CN109314261B - 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获 - Google Patents
甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109314261B CN109314261B CN201780035499.1A CN201780035499A CN109314261B CN 109314261 B CN109314261 B CN 109314261B CN 201780035499 A CN201780035499 A CN 201780035499A CN 109314261 B CN109314261 B CN 109314261B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- anode
- carbon dioxide
- flue gas
- assembly
- 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.)
- Active
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 180
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 90
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 89
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 256
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 118
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 108
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 106
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 57
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 35
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 35
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 16
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 43
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 15
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 10
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 claims 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 17
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 11
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 11
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 8
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 8
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 8
- 238000003487 electrochemical reaction Methods 0.000 description 6
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 6
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- -1 for example Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 238000012552 review Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000029087 digestion Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002915 spent fuel radioactive waste Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Images
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
- H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C1/00—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
- C07C1/02—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon
- C07C1/12—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon from carbon dioxide with hydrogen
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/32—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by electrical effects other than those provided for in group B01D61/00
- B01D53/326—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by electrical effects other than those provided for in group B01D61/00 in electrochemical cells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
- C01B3/56—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
- C01B3/58—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids including a catalytic reaction
- C01B3/586—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids including a catalytic reaction the reaction being a methanation reaction
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
- C01B32/50—Carbon dioxide
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
- F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
- F02C1/05—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly characterised by the type or source of heat, e.g. using nuclear or solar energy
- F02C1/06—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly characterised by the type or source of heat, e.g. using nuclear or solar energy using reheated exhaust gas
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/22—Carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/80—Water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0435—Catalytic purification
- C01B2203/0445—Selective methanation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
-
- 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
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
一种发电系统,包括:烟气发生器,其配置成产生包括二氧化碳和氧气的烟气;燃料供应;燃料电池组件,该燃料电池组件包括阴极部分和阳极部分,阴极部分配置成接收由烟气发生器产生的烟气并输出阴极废气,阳极部分配置成接收来自燃料供应的燃料并输出含有氢气和二氧化碳的阳极废气;甲烷转化器,其配置成接收阳极废气,将阳极废气中的至少一部分氢气转化为甲烷,并输出甲烷化的阳极废气;冷却器组件,其配置成将甲烷化的阳极废气冷却至预定温度以便液化甲烷化的阳极废气中的二氧化碳;以及气体分离组件,其配置成接收冷却的甲烷化的阳极废气并将液化二氧化碳与残余燃料气体分离。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求于2016年4月29日提交的美国临时申请号62/329663的优先权,其通过引用整体并入本文。
技术领域
本发明涉及燃料电池发电系统,特别地,涉及一种燃料电池发电气体分离系统和方法。
背景技术
燃料电池是通过电化学反应将存储在燃料中的化学能直接转化成电能的设备。通常,燃料电池包含由电解质隔开的阳极和阴极,该电解质用于传导带电离子。熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)凭借使反应物燃料气体通过阳极,同时氧化气体(例如二氧化碳和氧气)通过阴极而操作。燃烧类发电厂通过燃烧易燃烃类基燃料(包括煤、天然气、生物气和合成气)来产生能量。
作为燃烧过程的结果,燃烧类发电厂产生烟气,其通常由大气排放物处理。然而,这种排放对环境有害,因为它们含有二氧化碳(CO2),有助于全球气候变化。越来越多的国家和国际法规对这些发电系统可能释放到环境中的二氧化碳量进行了严格的规定。
因此,已经使用许多方法来控制或限制来自燃烧类发电厂的二氧化碳排放。然而,由于应用二氧化碳捕获系统稀释含CO2烟气导致的能量(电能和/或热量)的显著损失,从燃烧后烟气中分离二氧化碳是非常昂贵的。包括二氧化碳的烟气可以提供给电化学燃料电池,该电化学燃料电池可以包括阴极、阳极和电解质以用于浓缩阳极废气中的二氧化碳。包括来自烟气的二氧化碳的阳极废气可以连通到压缩机、冷凝器和/或冷却器以使二氧化碳与包括在阳极废气中的其它气体液化和分离。然而,包括在阳极废气中的氢气和其它不可冷凝气体将阻碍二氧化碳的捕获并且经由制冷增加压缩和/或冷凝的成本(例如通过增加用于压缩和/或冷凝的能量)或减少捕获的二氧化碳量。
发明内容
本文描述的实施方式一般涉及通过使用燃料电池系统捕获二氧化碳的系统和方法,并且特别地涉及可以与化石燃料设备、设施或装置(例如发电厂、锅炉或任何其它燃烧器,如水泥厂中的窑和钢铁工业中的炼焦炉)集成的燃料电池发电气体分离系统,其配置成有效地分离烟气中包括的各种气体,特别是二氧化碳。将包括在燃料电池阳极废气中的氢气甲烷化以增加阳极废气中二氧化碳的相对浓度并减少经水分离的阳极废气的体积。
在一些实施方式中,燃料电池发电系统配置成与化石燃料设备集成以便利用由化石燃料设备产生的烟气。烟气包括由化石燃料设备输出的二氧化碳和氧气。发电系统包括阳极部分和阴极部分。含有二氧化碳的烟气与燃料电池的阴极部分连通。阳极部分产生阳极废气,其包括二氧化碳、水、氢气、一氧化碳和其它气体。阳极废气与气体分离组件连通。该气体分离组件包括甲烷转化器,该甲烷转化器配置成将包括在阳极废气中的至少一部分氢转化为甲烷以产生甲烷化的阳极废气。相对于非甲烷化的废气,甲烷化的阳极废气具有较高的二氧化碳与不可冷凝气体的比率。
在一些实施方式中,气体分离组件可包括冷却器组件,用于将阳极废气冷却到预定温度以便液化甲烷化阳极废气中的二氧化碳。在一些实施方式中,由燃料电池产生的废热用于驱动冷却器组件。在一些实施方式中,供应到燃料电池的阴极部分的入口烟气专门含有由化石燃料装置、设施或设备输出的全部或部分烟气。在某些实施方式中,冷却器组件可包括一个或多个冷却器或分离罐。在一些实施方式中,气体分离组件从燃料电池的阴极部分回收来自阴极废气输出的废热,并利用至少一部分回收的废热来驱动冷却器组件。
在一些实施方式中,气体分离组件还包括用于从阳极废气中分离水并用于输出经水分离的阳极废气的除水组件,并且冷却器组件接收经水分离的阳极废气。气体分离组件还包括压缩机,其用于在经水分离的阳极废气被输送到冷却器组件之前压缩来自除水组件的经水分离的阳极废气输出。
在一些实施方式中,气体分离组件配置成从发电系统接收甲烷化的阳极废气。压缩机可以将甲烷化的阳极废气压缩到至少250psi(约1.72MPa),并且冷却器组件将甲烷化的阳极废气冷却至低于-40℃。相对于在非甲烷化的阳极废气上操作的气体分离组件,甲烷化的阳极废气使得气体分离组件提供10-20%二氧化碳捕获量的增加,20%以上压缩机电能的减少(其包括操作压缩机组件所需的电能)。
在一些实施方式中,发电系统还包括氧化器,其接收由化石燃料装置、设施或设备输出的烟气和由气体分离设备分离的至少部分残余燃料气体。氧化器氧化残余燃料以加热烟气,其中,氧化器将加热的烟气输出到燃料电池的阴极部分。在一些实施方式中,部分残余燃料再循环到阳极。发电系统还包括至少一个热交换器,其用于利用阴极废气中的废热来加热至少一种输入到阳极部分的烟气和由化石燃料装置、设施或设备输出的烟气。在一些实施方式中,燃料电池是内部重整熔融碳酸盐燃料电池(MCFC),而在其它实施方式中,燃料电池是外部重整MCFC。
在一些实施方式中,非甲烷化的阳极废气包括20-25摩尔%的氢气和其它不可冷凝气体以及65-75摩尔%的二氧化碳(包括端值),并且甲烷化的阳极废气包括约5-10摩尔%的氢气和其它不可冷凝气体以及75-85摩尔%的二氧化碳。
这些和其它有利特征对于审阅本公开和附图的人员将是显而易见的。
附图说明
图1A是根据一种实施方式的燃料电池的示意图。
图1B是根据一种实施方式的发电系统的示意图。
图2是发电系统的示意图,以及包括流体连接到发电系统的甲烷转化器的气体分离组件的实施方式。
图3是气体分离组件的另一种实施方式的示意图。
图4是显示包括在图3的气体分离组件中的热交换器的热曲线图。
图5是通过甲烷化包括在废气中的至少一部分氢气来增加阳极废气中二氧化碳浓度的示例性方法的示意流程图。
具体实施方式
本文描述的实施方式一般涉及通过燃料电池系统捕获二氧化碳的系统和方法,并且特别地涉及可以与化石燃料设备、设施或装置(例如发电厂、锅炉或任何其它燃烧器,如水泥厂中的窑和钢铁工业中的炼焦炉)集成的发电系统或燃料电池系统。本文描述的系统和方法配置成有效地分离包括在阳极废气中的各种气体,特别是二氧化碳。将包括在阳极废气中的氢气甲烷化以增加阳极废气中二氧化碳的相对浓度。
如本文所用,术语“甲烷化”或“甲烷化的”是指包括将在阳极废气中的至少一部分氢气和CO2转化成甲烷。
图1A是燃料电池1的示意图。燃料电池1包含电解质基质2、阳极3和阴极4。阳极3和阴极4通过电解质基质2彼此分离。来自燃烧废气供应单元的烟气可以作为氧化剂气体提供给阴极4。在燃料电池1中,在阴极中,CO3=离子形式的CO2和O2从阴极转移到阳极,在阳极中,在存在于电解质基质2的孔中的电解质(例如碳酸盐电解质)存在下,烟气和氧化剂气体经历电化学反应。
在一些实施方式中,燃料电池1可包含燃料电池堆组件,其中多个单独的燃料电池1堆叠并串联连接。图1B是根据实施方式的集成发电系统100的示意图。发电系统100包含烟气发生组件6,其包括化石燃料装置、设施或设备,锅炉,燃烧器,水泥厂中的炉和窑中的一个或多个(下文称为“化石燃料装置、设施或设备”)。烟气发生组件可以配置成燃烧化石燃料(例如煤、天然气、汽油、柴油等)并产生包括二氧化碳的烟气。
发电系统100包括燃料电池组件10(例如碳酸盐燃料电池组件),该燃料电池组件10流体地连接到烟气发生组件6并且配置成从其接收烟气。发电系统100还包括发电气体分离和封存系统,其包括根据说明性实施方式的碳酸盐燃料电池组件10和气体分离组件25。如图1B所示,燃料电池组件10包括阴极部分12和阳极部分14。在一些实施方式中,燃料电池组件10可包括内部重整或直接熔融碳酸盐燃料电池组件,其中用于阳极的燃料在组件内部重整。在其它实施方式中,燃料电池组件10可包括且也可以使用外部重整碳酸盐燃料电池组件,在这种情况下,在输送到燃料电池阳极部分之前重整器将用于重整燃料。
如图1B所示,发电气体分离和封存系统的烟气发生组件6和燃料电池组件10可以串联布置,使得燃料电池组件10的阴极部分12被供应来自烟气发生组件6的烟气。在一些实施方式中,来自烟气发生组件的烟气专门被供应给阴极部分12。例如,来自化石燃料供应32的诸如煤、天然气或其它烃类燃料的化石燃料以及从空气供应34输送的空气被输送到化石燃料装置、设施或设备6。化石燃料和空气可经历烟气发生设备6中的燃烧反应,产生电能并导致输出烟气废气。烟气废气可包含约3-15%的二氧化碳、1-20%的水(优选10-20%)和3-15%(优选5-15%)的氧气,余量为氮气。这些组分的确切量取决于化石燃料的类型和来自空气供应34的空气量。可以通过调整空气供应34或通过在进入燃料电池阴极部分12之前向烟气8中添加补充空气7改变氧含量。在燃料电池运行所需的烟气8中没有足够的氧气的情况下,补充空气可用于增加合并流9的氧气部分。
如图1B所示,管线9将烟气废气的一部分或全部流体地耦合至阴极部分12的入口12A,使得供应到阴极入口12A的烟气或氧化剂气体包括烟气废气。在一些实施方式中,烟气与可能的补充空气流组合是向阴极入口12A供应的专用氧化剂气体。同时,通过管线15将来自供应16的燃料(如煤气、天然气或其它含氢燃料)输送到阳极部分14的入口14A。在燃料电池组件10中,包含烟气废气和重整氢气的阴极部分12中的氧化剂气体在阳极部分14中经历电化学反应以产生电能输出。另外,该电化学反应导致烟气中的大部分(约65-85%或更多)二氧化碳从阴极部分12转移到燃料电池10的阳极部分14。
进一步扩展,烟气中的二氧化碳和氧气在燃料电池组件10的阴极部分12中反应以产生碳酸根离子,该碳酸根离子通过燃料电池电解质被运送到燃料电池10的阳极部分14。在阳极部分14处,碳酸根离子被来自燃料的氢气还原以产生水和二氧化碳。最终结果是上述烟气中的大部分二氧化碳从阴极部分12转移到阳极部分14。因此,燃料电池10的阳极部分14的出口14B处的阳极废气的二氧化碳浓度较高,从而允许使用本文所述的CO2分离和封存系统更容易和有效地捕获和封存二氧化碳气体。在一些实施方式中,阳极废气中二氧化碳的浓度范围为60-75摩尔%(干基),包括其间的所有范围和端值。在替代实施方式中,可以实现更高的浓度。
如图1B所示的实施方式中,耗尽二氧化碳的烟气经由管线18通过阴极出口12B离开阴极部分12,主要含有二氧化碳以及未反应的氢气、一氧化碳、水蒸气和痕量的其它气体的阳极废气离开阳极出口14B并通过管线20被输送到气体分离组件25。在一些实施方式中,气体分离组件25包括至少一个用于从阳极废气中回收水的除水组件21和用于从剩余阳极废气中分离二氧化碳的二氧化碳分离组件22。此外,因为阴极气体在高温下离开燃料电池组件10,所以来自该流的全部或部分可检测热量可以通过一个或多个热量回收单元17回收,并且可以用于进入燃料电池组件10的预热气体。在一些实施方式中,在被输送到气体分离组件25之前,可以从离开燃料电池阳极部分14的阳极废气中回收热量。
图2是根据一种实施方式的发电气体分离和封存系统200的更详细的示意图。系统200接收来自燃烧废气源205(例如烟气发生组件6)的烟气。烟气主要含有二氧化碳、水、氧气和氮气,并且可以在燃烧类发电厂、化石燃料装置、设施或设备等中燃烧易燃烃类产生,该易燃烃类包括例如煤、天然气、生物气、合成气和其它含烃燃料(如乙醇)。通过气流导管210a燃烧废气供应205将烟气废气供应到痕量污染物/污染物气体除去设备215。痕量污染物/污染物气体除去设备215除去包括硫氧化物气体(例如SO2)、汞和颗粒的燃烧副产物。不需要除去氮氧化物气体(NOx),因为它们不会影响燃料电池的性能,并且大部分NOx将在燃料电池阴极中被破坏。如图2所示,通过气流导管210b痕量污染物/污染物气体除去设备215将清洁的烟气输出到烟气鼓风机220。烟气鼓风机220增加清洁的烟气的压力,使得烟气被推动通过系统200。
烟气鼓风机220将烟气输出到第一热交换器225,第一热交换器225配置成将烟气加热到约500℃-650℃的温度。在一些实施方式中,第一热交换器225还可以从烟气中除去热量并转移热量以进行热量回收。如图2所示,通过气流导管210b第一热交换器225接收来自燃烧废气供应205的清洁的烟气,并且还接收来自燃料电池235的阴极侧236的阴极废气输出。在第一热交换器225中在烟气被加热到所需的温度之后,加热的烟气输出到包括氧化器230的氧化器组件。氧化器230还接收含有燃料的气体,例如阳极废气的一部分或下文描述的气体分离设备275中从阳极废气中分离出的全部或部分残余燃料。在一些实施方式中,它还接收部分天然气进料241。在氧化器230中,在烟气存在下含有燃料的气体被氧化,从而进一步加热烟气。通过气流导管210c氧化器230将进一步加热的烟气输出到燃料电池235。
燃料电池235包含阴极部分236和阳极部分237。燃料电池235可包括内部重整熔融碳酸盐燃料电池(MCFC),外部重整燃料电池或其组合以用于在燃料被输送到阳极部分237之前重整燃料。经由气流导管210a-c将阴极部分236耦合至燃烧废气供应205,并在烟气已经在痕量污染物/污染物气体除去设备215中处理并在第一热交换器225和氧化器230中加热之后,通过气流导管210b-c接收来自燃烧废气供应205的烟气。如图2所示,阴极部分236专门接收由燃烧废气供应205提供的烟气或处理过的烟气。然而,在其它实施方式中,烟气或处理过的烟气可以与来自其它来源的空气或氧化剂气体混合。
在燃料电池235中经历电化学反应之后,通过气流导管212阴极部分236将阴极废气输出到第二热交换器240,第二热交换器240还通过燃料供应导管242接收来自燃料供应241的燃料(例如天然气)和水252。可以使用任何合适的燃料,包括但不限于天然气、煤衍生的合成气、厌氧消化气体和可再生燃料,例如乙醇或氢气。在一些实施方式中,在燃料电池235中使用之前,可以从燃料气体中除去有害燃料电池污染物,例如含硫物质。在第二热交换器240中,使用来自阴极废气的废热将所接收的燃料加热到约450-650摄氏度的温度,然后,加热的燃料和蒸汽从第二热交换器240被输送到燃料电池235的阳极部分237。第二热交换器240还输出冷却的阴极废气,然后将其输送通过第一热交换器225以预热清洁的烟气。
如图2所示,阳极部分237接收预热的燃料,其可以经由导管252通过添加水来加湿,并且在气体在燃料电池235中经历电化学反应之后,经由导管214阳极部分237将阳极废气输出到气体分离组件25。该气体分离组件25包括甲烷转化器245、除水组件250、压缩机260和二氧化碳分离组件22,包括由燃料电池235的废热驱动的冷却器组件265和闪蒸鼓275或另一种合适的气液分离设备。尽管未示出,但在进入甲烷转化器之前需要部分冷却阳极废气,因为较低的温度有利于甲烷的平衡形成。因为甲烷化反应是放热的,所以可以使用在阶段之间冷却的多个甲烷转化器。
甲烷转化器245配置成通过以下反应将包括在阳极废气中的至少一部分氢气转化为甲烷;
4H2+CO2--->CH4+2H2O---(1)
2H2+CO--->CH4+H2O---(2)
这产生甲烷化的阳极废气,即具有较高甲烷百分比和较低氢气百分比的阳极废气。这导致废气具有较低的总体积,特别是在冷凝和除去水之后,相对于阳极废气中的不可冷凝物,存在较高浓度的二氧化碳。
进一步扩展,存在于阳极废气中的氢气和其它不可冷凝气体通过燃料电池阳极废气干扰二氧化碳的浓度,这也可能导致燃料电池下游的二氧化碳的压缩和冷却成本增加。包括在阳极废气中甲烷化的氢气将4摩尔的惰性氢气还原成1摩尔的惰性甲烷。因为阳极废气通常包括约25%至约75%干基二氧化碳的范围内的氢气+一氧化碳,这使阳极废气中二氧化碳的浓度百分比从约75%增加到约85%并将阳极废气的体积减少约15%。在一些实施方式中,甲烷化的阳极废气可以使阳极废气中二氧化碳的浓度增加10-20%,包括其间的所有范围和端值。
