CN1676460B - 用于共同产生氢和电能的系统和方法 - Google Patents

用于共同产生氢和电能的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1676460B
CN1676460B CN2005100595569A CN200510059556A CN1676460B CN 1676460 B CN1676460 B CN 1676460B CN 2005100595569 A CN2005100595569 A CN 2005100595569A CN 200510059556 A CN200510059556 A CN 200510059556A CN 1676460 B CN1676460 B CN 1676460B
Authority
CN
China
Prior art keywords
reformer
burner
hydrogen
reformate
gas
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.)
Expired - Fee Related
Application number
CN2005100595569A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1676460A (zh
Inventor
C·巴兰
A·科利巴巴-埃乌莱特
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.)
General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
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 General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of CN1676460A publication Critical patent/CN1676460A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1676460B publication Critical patent/CN1676460B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • 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
    • 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
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • 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
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • 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
    • 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
    • C01B2203/0405—Purification by membrane separation
    • 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
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • 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
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • 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
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • 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
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/047—Composition of the impurity the impurity being carbon monoxide
    • 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
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • 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
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • 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
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0822—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel the fuel containing hydrogen
    • 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
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
    • 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
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1288—Evaporation of one or more of the different feed components
    • C01B2203/1294—Evaporation by heat exchange with hot process stream
    • 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
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • 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
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/86—Carbon dioxide sequestration
    • 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
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • 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
    • 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
    • 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
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

一种用于共同产生氢和电能的系统，包括：重整器(4)，所述重整器被构造以接收重整器燃料和蒸汽并产生富氢的重整产物(44)。该系统进一步包括与所述重整器(4)流体连通的分离单元(12)，其中所述分离单元(12)被构造以接收所述重整产物(44)，从所述重整产物(44)中分离氢并产生废气(18)。该系统还包括燃烧器(6)，所述燃烧器被构造以接收用于进行燃烧的燃料(10)，并产生热量和热压缩气体(22)，其中燃烧器(6)与重整器(4)相连接。燃气轮机(26)使所述热压缩气体(22)膨胀，并产生电能和膨胀气体(30)；其中至少一部分来自燃烧器(6)的热能被用于在重整器(4)中生产重整产物(44)。

Description

用于共同产生氢和电能的系统和方法
技术领域
本发明涉及能量生成系统，更具体而言，涉及氢和电能的共同产生。
背景技术
近年来，在使用复合循环能量生成系统方面已作出了多种尝试，在这种系统中，燃料在燃烧器中燃烧产生热气体，所述热气体驱动燃气轮机产生电能。在复合循环能量生成系统中，燃烧器通常由压缩空气进行冷却，所述压缩空气很容易从设备中获得。使用压缩空气冷却燃烧器限制了燃烧器中火焰温度的下限，进而可能会导致氮氧化物(NOx)的产量及其排放量较高。
共同产生工艺路线一般是从同一原料中产生电和一些液体燃料或者化学品。共同产生的概念是基于在对电量需求较少的期间生产化学品或液体燃料以及在用电高峰期中使用它们来增加能量产量。氢是一种使用最广泛的燃料，由这种共同产生设备生产的氢可以多种方式加以利用，包括发电。
典型地，烃燃料例如天然气的蒸汽重整是产生氢的主要方法。重整反应是吸热反应，其中必须提供外部热量。一般通过燃烧一部分用于重整的燃料或者重整设备中存在的任何富含燃料的气体以供给这种外部热量。该过程耗能多并且会产生大量的氮氧化物(NOx)。
随着氢经济的到来，对于可以生产氢和电的共同产生系统的需求预计会不断增加。因此，需要设计一种共同产生系统，其能够以高效的方式产生氢和电能，同时限制NOx的排放。
发明内容
一方面，一种用于共同产生氢和电能的系统包括重整器，所述重整器被构造用以接收重整器燃料和蒸汽并产生富氢的重整产物。所述系统进一步包括与重整器流体连通的分离单元，其中所述分离单元被构造用以接收重整产物，从重整产物中分离出氢，并产生废气。所述系统还包括燃烧器，所述燃烧器被构造用以接收燃料进行燃烧并产生热能和热的压缩气体，其中所述燃烧器与重整器相连接。燃气轮机使热压缩气体膨胀并产生电能和膨胀的气体；其中至少一部分来自燃烧器的热能被用于在重整器中生产重整产物。
另一方面，一种用于共同产生氢和电能的系统包括重整器，所述重整器被构造用以接收重整器燃料和蒸汽并产生富氢的重整产物。所述系统进一步包括燃烧器，所述燃烧器被构造用以接收燃料进行燃烧并产生热能和热的压缩气体，其中所述燃烧器与重整器相连接。分离单元与重整器流体连通，所述分离单元被构造用于接收重整产物，从重整产物中分离出氢，并产生废气。至少一部分来自燃烧器的热能被用于在重整器中生产重整产物。燃气轮机使热压缩气体膨胀并产生电能和膨胀的气体。至少一部分来自燃烧器的热能被用于在重整器中生产重整产物。分离单元被构造用以从重整产物中分离二氧化碳，并使至少一部分废气再循环至重整器。
另一方面，一种用于共同产生氢和电能的方法包括在重整器中对重整器燃料和蒸汽的混合物进行重整并产生富氢的重整产物。该方法进一步包括从重整产物中分离出氢并产生废气。该方法还包括在燃烧器中燃烧燃料，产生热能和热的压缩气体，其中燃烧器与重整器相连接。热压缩气体在燃气轮机中膨胀产生电能和膨胀的气体；其中至少一部分来自燃烧器的热能被用于在重整器中生产重整产物。
另一方面，一种燃烧器重整器系统，包括燃烧器，所述燃烧器被构造用以接收用于燃烧的燃料和氧化剂，并产生热的压缩气体和热能。重整器与燃烧器紧密接触，所述重整器被构造用以接收重整器燃料和蒸汽并产生富氢的重整产物。所述重整器与燃烧器相连接，并且至少一部分来自燃烧器的热能被用于在重整器中生产重整产物。
附图说明
下面参照附图对本发明进行详细的说明，本发明的这些和其它特征、方面和优点将变得更加容易理解，在所有附图中相同的附图标记代表相同的部件，其中：
图1为第一种典型的共同产生系统的工艺流程示意图；
图2为第二种典型的共同产生系统的工艺流程示意图；
图3为第三种典型的共同产生系统的工艺流程示意图；
图4为第四种典型的共同产生系统的工艺流程示意图；
图5为第五种典型的共同产生系统的工艺流程示意图；
图6为典型的燃烧器重整器的示意图；以及
图7为另一种典型的燃烧器重整器的剖视图。
具体实施方式
图1示意性地示出了用于生产氢和电能的典型的共同产生系统2，其包括轮机部分3和氢生成部分5。氢生成部分包括重整器4和分离单元12。轮机部分包括燃烧器6、压缩机24、燃气轮机26和转子46，轮机26通过转子驱动压缩机24。重整器4与燃烧器6连接在一起，其中来自燃烧器6的燃烧热量用于重整器4中的重整过程。在下面的详细描述中，共同产生系统2的基本元件大部分都是公知的，通过策略性地互相连接系统元件与再循环流动通路以提高系统的性能和效率，从而相对于已公知的系统实现了效率的提高。通过回收来自共同产生系统的排出气流中的能量，提高了共同产生系统的效率。在此所述的共同产生系统的不同实施例中，燃烧过程中所使用的氧化剂是环境空气。可以理解的是出于同样的目的，可以使用任何其它包括燃烧所需量的氧的氧化剂流。
在操作中，重整器4被构造以接收燃料流8和蒸汽40。在重整器4中，燃料流8与蒸汽40反应产生富氢的重整产物流44。重整产物流44被送至分离单元12，分离单元12被构造以产生基本上纯的氢气流16和废气流18。在一些实施例中，分离单元12进一步产生富含二氧化碳(CO2)的气流14。
典型地，重整烃燃料，例如天然气和蒸汽，能够产生氢。该过程能耗较大，并且在整个重整过程中大量的热被吸收。天然气的主要成分是甲烷(CH4)，其与蒸汽通过两步反应产生氢。通过重整过程，天然气通过以下的反应(1)和(2)转化成氢。
CH4+H20＝>CO+3H2            (1)
CO+H20＝>CO2+H2             (2)
至少一部分引入的燃料8在重整器4中经重整过程被转化生成氢。在存在适当的蒸汽重整催化剂例如镍的条件下发生重整反应(1)。重整反应(1)是高吸热的反应，反应热大约为88，630 BTU/摩尔。其它烃燃料的重整反应同样是吸热的。重整产物流44中包括一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)、氢(H2)，未反应的燃料和水。重整产物流44被送入分离单元12中，所述分离单元将氢和二氧化碳从重整产物流44中分离出来，并产生富含二氧化碳的气流14、富氢的气流16和废气流18。在一种实施方式中，废气流18循环回到燃料进入气流8中，并且混合后的气流与蒸汽一起被送入重整器4中。
吸热的重整反应(1)所需的热量由来自燃烧器6的燃烧热提供，燃烧器6与重整器4相连接。燃烧器6被构造以接收进入的燃料流10和压缩的氧化剂流20。进入的燃料流10和氧化剂流20可以预混合，并注入燃烧器6。在一些实施例中，燃料和氧化剂可以单独注入燃烧器6。在一些其它的实施例中，燃料和氧化剂在被送入燃烧器6之前可以部分或者完全混合。进入的燃料流10可包括任何合适的气体或液体，例如氢、天然气、甲烷、石脑油、丁烷、丙烷、柴油、煤油、航空燃料、源于煤的燃料、生物燃料、充氧的烃原料、及其混合物。在一些实施例中，燃料可优选包含氢或天然气(NG)或者其混合物。在其它一些实施例中，从分离单元12中出来的废气流18的一部分被用作燃烧器6的燃料。来自压缩机24的压缩的氧化剂20可包括含氧的任何合适的气体，例如空气、富氧空气、贫氧空气、和/或纯氧。在操作中，典型压缩机24为多级压缩机，其包括多列静叶片和转动叶片。燃烧器6中的燃烧过程生成热气流22。
回到图1，从燃烧器6中出来的热气流22被送入燃气轮机26。共同产生系统2进一步包括被附接到燃气轮机26上的发电机28和热回收蒸汽发电机(下文称HRSG)。送入燃气轮机26中的热气流22的热力学膨胀产生驱动燃气轮机26的能量，进而通过发电机28发电。来自发电机28的电能被转换成适当的形式，并被供给至配电供应电网(未示出)。从燃气轮机26中出来的膨胀气体30被送入HRSG32用于回收膨胀气体30中所含的热量。水流34被送入HRSG32，利用从燃气轮机26中产生的膨胀气体30中回收的热量，进而生成蒸汽38。从HSRG32中出来的冷却的膨胀气体36被排入大气。
共同产生系统的不同的典型实施例如图2、3、4和5中所示。如图2、3、4和5中所示的所有的典型实施例中都具有如图所示的共同产生系统2的基本元件，其中使用同样的附图标记表示同样的特征。
共同产生系统50的第二典型实施例如图2所示。根据该第二实施例，分离单元12包括热交换器54、转化反应器56和分离装置62。在操作上，重整器4与热交换器54之间流体连通。水流52被引入到热交换器54，在其中利用从重整器4的重整产物蒸汽44中回收的热量使水转化为蒸汽64。在热交换器54中生成的蒸汽64用于重整器4中的重整过程。
从重整器4中生成的重整产物流44包含氢(H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(C02)、水和未反应的燃料。利用热交换器54重整产物流44被冷却到大约200℃到约400℃之间的温度，以产生冷却的重整产物流58。在冷却重整产物流58中一氧化碳和水可以进行反应，进一步生成二氧化碳。这可以通过放热反应(2)实现，即公知的水气转化反应。贫CO2的冷却重整产物流58被送入转化反应器56，以利于在存在催化剂的条件下进行水气转化反应。转化反应器56中的排出流60中包含未反应的燃料、二氧化碳、水、氢和痕量的未转化的一氧化碳。所述排出流60也可被指定为富氢和二氧化碳的气流。
从转化反应器56中出来的富氢和二氧化碳的排出流60，被送入分离装置62，所述分离装置62可进一步包括二氧化碳分离器。二氧化碳分离器可以采用本领域已公知的各种技术，包括但不限于采用压力摆动吸附、化学吸附和膜分离技术以分离排出流60中的二氧化碳。
压力摆动吸附(PSA)可用于从含有氢的气体混合物中分离二氧化碳。在PSA技术中，在高的局部压力下，固体分子筛可以吸附二氧化碳，比对氢的吸附更强烈。由此，在高压下，当混合物通过吸附床时，含有氢的气体混合物中的二氧化碳被除去。通过减压和清洗，吸附床得到再生。一般对于严格的操作，使用多个吸附容器以实现二氧化碳的连续分离，其中一个吸附床被使用，同时其它的吸附床进行再生。
用于从气流中分离二氧化碳的另一种技术是化学吸附方法，其使用氧化物，例如氧化钙(CaO)和氧化镁(MgO)或者其组合物。在一个实施例中，在高压和高温条件下，CO2被CaO吸收生成碳酸钙(CaCO3)，由此从气体混合物中除去了CO2。吸附剂CaO通过煅烧CaCO3获得再生，即再次将CaCO3重整成CaO。
膜分离技术也可以用于从气流中分离二氧化碳。膜分离方法一般比吸附方法在能量上更有效、并且更容易进行操作。用于高温二氧化碳分离的膜包括沸石和陶瓷膜，其对CO2具有选择性。然而，膜分离技术的分离效率低，且通过膜分离方法不能达到二氧化碳的完全分离。一般膜分离器在高压条件下工作更有效，并且使用膜分离器从转化反应器56的排出流60中分离二氧化碳可以通过在CO2分离之前进一步对排出流60进行压缩的办法实现。
另外一种用于从排出流60中分离CO2的技术可包括，但不限于，使用胺化学吸附CO2。排出流60可以冷却至合适的温度，以使用胺进行二氧化碳的化学吸附。这种技术是基于烷醇胺溶剂，其可具有在相对低的温度下吸附二氧化碳的能力，并且通过提高富溶剂的温度容易进行再生。在富溶剂再生后得到富含二氧化碳的气流14。在这种技术中使用的溶剂可包括三乙醇胺、单乙醇胺、二乙醇胺、二异丙醇胺、二甘醇胺和甲基二乙醇胺。
在一些实施例中，二氧化碳分离器可包括至少一个吸附床，其中利用PSA技术从排出流60中分离二氧化碳。在其它一些实施例中，二氧化碳分离器可包括至少一个吸附容器，其中利用的是化学吸附技术。在其它实施例中，二氧化碳分离器包括至少一个膜分离器。使用在此所述的不同技术，从分离装置62中生成了富含二氧化碳的气流14。富含二氧化碳的气流14可以输出用于任何其它的工业应用。
分离装置62可以进一步包括氢分离器。从其它气体中分离氢产生基本上纯的氢气流16的方法包括PSA和膜分离方法。多种聚合物可用于氢选择性膜，其在相对低的温度下进行工作。在一个实施例中，可以通过组合PSA单元和CO2分离膜的方式提高氢的分离效率。第一步，使用PSA技术分离H2。下一步，由CO2选择性膜分离CO2。一些聚合物膜显示出在相对低的温度下用于CO2分离的良好的选择透过性。
在一些实施例中，氢分离器可以采用低温分离技术。当需要回收多种分馏物和多种产物时，可以使用低温分离。在一个实施例中，从转化反应器56中出来的排出流60被压缩到大约900psia的压力，然后使用冷凝器冷却到室温，使CO2液化。在该过程中，氢可作为气体从该过程中被回收，而CO2作为液体从冷凝器的底部被除去。氢分离器可以进一步与水气分离器整合为一体。
如图2所示，从分离装置62回收了三种气流，即基本纯的氢气流16、富含二氧化碳的气流14和废气18。从分离装  62出来的废气气流18包含未反应的燃料，未被分离的氢和水。在一些实施例中，其可以进一步包含痕量的二氧化碳和一氧化碳。气流18连同进入的燃料流8一起循环回到重整器4。
在一个实施例中，氢气流16的一部分用作燃烧器6中燃烧过程的燃料。在图2所示的这种典型实施例中，实现了二氧化碳的完全分离。由于在燃烧器中燃烧的燃料包含基本纯的氢，因此在燃烧器6中燃烧过程中不产生二氧化碳。从燃烧器中生成的热气体22因此不含二氧化碳，并且排放到大气中的废气36中不会释放任何二氧化碳。在重整过程中产生的二氧化碳作为浓缩的二氧化碳气流14被分离，其或者被保管起来或者在市场上出售，这取决于对二氧化碳的需求。如图2所示，在HRSG32中生成的气流66中的一部分循环回到重整器4，以提供足够量的蒸汽用于进行吸热的重整反应(1)和放热的水气转化反应(2)。在一些实施例中，从HSRG32中生成的蒸汽38的另一部分，被送到蒸汽轮机(未示出)用于生成另外的能量。
图3中示出了第三种典型的共同产生系统，其中从分离装置62出来的废气气流18循环回到燃烧器6。如同上述部分所描述的废气气流18一般包含未燃烧的燃料、H2、CO和CO2。由于在分离装置62中二氧化碳作为浓缩的二氧化碳气流14得到分离，因此在排出蒸汽60中的二氧化碳在废气18再循环到燃烧器6之前基本上被除去。因此在燃烧器6中生成的，以及随后作为废气36排放到大气中的二氧化碳，相对于传统的组合循环能量生成系统包含较少量的二氧化碳。由于在废气18再循环进入燃烧器6之前在预燃烧阶段除去了二氧化碳，因此在图3所示的共同产生系统中部分实现了二氧化碳的分离。二氧化碳的分离在预燃烧阶段中较容易实现，因为从转化反应器出来的排出蒸汽60中二氧化碳的浓度很高。任何燃烧后的分离都是难于实现的，因为从燃烧器出来的热的压缩气体包含氮气，氮气稀释了从燃烧器6中出来的热压缩气流22中的二氧化碳浓度。
图4示出了第四种典型的共同产生系统，其中废气气流18与第二燃烧室84流体连通。从分离装置62出来的废气气流18连同氧化剂流82，例如空气一起被送入第二燃烧器84。在一些实施例中，氧化剂流82包含基本上纯的氧，其中从第二重整器中出来的排出气流86不含任何稀释剂，例如氮。排出气流86在HRSG32中冷却，其中排出气流86的流体通路与从燃气轮机26中出来的轮机排气30的流动通路相隔离。图4所示的共同产生系统的优点是二氧化碳的隔离，原因是在燃烧器6中燃烧的燃料包含基本上纯的氢。从轮机排气30中的热量回收中生成的蒸汽66和从第二燃烧器84产生的排出流86的一部分循环回到重整器4。气流38的一部分可被送入蒸汽轮机(未示出)用于进一步产生能量。在一些实施例中，从HRSG32中产生的冷却的排气流36和85被排入大气中。
图5示出了第五种典型的共同产生系统，其中压缩空气流20被直接引导朝向回流换热器92，所述回流换热器92为已公知类型的包括隔离开的流动通路的热交换器。压缩空气流20在回流换热器的第一流动通路96中进入回流换热器92。轮机排气30与第二燃烧器84的排气86混合以产生混合的轮机排气流88。在其他一些实施例中，从第二燃烧器84出来的排气86和从燃气轮机26出来的排气30在回流换热器92中具有独立的流动通路，其中导向燃烧器82的氧化剂流82中包含基本上纯的氧。如图5所示，混合的轮机排气流88经由第二回流换热器流动通路99流入回流换热器92，由此，轮机排气88中的热量被转移给压缩空气流20，而不需要将压缩空气流20与轮机排气流88相互混合。受热的压缩空气流98排出回流换热器92并且流至燃烧器6以向该处提供氧化剂。通过利用轮机排气88加热压缩空气流20，免去了传统加热器或再生热交换器使氧化剂升温的所需的成本，并且由此使轮机排气88在排放到大气中之前就被冷却。冷却的轮机排气流94进一步被送入HRSG32中，其中引入的水流34被加热以产生蒸汽。冷却的轮机排气36被排放到大气中，且生成的蒸汽66循环回到重整器4中。
在根据图1、2、3、4和5所示技术的所有典型实施例中，重整器4和燃烧器6是连接在一起的。燃烧器6的冷却由重整燃料和蒸汽的吸热重整反应完成。在吸热重整过程中吸收大量的热保证了燃烧器6的衬里可以得到冷却，并且燃烧器的可操作性和火焰稳定性得以改善。由于在如上面部分所描述的不同实施例中，通过在燃烧器6中燃烧富氢的燃料能够得到较低的火焰温度，因此这里所披露的共同产生系统还确保了N0x产物的明显减少。
图6为典型的燃烧器-重整器的示意图，其中重整器与燃烧器连接在一起。连接在一起的重整器-燃烧器100被构造以设置在圆筒形的压力壳118中。压力壳的厚度按照适当的规范，取决于重整器-燃烧100的最大操作压力进行设计。重整过程在管102中进行，该管与燃烧器110紧密接触，其中重整器102和燃烧器110是同心的。压缩空气流过压力壳中的环形空间108如气流106所示。空气通过入口 120进入燃烧器110。燃料，例如氢、天然气或废气也在相同的位置处输送到燃烧器110(未示出)。空气和燃料的混合在混合区122中完成。燃烧区124首先产生燃烧热，其沿径向和轴向扩散穿过表面116，该表面与重整器102相接触。燃烧器110的燃烧区124的一般温度可以升高到1700℃左右，该温度范围足以提供重整过程所需的大量热能。在从燃烧器110到重整器102的传热过程中，燃烧器的衬里得到冷却，由此提高了燃烧器的寿命。如混合物流动通路104所示，重整燃料和蒸汽的混合物在重整管102中的环形空间中循环流动。一般包含CO2、CO、H2、水和未燃烧的燃料的重整产物通过开口114排出重整器102。
图7为另一种典型的重整器燃烧器130的上部示意图，其中燃烧器和重整器相连接。燃烧器134是一种压力容器，其中容器的剖面沿着如流动通路140所示的燃烧气体的流动方向缩小。如图7所示，当围绕中心线154旋转360度时，燃烧器为一种环形结构。围绕同一中心线154旋转360度，重整器132是另一种环形结构。燃烧器134包括与重整器132紧密接触的上衬148，和底衬160。燃烧器134进一步包括预混合器150，所述预混合器150被构造以具有端口，燃料和氧化剂可通过所述端口进入燃烧器。在一些实施例中，预混合的燃料和氧化剂通过含有旋流器的喷嘴被注入到燃烧器134中，所述旋流器包括多个将转动传递给进入的氧化剂的旋流叶片，以及多个用于在旋转的氧化剂流中分配燃料的燃料辐板(fuel spoke)。氧化剂146例如空气，被用于燃烧和燃烧器134的底衬160的冷却。燃料和氧化剂在燃烧器134内进行反应之前，在预混合燃料喷嘴内的环形通路中进行混合。重整器132包括用于引入蒸汽的通路131和用于引入重整燃料的通路158。重整燃料和蒸汽的混合物流动通过通路136，其中吸热反应(1)吸收从燃烧器134传导到重整器132内的热量。所述热能通过以传导和对流方式进行的径向和轴向散热从燃烧器134传导至重整器132，由此冷却燃烧器134的外衬148。重整器132进一步包括催化剂床156，所述催化剂床156包含重整催化剂，例如镍。重整产物通过流动通路138流出重整器132。燃烧器134的内衬160利用一部分压缩空气146进行冷却，其中空气142在位于燃烧器内衬160和底壳162之间的环形空间144中循环流动。
在根据如上所述技术的不同实施例中，燃烧器的冷却是通过燃料如天然气的吸热重整反应实现的，这种冷却使能够共同产生氢和电能并且提高了整体系统效率。在吸热重整过程中吸收的大量热保证了燃烧器的衬里可以被冷却，并且燃烧器的可操作性和火焰的稳定性得以保持或改善。当在共同产生系统中产生的氢的一部分被用作燃烧器的燃料时，其保证了NOx产量的明显减少，这是因为当氢含量高的燃料在燃烧器内燃烧时可以实现较低的火焰温度。在分离单元中二氧化碳在燃烧前的分离保证了其被隔离起来，并且限制了CO2向大气中的排放。所披露的共同产生方法通过从产生电能到产生氢的过程中转移一些废热改善了设备的整体性能，由此改善了设备的效率和可操作性。这里所披露的共同产生系统可以根据需要灵活地控制来自重整器的重整产物流中的氢产生量和电能的生成量。在所披露的共同产生系统中产生的氢可以多种方式加以利用。产生的氢可以再循环至燃烧器用作燃料以实现二氧化碳向大气中的无排放。产生的氢可以储存在氢存储单元中，所述存储单元可包括容器、缸或固体材料例如金属氢化物。接着所产生的氢可以气态形式或液态形式，例如借助液化设备进行运输。所产生的氢也可以用作包括一个或多个燃料电池的燃料电池系统的燃料，以生成附加能量。
为了实现本发明所要满足的不同需要，已对本发明的不同实施例进行了描述。应该认识到的是这些实施例仅仅是示例性地说明本发明不同实施例的原理。在不偏离本发明的精神和范围的条件下对本发明进行的多种修改和变化对于本领域技术人员来说是显而易见的。因此，本发明旨在覆盖在所附技术方案及其等效内容所限定的范围内的所有适当的修改和变化形式。
元件列表
    2     共同产生系统
    3     轮机部分
    4     重整器
    5     氢生成部分
    8     燃烧器
    10     入口重整器燃料
    12     分离单元
    14     氢
    16     二氧化碳
    18     废气
    20     压缩的氧化剂
    22     热的压缩气体
    24     压缩机
    26     燃气轮机
    28     发电机
    30     膨胀气体
    32     热回收蒸汽发电机(HRSG)
    34     进入HRSG的水
    36     冷却的膨胀气体
    38     蒸汽
    40     进入重整器的蒸汽
    42     氧化剂
    44     重整产物
    46     转子
    50     共同产生系统
    52     水
    54     热交换器
    56     转化反应器
    58     冷却的重整产物
    60     富含氢和CO2的气流
    62     分离装置
    64     进入重整器的蒸汽
    66     进入重整器的附加蒸汽
    70     共同产生系统
    80     共同产生系统
    82     进入第二燃烧器的氧化剂
    84     第二燃烧器
    86     源自第二燃烧器的热排气
    85     源自第二燃烧器的冷却的排气
    88     进入回流换热器的混合流
    90     共同产生系统
    92     回流换热器
    94     冷却的废气
    96     空气流动通路
    98     热的压缩空气
    99     轮机排气流动通路
    100     燃烧器重整器
    102     重整器
    104     重整器燃料和蒸汽流
    106     氧化剂流
    108     氧化剂流动通路
    110     燃烧器
    112     已燃烧气流的流动
    114     用于重整产物流动的开口
    116     燃烧器和重整器之间的共用隔壁
    120     氧化剂入口
    122     预混合区
    124     燃烧区
    130     燃烧器重整器
    131     蒸汽通路
    132     重整器
    134     燃烧器
    136     燃料和蒸汽的流动通路
    138     重整产物流动通路
    140     热气体流动排放
    142     用于冷却底衬的空气
    144     底壳与衬里之间的环形空间
    146     空气流
    148     上衬
    150     预混合器
    152     入口
    154     中心线
    156     催化剂床
    158     重整燃料流
    160     底衬
    162     底壳

Claims (9)

1.一种用于共同产生氢和电能的系统，包括：
重整器(4)，所述重整器被构造用于接收重整器燃料(8)和蒸汽，并产生富氢的重整产物(44)；
与所述重整器(4)流体连通的分离单元(12)，其中所述分离单元(12)被构造用于接收所述重整产物(44)，从所述重整产物(44)中分离氢并产生废气(18)；
燃烧器(6)，所述燃烧器被构造用于接收用来燃烧的燃料(10)，产生热能和热的压缩气体(22)，其中所述燃烧器(6)与所述重整器(4)相连接；和
燃气轮机(26)，所述燃气轮机使所述热的压缩气体(22)膨胀并产生电能和膨胀气体(30)；
其中至少一部分来自所述燃烧器(6)的所述热能被用于在所述重整器(4)中生产所述重整产物(44)。
2.如权利要求1所述的系统，其中所述废气(18)的至少一部分在分离氢后再循环回到所述重整器(4)。
3.如权利要求1所述的系统，其中所述重整产物(44)进一步包含一氧化碳、二氧化碳和所述重整器燃料。
4.如权利要求3所述的系统，其中所述分离单元(12)进一步包括至少一个水气转化反应器(56)，用以使一氧化碳转化成二氧化碳，产生富含氢和二氧化碳的气流(60)。
5.如权利要求1所述的系统，进一步包括热交换器(54)以产生蒸汽。
6.如权利要求1所述的系统，其中从所述分离单元(12)产生的所述氢被用作所述燃烧器(6)的所述燃料。
7.如权利要求1所述的系统，进一步包括生成蒸汽的热回收蒸汽发电机(32)和蒸汽轮机。
8.一种用于共同产生氢和电能的系统，包括：
重整器(4)，所述重整器被构造用于接收重整器燃料和蒸汽，并产生富氢的重整产物(44)；
燃烧器(6)，所述燃烧器被构造用于接收用来燃烧的燃料(10)，产生热能和热的压缩气体(22)，其中所述燃烧器(6)与所述重整器(4)相连接；
与所述重整器(4)流体连通的分离单元(12)，其中所述分离单元(12)被构造用于接收所述重整产物(44)，从所述重整产物(44)中分离氢并产生废气(18)，其中至少一部分来自所述燃烧器(6)的所述热能被用于在所述重整器(4)中生产所述重整产物(44)；以及
燃气轮机(26)，所述燃气轮机使所述热的压缩气体(22)膨胀并产生电能和膨胀气体(30)；
其中至少一部分来自所述燃烧器(6)的所述热能被用于在所述重整器(4)中生产所述重整产物(44)，并且所述分离单元(12)被构造用于从所述重整产物(44)中分离二氧化碳，并使所述废气(18)的至少一部分再循环至所述重整器(4)。
9.一种用于共同产生氢和电能的方法，包括以下步骤：
在重整器(4)中对重整器燃料和蒸汽的混合物进行重整，产生富氢的重整产物(44)；
从所述重整产物(44)中分离氢并产生废气(18)；
在燃烧器(6)中燃烧燃料，产生热能和热的压缩气体(22)，其中所述燃烧器(6)与所述重整器(4)相连接；以及
在燃气轮机(26)中使所述热的压缩气体(22)膨胀，并产生电能和膨胀气体(30)；
其中至少一部分来自所述燃烧器(6)的所述热能被用于在所述重整器(4)中生产所述重整产物(44)。
CN2005100595569A 2004-03-29 2005-03-29 用于共同产生氢和电能的系统和方法 Expired - Fee Related CN1676460B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/810471 2004-03-29
US10/810,471 US7752848B2 (en) 2004-03-29 2004-03-29 System and method for co-production of hydrogen and electrical energy

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1676460A CN1676460A (zh) 2005-10-05
CN1676460B true CN1676460B (zh) 2011-06-08

Family

ID=34887658

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2005100595569A Expired - Fee Related CN1676460B (zh) 2004-03-29 2005-03-29 用于共同产生氢和电能的系统和方法

Country Status (4)

Country Link
US (1) US7752848B2 (zh)
EP (1) EP1582502B1 (zh)
JP (1) JP2005281131A (zh)
CN (1) CN1676460B (zh)

Families Citing this family (127)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4139338B2 (ja) * 2004-02-12 2008-08-27 本田技研工業株式会社 燃料ガス製造装置
US7470293B2 (en) * 2004-10-29 2008-12-30 Idatech, Llc Feedstock delivery systems, fuel processing systems, and hydrogen generation assemblies including the same
NO20051895D0 (no) * 2005-04-19 2005-04-19 Statoil Asa Fremgangsmate for produksjon av elektrisk energi og CO2 fra et hydrokarbon rastoff
JP4810138B2 (ja) * 2005-06-30 2011-11-09 株式会社東芝 水素製造装置
FR2890954B1 (fr) * 2005-09-19 2011-02-18 Air Liquide Procede de production de gaz de synthese a l'aide d'un gaz oxygene produit par au moins une turbine a gaz
US7506685B2 (en) * 2006-03-29 2009-03-24 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US9605522B2 (en) * 2006-03-29 2017-03-28 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
FR2900934B1 (fr) * 2006-05-09 2012-09-21 Inst Francais Du Petrole Procede de coproduction d'electricite et d'un gaz riche en hydrogene par vaporeformage d'une coupe hydrocarbure avec apport de calories par combustion a l'hydrogene in situ
US20070269690A1 (en) * 2006-05-22 2007-11-22 Doshi Kishore J Control system, process and apparatus for hydrogen production from reforming
US7939051B2 (en) * 2006-05-23 2011-05-10 Idatech, Llc Hydrogen-producing fuel processing assemblies, heating assemblies, and methods of operating the same
US8015823B2 (en) 2006-08-21 2011-09-13 United Technologies Corporation Endothermic cracking aircraft fuel system
US7648566B2 (en) * 2006-11-09 2010-01-19 General Electric Company Methods and apparatus for carbon dioxide removal from a fluid stream
EP2086875A2 (en) * 2006-11-30 2009-08-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and processes for producing hydrogen and carbon dioxide
US7966829B2 (en) * 2006-12-11 2011-06-28 General Electric Company Method and system for reducing CO2 emissions in a combustion stream
US7802434B2 (en) * 2006-12-18 2010-09-28 General Electric Company Systems and processes for reducing NOx emissions
JP5134252B2 (ja) * 2007-01-23 2013-01-30 東邦瓦斯株式会社 水素製造装置およびその方法
US8616294B2 (en) 2007-05-20 2013-12-31 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating in-situ carbon dioxide driver gas for use in enhanced oil recovery
US9464573B2 (en) * 2007-09-25 2016-10-11 Airbus Sas Method for operating a gas turbine engine, power supplying device for conducting such method and aircraft using such method
US8197792B2 (en) * 2007-10-25 2012-06-12 Utc Power Corporation Reduced generation of ammonia in nickel catalyst of reformer
DE102007056841A1 (de) * 2007-11-23 2009-05-28 Forschungszentrum Jülich GmbH Membran-Kraftwerk und Verfahren zum Betreiben eines solchen
US7985399B2 (en) * 2008-03-27 2011-07-26 Praxair Technology, Inc. Hydrogen production method and facility
CA2715186C (en) 2008-03-28 2016-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2009121008A2 (en) 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
WO2009150679A1 (en) * 2008-06-12 2009-12-17 Processi Innovativi Srl Method of and apparatus for manufacturing hydrogen and produce power
US8450536B2 (en) * 2008-07-17 2013-05-28 Pioneer Energy, Inc. Methods of higher alcohol synthesis
US20100037521A1 (en) * 2008-08-13 2010-02-18 L'Air Liquide Societe Anonyme Pour L'Etude et l'Exploitatation Des Procedes Georges Claude Novel Steam Reformer Based Hydrogen Plant Scheme for Enhanced Carbon Dioxide Recovery
US7753972B2 (en) * 2008-08-17 2010-07-13 Pioneer Energy, Inc Portable apparatus for extracting low carbon petroleum and for generating low carbon electricity
FR2936507B1 (fr) * 2008-09-29 2011-04-08 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'hydrogene avec captation totale du co2 et recyclage du methane non converti
CN102177326B (zh) 2008-10-14 2014-05-07 埃克森美孚上游研究公司 控制燃烧产物的方法与装置
FR2938522B1 (fr) * 2008-11-20 2010-12-17 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'hydrogene avec captation totale du co2 et recyclage du methane non converti
US20100175379A1 (en) * 2009-01-09 2010-07-15 General Electric Company Pre-mix catalytic partial oxidation fuel reformer for staged and reheat gas turbine systems
WO2010090863A2 (en) 2009-01-21 2010-08-12 Rentech, Inc. System and method for dual fluidized bed gasification
US8137422B2 (en) 2009-06-03 2012-03-20 Air Products And Chemicals, Inc. Steam-hydrocarbon reforming with reduced carbon dioxide emissions
CN102459850B (zh) 2009-06-05 2015-05-20 埃克森美孚上游研究公司 燃烧器系统和使用燃烧器系统的方法
CA2769955C (en) * 2009-09-01 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
FR2949772A1 (fr) * 2009-09-04 2011-03-11 Total Raffinage Marketing Procede de fabrication d'un gaz de synthese ou d'hydrogene, a partir d'une charge hydrocarbonee
US7937948B2 (en) * 2009-09-23 2011-05-10 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions
US8187363B2 (en) 2009-11-05 2012-05-29 Air Liquide Process & Construction, Inc. PSA tail gas preheating
EA023673B1 (ru) 2009-11-12 2016-06-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов
JP5495749B2 (ja) * 2009-12-10 2014-05-21 三菱重工業株式会社 水素製造設備および発電プラント
US7818969B1 (en) 2009-12-18 2010-10-26 Energyield, Llc Enhanced efficiency turbine
US8252251B2 (en) * 2010-03-30 2012-08-28 General Electric Company Fluid cooled reformer and method for cooling a reformer
US8230826B2 (en) * 2010-04-08 2012-07-31 Ford Global Technologies, Llc Selectively storing reformate
CA2801499C (en) 2010-07-02 2017-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
MX341981B (es) 2010-07-02 2016-09-08 Exxonmobil Upstream Res Company * Combustion estequiometrica con recirculacion de gas de escape y enfriador de contacto directo.
MY160833A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
TWI593878B (zh) 2010-07-02 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 用於控制燃料燃燒之系統及方法
FR2962993B1 (fr) 2010-07-23 2013-11-01 IFP Energies Nouvelles Procede de production d'hydrogene avec purge a pression intermediaire
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for exhaust gas extraction
CN105736150B (zh) 2010-08-06 2018-03-06 埃克森美孚上游研究公司 优化化学计量燃烧的系统和方法
US20120055168A1 (en) 2010-09-08 2012-03-08 General Electric Company System and method for producing hydrogen rich fuel
US8869502B2 (en) * 2011-01-13 2014-10-28 General Electric Company Fuel reformer system for a turbomachine system
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
CN102220903B (zh) * 2011-05-30 2014-01-01 重庆大学 基于甲烷燃烧-重整的提高燃气轮机循环热力性能的方法
CN102213142B (zh) * 2011-05-30 2014-01-01 重庆大学 基于甲烷重整提高燃气轮机再热循环热效率的方法
CN102322353B (zh) * 2011-05-30 2014-01-01 重庆大学 一种提高燃气轮机循环热效率的方法
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
EP2674394B1 (en) * 2012-06-12 2016-03-16 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen production with co2 capture
WO2014014818A1 (en) * 2012-07-16 2014-01-23 Rentech, Inc. Integration of syngas generation technology with fischer-tropsch production via catalytic gas conversion
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
WO2014133406A1 (en) 2013-02-28 2014-09-04 General Electric Company System and method for a turbine combustor
AU2014226413B2 (en) 2013-03-08 2016-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
EP3022421B1 (en) * 2013-07-17 2020-03-04 United Technologies Corporation Gas turbine engine comprising a cooling airflow conduit
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
US11211625B2 (en) 2016-04-21 2021-12-28 Fuelcell Energy, Inc. Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide
KR20210018528A (ko) 2016-04-29 2021-02-17 퓨얼 셀 에너지, 인크 이산화탄소 포집을 증진시키기 위한 애노드 배기가스의 메탄화
FR3053033A1 (fr) * 2016-06-28 2017-12-29 Ifp Energies Now Procede de vaporeformage de gaz naturel presentant deux chambres de combustion generant les fumees chaudes apportant les calories necessaires au procede et connectees en serie ou en parallele.
AU2017356668B2 (en) * 2016-11-09 2023-04-20 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
KR102473954B1 (ko) * 2017-12-28 2022-12-05 대우조선해양 주식회사 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법
EP3650757A1 (de) * 2018-11-08 2020-05-13 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbine und verfahren zum betreiben einer gasturbine
KR20210057559A (ko) * 2019-11-12 2021-05-21 현대자동차주식회사 원료가스 기화 시스템과 연계된 개질 시스템
KR20230011914A (ko) 2020-03-11 2023-01-25 퓨얼셀 에너지, 인크 탄소 포집을 위한 증기 메탄 개질 유닛
US11649762B2 (en) * 2020-05-06 2023-05-16 New Wave Hydrogen, Inc. Gas turbine power generation systems using hydrogen-containing fuel produced by a wave reformer and methods of operating such systems
US11773777B2 (en) 2020-12-18 2023-10-03 New Wave Hydrogen, Inc. Zero-emission jet engine employing a dual-fuel mix of ammonia and hydrogen using a wave
WO2022226648A1 (en) 2021-04-27 2022-11-03 New Wave Hydrogen, Inc. Improved conversion system for wave-rotor reactor system
CN113883417B (zh) * 2021-10-08 2024-04-09 中国海洋石油集团有限公司 一种制氢加氢站系统的设备选型方法
AU2022364186A1 (en) * 2021-10-13 2024-03-28 Coolbrook Oy Method and apparatus for heating fluids in processes related to refining and petrochemical industries using rotary generated thermal energy
CN114220988A (zh) * 2021-11-17 2022-03-22 清华大学 固体氧化物燃料电池发电系统

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0356906A1 (en) * 1988-08-24 1990-03-07 International Fuel Cells Corporation Hydrogen fuel reforming in a fog cooled fuel cell power plant assembly
CN1060741A (zh) * 1990-10-15 1992-04-29 曼内斯曼股份公司 联合产生电能及机械能的方法及装置
US20010047040A1 (en) * 1999-03-30 2001-11-29 Syntroleum Corporation, Delaware Corporation System and method for converting light hydrocarbons into heavier hydrocarbons with a plurality of synthesis gas subsystems
US6348278B1 (en) * 1998-06-09 2002-02-19 Mobil Oil Corporation Method and system for supplying hydrogen for use in fuel cells

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3982962A (en) * 1975-02-12 1976-09-28 United Technologies Corporation Pressurized fuel cell power plant with steam powered compressor
US3986349A (en) * 1975-09-15 1976-10-19 Chevron Research Company Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis
NZ194405A (en) * 1979-08-02 1982-05-25 Dut Pty Ltd Producing liquid hydrocarbon streams by hydrogenation of fossil-based feedstock
JPH0622148B2 (ja) * 1984-07-31 1994-03-23 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
JP3149453B2 (ja) * 1991-04-08 2001-03-26 石川島播磨重工業株式会社 プレート形改質装置
US5247792A (en) * 1992-07-27 1993-09-28 General Electric Company Reducing thermal deposits in propulsion systems
DE19547515A1 (de) * 1995-12-19 1997-07-03 Daimler Benz Aerospace Airbus Brennkammer
US6025403A (en) * 1997-07-07 2000-02-15 Mobil Oil Corporation Process for heat integration of an autothermal reformer and cogeneration power plant
US5938800A (en) 1997-11-13 1999-08-17 Mcdermott Technology, Inc. Compact multi-fuel steam reformer
AU6719898A (en) 1998-02-13 1999-08-30 Norsk Hydro Asa Process for producing electrical power and steam
CN1249207C (zh) 1998-11-05 2006-04-05 株式会社荏原制作所 可燃物气化发电系统
JP2001015134A (ja) * 1999-06-29 2001-01-19 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 燃料電池とガスタービンの複合発電装置
US6916564B2 (en) 2000-05-31 2005-07-12 Nuvera Fuel Cells, Inc. High-efficiency fuel cell power system with power generating expander
EP1294637A2 (en) 2000-06-29 2003-03-26 ExxonMobil Research and Engineering Company Heat exchanged membrane reactor for electric power generation
JP2002098010A (ja) * 2000-09-25 2002-04-05 Isuzu Ceramics Res Inst Co Ltd 天然ガス改質エンジンシステムとその運転方法
US20030068260A1 (en) 2001-03-05 2003-04-10 Wellington Scott Lee Integrated flameless distributed combustion/membrane steam reforming reactor and zero emissions hybrid power system
US7118606B2 (en) 2001-03-21 2006-10-10 Ut-Battelle, Llc Fossil fuel combined cycle power system
US20040031388A1 (en) * 2001-06-15 2004-02-19 Hsu Michael S. Zero/low emission and co-production energy supply station
JP4638092B2 (ja) * 2001-08-07 2011-02-23 三菱重工業株式会社 電力／水素併給設備
US6783354B2 (en) * 2002-05-20 2004-08-31 Catacel Corporation Low NOX combustor for a gas turbine
JP3873171B2 (ja) * 2003-03-25 2007-01-24 カシオ計算機株式会社 改質装置及び発電システム
DE102005012230A1 (de) * 2004-03-24 2005-10-06 General Electric Co. Verfahren und System zum Anfahren und transienten Betrieb eines integrierten Brennstoffzellen-Gasturbinensystems

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0356906A1 (en) * 1988-08-24 1990-03-07 International Fuel Cells Corporation Hydrogen fuel reforming in a fog cooled fuel cell power plant assembly
CN1060741A (zh) * 1990-10-15 1992-04-29 曼内斯曼股份公司 联合产生电能及机械能的方法及装置
US6348278B1 (en) * 1998-06-09 2002-02-19 Mobil Oil Corporation Method and system for supplying hydrogen for use in fuel cells
US20010047040A1 (en) * 1999-03-30 2001-11-29 Syntroleum Corporation, Delaware Corporation System and method for converting light hydrocarbons into heavier hydrocarbons with a plurality of synthesis gas subsystems

Also Published As

Publication number Publication date
US7752848B2 (en) 2010-07-13
EP1582502A1 (en) 2005-10-05
JP2005281131A (ja) 2005-10-13
US20050210881A1 (en) 2005-09-29
CN1676460A (zh) 2005-10-05
EP1582502B1 (en) 2018-05-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1676460B (zh) 用于共同产生氢和电能的系统和方法
CN101265842B (zh) 用于减少NOx排放的改进系统和方法
CN100549389C (zh) 二氧化碳分离的发电系统和方法
CN1654312B (zh) 用于氢电联产的系统和方法
CN101208263B (zh) 制氢系统和方法
CN101285004B (zh) 一种多功能能源装置
US7634915B2 (en) Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
US7703271B2 (en) Cogeneration method and device using a gas turbine comprising a post-combustion chamber
US20050123810A1 (en) System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
US20070289214A1 (en) Systems and methods for integration of gasification and reforming processes
CN109065914B (zh) 以液化天然气为原料的基于燃料电池的分布式能源系统
US20110223501A1 (en) Hydrogen-recycling mcfc power-generating system
US7517372B2 (en) Integrated fuel processor subsystem with quasi-autothermal reforming
JPH07201349A (ja) 燃料電池サイクルに基づく間接燃焼型のガスタービンサイクル
CN1685552A (zh) 固体氧化物燃料电池系统
CN1301327A (zh) 利用烃类原料生产电能、蒸汽和二氧化碳的工艺
JP5376384B2 (ja) 燃料電池発電システムに適用される燃焼リフォーマー
US20070130831A1 (en) System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
US6357217B1 (en) Endothermic cooling of guide vanes and/or moving blades in a gas turbine
KR101441491B1 (ko) 석탄가스화 복합발전 연계형 연료전지 시스템 및 가스 공급 방법
CN103121661A (zh) 脱碳燃料产生
JP2004018343A (ja) 炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法とそのプラント及びその排熱回収型改質器
CN101959998A (zh) 促进合成天然气生产的方法和设备
CN116659246A (zh) 一种氢冷联产的水泥窑余热利用系统
Varatharajan et al. systems and processes for reducing NOx emissions

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20110608

Termination date: 20190329

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee