上包含20-30％的H2+CO，和在REP组件910中的内部水气体变换反应期间，CO被转化为氢。阳极排气中的水和CO2也被电化学反应以产生H2和CO3 ＝离子，并且CO3 ＝离子被输送通过电解质薄膜，在阴极侧914中被转化为CO2和O2并随后作为氧化剂气体从REP组件的阴极侧914输出。在图9C中详细地显示了在REP组件对来自DFC的阳极排气的操作期间在REP组件中发生的这些反应。
由图9C中可见，由电源975向REP组件提供DC功率以向REP组件的至少一个电解槽燃料电池施加反向电压。由于阳极排气已经包含氢，所以从REP组件900输出的每千克氢的功率消耗——包括伴随阳极排气输入的氢——是通常35kWh/kg功率消耗的大约75％，或大约26kWh/kg。由于由REP组件900输出的每千克氢的功率消耗降低，所以当与标准低温电解槽相比时，存储功率的往返效率是近似两倍的。
再参考图9A和9B，空气被使用吹风机940或类似设备供给至AGO 930。AGO 930也接收来自DFC 920的阳极侧922的部分阳极排气并也可以接收在REP组件中生成并从REP组件900的阳极侧912输出的部分含氢气体。这使得独立于REP运行控制AGO温度。AGO 930氧化DFC阳极排气中的燃料和/或含氢气体以产生和输出加热的氧化剂气体，其被输送至REP组件910的阴极侧914。供给加热的氧化剂气体至REP组件900降低了REP组件的功率需求，由此增加了其效率。如图9A和9B所示的，在REP组件900中产生的包括CO2和O2混合物的氧化剂气体被从REP组件900的阴极侧914输送至DFC 920的阴极侧924。在被排放离开系统之前，从DFC 920的阴极侧924输出的阴极排气被发送至用于预加热输入系统900的燃料和水混合物的热交换器950。
在图9A和9B中，控制器990被用于控制系统900的运行，包括控制来自DFC 920的阳极排气的分布，控制从REP组件910的阳极侧输出的含氢气体的分布和向REP组件910提供过量的功率，这取决于外部功率需求和过量功率的可用性。具体而言，运行DFC以生成基荷功率，其被用于外部功率需求，如电网，并且全部或部分来自DFC 910的阳极排气被直接输出至REP组件910。当在电网上不存在过量功率被存储时，DFC阳极排气被输送通过REP组件910并未变化地从REP组件910的阳极侧912输出，即，含氢气体是未变化的阳极排气。以该方式，过量的功率无论何时出现在电网上，REP组件910被保持热的并准备按需运行。在这样的情况中，控制器990控制输送来自REP组件910的含氢气体至AGO 930，其还接收空气并燃烧或氧化阳极排气以产生包含N2、O2和CO2的热的氧化剂气体。然后，该热的氧化剂气体被输送至REP组件910的阴极侧914，和然后从REP组件910的阴极侧914输出的氧化剂气体被输送至DFC阴极侧924。输送热的氧化剂气体通过REP组件有助于保持REP组件910是热的，无论REP组件是正基于过量功率运行的还是空转的。
当过量功率是可利用的并需要被存储时，控制器990控制以向REP组件910提供过量功率，使得由电源施加反向电压至至少一个电解槽燃料电池，并且供给至REP组件910的DFC阳极排气被转化为氢。在该情况中，控制器990基于可利用的和提供至REP组件的过量功率的量控制围绕REP组件910旁通(bapass)的DFC阳极排气的量。通过这样的控制，进料至REP组件910的部分DFC阳极排气平衡提供至REP组件的过量功率以产生高纯度(>97％)氢气。在图9B的系统中，控制器进一步控制提供至AGO 930的旁通DFC阳极排气的量和循环至DFC 920并与从REP组件循环的含氢气体混合的剩下的旁通DFC阳极排气的量。具体而言，在图9B中，控制器990基于循环气体混合物中期望的H2/CO2比例，控制与氢混合并循环至DFC920的旁通DFC阳极排气的量。
基于REP组件910是正基于过量功率运行的还是空转的，并且基于在AGO 930中需要被生成的热的量，即，AGO的温度，控制器990还控制从REP组件输出提供至AGO 930的含氢气体的量和输出用于外部用途——如输出的——的含氢气体的量，如图9A所示的，和/或循环返回至DFC 920的含氢气体的量，如图9B所示的。例如，当REP组件910正基于过量功率运行以及围绕REP组件旁通的和提供至AGO的DFC阳极排气的量不足以维持AGO温度在预定温度下时，控制器990控制以提供部分从REP组件输出的含氢气体至AGO，以便保持AGO中的预定温度。当提供至REP组件的过量功率的量增加和围绕REP组件旁通至AGO的DFC阳极排气的量降低时，控制器990进一步控制以增加来自REP组件供给至AGO的含氢气体的量。相反，当REP组件是空转的，全部的DFC阳极排气可以被提供至REP组件910以保持REP组件是热的，和控制器990控制使得从REP组件的阳极侧912输出的全部或大部分的含氢气体被输送至AGO930以便维持AGO中的预定温度。
通过组合DFC与REP组件，和使用REP组件中的过量功率制氢，过量功率被以产生具有高功率存储往返效率的氢的形式储存。在图9A的配置中，功率存储往返效率如下估算：
储存的功率
制氢-26kWh/kg
氢存储-3kWh/kg
产生的功率
以55％效率的发电-18.5kWh/kg
往返效率＝18.5/(26+3)＝64％(或71％没有高压存储)
尽管图9A中系统的64％或71％的往返效率类似于利用常规蓄电池存储可实现的70-80％往返效率，但是图9A的系统具有产生氢的优势，所产生的氢可以被以大体积存储长的时间周期而没有效率损失。而且，由图9A的系统产生的氢可以被输出以向基于氢运行的设备诸如PEM燃料电池和燃料电池车辆提供燃料或向化学和精炼操作提供氢。输出氢，如在图9A中的系统中，通常提供比转化氢返回为功率(能量)更高的价值。
通过在基荷DFC 920中利用由REP组件910生成的低压氢气，图9B中所示的系统提供避免存储能量损失的另一个选择。在图9B的系统中，循环含氢气体至DFC 920降低天然气消耗，同时基荷功率产生未变化。当含氢气体从REP组件循环至DFC 920时，一些未净化的阳极排气也可以被循环，如图9B所示的。通过回收具有零功率消耗的额外的氢，这进一步增加了系统的效率。如上面所讨论的，基于混合物中期望的H2/CO2比例，控制器990控制旁通DFC阳极排气的量，该旁通DFC阳极排气与来自REP组件的含氢气体混合并被循环至DFC 920。优选地，控制器990控制旁通DFC阳极排气，使得含氢气体和DFC阳极排气的混合物具有大约4的H2/CO2比例。利用该比例的气体，在进入DFC以前，大部分的CO2和氢可以被转化返回至甲烷，使得DFC中的热平衡未从正常运行改变。在图9B的系统中，低纯度氢足以循环至DFC，其不需要蒸汽添加至DFC阳极排气并且其简化了过程。
使用图9B的系统，在阳极排气中的CO2被排出之前，可以存储大约2倍的基荷功率产生。该计算是基于在功率产生期间相对于传送的CO2，125％的CO2在阳极排气中，和相对于DFC的电压(-0.78)，REP组件所需的更高的电压(1.25)。由此，2.8MW DFC净输出将范围从没有功率至REP组件的+2.8MW至最大功率至REP组件的-2.8MW。
虽然图9A和9B中所示的说明性系统使用REP组件910，用于使用过量功率生成氢，但是考虑了除了产生氢用于能量存储之外，REP组件还可以被以发电模式运行以生成额外的功率来增加系统900的效率。在高功率需求期间当过量功率可用于存储或处于发电模式以生成额外功率时，图9A和9B的系统可以被修改，使得控制REP组件910以作为高温电解槽以制氢模式运行。在这样的配置中，控制器990基于外部功率需求和/或过量功率进行存储的可用性来控制REP组件的运行模式。图9A和9B的系统可以被进一步修改以便包括两个或更多个前置DFC和至少一个后置REP组件，该后置REP组件包括燃料电池组或DFC组，其中来自前置DFC的阳极排气被供给至后置REP组件的阳极侧，预加热空气和/或AGO中产生的热的氧化剂气体被供给至后置REP组件的阴极侧和从后置REP组件输出的阴极排气(氧化剂气体)被供给至前置DFC的各自的阴极侧。美国申请号14/578,077的图2中显示了这样的系统的说明性实施方式，其受让给本文的相同的受让人并通过引用并入本文。
在这样包括具有高温燃料电池诸如REP或DFC的负荷跟踪的系统中，由于循环大大地降低了组寿命，系统必须接近热中性，以便避免加热或冷却后置REP组的部件。热平衡可以通过加入补充甲烷燃料至前置DFC的阳极排气来调节，使得在以发电模式运行的后置REP组件中甲烷燃料的重整吸收由电池电阻和电流密度生成的热。控制器控制以一定速率供给补充的甲烷燃料，该速率基于电流密度。在一些说明性实施方式中，在供给阳极排气至以发电模式运行的后置REP组件之前，通过冷却部分前置DFC的阳极排气和使用催化剂通过下列反应将阳极排气中的氢转化为甲烷，从前置DFC输出的阳极排气中甲烷浓度可以增加：
4H2+CO2→CH4+2H2O (3)
而且，当后置REP组件以发电模式运行时，电流密度可以由REP组件的电池中生成的热限制。
使用REP组件通过CO 2 移除转化ADG燃料为天然气
本发明的REP组件还可以被用于通过有效地从第一燃料移除CO2将一种具有较高CO2含量的燃料诸如可再生的厌氧消化池气体(ADG)转化为另一种具有较低CO2含量的燃料诸如管道天然气。通常地，可再生的ADG包括大约60vol％的CH4和大约40vol％的CO2的混合物。常规地，通过使用PSA系统压缩ADG至高压和移除CO2，或通过添加氢将CO2转化为CH4将ADG转化为天然气。前一技术导致移除具有CO2的部分CH4，其必须被燃烧以避免CH4排放，和由于CO2以及CH4必须被压缩进一步具有高的压缩成本。后一常规技术需要昂贵的氢和由于反应的放热性质大约17％的氢被转化为热而不是CH4。
本发明通过使用上面描述的REP组件以通过在REP组件中电化学地移除大部分CO2和通过CO2与REP组件中产生的H2的甲烷化反应移除剩余的CO2将ADG转化为天然气，克服了这些困难。
图10A和10B显示了说明性ADG转化系统1000，其包括用于从ADG燃料电化学移除CO2的REP组件1010，和接收来自REP组件1010的氢气混合物并通过使CO2与H2反应从气体混合物移除剩余的CO2和H2以输出CH4或天然气的甲烷化反应器1020。如所示的，REP组件1010的阳极侧1012接收ADG燃料——其包括大约60％的CH4和大约40％的CO2——和蒸汽并使ADG燃料中的CO2与水反应以便生成包括氢、CH4和CO2的混合物的含氢气体和从阳极侧1012输出该含氢气体，以及从REP组件1010的阴极侧1014输出包括CO2和O2的混合物的氧化剂气体。如上面所讨论的，REP组件中的这些反应需要自电源1040供给DC功率，该电源1040向REP组件的至少一个电解槽燃料电池施加反向电压。图10A显示了REP组件1010中发生的详细反应，本文上面关于图4讨论了这些反应。如图10所示的，REP组件不包括重整单元或重整燃料电池。同样，REP电池中不需要重整催化剂。
REP组件1010从ADG燃料(大约80％)移除大部分CO2并同时向ADG燃料流加入转化剩余CO2为CH4所需的氢。由REP组件1010输出的包括氢、CO2和CH4的含氢气体被输送至甲烷化反应器1020，在那里氢与CO2反应以通过如下甲烷化反应(同样参见，方程(3))形成CH4和水：
CO2+4H2→CH4+2H2O
在系统1000中发生的总反应如下：
5CO2+4H2O→CO2+4H2+4CO3 ＝↑→CH4+2H2O (4)
由系统1000的总反应(4)中可见的，由于在REP组件1010中80％的CO2在电解反应中被移除，所以需要仅20％的氢，其是转化全部的CO2为甲烷所需要的。由于CO2+H2反应中使用的氢中大约17％的能量被转化为热，所以当与没有通过REP组件事先移除CO2的氢净化反应相比，由于使用REP组件1010移除大约80％的CO2，图10A和10B的系统比更加有效得多。而且，图10A和10B的系统1000还从在REP组件1010中的高温电解的高效率获益，其使用大约55％的通常低温电解系统所需的功率每千克的氢。用于移除CO2的功率还产生氢，使得功率成本的大部分由氢与CO2的反应产生的额外的CH4抵消。
表2概括了使用REP组件CO2移除对CO含量、沃泊数和效率的影响：
表2
如表2中所示，移除ADG燃料中大于80％的CO2从而使CO的生成最小化和增加天然气的沃泊数是可以期望的。气体中的过量氢抑制甲烷化反应中CO的形成并对系统效率或沃泊数具有最小的影响。
图10B显示了图10A的系统1000的说明性总配置。在图10B中，包括CO2和CH4的ADG燃料与水混合并在第一热交换器1002中使用废热预加热，以便使水蒸发形成蒸汽。然后，将加热的ADG燃料和蒸汽的混合物供给至REP组件1010的阳极侧1012。在REP组件中经历高温电解反应之后，REP组件1010的阳极侧1012输出包括氢、CH4和减少的CO2含量(大约20％)的混合物的含氢气体。在被供给至混合物中CO2与氢反应以产生CH4的甲烷化反应器1020之前，该混合物在第二热交换器1004中被冷却。甲烷化反应器1020输出CH4和水的混合物，其在热交换器1006中被冷却并可以经历水的冷凝。所得的由系统1000产生的气体是具有大于93％的CH4含量和小于2％的CO2含量的相对纯的甲烷(天然气)。
从REP组件的阳极侧1012输出的气体混合物中的废热和/或由反应器1020中甲烷化反应生成的废热可以被用于在第一热交换器1002中预加热ADG，以便生成REP组件中工艺所需的蒸汽。因此，第一、第二和第三热交换器1002、1004、1006可以是相同的热交换器，其适于从氢混合物和甲烷混合物回收废热并且适于使用该废热预加热ADG和水混合物。
在图10B的说明性系统中，系统1000中可以包括氧化器1030，用于生成额外的废热，其可以在热交换器1002中使用，用于预加热ADG燃料和水。氧化器1030接收并燃烧或氧化补充燃料以生成废热和氧化剂气体，并且由氧化器输出的氧化剂气体被输送至REP组件的阴极侧1014。控制器(未示出)可以被用于基于对预加热ADG燃料和水的加热需要控制补充燃料至氧化器1030的供给。
上面描述的图10A和10B的系统提供高效的且低成本的技术，用于将可再生的ADG气体转化为管道天然气(CH4)。这允许可再生的燃料诸如可再生的ADG的较小成本的使用。同时，从ADG气体移除的和从REP组件的阴极侧输出的二氧化碳可以被俘获和螯合或用于其它目的，以便限制CO2排放物。
使用REP组件的CO 2 俘获手段(Capture Leveraging)
本发明的REP组件还可以与锅炉、煤发电设备和其它设备一起使用，以便有效地俘获CO2，特别是自煤产生的CO2。常规系统使用氨吸收汽提塔系统，从而俘获CO2，其通常是非常能量密集的。在受让于本文中相同受让人的美国专利号7,396,603中描述的另一个系统使用熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)，用于使用燃料和从煤发电设备输出的烟道气发电。然而，在这样的MCFC中，由于阴极气体被烟道气中包含的大量氮稀释，燃料电池受到电压惩罚(penalty)，由此降低燃料电池的效率和功率输出。
本发明的CO2俘获系统接收来自锅炉、煤发电设备或任何其它烟道气生成组件的烟道气，加工烟道气以移除可以使REP组件中毒的杂质，并提供加工的烟道气与蒸汽和小量的燃料——诸如甲烷或天然气，其制造还原气体混合物——一起至REP组件——其生成氢气，分离CO2并输出含氢气体并单独地输出包含CO2和氧的混合物的氧化剂气体。由REP组件输出的包括CO2和O2的混合物的氧化剂气体可以被用于煤发电系统代替空气，以生产没有氮的纯CO2排气，其然后可以被压缩和俘获。
图11A-11C显示了CO2俘获系统1100的说明性配置，其接收来自燃煤发电设备1102(图11A)、燃烧天然气锅炉1104(图11B)、燃料电池组件1106如DFC组件(图11C)或类似的燃料利用设备的烟道气，并且其使用REP组件1110(也称为CO2泵)，用于电化学反应烟道气、甲烷或天然气燃料和蒸汽以产生氢气并分离CO2以便输出CO2/O2混合物。如图11A所示，当从煤燃烧设备1102接收烟道气时，清洁组件1106被用于加工烟道气以从其中移除可能使REP组件1110中毒的杂质，诸如硫和卤化物，并输出加工的CO2、N2和小量未反应的氧(小于2％)的烟道气混合物。由于MCFC燃料电池——包括REP组件——在反应物流中需要基本上零硫和零卤化物以避免中毒，所以清洁烟道气可能是困难的。在图11B和11C的系统1100中，由于烟道气由燃烧天然气锅炉或DFC系统生成，清洁组件是不需要的。而且，由天然气锅炉生成的NOx不影响REP组件运行并且通常在REP组件的高温还原气氛中被消灭。
如图11A和11B所示的，烟道气包含小量的未反应的氧，其通常小于2％。为了移除该未反应的氧，在图11A和11B的系统中，(在图11中的清洁之后)向烟道气流添加小量的甲烷或天然气，并且然后将该混合物输送通过催化剂1130，以便使氧与甲烷反应和产生预加热气体所需的热，之后输送它们至REP组件1110。如图11A和11B所示，由于需要水用于REP组件中的反应以产生CO3 ＝离子，蒸汽也被添加至烟道气和甲烷的混合物。在图11A和11B的系统中，然后将N2、CO2、H2O和CH4的脱氧混合物输送至REP组件1110的阳极侧1112，在那里CO2与水反应以生成CO3 ＝和氢，如上面关于图4所讨论的。通过穿过薄膜至REP组件的阴极侧1114电化学移除CO3 ＝离子使得生成具有一些CH4的主要包括氮和氢的含氢气体并从阳极侧1112输出，驱动反应前进。REP组件1100还从阴极侧1114输出CO2和O2的混合物。
在图11A和11B的系统1100中，从REP组件的阳极侧输出的含氢气体在电化学H2分离器(EHS)1140中被净化和压缩。从EHS 1140输出的净化的氢可以在压力下存储和/或输出应用，如上面描述的。如图11A和11B所示，在EHS 1140中与氢分离的甲烷和氮可以被输送用作锅炉或氧化器1160中的燃料，所述锅炉或氧化器1160燃烧CH4和空气以输出主要包括N2气体的排气。
还如图11A和11B中所示，从REP组件的阴极侧1114输出的包括CO2/O2的氧化剂气体可以被输送至燃煤锅炉或煤发电设备1150代替空气使用，使得作为燃烧煤的结果产生包含CO2和水而没有氮的排气。然后可将该排气冷却以冷凝出水，并且所得的纯CO2气体可以被俘获和螯合或用于其他目的。
在图11C，发电燃料电池组件1106被用作燃煤锅炉或煤发电设备1150的CO2和氧的来源。具体而言，燃料电池组件1106的阳极侧1106a接收混合有蒸汽的燃料——例如甲烷或天然气，而燃料电池组件1106的阴极侧1106b接收空气。由阴极侧1106b输出的阴极排气被排出，而由阳极侧1106a输出的包含CO2、H2、CO、H2O和CH4的阳极排气的一部分被输送至REP组件1110的阳极侧1112。如上面所讨论的，在阳极排气被输送至REP组件1110之前，不需要清洁阳极排气。
如图11C所示，燃料电池组件1106可以是任何高温燃料电池，诸如SOFC或MCFC。如果燃料电池组件1106是MCFC，一部分的阳极排气可以与空气混合，其被输送至燃料电池组件1106的阴极侧1106b以提供该类型的燃料电池的阴极所需的CO2。
在REP组件1110中，CO2与水反应以产生氢和CO3 ＝离子，并且CO3 ＝离子被输送穿过基体。REP组件1110的阳极侧1112输出含氢气体，该含氢气体包括小量的水和CO2，并且该含氢气体被循环返回至燃料电池组件1106的阳极侧1106a。在该情况中，从REP组件输出的含氢气体包括从燃料电池组件输出的任意剩余的氢与阳极排气，以及在REP组件中生成的氢。含氢气体从REP组件至燃料电池组件1106的循环降低燃料电池组件1106的燃料需要并增加其效率。
REP组件1110的阴极侧1114输出包括CO2/O2混合物的氧化剂气体，该气体被输送至燃煤锅炉或燃煤发电设备1150，其在没有任何额外的空气输入的情况下燃烧煤，并输出包括CO2和水的混合物的排气。燃煤锅炉/发电设备排气被冷却以冷凝出水并产生高纯度CO2气体，其然后可以被俘获和螯合或在其它设备中使用。对于天然气或其它烃类进料锅炉/发电设备，将发生相同的收益。
图11A-11C的系统1100具有移除CO2的优势，CO2可以被用于煤或其它烃类燃烧设备并随后被俘获，同时还产生氢，氢可以被储存、输出或用于功率产生设备。生成的氢的价值抵消REP组件1110所需的功率的大部分成本。具体地，在需要高氢价值的位置中，REP组件1110所需的功率可以完全由REP组件生成的氢偿付。需要的额外功率一般与由于当进行7,396,603专利中描述的二氧化碳俘获MCFC时较低效率损失的功率一致。而且，图11A-11C的系统具有优势，该优势通过在燃煤锅炉或煤发电设备中使用REP组件生成的CO2/O2混合物代替空气以产生纯CO2排气创造。具体而言，这样的应用俘获氧以及CO2，并因此，当氧被用于代替通常的锅炉中的空气时，11/2倍的通过REP组件的CO2俘获可用于螯合。
而且，当煤被用于功率产生时，由煤发电的忧虑之一是其不能有效地负荷跟踪。图11A-11C的系统还克服了这些忧虑，因为图11A-C的系统1100中生成的氢可以被用于低温燃料电池中以负荷跟踪和产生峰功率，或可选地，氢可以被输出用于燃料电池车辆和工业用途。
用于CO 2 俘获的组合的气化和REP组件
本发明的REP组件可以组合气化组件使用，从而提供气化含碳燃料的系统以产生氢而没有CO2排放物，所述含碳燃料诸如生物质或煤。
常规气化器组件被用于将含碳燃料转化为含氢、CO和CO2的合成气。然而，为了获得高氢气合成气，CO和CO2必须从由气化器输出的合成气移除。CO2从合成气的常规分离是成本高的且使得有效俘获CO2困难。
本发明的组合的气化器和REP组件通过REP组件使用低成本CO2泵送以产生由气化器组件输出的合成气分离的高氢(95％+)合成气和纯CO2烟道气。本发明的REP系统产生低成本氧流，其当与间接汽化器组件整合时，产生纯CO2流用于俘获。在本系统中，REP组件消耗的用于泵送CO2的功率由电解反应中由水共同产生的氢的价值抵消和偿付。由此，本发明的系统具有低的资本成本，低的运行成本和高的效率。本发明的系统的优势在于其通过从合成气移除CO和CO2净化由气化器组件输出的合成气，对于气化器组件中的气化过程产生低成本氧和CO2混合物，产生相当纯的CO2烟道气用于CO2俘获，以及通过产生额外的氢作为副产物增加来自净化的合成气的氢。
图12显示了组合的气化器和REP系统1200的说明性配置，其包括气化器组件1220和本发明的REP组件1210。如图12所示的，气化器组件1220接收含碳燃料S110，诸如煤和生物质，并将其转化为含氢、CO2、CO、H2O、烃类和诸如硫的杂质的合成气。气化器组件1220还接收由REP组件1210输出的混合有蒸汽的包括CO2和O2的混合物的氧化剂气体，并单独地输出包含CO2的烟道气S125。
在图12的系统1200中，由气化器组件1220产生并输出的合成气S135被输送至清洁组件1230，在那里合成气被清洁以移除诸如硫的杂质。然后清洁的包括CO2、H2、CO和烃类的合成气与蒸汽混合以产生CO2、H2、CO、H2O和任意烃类的混合物S145，和将其输送至REP组件1210的阳极侧1212。如上面所讨论的，在REP组件1210中，任意烃类——诸如CH4通过经由下面反应(参见，上面的反应(1))使其与水反应转化为CO2和H2：
CH4+2H2O→4H2+CO2
移除由REP组件1210中的反应产生的CO2，这通过向REP组件施加反向电压进行，使得由电解反应生成的CO3 ＝离子从REP组件的阳极侧1212穿过薄膜至REP组件的阴极侧1214。CO2的该移除驱动反应朝向完成并净化H2。而且，当CO2被移除时，输入合成气混合物中的CO被变换至氢，由此从合成气移除全部的碳。因此，在REP组件1210中产生包括几乎纯氢的合成气的含氢气体，同时通过电解共同产生额外的H2和CO2/O2混合物。REP组件的高温降低了电压需要，使得消耗的功率由通过电解由REP组件产生的相关的额外的氢的价值偿付。REP组件1210中产生的含氢气体从REP组件的阳极侧1212输出并随后通过在第一冷却组件1240中冷却和冷凝出任何水含量而净化。输出所得的高纯度(95％+)氢气在氢设备中使用，诸如燃料电池车辆和工业用途，或可以压缩或储存得到的高纯度(95％+)氢用于未来使用和/或运输。
如图12所示的，REP组件的阴极侧1214输出包括CO2和O2的混合物的氧化剂气体。如上面所显示和讨论的，该CO2/O2混合物可以与蒸汽混合并输入至气化器组件1220中。通过从REP组件提供CO2/O2混合物至气化器组件1220，正常用于气化器组件中的蒸汽的一些可以被混合物中存在的额外的CO2抵消。任选地，当期望较高纯度氧时，诸如用于其它类型的气化器或输出时，CO2和氧可以被分离。来自该分离的CO2可以被俘获用于螯合或其它用途。
在图12中所示的系统1200中，采用间接气化器，其产生准备用于俘获的包含纯CO2+H2O烟道气流的烟道气。如所示的，在第二冷却组件1250中冷却烟道气以使水冷凝出，和纯的CO2被输出用于俘获。
通过从REP组件供给CO2/O2混合物至气化器组件1220，在由气化器组件产生的合成气中带有的任何CO2被循环返回至具有氧的气化器。因此，进料中接近100％的碳作为CO2俘获，并且大约1％的碳作为氢气中的甲烷杂质离开系统1200。
本发明的系统1200实质上是模块化的并且可以为给定位置中的最佳可获得的生物质定制尺寸。通过将CO2从气化器中生成的合成气分离和净化氢气同时在REP组件中产生额外的氢，该系统使得废物和生物质气化具有商业利益。而且，当基于可再生的原料时，系统产生氢而没有任何净CO2排放物，即使没有俘获从气化器组件输出的CO2。
上面描述的系统使用REP组件用于许多不同的用途，其产生高纯度氢同时允许CO2的容易和有效的俘获。对于不同要求的大小和需要，上面描述的系统是规模可调的，使得安装和运行这样的系统具有商业利益。REP组件的配置和用途不限于上面描述的具体系统配置和用途。
在所有情况中，应当理解上面描述的布置仅仅说明许多可能的具体实施方式，其代表本发明的应用。根据本发明的原理，众多和改变的其它布置可以容易地想出，而不背离本发明的精神和范围。
权利要求书(按照条约第19条的修改)
1.一种高温重整器-电解槽-净化器(REP)组件，其包括：
至少一个燃料电池，其包括由电解质基体分离的阳极和阴极；和
电源，其用于向所述至少一个燃料电池施加反向电压，
其中包括蒸汽以及包括CO2、H2、CO和烃类燃料中的一种或多种的含碳气体的气体进料被进料至所述至少一个电解槽燃料电池的所述阳极，和
其中，当所述电源向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压时，在所述至少一个燃料电池的所述阳极中生成含氢气体，和在所述至少一个燃料电池的所述阳极中使用电解反应从所述含氢气体分离二氧化碳，使得所述至少一个燃料电池输出所述含氢气体和单独地输出包括二氧化碳和氧的氧化剂气体，其中通过从所述含氢气体分离和移除所述二氧化碳驱动氢生成反应接近完成。
2.根据权利要求1所述的高温REP组件，其中控制通过所述电源施加的所述反向电压，使得从所述至少一个燃料电池输出的所述含氢气体包括95％或更高的氢。
3.根据权利要求1所述的高温REP组件，其中所述高温REP组件包括串联且形成燃料电池组的多个燃料电池。
4.根据权利要求1所述的高温REP组件，其中每个燃料电池是熔融碳酸盐燃料电池。
5.根据权利要求1所述的高温REP组件，进一步包括一个或多个重整器，其用于重整烃类燃料和输出重整的燃料作为所述气体进料至所述至少一个燃料电池，其中所述至少一个燃料电池进一步适于下述一项或多项：
使甲烷与水反应以产生氢和二氧化碳；和
使一氧化碳与水变换以产生氢和二氧化碳。
6.根据权利要求5所述的高温REP组件，其中：
所述一个或多个重整器包括一个或多个内部重整电池，所述一个或多个内部重整电池包括重整催化剂；
所述高温REP组件包括多个燃料电池，和
所述一个或多个重整电池和所述多个燃料电池形成燃料电池组。
7.根据权利要求2的高温REP组件，进一步包括控制器，其用于控制所述电源向所述至少一个燃料电池施加预定量的所述反向电压。
8.根据权利要求7的高温REP组件，其中所述预定量的反向电压大于1.0伏特。
9.根据权利要求1所述的高温REP组件，其中：
高温REP组件配置为以制氢模式和发电模式中的一种运行，和
当所述高温REP组件以所述制氢模式运行时，所述控制器控制所述电源向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压，使得所述至少一个燃料电池生成所述含氢气体，和当所述高温REP组件以所述发电模式运行时，所述控制器控制所述电源不向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压，使得所述至少一个燃料电池由燃料发电。
10.一种重整器-电解槽-净化器(REP)系统，其包括
根据前述权利要求中任一项所述的高温REP组件，其中所述至少一个燃料电池适于接收所述气体进料并适于生成所述含氢气体；和
加热器，其用于加热所述气体进料，以便在输送所述气体进料至所述至少一个燃料电池之前使水蒸发为蒸汽。
11.根据权利要求10所述的REP系统，其中所述高温REP组件包括用于重整烃类燃料的一个或多个重整器，和其中所述气体进料包括从一个或多个重整器输出至所述至少一个燃料电池的重整的燃料和蒸汽。
12.根据权利要求10所述的REP系统，进一步包括氧化器，其适于氧化补充燃料和空气并生成废热用于所述加热器，其中所述氧化器输出所述氧化剂气体至所述至少一个燃料电池的所述阴极。
13.根据权利要求10所述的REP系统，进一步包括控制器，其用于下述中一项或多项：
控制所述电源向所述至少一个燃料电池施加预定量的反向电压；和
控制能够以制氢模式和发电模式中的一种运行的所述高温REP组件的运行，使得当所述高温REP组件以所述制氢模式运行时，所述电源向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压，和当所述高温REP组件以所述发电模式运行时，所述电源不向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压。
14.根据权利要求10所述的REP系统，进一步包括氢净化组件，其适于接收从所述高温REP组件输出的所述含氢气体并进一步净化所述含氢气体中的氢。
15.根据权利要求14所述的REP系统，其中所述氢净化组件包括电化学氢压缩机，用于压缩所述含氢气体至至少2000psig和输出具有至少99％纯度的净化的氢气。
16.根据权利要求10所述的REP系统，其中高温REP组件包括用于重整烃类燃料的一个或多个重整器，和所述气体进料包括从所述一个或多个重整器输出至所述至少一个燃料电池的重整的燃料和蒸汽的混合物，和其中所述REP系统进一步包括甲烷转化器，用于将从所述高温REP组件输出的所述含氢气体中的任何一氧化碳转化为甲烷。
17.根据权利要求16所述的REP系统，其中：
所述氢净化组件接收从所述甲烷转化器输出的转化的含氢气体并将氢与甲烷分离，和
通过所述氢净化组件分离的所述甲烷被循环至下述至少一个：(a)所述一个或多个重整器，和(b)所述至少一个燃料电池。
18.一种发电和制氢系统，其包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温REP组件；和
高温燃料电池系统，其包括至少一个高温燃料电池组；
其中所述高温燃料电池系统接收燃料和空气与从所述高温REP组件输出的氧化剂气体中的一种或多种，并生成电力输出，和
其中从所述高温燃料电池系统的阳极侧输出的阳极排气被输送至所述高温REP组件的所述阳极用作所述气体进料，用于生成所述含氢气体。
19.根据权利要求18所述的发电和制氢系统，其中所述高温燃料电池系统的阴极侧接收从所述高温REP组件输出的所述氧化剂气体并输出阴极排气至所述高温REP组件的阴极。
20.根据权利要求18所述的发电和制氢系统，其中所述高温燃料电池系统是熔融碳酸盐直接燃料电池系统和固体氧化物燃料电池系统中的一种。
21.根据权利要求18所述的发电和制氢系统，其中所述高温REP组件包括一个或多个间接内部重整和外部重整，用于重整来自所述高温燃料电池系统的所述阳极的阳极排气。
22.根据权利要求18所述的发电和制氢系统，其中由所述高温燃料电池系统生成的所述电力输出的全部或部分被所述高温REP组件的所述电源使用以向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压。
23.一种生成二氧化碳气体用于俘获的重整系统，所述系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温REP组件；
重整器组件，其适于重整燃料和输出重整的燃料至所述高温REP组件用作所述气体进料；和
氧化器，其适于利用从所述高温REP组件输出的所述氧化剂气体氧化补充燃料，同时生成废热用于所述重整器组件，和输出包括二氧化碳和水的烟道气，
其中所述烟道气被输出用于二氧化碳俘获。
24.根据权利要求23所述的重整系统，进一步包括：
甲烷化组件，其用于将从所述高温REP组件输出的所述含氢气体中的任意一氧化碳和二氧化碳转化为甲烷并输出转化的含氢气体；和
氢净化组件，其用于将所述转化的含氢气体中的氢与甲烷分离并单独地输出净化的氢气和甲烷，
其中从所述氢净化组件输出的甲烷被输送至所述氧化器用作所述补充燃料。
25.根据权利要求24所述的重整系统，其中所述氢净化组件包括电化学氢压缩机，其用于压缩和净化所述转化的含氢气体中的氢至至少2,000psig的压力和至少99％的纯度。
26.根据权利要求23所述的重整系统，进一步包括PSA基磨光组件，其用于净化从所述高温REP组件输出的所述含氢气体中的氢至至少99％的纯度。
27.根据权利要求23所述的重整系统，其中在所述重整器组件中被接收之前，提供至所述重整器组件的所述燃料与蒸汽混合，和其中所述系统进一步包括热回收组件，用于回收来自从所述氧化器输出的烟道气和从所述高温REP组件输出的含氢气体中的至少一个的废热，并使用所述废热从水生成所述气体进料中的所述蒸汽。
28.根据权利要求23所述的重整系统，进一步包括二氧化碳俘获组件，其用于冷却从所述氧化器输出的所述烟道气以通过冷凝移除水和用于压缩水分离的包括的二氧化碳的烟道气用于螯合。
29.一种用于生成氢和电力的制氢系统，所述系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温REP组件；和
低温燃料电池系统，其适于接收从所述高温REP输出的所述含氢气体并生成所述电力。
30.根据权利要求29所述的制氢系统，其中所述低温燃料电池系统包括PEM燃料电池系统。
31.根据权利要求29所述的制氢系统，进一步包括：
重整器组件，其用于重整燃料和输出重整的燃料至所述高温REP组件用作所述气体进料；和
氧化器，其适于利用空气和从所述高温REP组件输出的所述氧化剂气体中的一种或多种氧化补充燃料，同时生成废热用于所述重整器组件。
32.根据权利要求31所述的制氢系统，其中所述氧化器适于利用空气氧化补充燃料和从所述高温REP组件输出的所述氧化剂气体被供给至所述低温燃料电池系统的阴极侧。
33.根据权利要求29所述的制氢系统，其中从所述低温燃料电池系统输出的阳极排气被循环用于下述之一：(a)用作所述重整组件中的燃料，和(b)用作所述高温REP组件的所述至少一个燃料电池的所述阳极中的所述气体进料。
34.根据权利要求31所述的制氢系统，进一步包括控制器，用于控制下述的一项或多项：(a)供给至所述氧化器组件的补充燃料和空气的量，和(b)供给至所述低温燃料电池系统的阴极侧的空气的量。
35.根据权利要求29所述的制氢系统，进一步包括氢存储组件，其适于储存由所述高温REP组件生成的所述含氢气体的全部或部分，并向所述低温燃料电池系统供给额外的氢燃料。
36.根据权利要求35所述的制氢系统，进一步包括氢净化组件，其适于净化从所述高温REP组件输出的所述含氢气体的全部或部分中的氢和输出全部或部分的净化的氢至所述氢存储组件。
37.根据权利要求36所述的制氢系统，其中所述氢净化组件包括压缩机，用于压缩全部或部分的所述含氢气体；和净化设备，用于净化所述压缩的含氢气体中的氢。
38.根据权利要求36所述的制氢系统，其中所述氢净化组件进一步适于将所述含氢气体中杂质与氢分离并循环全部的分离的杂质用于所述高温REP组件。
39.根据权利要求35所述的制氢系统，进一步包括控制器，用于控制下述的一项或多项：
(a)从所述高温REP组件输送至所述氢净化组件的含氢气体的量；
(b)基于所述低温燃料电池系统的燃料需求输送至所述氢存储组件的含氢气体的量；和
(c)基于所述低温燃料电池系统的燃料需求从所述氢存储组件输送至所述低温燃料电池系统的额外的氢燃料的量。
40.根据权利要求29所述的制氢系统，其中：
所述低温燃料电池系统包括第一低温燃料电池组件和第二低温燃料电池组件，
所述第一低温燃料电池组件和所述第二低温燃料电池组件中的每个接收各自部分的从所述高温REP组件输出的所述含氢气体，和
所述第一低温燃料电池组件接收从所述高温REP组件输出的所述氧化剂气体和输出包括二氧化碳和水的第一阴极排气。
41.根据权利要求40所述的制氢组件，进一步包括二氧化碳俘获组件，其用于通过从所述第一阴极排气冷凝出水俘获所述第一阴极排气中的二氧化碳。
42.根据权利要求31所述的制氢系统，其中所述氧化器适于利用空气氧化补充燃料并输出烟道气至所述高温REP组件。
43.一种用于储存过量功率的能量存储系统，所述系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温REP组件；和
燃料电池发电组件，用于发电，
其中从所述燃料电池发电组件的阳极侧输出的阳极排气的第一部分被输送至所述高温REP组件用作所述气体进料，和
其中当过量功率是可用的时，所述电源向所述高温REP组件的所述至少一个燃料电池施加所述反向电压，以便从所述阳极排气的所述第一部分生成氢。
44.根据权利要求43所述的能量存储系统，其中当过量功率是可用的和所述高温REP组件从所述阳极排气的所述第一部分生成氢时，从所述高温REP组件输出的所述含氢气体经历下述一个或多个：(a)从所述能量存储系统输出或(b)循环至所述燃料电池发电组件的所述阳极。
45.根据权利要求43所述的能量存储系统，进一步包括阳极排气氧化器，其适于氧化下述中的一种或多种：(a)从所述燃料电池发电组件输出的所述阳极排气的第二部分，和(b)从所述高温REP组件输出的所述含氢气体的至少部分，其中从所述阳极排气氧化器输出的烟道气被输送至所述高温REP组件。
46.根据权利要求43所述的能量存储系统，其中从所述高温REP组件输出的所述氧化剂气体被输送至所述燃料电池发电组件的阴极侧。
46a.根据权利要求43所述的能量存储系统，其中当过量功率是不可用的时，所述电源不向所述至少一个燃料电池施加反向电压，和来自所述燃料电池发电组件的所述阳极排气的所述第一部分被未变化地输送通过所述高温REP组件，而在所述高温REP组件中没有生成氢。
47.根据权利要求43所述的能量存储系统，
进一步包括控制器，用于控制下述中的一项或多项：
(a)基于过量功率的可用性，所述电源向所述至少一个燃料电池施加反向电压；
(b)基于过量功率的可用性和所述阳极排气氧化器中的温度中的至少一个，输送至所述阳极排气氧化器的所述阳极排气的所述第二部分的量和从所述高温REP组件输送至所述阳极排气氧化器的至少部分的所述含氢气体的量。
48.根据权利要求43所述的能量存储系统，其中从所述燃料电池发电组件输出的所述阳极排气的第三部分被循环至所述燃料电池发电组件的所述阳极侧，和其中所述控制器基于循环的气体混合物中H2/CO2比例控制所述阳极排气的所述第三部分的量。
49.根据权利要求43所述的能量存储系统，其中：
所述燃料电池发电组件包括第一燃料电池组组件和第二燃料电池组组件，
从所述第一燃料电池组组件和所述第二燃料电池组组件输出的阳极排气被输送至所述高温REP组件作为所述气体进料，和
从所述高温REP组件输出的所述氧化剂气体的各自部分被输送至所述第一燃料电池组组件和所述第二燃料电池组组件的各自的阴极侧。
50.根据权利要求49所述的能量存储系统，其中：
当过量功率是可用的且反向电压被施加至所述至少一个燃料电池时，所述高温REP组件适于以制氢模式运行，和当过量功率是不可用的时，所述高温REP组件适于以发电模式运行，
当所述高温REP组件在高电流下以所述发电模式或所述制氢模式中的任一种运行时，控制补充甲烷供给至所述高温REP组件以冷却所述高温REP组件，和所述控制器基于所述高温REP组件中电流密度和温度控制供给所述补充甲烷的速率。
51.一种用于将具有第一二氧化碳含量的第一烃类燃料转化为具有第二二氧化碳含量的第二烃类燃料的气体转化系统，所述第二二氧化碳含量小于所述第一二氧化碳含量，所述气体转化系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温REP组件，其中所述高温REP组件接收作为所述气体进料的所述第一燃料和蒸汽的混合物，并输出所述含氢气体；和
甲烷化反应器，其适于接收所述含氢气体和使所述含氢气体中的二氧化碳和氢反应以形成甲烷并输出混合有蒸汽的所述第二烃类燃料。
52.根据权利要求51所述的气体转化系统，其中所述第一烃类燃料是厌氧消化池气体和所述第二烃类燃料是天然气。
53.根据权利要求51所述的气体转化系统，进一步包括加热器，用于使用废热加热所述第一烃类燃料和水以便使所述水蒸发。
54.根据权利要求51所述的气体转化系统，其中在被输送至所述甲烷化反应器之前，从所述高温REP组件输出的所述含氢气体被冷却。
55.根据权利要求51所述的气体转化系统，进一步包括氧化器，其用于氧化补充燃料以生成废热用于所述加热器，用来加热所述第一烃类燃料和水，其中所述氧化器输出烟道气至所述高温REP组件。
56.一种用于生成高纯度二氧化碳用于俘获的二氧化碳俘获系统，所述系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温REP组件；和
燃料发电组件，其适于接收来自所述高温REP组件的所述氧化剂气体和利用所述氧化剂气体燃烧煤和烃类中的一种或多种，
其中所述燃料发电组件输出包括二氧化碳的排气用于二氧化碳俘获。
57.根据权利要求56所述的二氧化碳俘获系统，其中所述燃料发电组件不接收任何空气用于燃烧煤和烃类中的一种或多种。
58.根据权利要求56所述的二氧化碳俘获系统，其中所述燃料发电组件包括燃煤锅炉、烃类锅炉、煤发电设备和烃类发电设备中的一种。
59.根据权利要求56所述的二氧化碳俘获系统，进一步包括烟道气生成组件，其中所述高温REP组件接收包括下述中一个的气体进料：(a)从所述烟道气生成组件输出的烟道气、甲烷和蒸汽的混合物，和(b)源于烟道气、甲烷和蒸汽的混合物的气体。
60.根据权利要求59所述的二氧化碳俘获系统，进一步包括催化剂组件，用于使氧和所述烟道气、甲烷和蒸汽的混合物中的甲烷反应并生成热以产生用于所述高温REP组件的所述气体进料。
61.根据权利要求59所述的二氧化碳俘获系统，其中所述烟道气生成组件是下述中的一个：燃煤发电设备、燃煤锅炉、燃烃锅炉和燃天然气锅炉。
62.根据权利要求56所述的二氧化碳俘获系统，进一步包括电化学分离器，用于净化从所述高温REP组件输出的所述含氢气体中的氢。
63.根据权利要求56所述的二氧化碳俘获系统，进一步包括高温燃料电池，其中从所述高温燃料电池的阳极侧输出的阳极排气被作为所述气体进料的部分提供至所述高温REP组件，和其中从所述高温REP组件输出的所述含氢气体被循环至所述高温燃料电池的所述阳极侧。
64.一种组合的气化器和制氢系统，其包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温REP组件；和
气化器组件，其适于从含碳燃料生成合成气，
其中所述高温REP组件接收包括所述合成气和源自所述合成气的气体之一的所述气体进料并净化所述气体进料以输出所述含氢气体并单独地输出所述氧化剂气体。
65.根据权利要求64所述的组合的气化器和制氢系统，其中从所述高温REP组件输出的所述氧化剂气体被输入至所述气化器组件。
66.根据权利要求64所述的组合的气化器和制氢组件，其中所述气化器组件输出包括二氧化碳和水的烟道气用于二氧化碳俘获。
67.根据权利要求64所述的组合的气化器和制氢组件，进一步包括清洁组件，用于在所述合成气被提供至输入所述高温REP组件的进料气体之前使所述合成气脱硫。
68.一种使用高温重整器-电解槽-净化器(REP)组件生成高纯度氢的方法，所述高温REP组件包括至少一个燃料电池，所述至少一个燃料电池包括由电解质基体分离的阳极和阴极，所述方法包括：
在所述至少一个燃料电池的所述阳极中接收包括蒸汽以及包括CO2、H2、CO和烃类燃料中的一种或多种的含碳气体的气体进料；
向所述至少一个燃料电池施加反向电压，其中当所述反向电压被施加至所述至少一个燃料电池时，在所述至少一个燃料电池的所述阳极中生成含氢气体，和在所述至少一个燃料电池的所述阳极中使用电解反应将二氧化碳从所述含氢气体分离；和
单独地输出所述含氢气体和包括二氧化碳和氧的氧化剂气体，
其中通过从所述含氢气体分离和移除所述二氧化碳驱动制氢反应接近完成。
69.根据权利要求68所述的方法，其中控制在所述施加步骤中施加的反向电压，使得在所述输出步骤中，所述含氢气体包括95％或更高纯度的氢。
70.根据权利要求68所述的方法，其中每个燃料电池是熔融碳酸盐燃料电池，和其中，当所述反向电压被施加至所述至少一个燃料电池时，通过使得CO3 ＝离子输送穿过所述燃料电池的所述电解质基体至所述阴极使二氧化碳与所述含氢气体分离，其中使所述阴极中的所述CO3 ＝离子反应以产生包括CO2和氧的所述氧化剂排气。
71.根据权利要求68所述的方法，进一步包括：
重整烃类燃料，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括重整的燃料，和
下述中至少一个：(a)使所述气体进料中的任意甲烷与蒸汽反应以产生氢和二氧化碳，和(b)变换所述气体进料中任意一氧化碳与水以产生氢和CO2。
72.根据权利要求69所述的方法，进一步包括控制施加所述反向电压的步骤，以向所述至少一个燃料电池施加预定量的所述反向电压。
73.根据权利要求72所述的方法，其中施加至所述至少一个燃料电池的所述预定量的反向电压大于1.0伏特。
74.根据权利要求68所述的方法，进一步包括：控制所述高温REP组件以制氢模式和发电模式之一运行，
其中当控制所述高温REP组件以所述制氢模式运行时，在所述施加步骤中，向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压，和当控制所述高温REP组件以所述发电模式运行时，在所述施加步骤中不向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压。
75.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
在所述至少一个燃料电池中接收所述气体进料的步骤之前，提供废热以使水蒸发为蒸汽。
76.根据权利要求75所述的方法，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括重整的烃类燃料，和所述方法进一步包括：
重整烃类燃料和蒸汽的混合物以生成所述气体进料用于所述接收步骤。
77.根据权利要求75所述的方法，进一步包括在提供废热的步骤中氧化补充燃料和空气以生成废热和输出氧化剂气体用于所述至少一个燃料电池的所述阴极。
78.根据权利要求75所述的方法，进一步包括下述中一项或多项：
控制向所述至少一个燃料电池施加预定量的反向电压的步骤；和
控制所述高温REP组件以制氢模式和发电模式之一运行，其中当控制所述高温REP组件以所述制氢模式运行时，在所述施加步骤中向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压，和当控制所述高温REP组件以所述发电模式运行时，在所述施加步骤中不向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压。
79.根据权利要求75所述的方法，进一步包括净化所述含氢气体中的氢。
80.根据权利要求79所述的方法，其中所述净化步骤包括使用电化学氢压缩机将所述含氢气体压缩至至少2000psig的压力以输出具有至少99％纯度的净化的氢气。
81.根据权利要求75所述的方法，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括重整的烃类燃料，和所述方法进一步包括：
将所述输出步骤中输出的所述含氢气体中的任意一氧化碳转化为甲烷。
82.根据权利要求81所述的方法，进一步包括通过使氢与所述甲烷分离净化在转化步骤中生成的转化的含氢气体中的氢，和循环所述甲烷用于所述高温REP组件。
83.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
向所述高温燃料电池系统提供燃料和空气与在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体之一；
使用所述高温燃料电池系统生成电力输出和阳极排气；
提供在所述生成步骤中生成的所述阳极排气用作所述高温REP组件中的所述气体进料。
84.根据权利要求83所述的方法，其中所述生成步骤进一步包括使用所述高温燃料电池系统生成阴极排气，和其中在所述生成步骤中生成的所述阴极排气被输送至所述高温REP组件的所述至少一个燃料电池的所述阴极。
85.根据权利要求83所述的方法，其中所述高温燃料电池是熔融碳酸盐直接燃料电池系统和固体氧化物燃料电池系统之一。
86.根据权利要求83所述的方法，进一步包括在提供所述阳极排气用作所述高温REP组件中的所述气体进料之前，重整在所述生成步骤中生成的所述阳极排气。
87.根据权利要求83所述的方法，其中在所述生成步骤中生成的所述电力的全部或部分被用于向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压的步骤。
88.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
重整燃料以生成重整的燃料，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括所述重整的燃料；
利用在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体氧化补充燃料以生成废热和包括二氧化碳和水的烟道气；和
提供在所述氧化步骤中生成的所述废热用于在所述重整步骤中重整所述燃料，
其中在所述氧化步骤中生成的所述烟道气被输出用于二氧化碳俘获。
89.根据权利要求88所述的方法，进一步包括：将在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的任意一氧化碳和二氧化碳转化为甲烷以生成转化的含氢气体；
使所述转化的含氢气体中的氢与甲烷分离；和
提供在所述分离步骤中分离的所述甲烷用作所述氧化步骤中的所述补充燃料。
90.根据权利要求89所述的方法，其中所述分离步骤包括使用电化学氢压缩机压缩和净化所述转化的含氢气体中的氢至至少2,000psig的压力和至少99％的纯度。
91.根据权利要求88所述的方法，进一步包括在PSA基磨光组件中净化在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的氢至至少99％的纯度。
92.根据权利要求88所述的方法，进一步包括从在所述氧化步骤中生成的所述烟道气和在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的至少一个回收废热，并提供所述废热用于生成蒸汽用于形成在所述接收步骤中接收的所述气体进料。
93.根据权利要求88所述的方法，进一步包括通过冷却在所述氧化步骤中生成的所述烟道气以通过冷凝移除水和压缩包括二氧化碳的水分离的烟道气来俘获二氧化碳的步骤。
94.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括提供在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体至低温燃料电池系统和使用所述低温燃料电池系统生成电力。
95.根据权利要求94所述的方法，其中所述低温燃料电池系统包括PEM燃料电池系统。
96.根据权利要求94所述的方法，进一步包括：
重整燃料以生成重整的燃料，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括所述重整的燃料；和
利用空气和在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体中的一种或多种氧化补充燃料，同时生成废热用于所述重整步骤。
97.根据权利要求96所述的方法，其中所述氧化步骤包括利用空气氧化补充燃料和进一步包括向所述低温燃料电池系统的阴极侧提供在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体。
98.根据权利要求94所述的方法，进一步包括循环从所述低温燃料电池系统输出的阳极排气用作下述之一：(a)用作所述重整步骤中的燃料和(b)用作所述接收步骤中接收的所述气体进料的一部分。
99.根据权利要求96所述的方法，进一步包括控制下述中一个或多个：(a)在所述氧化步骤中使用的补充燃料和空气的量，和(b)供给至所述低温燃料电池系统的阴极侧的空气的量。
100.根据权利要求94所述的方法，进一步包括：
在氢存储组件中储存在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体的至少部分，和
从所述氢存储组件向所述低温燃料电池组件供给额外的氢燃料。
101.根据权利要求100所述的方法，进一步包括净化所述含氢气体的所述至少部分中的氢并在所述氢存储组件中储存至少部分的净化的氢。
102.根据权利要求101所述的方法，其中所述净化步骤包括压缩所述含氢气体的所述至少部分和净化所述压缩的含氢气体中的所述氢。
103.根据权利要求101所述的方法，进一步包括使所述含氢气体中的杂质与氢分离和循环全部分离的杂质用于所述高温REP组件中。
104.根据权利要求100所述的方法，进一步包括控制下述一项或多项：
(a)在所述净化步骤中净化的含氢气体的所述至少部分的量；
(b)基于所述低温燃料电池系统的燃料需求储存在所述氢存储组件中的至少部分的净化的氢的量；和
(c)基于所述低温燃料电池系统的燃料需求在所述供给步骤中从所述氢存储组件供给至所述低温燃料电池系统的额外的氢燃料的量。
105.根据权利要求94所述的方法，其中：
所述低温燃料电池系统包括第一低温燃料电池组件和第二低温燃料电池组件，和
在所述提供步骤中，各自部分的所述含氢气体被提供至所述第一燃料电池组件和所述第二燃料电池组件的每个，和
进一步包括向所述第一低温燃料电池组件提供在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体，其中所述第一低温燃料电池组件生成包括二氧化碳和水的第一阴极排气。
106.根据权利要求105所述的方法，进一步包括通过从所述第一阴极排气冷凝出水俘获所述第一阴极排气中的二氧化碳。
107.根据权利要求96所述的方法，其中在所述氧化步骤中，作为利用空气氧化所述补充燃料的结果，生成烟道气，和其中供给所述烟道气至所述高温REP组件。
108.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
使用燃料电池发电组件发电；
其中通过所述高温REP组件接收所述燃料电池发电组件的阳极侧中生成的阳极排气的第一部分作为所述接收步骤中的所述气体进料的部分，
其中当过量功率是可用的时，执行向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压的步骤。
109.根据权利要求108所述的方法，其中当过量功率是可用的并且在所述施加步骤中向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压使得含氢气体从所述阳极排气的所述第一部分生成时，所述方法进一步包括下述中的一项或多项：(a)输出在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体；和(b)循环所述含氢气体至所述燃料电池发电系统的所述阳极侧。
110.根据权利要求108所述的方法，进一步包括：
氧化下述中一项或多项：(a)从所述燃料电池发电组件输出的所述阳极排气的第二部分，和(b)在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体的至少部分；和
提供在所述氧化步骤中生成的烟道气至所述高温REP组件。
111.根据权利要求108所述的方法，进一步包括提供在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体至所述燃料电池发电组件的阴极侧。
112.根据权利要求108所述的方法，其中当过量功率是不可用的时，不执行施加所述反向电压的步骤和在所述接收步骤中通过高温REP组件接收作为所述气体进料的部分的来自所述燃料电池发电组件的所述阳极排气的所述第一部分被未变化地输送通过所述高温REP组件，而没有生成氢。
113.根据权利要求108所述的方法，进一步包括控制下述中的一项或多项：
(a)基于过量功率的可用性，向所述至少一个燃料电池施加所述反向电压的步骤；
(b)基于过量功率的可用性和在所述氧化步骤期间的反应温度的至少一个，在所述氧化步骤中使用的所述阳极排气的所述第二部分的量和在所述氧化步骤中使用的所述含氢气体的所述至少部分的量。
114.根据权利要求108所述的方法，进一步包括循环在所述燃料电池发电组件中生成的所述阳极排气的第三部分至所述燃料电池发电组件的所述阳极侧，和基于循环的气体混合物中的H2/CO2比例控制所述阳极排气的所述第三部分的量。
115.根据权利要求108所述的方法，其中所述燃料电池发电组件包括第一燃料电池组组件和第二燃料电池组组件，在所述接收步骤中接收从所述第一燃料电池组组件和所述第二燃料电池组组件输出的所述阳极排气的至少所述第一部分作为在所述高温REP组件中接收的所述气体进料的部分，和进一步包括：
供给从所述高温REP组件单独输出的所述氧化剂排气的各自部分至所述第一燃料电池组组件和所述第二燃料电池组组件的各自阴极侧。
116.根据权利要求115所述的方法，其中所述高温REP组件适于以制氢模式和发电模式之一运行，其中所述方法包括：
当过量功率是可用的时，控制所述高温REP组件以所述制氢模式运行，和
控制所述高温REP组件以所述发电模式运行，
其中当所述高温REP组件在高电流下以所述发电模式或所述制氢模式中任一项运行时，所述方法进一步包括基于所述高温燃料电解槽组件中电流密度和温度以一定速率控制补充甲烷至所述高温REP组件的供给以冷却所述高温REP组件。
117.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，其中所述气体进料包括蒸汽和具有第一二氧化碳含量的第一烃类燃料，所述方法进一步包括：
使在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的任意二氧化碳和氢反应以形成甲烷并输出混合有蒸汽的第二烃类燃料，
其中所述第二烃类燃料具有低于所述第一二氧化碳含量的第二二氧化碳含量。
118.根据权利要求117所述的方法，其中所述第一烃类燃料是厌氧消化池气体和所述第二烃类燃料是天然气。
119.根据权利要求117所述的方法，进一步包括使用废热加热所述第一烃类燃料和水以形成包括所述第一烃类燃料和蒸汽的混合物的进料气体。
120.根据权利要求117所述的方法，进一步包括在所述反应步骤之前，冷却在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体。
121.根据权利要求117所述的方法，进一步包括氧化补充燃料以生成废热用于所述加热步骤和生成烟道气，其中在所述氧化步骤中生成的所述烟道气被提供至所述高温REP组件。
122.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
在燃料发电组件中利用在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体燃烧煤和烃类中的一种或多种；和
从所述燃料发电组件输出包括二氧化碳的排气用于二氧化碳俘获。
123.根据权利要求122所述的方法，其中所述燃料发电组件不使用任何空气用于所述燃烧步骤。
124.根据权利要求122所述的方法，其中所述燃料发电组件包括燃煤锅炉、烃类锅炉、煤发电设备和烃类发电设备之一。
125.根据权利要求122所述的方法，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括下述之一：(a)从烟道气生成组件输出的烟道气、甲烷和蒸汽的混合物，和(b)源自所述烟道气、甲烷和蒸汽的混合物的气体。
126.根据权利要求125所述的方法，进一步包括使氧与烟道气和甲烷的混合物中的甲烷反应并生成热以产生所述接收步骤中接收的所述气体进料。
127.根据权利要求125所述的方法，其中所述烟道气生成组件是下述之一：燃煤发电设备、燃煤锅炉、燃烃锅炉和燃天然气锅炉。
128.根据权利要求122所述的方法，进一步包括：
净化在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的氢。
129.根据权利要求122所述的方法，进一步包括：
运行高温燃料电池，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括从所述高温燃料电池输出的阳极排气，和
循环在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体至所述高温燃料电池的阳极侧。
130.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
在气化器组件中从含碳燃料生成合成气；
其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括在所述生成步骤中生成的所述合成气和源自所述合成气的气体之一。
131.根据权利要求130所述的方法，进一步包括提供在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体至所述气化器组件。
132.根据权利要求130所述的方法，其中所述气化器输出包括二氧化碳和水的烟道气，并且进一步包括俘获所述烟道气中的所述二氧化碳。
133.根据权利要求130所述的方法，进一步包括使在所述生成步骤中生成的所述合成气脱硫，然后在所述接收步骤中接收包括脱硫的合成气和蒸汽的气体进料。

