JP2009509907A - 水素ガス生成方法及び装置 - Google Patents

水素ガス生成方法及び装置 Download PDF

Info

Publication number
JP2009509907A
JP2009509907A JP2008533382A JP2008533382A JP2009509907A JP 2009509907 A JP2009509907 A JP 2009509907A JP 2008533382 A JP2008533382 A JP 2008533382A JP 2008533382 A JP2008533382 A JP 2008533382A JP 2009509907 A JP2009509907 A JP 2009509907A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
reactor
gas
carbon dioxide
hydrogen
hydrogen sulfide
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
JP2008533382A
Other languages
English (en)
Inventor
ルッド，ジェームズ・アンソニー
モライソン，ジェニファー・リン
シック，ルイス・アンドリュー
クー，アンソニー・ユ−チャン
リュウ，ケ
クルカルニ，パラグ・プラカッシュ
リゼク，ジョージ・アール
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of JP2009509907A publication Critical patent/JP2009509907A/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
    • F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • B01D53/229—Integrated processes (Diffusion and at least one other process, e.g. adsorption, absorption)
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
    • B01J19/2475—Membrane reactors
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/02—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds
    • B01J8/06—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds in tube reactors; the solid particles being arranged in tubes
    • B01J8/067—Heating or cooling the reactor
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/06—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents
    • C01B3/12—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C01B3/16—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/56—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/82—Gas withdrawal means
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2313/00—Details relating to membrane modules or apparatus
    • B01D2313/22—Cooling or heating elements
    • B01D2313/221—Heat exchangers
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2325/00—Details relating to properties of membranes
    • B01D2325/22—Thermal or heat-resistance properties
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/00008—Controlling the process
    • B01J2208/00017—Controlling the temperature
    • B01J2208/00106—Controlling the temperature by indirect heat exchange
    • B01J2208/00115—Controlling the temperature by indirect heat exchange with heat exchange elements inside the bed of solid particles
    • B01J2208/00141—Coils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0959—Oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0973—Water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/165—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a gas turbine or gas motor
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1687—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with steam generation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/72—Application in combination with a steam turbine
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

水素ガスを生成する装置は反応器を備える。反応器は触媒、触媒と流体連通した膜及び反応器に統合された熱交換器を含む。
【選択図】 図２

Description

本発明は、一般にガス分離プロセスに関し、特に水素を生成するための合成ガス変換及び精製に関する。
石炭ガス化装置に続く合成ガス変換及び精製のプロセスは、石炭から電気を生産する石炭ガス化コンバインドサイクル（ＩＧＣＣ＝integrated gasification combined cycle）発電プラントに使用することができる。また、石炭から水素及び電気のような複数の生成物を生産するＩＧＣＣ方式複合発電プラントにも使用でき、さらに二酸化炭素分離を含むプラントにも有用である。また、電気の生産や複合発電に使用可能な他の炭化水素由来の合成ガス、例えば天然ガス、重油、バイオマス、その他の硫黄含有重炭素燃料に由来する合成ガスの精製にも適用できる。
周知の「石炭から水素（Ｈ2）及び電気」を得る技術（即ち、ＩＧＣＣ発電プラント又は石炭ガス化方式複合発電プラント）の実用化は、石炭中に存在する硫黄のような最もやっかいな不純物の除去に関連した資本コストが高いことで妨げられている。水素燃料についての厳格な純度要件やガスタービンについての燃料仕様は一般に、一酸化炭素（ＣＯ）変換、硫黄除去、二酸化炭素（ＣＯ2）除去及び最終ガス仕上げを達成する一連のクリーンアップ単位操作を用いることで満たされる。生成した合成ガスをコンバインドサイクルプラントに送り、電気を生産することができる。合成ガスは化学薬品及び燃料を製造する原料であるので、電気及び化学生成物を複合的に生成する目的でコンバインドサイクル発電プラントと化学反応器とを統合した複合発電プラントに使用することもできる。化学生成物には、水素、アンモニア、メタノール、ジメチルエーテルや、Ｆｉｓｃｈｅｒ−Ｔｒｏｐｓｃｈ法ガソリン及びディーゼル燃料がある。ＣＯ2リッチな流れは圧縮し、隔離（地中埋蔵）に付すことができる。
一部の公知の合成ガスクリーンアップ技術は、各不純物を別個の単位操作で除去することに着目している。ガス化装置から出てくる原料燃料ガスは、冷却し、粒状物を除去した後、一連の硫黄除去ユニット及び水−ガスシフト（ＷＧＳ）反応器に送られる。これらの単位操作は合成ガス中に存在するＣＯ及びＨ2ＯをＣＯ2及びＨ2に変換し、これにより高圧原料燃料ガス流れに濃縮する。濃縮してしまえば、流れ中に存在するＣＯ2及び硫黄は、アミンを用いる低温吸収プロセスにより除去することができる。つぎにＣＯ2を乾燥し、パイプライン輸送に適当な過臨界状態に圧縮する。アミン使用ユニットからのクリーンな燃料ガスは、この段階ではＨ2に富み、その一部を燃焼タービンで直接燃焼するか、他の複合発電システムで使用する。廃熱をプロセスから回収し、スチームタービンに供給するスチームを昇温するのに使用する。クリーンな流れの一部をさらに精製して、燃料品位のＨ2生成物を生成することができる。しかし、各ユニットの操作要求及びパラメータが異なるので、公知のクリーンアップ技術は高い経費を要するものとなる。さらに、使用する単位操作の数が多いので、公知のクリーンアップ技術は一般にプラント内に大きな設置面積を必要とする。例えば、少なくともいくつかの公知ユニットは溶剤を再生し汚染物を回収する補助的要求を伴う。公知のユニットは、ガス流れの冷却を必要とする低温プロセスを含み、その結果エネルギー損や効率低下になる。
米国特許第６９１１０５７号明細書 米国特許第６６６９９１７号明細書 米国特許第６６６７０２２号明細書 米国特許第６０９０３１２号明細書 米国特許第６５９２６４１号明細書 米国特許出願公開第２００４−００６１０９４号明細書 米国特許出願公開第２００４−００４０７１５号明細書 米国特許出願公開第２００４−００４７７９９号明細書 米国特許出願公開第２００４−０１２９１３５号明細書 欧州特許出願公開第１３６４９１０号明細書 国際公開第２００７／０７０４７０号パンフレット Bracht M et al., "Water gas shift membrane reactor for CO2 control in IGCC systems: techno-economic feasibility study" Energy Conversion and Management, Elsevier Science Publishers, Oxford, GB, vol. 38, no. 1001, 1997, pages S159-S164
第１の態様では、水素ガスを生成する装置が提供される。本装置は、反応器を備え、該反応器は触媒及び触媒と流体連通した膜（メンブラン）を含む。反応器は、反応器に統合された熱交換器も含む。
第２の態様では、燃料源から水素を分離する方法が提供される。本方法は、ガス化プロセスから第１ガス状燃料混合物を形成し、第１ガス状燃料混合物を、触媒と流体連通した二酸化炭素及び硫化水素選択膜を含む水−ガスシフト反応器に流す工程を含む。このとき触媒を熱交換器により冷却する。本方法はさらに、第１ガス状燃料混合物より多量の水素を含有する第２ガス状燃料混合物を形成し、第２ガス状燃料混合物から二酸化炭素及び硫化水素の少なくとも一方を除去する工程を含む。
第３の態様では、プラントが提供される。本プラントは、硫化カルボニル加水分解ユニットに連結された、燃料ガス混合物を生成するガス化ユニットと、水素及び二酸化炭素を生成する構成の水−ガスシフト反応器とを備える。反応器は、触媒、触媒と流体連通した耐熱性の二酸化炭素及び硫化水素選択膜及び反応器に統合された熱交換器を備える。本プラントはさらに、電気を生産する構成のコンバインドサイクル発電ユニットを備える。
図１は、二酸化炭素（ＣＯ2）分離並びに水素ガス（Ｈ2）及び電気生成用石炭ガス化コンバインドサイクル（ＩＧＣＣ）複合発電プラント１０を示す線図である。プラント１０は、石炭、酸素含有物質及び高温スチーム又は水を受け取り、合成ガス１４を生成するガス化ユニット１２を含む。ガス化ユニット１２は、熱及び粒状物を除去する構成の一連の合成ガス冷却器１６と流通関係にあり、また合成ガス１４中の硫化カルボニル（ＣＯＳ）を硫化水素（Ｈ2Ｓ）に変換する構成のＣＯＳ加水分解ユニット１８と流体連通した。合成ガス１４はつぎに公知の合成ガスクリーンアップセクション２０で処理される。図示例では、クリーンアップセクション２０は、６つの個別の単位操作を含み、具体的には高温シフト（ＨＴＳ）反応器２２、低温シフト（ＬＴＳ）反応器２４、Ｈ2Ｓ分離ユニット２６、溶剤再生（Ｃｌａｕｓ／Ｓｃｏｔプロセス）ユニット２８、ＣＯ2回収ユニット３０及び圧力スイング吸着（ＰＳＡ＝pressure swing adsorption）ユニット３２を含む。ＨＴＳ反応器２２は、高温（約３００〜４００℃）操作に最適化された触媒を含み、ＬＴＳ反応器２４は低温（約２００℃）操作に最適化された触媒を含む。
操作中、熱力学的に限定された水−ガスシフト反応（ＣＯ＋Ｈ2Ｏ⇔ＣＯ2＋Ｈ2）が一酸化炭素（ＣＯ）をＣＯ2に変換するが、ＣＯ2の存在下で終点まで進行しないので、合成ガス１４中に約１％のＣＯが残る。つぎに合成ガス１４を約５０℃まで冷却し、合成ガス１４中に存在するスチームの大部分を、塩化水素（ＨＣｌ）及び／又はアンモニア（ＮＨ3）（これらに限らない）のような水溶性酸ガスとともに、凝縮する。通常つぎに、Ｈ2Ｓ分離ユニット２６において物理的もしくは化学的吸収プロセスを用いて、Ｈ2Ｓを除去する。いずれのＨ2Ｓ除去プロセスも、溶剤を使用しなければならず、その溶剤を溶剤再生ユニット２８で再生し、元素状硫黄（Ｓ）を生成する。Ｈ2Ｓ分離ユニット２６から出てくるガスはＣＯ2回収ユニット３０に入り、ここでＨ2Ｓ分離ユニット２６で用いたのと同様の溶剤を用いて、ＣＯ2ガス３４を除去する。ＣＯ2回収後、合成ガス１４はＰＳＡユニット３２に入り、ここで残存不純物を効果的に除去し、純度約９９．９９％のＨ2ガス３６を生成する。ＰＳＡユニット３２からは残留燃料ガス及びＨ2ガス３８も得られ、これは、燃焼タービン４２及び熱回収スチーム発生器４４を含むコンバインドサイクル発電ユニット４０により使用されて電気４６を生産する。
図２は、ＣＯ2分離並びにＨ2及び電気生成用ＩＧＣＣ複合発電プラント１００を示す線図である。このＩＧＣＣプラント１００は図１に示したＩＧＣＣプラント１０と同様であり、ＩＧＣＣプラント１０の構成要素と同じＩＧＣＣプラント１００の構成要素は、図２において、図１で用いたのと同じ参照符号を用いて同定してある。
図示の実施形態において、ＩＧＣＣプラント１００は、統合された高温合成ガスクリーンアップセクション１０４を通して合成ガス１４を処理する構成である。統合セクション１０４は、一連の６工程の資本集約的プロセスを単一の単純操作に併合している。具体的には、統合セクション１０４は、シフト反応触媒１０８と、積極的冷却用熱交換器１１０と、耐熱性膜１１２とを含む水−ガスシフト反応器１０６を含む。統合セクション１０４では水−ガスシフト反応とＣＯ2分離が反応器１０６内で生起する。
図示の実施形態において、反応器１０６は、複数の入力チャンネル１１６及び複数の出力チャンネル１１８を含むシェル１１４を備える。反応器１０６は、第１入力チャンネル１１６から合成ガス１４を受け入れるよう構成されている。合成ガス１４は反応器１０６に入る際、約２５０℃〜３００℃の温度である。
図示の実施形態において、シフト反応器触媒１０８はＣＯをＣＯ2に変換する構成である。一実施形態では、シフト反応器触媒１０８は鉄（Ｆｅ）及び鉄クロム（Ｆｅ−Ｃｒ）合金を含む。別の実施形態では、シフト反応器触媒１０８は、貴金属触媒、例えばパラジウム（Ｐｄ）、白金（Ｐｔ）、ロジウム（Ｒｈ）、白金レニウム（Ｐｔ−Ｒｅ）などを酸化セリウム（ＣｅＯ2）や酸化アルミニウム（Ａｌ2Ｏ3）のような表面積の大きいセラミックに担持したものである。一実施形態では、熱交換器１１０及び膜１１２が触媒１０８内に実質的に封入されるように、触媒１０８がシェル１１４内に充填される。
合成ガス１４がシェル１１４内の触媒１０８を通過するにつれて、発熱性の水−ガスシフト反応（ＣＯ＋Ｈ2Ｏ⇔ＣＯ2＋Ｈ2）がＣＯをＣＯ2に変換する。熱交換器１１０は、触媒１０８を積極的に冷却することにより、発熱シフト反応から過剰な熱を除去する作用をなす。触媒１０８、熱交換器１１０、膜１１２は、２つの単位操作、即ち（図１に示す）ＨＴＳユニット２０及びＬＴＳユニット２２を反応器１０６内での１つの操作に統合する。
図示の実施形態において、膜（メンブラン）１１２はＣＯ2選択性であり、水−ガスシフト反応器１０６で生成されたＣＯ2を連続的に除去し、ＣＯのＣＯ2への平衡的変換がほぼ完全なＣＯ除去（Ｈ2生成物中のＣＯ約１０ｐｐｍ）まで進行するのを可能にする。膜１１２は触媒１０８内に実質的に封入されているので、水−ガスシフト反応で生成したＣＯ2がＨ2流１２６から除去される。膜１１２はＨ2Ｓ選択性でもあり、Ｈ2Ｓを連続的に除去し、かくしてＨ2生成物中のＨ2Ｓの低レベル（＜１００ｐｐｂ）を容易に達成する。さらに、膜１１２は高温で操作可能である。例えば、一実施形態では、膜１１２は高温、即ち約２５０〜５００℃で操作可能であり、これは図１と比較して５０℃〜２５０℃又はそれ以上の温度上昇である。操作温度の上昇は、冷却及び再加熱に伴うエネルギー損失を軽減することができる。統合セクション１０４は約２５０℃〜５００℃の温度で作動する。適当な膜は米国特許出願第１１／２６３，１６５号「Methods And Apparatus For Hydrogen Gas Production」（代理人整理番号１６２６５２／２）に記載されている。
操作中、図示の実施形態において、ＣＯ2及びＨ2Ｓが膜を通過し、複数の膜チューブ１２０の中心に入る。低品質スチーム又はスイープガス１２２を反応器１０６に第２入力チャンネル１１６から導入して、ＣＯ2及びＨ2Ｓを反応器１０６から第１出力チャンネル１１８に第１分離流１２４として除去する。第１分離流１２４はＣＯ2及びＨ2Ｓが富化されている。処理された合成ガス１４の大部分は反応器１０６から第２出力チャンネル１１８に第２流１２６として流出する。第２流１２６は、スチームとＨ2からなり、ＣＯ2及びＨ2Ｓに乏しい。別の実施形態では、ＣＯ2が第１ＣＯ2選択膜１１２を通過し、この場合、第１スイープガス１２２を導入してＣＯ2を反応器１０６からＣＯ2富化流として除去する。また、Ｈ2Ｓが第２Ｈ2Ｓ選択膜１１２を通過し、この場合第２スイープガス１２２を導入してＨ2Ｓを反応器１０６からＨ2Ｓ富化流として除去する。処理された合成ガス１４の大部分はＣＯ2及びＨ2Ｓに乏しい第３のＨ2含有流として流出する。
別の実施形態では、膜１１２は２つの別個の材料、即ちＣＯ2選択性である第１の材料と、Ｈ2Ｓ選択性である第２の材料から構成することができる。この実施形態では、ＣＯ2選択膜は、触媒１０８内に実質的に封入される。Ｈ2Ｓ選択膜は、水−ガスシフト生成物ガスの通路において触媒１０８の下流に配置することができる。その結果、３つの別々の流れ、即ちＨ2の第１流、ＣＯ2の第２流、そしてＨ2Ｓの第３流が反応器１０６から流出する。第３流はさらに元素状硫黄又は硫酸に変換することができる。
合成ガスから二酸化炭素を耐熱性膜で分離することを基本とする上記反応器システムは、石炭からＨ2及び電気を生成する複合発電プロセスに多数の利点をもたらす。複合概念は、ＣＯ2捕捉のエネルギーコストを軽減し、資本コストを下げ、プラントの全体的設置面積を小さくする。さらに、統合化アプローチにより、水−ガスシフト反応とＣＯ2除去の必要性との相乗効果が増進する。Ｈ2Ｓ除去に膜を利用することで、大きなエネルギーを要する溶剤再生及び硫黄回収ユニットの必要性がなくなる。本モジュールの経済的利点から、ＩＧＣＣ発電プラント、即ちＣＯ2分離を伴うＩＧＣＣ複合発電プラントの実用化が促進されるであろう。４つの単位操作（Ｈ2Ｓ除去、ＣＯ2除去、溶剤再生及びＰＳＡ）をなくし、他の２つの単位操作（ＨＴＳ、ＬＴＳ）を統合モジュールに合併することにより、資本コストが著しく低下することになり、このことは石炭に基づくＨ2生成技術の経済的実現可能性に大きな影響を与える。
統合した高温合成ガスクリーンアップセクションの実施形態について詳細に説明した。合成ガスクリーンアップセクションはここで説明した特定の実施形態に限定されず、クリーンアップセクションの構成要素はここで説明した他の構成要素とは独立にかつ別個に利用することができる。さらに、ＣＯ2を除去する必要は石炭由来のプラントに特異なものではなく、統合した合成ガスクリーンアップセクションは、別の燃料又はバイオマス系に用いて低価値の合成ガスを高純度のＨ2に変換することができる。したがって、本発明は他の多数の燃料系及びタービン構成と組み合わせて実施、利用できる。
以上、本発明を種々の特定の実施形態について説明したが、本発明は特許請求の範囲内で種々に変更可能であることが当業者に明らかである。
公知の合成ガスクリーンアップセクションを含む石炭ガス化コンバインドサイクル（ＩＧＣＣ）複合発電プラントの１例を示す線図である。 統合した合成ガスクリーンアップセクションを含むＩＧＣＣ複合発電プラントの１例を示す線図である。
符号の説明
１０ ＩＧＣＣプラント
１２ ガス化ユニット
１６ 合成ガス冷却器
１８ ＣＯＳ加水分解ユニット
２０ クリーンアップセクション
２２ ＨＴＳユニット
２４ ＬＴＳユニット
２６ Ｈ2Ｓ分離ユニット
２８ 溶剤再生ユニット
３２ ＰＳＡ
３４ ＣＯ2
３６ Ｈ2
３８ 残留燃料ガス及びＨ2
４０ コンバインドサイクル発電ユニット
４２ 燃焼タービン
４４ 熱回収スチーム発生器
４６ 電気
１００ ＩＧＣＣプラント
１０４ 統合セクション
１０６ 反応器
１０８ 触媒
１１０ 熱交換器
１１２ 膜
１１４ シェル
１１６ 第１入力チャンネル
１１８ 出力チャンネル
１２０ 膜チューブ
１２２ スイープガス
１２４ 第１分離流
１２６ 第２分離流

Claims (20)

  1. 反応器を備える水素ガス生成装置であって、該反応器が触媒、触媒と流体連通した膜、及び反応器に統合された熱交換器を備える装置。
  2. 前記反応器が合成ガスを受け取って水素ガスを生成する構成の水−ガスシフト反応器であり、前記反応器が複数の入力チャンネル及び複数の出力チャンネルを有するシェルを備え、該シェルは内部で発熱性水−ガスシフト反応が起こる構成である、請求項１記載の装置。
  3. 前記触媒が、一酸化炭素とスチームを二酸化炭素と水素に変換する構成のシフト触媒の充填層を含む、請求項１記載の装置。
  4. 前記熱交換器が、前記反応器を積極的に冷却することにより発熱性シフト反応から過剰な熱を除去する構成である、請求項１記載の装置。
  5. 前記膜は、二酸化炭素及び硫化水素の少なくとも一方を選択的に除去する構成の耐熱性の二酸化炭素及び硫化水素選択膜の少なくとも１つを含む、請求項１記載の装置。
  6. 燃料源から水素を分離する方法であって、
    ガス化プロセスから第１ガス状燃料混合物を形成し、
    第１ガス状燃料混合物を、触媒と流体連通した二酸化炭素及び硫化水素選択膜を含む水−ガスシフト反応器に流し、このとき反応器を熱交換器により冷却し、
    第１ガス状燃料混合物より多量の水素を含有する第２ガス状燃料混合物を形成し、
    第２ガス状燃料混合物から二酸化炭素及び硫化水素の少なくとも一方を除去する
    工程を含む方法。
  7. 前記燃料源が石炭、天然ガス、オイル及びバイオマスから選択される少なくとも１つである、請求項６記載の方法。
  8. 前記反応器が約２５０℃〜５００℃の温度を維持する、請求項６記載の方法。
  9. 前記触媒が、燃料ガス混合物を二酸化炭素と水素ガスに変換する発熱性水−ガスシフト反応を開始する構成の材料である、請求項６記載の方法。
  10. 前記熱交換器が反応器を積極的に冷却する構成である、請求項６記載の方法。
  11. 前記膜が、二酸化炭素及び硫化水素の少なくとも一方を選択的に除去する構成の耐熱性二酸化炭素及び硫化水素選択膜の少なくとも１つを含む、請求項６記載の方法。
  12. 前記第２ガス状燃料混合物から二酸化炭素及び硫化水素の少なくとも一方を除去する工程が、さらにスチーム及びスイープガスの少なくとも１つを膜に導入することにより二酸化炭素及び硫化水素を第１流れとして除去する工程を含む、請求項６記載の方法。
  13. 前記第２ガス状燃料混合物から二酸化炭素及び硫化水素の少なくとも一方を除去する工程が、さらにスチーム及びスイープガスの少なくとも１つを膜に導入することにより二酸化炭素を第１流れとして除去するとともに硫化水素を第２流れとして除去する工程を含む、請求項６記載の方法。
  14. 硫化カルボニル加水分解ユニットに連結された、燃料ガス混合物を生成するガス化ユニットと、
    水素及び二酸化炭素を生成する構成の水−ガスシフト反応器と、
    電気を生産する構成のコンバインドサイクル発電ユニットと
    を備えるプラントであって、前記反応器が、触媒、触媒と流体連通した耐熱性の二酸化炭素及び硫化水素選択膜、及び反応器に統合された熱交換器を備える、プラント。
  15. 前記プラントが、ガスタービン／スチームタービン併合コンバインドサイクルプラント及び石炭ガス化に基づく複合発電プラントの少なくとも１つである、請求項１４記載のプラント。
  16. 前記触媒が、燃料ガス混合物を二酸化炭素と水素ガスに変換する発熱性水−ガスシフト反応を開始する構成の水−ガスシフト反応材料である、請求項１４記載のプラント。
  17. 前記膜が、二酸化炭素及び硫化水素の少なくとも一方を選択的に除去する構成の耐熱性の二酸化炭素及び硫化水素選択膜の少なくとも１つを含む、請求項１４記載のプラント。
  18. 前記反応器が、スチーム及びスイープガスの少なくとも１つを前記膜に導入すると、水素が反応器から第１流れとして流出し、二酸化炭素及び硫化水素が反応器から第２流れとして流出するように構成されている、請求項１４記載のプラント。
  19. 前記反応器が、スチーム及びスイープガスの少なくとも１つを前記膜に導入すると、水素が反応器から第１流れとして流出し、二酸化炭素が反応器から第２流れとして流出し、硫化水素が反応器から第３流れとして流出するように構成されている、請求項１４記載のプラント。
  20. 前記反応器が約２５０℃〜５００℃の温度を維持する、請求項１４記載のプラント。
JP2008533382A 2005-09-28 2006-09-11 水素ガス生成方法及び装置 Pending JP2009509907A (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US72156005P 2005-09-28 2005-09-28
US11/263,269 US20070072949A1 (en) 2005-09-28 2005-10-31 Methods and apparatus for hydrogen gas production
PCT/US2006/034847 WO2007126416A2 (en) 2005-09-28 2006-09-11 Methods and apparatus for hydrogen gas production

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2009509907A true JP2009509907A (ja) 2009-03-12

Family

ID=37894951

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2008533382A Pending JP2009509907A (ja) 2005-09-28 2006-09-11 水素ガス生成方法及び装置

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20070072949A1 (ja)
EP (1) EP1951420A2 (ja)
JP (1) JP2009509907A (ja)
CA (1) CA2623379A1 (ja)
WO (1) WO2007126416A2 (ja)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2011068891A (ja) * 2009-09-24 2011-04-07 General Electric Co <Ge> 炭素捕獲冷却系及び方法
JP2012066237A (ja) * 2010-08-27 2012-04-05 Hitachi Ltd シフト触媒、ガス精製方法及び設備
JP2012106894A (ja) * 2010-11-19 2012-06-07 Hitachi Ltd 水素を主成分とするガスの製造方法及び製造装置
JP2012521955A (ja) * 2009-03-30 2012-09-20 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー 精製合成ガス流を生成する方法
JP2013505342A (ja) * 2009-09-22 2013-02-14 ティッセンクルップ・ウーデ・ゲゼルシャフト・ミト・ベシュレンクテル・ハフツング コークス炉装置の運転方法
JP2014015499A (ja) * 2012-07-06 2014-01-30 Hitachi Ltd ガス化方法とそのシステム、石炭ガス化複合発電方法とそのシステム。
WO2015011826A1 (ja) * 2013-07-26 2015-01-29 株式会社ジャパンブルーエナジー 水素回収方法
JP2021113257A (ja) * 2020-01-17 2021-08-05 東洋エンジニアリング株式会社 合成ガスの製造方法および装置

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7938893B2 (en) * 2006-04-18 2011-05-10 Gas Technology Institute Membrane reactor for H2S, CO2 and H2 separation
EA200901382A1 (ru) * 2007-04-10 2010-04-30 Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. Способы запуска и остановки комплекса комплексной газификации комбинированного цикла
US20080302106A1 (en) * 2007-06-07 2008-12-11 Econo-Power International Corporation Integration of coal fired steam plants with integrated gasification combined cycle power plants
GB0715101D0 (en) * 2007-08-03 2007-09-12 Johnson Matthey Plc Process
WO2009068427A1 (de) * 2007-11-27 2009-06-04 Alstom Technology Ltd Vorrichtung und verfahren zum betrieb einer gasturbinenanlage unter verwendung eines zweiten, wasserstoffreichen brennstoffs
DE102008011771A1 (de) * 2008-02-28 2009-09-03 Forschungszentrum Jülich GmbH IGCC-Kraftwerk mit Rauchgasrückführung und Spülgas
US20100003553A1 (en) * 2008-03-20 2010-01-07 Pfefferle William C Method for improved efficiency for producing fuel gas for power generation
EP2288428A2 (en) * 2008-04-21 2011-03-02 Swapsol Corp. Hydrogen sulfide conversion to hydrogen
EP2133308A1 (de) * 2008-06-12 2009-12-16 Siemens Aktiengesellschaft Reingasvorwärmeinrichtung sowie Verfahren zur Reingasvorwärmung
CN102124082A (zh) * 2008-07-30 2011-07-13 氢能量国际有限公司 整体气化联合循环全套设备的最小含硫气体排放
EP2157156A1 (de) * 2008-08-21 2010-02-24 Siemens Aktiengesellschaft Vergasungseinrichtung für fossilen Brennstoff
US8361421B2 (en) 2008-11-28 2013-01-29 Shell Oil Company Method of treating a syngas stream and an apparatus therefor
US9206043B2 (en) 2009-02-20 2015-12-08 Marine Power Products Incorporated Method of and device for optimizing a hydrogen generating system
US11214486B2 (en) 2009-02-20 2022-01-04 Marine Power Products Incorporated Desalination methods and devices using geothermal energy
US9067186B2 (en) 2009-02-20 2015-06-30 Marine Power Products Incorporated Stability control of a hydrogen generating system and method
US9415363B2 (en) * 2009-02-20 2016-08-16 Marine Power Products Corporation Method and apparatus for efficient on-demand production of H2 and O2 from water using waste heat and environmentally safe metals
US10145015B2 (en) 2012-12-05 2018-12-04 Marine Power Products Incorporated Hydrogen generating system and method using geothermal energy
WO2010112502A1 (en) 2009-03-30 2010-10-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a purified synthesis gas stream
EP2236457A1 (en) * 2009-03-30 2010-10-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a purified synthesis gas
US8182771B2 (en) * 2009-04-22 2012-05-22 General Electric Company Method and apparatus for substitute natural gas generation
US8703094B2 (en) 2009-06-30 2014-04-22 Shell Oil Company Process to prepare a hydrogen rich gas mixture
US20110020188A1 (en) * 2009-07-24 2011-01-27 General Electric Company Igcc with constant pressure sulfur removal system for carbon capture with co2 selective membranes
US8617293B2 (en) * 2009-08-10 2013-12-31 General Electric Company Membranes suitable for gas separation, and related articles and processes
US8495882B2 (en) * 2009-08-10 2013-07-30 General Electric Company Syngas cleanup section with carbon capture and hydrogen-selective membrane
US8479487B2 (en) * 2009-08-10 2013-07-09 General Electric Company Hybrid multichannel porous structure for hydrogen separation
US8661830B2 (en) * 2009-11-02 2014-03-04 General Electric Company Hybrid multichannel porous structure for hydrogen separation
DE102009051938A1 (de) * 2009-11-04 2011-05-26 Siemens Aktiengesellschaft Chemischer Reaktor mit Wärmeauskopplung
DE102009055617A1 (de) * 2009-11-25 2011-05-26 Kirchner, Hans Walter, Dipl.-Ing. STIG-Prozess mit Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
US20110223101A1 (en) * 2010-02-06 2011-09-15 William Timothy Williams Combustion chamber hydrogen converter accelerator
DE102010036056A1 (de) * 2010-09-01 2012-03-01 Forschungszentrum Jülich GmbH IGCC-Kraftwerk mit einem Wassergas-Shift-Membranreaktor (WGS-MR) sowie Verfahren zum Betreiben eines solchen IGCC-Kraftwerks mit Spülgas
WO2012069342A1 (en) * 2010-11-22 2012-05-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for producing liquid hydrogen and electricity
RU2541064C1 (ru) * 2010-12-24 2015-02-10 Ренессанс Энерджи Рисерч Корпорейшн Устройство разделения газов, мембранный реактор и устройство производства водорода
US10370595B2 (en) 2012-03-13 2019-08-06 Marine Power Products Incorporated System for and method of using on-site excess heat to convert CO2 emissions into hydrocarbons income at coal-fired power plants
CN102886230B (zh) * 2012-10-08 2014-10-08 中国石油化工集团公司 一种饱和塔串等温炉co变换工艺
HU230278B1 (hu) * 2012-11-05 2015-12-28 Int-Energia Kft Szerkezeti elrendezés és eljárás hulladék- és biomassza környezetbiztonságos feldolgozására, villamos- és hőenergia, termelés hatékonyságának növelésére
US8722003B1 (en) 2013-02-13 2014-05-13 General Electric Company Apparatus and method to produce synthetic gas
US9200800B2 (en) 2014-01-17 2015-12-01 General Electric Company Method and system for steam generation and purification
US10822234B2 (en) * 2014-04-16 2020-11-03 Praxair Technology, Inc. Method and system for oxygen transport membrane enhanced integrated gasifier combined cycle (IGCC)
WO2023194811A1 (en) * 2022-04-04 2023-10-12 Kpit Technologies Limited A modular system and method for generating hydrogen from biomass
CN115010087B (zh) * 2022-08-08 2022-11-11 浙江百能科技有限公司 Hi分解制氢膜反应器及其制氢方法和系统

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5556449A (en) * 1993-10-25 1996-09-17 Membrane Technology And Research, Inc. Acid gas fractionation process for fossil fuel gasifiers
US20020031690A1 (en) * 2000-09-13 2002-03-14 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel reforming apparatus
JP2004043292A (ja) * 2002-05-16 2004-02-12 Haldor Topsoe As 一酸化炭素変換法および−反応器
US20040047799A1 (en) * 2002-09-06 2004-03-11 H2Fuel, Llc Dynamic sulfur tolerant process and system with inline acid gas-selective removal for generating hydrogen for fuel cells
JP2004515432A (ja) * 2000-12-05 2004-05-27 テキサコ ディベラップメント コーポレイション 水素リッチのガスを生成させるためのコンパクトな燃料処理装置
US20040129135A1 (en) * 2002-03-05 2004-07-08 Roark Shane E. Dense, layered membranes for hydrogen separation
JP2005015262A (ja) * 2003-06-25 2005-01-20 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 水素製造システム
JP2005029433A (ja) * 2003-07-07 2005-02-03 Mitsubishi Kakoki Kaisha Ltd 水素製造装置及びその装置の起動停止方法
JP2005214013A (ja) * 2004-01-27 2005-08-11 Mitsubishi Heavy Ind Ltd メタン含有ガスを供給ガスとした発電システム

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3718418A (en) * 1970-09-01 1973-02-27 Inst Gas Technology Co shift process
US4689150A (en) * 1985-03-07 1987-08-25 Ngk Insulators, Ltd. Separation membrane and process for manufacturing the same
US5507860A (en) * 1989-11-14 1996-04-16 Air Products And Chemicals, Inc. Composite porous carbonaceous membranes
US5645891A (en) * 1994-11-23 1997-07-08 Battelle Memorial Institute Ceramic porous material and method of making same
US5772735A (en) * 1995-11-02 1998-06-30 University Of New Mexico Supported inorganic membranes
US6090312A (en) * 1996-01-31 2000-07-18 Ziaka; Zoe D. Reactor-membrane permeator process for hydrocarbon reforming and water gas-shift reactions
US6536604B1 (en) * 1999-06-25 2003-03-25 C. Jeffrey Brinker Inorganic dual-layer microporous supported membranes
GB0106478D0 (en) * 2001-03-16 2001-05-02 Univ Robert Gordon Apparatus and method
US7011694B1 (en) * 2001-05-14 2006-03-14 University Of Kentucky Research Foundation CO2-selective membranes containing amino groups
US6669917B2 (en) * 2001-07-31 2003-12-30 General Electric Co. Process for converting coal into fuel cell quality hydrogen and sequestration-ready carbon dioxide
US6667022B2 (en) * 2001-08-14 2003-12-23 General Electric Co. Process for separating synthesis gas into fuel cell quality hydrogen and sequestration ready carbon dioxide
US6783750B2 (en) * 2001-08-22 2004-08-31 Praxair Technology, Inc. Hydrogen production method
US6592641B2 (en) * 2001-09-19 2003-07-15 Siemens Westinghouse Power Corporation Integral porous filter/fail-safe/regenerator/gas separation membrane module
CN100594287C (zh) * 2001-10-24 2010-03-17 国际壳牌研究有限公司 对加热的含烃地层流体进行就地氢化处理的方法
US20050241477A1 (en) * 2002-03-05 2005-11-03 Mundschau Michael V Hydrogen transport membranes
US6854602B2 (en) * 2002-06-04 2005-02-15 Conocophillips Company Hydrogen-selective silica-based membrane
US7179325B2 (en) * 2004-02-10 2007-02-20 Virginia Tech Intellectual Properties, Inc. Hydrogen-selective silica-based membrane
US20070130832A1 (en) * 2005-12-13 2007-06-14 General Electric Company Methods and apparatus for converting a fuel source to hydrogen

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5556449A (en) * 1993-10-25 1996-09-17 Membrane Technology And Research, Inc. Acid gas fractionation process for fossil fuel gasifiers
US20020031690A1 (en) * 2000-09-13 2002-03-14 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel reforming apparatus
JP2004515432A (ja) * 2000-12-05 2004-05-27 テキサコ ディベラップメント コーポレイション 水素リッチのガスを生成させるためのコンパクトな燃料処理装置
US20040129135A1 (en) * 2002-03-05 2004-07-08 Roark Shane E. Dense, layered membranes for hydrogen separation
JP2004043292A (ja) * 2002-05-16 2004-02-12 Haldor Topsoe As 一酸化炭素変換法および−反応器
US20040047799A1 (en) * 2002-09-06 2004-03-11 H2Fuel, Llc Dynamic sulfur tolerant process and system with inline acid gas-selective removal for generating hydrogen for fuel cells
JP2005015262A (ja) * 2003-06-25 2005-01-20 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 水素製造システム
JP2005029433A (ja) * 2003-07-07 2005-02-03 Mitsubishi Kakoki Kaisha Ltd 水素製造装置及びその装置の起動停止方法
JP2005214013A (ja) * 2004-01-27 2005-08-11 Mitsubishi Heavy Ind Ltd メタン含有ガスを供給ガスとした発電システム

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
JPN6012038384; Ｍ．　ＢＲＡＣＨＴ　ｅｔ　ａｌ．: 'Ｗａｔｅｒ　ｇａｓ　ｓｈｉｆｔ　ｍｅｍｂｒａｎｅ　ｒｅａｃｔｏｒ　ｆｏｒ　ＣＯ２　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｉｎ　ＩＧＣＣ　ｓｙｓｔｅｍｓ：　ｔｅｃｈｎｏ-ｅｃｏｎｏｍｉｃ　ｆｅａｓｉｂｉｌｉｔｙ　ｓｔｕｄｙ' Ｅｎｅｒｇｙ　Ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ　ａｎｄ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ １９９７，　Ｖｏｌ．３８，　Ｓｕｐｐｌ．, ｐｐ．　Ｓ１５９-Ｓ１６４ *

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012521955A (ja) * 2009-03-30 2012-09-20 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー 精製合成ガス流を生成する方法
JP2013505342A (ja) * 2009-09-22 2013-02-14 ティッセンクルップ・ウーデ・ゲゼルシャフト・ミト・ベシュレンクテル・ハフツング コークス炉装置の運転方法
JP2011068891A (ja) * 2009-09-24 2011-04-07 General Electric Co <Ge> 炭素捕獲冷却系及び方法
JP2012066237A (ja) * 2010-08-27 2012-04-05 Hitachi Ltd シフト触媒、ガス精製方法及び設備
JP2012106894A (ja) * 2010-11-19 2012-06-07 Hitachi Ltd 水素を主成分とするガスの製造方法及び製造装置
JP2014015499A (ja) * 2012-07-06 2014-01-30 Hitachi Ltd ガス化方法とそのシステム、石炭ガス化複合発電方法とそのシステム。
WO2015011826A1 (ja) * 2013-07-26 2015-01-29 株式会社ジャパンブルーエナジー 水素回収方法
JP6055920B2 (ja) * 2013-07-26 2016-12-27 株式会社ジャパンブルーエナジー 水素回収方法
JP2021113257A (ja) * 2020-01-17 2021-08-05 東洋エンジニアリング株式会社 合成ガスの製造方法および装置
JP7356363B2 (ja) 2020-01-17 2023-10-04 東洋エンジニアリング株式会社 合成ガスの製造方法および装置

Also Published As

Publication number Publication date
EP1951420A2 (en) 2008-08-06
CA2623379A1 (en) 2007-11-08
WO2007126416A2 (en) 2007-11-08
US20070072949A1 (en) 2007-03-29
WO2007126416A3 (en) 2008-01-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2009509907A (ja) 水素ガス生成方法及び装置
JP5268471B2 (ja) ポリジェネレーションシステム
US8552073B2 (en) Co-production of power and hydrocarbons
AU2016365408B2 (en) Polygeneration production of hydrogen for use in various industrial processes
US20070130832A1 (en) Methods and apparatus for converting a fuel source to hydrogen
AU2010241062B2 (en) Process for producing purified synthesis gas
US8495882B2 (en) Syngas cleanup section with carbon capture and hydrogen-selective membrane
CN101316650B (zh) 制氢方法和设备
US11859517B2 (en) Power production with cogeneration of further products
CA2534210A1 (en) Method for extracting hydrogen from a gas that contains methane, particularly natural gas, and system for carrying out the method
CN101663377B (zh) 电力与烃的联产
WO1996019642A1 (en) Igcc/refinery utilities unit
RU2774658C1 (ru) Способ производства метанола
JP6293472B2 (ja) 水素製造装置および水素製造方法
Rao et al. Integration of air separation unit with H2 separation membrane reactor in coal-based power plant
Zeng et al. Comparison of Coal Based Hydrogen and Electricity Co-Generation Processes under a Carbon Constrained Scenario

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20090908

RD02 Notification of acceptance of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422

Effective date: 20090908

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20090908

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20100901

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20100901

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20120724

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20121023

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20121030

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20130124

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20130219

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20130520

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20130527

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20130619

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20130626

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20130924