ES2885227T3 - Método y dispositivo para la producción simultánea de energía en las formas de electricidad, calor y gas hidrógeno - Google Patents

Método y dispositivo para la producción simultánea de energía en las formas de electricidad, calor y gas hidrógeno Download PDF

Info

Publication number
ES2885227T3
ES2885227T3 ES10839840T ES10839840T ES2885227T3 ES 2885227 T3 ES2885227 T3 ES 2885227T3 ES 10839840 T ES10839840 T ES 10839840T ES 10839840 T ES10839840 T ES 10839840T ES 2885227 T3 ES2885227 T3 ES 2885227T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
gas
hydrogen
heat
fuel cell
solid oxide
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES10839840T
Other languages
English (en)
Inventor
Arne Raaheim
Arild Vik
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.)
ZEG POWER AS
Original Assignee
ZEG POWER AS
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 ZEG POWER AS filed Critical ZEG POWER AS
Application granted granted Critical
Publication of ES2885227T3 publication Critical patent/ES2885227T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0668Removal of carbon monoxide or carbon dioxide
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32Production 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
    • C01B3/34Production 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/56Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10JPRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M16/00Structural combinations of different types of electrochemical generators
    • H01M16/003Structural combinations of different types of electrochemical generators of fuel cells with other electrochemical devices, e.g. capacitors, electrolysers
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46Removing components of defined structure
    • B01D53/62Carbon oxides
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0211Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step
    • C01B2203/0216Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step containing a non-catalytic steam reforming step
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042Purification by adsorption on solids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/0425In-situ adsorption process during hydrogen production
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465Composition of the impurity
    • C01B2203/0475Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06Integration with other chemical processes
    • C01B2203/066Integration with other chemical processes with fuel cells
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0833Heating by indirect heat exchange with hot fluids, other than combustion gases, product gases or non-combustive exothermic reaction product gases
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205Composition of the feed
    • C01B2203/1211Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235Hydrocarbons
    • C01B2203/1241Natural gas or methane
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84Energy production
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/86Carbon dioxide sequestration
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1011Biomass
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10JPRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00Details of gasification processes
    • C10J2300/09Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913Carbonaceous raw material
    • C10J2300/0916Biomass
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10JPRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00Details of gasification processes
    • C10J2300/09Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913Carbonaceous raw material
    • C10J2300/0943Coke
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10JPRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00Details of gasification processes
    • C10J2300/16Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1612CO2-separation and sequestration, i.e. long time storage
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10JPRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00Details of gasification processes
    • C10J2300/16Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/1646Conversion of synthesis gas to energy integrated with a fuel cell
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10JPRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00Details of gasification processes
    • C10J2300/16Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1656Conversion of synthesis gas to chemicals
    • C10J2300/1665Conversion of synthesis gas to chemicals to alcohols, e.g. methanol or ethanol
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10JPRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00Details of gasification processes
    • C10J2300/16Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1681Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with biological plants, e.g. involving bacteria, algae, fungi
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/10Biofuels, e.g. bio-diesel
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30Hydrogen technology
    • Y02E60/50Fuel cells
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10Process efficiency
    • Y02P20/129Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/141Feedstock
    • Y02P20/145Feedstock the feedstock being materials of biological origin
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Abstract

Método para la producción simultánea de energía eléctrica, gas hidrógeno y calor caracterizado porque comprende: i. dividir de forma continua un flujo de gas que comprende al menos un gas de síntesis y un gas natural en un primer flujo de gas de alimentación y un segundo flujo de gas de alimentación, ii. cargar el primer gas de flujo de alimentación en una pila de combustible de óxido sólido primaria para producir electricidad y calor y CO2, iii. cargar el segundo flujo de alimentación de gas junto con agua, en un sistema de reactor de formación de gas hidrógeno para producir hidrógeno y CO2, el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno que se dispone en paralelo con la pila de combustible de óxido sólido, iv. suministrar calor al sistema de reactor de formación de gas hidrógeno al menos parcialmente por el calor desarrollado en al menos una pila de combustible de óxido sólido, v. capturar el CO2 formado en el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno mediante el uso de un absorbente.

Description

DESCRIPCIÓN
Método y dispositivo para la producción simultánea de energía en las formas de electricidad, calor y gas hidrógeno
La presente invención se refiere a un método y a un dispositivo para la producción simultánea de energía en las formas de electricidad, calor y gas hidrógeno, basados en un gas de síntesis y un gas natural, que a su vez pueden derivar de varias fuentes de energía primaria.
Antecedentes
La demanda mundial de energía eléctrica, calor e hidrógeno se basará en un futuro previsible en combustibles fósiles gaseosos, líquidos o sólidos. Por tanto, las preocupaciones internacionales sobre el calentamiento global podrían aumentar centrándose en la captura y almacenamiento de carbono (CCS). El desarrollo de tecnologías amigables con el medio ambiente, eficientes en costes y energía, incluyendo el manejo del problema del CCS es por lo tanto inevitable.
Uno de los retos más importantes a este respecto es la recuperación y la mejora del petróleo extrapesado y el betún. Debido a un aumento global simultáneo de la demanda de energía fósil y a una disminución de los recursos convencionales, la industria petrolera recurrirá a recursos no convencionales. A este respecto, cabe mencionar que hay más de 4000 millones de barriles de petróleo extrapesado (EHO) y de betún acumulados en todo el mundo. La recuperación y mejora de estos recursos, por ejemplo de las arenas bituminosas, son procesos que consumen mucha energía y tienen un fuerte impacto en el medio ambiente.
En la industria de la arena bituminosa, el gas natural se utiliza hoy en día principalmente para generar vapor (por ejemplo, para SADG (drenaje por gravedad asistido por vapor)), energía eléctrica y para producir hidrógeno para procesos de mejora.
Sin embargo, las preocupaciones sobre el coste y el suministro de gas natural a largo plazo han motivado a los operadores a considerar la producción de energía basada en la gasificación para proyectos futuros. Los procesos comerciales de mejora del betún generan subproductos de asfaltenos de coque de petróleo con alto contenido de azufre, que actualmente se apilan en almacén. Estos combustibles de oportunidad podrían (junto con el carbón y/o una parte no tratada del betún, si fuera necesario) gasificarse para producir hidrógeno, energía eléctrica y vapor, eliminando por tanto potencialmente la necesidad de gas natural valioso.
El primero de estos sistemas basados en gasificación se encuentra actualmente en una etapa avanzada de construcción en Alberta, Canadá. El proyecto Long Lake, propiedad de Opti-Nexen Canadá, Inc., es una instalación de extracción y mejora de betún totalmente integrada alimentada por gasificación de residuo de asfalteno (G. Ordorica-García y otros, Energy Procedia 1 (2009) 3977-3984: Opciones de reacondicionamiento de captura de CO2 para una instalación de extracción y mejora de betún integrada basada en gasificación). Las unidades de gasificación proporcionan el hidrógeno necesario para la mejora y el combustible de gas de síntesis para la producción de energía y vapor en una planta de cogeneración, lo cual da como resultado operaciones casi totalmente autosuficientes en energía.
Sin embargo, el uso de gas natural y/o de gases de síntesis da como resultado la liberación de cantidades sustanciales de CO2 en la atmósfera, contribuyendo al calentamiento global.
En la actualidad, la aplicación de la tecnología CCS dentro de la industria de la arena bituminosa, está dirigida principalmente a la producción de hidrógeno y en plantas de energía eléctrica, ya que son las mayores fuentes puntuales de CO2. Las plantas basadas en gasificación integrada futuras (producción de; gas de síntesis, vapor, energía eléctrica e hidrógeno (para mejora)) tendrán que cumplir el reto de CCS. Si la captura de CO2, en dichos casos, se basa en tecnologías disponibles en la actualidad, esto tendrá un impacto sustancial en los costes de capital y de operación así como en el rendimiento de planta (particularmente si se necesita un reacondicionamiento).
Un método y un aparato para “la producción de hidrógeno a partir de un material carbonoso” ha sido patentado por Lackner y otros, documento WO 01/42132 A1. Este aparato realiza, una gasificación de carbón mediante hidrogenación en un recinto de gasificación. Esta fase del proceso es seguida por la producción de hidrógeno a partir de metano y de agua que es conducido utilizando una reacción de carbonatación de óxido de calcio en un recinto de carbonatación. Dicho proceso es a menudo referido como una producción de hidrógeno mediante reformado con vapor de metano mejorado por sorción (SE-SMR). En la etapa de gasificación (Lackner y otros) el carbón (o gas de síntesis) es hidrogenado con hidrógeno para producir un producto de reacción gaseoso que consta principalmente de metano. Este producto de reacción gaseoso es transportado al recinto de carbonatación, donde se hace reaccionar con agua y óxido de calcio para producir hidrógeno y carbonato de calcio sólido y para retirar el dióxido de carbono de la corriente de gas de producto.
El proceso de Lackner y otros no proporciona calor adicional, por ejemplo, para SADG. Por tanto, el proceso adolece de una versatilidad deseable para una gran cantidad de aplicaciones interesantes. Además todo el CO2 del sistema de proceso es capturado en un proceso SE-SMR. Esto puede que no sea rentable en aplicaciones donde se necesitan grandes cantidades de calor externo combinadas con la necesidad de cantidades de hidrógeno y de electricidad, por ejemplo en la industria de la arena bituminosa.
La publicación WO 2004/025767 (Vik y otros) divulga una planta para la producción de electricidad a partir de un flujo que contiene hidrocarburo. De acuerdo con un modo de realización, se utiliza una SOFC) para la producción de electricidad. El proceso incluye el reformado del combustible con el fin de producir hidrógeno antes de separar lo de otros componentes para utilizar hidrógeno puro como la alimentación de la pila de combustible. El CO2 producido durante el reformado se puede capturar para un posterior uso o almacenamiento. El proceso de Vik y otros está enfocado a aplicaciones donde el exceso de calor no es necesario, y donde el objetivo principal es la alta eficiencia para la coproducción de electricidad y de hidrógeno únicamente.
El documento US 2009/155644 A1 divulga un método y un dispositivo para la producción simultánea de energía en forma de electricidad, gas hidrógeno y calor. Un precursor de alimentación que contiene hidrocarburos se divide de forma continua en un primer flujo de alimentación y un segundo flujo de alimentación, por lo que la tubería a través de la cual fluye el segundo flujo de alimentación comprende una válvula de medida para controlar la tasa a la cual se alimenta el precursor de velocidad o reactor de reformado previo. El primer flujo de alimentación se introduce en un reactor de oxidación parcial catalítico y el gas de síntesis producido es cargado en una pila de combustible de óxido sólido. El segundo flujo de alimentación es cargado en un reformador previo y un reformador de vapor que comprende una membrana de separación de hidrógeno. El gas hidrógeno formado es cargado en la pila de combustible de óxido sólido. El calor para llevar a cabo las reacciones de craqueo endotérmico en el reactor de reformado previo y las reacciones de reformado endotérmico en el reactor de reformado de vapor se proporciona desde la pila de combustible de óxido sólido exotérmico.
Por tanto, es necesaria una nueva tecnología, de forma preferible una que cambie el juego, enfocada en una optimización de la energía, una captura del CO2 y un almacenamiento o uso por debajo de la superficie (por ejemplo, EOR).
Objetivos
Es por tanto un objetivo de la presente invención proporcionar un método que permita una recuperación sostenible en la eficiencia de coste y de energía y una producción de energía a partir de petróleo pesado y betún así como una producción de energía sostenible a partir de biomasa y residuos orgánicos a escala industrial.
Es un objeto derivado proporcionar lo anterior con medios que proporcionan una captura y almacenamiento de dióxido de carbono, eficientes y que permiten una producción altamente versátil de energía en las formas de electricidad, hidrógeno y calor. Por “versatilidad” a este respecto se entiende que la relación de las cantidades de estas formas de energía se puede variar dentro de amplios límites mediante un simple cambio de parámetros en el proceso inventivo.
Divulgación de la invención
Los objetos mencionados anteriormente se logran mediante el método de acuerdo con la invención tal y como se define por la reivindicación 1.
De acuerdo con otro aspecto, la invención se refiere a un dispositivo para la realización del método tal y como se define por la reivindicación 14.
Modos de realización preferidos de la invención se divulgan por las reivindicaciones dependientes.
Debería observarse en general que cuando se hace referencia a una “pila de combustible”, “una SOFC” o “al menos una pila de combustible o SOFC”, en casos industriales puede haber varios apilamientos de pilas de combustible.
Mientras que “gas natural” normalmente se refiere a un gas rico en metano recuperado de formaciones subterráneas, “gas natural” en el contexto presentado en este caso está destinado a cubrir cualquier gas rico en metano independientemente de su origen.
Debería observarse que el término “SOFC primaria” no significa necesariamente que hay otra SOFC secundaria incluida en el método o el dispositivo de acuerdo con la invención. La presencia de otra SOFC (secundaria) es una característica opcional de la invención.
Debería además observarse que la captura eficiente en coste de CO2 es una ventaja principal con la presente tecnología y la situación medioambiental actual, es evidente que la captura de CO2 se puede incluir en cualquier planta industrial basada en la invención. Dado que la situación medioambiental, sin embargo, puede cambiar a lo largo del tiempo, y dado que el método inventivo es beneficioso con o sin captura de CO2, esta característica es todavía, con respecto a la unidad de SOFC referida, una característica opcional.
La presente tecnología representa una tecnología que cambia el juego y proporcionará una contribución importante a los objetos dados anteriormente.
Los conceptos de la invención están todos ellos basados en dos “componentes” principales;
1. Una planta de calor y potencia combinada (CHP) de SOFC basada (directamente) en gas de síntesis o gas natural.
2. Una unidad de producción de gas hidrógeno con captura de CO2 integrada (absorbente de CO2 sólido (por ejemplo, CaO)) basado en gas de síntesis (reacción de desplazamiento de CO) o en gas natural (reacción de SE-SMR; reformado de metano con vapor mejorado por sorción).
Estos dos componentes proporcionan calor para; las unidades de gasificación (producción de gas de síntesis), vapor para el SAGD, la unidad de producción de hidrógeno (regeneración de absorbente de CO2) y el mejorador, electricidad para el uso interno en la instalación de producción total y para la venta a la red eléctrica local e hidrógeno para el mejorador (mejora de betún a partir de SAGD a crudo de síntesis o productos más refinados).
El CO2 puede capturarse de dos o tres maneras diferentes;
a) directamente a partir de apilamientos de SOFC (quemando los gases de “postcombustión” en oxígeno puro, reduciendo la eficiencia de energía en un 2-3% únicamente),
b) produciendo hidrógeno del gas de síntesis.
En el último caso, el CO2 es capturado mediante un absorbente de CO2 (por ejemplo, CaO) integrado en la reacción de desplazamiento de CO. El CO2 puro es liberado en una reacción de regeneración (calcinación de CaCO3 a CaO y CO2 (para almacenamiento o uso)). El hidrógeno en este caso es utilizado parcialmente para alimentar la SOFC para la producción de calor y de electricidad y parcialmente para el uso en el mejorador.
c) el CO2 es capturado mediante una combinación de a) y b). De hecho, esto podría ser la solución preferida más eficiente en costes.
Diferentes modos de realización de la invención se ilustran más abajo con referencia a los dibujos adjuntos, en donde Las figuras 1a-c son vistas esquemáticas del principio de la presente invención, no limitado por la aplicación, La figura 2a es una vista esquemática del principio de la presente invención, siendo la fuente de energía principal gas natural,
La figura 2b muestra una variante del proceso mostrado por la figura 2a,
La figura 2c muestra otra variante del proceso mostrado por la figura 2a,
La figura 2d muestra una variante más del proceso mostrado por la figura 2a,
La figura 3a es una ilustración esquemática de la presente invención en una aplicación en la cual petróleo pesado/betún es la fuente de energía principal,
La figura 3b muestra una variante distribuida de la figura 3a,
La figura 4 es una ilustración esquemática de la presente invención en una aplicación en la cual la biomasa es la fuente de energía principal,
La figura 5 es una ilustración esquemática de la presente invención en otra aplicación en la cual la biomasa es la fuente de energía principal.
Las figuras 1a-c en general ilustran los principios de producción flexible de los 3 componentes de energía, electricidad, calor e hidrógeno con una captura de CO2 eficiente en coste y energía integrada.
La figura 1a muestra que el combustible carbonoso es alimentado a una unidad de gasificación, calentado por calor de la planta en la cual la carga se convierte en gas de síntesis. Después de haber sido purificado de acuerdo con el requisito relevante, el gas de síntesis es dividido en un primer y un segundo flujo de gas de alimentación. La relación entre los dos se determina por la aplicación en cuestión y en particular por el requisito de hidrógeno internamente y externamente. El primer flujo de gas de alimentación es dirigido a una pila de combustible para producir electricidad y calor. Un experto en la técnica sabrá fácilmente que el aire debería alimentarse a un electrodo de la pila de combustible (SOFC) mientras que el combustible se alimenta al otro. El CO2 también se produce en la pila de combustible y se captura de una manera que se describirá más a fondo posteriormente. Merece la pena destacar que de acuerdo con el presente método la captura de CO2 reduce meramente la eficiencia en un 2-3% en comparación con una reducción de entre un 5 y un 10% mediante métodos más convencionales. El uso o la eliminación posterior de CO2 no es parte de la presente invención.
El segundo flujo de gas de alimentación se dirige a un sistema de reactor de formación de gas hidrógeno, en este modo de realización representado por dos reactores en serie. En el primero de los dos reactores la parte de CO del gas de síntesis se convierte en hidrógeno a través de una reacción con agua y un sistema de catalizador/absorbedor. En el modo de realización mostrado el catalizador/absorbedor es CaO que se hace reaccionar con CaCO3 por lo tanto absorbiendo cualquier CO2 formado en la reacción. La segunda etapa es una etapa de regeneración del absorbedor, a través de la cual la liberación de CO2 se convierte de nuevo a CaO. Ni que decir tiene que, el CO2 por tanto liberado debería ser contenido aislado para un posterior uso. La etapa de regeneración del sistema de reacción de formación de gas hidrógeno se realiza normalmente a una temperatura más alta y/o a una presión más baja que la etapa de producción de gas de hidrógeno.
Las reacciones netas pueden ser escritas como:
CaO CO H2O = CaCO3 + H2 (etapa de producción de hidrógeno)
CaCO3 = CaO CO2 (etapa de regeneración del absorbedor)
CO H2O = H2 + CO2 (proceso total)
En la unidad de producción de hidrógeno, se produce hidrógeno mediante una reacción de desplazamiento de CO en un reactor (Reactor 1), donde el CO2 es capturado mediante un absorbente de CO2 (ejemplificado mediante CaO) resultando en un hidrógeno casi puro (95%+) en una etapa de proceso (para la mayoría de propósitos industriales no sería necesaria una mejora de hidrógeno adicional). La regeneración del absorbente se produce a alta temperatura (T= 850-900 °C) en un reactor de regeneración (Reactor 2), donde se libera CO2 puro para el almacenamiento o uso. El absorbente regenerado se mueve de vuelta a la unidad de producción de hidrógeno. Los dos reactores (1 y 2), los reactores de producción y regeneración de hidrógeno, pueden constar de dos reactores de lecho fluidizado, donde un reactor está dedicado a la producción de hidrógeno (Reactor 1) y el otro reactor está dedicado a la regeneración del absorbente de CO2 (Reactor 2).
Se llama la atención a la figura 1b. Como una alternativa los dos reactores del sistema de reactor de formación de gas hidrógeno pueden ser dos reactores en paralelo (reactores de lecho fijo) en lugar de reactores en serie (reactores de lecho fluidizado). El uso de dos reactores en serie permite una producción continua y condiciones de estado continuas en cada uno de los reactores, pero también requiere que los sólidos tengan que ser circulados entre los reactores. Si los reactores funcionan en paralelo, cada uno se utiliza de forma intermitente en el modo de producción y en el modo de regeneración de absorbedor. La temperatura y posiblemente la presión tendrán que cambiarse adelante y atrás, pero se evita la necesidad de circulación de materiales sólidos. De acuerdo con la figura 1b no hay interferencia de absorbente entre el Reactor 1 y el Reactor 2. En su lugar, esto reactores se hacen funcionar de forma intermitente. En un periodo de tiempo el Reactor 1 se utiliza para la producción de hidrógeno mientras que se regenera absorbente en el Reactor 2. En un periodo de tiempo posterior la situación se invierte.
Ambas etapas del sistema de reactor de formación de gas hidrógeno requieren calor y se calientan con calor formado en la SOFC. El calor de la SOFC también se utiliza para calentar la unidad de gasificación. Si hubiese una caída temporal en la demanda de hidrógeno, externamente o internamente, la relación entre el primer y segundo flujo de gas de alimentación puede alterarse rápidamente. Como una opción, partes del hidrógeno producido también pueden utilizarse para generar calor y electricidad en una (al menos una) pila de combustible.
La captura de CO2 de la pila de combustible se dispone para realizarse mediante la combustión de la fracción restante de combustible en el gas de escape de ánodo de la pila de combustible en oxígeno puro. Por tanto, el escape contiene únicamente CO2 y vapor de agua. Este último puede retirarse por condensación u otros medios de secado, dejando CO2 puro en la corriente de escape. El oxígeno puede obtenerse mediante el uso de una bomba de oxígeno (transporte de oxígeno accionado de forma electroquímica a través de una membrana) o una membrana de transporte de oxígeno accionada por el gradiente de presión parcial entre el escape de aire y el escape de combustible.
Tal y como se muestra a la izquierda de la figura 1a y de la figura 1b, el exceso de energía se distribuye desde la planta para el consumo externo. También se indica que el exceso de energía es transferido desde el reactor de producción de gas hidrógeno a la unidad de gasificación.
La figura 1c muestra un modo de realización bastante similar a la figura 1b, siendo la única diferencia que la SOFC proporciona todo el calor a la unidad de gasificación, mientras que el calor en exceso del reactor que forma el gas hidrógeno es entregado externamente.
La figura 2a muestra un modo de realización el cual es similar a la figura 1 pero donde la fuente de energía principal a la planta es gas natural, principalmente metano, y donde la unidad de gasificación por lo tanto es reemplazada por una unidad de reformador dispuesta para convertir el metano en gas de síntesis. Todas las otras características de la figura 2a son similares a las de la figura 1. Cuando se parte de gas natural, se obtiene un gas de síntesis rico en hidrógeno. El calor se suministra desde la SOFC al reactor de regeneración del sistema de reactor de formación de gas hidrógeno a la unidad de reformado para la entrega externa. El calor en exceso de la unidad de reformador también puede entregarse externamente.
La figura 2b muestra un modo de realización de la figura 2a en el cual el transporte de calor entre las diferentes unidades es de alguna manera diferente mientras que los principios del proceso permanecen iguales en el sentido de que el calor requerido internamente en el proceso es generado por la pila de combustible. En este caso el calor en exceso del sistema de reactor de formación de gas hidrógeno (el reactor de producción del mismo) se suministra a la unidad de reformado.
La figura 2c muestra otra variante más del método de acuerdo con la presente invención en la cual el gas natural es la fuente de energía principal. En este caso, sin embargo, el gas natural es alimentado como tal al sistema de reactor de formación de gas hidrógeno mientras que la unidad de reformador está dispuesta para convertir únicamente el primer flujo de gas de alimentación en gas de síntesis. De nuevo, el calor de la celda de combustible es utilizado para calentar la unidad de reformador así como la parte de regeneración de absorbedor del sistema de reactor de formación de gas hidrógeno. El calor requerido para la producción de hidrógeno se puede suministrar únicamente por el absorbedor regenerado calentado y la relación de absorbedor exotérmica.
La figura 2d muestra otra variante más del método de acuerdo con la presente invención en la cual el gas natural es la fuente de energía principal. En este caso el gas natural se alimenta tanto a la pila de combustible como al sistema de reactor de formación de gas hidrógeno. Por tanto, el proceso no implica la utilización de gas de síntesis de acuerdo con esta variante. El trasporte de calor es en general el mismo, pero en este caso no se incluye una unidad de reformador, al menos no en las proximidades de la planta. Los componentes de la energía en exceso para el uso externo se muestran a la izquierda.
En todas las variantes mostradas en 2a-2d, el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno puede consistir en reactores de lecho fluidizado funcionando en un estado continuo o reactores de lecho fijo funcionando de forma intermitente. En todas las variantes el CO2 de la SOFC es capturado directamente de los apilamientos mientras que el CO2 del sistema de reactor de formación de gas hidrógeno es capturado por un absorbente y liberado en la unidad de regeneración.
Aunque el núcleo de la invención es presentado anteriormente, algunas aplicaciones relevantes se ilustran posteriormente.
Hay muchas situaciones industriales o agrupaciones industriales integradas donde se necesitan cantidades flexibles de producción eficiente en coste y energía de calor, energía eléctrica e hidrógeno. Un reto principal en dichos casos se es obtener una captura de CO2 eficiente en costes y energía al mismo tiempo.
Este reto se cumple por la presente invención.
Las refinerías de petróleo y las instalaciones de producción y mejora integradas en la industria de la arena bituminosa son a este respecto ejemplos de casos obvios. Adicionalmente a las aplicaciones relacionadas con la producción de energía fósil (y materia prima), pueden producirse aplicaciones interesantes con respecto al uso de combustible/materia prima de diferente origen biológico.
Para ilustrar este aspecto, se presentan tres escenarios (o ejemplos) posibles diferentes a continuación, con referencia a los dibujos 3-5. Estos escenarios todos ellos se basan en la producción y el uso de cantidades flexibles de electricidad calor e hidrógeno con captura de CO2 integrada, que pueden adaptarse a cualquier propósito o necesidad. Debería sin embargo remarcarse que los presentes escenarios son únicamente ejemplos, las posibilidades, combinaciones y flexibilidad seguidas por el uso de la presente invención dan opciones casi “ ilimitadas” para agrupaciones industriales integradas o para situaciones en las que varias situaciones industriales están “relacionadas” entre sí, donde un residuo de una configuración o aplicación industrial puede dar una materia prima valiosa interesante a otra.
La figura 3a muestra un sistema de aplicación más completo, aunque muy esquemático, partiendo de petróleo pesado/betún o arena bituminosa (de aquí en adelante para acortar: betún) como la fuente de energía principal. Como sabrá un experto en la técnica, hay retos incluidos en llevar al betún a la superficie, y se requiere calor, posiblemente en forma de vapor, para recuperar el betún por debajo de la superficie. Uno de estos métodos es denominado SAGD (drenado por gravedad asistido por vapor). El betún recuperado es mejorado en una unidad de mejora y el producto intermedio, coque de petróleo, se carga en una unidad de gasificación (como la de la figura 1) para obtener gas de síntesis. Por tanto, en este caso, se requieren tres etapas que demandan energía antes de obtener el gas que se va a alimentar a la pila de combustible. El núcleo del proceso es todavía el mismo y el calor requerido para las etapas internas mencionadas es proporcionado por la “al menos una” pila de combustible. El hidrógeno para la unidad de mejora es proporcionado por el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno. Este sistema ilustra un uso más complejo, también internamente, de los componentes de energía incluidos, por tanto dilucidando las ventajas de un sistema que es versátil con respecto a su habilidad inherente para adaptar o cambiar la relación entre los componentes de energía de acuerdo con la aplicación en cuestión o incluso con las necesidades de cambio a lo largo del tiempo para una y la misma aplicación. Debería observarse que de acuerdo con este modo de realización/aplicación, la presente invención permite una producción de energía sostenible a partir de materias primas bastante baratas.
Una versión posible del escenario de arena bituminosa podría ser tener cantidades de producción de calor electricidad e hidrógeno distribuidas adaptadas para la necesidad en inyección de pozos (SAGD) y en agrupaciones de producción. El gas de síntesis para las unidades distribuidas es suministrado desde una planta central (figura 3A). La producción de hidrógeno de las unidades distribuidas puede si es necesario limitarse o ser pequeña (por ejemplo, 10-0%). Se puede utilizar el hidrógeno para una mejora in situ (como por ejemplo, en; el documento WO 2008/058400 A1: mejora para fondo de pozo catalítica de betún de arena de petróleo pesada) para alimentar de combustible a los apilamientos de SOFC para la producción de electricidad o transportarse en un sistema de tuberías a un mejorador en la planta central.
Debería observarse que en caso de que el coque de petróleo formado no se forme en cantidades suficientes para que el proceso funcione, se puede combinar con otros combustibles carbonosos tales como carbón, betún sin tratar, biomasa o incluso gas natural.
La figura 3b es similar a la figura 3a pero no incluye el “panorama” completo. El punto ilustrado por la figura 3b es que las partes de la planta (una subplanta) se puede distribuir en lugares locales de acuerdo con la necesidad relevante mientras que otras partes, específicamente la unidad de mejora, la unidad de gasificación y la unidad de purificación (no mostrada en la figura 3b) se pueden disponer de forma separada en una ubicación central y servir a cualquier número de subplantas distribuidas tal como la mostrada en la figura 3b.
La figura 4 ilustra una planta de bioenergía autónoma con un escenario de “biorrefinería” integrado
La figura 4 indica cómo una planta de producción de energía eléctrica, calor e hidrógeno combinada de acuerdo con la presente invención puede proporcionar el calor necesario para calefacción de distrito (y para una planta de pirólisis si es necesario), electricidad para el lugar de bioenergía/vio refinería total y el hidrógeno con propósitos de mejora (producción de compuestos químicos orgánicos y biodiesel), la producción de biometanol y para el suministro de hidrógeno en el sector de transporte. El CO2 capturado puede utilizarse en la producción de biometanol, proporcionando combustible neutro de CO2 para el sector del transporte o para cualquier otro uso adecuado.
El gas de síntesis y el carbono sólido alimentan la energía, el sistema de producción de hidrógeno, junto con la biomasa necesaria. La biomasa también puede ser la materia prima para una planta de pirólisis. Todo el bio-CO2 es capturado, lo cual proporciona una doble “bonificación” si se utiliza de una manera sostenible o si se almacena. Los procesos individuales que tienen lugar en las cajas en las tres columnas de más a la izquierda de la figura 4 no se explican en detalle dado que como tales no son parte de la presente invención. Lo que es importante en el presente contexto es como el método de acuerdo con la presente invención permite una interacción íntima con dichos procesos a través del suministro de cantidades adaptadas de energía requerida en las tres formas mencionadas varias veces anteriormente.
La figura 5 ilustra un sistema de producción de energía e hidrógeno autónomo integrado en una planta de producción de biogás.
La figura 5 muestra cómo una planta de producción de energía eléctrica, calor e hidrógeno combinada de acuerdo con la presente invención puede dar el calor necesario para el calentamiento inicial de residuos orgánicos/lodos de depuradora con propósitos de secado y otro uso en el lugar, electricidad para el lugar de producción de biogás total (incluyendo la potencia necesaria para la captura de CO2 desde el biogás) y para la venta a la red eléctrica local e hidrógeno para la producción de biometanol, basándose en CO2 del biogás y/o del sistema de producción de energía e hidrógeno autónomo.
El biometano (del biogás) se puede utilizar para la producción de hidrógeno. Si, sin embargo, el CO2 se separa del biogás para la producción de metano de grado para vehículos, este metano podría muy posiblemente utilizarse directamente en el sector del transporte. El combustible o el gas de síntesis para la planta de producción de energía de hidrógeno podrían realizarse a partir de biomasa adecuada. De nuevo, todo el bio-CO2 es capturado, dando una doble “bonificación” si se utiliza o almacena. Y de nuevo, los procesos individuales en el lado a mano izquierda del dibujo no son explicados en detalle en este caso, dado que los mismos como tales no son parte de la presente invención. La parte interesante en el presente contexto es la habilidad del método de acuerdo con la presente invención de adaptarse a dichos sistemas complejos de unidades de proceso que demandan energía, proporcionando una entrega sostenible de energía en las formas requeridas por cada proceso.
Una planta de producción total para gasificación basada en extracción de betún integrada y una instalación de mejora, basadas en la presente invención, pueden por tanto lograr la combinación óptima de las cantidades necesarias de calor, electricidad e hidrógeno, adaptadas para cualquier proyecto de petróleo pesado/betún. El proceso total es además energéticamente autosuficiente basándose en gas de síntesis a partir de coque de petróleo gasificado/residuo de mejora (o betún no tratado) con una captura de CO2 integrada muy eficiente energéticamente.
Debería observarse adicionalmente que la flexibilidad o versatilidad del sistema total también se aplica a aplicaciones donde el carbón, la biomasa o el residuo orgánico, o cualquier otro material que contenga carbono para esa materia, constituye la fuente de energía principal.
En algunos modos de realización preferidos de la invención, el gas carbonoso es un gas de síntesis. En otros modos de realización preferidos, el gas carbonoso es un gas natural u otros gases ricos en metano.
El gas de síntesis y/o el gas natural se pueden derivar de cualquier fuente, pero se prefiere que se deriven al menos parcialmente por una recuperación de o una mejora de petróleo pesado, betún u otros combustibles que contienen carbono donde el requisito de calor para la mejora se proporciona al menos parcialmente mediante al menos una SOFC. La mejora mencionada normalmente incluye una gasificación.
Dependiendo del tipo de absorbedor utilizado en el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno, se suministra normalmente agua al sistema de reactor junto con el gas de alimentación, aunque los dos no necesitan combinarse o mezclarse antes de ser cargados en el sistema de reactor.
El calor requerido para el reactor de regeneración del sistema de reactor de formación de gas hidrógeno es normalmente, al menos parcialmente, proporcionado por al menos una SOFC.
En algunos modos de realización, el gas de síntesis se deriva al menos parcialmente de biomasa o puede producirse reformando gas natural.
En algunos modos de realización, el gas carbonoso es un gas rico en metano (“gas natural”), que se deriva de una o más de las fuentes de biomasa y residuos orgánicos. La fracción de gas natural que se recarga en el SOFC principal, puede en algunos modos de realización ser reformada primero a gas de síntesis.
Para obtener la versatilidad del proceso deseada, la relación entre el primer flujo de gas de alimentación y el segundo flujo de gas de alimentación se hace de acuerdo con la necesidad de hidrógeno en la aplicación en cuestión.
El sistema de reactor de formación de gas hidrógeno se elige entre: a) un sistema de reactor que comprende dos reactores en paralelo, cada uno que funciona de forma intermitente en modo de producción y en modo de regeneración de absorbedor respectivamente, y b) un sistema de reactor que comprende dos reactores en serie, el primer reactor que funciona de forma continua en el modo de producción y el segundo reactor que funciona de forma continua en el modo de regeneración de absorbedor.
La temperatura en el modo de producción del sistema de reactor de formación de gas hidrógeno se mantiene normalmente entre 500 y 650 °C. La temperatura en el modo de regeneración de absorbedor se mantiene normalmente entre 800 y 950 °C. La presión en el modo de regeneración de absorbedor se mantiene a un nivel inferior que la presión en el modo de producción. En la versión preferida de la presente invención el calor, la energía eléctrica y el hidrógeno necesarios se entregan mediante una instalación de “calor y potencia combinados” (CHP) de SOFC, alimentada directamente por gas de síntesis, combinada con una unidad de producción de hidrógeno separada, basada en gas de síntesis como alimentación. En la unidad de producción de hidrógeno se captura CO2 mediante un absorbente de CO2 (por ejemplo, CaO) mientras que el CO2 de la SOFC-CHP se captura mediante un método posterior a la combustión eficiente en energía y costes. (Una versión opcional es alimentar de combustible o alimentar una parte dedicada de los apilamientos de SOFc con hidrógeno).
Ejemplos cuantitativos
La siguiente tabla ilustra la versatilidad del presente método, mostrando
Figure imgf000008_0001
Los cálculos se basaron en gas de síntesis producido por el carbono de reacción con agua:
C+H2O=>CO+H2
La producción de electricidad es dada por:
Producción de electricidad = 4*F* Tensión de pila*utilización de combustible en pila de combustible*(1 división) donde F = constante de Faraday y división = Fracción a reactor de formación de gas H2
La producción de hidrógeno es dada por:
Producción de hidrógeno = División*2*dH_H2
donde dH_H2 = valor de calentamiento de H2.
La producción de calor neto es dada por:
Calor = dH_C - Producción de electricidad - Producción de hidrógeno
donde dH_C es el valor de calentamiento del carbono.
Los ejemplos anteriores ilustran la versatilidad del dispositivo de acuerdo con la presente invención sin comprobar su barrera. Por tanto, se muestra una variación en la producción de calor (relativamente) de un 0% a un 63% de la energía total producida; una variación en la producción de H2 relativa abarca de un 13 a un 89% mientras que la energía en forma de electricidad se ilustra en cantidades relativas entre un 8 y un 67%.
El método descrito proporciona una producción sostenible y únicamente versátil de energía a partir de varias fuentes de energía de las que dependerá el hombre en un futuro inmediato, del cual la habilidad de capturar y controlar todo el CO2 producido es un aspecto esencial aunque no decisivo.

Claims (15)

  1. REIVINDICACIONES
    I. Método para la producción simultánea de energía eléctrica, gas hidrógeno y calor caracterizado porque comprende: 1. dividir de forma continua un flujo de gas que comprende al menos un gas de síntesis y un gas natural en un primer flujo de gas de alimentación y un segundo flujo de gas de alimentación,
    ii. cargar el primer gas de flujo de alimentación en una pila de combustible de óxido sólido primaria para producir electricidad y calor y CO2,
    iii. cargar el segundo flujo de alimentación de gas junto con agua, en un sistema de reactor de formación de gas hidrógeno para producir hidrógeno y CO2, el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno que se dispone en paralelo con la pila de combustible de óxido sólido,
    iv. suministrar calor al sistema de reactor de formación de gas hidrógeno al menos parcialmente por el calor desarrollado en al menos una pila de combustible de óxido sólido,
    v. capturar el CO2 formado en el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno mediante el uso de un absorbente.
  2. 2. Método como el reivindicado en la reivindicación 1, en donde al menos parte del gas formado es cargado en una pila de combustible de óxido sólido secundaria para producir electricidad y calor, por lo tanto reduciendo la cantidad neta de gas hidrógeno formado y/o capturando el CO2 formado en la pila de combustible de óxido sólido primaria mediante el quemado de los gases de postcombustión en oxígeno puro y secando el gas de escape.
  3. 3. Método como el reivindicado en la reivindicación 2, en donde el gas de síntesis es derivado al menos parcialmente mediante la recuperación de y la mejora de petróleo pesado, betún u otros combustibles que contienen carbono en donde el requisito de calor para la mejora es proporcionado al menos parcialmente por al menos una pila de combustible de óxido sólido.
  4. 4. Método como el reivindicado en la reivindicación 3, en donde los productos residuales de la mejora se someten a gasificación.
  5. 5. Método como el reivindicado en una cualquiera de las reivindicaciones 1-3, en donde el gas de síntesis se deriva al menos parcialmente de biomasa.
  6. 6. Método como el reivindicado en una cualquiera de las reivindicaciones 1-3, en donde el gas de síntesis se produce mediante el reformado de gas natural, el calor requerido para el reformado que es proporcionado al menos parcialmente por al menos una pila de combustible de óxido sólido.
  7. 7. Método como el reivindicado en la reivindicación 6, en donde el gas se deriva de al menos una de las fuentes de biomasa o de residuos orgánicos.
  8. 8. Método como el reivindicado en la reivindicación 6, en donde la fracción de gas natural que se carga en la SOFC primaria, se reforma primero a gas de síntesis, el calor requerido para el reformado que es proporcionado al menos parcialmente por al menos una pila de combustible de óxido sólido.
  9. 9. Método como el reivindicado en una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la relación entre el primer flujo de gas de alimentación y el segundo flujo de gas de alimentación se realiza de acuerdo con la necesidad de hidrógeno en la aplicación en cuestión.
  10. 10. Método como el reivindicado en la reivindicación 1, en donde el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno se elige entre: a) un sistema de reactor que comprende dos reactores en paralelo, cada uno que funciona de forma intermitente en modo de producción y en modo de regeneración de absorbedor respectivamente, y b) un sistema de reactor que comprende dos reactores en serie, el primer reactor que funciona de forma continua en modo de producción y el segundo reactor que funciona de forma continua en modo de regeneración de absorbedor.
  11. I I . Método como el reivindicado en la reivindicación 10, en donde la temperatura en el modo de producción se mantiene entre 500 y 650 °C.
  12. 12. Método como el reivindicado en la reivindicación 10, en donde la temperatura en el modo de regeneración de absorbedor se mantiene entre 800 y 950 °C.
  13. 13. Método como el reivindicado en la reivindicación 10, en donde la presión en el modo de regeneración de absorbedor se mantiene a un nivel inferior que la presión en el modo de producción.
  14. 14. Dispositivo para la producción simultánea de energía eléctrica, gas hidrógeno y calor, caracterizado porque comprende:
    - medios para suministrar un gas que comprende al menos un gas de síntesis y un gas natural,
    - medios para dividir dicho gas en un primer flujo de gas de alimentación y un segundo flujo de gas de alimentación de cantidades relativas variables,
    - medios para cargar el primer flujo de gas de alimentación a una pila de combustible de óxido sólido primaria, la pila de combustible de óxido sólido dispuesta para recibir el primer flujo de gas de alimentación de dicho gas para producir electricidad, calor y CO2,
    - medios para cargar el segundo flujo de gas de alimentación junto con agua, en un sistema de reactor de formación de gas hidrógeno, el sistema de formación de gas hidrógeno dispuesto en paralelo con la pila de combustible de óxido sólido,
    - medios para capturar CO2 formado en el sistema de reactor de formación de gas hidrógeno mediante el uso de un absorbente,
    - medios para suministrar calor desarrollado en la pila de combustible de óxido sólido al sistema de reactor de formación de gas hidrógeno.
  15. 15. Dispositivo como el reivindicado en la reivindicación 14, que además comprende otra pila de combustible de óxido sólido dispuesta para recibir hidrógeno para producir electricidad y calor.
ES10839840T 2009-12-22 2010-11-03 Método y dispositivo para la producción simultánea de energía en las formas de electricidad, calor y gas hidrógeno Active ES2885227T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20093575A NO332984B1 (no) 2009-12-22 2009-12-22 Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass
PCT/NO2010/000400 WO2011078681A1 (en) 2009-12-22 2010-11-03 Method and device for simultaneous production of energy in the forms electricity, heat and hydrogen gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2885227T3 true ES2885227T3 (es) 2021-12-13

Family

ID=44195972

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES10839840T Active ES2885227T3 (es) 2009-12-22 2010-11-03 Método y dispositivo para la producción simultánea de energía en las formas de electricidad, calor y gas hidrógeno

Country Status (13)

Country Link
US (1) US10749196B2 (es)
EP (1) EP2516325B8 (es)
JP (1) JP5792187B2 (es)
CN (1) CN102762493B (es)
AU (1) AU2010335047B2 (es)
BR (1) BR112012017720B1 (es)
CA (1) CA2784876C (es)
DK (1) DK2516325T3 (es)
EA (1) EA025121B1 (es)
ES (1) ES2885227T3 (es)
NO (1) NO332984B1 (es)
WO (1) WO2011078681A1 (es)
ZA (1) ZA201204590B (es)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO343140B1 (no) * 2013-06-14 2018-11-19 Zeg Power As Fremgangsmåte for bærekraftig energiproduksjon i et kraftverk som omfatter en fastoksid brenselcelle
NO345296B1 (en) * 2016-07-14 2020-11-30 Zeg Power As Method and power plant comprising a Solid Oxide Fuel Cell (SOFC) for production of electrical energy and H2 gas
CN108865276A (zh) * 2018-06-27 2018-11-23 华电电力科学研究院有限公司 一种结合生物质利用的多能互补综合供能系统及供能方法
US20220306559A1 (en) * 2019-06-18 2022-09-29 Haldor Topsøe A/S Biogas upgrading to methanol
NO345216B1 (en) 2019-08-28 2020-11-09 Zeg Power As Hydrogen-fuelled gas turbine power system and method for its operation
CA3157960A1 (en) * 2019-11-11 2021-05-20 Kevin S. KUNG System and method for the control of biomass conversion systems
CN112259758B (zh) * 2020-09-18 2022-10-04 武汉船用电力推进装置研究所(中国船舶重工集团公司第七一二研究所) 一种零排放船用冷热电联供机组及其使用方法
US20220252341A1 (en) * 2021-02-05 2022-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Method and system for decarbonized lng production
US11805706B2 (en) 2021-03-04 2023-10-31 Tdk Corporation Magnetoresistance effect element and magnetic memory
EP4323308A1 (en) 2021-04-15 2024-02-21 Iogen Corporation Process and system for producing low carbon intensity renewable hydrogen
CA3214954A1 (en) 2021-04-22 2022-10-27 Patrick J. Foody Process and system for producing fuel
CN114032570B (zh) * 2021-12-01 2022-10-28 浙江大学 碳辅助固体氧化物电解池
WO2023097403A1 (en) * 2021-12-03 2023-06-08 Iogen Corporation Hybrid-electric process and/or system for producing hydrogen
CA3238331A1 (en) * 2021-12-03 2023-06-08 Brian Foody Biomethane and/or hydrogen produced from biomass having reduced lifecycle greenhouse gas emissions
WO2023192588A1 (en) * 2022-03-31 2023-10-05 Ciccarello Leon Apparatus and method for a combined heat and power facility
US11807530B2 (en) 2022-04-11 2023-11-07 Iogen Corporation Method for making low carbon intensity hydrogen

Family Cites Families (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3000118B2 (ja) * 1992-08-04 2000-01-17 運輸省船舶技術研究所長 固体酸化物燃料電池を用い電力発生と同時に二酸化炭素を分離回収する方法
EP1024111A1 (en) * 1999-01-19 2000-08-02 Chinese Petroleum Corporation Process and apparatus for producing high purity hydrogen
US6790430B1 (en) 1999-12-09 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Hydrogen production from carbonaceous material
US6821501B2 (en) 2001-03-05 2004-11-23 Shell Oil Company Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system
CA2439773C (en) * 2001-03-05 2010-12-07 Shell Canada Limited Apparatus and process for the production of hydrogen
JP2002334714A (ja) * 2001-05-09 2002-11-22 Tokyo Gas Co Ltd 燃料電池を組み込んだ水素製造システム
US7550218B2 (en) 2001-10-11 2009-06-23 Airbus Deutschland Gmbh Apparatus for producing water onboard of a craft driven by a power plant
DE10216361B4 (de) * 2001-10-11 2004-08-05 Airbus Deutschland Gmbh Verfahren zur Effizienzsteigerung und Verminderung von Abgasen bei Brennstoffzellensystemen
US7208239B2 (en) * 2001-10-11 2007-04-24 Airbus Deutschland Gmbh Fuel cell system and method with increased efficiency and reduced exhaust emissions
AUPS193402A0 (en) * 2002-04-23 2002-05-30 Ceramic Fuel Cells Limited Method of operating a fuel cell
US7753973B2 (en) * 2002-06-27 2010-07-13 Galloway Terry R Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions
GB0221304D0 (en) 2002-09-13 2002-10-23 Prototech As Co-production of hydrogen
JP3924243B2 (ja) * 2002-12-18 2007-06-06 三菱重工業株式会社 燃料電池複合発電システム
JP4463803B2 (ja) * 2003-02-24 2010-05-19 テキサコ ディベラップメント コーポレイション Co2固定を伴うディーゼルスチームリフォーミング
US6942719B2 (en) * 2003-06-30 2005-09-13 The Boeing Company Methods and systems for pressure swing regeneration for hydrogen generation
US20050003247A1 (en) * 2003-07-01 2005-01-06 Ai-Quoc Pham Co-production of hydrogen and electricity using pyrolysis and fuel cells
JP4476581B2 (ja) * 2003-08-07 2010-06-09 日本電信電話株式会社 燃料電池発電システムとその燃料電池発電システムの制御法とその制御法を実現する制御プログラムとその制御プログラムを記録した記録媒体
JP4753168B2 (ja) * 2003-11-17 2011-08-24 猛央 山口 炭化水素改質水素製造システム
US20050123810A1 (en) * 2003-12-09 2005-06-09 Chellappa Balan System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
JP4620399B2 (ja) * 2004-03-19 2011-01-26 日本電信電話株式会社 燃料電池発電システムの制御方法
US20050229489A1 (en) * 2004-04-19 2005-10-20 Texaco Inc. Apparatus and method for hydrogen generation
JP2005317347A (ja) * 2004-04-28 2005-11-10 Sharp Corp 燃料電池システム
US8231068B2 (en) * 2004-06-16 2012-07-31 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Dry, low nitrous oxide calciner injector
WO2008030394A2 (en) * 2006-09-06 2008-03-13 Bloom Energy Corporation Flexible fuel cell system configuration to handle multiple fuels
JP2008108619A (ja) * 2006-10-26 2008-05-08 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 燃料電池発電システムとその二酸化炭素回収方法
WO2008058400A1 (en) 2006-11-14 2008-05-22 The University Of Calgary Catalytic down-hole upgrading of heavy oil and oil sand bitumens
JP4914273B2 (ja) * 2007-04-02 2012-04-11 日本電信電話株式会社 水素製造方法および水素製造システム
EP2223371A1 (en) * 2007-12-17 2010-09-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Fuel cell-based process for generating electrical power
US8349504B1 (en) * 2009-03-24 2013-01-08 Michael John Radovich Electricity, heat and fuel generation system using fuel cell, bioreactor and twin-fluid bed steam gasifier
JP2010254485A (ja) * 2009-04-21 2010-11-11 Kurimoto Ltd 電動車椅子、電動カートの水素ボンベへの水素製造充填装置
ES2630217T3 (es) * 2009-09-08 2017-08-18 The Ohio State University Research Foundation Integración de reformación/división de agua y sistemas electromagnéticos para generación de energía con captura de carbono integrada

Also Published As

Publication number Publication date
US20120270119A1 (en) 2012-10-25
CN102762493B (zh) 2017-02-08
BR112012017720B1 (pt) 2021-02-23
EP2516325B8 (en) 2021-08-11
WO2011078681A1 (en) 2011-06-30
EP2516325B1 (en) 2021-07-07
EA025121B1 (ru) 2016-11-30
NO20093575A1 (no) 2011-06-23
CA2784876C (en) 2017-05-23
JP2013515344A (ja) 2013-05-02
US10749196B2 (en) 2020-08-18
EP2516325A4 (en) 2016-12-14
ZA201204590B (en) 2013-02-27
EA201290340A1 (ru) 2013-06-28
NO332984B1 (no) 2013-02-11
AU2010335047B2 (en) 2013-09-26
DK2516325T3 (da) 2021-09-13
CA2784876A1 (en) 2011-06-30
BR112012017720A2 (pt) 2020-08-18
JP5792187B2 (ja) 2015-10-07
AU2010335047A1 (en) 2012-07-12
EP2516325A1 (en) 2012-10-31
CN102762493A (zh) 2012-10-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2885227T3 (es) Método y dispositivo para la producción simultánea de energía en las formas de electricidad, calor y gas hidrógeno
Muradov Low to near-zero CO2 production of hydrogen from fossil fuels: Status and perspectives
US9045337B2 (en) Waste material, coal, used tires and biomass conversion to alternative energy and synthetic fuels solutions system with carbon capture and liquefaction
ES2656057T3 (es) Procedimiento de gasificación de carga de materia carbonada con rendimiento mejorado
ES2388114T3 (es) Un método de producción de hidrógeno
ES2678400T3 (es) Planta de producción industrial con emisión mínima de gases de invernadero, particularmente emisión de dióxido de carbono, y método para la operación de la misma
ES2648258T3 (es) Procedimiento de conversión termoquímica de una carga carbonada en gas de síntesis que contiene principalmente H2 y CO
KR20100116540A (ko) 대체 천연 가스 발생을 위한 방법 및 장치
BRPI0418977B8 (pt) processo para converter material carbonífero em gases energéticos e sistema para produzir um gás sintético
US20110124748A1 (en) Coal and Biomass Conversion to Multiple Cleaner Energy Solutions System producing Hydrogen, Synthetic Fuels, Oils and Lubricants, Substitute Natural Gas and Clean Electricity
DK3063255T3 (en) EQUIPMENT AND PROCEDURE FOR PRODUCING NATURAL GAS REPLACEMENT AND NETWORK CONTAINING THIS
Moneti et al. Simulations of a plant with a fluidized bed gasifier WGS and PSA
WO2023097403A1 (en) Hybrid-electric process and/or system for producing hydrogen
US11034901B2 (en) Plant and method for generating negative emissions of CO2
Ahmad et al. Simulation of integrated pressurized steam gasification of biomass for hydrogen production using Icon
Kumar et al. Coal for Hydrogen Production and Storage
JP2010159193A (ja) 水素製造装置および水素製造方法
JP2011020863A (ja) 炭素循環型水素製造システム及びその利用方法
Qiu et al. Hydrogen Production
Tacconi Gassificazione di biomasse, pulizia e condizionamento del gas prodotto per la produzione di biocombustibili ed energia
KR20160033303A (ko) 석탄을 이용한 전기와 기름 생산 방법 및 장치
van der Meijden et al. International Gas Union Research Conference 2014-Production of BIO Methane.
Topper et al. Clean coal technologies
Sonnois 4.1 THERMAL POWER PLANTS (GAS AND COAL)
JP2015040291A (ja) ガス改質システムの起動装置及び方法