Claims (134)

1.一种高温电解槽组件，其包括：
至少一个电解槽燃料电池，其包括由电解质基体分离的阳极和阴极；和
电源，其用于向所述至少一个电解槽燃料电池施加反向电压，
其中包括蒸汽以及CO2和烃类燃料中的一种或多种的气体进料被进料至所述至少一个电解槽燃料电池的所述阳极，和
其中，当所述电源向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压时，通过所述至少一个电解槽燃料电池的所述阳极中的电解反应生成含氢气体和从所述含氢气体分离二氧化碳，使得所述至少一个电解槽燃料电池输出所述含氢气体并单独地输出包括二氧化碳和氧的氧化剂气体。
2.根据权利要求1所述的高温电解槽组件，其中从所述至少一个电解槽燃料电池输出的所述含氢气体包括95％或更高的氢。
3.根据前述权利要求中任一项所述的高温电解槽组件，其中所述高温电解槽组件包括串联且形成燃料电池组的多个电解槽燃料电池。
4.根据前述权利要求中任一项所述的高温电解槽组件，其中每个电解槽燃料电池是熔融碳酸盐燃料电池。
5.根据前述权利要求中任一项所述的高温电解槽组件，进一步包括一个或多个重整器，其用于重整烃类燃料和输出重整的燃料作为所述气体进料至所述至少一个电解槽燃料电池，其中所述至少一个电解槽燃料电池进一步适于下述一项或多项：
使甲烷与水反应以产生氢和二氧化碳；和
使一氧化碳与水变换以产生氢和二氧化碳。
6.根据权利要求5所述的高温电解槽组件，其中：
所述一个或多个重整器包括一个或多个内部重整燃料电池，所述一个或多个内部重整燃料电池包括重整催化剂；
所述高温电解槽组件包括多个电解槽燃料电池，和
所述一个或多个重整燃料电池和所述多个电解槽燃料电池形成燃料电池组。
7.根据前述权利要求中任一项所述的高温电解槽组件，进一步包括控制器，其用于控制所述电源向所述至少一个电解槽燃料电池施加预定量的所述反向电压。
8.根据前述权利要求中任一项所述的高温电解槽组件，其中所述预定量的反向电压大于1.0伏特。
9.根据前述权利要求中任一项所述的高温电解槽组件，其中：
所述高温电解槽组件配置为以制氢模式和发电模式中的一种运行，和
当所述高温电解槽组件以所述制氢模式运行时，所述控制器控制所述电源向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压，使得所述至少一个电解槽燃料电池生成所述含氢气体，和当所述高温电解槽组件以所述发电模式运行时，所述控制器控制所述电源不向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压，使得所述至少一个电解槽燃料电池由燃料发电。
10.一种重整器-电解槽-净化器(REP)系统，其包括：
根据前述权利要求中任一项所述的高温电解槽组件，其中所述至少一个电解槽燃料电池适于接收所述气体进料并适于生成所述含氢气体；和
加热器，其用于加热所述气体进料，以便在输送所述气体进料至所述至少一个电解槽燃料电池之前使水蒸发为蒸汽。
11.根据权利要求10所述的REP系统，其中所述高温电解槽组件包括用于重整烃类燃料的一个或多个重整器，和其中所述气体进料包括从一个或多个重整器输出至所述至少一个电解槽燃料电池的重整的燃料和蒸汽。
12.根据权利要求10和11中任一项所述的REP系统，进一步包括氧化器，其适于氧化补充燃料和空气并生成废热用于所述加热器，其中所述氧化器输出所述氧化剂气体至所述至少一个电解槽燃料电池的所述阴极。
13.根据权利要求10-12中任一项所述的REP系统，进一步包括控制器，其用于下述中一项或多项：
控制所述电源向所述至少一个电解槽燃料电池施加预定量的反向电压；和
控制能够以制氢模式和发电模式中的一种运行的所述高温电解槽组件的运行，使得当所述高温电解槽组件以所述制氢模式运行时，所述电源向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压，和当所述高温电解槽组件以所述发电模式运行时，所述电源不向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压。
14.根据权利要求10-13中任一项所述的REP系统，进一步包括氢净化组件，其适于接收从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体并进一步净化所述含氢气体中的氢。
15.根据权利要求14所述的REP系统，其中所述氢净化组件包括电化学氢压缩机，用于压缩所述含氢气体至至少2000psig和输出具有至少99％纯度的净化的氢气。
16.根据权利要求10-15中任一项所述的REP系统，其中所述高温电解槽组件包括用于重整烃类燃料的一个或多个重整器，和所述气体进料包括从所述一个或多个重整器输出至所述至少一个电解槽燃料电池的重整的燃料和蒸汽的混合物，和其中所述REP系统进一步包括甲烷转化器，用于将从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体中的任何一氧化碳转化为甲烷。
17.根据权利要求16所述的REP系统，其中：
所述氢净化组件接收从所述甲烷转化器输出的转化的含氢气体并将氢与甲烷分离，和
通过所述氢净化组件分离的所述甲烷被循环至下述至少一个：(a)所述一个或多个重整器，和(b)所述至少一个电解槽燃料电池。
18.一种发电和制氢系统，其包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温电解槽组件；和
高温燃料电池系统，其包括至少一个高温燃料电池组；
其中所述高温燃料电池系统接收燃料和空气与从所述高温电解槽组件输出的氧化剂气体中的一种或多种，并生成电力输出，和
其中从所述高温燃料电池系统的阳极侧输出的阳极排气被输送至所述高温电解槽组件的所述阳极用作所述气体进料，用于生成所述含氢气体。
19.根据权利要求18所述的发电和制氢系统，其中所述高温燃料电池系统的阴极侧接收从所述高温电解槽组件输出的所述氧化剂气体并输出阴极排气至所述高温电解槽组件的阴极。
20.根据权利要求18和19中任一项所述的发电和制氢系统，其中所述高温燃料电池系统是熔融碳酸盐直接燃料电池系统和固体氧化物燃料电池系统中的一种。
21.根据权利要求18-20中任一项所述的发电和制氢系统，其中所述高温电解槽组件包括一个或多个间接内部重整和外部重整，用于重整来自所述高温燃料电池系统的所述阳极的阳极排气。
22.根据权利要求17-21中任一项所述的发电和制氢系统，其中由所述高温燃料电池系统生成的所述电力输出的全部或部分被所述高温电解槽组件的所述电源使用以向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压。
23.一种生成二氧化碳气体用于俘获的重整系统，所述系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温电解槽组件；
重整器组件，其适于重整燃料和输出重整的燃料至所述高温电解槽组件用作所述气体进料；和
氧化器，其适于利用从所述高温电解槽组件输出的所述氧化剂气体氧化补充燃料，同时生成废热用于所述重整器组件，和输出包括二氧化碳和水的烟道气，
其中所述烟道气被输出用于二氧化碳俘获。
24.根据权利要求23所述的重整系统，进一步包括：
甲烷化组件，其用于将从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体中的任意一氧化碳和二氧化碳转化为甲烷并输出转化的含氢气体；和
氢净化组件，其用于将所述转化的含氢气体中的氢与甲烷分离并单独地输出净化的氢气和甲烷，
其中从所述氢净化组件输出的甲烷被输送至所述氧化器用作所述补充燃料。
25.根据权利要求24所述的重整系统，其中所述氢净化组件包括电化学氢压缩机，其用于压缩和净化所述转化的含氢气体中的氢至至少2,000psig的压力和至少99％的纯度。
26.根据权利要求23所述的重整系统，进一步包括PSA基磨光组件，其用于净化从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体中的氢至至少99％的纯度。
27.根据权利要求23-26中任一项所述的重整系统，其中在所述重整器组件中被接收之前，提供至所述重整器组件的所述燃料与蒸汽混合，和其中所述系统进一步包括热回收组件，用于回收来自从所述氧化器输出的烟道气和从所述高温电解槽组件输出的含氢气体中的至少一个的废热，并使用所述废热从水生成所述气体进料中的所述蒸汽。
28.根据权利要求23-27中任一项所述的重整系统，进一步包括二氧化碳俘获组件，其用于冷却从所述氧化器输出的所述烟道气以通过冷凝移除水和用于压缩水分离的包括的二氧化碳的烟道气用于螯合。
29.一种用于生成氢和电力的制氢系统，所述系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温电解槽组件；和
低温燃料电池系统，其适于接收从所述高温电解槽输出的所述含氢气体并生成所述电力。
30.根据权利要求29所述的制氢系统，其中所述低温燃料电池系统包括PEM燃料电池系统。
31.根据权利要求29和30中任一项所述的制氢系统，进一步包括：
重整器组件，其用于重整燃料和输出重整的燃料至所述高温电解槽组件用作所述气体进料；和
氧化器，其适于利用空气和从所述高温电解槽组件输出的所述氧化剂气体中的一种或多种氧化补充燃料，同时生成废热用于所述重整器组件。
32.根据权利要求31所述的制氢系统，其中所述氧化器适于利用空气氧化补充燃料和从所述高温电解槽组件输出的所述氧化剂气体被供给至所述低温燃料电池系统的阴极侧。
33.根据权利要求29-32中任一项所述的制氢系统，其中从所述低温燃料电池系统输出的阳极排气被循环用于下述之一：(a)用作所述重整组件中的燃料，和(b)用作所述高温电解槽组件的所述至少一个电解槽燃料电池的所述阳极中的所述气体进料。
34.根据权利要求31-33中任一项所述的制氢系统，进一步包括控制器，用于控制下述的一项或多项：(a)供给至所述氧化器组件的补充燃料和空气的量，和(b)供给至所述低温燃料电池系统的阴极侧的空气的量。
35.根据权利要求29-34中任一项所述的制氢系统，进一步包括氢存储组件，其适于储存由所述高温电解槽组件生成的所述含氢气体的全部或部分，并向所述低温燃料电池系统供给额外的氢燃料。
36.根据权利要求35所述的制氢系统，进一步包括氢净化组件，其适于净化从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体的全部或部分中的氢和输出全部或部分的净化的氢至所述氢存储组件。
37.根据权利要求36所述的制氢系统，其中所述氢净化组件包括压缩机，用于压缩全部或部分的所述含氢气体；和净化设备，用于净化所述压缩的含氢气体中的氢。
38.根据权利要求36和37中任一项所述的制氢系统，其中所述氢净化组件进一步适于将所述含氢气体中杂质与氢分离并循环全部的分离的杂质用于所述高温电解槽组件。
39.根据权利要求35-38中任一项所述的制氢系统，进一步包括控制器，用于控制下述的一项或多项：
(a)从所述高温电解槽组件输送至所述氢净化组件的含氢气体的量；
(b)基于所述低温燃料电池系统的燃料需求输送至所述氢存储组件的含氢气体的量；和
(c)基于所述低温燃料电池系统的燃料需求从所述氢存储组件输送至所述低温燃料电池系统的额外的氢燃料的量。
40.根据权利要求29-39中任一项所述的制氢系统，其中：
所述低温燃料电池系统包括第一低温燃料电池组件和第二低温燃料电池组件，
所述第一低温燃料电池组件和所述第二低温燃料电池组件中的每个接收各自部分的从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体，和
所述第一低温燃料电池组件接收从所述高温电解槽组件输出的所述氧化剂气体和输出包括二氧化碳和水的第一阴极排气。
41.根据权利要求40所述的制氢组件，进一步包括二氧化碳俘获组件，其用于通过从所述第一阴极排气冷凝出水俘获所述第一阴极排气中的二氧化碳。
42.根据权利要求31所述的制氢系统，其中所述氧化器适于利用空气氧化补充燃料并输出烟道气至所述高温电解槽组件。
43.一种用于储存过量功率的能量存储系统，所述系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温电解槽组件；和
燃料电池发电组件，用于发电，
其中从所述燃料电池发电组件的阳极侧输出的阳极排气的第一部分被输送至所述高温电解槽组件用作所述气体进料，和
其中当过量功率是可用的时，所述电源向所述高温电解槽组件的所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压，以便从所述阳极排气的所述第一部分生成氢。
44.根据权利要求43所述的能量存储系统，其中当过量功率是可用的和所述高温电解槽组件从所述阳极排气的所述第一部分生成氢时，从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体经历下述一个或多个：(a)从所述能量存储系统输出或(b)循环至所述燃料电池发电组件的所述阳极。
45.根据权利要求43和44中任一项所述的能量存储系统，进一步包括阳极排气氧化器，其适于氧化下述中的一种或多种：(a)从所述燃料电池发电组件输出的所述阳极排气的第二部分，和(b)从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体的至少部分，其中从所述阳极排气氧化器输出的烟道气被输送至所述高温电解槽组件。
46.根据权利要求43-45中任一项所述的能量存储系统，其中从所述高温电解槽组件输出的所述氧化剂气体被输送至所述燃料电池发电组件的阴极侧。
47.根据权利要求43-45中任一项所述的能量存储系统，其中当过量功率是不可用的时，所述电源不向所述至少一个电解槽燃料电池施加反向电压，和来自所述燃料电池发电组件的所述阳极排气的所述第一部分被未变化地输送通过所述高温电解槽组件，而在所述高温电解槽组件中没有生成氢。
48.根据权利要求43-46中任一项所述的能量存储系统，进一步包括控制器，用于控制下述中的一项或多项：
(a)基于过量功率的可用性，所述电源向所述至少一个电解槽燃料电池施加反向电压；
(b)基于过量功率的可用性和所述阳极排气氧化器中的温度中的至少一个，输送至所述阳极排气氧化器的所述阳极排气的所述第二部分的量和从所述高温电解槽组件输送至所述阳极排气氧化器的至少部分的所述含氢气体的量。
49.根据权利要求43-47中任一项所述的能量存储系统，其中从所述燃料电池发电组件输出的所述阳极排气的第三部分被循环至所述燃料电池发电组件的所述阳极侧，和其中所述控制器基于循环的气体混合物中H2/CO2比例控制所述阳极排气的所述第三部分的量。
50.根据权利要求43-47中任一项所述的能量存储系统，其中：
所述燃料电池发电组件包括第一燃料电池组组件和第二燃料电池组组件，
从所述第一燃料电池组组件和所述第二燃料电池组组件输出的阳极排气被输送至所述高温电解槽组件作为所述气体进料，和
从所述高温电解槽组件输出的所述氧化剂气体的各自部分被输送至所述第一燃料电池组组件和所述第二燃料电池组组件的各自的阴极侧。
51.根据权利要求49所述的能量存储系统，其中：
当过量功率是可用的且反向电压被施加至所述至少一个电解槽燃料电池时，所述高温电解槽组件适于以制氢模式运行，和当过量功率是不可用的时，所述高温电解槽组件适于以发电模式运行，
当所述高温电解槽组件在高电流下以所述发电模式或所述制氢模式中的任一种运行时，控制补充甲烷供给至所述高温电解槽组件以冷却所述高温电解槽组件，和所述控制器基于所述高温电解槽组件中电流密度和温度控制供给所述补充甲烷的速率。
52.一种用于将具有第一二氧化碳含量的第一烃类燃料转化为具有第二二氧化碳含量的第二烃类燃料的气体转化系统，所述第二二氧化碳含量小于所述第一二氧化碳含量，所述气体转化系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温电解槽组件，其中所述高温电解槽组件接收作为所述气体进料的所述第一燃料和蒸汽的混合物，并输出所述含氢气体；和
甲烷化反应器，其适于接收所述含氢气体和使所述含氢气体中的二氧化碳和氢反应以形成甲烷并输出混合有蒸汽的所述第二烃类燃料。
53.根据权利要求51所述的气体转化系统，其中所述第一烃类燃料是厌氧消化池气体和所述第二烃类燃料是天然气。
54.根据权利要求51和52中任一项所述的气体转化系统，进一步包括加热器，用于使用废热加热所述第一烃类燃料和水以便使所述水蒸发。
55.根据权利要求51-53中任一项所述的气体转化系统，其中在被输送至所述甲烷化反应器之前，从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体被冷却。
56.根据权利要求51-54中任一项所述的气体转化系统，进一步包括氧化器，其用于氧化补充燃料以生成废热用于所述加热器，用来加热所述第一烃类燃料和水，其中所述氧化器输出烟道气至所述高温电解槽组件。
57.一种用于生成高纯度二氧化碳用于俘获的二氧化碳俘获系统，所述系统包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温电解槽组件；和
燃料发电组件，其适于接收来自所述高温电解槽组件的所述氧化剂气体和利用所述氧化剂气体燃烧煤和烃类中的一种或多种，
其中所述燃料发电组件输出包括二氧化碳的排气用于二氧化碳俘获。
58.根据权利要求56所述的二氧化碳俘获系统，其中所述燃料发电组件不接收任何空气用于燃烧煤和烃类中的一种或多种。
59.根据权利要求56和57中任一项所述的二氧化碳俘获系统，其中所述燃料发电组件包括燃煤锅炉、烃类锅炉、煤发电设备和烃类发电设备中的一种。
60.根据权利要求56-58中任一项所述的二氧化碳俘获系统，进一步包括烟道气生成组件，其中所述高温电解槽组件接收包括下述中一个的气体进料：(a)从所述烟道气生成组件输出的烟道气、甲烷和蒸汽的混合物，和(b)源于烟道气、甲烷和蒸汽的混合物的气体。
61.根据权利要求59所述的二氧化碳俘获系统，进一步包括催化剂组件，用于使氧和所述烟道气、甲烷和蒸汽的混合物中的甲烷反应并生成热以产生用于所述高温电解槽组件的所述气体进料。
62.根据权利要求59-60中任一项所述的二氧化碳俘获系统，其中所述烟道气生成组件是下述中的一个：燃煤发电设备、燃煤锅炉、燃烃锅炉和燃天然气锅炉。
63.根据权利要求56-61中任一项所述的二氧化碳俘获系统，进一步包括电化学分离器，用于净化从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体中的氢。
64.根据权利要求56-58中任一项所述的二氧化碳俘获系统，进一步包括高温燃料电池，其中从所述高温燃料电池的阳极侧输出的阳极排气被作为所述气体进料的部分提供至所述高温电解槽组件，和其中从所述高温电解槽组件输出的所述含氢气体被循环至所述高温燃料电池的所述阳极侧。
65.一种组合的气化器和制氢系统，其包括：
根据权利要求1-9中任一项所述的高温电解槽组件；和
气化器组件，其适于从含碳燃料生成合成气，
其中所述高温电解槽组件接收包括所述合成气和所述源自合成气的气体之一的所述气体进料并净化所述气体进料以输出所述含氢气体并单独地输出所述氧化剂气体。
66.根据权利要求64所述的组合的气化器和制氢系统，其中从所述高温电解槽组件输出的所述氧化剂气体被输入至所述气化器组件。
67.根据权利要求64和65中任一项所述的组合的气化器和制氢组件，其中所述气化器组件输出包括二氧化碳和水的烟道气用于二氧化碳俘获。
68.根据权利要求64-66中任一项所述的组合的气化器和制氢组件，进一步包括清洁组件，用于在所述合成气被提供至输入所述高温电解槽组件的进料气体之前使所述合成气脱硫。
69.一种使用高温电解槽组件生成高纯度氢的方法，所述高温电解槽组件包括至少一个电解槽燃料电池，所述至少一个电解槽燃料电池包括由电解质基体分离的阳极和阴极，所述方法包括：
在所述至少一个电解槽燃料电池的所述阳极中接收包括蒸汽以及CO2和烃类燃料中的一种或多种的气体进料；
向所述至少一个电解槽燃料电池施加反向电压，其中当所述反向电压被施加至所述至少一个电解槽燃料电池时，通过所述至少一个电解槽燃料电池的所述阳极中的电解反应生成含氢气体和将二氧化碳从所述含氢气体分离；和
单独地输出所述含氢气体和包括二氧化碳和氧的氧化剂气体。
70.根据权利要求68所述的方法，其中在所述输出步骤中，所述含氢气体包括95％或更高纯度的氢。
71.根据权利要求68-69中任一项所述的方法，其中每个电解槽燃料电池是熔融碳酸盐燃料电池，和其中，当所述反向电压被施加至所述至少一个电解槽燃料电池时，通过使得CO3 ＝离子输送穿过所述电解槽燃料电池的所述电解质基体至所述阴极使二氧化碳与所述含氢气体分离，其中使所述阴极中的所述CO3 ＝离子反应以产生包括CO2和氧的所述氧化剂排气。
72.根据权利要求68-70中任一项所述的方法，进一步包括：
重整烃类燃料，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括重整的燃料，和
下述中至少一个：(a)使所述气体进料中的任意甲烷与蒸汽反应以产生氢和二氧化碳，和(b)变换所述气体进料中任意一氧化碳与水以产生氢和CO2。
73.根据权利要求68-71中任一项所述的方法，进一步包括控制施加所述反向电压的步骤，以向所述至少一个电解槽燃料电池施加预定量的所述反向电压。
74.根据权利要求68-72中任一项所述的方法，其中施加至所述至少一个电解槽燃料电池的所述预定量的反向电压大于1.0伏特。
75.根据权利要求68-73中任一项所述的方法，进一步包括：控制所述高温电解槽组件以制氢模式和发电模式之一运行，
其中当控制所述高温电解槽组件以所述制氢模式运行时，在所述施加步骤中，向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压，和当控制所述高温电解槽组件以所述发电模式运行时，在所述施加步骤中不向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压。
76.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
在所述至少一个电解槽燃料电池中接收所述气体进料的步骤之前，提供废热以使水蒸发为蒸汽。
77.根据权利要求75所述的方法，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括重整的烃类燃料，和所述方法进一步包括：
重整烃类燃料和蒸汽的混合物以生成所述气体进料用于所述接收步骤。
78.根据权利要求75和76中任一项所述的方法，进一步包括在提供废热的步骤中氧化补充燃料和空气以生成废热和输出氧化剂气体用于所述至少一个电解槽燃料电池的所述阴极。
79.根据权利要求75-77中任一项所述的方法，进一步包括下述中一项或多项：
控制向所述至少一个电解槽燃料电池施加预定量的反向电压的步骤；和
控制所述高温电解槽组件以制氢模式和发电模式之一运行，其中当控制所述高温电解槽组件以所述制氢模式运行时，在所述施加步骤中向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压，和当控制所述高温电解槽组件以所述发电模式运行时，在所述施加步骤中不向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压。
80.根据权利要求75-77中任一项所述的方法，进一步包括净化所述含氢气体中的氢。
81.根据权利要求79所述的方法，其中所述净化步骤包括使用电化学氢压缩机将所述含氢气体压缩至至少2000psig的压力以输出具有至少99％纯度的净化的氢气。
82.根据权利要求75-80中任一项所述的方法，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括重整的烃类燃料，和所述方法进一步包括：
将所述输出步骤中输出的所述含氢气体中的任意一氧化碳转化为甲烷。
83.根据权利要求81所述的方法，进一步包括通过使氢与所述甲烷分离净化在转化步骤中生成的转化的含氢气体中的氢，和循环所述甲烷用于所述高温电解槽组件。
84.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
向所述高温燃料电池系统提供燃料和空气与在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体之一；
使用所述高温燃料电池系统生成电力输出和阳极排气；
提供在所述生成步骤中生成的所述阳极排气用作所述高温电解槽组件中的所述气体进料。
85.根据权利要求83所述的方法，其中所述生成步骤进一步包括使用所述高温燃料电池系统生成阴极排气，和其中在所述生成步骤中生成的所述阴极排气被输送至所述高温电解槽组件的所述至少一个电解槽燃料电池的所述阴极。
86.根据权利要求83和84中任一项所述的方法，其中所述高温燃料电池是熔融碳酸盐直接燃料电池系统和固体氧化物燃料电池系统之一。
87.根据权利要求83-85中任一项所述的方法，进一步包括在提供所述阳极排气用作所述高温电解槽组件中的所述气体进料之前，重整在所述生成步骤中生成的所述阳极排气。
88.根据权利要求83-86中任一项所述的方法，其中在所述生成步骤中生成的所述电力的全部或部分被用于向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压的步骤。
89.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
重整燃料以生成重整的燃料，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括所述重整的燃料；
利用在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体氧化补充燃料以生成废热和包括二氧化碳和水的烟道气；和
提供在所述氧化步骤中生成的所述废热用于在所述重整步骤中重整所述燃料，
其中在所述氧化步骤中生成的所述烟道气被输出用于二氧化碳俘获。
90.根据权利要求88所述的方法，进一步包括：将在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的任意一氧化碳和二氧化碳转化为甲烷以生成转化的含氢气体；
使所述转化的含氢气体中的氢与甲烷分离；和
提供在所述分离步骤中分离的所述甲烷用作所述氧化步骤中的所述补充燃料。
91.根据权利要求89所述的方法，其中所述分离步骤包括使用电化学氢压缩机压缩和净化所述转化的含氢气体中的氢至至少2,000psig的压力和至少99％的纯度。
92.根据权利要求88所述的方法，进一步包括在PSA基磨光组件中净化在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的氢至至少99％的纯度。
93.根据权利要求88-91中任一项所述的方法，进一步包括从在所述氧化步骤中生成的所述烟道气和在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的至少一个回收废热，并提供所述废热用于生成蒸汽用于形成在所述接收步骤中接收的所述气体进料。
94.根据权利要求88-92中任一项所述的方法，进一步包括通过冷却在所述氧化步骤中生成的所述烟道气以通过冷凝移除水和压缩包括二氧化碳的水分离的烟道气来俘获二氧化碳的步骤。
95.根据权利要求68-74的方法，进一步包括提供在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体至低温燃料电池系统和使用所述低温燃料电池系统生成电力。
96.根据权利要求94所述的方法，其中所述低温燃料电池系统包括PEM燃料电池系统。
97.根据权利要求94-95中任一项所述的方法，进一步包括：
重整燃料以生成重整的燃料，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括所述重整的燃料；和
利用空气和在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体中的一种或多种氧化补充燃料，同时生成废热用于所述重整步骤。
98.根据权利要求96所述的方法，其中所述氧化步骤包括利用空气氧化补充燃料和进一步包括向所述低温燃料电池系统的阴极侧提供在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体。
99.根据权利要求94-97中任一项所述的方法，进一步包括循环从所述低温燃料电池系统输出的阳极排气用作下述之一：(a)用作所述重整步骤中的燃料和(b)用作所述接收步骤中接收的所述气体进料的一部分。
100.根据权利要求96-98中任一项所述的方法，进一步包括控制下述中一个或多个：(a)在所述氧化步骤中使用的补充燃料和空气的量，和(b)供给至所述低温燃料电池系统的阴极侧的空气的量。
101.根据权利要求94-99中任一项所述的方法，进一步包括：
在氢存储组件中储存在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体的至少部分，和
从所述氢存储组件向所述低温燃料电池组件供给额外的氢燃料。
102.根据权利要求100所述的方法，进一步包括净化所述含氢气体的所述至少部分中的氢并在所述氢存储组件中储存至少部分的净化的氢。
103.根据权利要求102所述的方法，其中所述净化步骤包括压缩所述含氢气体的所述至少部分和净化所述压缩的含氢气体中的所述氢。
104.根据权利要求101和102中任一项所述的方法，进一步包括使所述含氢气体中的杂质与氢分离和循环全部分离的杂质用于所述高温电解槽组件中。
105.根据权利要求100-103中任一项所述的方法，进一步包括控制下述一项或多项：
(a)在所述净化步骤中净化的含氢气体的所述至少部分的量；
(b)基于所述低温燃料电池系统的燃料需求储存在所述氢存储组件中的至少部分的净化的氢的量；和
(c)基于所述低温燃料电池系统的燃料需求在所述供给步骤中从所述氢存储组件供给至所述低温燃料电池系统的额外的氢燃料的量。
106.根据权利要求94-104中任一项所述的方法，其中：
所述低温燃料电池系统包括第一低温燃料电池组件和第二低温燃料电池组件，和
在所述提供步骤中，各自部分的所述含氢气体被提供至所述第一燃料电池组件和所述第二燃料电池组件的每个，和
进一步包括向所述第一低温燃料电池组件提供在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体，其中所述第一低温燃料电池组件生成包括二氧化碳和水的第一阴极排气。
107.根据权利要求105所述的方法，进一步包括通过从所述第一阴极排气冷凝出水俘获所述第一阴极排气中的二氧化碳。
108.根据权利要求96所述的方法，其中在所述氧化步骤中，作为利用空气氧化所述补充燃料的结果，生成烟道气，和其中供给所述烟道气至所述高温电解槽组件。
109.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
使用燃料电池发电组件发电；
其中通过所述高温电解槽组件接收所述燃料电池发电组件的阳极侧中生成的阳极排气的第一部分作为所述接收步骤中的所述气体进料的部分，
其中当过量功率是可用的时，执行向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压的步骤。
110.根据权利要求108所述的方法，其中当过量功率是可用的并且在所述施加步骤中向所述至少一个电解槽步骤施加所述反向电压使得含氢气体从所述阳极排气的所述第一部分生成时，所述方法进一步包括下述中的一项或多项：(a)输出在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体；和(b)循环所述含氢气体至所述燃料电池发电系统的所述阳极侧。
111.根据权利要求108和109中任一项所述的方法，进一步包括：
氧化下述中一项或多项：(a)从所述燃料电池发电组件输出的所述阳极排气的第二部分，和(b)在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体的至少部分；和
提供在所述氧化步骤中生成的烟道气至所述高温电解槽组件。
112.根据权利要求108-110中任一项所述的方法，进一步包括提供在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体至所述燃料电池发电组件的阴极侧。
113.根据权利要求108-111中任一项所述的方法，其中当过量功率是不可用的时，不执行施加所述反向电压的步骤和在所述接收步骤中通过高温电解槽组件接收作为所述气体进料的部分的来自所述燃料电池发电组件的所述阳极排气的所述第一部分被未变化地输送通过所述高温电解槽组件，而没有生成氢。
114.根据权利要求108-112中任一项所述的方法，进一步包括控制下述中的一项或多项：
(a)基于过量功率的可用性，向所述至少一个电解槽燃料电池施加所述反向电压的步骤；
(b)基于过量功率的可用性和在所述氧化步骤期间的反应温度的至少一个，在所述氧化步骤中使用的所述阳极排气的所述第二部分的量和在所述氧化步骤中使用的所述含氢气体的所述至少部分的量。
115.根据权利要求108-113中任一项所述的方法，进一步包括循环在所述燃料电池发电组件中生成的所述阳极排气的第三部分至所述燃料电池发电组件的所述阳极侧，和基于循环的气体混合物中的H2/CO2比例控制所述阳极排气的所述第三部分的量。
116.根据权利要求108-113中任一项所述的方法，其中所述燃料电池发电组件包括第一燃料电池组组件和第二燃料电池组组件，在所述接收步骤中接收从所述第一燃料电池组组件和所述第二燃料电池组组件输出的所述阳极排气的至少所述第一部分作为在所述高温电解槽组件中接收的所述气体进料的部分，和进一步包括：
供给从所述高温电解槽组件单独输出的所述氧化剂排气的各自部分至所述第一燃料电池组组件和所述第二燃料电池组组件的各自阴极侧。
117.根据权利要求115所述的方法，其中所述高温电解槽组件适于以制氢模式和发电模式之一运行，其中所述方法包括：
当过量功率是可用的时，控制所述高温电解槽组件以所述制氢模式运行，和
控制所述高温电解槽组件以所述发电模式运行，
其中当所述高温电解槽组件在高电流下以所述发电模式或所述制氢模式中任一项运行时，所述方法进一步包括基于所述高温燃料电池中电流密度和温度以一定速率控制补充甲烷至所述高温电解槽组件的供给以冷却所述高温电解槽组件。
118.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，其中所述气体进料包括蒸汽和具有第一二氧化碳含量的第一烃类燃料，所述方法进一步包括：
使在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的任意二氧化碳和氢反应以形成甲烷并输出混合有蒸汽的第二烃类燃料，
其中所述第二烃类燃料具有低于所述第一二氧化碳含量的第二二氧化碳含量。
119.根据权利要求117所述的方法，其中所述第一烃类燃料是厌氧消化池气体和所述第二烃类燃料是天然气。
120.根据权利要求117和118中任一项所述的方法，进一步包括使用废热加热所述第一烃类燃料和水以形成包括所述第一烃类燃料和蒸汽的混合物的进料气体。
121.根据权利要求117-119中任一项所述的方法，进一步包括在所述反应步骤之前，冷却在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体。
122.根据权利要求117-120中任一项所述的方法，进一步包括氧化补充燃料以生成废热用于所述加热步骤和生成烟道气，其中在所述氧化步骤中生成的所述烟道气被提供至所述高温电解槽组件。
123.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
在燃料发电组件中利用在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体燃烧煤和烃类中的一种或多种；和
从所述燃料发电组件输出包括二氧化碳的排气用于二氧化碳俘获。
124.根据权利要求122所述的方法，其中所述燃料发电组件不使用任何空气用于所述燃烧步骤。
125.根据权利要求122和123中任一项所述的方法，其中所述燃料发电组件包括燃煤锅炉、烃类锅炉、煤发电设备和烃类发电设备之一。
126.根据权利要求122-124中任一项所述的方法，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括下述之一：(a)从烟道气生成组件输出的烟道气、甲烷和蒸汽的混合物，和(b)源自所述烟道气、甲烷和蒸汽的混合物的气体。
127.根据权利要求125所述的方法，进一步包括使氧与烟道气和甲烷的混合物中的甲烷反应并生成热以产生所述接收步骤中接收的所述气体进料。
128.根据权利要求125和126中任一项所述的方法，其中所述烟道气生成组件是下述之一：燃煤发电设备、燃煤锅炉、燃烃锅炉和燃天然气锅炉。
129.根据权利要求122-127中任一项所述的方法，进一步包括：
净化在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体中的氢。
130.根据权利要求122-124中任一项所述的方法，进一步包括：
运行高温燃料电池，其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括从所述高温燃料电池输出的阳极排气，和
循环在所述输出步骤中单独输出的所述含氢气体至所述高温燃料电池的阳极侧。
131.根据权利要求68-74中任一项所述的方法，进一步包括：
在气化器组件中从含碳燃料生成合成气；
其中在所述接收步骤中接收的所述气体进料包括在所述生成步骤中生成的所述合成气和源自所述合成气的气体之一。
132.根据权利要求130所述的方法，进一步包括提供在所述输出步骤中单独输出的所述氧化剂气体至所述气化器组件。
133.根据权利要求130和131中任一项所述的方法，其中所述气化器输出包括二氧化碳和水的烟道气，并且进一步包括俘获所述烟道气中的所述二氧化碳。
134.根据权利要求130-132中任一项所述的方法，进一步包括使在所述生成步骤中生成的所述合成气脱硫，然后在所述接收步骤中接收包括脱硫的合成气和蒸汽的气体进料。
CN201580009634.6A 2014-01-31 2015-01-30 用于制氢的重整器‑电解槽‑净化器(rep)组件、包含其的系统以及制氢的方法 Pending CN106133973A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201461934466P 2014-01-31 2014-01-31
US61/934,466 2014-01-31
PCT/US2015/013837 WO2015116964A1 (en) 2014-01-31 2015-01-30 Reformer-electrolyzer-purifier (rep) assembly for hydrogen production, systems incorporating same and method of producing hydrogen