甲烷转化器245可以具有任何合适的构造和/或结构,并且可以包括配制用于促进氢转化为甲烷的催化剂。合适的催化剂可包括但不限于钌、钴、镍、铁、任何其它合适的催化剂或其组合。甲烷转化器245可以是单级或多级甲烷转化器。然后将来自甲烷转化器245的甲烷化的阳极废气输送到除水组件250,包括冷凝器等,其中,存在于甲烷化的阳极废气中的水通过冷凝与剩余的气体分离。
除水组件250通过除水导管251输出冷凝水,冷凝水从除水导管251再循环回到系统200或输出到产品水收集器255以在系统200外部使用和/或再循环回到系统200。如图2所示,经由水循环导管252通过将水引导到燃料供应导管242,可以将全部或部分冷凝水再循环用于燃料加湿。如图所示,或者从系统200输出冷凝水的剩余部分,或者收集在产品水收集器255中并且可以在需要时再循环回到系统200。
通过气流导管216冷凝器组件250将经水分离的阳极废气输出到压缩机260,压缩机260将阳极废气压缩到合适的压力-例如,约200psi(或1.38MPa)或更高的压力。压缩机260的压力越高,冷却器可提供的温度越高。设计要点是更大和更冷的冷却器与更高的压缩能耗之间的权衡。压缩机260将压缩的阳极废气输出到冷却器组件265。在一些实施方式中,压缩机260是具有级间冷却的多级压缩机。冷却器组件265可包括一个或多个设备,其使用热量来驱动压缩的经水分离的阳极废气的冷却,从而引起阳极废气内的各个气体的分离。如图2所示,冷却器组件265包含一个或多个吸收式冷却器,即一个或多个吸收式制冷器。在一些实施方式中,可以使用串联连接的多个吸收式冷却器的组件,其中,每个吸收式冷却器接收来自压缩机260的全部或部分压缩的经水分离的阳极废气。
在冷却器组件265中,经水分离的压缩阳极废气被冷却到预定温度,同时保持其压缩状态。特别是,将阳极废气冷却至约-40℃或更低的温度,同时保持气体的高压,即约200psi(约1.38MPa)或更高。在该温度和压力下,存在于阳极废气中的大部分二氧化碳被液化,导致二氧化碳与其它气体分离,例如阳极废气中存在的残余氢气和甲烷燃料。由甲烷化产生的较高的CO2浓度增加了液化的CO2量。冷却器组件265利用由燃料电池237产生的废热并从热量回收组件270中的燃料电池废气中回收。具体地,在通过第二热交换器240并通过第一热交换器225之后,经由导管266阴极废气被输送到热量回收组件270。热量回收组件270从阴极废气中回收剩余的废热并利用回收的废热来驱动冷却器组件265。
在通过热量回收组件270输送之后,将阴极废气从系统200除去并通过系统废气管道280通过废气导管271被排放到大气中。在一些实施方式中,通过在热交换器225之前预热烟气进料来回收进一步的热量。冷却器组件265将冷却的阳极废气输出到气体分离设备275,其中,在残余燃料处于气态下,二氧化碳已经被液化,气体分离设备275也称为闪蒸罐,该闪蒸罐是将液化二氧化碳与残余燃料气体分离并将分离的几乎纯净和液化的二氧化碳输出到封存组件282(例如地下储存单元)的罐。泵281等可用于促进分离和液化的纯净二氧化碳从气体分离设备275的流动。例如,泵281可用于将液化二氧化碳压力增加至>2200psi(约15.17MPa)以便将二氧化碳转化为超临界状态,以促进其长距离运输到封存点。
在一些实施方式中,分离的二氧化碳被其它过程和应用利用,例如高级油回收(EOR),化学品的生产和食品工业中的食品生产。通过燃料气体再循环导管276气体分离组件275还将分离的残余燃料气体(例如氢气和甲烷)输出。在如图2的说明性实施方式中,将燃料气体再循环导管276耦合至氧化器单元230,使得分离的残余燃料输出从气体分离设备275输出到氧化器单元230以用于预热烟气。在其它实施方式中,分离的残余燃料气体可以用作其它过程中的合成气副产物,包括但不限于炼油厂、燃烧涡轮机和其它燃料电池,该副产物不含在系统200内或再循环到阳极进料中。
在压缩和冷却之前通过气体分离组件对阳极废气甲烷化可以增加废气中的CO2浓度(例如在10%-20%的范围内)以及降低电能,并由此降低压缩和/或冷却(或冷凝)阳极废气以从中提取二氧化碳的成本(例如降低约15%)。例如,表I总结了非甲烷化的阳极废气,经过一级甲烷化和经过两级甲烷化的阳极废气的各种参数。
表I:非甲烷化的,一级甲烷化的和两级甲烷化的阳极废气(AE)的各种参数
CO2的摩尔百分比从非甲烷化的阳极废气中的约74%增加至一级甲烷化的废气中的约85%,并且增加至两级甲烷化的阳极废气中的约90%。此外,在一级甲烷化中,以lb-摩尔/小时计的流速降低至92%,在两级甲烷化中降至86%。较低的流速降低了下游压缩和/或冷却阳极废气所需的电能,从而降低了压缩和/或冷却的成本。
图3是气体分离组件300的另一种实施方式的示意性框图,该气体分离组件300可用于从甲烷化或非甲烷化的阳极废气中分离二氧化碳(例如由燃料电池组件1/10/235产生的阳极废气)。气体分离组件300包含压缩环300a和冷却环300b。
将甲烷化或非甲烷化的阳极废气流535提供给第一冷却器302,然后作为流706提供给低压(LP)压缩机304。经由第一水分离器306分离阳极废气流中包括的水,并提取为第一水流30。
从LP压缩机304排出的阳极废气流708经由第二冷却器308作为流709连通到高压(HP)压缩机310。第二水分离器312收集包括在HP废气流中的水作为第二水流35。
由HP压缩机310排出的高压阳极废气流711经由第三冷却器316并通过第三水分离器318作为流715连通到冷却环300b。第三水分离器318从高压流中除去基本上所有剩余的水,该高压流被提取为第三水流37。来自各种分离器的水流在混合器330和314中混合在一起,并作为液态水流39从气体分离组件300输出。
在所示的实施方式中,具有约100华氏度的温度的高压阳极废气流715通过热交换器320连通,该热交换器320冷却高压阳极废气。将具有低于-30华氏度温度的冷却的高压阳极废气流800连通至第一分离设备(分离罐)322。冷却器320冷却高压阳极废气以产生第一液态CO2流850。
然后,从第一分离设备(分离罐)322发出的阳极废气流805经由第四冷却器/冷却器326作为流510连通到第二分离设备(分离罐)328。第二冷却器326在阳极废气中液化额外的二氧化碳以产生第二液态CO2流855。从不能容易地进一步冷凝的剩余的阳极废气流815气体冷却环300b中被除去并且可以再循环回到燃料电池(例如燃料电池10或235)中。
将第一液态CO2流850和第二液态CO2流合并以产生总液态CO2流857。可以收集总液态CO2或将其连通至闪蒸冷却器324。闪蒸冷却器324进一步降低液态CO2的压力,使得部分CO2蒸发并降低液态CO2流的温度,从而产生降低温度的液态CO2流860,其被连通至热交换器320。液态CO2可以用作热交换器320中的冷却剂以用于冷却从压缩环300a接收的高压阳极废气。液态CO2可在热交换器320中蒸发以产生蒸发的CO2流865,其可从冷却环300b中被提取并收集。图4是显示高压阳极废气流715和液态二氧化碳流860的热曲线图,显示了每个流的焓和温度的变化。
如果液态CO2是期望的回收方法,则可以将液态CO2流857泵送至更高的压力并输出。在该实施方式中,冷却器320和分离设备(分离罐)322被取消,并且制冷冷却器326的负荷增加。
表II总结了非甲烷化的阳极废气的各种流的参数,表III总结了从流过气体分离组件300的非甲烷化的阳极废气中分离的各种液态CO2流和水流的参数。甲烷化的阳极废气的性能类似,不同之处在于来自甲烷转化器的体积流量的减小降低了所需的压缩电能,并且产生了较少量的不可冷凝的阳极废气流,增加了捕获的CO2量。表IV比较了用于在非甲烷化的阳极废气(基础情况)和甲烷化的阳极废气(甲烷化的情况)上操作的气体分离组件300的阳极废气流535、不可冷凝的阳极废气流815和排出的CO2流865的参数。可以看出,非甲烷化的阳极废气包括约66摩尔%的二氧化碳,而甲烷化的阳极废气包括约77摩尔%的二氧化碳。此外,非甲烷化的阳极废气的体积流量约为322lb-摩尔/小时,甲烷化的阳极废气的体积流量为260.05lb-摩尔/小时。因此,需要较低的压缩电能来压缩甲烷化的阳极废气,这导致较低的能耗和较低的成本。对于非甲烷化的情况下不可冷凝的阳极废气流从153.49lb-摩尔/小时降低至甲烷化的情况下的48.24lb-摩尔/小时,减少残余燃料中的CO2并增加排出的CO2。
图5是用于从烟气中浓缩和分离二氧化碳的示例性方法400的示意流程图,例如由发电系统100或发电气体分离和封存系统200产生的烟气。
方法400包括在402处供应和处理来自发电系统的烟气,例如化石燃料设备、设施或装置(例如发电厂、锅炉或任何其它燃烧器,如水泥厂中的窑和钢铁工业中的炼焦炉)。烟气可包括二氧化碳、水、氧气、氮气和其它惰性气体。可以处理烟气以除去硫氧化物和其它痕量物质,例如经由痕量污染物/污染物气体除去设备215。
在402处加热烟气,例如使用来自燃料电池阴极废气的废热和/或通过氧化氧化器中的燃料,如本文关于发电气体分离和封存系统200所述。在406处预热的烟气被连通到燃料电池的阴极部分。例如,预热的烟气分别被连通到图1A、1B和2的燃料电池1/10/235的阴极部分4/12/236。阴极部分4/14/236可以使烟气与氢气燃料发生电化学反应以产生并输出电能并将二氧化碳转移到阳极。
在408处处理阳极废气以将包括在阳极废气中的氢转化为甲烷。例如,从燃料电池1/10/235的阳极部分3/14/237输出包括废燃料、氢气、二氧化碳、水和一氧化碳的阳极废气,并进行处理以将包括在阳极废气中的至少一部分氢气转化成甲烷以便产生甲烷化的阳极废气。如本文所述,相对于非甲烷化的阳极废气,甲烷化的阳极废气可包括更高浓度的二氧化碳。
在410处甲烷化的阳极废气被连通到气体分离组件。例如,甲烷化的阳极废气被提供给气体分离组件25/300以用于从甲烷化的阳极废气中分离二氧化碳和任选的水,如本文所述。
如本文所利用的,术语“大约”,“约”,“基本上”和类似术语旨在具有与本公开的主题所属领域的普通技术人员的共同和接受的用法相一致的广泛含义。审阅本公开的本领域技术人员应当理解的是,这些术语旨在允许描述所述和要求保护的某些特征,而不将这些特征的范围限制在所提供的精确数值范围内。因此,这些术语应被解释为表明所述和要求保护的主题的非实质性或无关紧要的修改或改变被认为是在所附权利要求中所述的本发明的范围内。
本文使用的术语“耦合”,“连接”等意味着两个构件直接或间接地彼此连接。这种连接可以是固定的(例如永久的)或移动的(例如可移动的或可释放的)。这种连接可以通过两个构件或两个构件和任何另外的中间构件彼此整体形成为单个整体,或者两个构件或两个构件和任何另外的中间构件彼此连接而实现。
重要的是要注意,各种示例性实施方式的构造和布置仅是说明性的。尽管在本公开中仅详细描述了几种实施方式,但是审阅本公开的本领域技术人员将容易理解的是,可能进行许多修改(例如各种元件的尺寸、维度、结构、形状和比例的变化、参数值、安装布置、材料使用、颜色、方向等),而实质上不脱离本文所述主题的新颖教导和优点。例如,示出为整体形成的元件可以由多个部件或元件构成,元件的位置可以颠倒或以其它方式变化,并且可以改变或使分立元件或位置的性质或数量变化。根据替代实施方式,可以重新排序或使任何过程或方法步骤的秩序或顺序变化。在不脱离本发明的范围的情况下,还可以在各种示例性实施方式的设计、操作条件和布置中进行其它替换、修改,改变和省略。例如,可以进一步优化热量回收热交换器。
Claims (19)
1.一种发电系统,其包含:
烟气发生器,其配置成产生包括二氧化碳和氧气的烟气;
燃料供应;
燃料电池组件,其包括:
阴极部分,其配置成接收由所述烟气发生器产生的烟气并输出阴极废气,和
阳极部分,其配置成接收来自所述燃料供应的燃料气体并输出含有20mol%-25mol%氢气和65mol%-75mol%二氧化碳的阳极废气;
甲烷转化器,其配置成接收所述阳极废气,将所述阳极废气中的至少一部分氢气转化为甲烷,并输出含有5mol%-10mol%氢气和75mol%-85mol%二氧化碳的甲烷化的阳极废气;
冷却器组件,其配置成将所述甲烷化的阳极废气冷却至预定温度以便液化所述甲烷化的阳极废气中的二氧化碳;和
气体分离组件,其配置成接收冷却的甲烷化的阳极废气并将液化二氧化碳与残余燃料气体分离。
2.根据权利要求1所述的发电系统,其中,由所述烟气发生器产生的所述烟气包括3-15%的二氧化碳、1-20%的水和3-15%的氧气,余量为氮气。
3.根据权利要求1所述的发电系统,其还包含补充空气源,所述补充空气源配置成在所述燃料电池组件的所述阴极部分处接收所述烟气之前将所述补充空气提供给所述烟气。
4.根据权利要求1所述的发电系统,其还包含热量回收组件,所述热量回收组件配置成接收所述阴极废气,从所述阴极废气中回收废热并提供所述废热以驱动所述冷却器组件。
5.根据权利要求1所述的发电系统,其中,所述燃料电池组件的所述阴极部分配置成专门接收由所述烟气发生器产生的全部或部分所述烟气。
6.根据权利要求1所述的发电系统,其还包含除水组件,所述除水组件配置成接收所述甲烷化的阳极废气并将经水分离的甲烷化的阳极废气提供给所述冷却器组件。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的发电系统,其还包含压缩机,所述压缩机配置成在将所述甲烷化的阳极废气提供给所述冷却器组件之前压缩所述甲烷化的阳极废气。
8.根据权利要求7所述的发电系统,其中,所述压缩机配置成将所述甲烷化的阳极废气压缩到至少200psi。
9.根据权利要求1所述的发电系统,其中,所述冷却器组件配置成将所述甲烷化的阳极废气冷却至低于-40℃的温度。
10.根据权利要求1所述的发电系统,其还包含:
氧化器,其配置成:
接收来自所述烟气发生器的所述烟气,
接收来自所述气体分离组件的残余燃料气体,
氧化所述残余燃料气体以加热所述烟气,并且
将加热的烟气提供给所述燃料电池组件的所述阴极部分。
11.根据权利要求10所述的发电系统,其还包含热交换器,所述热交换器配置成使用所述阴极废气中的废热来加热来自所述烟气发生器的所述烟气,并将所述加热的烟气提供给所述氧化器。
12.根据权利要求1所述的发电系统,其还包含热交换器,所述热交换器配置成使用所述阴极废气中的废热来加热来自所述烟气发生器的所述烟气,并将所述加热的烟气提供给所述燃料电池组件的所述阴极部分。
13.根据权利要求1所述的发电系统,其还包含热交换器,所述热交换器配置成使用所述阴极废气中的废热来加热来自所述燃料供应的所述燃料气体,并将加热的燃料气体提供给所述燃料电池组件的所述阳极部分。
14.根据权利要求1所述的发电系统,其中,所述燃料电池组件的所述阳极部分配置成从所述气体分离组件接收一部分所述残余燃料气体。
15.一种增加阳极废气中二氧化碳浓度的方法,所述方法包括:
-使烟气流向燃料电池组件的阴极部分;
-使来自所述燃料电池组件的阳极部分的含有20mol%-25mol%氢气和65mol%-75mol%二氧化碳阳极废气流向甲烷转化器;
-利用甲烷转化器将阳极废气中的一部分氢气和一部分二氧化碳转化为甲烷,以产生含有5mol%-10mol%氢气和75mol%-85mol%二氧化碳的甲烷化的阳极废气;和
-利用气体分离装置从所述甲烷化的阳极废气中分离二氧化碳。
16.根据权利要求15所述的方法,其特征在于,还包括在所述烟气流到所述燃料电池组件的阴极部分之前利用补充空气源向所述烟气提供补充空气。
17.根据权利要求16所述的方法,其特征在于,还包括利用冷却器组件将所述甲烷化的阳极废气冷却至预定温度以液化所述甲烷化的阳极废气中的二氧化碳,其中从所述甲烷化的阳极废气中分离二氧化碳包括将液化的二氧化碳与残余燃料气体分离。
18.根据权利要求17所述的方法,其特征在于,还包括利用除水组件从所述甲烷化的阳极废气中除去水,并将除去水的甲烷化的阳极废气从所述除水组件流向所述冷却器组件。
19.根据权利要求18所述的方法,其特征在于,还包括利用压缩机压缩所述甲烷化的阳极废气,并且使压缩的甲烷化的阳极废气从所述压缩机流到所述冷却器组件。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211687416.6A CN116435559A (zh) | 2016-04-29 | 2017-04-12 | 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获 |
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201662329663P | 2016-04-29 | 2016-04-29 | |
US62/329,663 | 2016-04-29 | ||
PCT/US2017/027261 WO2017189238A1 (en) | 2016-04-29 | 2017-04-12 | Methanation of anode exhaust gas to enhance carbon dioxide capture |
Related Child Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202211687416.6A Division CN116435559A (zh) | 2016-04-29 | 2017-04-12 | 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN109314261A CN109314261A (zh) | 2019-02-05 |
CN109314261B true CN109314261B (zh) | 2023-01-31 |
Family
ID=60159993
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202211687416.6A Pending CN116435559A (zh) | 2016-04-29 | 2017-04-12 | 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获 |
CN201780035499.1A Active CN109314261B (zh) | 2016-04-29 | 2017-04-12 | 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获 |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202211687416.6A Pending CN116435559A (zh) | 2016-04-29 | 2017-04-12 | 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11508981B2 (zh) |
EP (1) | EP3449523B1 (zh) |
JP (1) | JP6799078B2 (zh) |
KR (2) | KR20210018528A (zh) |
CN (2) | CN116435559A (zh) |
CA (1) | CA3022534C (zh) |
WO (1) | WO2017189238A1 (zh) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
PL3399580T3 (pl) * | 2017-05-02 | 2021-05-17 | Technische Universität München | Układ ogniwa paliwowego i sposób działania układu ogniwa paliwowego |
CN108744872A (zh) * | 2018-07-18 | 2018-11-06 | 崔德亮 | 一种碳氢化合物的制备方法及装置 |
EP3470621A1 (en) * | 2019-01-02 | 2019-04-17 | L2 Consultancy B.V. | System and method for adjusting pressure in a subsurface reservoir and system for producing at least one gas for adjusting pressure in a subsurface reservoir |
EP4000117A1 (en) | 2019-07-15 | 2022-05-25 | Bloom Energy Corporation | Fuel cell system including ato injector and method of operating the same |
WO2021062397A1 (en) * | 2019-09-27 | 2021-04-01 | Wm Intellectual Property Holdings, L.L.C. | System and process for recovering methane and carbon dioxide from biogas and reducing greenhouse gas emissions |
DE102020124072A1 (de) * | 2020-09-16 | 2022-03-17 | Audi Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betreiben einer Festoxid-Brennstoffzellenvorrichtung, Festoxid-Brennstoffzellenvorrichtung und Kraftfahrzeug mit einer solchen |
US11555446B2 (en) * | 2021-06-11 | 2023-01-17 | Mitsubishi Power Americas, Inc. | Hybrid power plant with C02 capture |
TW202406834A (zh) * | 2022-04-15 | 2024-02-16 | 美商博隆能源股份有限公司 | 組合式燃料電池與分解系統及其操作方法 |
CN115672020B (zh) * | 2022-12-12 | 2023-02-28 | 中国科学院西北生态环境资源研究院 | 烟道废气中二氧化碳捕集分离催化装置及其控制方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005179083A (ja) * | 2003-12-16 | 2005-07-07 | Nippon Oil Corp | 水素製造装置および燃料電池システム並びにその運転方法 |
CN101427408A (zh) * | 2004-06-03 | 2009-05-06 | 燃料电池能有限公司 | 具有减少co2排放的联合高效化石燃料发电设备/燃料电池系统 |
JP2011141967A (ja) * | 2010-01-05 | 2011-07-21 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 発電システム |
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 |
Family Cites Families (159)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4476633A (en) | 1981-12-30 | 1984-10-16 | Heinz Brych | Pliers for punching cards or tickets |
US4449994A (en) | 1982-01-15 | 1984-05-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Low energy process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas |
US4476683A (en) | 1982-12-20 | 1984-10-16 | General Electric Company | Energy efficient multi-stage water gas shift reaction |
US4532192A (en) | 1984-11-06 | 1985-07-30 | Energy Research Corporation | Fuel cell system |
JPS62241524A (ja) | 1986-04-14 | 1987-10-22 | Kawasaki Steel Corp | 純度安定化に優れる一酸化炭素の分離精製方法 |
US4743517A (en) * | 1987-08-27 | 1988-05-10 | International Fuel Cells Corporation | Fuel cell power plant with increased reactant pressures |
JPH07123050B2 (ja) | 1989-04-21 | 1995-12-25 | 株式会社日立製作所 | 溶融炭酸塩型燃料電池発電プラント |
JPH04131527A (ja) | 1990-06-29 | 1992-05-06 | Ntn Corp | トルクリミッタ |
JPH04334870A (ja) | 1991-05-13 | 1992-11-20 | Mitsubishi Electric Corp | 溶融炭酸塩型燃料電池発電装置 |
US5518828A (en) | 1994-07-21 | 1996-05-21 | Bechtel Group, Inc. | Thermal integration of an air-cooled fuel cell stack |
US6162556A (en) | 1995-12-04 | 2000-12-19 | Siemens Aktiengesellschaft | Method for operating a high-temperature fuel cell installation, and a high-temperature fuel cell installation |
US6063515A (en) | 1997-12-22 | 2000-05-16 | Ballard Power Systems Inc. | Integrated fuel cell electric power generation system for submarine applications |
JPH11312527A (ja) | 1998-04-28 | 1999-11-09 | Nippon Steel Corp | 製鉄副生ガスを利用した溶融炭酸塩型燃料電池発電−排ガス回収複合システム |
US6280864B1 (en) * | 1999-06-18 | 2001-08-28 | Uop Llc | Control system for providing hydrogen for use with fuel cells |
JP3644667B2 (ja) | 1999-07-06 | 2005-05-11 | 三菱電機株式会社 | 燃料電池発電装置 |
US6280865B1 (en) | 1999-09-24 | 2001-08-28 | Plug Power Inc. | Fuel cell system with hydrogen purification subsystem |
DE19961516A1 (de) | 1999-12-20 | 2001-07-05 | Siemens Ag | Verfahren zur Steuerung einer Verbindungsweiterschaltung in einem Funk-Kommunikationssystem |
US6835481B2 (en) | 2000-03-29 | 2004-12-28 | Idatech, Llc | Fuel cell system with load management |
US6921595B2 (en) | 2000-05-31 | 2005-07-26 | Nuvera Fuel Cells, Inc. | Joint-cycle high-efficiency fuel cell system with power generating turbine |
US7601207B2 (en) | 2000-09-28 | 2009-10-13 | Proton Energy Systems, Inc. | Gas recovery system |
US6887601B2 (en) | 2000-09-28 | 2005-05-03 | Proton Energy Systems, Inc. | Regenerative electrochemical cell system and method for use thereof |
AU2002214858A1 (en) | 2000-10-27 | 2002-05-06 | Questair Technologies, Inc. | Systems and processes for providing hydrogen to fuel cells |
US7097925B2 (en) | 2000-10-30 | 2006-08-29 | Questair Technologies Inc. | High temperature fuel cell power plant |
CA2430271A1 (en) | 2000-12-08 | 2002-06-13 | Questair Technologies Inc. | Methods and apparatuses for gas separation by pressure swing adsorption with partial gas product feed to fuel cell power source |
US20020142198A1 (en) | 2000-12-08 | 2002-10-03 | Towler Gavin P. | Process for air enrichment in producing hydrogen for use with fuel cells |
US6517963B2 (en) | 2000-12-13 | 2003-02-11 | Plug Power Inc. | Carbon monoxide filter |
JP4226332B2 (ja) | 2001-03-26 | 2009-02-18 | パナソニック株式会社 | 高分子電解質型燃料電池 |
JP2002334714A (ja) | 2001-05-09 | 2002-11-22 | Tokyo Gas Co Ltd | 燃料電池を組み込んだ水素製造システム |
US6660069B2 (en) | 2001-07-23 | 2003-12-09 | Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha | Hydrogen extraction unit |
EP1306916B1 (en) | 2001-10-23 | 2016-09-28 | NuCellSys GmbH | Fuel cell system and method for operating the same |
US6833207B2 (en) | 2001-11-09 | 2004-12-21 | Hydrogenics Corporation | Unitized regenerative fuel cell with bifunctional fuel cell humidifier and water electrolyzer |
JP3972675B2 (ja) | 2002-02-15 | 2007-09-05 | 日産自動車株式会社 | 燃料電池システム |
US20030207161A1 (en) | 2002-05-01 | 2003-11-06 | Ali Rusta-Sallehy | Hydrogen production and water recovery system for a fuel cell |
US7132182B2 (en) | 2002-08-07 | 2006-11-07 | Plug Power Inc. | Method and apparatus for electrochemical compression and expansion of hydrogen in a fuel cell system |
US7141323B2 (en) | 2002-08-07 | 2006-11-28 | Plug Power Inc. | Method and apparatus for electrochemical compression and expansion of hydrogen in a fuel cell system |
US7045233B2 (en) | 2002-08-07 | 2006-05-16 | Plug Power Inc. | Method and apparatus for electrochemical compression and expansion of hydrogen in a fuel cell system |
US6821664B2 (en) | 2002-09-20 | 2004-11-23 | Plug Power, Inc. | Method and apparatus for a combined fuel cell and hydrogen purification system |
US7011903B2 (en) | 2002-09-20 | 2006-03-14 | Plug Power Inc. | Method and apparatus for a combined fuel cell and hydrogen purification system |
US7285350B2 (en) | 2002-09-27 | 2007-10-23 | Questair Technologies Inc. | Enhanced solid oxide fuel cell systems |
JP2004171802A (ja) | 2002-11-18 | 2004-06-17 | Osaka Gas Co Ltd | 燃料電池システム |
NO320939B1 (no) | 2002-12-10 | 2006-02-13 | Aker Kvaerner Engineering & Te | Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form |
US20040146760A1 (en) | 2003-01-21 | 2004-07-29 | Honda Motor Co., Ltd. | Hydrogen supply unit |
US6994929B2 (en) | 2003-01-22 | 2006-02-07 | Proton Energy Systems, Inc. | Electrochemical hydrogen compressor for electrochemical cell system and method for controlling |
EP1652255A2 (en) | 2003-02-26 | 2006-05-03 | QuestAir Technologies Inc. | Hydrogen recycle for high temperature fuel cells |
US7087333B2 (en) | 2003-02-26 | 2006-08-08 | General Motors Corporation | Hydrogen recirculation without a pump |
US7276306B2 (en) | 2003-03-12 | 2007-10-02 | The Regents Of The University Of California | System for the co-production of electricity and hydrogen |
US6924053B2 (en) | 2003-03-24 | 2005-08-02 | Ion America Corporation | Solid oxide regenerative fuel cell with selective anode tail gas circulation |
DE10313438A1 (de) | 2003-03-26 | 2004-11-04 | Uhde Gmbh | Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas |
US7482078B2 (en) | 2003-04-09 | 2009-01-27 | Bloom Energy Corporation | Co-production of hydrogen and electricity in a high temperature electrochemical system |
JP4274846B2 (ja) | 2003-04-30 | 2009-06-10 | 三菱重工業株式会社 | 二酸化炭素の回収方法及びそのシステム |
US7060382B2 (en) | 2003-05-15 | 2006-06-13 | Fuelcell Energy, Inc. | Fuel cell system with recycle of anode exhaust gas |
US20050003247A1 (en) | 2003-07-01 | 2005-01-06 | Ai-Quoc Pham | Co-production of hydrogen and electricity using pyrolysis and fuel cells |
US7252900B2 (en) | 2003-09-09 | 2007-08-07 | Plug Power Inc. | Combination fuel cell and ion pump, and methods and infrastructure systems employing same |
US7245406B2 (en) | 2003-09-17 | 2007-07-17 | Dai Nippon Printing Co., Ltd. | Method for forming fine concavo-convex patterns, method for producing optical diffraction structure, and method for copying optical diffraction structure |
US20050098034A1 (en) | 2003-11-12 | 2005-05-12 | Gittleman Craig S. | Hydrogen purification process using pressure swing adsorption for fuel cell applications |
US20050123810A1 (en) | 2003-12-09 | 2005-06-09 | Chellappa Balan | System and method for co-production of hydrogen and electrical energy |
WO2005064729A1 (en) | 2003-12-30 | 2005-07-14 | Lg Electronics Inc. | Fuel cell system and control method thereof |
WO2005069416A1 (ja) | 2004-01-14 | 2005-07-28 | Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha | 燃料電池システム及びその発電方法 |
US7422810B2 (en) | 2004-01-22 | 2008-09-09 | Bloom Energy Corporation | High temperature fuel cell system and method of operating same |
DE102004006915B4 (de) | 2004-02-12 | 2005-11-24 | Mayer, Günter, Dipl.-Ing. | Brennstoffzelle und Verfahren zur Abreicherung von Kohlendioxid |
US7752848B2 (en) | 2004-03-29 | 2010-07-13 | General Electric Company | System and method for co-production of hydrogen and electrical energy |
JP2005302422A (ja) | 2004-04-08 | 2005-10-27 | Nissan Motor Co Ltd | 燃料電池システム |
US20050233188A1 (en) | 2004-04-16 | 2005-10-20 | Yoshihiko Kurashima | Fuel cell operation method |
US7255949B2 (en) | 2004-05-25 | 2007-08-14 | Protonetics International, Inc. | Systems and methods to generate hydrogen and electrical power in a reversible compound fuel cell |
FI120476B (fi) | 2004-10-28 | 2009-10-30 | Waertsilae Finland Oy | Polttokennopinojen virtausjärjestely |
US7399342B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-07-15 | Idatech, Llc | Systems and methods for regulating heating assembly operation through pressure swing adsorption purge control |
EP1837942A1 (en) | 2004-12-28 | 2007-09-26 | GS Yuasa Corporation | Stand-alone hydrogen production system |
US20080063910A1 (en) | 2004-12-28 | 2008-03-13 | Gs Yuasa Ccorporation | Fuel Cell Power Generating Device |
WO2006081033A2 (en) | 2005-01-25 | 2006-08-03 | Nuvera Fuel Cells, Inc. | Fuel cell power plants |
US20060228593A1 (en) | 2005-04-06 | 2006-10-12 | Grieve Malcolm J | PEM-SOFC hybrid power generation systems |
FR2884305A1 (fr) | 2005-04-08 | 2006-10-13 | Air Liquide | Procede de recuperation et liquefaction du co2 contenu dans un gaz pauvre en co2 |
JP4916138B2 (ja) | 2005-07-08 | 2012-04-11 | 中国電力株式会社 | 発電システム |
US7520916B2 (en) | 2005-07-25 | 2009-04-21 | Bloom Energy Corporation | Partial pressure swing adsorption system for providing hydrogen to a vehicle fuel cell |
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 |
US7591880B2 (en) | 2005-07-25 | 2009-09-22 | Bloom Energy Corporation | Fuel cell anode exhaust fuel recovery by adsorption |
EP1908144B1 (en) | 2005-07-25 | 2012-06-06 | Bloom Energy Corporation | Fuel cell system with electrochemical anode exhaust recycling |
JP5011673B2 (ja) | 2005-08-08 | 2012-08-29 | 株式会社日立製作所 | 燃料電池発電システム |
US20070044657A1 (en) | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Laven Arne | Fuel cell systems and methods for passively increasing hydrogen recovery through vacuum-assisted pressure swing adsorption |
US8097374B2 (en) | 2005-11-16 | 2012-01-17 | Bloom Energy Corporation | System and method for providing reformed fuel to cascaded fuel cell stacks |
US20100104903A1 (en) | 2005-12-23 | 2010-04-29 | Mallika Gummalla | Power Plant With Membrane Water Gas Shift Reactor System |
WO2007090072A2 (en) | 2006-01-30 | 2007-08-09 | H2 Pump Llc | Apparatus and methods for electrochemical hydrogen manipulation |
JP4542046B2 (ja) | 2006-01-30 | 2010-09-08 | セイコープレシジョン株式会社 | 穴開け方法及び穴開け装置 |
EP1996533B1 (en) | 2006-03-10 | 2016-07-06 | Intelligent Energy, Inc. | Hydrogen purification process and system |
EP2011183B1 (en) | 2006-04-03 | 2016-06-08 | Bloom Energy Corporation | Fuel cell system and balance of plant configuration |
US20070246374A1 (en) | 2006-04-20 | 2007-10-25 | H2 Pump Llc | Performance management for integrated hydrogen separation and compression systems |
US20070246363A1 (en) | 2006-04-20 | 2007-10-25 | H2 Pump Llc | Integrated electrochemical hydrogen compression systems |
US8158290B2 (en) | 2006-04-21 | 2012-04-17 | Plug Power, Inc. | Recovering a reactant from a fuel cell exhaust flow |
JP2007292010A (ja) | 2006-04-27 | 2007-11-08 | Toyota Motor Corp | 内燃機関から排気される窒素酸化物を含む排気ガスの浄化 |
US7862938B2 (en) | 2007-02-05 | 2011-01-04 | Fuelcell Energy, Inc. | Integrated fuel cell and heat engine hybrid system for high efficiency power generation |
US20090068512A1 (en) | 2007-03-08 | 2009-03-12 | Alexander Gofer | Hydrogen refueling station |
US7883803B2 (en) | 2007-03-30 | 2011-02-08 | Bloom Energy Corporation | SOFC system producing reduced atmospheric carbon dioxide using a molten carbonated carbon dioxide pump |
US7833668B2 (en) | 2007-03-30 | 2010-11-16 | Bloom Energy Corporation | Fuel cell system with greater than 95% fuel utilization |
US20080292921A1 (en) | 2007-05-22 | 2008-11-27 | Balasubramanian Lakshmanan | Recovery of inert gas from a fuel cell exhaust stream |
WO2008150524A2 (en) | 2007-06-04 | 2008-12-11 | Bloom Energy Corporation | Structure for high temperature fuel cell system start up and shutdown |
WO2009013455A2 (en) | 2007-07-25 | 2009-01-29 | Bp Alternative Energy International Limited | Separation of carbon dioxide and hydrogen |
WO2009020636A2 (en) | 2007-08-08 | 2009-02-12 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Anode exhaust recycle system with membrane hydrogen separator |
JP5270903B2 (ja) | 2007-10-31 | 2013-08-21 | Jfeスチール株式会社 | 高炉ガスの熱量増加方法 |
DE112007003752A5 (de) | 2007-11-10 | 2010-10-07 | Vollmar, Horst-Eckart, Dr.-Ing. | Hochtemperaturbrennstoffzellensystem mit teilweisem Kreislauf des Anodenabgases und Ausschleusung von Gaskomponenten |
US8293412B2 (en) | 2007-11-20 | 2012-10-23 | Bloom Energy Corporation | Enhanced efficiency of a combined SORFC energy storage and fuel generation system |
WO2009079434A1 (en) | 2007-12-17 | 2009-06-25 | Shell Oil Company | Fuel cell-based process for generating electrical power |
CN101919099A (zh) | 2007-12-17 | 2010-12-15 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于产生电力的基于燃料电池的方法 |
WO2009079425A1 (en) | 2007-12-17 | 2009-06-25 | Shell Oil Company | Fuel cell-based process for generating electrical power |
EP2223371A1 (en) | 2007-12-17 | 2010-09-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Fuel cell-based process for generating electrical power |
JP5405486B2 (ja) | 2007-12-28 | 2014-02-05 | サン−ゴバン セラミックス アンド プラスティクス,インコーポレイティド | 燃料電池システム |
US8062799B2 (en) | 2008-08-19 | 2011-11-22 | Fuelcell Energy, Inc. | High-efficiency dual-stack molten carbonate fuel cell system |
JP2010055927A (ja) | 2008-08-28 | 2010-03-11 | Toyota Motor Corp | 燃料電池システム |
AU2010213320B2 (en) * | 2009-02-11 | 2015-07-09 | Tiger Ecoremediation And Energy Inc. | Process for the conversion of organic material to methane rich fuel gas |
US20120000243A1 (en) | 2009-03-09 | 2012-01-05 | Matthew Bough | Separation of carbon dioxide and hydrogen |
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 |
US20100243475A1 (en) | 2009-03-27 | 2010-09-30 | H2 Pump Llc | Electrochemical Hydrogen Reclamation System |
US20100266923A1 (en) | 2009-04-15 | 2010-10-21 | Bloom Energy Corporation | Fuel cell system with electrochemical hydrogen pump and method of operating same |
US8500868B2 (en) | 2009-05-01 | 2013-08-06 | Massachusetts Institute Of Technology | Systems and methods for the separation of carbon dioxide and water |
US20120167620A1 (en) | 2009-05-15 | 2012-07-05 | Eva Marfilia Van Dorst | Method and system for separating co2 from synthesis gas or flue gas |
DE102009031774B4 (de) | 2009-06-30 | 2012-02-02 | Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V. | Hochtemperaturbrennstoffzellensystem |
US8241400B2 (en) | 2009-07-15 | 2012-08-14 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Process for the production of carbon dioxide utilizing a co-purge pressure swing adsorption unit |
DE112010002924A5 (de) | 2009-07-16 | 2012-11-29 | Basf Se | Verfahren zum Betrieb einer Brennstoffzelle und zugehörige Brennstoffzelle |
US8790618B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-07-29 | Dcns Sa | Systems and methods for initiating operation of pressure swing adsorption systems and hydrogen-producing fuel processing systems incorporating the same |
IT1397523B1 (it) | 2009-12-21 | 2013-01-16 | Ansaldo Fuel Cells Spa | Sistema e metodo per separare co2 da fumi di combustione mediante pile mcfc pluri-stack. |
WO2011089382A2 (en) | 2010-01-21 | 2011-07-28 | Bp Alternative Energy International Limited | Purification of a co2-rich stream |
JP2011181440A (ja) | 2010-03-03 | 2011-09-15 | Panasonic Corp | 燃料電池システム |
JP5698540B2 (ja) | 2010-03-08 | 2015-04-08 | エア・ウォーター株式会社 | 合成ガス製造方法および装置 |
KR101658674B1 (ko) | 2010-07-02 | 2016-09-21 | 엘지전자 주식회사 | 얼음 저장 장치 및 그 제어 방법 |
US9685665B2 (en) * | 2010-08-16 | 2017-06-20 | Doosan Fuel Cell America, Inc. | System and method for thermal priority operation of a fuel cell power plant |
US8388918B2 (en) | 2010-09-08 | 2013-03-05 | Bert Zauderer | Physical separation and sequestration of carbon dioxide from the exhaust gases of fossil fuel combustion |
CN104025356B (zh) | 2011-05-04 | 2017-04-26 | 兹特克公司 | 具有二氧化碳废气利用的零排放发电站 |
US20120291483A1 (en) | 2011-05-18 | 2012-11-22 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Process For Recovering Hydrogen And Carbon Dioxide |
ITMI20111161A1 (it) | 2011-06-24 | 2012-12-25 | Ansaldo Fuel Cells Spa | Sistema mcfc multi-stack e metodo per separare co2 da fumi di combustione contenenti nox e sox |
US20130111948A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-09 | Air Products And Chemicals, Inc. | Purification of Carbon Dioxide |
EP3249727A3 (en) * | 2011-11-16 | 2018-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for generating power and enhanced oil recovery |
EP2783413B1 (en) | 2011-11-21 | 2018-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | Method and a system for combined hydrogen and electricity production using petroleum fuels |
KR101352198B1 (ko) | 2011-12-27 | 2014-01-16 | 포스코에너지 주식회사 | 연료전지 하이브리드 시스템 |
DE102012204210A1 (de) | 2012-03-16 | 2013-09-19 | Siemens Aktiengesellschaft | Dampfkraftwerkintegrierte Hochtemperatur-Batterie |
US20130259780A1 (en) | 2012-03-30 | 2013-10-03 | Alstom Technology Ltd | Method for controlling solvent emissions from a carbon capture unit |
MY175798A (en) | 2012-05-08 | 2020-07-09 | Petroliam Nasional Berhad Petronas | Method and system for removing carbon dioxide from hydrocarbons |
FR2992307B1 (fr) | 2012-06-25 | 2014-08-08 | Air Liquide | Procede et installation pour la production combinee de gaz de synthese d'ammoniac et de dioxyde de carbone |
EP2877426A1 (en) | 2012-07-24 | 2015-06-03 | Nuvera Fuel Cells, Inc. | Distributed hydrogen extraction system |
FI124060B (fi) | 2012-12-07 | 2014-02-28 | Mikkelin Ammattikorkeakoulu Oy | Menetelmä ja järjestelmä hiilidioksidin talteen ottamiseksi kaasusta |
CA2835615C (en) | 2012-12-10 | 2016-07-26 | Samuel Sivret | Blue power generation system |
US9077008B2 (en) | 2013-03-15 | 2015-07-07 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integrated power generation and chemical production using fuel cells |
SG11201506763YA (en) | 2013-03-15 | 2015-09-29 | Exxonmobil Res & Eng Co | Integrated power generation and chemical production using fuel cells |
US9499403B2 (en) | 2013-07-10 | 2016-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Catalyst and process for thermo-neutral reforming of liquid hydrocarbons |
US9556753B2 (en) | 2013-09-30 | 2017-01-31 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Power generation and CO2 capture with turbines in series |
EP3060520B1 (en) * | 2013-10-22 | 2018-07-18 | Energy Research Institute | Energy-efficient method for producing compressed carbon dioxide suitable for enhanced oil or gas recovery |
WO2015067165A1 (zh) | 2013-11-05 | 2015-05-14 | 大连理工大学 | 一种由含氧混合气制备纯氧及贫氧气体的电化学方法 |
KR101592391B1 (ko) | 2013-12-30 | 2016-02-05 | 현대자동차주식회사 | 연료 전지 스택의 수소 공급 장치 |
WO2015124183A1 (en) | 2014-02-19 | 2015-08-27 | Htceramix S.A. | Method and system for producing carbon dioxide, purified hydrogen and electricity from a reformed process gas feed |
KR101564165B1 (ko) | 2014-03-07 | 2015-10-28 | 한국에너지기술연구원 | 자가발전 수단을 이용한 이산화탄소 포집 장치 및 방법 |
US20150280265A1 (en) | 2014-04-01 | 2015-10-01 | Dustin Fogle McLarty | Poly-generating fuel cell with thermally balancing fuel processing |
EP3674262A1 (en) | 2014-07-03 | 2020-07-01 | Nuvera Fuel Cells, LLC | System for regenerating absorber bed for drying compressed humidified hydrogen |
JP6529752B2 (ja) | 2014-12-12 | 2019-06-12 | 東京瓦斯株式会社 | 燃料電池システム |
US9478819B2 (en) | 2014-12-19 | 2016-10-25 | Fuelcell Energy, Inc. | High-efficiency molten carbonate fuel cell system and method |
US9812723B2 (en) | 2015-02-25 | 2017-11-07 | Fuelcell Energy, Inc. | Power producing gas separation system and method |
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 |
US9502728B1 (en) | 2015-06-05 | 2016-11-22 | Fuelcell Energy, Inc. | High-efficiency molten carbonate fuel cell system with carbon dioxide capture assembly and method |
US10522860B2 (en) | 2015-06-09 | 2019-12-31 | Honeywell International Inc. | Systems for hybrid fuel cell power generation |
US10056634B2 (en) | 2015-06-10 | 2018-08-21 | Honeywell International Inc. | Systems and methods for fuel desulfurization |
WO2017059515A1 (en) | 2015-10-08 | 2017-04-13 | 1304338 Alberta Ltd. | Method of producing heavy oil using a fuel cell |
WO2017087165A1 (en) | 2015-11-17 | 2017-05-26 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hybrid high-temperature swing adsorption and fuel cell |
KR20230011393A (ko) | 2018-03-16 | 2023-01-20 | 퓨얼셀 에너지, 인크 | 고온 연료전지를 이용해서 수소를 생성하기 위한 시스템 및 방법 |
-
2017
- 2017-04-12 CN CN202211687416.6A patent/CN116435559A/zh active Pending
- 2017-04-12 CN CN201780035499.1A patent/CN109314261B/zh active Active
- 2017-04-12 WO PCT/US2017/027261 patent/WO2017189238A1/en active Application Filing
- 2017-04-12 CA CA3022534A patent/CA3022534C/en active Active
- 2017-04-12 KR KR1020217003661A patent/KR20210018528A/ko not_active Application Discontinuation
- 2017-04-12 JP JP2018556825A patent/JP6799078B2/ja active Active
- 2017-04-12 KR KR1020187033915A patent/KR102372516B1/ko active IP Right Grant
- 2017-04-12 US US16/097,165 patent/US11508981B2/en active Active
- 2017-04-12 EP EP17790107.1A patent/EP3449523B1/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005179083A (ja) * | 2003-12-16 | 2005-07-07 | Nippon Oil Corp | 水素製造装置および燃料電池システム並びにその運転方法 |
CN101427408A (zh) * | 2004-06-03 | 2009-05-06 | 燃料电池能有限公司 | 具有减少co2排放的联合高效化石燃料发电设备/燃料电池系统 |
JP2011141967A (ja) * | 2010-01-05 | 2011-07-21 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 発電システム |
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 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2017189238A1 (en) | 2017-11-02 |
CN109314261A (zh) | 2019-02-05 |
JP2019515442A (ja) | 2019-06-06 |
CA3022534A1 (en) | 2017-11-02 |
KR20210018528A (ko) | 2021-02-17 |
KR20190002553A (ko) | 2019-01-08 |
US20210218044A1 (en) | 2021-07-15 |
CN116435559A (zh) | 2023-07-14 |
EP3449523B1 (en) | 2021-10-27 |
KR102372516B1 (ko) | 2022-03-10 |
JP6799078B2 (ja) | 2020-12-09 |
EP3449523A4 (en) | 2020-01-01 |
EP3449523A1 (en) | 2019-03-06 |
CA3022534C (en) | 2021-01-26 |
US11508981B2 (en) | 2022-11-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109314261B (zh) | 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获 | |
US10673084B2 (en) | Power producing gas separation system and method | |
US20160013502A1 (en) | Integrated Power Generation Using Molten Carbonate Fuel Cells | |
US20140272613A1 (en) | Integrated power generation and carbon capture using fuel cells | |
US11949135B2 (en) | Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide capture | |
EP3221916B1 (en) | Fuel cell system with waste heat recovery for production of high pressure steam | |
CN118026095A (zh) | 用于碳捕获的蒸汽甲烷重整单元 | |
WO2023202798A1 (en) | Low-emission power generation system and method | |
CN114542223A (zh) | 一种发电方法及系统 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |