DE102022113827A1 - Hybridkraftwerk mit co2-abscheidung - Google Patents

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DE102022113827A1
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Benjamin Shimin DENG
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Mitsubishi Power Americas Inc
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Abstract

Eine Energieerzeugungsanlage umfasst ein Kraftwerk, welches Brennstoff zum Erzeugen von Energie für die Erzeugung von Strom und Abgas verbrennt, eine Emissionsabscheidungseinheit zum Aufnehmen des Abgases, um Schadstoffe zu entfernen, eine Brennstoffzelle zum Erzeugen von Strom im Rahmen einer Reaktion von Bestandteilen sowie zum Bereitstellen von Wärme als Nebenprodukt, um die Emissionsabscheidungseinheit zu betreiben, und einen Elektrolyseur zum Erzeugen von Bestandteilen für die Brennstoffzelle aus dem im Rahmen des Reaktionsprozesses resultierenden und aus der Brennstoffzelle zugeführten Wassernebenprodukts. Ein Verfahren zum Erzeugen von Energie mit einer Emissionsabscheidungseinheit umfasst das Bereitstellen eines Hybridkraftwerks, welches derart konfiguriert ist, dass es aus einem Wassereintrag und unter Verwendung eines elektrischen Eintrags mithilfe eines Elektrolyseurs Wasserstoffgas und Sauerstoffgas erzeugt, aus dem Wasserstoffgas und dem Sauerstoffgas des Elektrolyseurs mithilfe einer Brennstoffzelle Strom, Wärme und dem Wassereintrag erzeugt, und unter Verwendung der Wärme aus der Brennstoffzelle mithilfe einer Emissionsabscheidungseinheit Abgasemissionen abscheidet.

Description

  • PRIORITÄTSANMELDUNGEN
  • Diese Anmeldung beansprucht die Priorität der am 11. Juni 2021 eingereichten vorläufigen US-Patentanmeldung Nr. 63/209,457 , deren gesamter Inhalt hierin durch Bezugnahme als in die Offenbarung aufgenommen gilt.
  • TECHNISCHES GEBIET
  • Dieses Dokument betrifft allgemein Energiekreisläufe, welche in Gas- und Dampfturbinen (GTCC)-Kombikraftwerken zur Anwendung gelangen, ist jedoch nicht hierauf beschränkt. Insbesondere betrifft die vorliegende Anwendung Systeme zur Reduzierung von Emissionen in GTCC-Kraftwerken, ist jedoch nicht hierauf beschränkt.
  • HINTERGRUND
  • In einem Gas- und Dampfturbinen (GTCC)-Kombikraftwerk kann die Brennkammer des Gasturbinenmotors mit einer Vielzahl von Brennstoffen betrieben werden. In derzeitigen großtechnischen GTCC-Kraftwerken sind Gasturbinenbrennkammern üblicherweise für die Verbrennung von natürlich vorkommendem, gasförmigem (oder flüssigem) Brennstoff ausgelegt. Die Verbrennung von Wasserstoff (H2) erzeugt keinerlei Kohlendioxid (CO2)-Emissionen. Im Hinblick auf eine Verbrennung von H2 in GTCC-Kraftwerken wird das Verbrennungssystem üblicherweise umgestaltet, um den unterschiedlichen Eigenschaften von Erdgas (oder flüssigen Brennstoffen) und H2 Rechnung zu tragen. Eine typische Gasturbine (GT) kann etwa 30% bis etwa 50% (Vol.-%) H2 in Kombination mit Erdgas verarbeiten. Bei Verwendung eines 30/70- oder 50/50-Splits von H2 und Erdgas kann die Turbineneintrittstemperatur (T1t) für derzeitige Brennkammerausgestaltungen reduziert (herabgesetzt) werden, wobei ein ähnliches Stickoxid (NOx)-Emissionsniveau wie bei der Verbrennung von Erdgas resultiert. H2 verbrennt beispielsweise bei höheren Temperaturen und bildet hierdurch in den Emissionen mehr Stickstoff. Um die gleichen Stickoxid (NOx)-Emissionen wie bei Erdgas sicherzustellen, verringert sich das Leistungsvermögen des GTCC aufgrund der herabgesetzten Turbineneintrittstemperatur sowohl in Bezug auf die Ausgangsleistung als auch in Bezug auf den thermischen Wirkungsgrad. Um eine Reduzierung von CO2-Emissionen unter umwelttechnischen Gesichtspunkten voranzutreiben, wäre die Verbrennung eines aus 100% H2 bestehenden Brennstoffs wünschenswert.
  • ÜBERBLICK
  • Der vorliegende Erfinder hat unter anderem erkannt, dass die in Energiekreisläufen zu lösenden Problemen auch die Betriebsnachteile umfassen können, welche bei der Verwendung eines CO2-Abscheidungssystems in Kombination mit einem GTCC entstehen, das mit einem oder mit einer Kombination aus Erdgas und H2-Brennstoffen betrieben wird. Auch wenn das Vermischen von H2 mit Erdgas weniger CO2-Emissionen erzeugt als die alleinige Verbrennung von Erdgas, so ist es dennoch wünschenswert, CO2-Emissionen und andere Emissionen wie beispielsweise NOx zu minimieren oder zu vermeiden. Auf diese Weise gelangen in vielen GTCC-Systemen CO2-Abscheidungssysteme zur Anwendung, durch welche das Abgas des Gasturbinenmotors abschließend hindurchgeführt wird, bevor es in die Umwelt abgegeben wird. Die üblicherweise zum Einsatz gelangende CO2-Abscheidungstechnologie nutzt einen Wärmeeintrag, um die hierbei involvierten, gewünschten chemischen Prozesse zu bewerkstelligen. Die Berücksichtigung dieser Wärme in GTCC-Kraftwerken führt zu einer Verringerung des Gesamtwirkungsgrads des Systems.
  • Der vorliegende Gegenstand kann dabei helfen, Lösungen für dieses Problem und andere Probleme bereitzustellen, indem beispielsweise Brennstoffzellen und Elektrolyseure in Kombination mit CO2-Abscheidungseinheiten verwendet werden, um die Emissionen von GTCC-Kraftwerken mit einem höheren Gesamtwirkungsgrad im Vergleich zu herkömmlichen, auf herkömmliche Weise mit CO2-Abscheidungssystemen betriebenen GTCC-Kraftwerken zu reduzieren. Ein Elektrolyseur kann derart betrieben werden, dass er als Produkte H2 und O2 erzeugt, während gleichzeitig eine Brennstoffzelle mit dem aus dem Elektrolyseur ausgetragenen H2 und O2 derart betrieben wird, dass sie als Produkte Wasser und Wärme erzeugt. Das Wasser kann zur Speisung des Elektrolyseurs verwendet werden, während die Wärme als Eintrag für eine CO2-Abscheidungseinheit genutzt werden kann. Die zusätzliche elektrische Leistung der Brennstoffzelle kann zu einem Gesamtwirkungsgrad des Systems führen, welcher höher ist als bei der herkömmlichen Verwendung von CO2-Abscheidungseinheiten (z.B. mit Wärmeeintrag aus dem GTCC-Kraftwerk), insbesondere wenn erneuerbare Energien zur Bereitstellung von Betriebsenergie für den Elektrolyseur verwendet werden.
  • In einem Beispiel kann eine Energieerzeugungsanlage ein Kombikraftwerk, das einen Gasturbinenmotor, welcher derart konfiguriert ist, dass er einen Brennstoff zur Gewinnung von Abgas verbrennt, das zum Erzeugen von Drehwellenleistung für die Erzeugung von Strom verwendet werden kann, und ein Dampfsystem, welches derart konfiguriert ist, dass es mithilfe des Abgases Dampf erzeugt, um eine Dampfturbine für die Erzeugung von zusätzlichem Strom in Rotation zu versetzen, umfasst; eine Emissionsabscheidungseinheit, welche derart konfiguriert ist, dass sie das Abgas aufnimmt, um Schadstoffe zu entfernen; eine Brennstoffzelle, welche derart konfiguriert ist, dass sie im Rahmen eines Reaktionsprozesses von Bestandteilen Strom erzeugt und als Nebenprodukt Wärme bereitstellt, um die Emissionsabscheidungseinheit zu betreiben; und einen Elektrolyseur, welcher derart konfiguriert ist, dass er die Bestandteile für die Brennstoffzelle aus dem im Rahmen des Reaktionsprozesses resultierenden und aus der Brennstoffzelle zugeführten Wassernebenprodukts erzeugt, umfassen.
  • In einem weiteren Beispiel kann ein Verfahren zum Entfernen von Emissionen aus einem Kombikraftwerk das Bereitstellen eines Hybridkraftwerks, wobei das Hybridkraftwerk derart konfiguriert ist, dass es aus einem Wassereintrag und unter Verwendung eines elektrischen Eintrags mithilfe eines Elektrolyseurs Wasserstoffgas und Sauerstoffgas erzeugt, aus zumindest dem Wasserstoffgas des Elektrolyseurs mithilfe einer Brennstoffzelle Strom und Wärme erzeugt, und zumindest einen Teil der Wärme aus der Brennstoffzelle auf eine Emissionsabscheidungseinheit überträgt, welche derart konfiguriert ist, dass sie Abgas aus einem Gasturbinenmotor des Kombikraftwerks aufnimmt. umfassen.
  • Dieser Überblick soll einen Überblick über den Gegenstand der vorliegenden Patentanmeldung geben. Es ist nicht beabsichtigt, dass eine ausschließliche oder erschöpfende Erläuterung der Erfindung abgegeben wird. Die genaue Beschreibung dient dazu, weitere Informationen in Bezug auf die vorliegende Patentanmeldung bereitzustellen.
  • Figurenliste
    • 1 ist eine schematische Ansicht eines Hybrid-Kombikraftwerks, welches eine Emissionsabscheidungseinheit, eine Brennstoffzelle und einen Elektrolyseur beinhaltet.
    • 2 ist ein schematisches Liniendiagramm, welches Verfahren zum Abscheiden von Emissionen aus einem Kombikraftwerk unter Verwendung einer Emissionsabscheidungseinheit, einer Brennstoffzelle und eines Elektrolyseurs veranschaulicht.
  • In den Zeichnungen, welche nicht zwingend maßstabsgetreu sind, können gleiche Ziffern ähnliche Komponenten in unterschiedlichen Ansichten beschreiben. Gleiche Ziffern mit unterschiedlichen Buchstabensuffixen können unterschiedliche Ausprägungen ähnlicher Komponenten darstellen. Die Zeichnungen veranschaulichen allgemein und in Form von Beispielen verschiedene Ausführungsformen, welche im Rahmen des vorliegenden Dokuments erörtert werden, sind jedoch nicht hierauf beschränkt.
  • GENAUE BESCHREIBUNG
  • 1 ist eine schematische Ansicht eines Hybrid-Kombikraftwerks 10, welches eine Emissionsabscheidungseinheit 12, eine Brennstoffzelle 14 und einen Elektrolyseur 16 beinhaltet, die zusammen mit einem Kombikraftwerk 18 betrieben werden. Das Kombikraftwerk 18 kann einen Gasturbinenmotor 20, einen Abhitzedampferzeuger (HRSG) 22 und ein Dampfsystem 24 umfassen.
  • Der Gasturbinenmotor 20 kann einen Verdichter 26, eine Brennkammer 28 und eine Turbine 30 umfassen, welche mit Einträgen aus Luft A und Brennstoff F betrieben werden können, um den elektrischen Generator 32 anzutreiben. Der Gasturbinenmotor 20 kann infolge einer Verbrennung von Luft A und Brennstoff F ein Abgas E erzeugen. Wie im Fachbereich bekannt ist, kann der Abhitzedampferzeuger (HRSG) 22 einen Grundkreislauf betreiben, welcher das Abgas E zum Erwärmen von Dampf nutzt, um eine Dampfturbine 34 in Rotation zu versetzen und mithilfe eines elektrischen Generators 36 Strom zu erzeugen. Der aus der Dampfturbine 34 austretende Dampf kann mithilfe weiterer Gerätschaften, wie z.B. mithilfe eines Kondensators, kondensiert werden, um Wasser zum HRSG 22 zurückzuführen.
  • Das Abgas E kann durch den HRSG 22 hindurchgeführt und in die Emissionsabscheidungseinheit 12 eingeführt werden, welche aus dem Abgas CO2 für eine Sequestrierung oder für einen Einschluss in einer Speichereinheit 38 abscheiden kann, bevor das Abgas E' in die Atmosphäre abgegeben wird. Die Emissionsabscheidungseinheit 12 kann durch Eintragen von Wärme Q (mittels Niederdruckdampf (LP-Dampf)) betrieben werden, welche von der Brennstoffzelle 14 bereitgestellt wird, und kann ein Kondensat C produzieren. Die Emissionsabscheidungseinheit 12, wie sie in den Hybridkraftwerken der vorliegenden Offenbarung verwendet wird, kann CO2-Abscheidungseinheiten umfassen. Das Hybrid-Kombikraftwerk 10 kann allerdings zusätzlich auch andere Arten von Emissionsabscheidungseinheiten für NOx, CO und VOC nutzen, welche unter Verwendung von SCR- und CO-Katalysatoren entfernt werden können.
  • Die Brennstoffzelle 14 kann durch Umsetzen von Wasserstoffgas (H2) aus dem Elektrolyseur 16 Wärme Q und elektrische Energie P erzeugen. Das Wasserstoffgas H2 kann der Brennstoffzelle 14 vom Elektrolyseur 16 mithilfe eines Verdichters 40 zugeführt werden. In den in 1 dargestellten Beispielen kann das vom Elektrolyseur 16 erzeugte O2 der Brennstoffzelle 14 mithilfe eines Verdichters 42 zugeführt werden; allerdings ist der Umfang der Offenbarung nicht hierauf beschränkt und umfasst auch eine Zufuhr von O2 zur Brennstoffzelle 14 aus anderen Quellen, wie beispielsweise aus atmosphärischer Luft. Die Brennstoffzelle 14 kann Wasser H2O als Nebenprodukt erzeugen, welches zur Erzeugung von dem in der Brennstoffzelle 14 verwendeten H2 und O2 in den Elektrolyseur 16 eingespeist werden kann. Obgleich die in 1 dargestellte Ausführungsform Wasser zeigt, welches dem Elektrolyseur in Form des H2O-Nebenprodukts der Brennstoffzelle zugeführt wird, ist der Umfang der Offenbarung gleichermaßen nicht hierauf beschränkt und umfasst auch eine Zufuhr von Wasser zum Elektrolyseur aus anderen Wasserquellen, wie beispielsweise aus kommunalen Wasserquellen oder Grundwasserquellen.
  • Der Elektrolyseur 16 kann den elektrischen Eintrag aus einer Stromquelle 44 dazu nutzen, Wasser H2O in Wasserstoffgas H2 und Sauerstoffgas O2 umzuwandeln. Das aus dem Elektrolyseur 16 ausgetragene Wasserstoffgas H2 und Sauerstoffgas O2 können in Behältern 46 bzw. 48 gespeichert werden, welche sowohl hergestellte Behälter, wie beispielsweise Druckbehälter, als auch natürliche Behälter, wie beispielsweise Kavernen, umfassen können. Wasser H2O, welches von der Brennstoffzelle 14 zum Elektrolyseur 16 strömt, kann unter Verwendung eines Kühlers 50 gekühlt werden.
  • Wie hierin beschrieben ist, kann das Hybrid-Kombikraftwerk 10 die Verbundwirkung von Elektrolyseur 16 und Brennstoffzelle 14 synergistisch nutzen, um die Emissionsabscheidungseinheit 12 zu betreiben, wodurch sich der Gesamtwirkungsgrad des Kombikraftwerks 10 im Vergleich zu anderen GTCC-Kraftwerken, welche Emissionsabscheidungseinheiten beispielsweise mit Wärme aus einem Abhitzedampferzeuger und/oder einer Dampfturbine betreiben und hierdurch eine verringerte Leistung des Dampfgrundkreislaufs aufweisen, verbessert.
  • Die Brennstoffzelle 14 kann eine elektrochemische Vorrichtung umfassen, welche Wasserstoff und Sauerstoff zur Erzeugung von Strom miteinander kombiniert. Die Brennstoffzelle 14 hat den Vorteil, dass sie keine oder lediglich geringe Emissionen verursacht, einen hohen Wirkungsgrad besitzt, als Nebenprodukte im Wesentlichen Wasser und Wärme erzeugt, und leise arbeitet. Die Brennstoffzelle 14 kann verschiedene Technologien nutzen, wie beispielsweise die hierin beschriebenen Technologien sowie andere. In Beispielen kann die Brennstoffzelle 14 eine oder mehrere von fünf verschiedenen Arten von Brennstoffzellen umfassen: 1] alkalische Brennstoffzellen (AFC), 2] phosphorsaure Brennstoffzellen (PAFC), 3] Protonenaustauschmembran-Brennstoffzellen (PEMFC), 4] Schmelzcarbonat-Brennstoffzellen (MCFC) und 5] Festoxid-Brennstoffzellen (SOFC). Brennstoffzellen können auch anhand der Betriebstemperatur in zwei Kategorien klassifiziert werden: Niedertemperatur (AFC, PAFC und PEMFC) und Hochtemperatur (MCFC und SOFC).
  • AFCs besitzen einen Wirkungsgrad von etwa 70% und Betriebstemperaturen von etwa 150°C bis etwa 200°C. Die Leistung von AFCs kann im Bereich von etwa 300 W bis etwa 5 kW liegen. AFCs benötigen üblicherweise reinen Wasserstoff als Brennstoff.
  • PAFCs besitzen einen Wirkungsgrad von etwa 40% bis etwa 80% und Betriebstemperaturen im Bereich von etwa 150°C bis etwa 200°C. Die Leistung von PAFCs kann im Bereich von etwa 200 kW bis etwa 11 MW liegen.
  • PEMFCs besitzen einen Wirkungsgrad im Bereich von etwa 40% bis etwa 50% und Betriebstemperaturen von etwa 80°C. Die Leistung von PEMFCs kann im Bereich von etwa 50 kW bis etwa 250 kW liegen.
  • MCFCs besitzen einen Wirkungsgrad im Bereich von etwa 60% bis etwa 80% und Betriebstemperaturen von etwa 650°C. Die Leistung von MCFCs kann im Bereich von etwa 2 MW bis etwa 100 MW liegen. In MCFCs werden Carbonationen des Elektrolyten im Rahmen der Reaktionen verbraucht, weshalb es wünschenswert ist, CO2 zu Kompensationszwecken einzuspritzen.
  • SOFCs besitzen einen Wirkungsgrad von etwa 60% und Betriebstemperaturen bis zu etwa 1000°C. Die Leistung von SOFCs kann etwa 100 kW betragen.
  • Hochtemperatur-Brennstoffzellen (MCFC und SOFC) besitzen einen Effizienzvorteil, da sie im Vergleich zu Niedertemperatur-Brennstoffzellen (AFC, PAFC und PEMFC) mit höherer Effizienz in einen Wärmeenergiekreislauf, wie beispielsweise die in dem Hybrid-Kombikraftwerk 10 verwendeten Wärmeenergiekreisläufe, integriert werden können. SOFC arbeiten bei so hohen Temperaturen (1000°C), dass kein Reformer benötigt wird, um Wasserstoff aus den Brennstoffen zu gewinnen. Dementsprechend können die Rohbrennstoffe (Erdgas, Kohle, etc.) direkt in die Hochtemperatur-Brennstoffzellen eingespeist werden. Auf diese Weise können Hochtemperatur-Brennstoffzellen (MCFC und SOFC) im Rahmen verschiedener Szenarien als Brennstoffzelle 14 zum Einsatz gelangen. Allerdings gibt es Einschränkungen hinsichtlich der Anwendung, wie beispielsweise Hochtemperaturkorrosion, einen Ausfall von Zellkomponenten, eine lange Anlaufzeit und eine geringe Leistungsdichte. Darüber hinaus können zusätzliche Kosten für die Verarbeitung der Rohbrennstoffe anfallen.
  • Wenn Wasserstoff aus einem Rohbrennstoff gewonnen und Sauerstoff aus Luft erhalten wird, ist der Betrieb der Brennstoffzellentechnologie aufgrund komplexer Systemanforderungen, welche zu hohen Investitionskosten führen können, und aufgrund eines zusätzlichen Energieverbrauchs, welcher zu einem geringeren Wirkungsgrad führen kann, mit höheren Kosten verbunden. So kann beispielsweise die zur Gewinnung von Sauerstoff aus Luft verwendete Kryotechnik zu einer 11%-igen Verringerung des Wirkungsgrads führen. Vorteile der Einspeisung von reinem Sauerstoff anstelle von Luft in die Brennstoffzelle 14 umfassen eine höhere Leistungsdichte, einen geringeren Bedarf an Katalysator, einen höheren Wirkungsgrad, sowie keine eventuelle Vergiftung der Zelle aufgrund von Verunreinigungen, welche aus einer schlechten Qualität der Umgebungsluft resultieren.
  • Unter Berücksichtigung von Schlüsselkriterien wie beispielsweise Leistungsvermögen, Kosten und Katalysator können auf der Grundlage der derzeitigen Brennstoffzellentechnologie sowie des Standes der Technik Niedertemperatur-Brennstoffzellen (AFC, PAFC und PEMFC) für einen Einsatz als Brennstoffzelle 14 geeignet sein. AFCs sind in der Herstellung preiswerter als andere Brennstoffzellenarten, da bei AFC-Elektroden im Vergleich zu den üblicherweise bei anderen Brennstoffzellenarten verwendeten Katalysatoren (z.B. Platin) relativ kostengünstige Materialien als Katalysatoren zum Einsatz gelangen. AFCs zeigen zudem ein schnelles Anlaufverhalten, da sie ausgehend von der Umgebungstemperatur schnell die Betriebstemperatur erreichen können. In Beispielen kann die Brennstoffzelle 14 eine alkalische Brennstoffzelle umfassen. Beispiele für Brennstoffzellen, welche für einen Einsatz als Brennstoffzelle 14 geeignet sind, sind in U.S.-Patent Nr. 4,087,976 von Morrow et al. mit dem Titel „Electric power plant using electrolytic cell-fuel cell combination“ beschrieben, welches hiermit durch Bezugnahme als in die Offenbarung aufgenommen gilt.
  • Der Elektrolyseur 16 kann Strom dazu nutzen, Wasser H2O in H2 und O2 zu spalten. Beispiele für Elektrolyseure, welche für einen Einsatz als Elektrolyseur 16 geeignet sind, sind in U.S.-Patent Nr. 5,376,470 von Sprouse mit dem Titel „Regenerative Fuel Cell System“ beschrieben, welches hiermit durch Bezugnahme als in die Offenbarung aufgenommen gilt. Der Kühler 50 kann dazu verwendet werden, Wasser H2O zu kühlen, bevor es in den Elektrolyseur 16 eintritt. Die Brennstoffzelle 14 kann beispielsweise bei höheren Temperaturen betrieben werden als die Temperatur, bei welcher der Elektrolyseur 16 arbeitet. Der Kühler 50 kann beispielsweise einen Wärmetauscher umfassen, welcher mit Wasser aus einem Kühlturm versorgt werden kann.
  • Der elektrische Eintrag für den Elektrolyseur 16 kann mithilfe einer Stromquelle 44 sichergestellt werden. In Beispielen kann die Stromquelle 44 eine erneuerbare Energiequelle, wie beispielsweise Windturbinen, Sonnenkollektoren oder Wasserkraft, umfassen. Die erneuerbaren Energiequellen können über ein Netzsystem mit dem Hybrid-Kombikraftwerk 10 verbunden sein, oder können erneuerbare Energiequellen darstellen, welche direkt mit dem Hybrid-Kombikraftwerk 10 oder mit dem Elektrolyseur 16 verbunden sind.
  • Darüber hinaus können Speicherbehälter 46 und 48 dazu verwendet werden, überschüssige Mengen an H2 bzw. O2 zu speichern. Auf diese Weise kann das Hybrid-Kombikraftwerk 10 Strom aus erneuerbaren Energiequellen nutzen, welcher der Stromquelle 44 entweder direkt zur Verfügung steht oder, wenn das Angebot den Bedarf übersteigt und der Gasturbinenmotor 20 nicht in Betrieb ist, zur Erzeugung und Speicherung von H2 und O2 zur Verfügung steht, wobei H2 und O2 dazu verwendet werden sollen, die Brennstoffzelle 14 mit Energie zu versorgen, sobald der Gasturbinenmotor 20 in Betrieb ist. Wenn beispielsweise der Gasturbinenmotor 20 in Betrieb ist, arbeitet üblicherweise das gesamte Kombikraftwerk 18, wodurch auch die Brennstoffzelle 14 und der Elektrolyseur 16 zusammen mit dem Hybrid-Kombikraftwerk 10 betrieben werden. Auf diese Weise können der Gasturbinenmotor 20, die Brennstoffzelle 14 und der Elektrolyseur 16 zusammen als ein miteinander verbundenes Supersystem betrieben werden. Der Elektrolyseur 16 kann allerdings auch unabhängig vom Gasturbinenmotor 20 betrieben werden, und kann die Speicherbehälter 46 und 48 somit auch dann befüllen, wenn der Gasturbinenmotor 20 nicht in Betrieb ist.
  • In herkömmlichen GTCC-Kraftwerken können Emissionsabscheidungseinheiten verschiedene Technologien zur CO2-Abscheidung nutzen, wie beispielsweise die hierin beschriebenen sowie andere. CO2-Abscheidungseinheiten können eine oder mehrere Arten ausgewählt aus drei Arten von CO2-Abscheidungstechnologien umfassen, welche üblicherweise in Kombination mit Kraftwerken für fossile Brennstoffe, wie beispielsweise dem Kombikraftwerk 18, zum Einsatz gelangen: 1] Emissionsabscheidung vor der Verbrennung, 2] Emissionsabscheidung in Zusammenhang mit der Verbrennung, und 3] Emissionsabscheidung nach der Verbrennung.
  • In einem ersten Beispiel kann die Emissionsabscheidung vor der Verbrennung erfolgen, wobei der Brennstoff (z.B. Kohle, Koks oder karbonisiertes Schweröl) zunächst vergast wird und anschließend Synthesegas (H2 + CO) zwecks Umwandlung von CO in CO2 der Wassergas-Shift-Reaktion unterzogen wird, so dass das CO2 vor der Verbrennung aus dem Brennstoffgas abgeschieden werden kann. In diesen Beispielen kann Selexol in Prozessen zum Einsatz gelangen, welche die Abtrennung saurer Gase, wie beispielsweise Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid, aus dem Synthesegas ermöglichen.
  • In einem zweiten Beispiel kann die Emissionsabscheidung mittels Oxyfuel-Verbrennung erfolgen, wobei es sich um einen Prozess der Verbrennung von Brennstoff unter Verwendung von reinem Sauerstoff anstelle von Luft handelt. Dieser Prozess führt zu einer Entfernung der Stickstoffkomponente von Luft, so dass das Abgas E hauptsächlich aus CO2 besteht und der Rest Feuchtigkeit ist. Das CO2 ist somit für eine Abscheidung bereit, ohne dass eine signifikante Aufbereitung benötigt wird.
  • In einem dritten Beispiel kann die Emissionsabscheidung nach der Verbrennung erfolgen, wobei CO2 aus einem Abgas E abgeschieden wird, welches nach der Verbrennung eines Brennstoffs erzeugt worden ist. In Beispielen gelangt ein chemischer Prozess wie MEA (Monoethanolamin) zur Anwendung.
  • Der vorliegende Erfinder hat erkannt, dass die Abscheidung vor der Verbrennung und die Oxyfuel-Verbrennung zwar Vorteile im Hinblick auf eine effektive CO2-Abscheidung besitzen können, der Brennstoffvergasungsprozess jedoch zu zusätzlichen Verlusten (d.h. zu einem geringeren Wirkungsgrad) führen kann und die Erzeugung von Sauerstoff aus Luft für die Oxyfuel-Verbrennung signifikante Mengen an Hilfsenergie benötigt. Dementsprechend führt der Einsatz der ersten beiden Technologien (Brennstoffvergasung oder Oxyfuel-Verbrennung) im Rahmen einer Verwendung der Technologie des derzeitigen Standes der Technik bestenfalls zu vernachlässigbaren Verbesserungen des Wirkungsgrads. Hierauf basierend hat der vorliegende Erfinder erkannt, dass die CO2-Abscheidung nach der Verbrennung eine bewährte Technologie darstellt, welche ohne weiteres mit dem Hybrid-Kombikraftwerk 10 kombiniert werden kann. Die zur Durchführung von Emissionsabscheidungsprozessen nach der Verbrennung, wie beispielsweise einer Lösungsmittelregeneration in einer MEA-Einheit, benötigte Wärme kann mithilfe der Brennstoffzelle 14 bereitgestellt werden.
  • In einem Beispiel kann die Emissionsabscheidungseinheit 12 eine MEA-Einheit umfassen. Beispielhafte MEA-Einheiten können das Abgas E zunächst kühlen und mit Druck beaufschlagen (um den Druckverlust eines Absorbers auszugleichen), bevor das im Abgas enthaltene CO2 mithilfe eines mageren Lösungsmittel im Inneren des Absorbers abgeschieden wird. Fettes Lösungsmittel vom unteren Ende des Absorbers wird abgepumpt und vorgewärmt, bevor es in einen Stripper eintritt. Das CO2 wird in dem Stripper durch Zufuhr von Wärme aus einem Verdampfer freigesetzt. In Beispielen kann die Wärme in Form von Niederdruckdampf bereitgestellt werden. Das am unteren Ende des Strippers aufgenommene magere Lösungsmittel wird anschließend gekühlt und zum Absorber zurückgeführt.
  • In Beispielen kann ein KM-CDR-Prozess™ zum Einsatz gelangen. Das CO2-haltige Abgas E kann in einem Abgaskühlturm gekühlt und anschließend in einer Absorptionskolonne einer alkalischen Absorptionsflüssigkeit ausgesetzt werden, welche das im Abgas enthaltene CO2 absorbiert. Absorptionsflüssigkeit, welche eine hohe Konzentration an CO2 enthält, wird zur Regenerationskolonne geführt, wo sie mit Dampf erwärmt wird, um das CO2 freizusetzen und die Absorptionsflüssigkeit zu regenerieren. Die regenerierte Absorptionsflüssigkeit wird zur Absorptionskolonne zurückgeführt, wo sie erneut verwendet wird. Mithilfe dieses Prozesses können mehr als 90% des im Abgas E enthaltenen CO2 zurückgewonnen werden, wobei das CO2 in einigen Fällen eine Reinheit von mehr als 99.9 Vol.-% aufweisen kann.
  • Beispiele für MEA-Einheiten, welche für einen Einsatz als Emissionsabscheidungseinheit 12 geeignet sind, sind in U.S.-Patent Nr. 4,857,283 von Madden, II mit dem Titel „Use of Sulfur Dioxide for Corrosion Inhibition in Acid Gas Scrubbing Process“ und in U.S.-Patent Nr. 4,477,419 von Pearce et al. mit dem Titel „Process for the Recovery of CO2 from Flue Gases“ beschrieben, welche hiermit beide durch Bezugnahme als in die Offenbarung aufgenommen gelten.
  • Der vorliegende Erfinder hat erkannt, dass H2-Brennstoff in einem Gasturbinen-Kombikreislauf (GTCC) mit höherer Effizienz genutzt werden kann, wenn H2 als Eintrag für die Brennstoffzelle 14 verwendet wird und der H2-Brennstoff nicht im Gasturbinenmotor 20 verbrannt wird. Anstatt H2 in der Brennkammer 28 zu verbrennen, kann H2 als Eintrag für die Brennstoffzelle 14 verwendet werden. Das Wasser H2O aus der Brennstoffzelle 14 und die Energie aus der Stromquelle 44 können als Einträge für den Elektrolyseur 16 verwendet werden, um H2 und O2 zu erzeugen. H2 und O2 können zur Erzeugung von Strom in die Brennstoffzelle 14, wie beispielsweise in eine Niedertemperatur-Brennstoffzelle, eingespeist werden. Die Wärme Q aus der Brennstoffzelle 14, wie beispielsweise Dampf aus der Abhitzerückgewinnung, kann als Eintrag für die Emissionsabscheidungseinheit 12 verwendet werden, um CO2 aus dem Abgas E des GTCC 20 abzuscheiden.
  • Die Vorteile des Hybrid-Kombikraftwerks 10 zeigen sich im Vergleich zu einem herkömmlichen, ohne CO2-Abscheidung betriebenen GTCC und einem herkömmlichen, mit CO2-Abscheidung betriebenen GTCC. Die drei Fälle können unter Einsatz einer Software modelliert werden. Fall 1 kann das neue Konzept des Hybrid-Kombikraftwerks 10 gemäß 1 umfassen. Fall 2 kann das Betreiben eines mit H2 befeuerten GTCC ohne CO2-Abscheidung umfassen. Fall 3 kann das Betreiben eines mit H2 befeuerten GTCC mit CO2-Abscheidung umfassen.
  • Es wurden jeweils Beispiele für Parameter zum Betreiben von GTCC-Kraftwerken für die Fälle 1, 2 und 3 modelliert, und es wurde eine Wärmebilanz der Brennstoffzellen auf der Grundlage von Annahmen für den Wirkungsgrad und die Verluste berechnet. Für die Fälle 2 und 3 wurde modelliert, dass der Brennstoff für die GTs 30% H2 (Vol%, in Kombination mit Erdgas) umfasst. Für Fall 1 wurde modelliert, dass der Brennstoff für die GTs 100% Erdgas umfasst.
  • In den beispielhaft modellierten GTCC-Kraftwerken wies der Dampfgrundkreislauf eine übliche Anordnung auf, wobei die Anordnung drei Druckniveaus (HP, IP und LP) mit Zwischenerhitzung umfasst und auf ähnliche Weise wie HRSG 22 konfiguriert werden kann. Das Kühlsystem wurde als Nassoberflächenkondensator mit mechanischem Zugkühlturm modelliert. Die wichtigsten Annahmeparameter des GTCC und Hybridkraftwerks sind in Tabelle 1 aufgeführt. TABELLE 1
    Annahmen für den Dampfgrundkreislauf des GTCC
    HP-Dampfdruck am Einlass der ST (Dampfturbine) bar 145.1
    IP-Dampfdruck am Einlass der ST bar 31.0
    LP-Dampfdruck am Einlass der ST bar 6.5
    HP-Dampftemperatur/Zwischenerhitzungstemperatur am Einlass der ST °C 585
    ΔTpp des HRSG (Temperaturdifferenz an der Quetschstelle) °C 8.3
    ΔTapp des HRSG (Unterkühlung am Auslass des Economisers) °C 5.6
    Kondensatordruck kPa 4.83
    Annahmen für die CO2-Abscheidungseinheit (MEA)
    Wirkungsgrad der CO2-Abscheidung % 90
    Erhöhung des Verstärkungsgebläsedrucks kPa 10.3
    Wärmeeintrag des Verdampfers GJ/t CO2 2.0
    Dampfdruck des Verdampfers bar 3.4
    Annahmen für Brennstoffzellen
    Wirkungsgrad % LHV 70
    Sonstige Verluste % 5
    Betriebstemperatur °C 150
  • Hauptannahmen für das Hybridkraftwerk
  • Die Simulationen basierten auf ISO-Umgebungsbedingungen: 1.013 bar, Trockenkugeltemperatur von 15°C, und relative Luftfeuchtigkeit von 60%. Die Simulationen für die Fälle 1, 2 und 3 sind in Tabelle 2 zusammengefasst. TABELLE 2
    Fälle 1 Hybridanlage mit CO2-Abscheidung 2 mit 30% H2befeuertes GTCC ohne CO2-Abscheidung 3 mit 30% H2befeuertes GTCC mit CO2-Abscheidung
    GTCC Brennstoffwärmeeintrag in GT MWth, LHV 975.5 928.4 928.4
    Ausgangsleistung des GTCC MW 615.4 582.3 559.9
    Brennstoffzellen Brennstoffwärmeeintrag in Brennstoffzellen MWth, LHV 236.6 - -
    Ausgangsleistung der Brennstoffzellen MW 165.7 - -
    Antriebstrang Gesamtbrennstoffwärmeeintrag des Antriebstrangs MWth, LHV 1212.2 928.4 928.4
    Bruttoausgangsleistung des Antriebstrangs MW 781.0 582.3 559.9
    GTCC-Hilfslast MW 2.0 2.0 2.0
    CO2-Abscheidungshilfslast MW 12.0 - 11.6
    Nettoleistung des Antriebstrangs MW 767.0 580.3 546.3
    Nettowirkungsgrad des Antriebstrangs %, LHV 63.3 62.5 58.8
    CO2-Emissionen kg/MWh 24.6 290.6 28.9
    abgeschiedenes CO2 t/h 180.8 - 152.9
    Differenz des Leistungsvermögens - (1) - (2) (1) - (3)
    Delta der Ausgangsleistung MW - 186.7 220.8
    Delta des Wirkungsgrads %, LHV - 0.8 4.4
  • Leistungsdaten des Kraftwerks für die Fälle 1, 2 und 3
  • Der Antriebsstrang (Power Train) umfasst die Gasturbine 20, den Abhitzedampferzeuger 22 und die Dampfturbine 24, und umfasst für Fall 1 auch die Brennstoffzelle 14. Die Hilfslast der MEA-Einheit 12 für die CO2-Abscheidung wird geschätzt. Für Fall 1 entspricht der LP-Dampfverbrauch der MEA-Einheit 12 der Wärmeabgabe der Brennstoffzellen, welche die Kapazität der Brennstoffzelle 14 bestimmt.
  • Wie in Tabelle 2 dargestellt ist, deuten die hervorgehobenen Zellen (in Grau mit kursivem Text) die Leistungsverbesserung des Hybridsystems 10 an. Im Vergleich zu Fall 2 (derzeitiger Stand der Technik) zeigt Fall 1 ein wesentlich besseres Leistungsvermögen: eine um 187 MW höhere Leistung, einen um 0.8%-Punkte höheren Wirkungsgrad, und eine Menge von 181 t/h an abgeschiedenem CO2.
  • Für einen weiteren Vergleich ähnlicher Systeme sollte ein herkömmliches GTCC, welches mit einem Gemisch aus Brennstoffen befeuert wird, auch eine MEA-CO2-Abscheidungseinheit umfassen, da die MEA-Emissionsabscheidungseinheit das Leistungsvermögen signifikant beeinflussen kann. Der Vergleich zwischen Fall 1 und Fall 3 deutet das wahre Potenzial der Systeme und Verfahren der vorliegenden Offenbarung an: eine um 221 MW höhere Leistung, einen um 4.4%-Punkte höheren Wirkungsgrad, und eine um 28 t/h höhere Menge an abgeschiedenem CO2.
  • Die Vorteile der hierin beschriebenen Systeme und Verfahren der vorliegenden Offenbarung können auf nachfolgende Punkte zurückgeführt werden: 1) die T1t der GT in Fall 1 ist nicht herabgesetzt (gegenüber einer Herabsetzung in den Fällen 2 und 3). Dies bedeutet, dass es durch Vermeidung einer Verbrennung von H2 nicht erforderlich ist, die Turbineneintrittstemperatur zu verringern, um die derzeitigen Emissionen beizubehalten. 2) Die H2/O2-Brennstoffzelle besitzt einen höheren Wirkungsgrad als ein GTCC (70% gegenüber 63%). 3) Eine Entnahme von Dampf aus der Dampfturbine ST (Fall 3) für die CO2-Abscheidung wird durch die Nutzung von Abwärme aus den Brennstoffzellen vermieden.
  • Zum besseren Verständnis/Vergleich der Fälle ist in Tabelle 3 eine Aufschlüsselung des gesamten Brennstoffverbrauchs dargestellt. Auf diese Weise umfasst der Brennstoffverbrauch gemäß Fall 1 Erdgas in der Brennkammer und H2 in der Brennstoffzelle, während die Fälle 2 und 3 einen Brennstoffverbrauch von Erdgas und H2 in der Brennkammer vorsehen. TABELLE 3
    Fälle 1 2 & 3
    Erdgas H2 Erdgas H2
    Massenstrom t/h 75.7 7.1 64.1 3.1
    Verhältnis Gew.-% 91.4 8 . 6 95.4 4.6
    Vol.-% 54.4 45.6 70.0 30.0
    Wärme%, LHV 80.5 19.5 89.0 11.0
  • Aufschlüsselung der Brennstoffe für die Fälle 1, 2 und 3
  • Wie aus Tabelle 3 hervorgeht, verbraucht Fall 1 mehr H2 als die Fälle 2 und 3 (46% gegenüber 30%, Vol.-%). Dies bedeutet, dass mit dem neuen Verfahren des Hybrid-Kombikraftwerks 10 (auf Systemebene) mehr H2-Brennstoff zur Anwendung gelangen kann. Tabelle 3 deutet zudem an, dass sich Gew.-% und Wärme% des H2-Brennstoffs komplett von den Werten in Vol.-% unterscheiden.
  • Wie die Simulationen der Fälle 1, 2 und 3 veranschaulichen, können die das Hybrid-Kombikraftwerk 10 umfassenden Systeme und Verfahren der vorliegenden Offenbarung, wie in Tabelle 2 dargestellt ist, zu signifikanten Leistungsverbesserungen führen. Auf diese Weise kann das Hybridkraftwerk 10 bei den offenbarten spezifischen Parametern Verbesserungen, wie beispielsweise eine um 221 MW höhere Leistung, einen um 4.4% höheren Wirkungsgrad, und eine um 28 t/h (Tonnen pro Stunde) höhere Menge an abgeschiedenem CO2, erzielen.
  • 2 ist ein Liniendiagramm, das die Schritte eines Verfahrens 100 zum Betreiben eines in 1 dargestellten Hybrid-Kombikraftwerks 10, welches eine Emissionsabscheidungseinheit 12, eine Brennstoffzelle 14 und einen Elektrolyseur 16 beinhaltet, veranschaulicht. Das Verfahren 100 kann auch für den Betrieb anderer Kombikraftwerke, welche ähnlich wie oder anders als das Hybrid-Kombikraftwerk 10 konfiguriert sind, repräsentativ sein. Das Verfahren 100 kann vier Hauptprozesse 102, 104, 106 und 108 umfassen, welche, je nach Bedarf für ein Anfahren und Abfahren, eine Wartung oder einen Teilbetrieb, gleichzeitig oder nacheinander in verschiedenen Reihenfolgen ablaufen können.
  • In Schritt 102 kann der Gasturbinenmotor 20 betrieben werden. Luft A und Brennstoff F können der Brennkammer 28 zugeführt werden, um dort verbrannt zu werden und Abgas E zu erzeugen. In 1 ist ein einzelner Gasturbinenmotor dargestellt, wobei allerdings auch mehr als ein Gasturbinenmotor 20 zum Einsatz gelangen kann.
  • In Schritt 104 kann die Emissionsabscheidungseinheit 12 betrieben werden. Wie vorab erläutert, kann die Emissionsabscheidungseinheit 12 eine MEA-Nachverbrennungseinheit umfassen. In 1 ist eine einzelne Emissionsabscheidungseinheit dargestellt, wobei allerdings auch mehr als eine Emissionsabscheidungseinheit 12 zum Einsatz gelangen kann.
  • In Schritt 106 kann die Brennstoffzelle 14 betrieben werden. Wie vorab erläutert, kann die Brennstoffzelle 14 eine Niedertemperatur-Brennstoffzelle, wie beispielsweise eine alkalische Brennstoffzelle (AFC), umfassen. In 1 ist eine einzelne Brennstoffzelle dargestellt, wobei allerdings auch mehr als eine Brennstoffzelle 14 zum Einsatz gelangen kann.
  • In Schritt 108 kann der Elektrolyseur 16 betrieben werden. Wie vorab erläutert, kann der Elektrolyseur 16 einen alkalischen Elektrolyseur umfassen, um unter Verwendung eines Festoxid- oder Keramikelektrolyten eine Elektrolyse von Wasser unter Erzeugung von Wasserstoff und Sauerstoff zu bewirken. In 1 ist ein einzelner Elektrolyseur dargestellt, wobei allerdings auch mehr als ein Elektrolyseur 16 zum Einsatz gelangen kann.
  • In Schritt 110 kann dem Gasturbinenmotor 20 Brennstoff F zugeführt werden. In Beispielen kann der Brennstoff 100% Erdgas umfassen. In Beispielen kann der Brennstoff etwa 50% bis etwa 70% Erdgas umfassen, wobei der Rest Wasserstoff (H2) umfasst.
  • In Schritt 112 kann der Betrieb des Gasturbinenmotors 20 dazu genutzt werden, eine Drehwellenleistung zu erzeugen, welche zum Antreiben eines elektrischen Generators für die Erzeugung von Strom zur Einspeisung in ein Energienetz verwendet werden kann. Der elektrische Generator 32 kann beispielsweise derart betrieben werden, dass er elektrischen Strom in ein Netzsystem einspeist.
  • In Schritt 114 kann die Dampfturbine 34 betrieben werden, beispielsweise mithilfe des im HRSG 22 erzeugten Dampfes. Das Abgas E des Gasturbinenmotors 20 kann dazu verwendet werden, im HRSG 22 Wasser in Dampf umzuwandeln. Der Dampf aus dem HRSG 22 kann zum Antreiben der Dampfturbine 34 verwendet werden.
  • In Schritt 116 kann das Abgas E des Gasturbinenmotors 20 in die Emissionsabscheidungseinheit 12 gemäß Schritt 104 abgelassen werden. Das Abgas E kann ausgehend von der Turbine 30 durch den HRSG 22 strömen, um Dampf für die Dampfturbine 34 zu erzeugen, und kann anschließend in einen Schornstein geführt werden. Die Emissionsabscheidungseinheit 12 kann mit dem Schornstein verbunden sein, um das Abgas E' aufzunehmen, bevor das Abgas E' in die Atmosphäre abgeführt wird.
  • In Schritt 118 kann der Betrieb der Dampfturbine 34 dazu verwendet werden, eine Drehwellenleistung zu erzeugen, welche zum Antreiben eines elektrischen Generators für die Erzeugung von Strom zur Einspeisung in ein Energienetz verwendet werden kann. Die Dampfturbine 34 kann elektrischen Strom in das Netzsystem einspeisen, welches von dem elektrischen Generator 36 mit Energie versorgt wird.
  • In Schritt 120 kann das Abgas E mithilfe der Emissionsabscheidungseinheit 12 verarbeitet werden. Hierbei kann beispielsweise CO2 unter Einsatz des hierin beschriebenen MEA-Prozesses teilweise oder vollständig aus dem Abgas E entfernt werden. Es können auch andere Emissionsabscheidungstechnologien verwendet und andere Arten von Emissionen abgeschieden werden.
  • In Schritt 122 kann das in Schritt 120 entfernte CO2 in einem Speicherbehälter oder -gefäß gespeichert werden. Auf diese Weise kann das gespeicherte CO2 ordnungsgemäß entsorgt werden, ohne dass es in die Atmosphäre abgegeben wird. In weiteren Beispielen kann das CO2 für andere Prozesse, wie beispielsweise zur Kühlung und für Kühlkreisläufe, verwendet werden.
  • In Schritt 124 kann der Betrieb der Brennstoffzelle 14 Wärme Q erzeugen. In Beispielen kann die Brennstoffzelle 14 als Nebenprodukt Wärme erzeugen, welche durch Wärmekopplung mit einem Fluidkreislauf aufgefangen werden kann. Die Wärme Q aus der Brennstoffzelle 14 kann zur Erzeugung von Niederdruckdampf verwendet werden, welcher in die Emissionsabscheidungseinheit 12 eingespeist werden kann. Der abgekühlte Dampf kann als Kondensat C zur Brennstoffzelle 14 zurückgeführt werden, um für eine Verwendung in der Brennstoffzelle 14 erneut erwärmt zu werden.
  • In Schritt 126 kann die Wärme Q aus der Brennstoffzelle 14 der Emissionsabscheidungseinheit 12 zugeführt werden. Das erwärmte Fluid aus Schritt 124 kann mithilfe eines Fluidkreislaufs thermisch zur Emissionsabscheidungseinheit 12 geleitet werden. Die Wärme Q kann beispielsweise in Form von Dampf bereitgestellt werden, und der abgekühlte Dampf oder das Kondensat C kann für eine Erwärmung zur Brennstoffzelle 14 zurückgeführt werden, wobei sich der Kreislauf schließt.
  • In Schritt 128 kann die Brennstoffzelle 14 derart betrieben werden, dass sie elektrische Energie P erzeugt. Die elektrische Energie P kann in ein Netzsystem eingespeist werden, wie beispielsweise in jenes, welches von den Generatoren 32 und 36 mit Energie versorgt wird. Es ist zu beachten, dass Hilfslasten des Hybrid-Kombikraftwerks 10 mit Energie aufgefangen werden können, welche mithilfe eines internen elektrischen Systems zugeführt wird, wie beispielsweise durch Verwendung eines kleinen Teils der Gesamtenergie aus den elektrischen Generatoren 32 und 36.
  • In Schritt 130 kann die Brennstoffzelle 14 Wasser H2O erzeugen. Wasser H2O kann als Nebenprodukt der Umwandlung von O2 und H2 in Strom in der Brennstoffzelle 14 erzeugt werden. Das Wasser kann eine Temperatur gleich oder in der Nähe der Temperatur des Brennstoffzellenprozesses aufweisen, welche in Beispielen etwa 150°C bis etwa 200°C erreichen kann.
  • In Schritt 132 kann das Wasser aus der Brennstoffzelle 14 gekühlt werden. So kann beispielsweise der Kühler 50 das Wasser H2O kühlen, während es sich von der Brennstoffzelle 14 zum Elektrolyseur 16 bewegt. Der Kühler 50 kann einen Wärmetauscher umfassen, welcher mit Kühlwasser aus einem Kühlturm versorgt wird. In Beispielen kann der Elektrolyseur 16 bei Temperaturen von weniger als etwa 100°C betrieben werden.
  • In Schritt 134 kann das gekühlte Wasser aus Schritt 132 dem Elektrolyseur 16 zugeführt werden. Der Elektrolyseur 16 kann das gekühlte Wasser verbrauchen, um H2 und O2 als Eintragsbestandteile für die Brennstoffzelle 14 zu erzeugen.
  • In Schritt 136 kann dem Elektrolyseur 16 Strom zugeführt werden, wie beispielsweise mithilfe der Stromquelle 44. In Beispielen kann die Stromquelle 44 eine oder mehrere erneuerbare Energiequellen, wie beispielsweise Wind-, Solar- und Wasserkraft, umfassen.
  • In Schritt 138 kann der Elektrolyseur 16 derart betrieben werden, dass er Bestandteile für die Brennstoffzelle 14, wie beispielsweise H2 und O2, erzeugt.
  • In Schritt 140 können die mithilfe des Elektrolyseurs 16 erzeugten Bestandteile der Brennstoffzelle 14 zugeführt werden. Hierbei kann das Verfahren 100 unter Erzeugung und Verbrauch von H2 und O2 kontinuierlich betrieben werden, um eine Wärmeeintrag für die Emissionsabscheidungseinheit 12 bereitzustellen. Der Elektrolyseur 16 kann unabhängig von der Gasturbine 20, der Brennstoffzelle 14, der Emissionsabscheidungseinheit 12 und der Dampfturbine 24 betrieben werden, und kann H2 und/oder O2 in die Behälter 46, 48 einspeisen. Dies ist insbesondere in Zeiten von Vorteil, in welchen das Angebot an erneuerbarer Energie hoch und der Bedarf an Strom gering ist. Dies bedeutet, dass die Behälter 46, 48 das H2 und/oder O2 speichern können, wenn das Angebot an erneuerbarer Energie den Bedarf an Strom übersteigt, und zu einem späteren Zeitpunkt mithilfe die Brennstoffzelle 14 Strom erzeugen (und Wärme für die Emissionsabscheidungseinheit 12 bereitstellen), wenn der Bedarf an Strom hoch ist.
  • Wie in den nachfolgenden Beispielen beschrieben ist, können die Systeme und Verfahren der vorliegenden Offenbarung durch Kombinieren von Brennstoffzellen, Elektrolyseuren und Emissionsabscheidungstechnologie zahlreiche Vorteile erzielen. Brennstoffzellen können H2-Brennstoff effizienter nutzen als herkömmliche GTCC-Kraftwerke. Der Aufwand und die Kosten für eine Umrüstung bestehender Gasturbinen, wie beispielsweise eine Verkleinerung der Brennkammer zwecks Einrichtung einer Verbrennung von H2, können vermieden werden. Wärme, welche bei Brennstoffzellen gewöhnlich vergeudet wird, kann zurückgewonnen und effektiv für die CO2-Abscheidung genutzt werden, z.B. als Eintrag für eine CO2-Abscheidungseinheit. Das in Brennstoffzellen erzeugte Wasser kann in einen Elektrolyseur zurückgeführt werden, um den Wasserverbrauch zu minimieren. Elektrolyseure können O2 für eine Verwendung in Brennstoffzellen erzeugen, was effizienter und kostengünstiger ist und langlebigere Gerätschaften erfordert als jene Gerätschaften, welche üblicherweise zur Gewinnung von O2 aus Luft verwendet werden. Niedertemperatur-Brennstoffzellen zeigen ein schnelles Anlaufverhalten, was sich für die Verwendung von intermittierendem Strom aus erneuerbaren Energiequellen zur Versorgung des Elektrolyseurs mit Energie eignet. Darüber hinaus steht eine Reduzierung von CO2-Emissionen im Einklang mit vielen staatlichen und privaten Dekarbonisierungsinitiativen. Skaleneffekte bei Brennstoffzellen können die Kosten für das Hybridkraftwerk 10 weiter senken, indem sie beispielsweise großtechnische Brennstoffzellen, welche für einen Einsatz im Hybridkraftwerk 10 geeignet sind, ermöglichen.
  • Verschiedene Hinweise und Beispiele
  • Die vorstehende genaue Beschreibung beinhaltet Verweise auf die beigefügten Zeichnungen, welche einen Teil der genauen Beschreibung bilden. Die Zeichnungen zeigen veranschaulichend spezifische Ausführungsformen, in welchen die Erfindung praktisch umgesetzt werden kann. Diese Ausführungsformen werden hier auch als „Beispiele“ bezeichnet. Derartige Beispiele können neben den dargestellten oder beschriebenen Elementen weitere Elemente umfassen. Allerdings zieht der vorliegende Erfinder auch Beispiele in Betracht, in welchen lediglich die dargestellten oder beschriebenen Elemente bereitgestellt sind. Darüber hinaus zieht der vorliegende Erfinder auch Beispiele in Betracht, in welchen eine beliebige Kombination oder Permutation der dargestellten oder beschriebenen Elemente (oder eines oder mehrerer Aspekte hiervon) verwendet wird, entweder in Bezug auf ein bestimmtes Beispiel (oder einen oder mehrere Aspekte hiervon) oder in Bezug auf andere hierin dargestellte oder beschriebene Beispiele (oder einen oder mehrere Aspekte hiervon).
  • Im Falle widersprüchlicher Verwendungen zwischen diesem Dokument und den durch Bezugnahme einbezogenen Dokumenten ist die Verwendung in diesem Dokument maßgebend.
  • In diesem Dokument wird der Begriff „ein/eine“, wie in Patentdokumenten üblich, dazu verwendet, ein oder mehr als ein Objekt einzubeziehen, unabhängig von anderen Fällen oder der Verwendung von „zumindest ein/eine“ oder „ein/eine oder mehrere“. In diesem Dokument wird der Begriff „oder“ dazu verwendet, ein nicht-ausschließliches „oder“ zu bezeichnen, so dass „A oder B“ „A, jedoch nicht B“, „B, jedoch nicht A“ und „A und B“ umfasst, sofern nichts anderes angegeben ist. In diesem Dokument werden die Begriffe „beinhaltend“ und „in welchen“ als einfache englische Äquivalente der jeweiligen Begriffe „umfassend“ und „wobei“ verwendet. Auch in den nachfolgenden Ansprüchen sind die Begriffe „beinhaltend“ und „umfassend“ offen auszulegen; dies bedeutet, dass ein System, eine Vorrichtung, ein Produkt, eine Zusammensetzung, eine Formulierung oder ein Verfahren, welche(s) neben den nach einem derartigen Begriff in einem Anspruch aufgeführten Elementen weitere Elemente umfasst, als noch immer unter den Schutzbereich des Anspruchs fallend angesehen wird. Darüber hinaus werden die Begriffe „erste/erster/erstes“, „zweite/zweiter/zweites“, „dritte/dritter/drittes“, etc. in den nachfolgenden Ansprüchen lediglich als Kennzeichnung verwendet und sollen keine numerischen Anforderungen an ihre Objekte stellen.
  • Die vorstehende Beschreibung dient der Veranschaulichung und ist nicht als einschränkend anzusehen. So können die vorstehend beschriebenen Beispiele (oder ein oder mehrere Aspekte hiervon) beispielsweise auch in Kombination miteinander verwendet werden. Es können auch andere Ausführungsformen genutzt werden, wie beispielsweise von einem die vorstehende Beschreibung überprüfenden Fachmann. Die Zusammenfassung wird in Übereinstimmung mit 37 C.F.R. §1.72(b) bereitgestellt, um es dem Leser zu ermöglichen, die Art der technischen Offenbarung schnell zu erfassen. Sie wird mit dem Verständnis vorgelegt, dass sie nicht zur Auslegung oder Einschränkung des Schutzumfangs oder der Bedeutung der Ansprüche verwendet wird. Weiterhin können in der vorstehenden genauen Beschreibung verschiedene Merkmale zwecks Straffung der Offenbarung gruppiert werden. Dies sollte nicht dahingehend ausgelegt werden, dass ein nicht beanspruchtes offenbartes Merkmal für einen Anspruch wesentlich ist. Vielmehr kann ein erfinderischer Gegenstand auch in weniger als sämtlichen Merkmalen einer bestimmten offenbarten Ausführungsform liegen. Auf diese Weise werden die nachfolgenden Ansprüche hiermit als Beispiele oder Ausführungsformen in die genaue Beschreibung einbezogen, wobei jeder Anspruch für sich genommen eine separate Ausführungsform darstellt, und wobei in Betracht gezogen wird, dass diese Ausführungsformen in verschiedenen Kombinationen oder Permutationen miteinander kombiniert werden können. Der Schutzumfang der Erfindung sollte unter Bezugnahme auf die beigefügten Ansprüche bestimmt werden, zusammen mit dem vollständigen Schutzumfang von Äquivalenten, zu welchen diese Ansprüche berechtigen.
  • ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
  • Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
  • Zitierte Patentliteratur
    • US 63209457 [0001]

Claims (20)

  1. Energieerzeugungsanlage, umfassend: ein Kombikraftwerk, umfassend: einen Gasturbinenmotor, welcher derart konfiguriert ist, dass er einen Brennstoff zur Gewinnung von Abgas verbrennt, das zum Erzeugen von Drehwellenleistung für die Erzeugung von Strom verwendet werden kann; und ein Dampfsystem, welches derart konfiguriert ist, dass es mithilfe des Abgases Dampf erzeugt, um eine Dampfturbine für die Erzeugung von zusätzlichem Strom in Rotation zu versetzen; eine Emissionsabscheidungseinheit, welche derart konfiguriert ist, dass sie das Abgas aufnimmt, um Schadstoffe zu entfernen; eine Brennstoffzelle, welche derart konfiguriert ist, dass sie im Rahmen eines Reaktionsprozesses von Bestandteilen Strom erzeugt und als Nebenprodukt Wärme bereitstellt, um die Emissionsabscheidungseinheit zu betreiben; und einen Elektrolyseur, welcher derart konfiguriert ist, dass er zumindest einen der Bestandteile für die Brennstoffzelle erzeugt.
  2. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 1, wobei der Brennstoff zu 50% bis 70% aus Erdgas besteht.
  3. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 1, wobei der Brennstoff zu 100% aus Erdgas besteht.
  4. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 1, wobei die Emissionsabscheidungseinheit ein CO2-Abscheidungssystem umfasst, welches CO2 aus dem Abgas entfernt.
  5. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 4, wobei das CO2-Abscheidungssystem ein Monoethanolamin-Gasbehandlungssystem umfasst.
  6. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 1, wobei die Brennstoffzelle eine Niedertemperatur-Brennstoffzelle ausgewählt aus der Gruppe umfassend zumindest eine von alkalischen Brennstoffzellen (AFC) und phosphorsauren Brennstoffzellen (PAFC) umfasst.
  7. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 1, wobei die Brennstoffzelle als Nebenprodukt Wasser erzeugt und der Elektrolyseur derart konfiguriert ist, dass er aus dem Wassernebenprodukt H2-Gas als den zumindest einen der Bestandteile erzeugt.
  8. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 7, weiterhin umfassend ein Speichersystem zum Speichern von H2, welches mithilfe des Elektrolyseurs erzeugt worden ist.
  9. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 7, weiterhin umfassend einen zwischen der Brennstoffzelle und dem Elektrolyseur angeordneten Kühler, um das Wassernebenprodukt zu kühlen, bevor es in den Elektrolyseur eintritt.
  10. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 1, weiterhin umfassend Verdichter zum Beaufschlagen von zumindest einem der vom Elektrolyseur zur Brennstoffzelle zu überführenden Bestandteile mit Druck.
  11. Energieerzeugungsanlage gemäß Anspruch 1, weiterhin umfassend einen Wärmetauscher, welcher derart konfiguriert ist, dass er das Wärmenebenprodukt mithilfe eines Wärmeübertragungsmediums von der Brennstoffzelle auf die Emissionsabscheidungseinheit überträgt.
  12. Verfahren zum Entfernen von Emissionen aus einem Kombikraftwerk, wobei das Verfahren umfasst: das Bereitstellen eines Hybridkraftwerks, wobei das Hybridkraftwerk derart konfiguriert ist, dass es: aus einem Wassereintrag und unter Verwendung eines elektrischen Eintrags mithilfe eines Elektrolyseurs Wasserstoffgas und Sauerstoffgas erzeugt; aus zumindest dem Wasserstoffgas des Elektrolyseurs mithilfe einer Brennstoffzelle Strom und Wärme erzeugt; und zumindest eines Teils der Wärme aus der Brennstoffzelle auf eine Emissionsabscheidungseinheit überträgt, welche derart konfiguriert ist, dass sie Abgas aus einem Gasturbinenmotor des Kombikraftwerks aufnimmt.
  13. Verfahren gemäß Anspruch 12, weiterhin umfassend das Speichern oder Verarbeiten von COz-Emissionen, welche mithilfe des Emissionsabscheidungssystems abgeschieden worden sind.
  14. Verfahren gemäß Anspruch 12, weiterhin umfassend das Zirkulieren eines Wärmeübertragungsmediums zwischen dem Emissionsabscheidungssystem und der Brennstoffzelle, um die von der Brennstoffzelle erzeugte Wärme auf das Emissionsabscheidungssystem zu übertragen.
  15. Verfahren gemäß Anspruch 12, weiterhin umfassend: das Überführen des Wassereintrags von der Brennstoffzelle zum Elektrolyseur; und das Kühlen des Wassereintrags aus der Brennstoffzelle, bevor es in dem Elektrolyseur verwendet wird.
  16. Energieerzeugendes Emissionsabscheidungssystem für ein abgaserzeugendes Kraftwerk, wobei das System umfasst: einen Elektrolyseur zum Erzeugen von Wasserstoffgas und Sauerstoffgas aus einem Wassereintrag; eine Brennstoffzelle zum Erzeugen von Strom sowie zum Erzeugen von Wärme aus dem Wasserstoffgas des Elektrolyseurs; und eine Emissionsabscheidungseinheit zum Abscheiden von Emissionen aus dem Abgas, wobei die Emissionsabscheidungseinheit derart konfiguriert ist, dass sie die Wärme aus der Brennstoffzelle nutzt.
  17. System gemäß Anspruch 16, wobei die Brennstoffzelle eine alkalische Brennstoffzelle und eine phosphorsaure Brennstoffzelle umfasst.
  18. System gemäß Anspruch 16, wobei der Wassereintrag mithilfe der Brennstoffzelle erzeugt wird, weiterhin umfassend einen Kühler zum Kühlen des Wassereintrags aus der Brennstoffzelle, bevor der Wassereintrag dem Elektrolyseur zugeführt wird.
  19. System gemäß Anspruch 16, weiterhin umfassend: einen ersten Wärmetauscher, welcher thermisch mit der Brennstoffzelle gekoppelt ist; einen zweiten Wärmetauscher, welcher thermisch mit der Emissionsabscheidungseinheit gekoppelt ist; und ein Kühlmedium, welches zwischen dem ersten und dem zweiten Wärmetauscher zirkuliert.
  20. System gemäß Anspruch 16, weiterhin umfassend: einen Wasserstoffspeicherbehälter zum Speichern des von dem Elektrolyseur erzeugten Wasserstoffs.
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