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN106133973A true CN106133973A (zh) 2016-11-16

Family

ID=53757766

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201580009634.6A Pending CN106133973A (zh) 2014-01-31 2015-01-30 用于制氢的重整器‑电解槽‑净化器(rep)组件、包含其的系统以及制氢的方法

Country Status (7)

Country Link
US (2) US10892507B2 (zh)
EP (1) EP3100316A4 (zh)
JP (1) JP6397502B2 (zh)
KR (1) KR101939687B1 (zh)
CN (1) CN106133973A (zh)
CA (1) CA2937948C (zh)
WO (1) WO2015116964A1 (zh)

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108604695A (zh) * 2015-11-16 2018-09-28 燃料电池能有限公司 利用具有发动机的rep的能量储存
US10465305B2 (en) 2015-11-17 2019-11-05 Fuelcell Energy, Inc. Hydrogen and carbon monoxide generation using an REP with partial oxidation
US10608272B2 (en) 2015-11-16 2020-03-31 Fuelcell Energy, Inc. System for capturing CO2 from a fuel cell
CN111448340A (zh) * 2017-11-16 2020-07-24 燃料电池能有限公司 使用rep和pem技术进行负荷跟踪发电和蓄电
US10892507B2 (en) 2014-01-31 2021-01-12 Fuelcell Energy, Inc. Reformer-electrolyzer-purifier (REP) assembly for hydrogen production, systems incorporating same and method of producing hydrogen
US11043684B2 (en) 2015-11-17 2021-06-22 Fuelcell Energy, Inc. Fuel cell system having enhanced CO2 capture
CN113646257A (zh) * 2019-02-18 2021-11-12 燃料电池能有限公司 使用熔融碳酸盐电解池的燃烧式涡轮机的能量储存
US11339333B2 (en) 2016-04-21 2022-05-24 Fuelcell Energy, Inc. Fluidized catalytic cracking unit system with integrated reformer-electrolyzer-purifier
CN114829291A (zh) * 2019-12-20 2022-07-29 康明斯公司 可逆燃料电池系统架构
CN115087763A (zh) * 2020-02-12 2022-09-20 约瑟夫·彼得·马塞达 新型电化学电池、叠堆、模块和系统
US11495806B2 (en) 2019-02-04 2022-11-08 Fuelcell Energy, Inc. Ultra high efficiency fuel cell power generation system

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3836268A1 (en) 2016-04-21 2021-06-16 Fuelcell Energy, Inc. Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide capture
US10566639B2 (en) 2016-04-27 2020-02-18 Fuelcell Energy, Inc. Carbon dioxide sequestration using molten carbonate fuel cell and hydrogen separation technology
US11508981B2 (en) 2016-04-29 2022-11-22 Fuelcell Energy, Inc. Methanation of anode exhaust gas to enhance carbon dioxide capture
WO2017190066A1 (en) * 2016-04-29 2017-11-02 Fuelcell Energy, Inc. Carbon dioxide capturing steam methane reformer
WO2017213413A1 (ko) * 2016-06-07 2017-12-14 한국과학기술원 이산화탄소의 분리 방법 및 이산화탄소 분리 시스템
DE102016224508A1 (de) * 2016-12-08 2018-06-14 Robert Bosch Gmbh Brennstoffzellenvorrichtung und Verfahren zum Betrieb einer Brennstoffzellenvorrichtung
KR101908803B1 (ko) * 2016-12-20 2018-10-16 주식회사 포스코 열병합 발전 시스템
CN116845304A (zh) 2017-11-22 2023-10-03 燃料电池能有限公司 利用带有rep的燃料电池系统生成氢气
CA2997634A1 (en) * 2018-03-07 2019-09-07 1304342 Alberta Ltd. Production of petrochemical feedstocks and products using a fuel cell
US20220136117A1 (en) * 2019-02-18 2022-05-05 Skyre, Inc. Method and system for recovering hydrogen and converting a carbon compound to a valualbe organic product
CN114080474A (zh) * 2019-07-25 2022-02-22 松下知识产权经营株式会社 氢提纯系统
CN118026095A (zh) 2020-03-11 2024-05-14 燃料电池能有限公司 用于碳捕获的蒸汽甲烷重整单元
EP3901329A1 (de) 2020-04-23 2021-10-27 sunfire GmbH Festoxidzellen-system-betriebsverfahren
JP2023552768A (ja) * 2020-12-04 2023-12-19 ヴァーサ パワー システムズ リミテッド 炭素捕捉及び効率化の増加を有する固体酸化物燃料電池システム
US11857914B2 (en) 2020-12-08 2024-01-02 University Of Kentucky Research Foundation Electrochemical apparatus for acid gas removal and hydrogen generation
IT202100007694A1 (it) 2021-04-06 2022-10-06 Francesco Ramaioli Idrolisi ad alta efficienza – generazione idrogeno ed ossigeno in acqua semplice sistema di idrolisi senza sali e additivi
US20220376278A1 (en) * 2021-05-21 2022-11-24 China Energy Investment Corporation Limited System and method for producing power and/or chemicals from coal
US11555446B2 (en) * 2021-06-11 2023-01-17 Mitsubishi Power Americas, Inc. Hybrid power plant with C02 capture
FR3126066A1 (fr) * 2021-08-04 2023-02-10 Michael MARGOT Système de production autonome d’hydrogène et électricité à partir de gaz naturel et biogaz
DE102021122808A1 (de) 2021-09-02 2023-03-02 Hydro-Generation GmbH Verfahren zum Betreiben einer Wasserstoff-Tankstelle, und Wasserstoff-Hybrid-Tankstelle
US11767274B1 (en) 2022-10-04 2023-09-26 Matthew D. Merrill Systems and/or methods for producing synthetic hydrocarbons from biomass
CN115832372B (zh) * 2023-02-23 2023-05-12 山东赛克赛斯氢能源有限公司 一种pem电池堆系统
US11955674B1 (en) * 2023-03-07 2024-04-09 Chevron Phillips Chemical Company Lp Use of a fuel cell to decarbonize a hydrocarbon cracking system

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1496589A (zh) * 2000-10-30 2004-05-12 用作燃料电池、重整炉或热电设备的多功能能量系统
US20050112425A1 (en) * 2003-10-07 2005-05-26 Ztek Corporation Fuel cell for hydrogen production, electricity generation and co-production
US20080060935A1 (en) * 2006-09-13 2008-03-13 Hartvigsen Joseph J High Purity Hydrogen and Electric Power Co-Generation Apparatus and Method
US20090235587A1 (en) * 2008-03-24 2009-09-24 Battelle Energy Alliance, Llc Methods and systems for producing syngas
CN102804471A (zh) * 2009-06-16 2012-11-28 国际壳牌研究有限公司 燃料电池系统及其操作方法

Family Cites Families (94)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3094390A (en) 1958-07-09 1963-06-18 Air Prod & Chem Production and storage of converted hydrogen
US3180813A (en) 1961-05-31 1965-04-27 Consolidation Coal Co Electrolytic process for producing hydrogen from hydrocarbonaceous gases
IT1020634B (it) 1974-06-11 1977-12-30 Shell Bv Motore a combustione interna con riciclo dei gas di scarico
CA1242985A (en) 1984-02-08 1988-10-11 William P. Hegarty Method for controlling fluidized catalytic cracker regenerator temperature and velocity with carbon dioxide
JPS60235893A (ja) 1984-05-09 1985-11-22 Osaka Gas Co Ltd Ｃｏ及びｈ↓２を含むガスのメタン化方法
US4849091A (en) 1986-09-17 1989-07-18 Uop Partial CO combustion with staged regeneration of catalyst
DK162961C (da) 1989-11-20 1992-05-25 Haldor Topsoe As Braendselscellekraftvaerk
JP3407747B2 (ja) 1992-06-19 2003-05-19 石川島播磨重工業株式会社 水分分離器を備えた燃料電池発電装置
US5346778A (en) 1992-08-13 1994-09-13 Energy Partners, Inc. Electrochemical load management system for transportation applications
US5346613A (en) 1993-09-24 1994-09-13 Uop FCC process with total catalyst blending
US5413878A (en) 1993-10-28 1995-05-09 The United States Of America As Represented By The Department Of Energy System and method for networking electrochemical devices
US5711770A (en) 1996-01-04 1998-01-27 Malina; Mylan Energy conversion system
JPH10233225A (ja) * 1997-02-17 1998-09-02 Toshiba Corp 燃料電池発電装置
US5928806A (en) 1997-05-07 1999-07-27 Olah; George A. Recycling of carbon dioxide into methyl alcohol and related oxygenates for hydrocarbons
JPH1122347A (ja) 1997-07-08 1999-01-26 Nhk Spring Co Ltd シート巻取装置
US6187465B1 (en) 1997-11-07 2001-02-13 Terry R. Galloway Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions
JPH11169661A (ja) 1997-12-12 1999-06-29 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 二酸化炭素回収装置
WO2001004045A1 (fr) * 1999-07-09 2001-01-18 Ebara Corporation Procede et appareil de production d'hydrogene par gazeification de matiere combustible, procede de generation electrique utilisant des piles a combustible, et systeme de generation electrique utilisant des piles a combustible
DE60143610D1 (de) 2000-07-10 2011-01-20 Versa Power Systems Ltd Integriertes modul für festoxid-brennstoffzellensystem
JP2002319428A (ja) 2001-04-19 2002-10-31 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 溶融炭酸塩型燃料電池発電設備
JP4103510B2 (ja) 2002-09-05 2008-06-18 株式会社Ｉｈｉ 酸素及び二酸化炭素の精製と高濃度化処理方法
AU2003268522A1 (en) 2002-09-05 2004-03-29 Miglin, Maria, Therese Apparatus and process for production of high purity hydrogen
US7070874B2 (en) 2002-12-24 2006-07-04 Fuelcell Energy, Inc. Fuel cell end unit with integrated heat exchanger
US7276306B2 (en) 2003-03-12 2007-10-02 The Regents Of The University Of California System for the co-production of electricity and hydrogen
US7014932B2 (en) 2003-03-19 2006-03-21 Proton Energy Systems, Inc. Drainage system and process for operating a regenerative electrochemical cell system
US7045238B2 (en) 2003-03-24 2006-05-16 Ion America Corporation SORFC power and oxygen generation method and system
JP2004311159A (ja) 2003-04-04 2004-11-04 Central Res Inst Of Electric Power Ind 高圧水素製造方法および装置並びに燃料電池自動車
US7575822B2 (en) 2003-04-09 2009-08-18 Bloom Energy Corporation Method of optimizing operating efficiency of fuel cells
US7364810B2 (en) 2003-09-03 2008-04-29 Bloom Energy Corporation Combined energy storage and fuel generation with reversible fuel cells
US7482078B2 (en) 2003-04-09 2009-01-27 Bloom Energy Corporation Co-production of hydrogen and electricity in a high temperature electrochemical system
US7878280B2 (en) 2003-04-09 2011-02-01 Bloom Energy Corporation Low pressure hydrogen fueled vehicle and method of operating same
US7150927B2 (en) 2003-09-10 2006-12-19 Bloom Energy Corporation SORFC system with non-noble metal electrode compositions
US6896988B2 (en) 2003-09-11 2005-05-24 Fuelcell Energy, Inc. Enhanced high efficiency fuel cell/turbine power plant
WO2005028713A1 (en) * 2003-09-22 2005-03-31 Hydrogenics Corporation Electrolyzer cell stack system
US20050123810A1 (en) 2003-12-09 2005-06-09 Chellappa Balan System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
US7422810B2 (en) 2004-01-22 2008-09-09 Bloom Energy Corporation High temperature fuel cell system and method of operating same
EP1742253B1 (en) 2004-03-30 2012-05-09 Hamamatsu Photonics K.K. Laser processing method
JP4751580B2 (ja) 2004-03-31 2011-08-17 東京瓦斯株式会社 発電装置
US7396603B2 (en) 2004-06-03 2008-07-08 Fuelcell Energy, Inc. Integrated high efficiency fossil fuel power plant/fuel cell system with CO2 emissions abatement
US7323270B2 (en) 2004-08-11 2008-01-29 Fuelcell Energy, Inc. Modular fuel-cell stack assembly
US7381487B2 (en) 2004-12-27 2008-06-03 Fuelcell Energy, Inc. In-situ removal of electrolyte from gas oxidizer
US8691462B2 (en) 2005-05-09 2014-04-08 Modine Manufacturing Company High temperature fuel cell system with integrated heat exchanger network
JP5542332B2 (ja) 2005-07-25 2014-07-09 ブルーム エナジー コーポレーション アノード排気を部分的にリサイクルする燃料電池システム
GB0524486D0 (en) * 2005-12-01 2006-01-11 Rolls Royce Fuel Cell Systems An electrolysis apparatus
JP4813887B2 (ja) 2005-12-12 2011-11-09 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント
WO2007087240A2 (en) 2006-01-23 2007-08-02 Bloom Energy Corporation Modular fuel cell system
JP2008084698A (ja) 2006-09-27 2008-04-10 Toshiba Corp 燃料改質装置及び燃料電池システム
CA2569006C (en) 2006-11-20 2013-12-24 Jose Lourenco Method to condense and recover carbon dioxide from fuel cells
WO2008051368A2 (en) 2006-10-23 2008-05-02 Bloom Energy Corporation Dual function heat exchanger for start-up humidification and facility heating in sofc system
US20080155984A1 (en) 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
US7862938B2 (en) 2007-02-05 2011-01-04 Fuelcell Energy, Inc. Integrated fuel cell and heat engine hybrid system for high efficiency power generation
US9557057B2 (en) 2007-02-09 2017-01-31 Dale Robert Lutz Reliable carbon-neutral power generation system
US7833668B2 (en) 2007-03-30 2010-11-16 Bloom Energy Corporation Fuel cell system with greater than 95% fuel utilization
WO2008150524A2 (en) 2007-06-04 2008-12-11 Bloom Energy Corporation Structure for high temperature fuel cell system start up and shutdown
US8852820B2 (en) 2007-08-15 2014-10-07 Bloom Energy Corporation Fuel cell stack module shell with integrated heat exchanger
WO2009031747A1 (en) 2007-09-06 2009-03-12 Korea Institute Of Machinery And Materials Power plant having pure oxygen combustor
US8062804B2 (en) 2007-10-31 2011-11-22 Fuelcell Energy, Inc. Flow control assembly for use with fuel cell systems operating on fuels with varying fuel composition
US7935245B2 (en) 2007-12-21 2011-05-03 Uop Llc System and method of increasing synthesis gas yield in a fluid catalytic cracking unit
US8652694B2 (en) 2008-03-04 2014-02-18 Fuelcell Energy, Inc. Water recovery assembly for transferring water from fuel cell cathode exhaust
CA2727766C (en) 2008-07-07 2013-10-08 Osum Oil Sands Corp. Carbon removal from an integrated thermal recovery process
JP5137199B2 (ja) 2008-07-07 2013-02-06 東京瓦斯株式会社 大気中二酸化炭素の分離回収処理装置
US8062799B2 (en) 2008-08-19 2011-11-22 Fuelcell Energy, Inc. High-efficiency dual-stack molten carbonate fuel cell system
JP5496494B2 (ja) 2008-11-26 2014-05-21 中国電力株式会社 発電システム
EP2376404A1 (en) 2008-12-31 2011-10-19 Shell Oil Company Process for producing a methane-rich gas
JP2010212141A (ja) 2009-03-11 2010-09-24 Fuji Electric Systems Co Ltd 燃料電池発電装置
JP5106461B2 (ja) 2009-03-27 2012-12-26 中国電力株式会社 二酸化炭素回収装置
US20100266923A1 (en) 2009-04-15 2010-10-21 Bloom Energy Corporation Fuel cell system with electrochemical hydrogen pump and method of operating same
IT1394308B1 (it) 2009-05-21 2012-06-06 Genport S R L Gruppo di generazione elettrica di tipo trasportabile/carrellabile e metodo impiegante tale gruppo di generazione elettrica.
US8153309B2 (en) 2009-05-27 2012-04-10 GM Global Technology Operations LLC Apparatus and method using hydrogen pressure in fuel cell electric vehicle
US8632922B2 (en) 2009-06-16 2014-01-21 Shell Oil Company Systems and processes for operating fuel cell systems
US8563186B2 (en) 2009-06-16 2013-10-22 Shell Oil Company Systems and processes of operating fuel cell systems
KR20110114816A (ko) 2010-04-14 2011-10-20 삼성중공업 주식회사 연료전지 발전시스템을 이용한 이산화탄소 포집장치 및 그 방법
AU2010352713B2 (en) 2010-05-05 2014-07-31 Haldor Topsoe A/S Process for operating a high temperature fuel cell stack
US9819038B2 (en) 2011-03-31 2017-11-14 General Electric Company Fuel cell reforming system with carbon dioxide removal
EP2751307B1 (de) 2011-08-29 2015-09-09 Karl-Hermann Busse Energieversorgungsanlage, insbesondere für den bereich der haustechnik
US9190685B2 (en) 2011-10-27 2015-11-17 Bloom Energy Corporation SOFC system with selective CO2 removal
FR2982422B1 (fr) 2011-11-09 2013-11-15 Saint Gobain Substrat conducteur pour cellule photovoltaique
CN103999277B (zh) 2011-11-21 2016-08-17 沙特阿拉伯石油公司 利用石油燃料联合生产氢气和电的方法和系统
DE102012206541A1 (de) 2012-04-20 2013-10-24 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Anordnung für die Hochtemperaturelektrolyse
US9664385B2 (en) 2012-09-17 2017-05-30 Phillips 66 Company Process for enabling carbon-capture from existing combustion processes
US9190676B2 (en) 2012-09-28 2015-11-17 Fuelcell Energy, Inc. Flame stabilized mixer-eductor-oxidizer for high temperature fuel cells
KR102170019B1 (ko) 2013-03-15 2020-10-26 엑손모빌 리서치 앤드 엔지니어링 컴퍼니 연료 전지를 사용한 통합된 발전 및 탄소 포획
EP2784187A1 (en) 2013-03-25 2014-10-01 Helmut-Schmidt-Universität/ Universität der Bundeswehr Hamburg High efficiency fuel cell
JP2014198789A (ja) 2013-03-29 2014-10-23 大阪瓦斯株式会社 メタンリッチガス製造システム
WO2015116964A1 (en) 2014-01-31 2015-08-06 Fuelcell Energy, Inc. Reformer-electrolyzer-purifier (rep) assembly for hydrogen production, systems incorporating same and method of producing hydrogen
US20150280265A1 (en) 2014-04-01 2015-10-01 Dustin Fogle McLarty Poly-generating fuel cell with thermally balancing fuel processing
US10096840B1 (en) 2014-12-15 2018-10-09 Bloom Energy Corporation High temperature air purge of solid oxide fuel cell anode electrodes
US9478819B2 (en) 2014-12-19 2016-10-25 Fuelcell Energy, Inc. High-efficiency molten carbonate fuel cell system and method
EP3054519B1 (en) 2015-02-03 2017-11-08 Technische Universität München Reversible fuel cell system and method for operating a fuel cell system
CN104847424B (zh) 2015-05-05 2016-05-18 华北电力大学 用熔融碳酸盐燃料电池捕获燃煤电厂co2的系统及方法
JP6534116B2 (ja) 2015-05-22 2019-06-26 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 固体酸化物形燃料電池システム
KR102143864B1 (ko) 2015-11-16 2020-08-12 퓨얼 셀 에너지, 인크 연료 전지로부터 co2를 포집하기 위한 시스템
US10361442B2 (en) 2016-11-08 2019-07-23 Bloom Energy Corporation SOFC system and method which maintain a reducing anode environment
US10581090B2 (en) 2017-11-03 2020-03-03 Bloom Energy Corporation Fuel cell system containing humidity sensor and method of operating thereof

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1496589A (zh) * 2000-10-30 2004-05-12 用作燃料电池、重整炉或热电设备的多功能能量系统
US20050112425A1 (en) * 2003-10-07 2005-05-26 Ztek Corporation Fuel cell for hydrogen production, electricity generation and co-production
US20080060935A1 (en) * 2006-09-13 2008-03-13 Hartvigsen Joseph J High Purity Hydrogen and Electric Power Co-Generation Apparatus and Method
US8257563B2 (en) * 2006-09-13 2012-09-04 Ceramatec, Inc. High purity hydrogen and electric power co-generation apparatus and method
US20090235587A1 (en) * 2008-03-24 2009-09-24 Battelle Energy Alliance, Llc Methods and systems for producing syngas
CN102804471A (zh) * 2009-06-16 2012-11-28 国际壳牌研究有限公司 燃料电池系统及其操作方法

Cited By (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10892507B2 (en) 2014-01-31 2021-01-12 Fuelcell Energy, Inc. Reformer-electrolyzer-purifier (REP) assembly for hydrogen production, systems incorporating same and method of producing hydrogen
CN108604695B (zh) * 2015-11-16 2021-09-17 燃料电池能有限公司 利用具有发动机的rep的能量储存
US10608272B2 (en) 2015-11-16 2020-03-31 Fuelcell Energy, Inc. System for capturing CO2 from a fuel cell
US10680265B2 (en) 2015-11-16 2020-06-09 Fuelcell Energy, Inc. Energy storage using an REP with an engine
CN108604695A (zh) * 2015-11-16 2018-09-28 燃料电池能有限公司 利用具有发动机的rep的能量储存
US10465305B2 (en) 2015-11-17 2019-11-05 Fuelcell Energy, Inc. Hydrogen and carbon monoxide generation using an REP with partial oxidation
US11043684B2 (en) 2015-11-17 2021-06-22 Fuelcell Energy, Inc. Fuel cell system having enhanced CO2 capture
US11339333B2 (en) 2016-04-21 2022-05-24 Fuelcell Energy, Inc. Fluidized catalytic cracking unit system with integrated reformer-electrolyzer-purifier
CN111448340A (zh) * 2017-11-16 2020-07-24 燃料电池能有限公司 使用rep和pem技术进行负荷跟踪发电和蓄电
US10897055B2 (en) 2017-11-16 2021-01-19 Fuelcell Energy, Inc. Load following power generation and power storage using REP and PEM technology
US11495806B2 (en) 2019-02-04 2022-11-08 Fuelcell Energy, Inc. Ultra high efficiency fuel cell power generation system
CN113646257A (zh) * 2019-02-18 2021-11-12 燃料电池能有限公司 使用熔融碳酸盐电解池的燃烧式涡轮机的能量储存
CN113646257B (zh) * 2019-02-18 2023-11-24 燃料电池能有限公司 使用熔融碳酸盐电解池的燃烧式涡轮机的能量储存
CN114829291A (zh) * 2019-12-20 2022-07-29 康明斯公司 可逆燃料电池系统架构
US11923578B2 (en) 2019-12-20 2024-03-05 Cummins Inc. Reversible fuel cell system architecture
CN115087763A (zh) * 2020-02-12 2022-09-20 约瑟夫·彼得·马塞达 新型电化学电池、叠堆、模块和系统

Also Published As

Publication number Publication date
CA2937948A1 (en) 2015-08-06
US20160351930A1 (en) 2016-12-01
EP3100316A4 (en) 2017-09-13
KR101939687B1 (ko) 2019-01-18
JP6397502B2 (ja) 2018-09-26
KR20160114632A (ko) 2016-10-05
JP2017511956A (ja) 2017-04-27
WO2015116964A1 (en) 2015-08-06
US10892507B2 (en) 2021-01-12
EP3100316A1 (en) 2016-12-07
CA2937948C (en) 2019-10-01
US20210091398A1 (en) 2021-03-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106133973A (zh) 用于制氢的重整器‑电解槽‑净化器(rep)组件、包含其的系统以及制氢的方法
US10608272B2 (en) System for capturing CO2 from a fuel cell
KR102222295B1 (ko) 연료 전지를 사용한 통합된 발전 및 화합물 생산
US7951283B2 (en) High temperature electrolysis for syngas production
US9755258B2 (en) Integrated power generation and chemical production using solid oxide fuel cells
US20050123810A1 (en) System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
JP6723292B2 (ja) エンジン付きｒｅｐを用いるエネルギ貯蔵
CN108431047A (zh) 使用rep利用部分氧化生成氢气和一氧化碳
US20230352702A1 (en) Hydrogen Generation Using a Fuel Cell System with an Rep
JP2016533628A (ja) 固体オキシド燃料電池を使用する集積化された発電および化学的生産
Valdez et al. Supply processes and machinery
CN114651089A (zh) 生产包含一氧化碳和氢气的合成气
KR20160062139A (ko) 직렬 터빈을 사용한 발전 및 co₂ 포획 방법

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20161116

WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication