KR101768757B1 - 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템 - Google Patents

석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템 Download PDF

Info

Publication number
KR101768757B1
KR101768757B1 KR1020147016931A KR20147016931A KR101768757B1 KR 101768757 B1 KR101768757 B1 KR 101768757B1 KR 1020147016931 A KR1020147016931 A KR 1020147016931A KR 20147016931 A KR20147016931 A KR 20147016931A KR 101768757 B1 KR101768757 B1 KR 101768757B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
hydrogen
reformer
sofc
sofc system
gas
Prior art date
Application number
KR1020147016931A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20140098158A (ko
Inventor
아퀼 자말
쌍 팜
Original Assignee
사우디 아라비안 오일 컴퍼니
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 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 filed Critical 사우디 아라비안 오일 컴퍼니
Publication of KR20140098158A publication Critical patent/KR20140098158A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101768757B1 publication Critical patent/KR101768757B1/ko

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination 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
    • H01M8/0618—Reforming processes, e.g. autothermal, partial oxidation or steam reforming
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
    • B60L50/00—Electric propulsion with power supplied within the vehicle
    • B60L50/50—Electric propulsion with power supplied within the vehicle using propulsion power supplied by batteries or fuel cells
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
    • B60L50/00—Electric propulsion with power supplied within the vehicle
    • B60L50/50—Electric propulsion with power supplied within the vehicle using propulsion power supplied by batteries or fuel cells
    • B60L50/70—Electric propulsion with power supplied within the vehicle using propulsion power supplied by batteries or fuel cells using power supplied by fuel cells
    • B60L50/72—Constructional details of fuel cells specially adapted for electric vehicles
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60S—SERVICING, CLEANING, REPAIRING, SUPPORTING, LIFTING, OR MANOEUVRING OF VEHICLES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B60S5/00—Servicing, maintaining, repairing, or refitting of vehicles
    • B60S5/02—Supplying fuel to vehicles; General disposition of plant in filling stations
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65B—MACHINES, APPARATUS OR DEVICES FOR, OR METHODS OF, PACKAGING ARTICLES OR MATERIALS; UNPACKING
    • B65B1/00—Packaging fluent solid material, e.g. powders, granular or loose fibrous material, loose masses of small articles, in individual containers or receptacles, e.g. bags, sacks, boxes, cartons, cans, or jars
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents 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
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/382—Multi-step processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/48—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C5/00—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures
    • F17C5/06—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures for filling with compressed gases
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04201—Reactant storage and supply, e.g. means for feeding, pipes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination 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
    • H01M8/0637—Direct internal reforming at the anode of the fuel cell
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0656—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants by electrochemical means
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M8/1231—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte with both reactants being gaseous or vaporised
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0455—Purification by non-catalytic desulfurisation
    • 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
    • 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
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/066—Integration with other chemical processes with fuel cells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1288—Evaporation of one or more of the different feed components
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/141—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in parallel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M2008/1293—Fuel cells with solid oxide electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/10—Fuel cells in stationary systems, e.g. emergency power source in plant
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/20—Fuel cells in motive systems, e.g. vehicle, ship, plane
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2300/00—Electrolytes
    • H01M2300/0017—Non-aqueous electrolytes
    • H01M2300/0065—Solid electrolytes
    • H01M2300/0068—Solid electrolytes inorganic
    • H01M2300/0071—Oxides
    • H01M2300/0074—Ion conductive at high temperature
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04097—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with recycling of the reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0668—Removal of carbon monoxide or carbon dioxide
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0675—Removal of sulfur
    • 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
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/10—Applications of fuel cells in buildings
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/32—Hydrogen storage
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • 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
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/60—Other road transportation technologies with climate change mitigation effect
    • Y02T10/70—Energy storage systems for electromobility, e.g. batteries
    • 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
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02T90/40—Application of hydrogen technology to transportation, e.g. using fuel cells

Abstract

정제된 이산화탄소 생성물, 전력 및 압축된 수소 생성물을 생성하기 위한 SOFC 시스템이 제공된다. 탄화수소 연료 및 스팀을 SOFC 시스템으로 안내하는 단계, 프리-리포머에서의 스팀-대-탄소 몰 비가 대략 3:1 내지 대략 4:1 범위 내에 있고, 상기 리포머 연소실에서의 산소가 과잉이며, 공정 동안에 생성된 90 % 이상의 이산화탄소가 정제된 이산화탄소 생성물을 형성하도록, 상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계가 공정에서의 단계이다. SOFC 시스템을 구비한 대체 연료 보급소는 전기 및 수소를 대체 연료 차량 모두에 연료보급하는데 유용하다. 사용 방법의 단계에는 스팀 및 탄화수소 연료를 안내하는 단계, 대체 연료 보급소를 작동시키는 단계, 대체 연료 차량을 상기 대체 연료 보급소와 연결하는 단계, 상당량의 대체 연료를 안내하는 단계, 및 상기 대체 연료 차량을 분리하는 단계가 포함한다.

Description

석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템{METHOD AND A SYSTEM FOR COMBINED HYDROGEN AND ELECTRICITY PRODUCTION USING PETROLEUM FUELS}
본 발명의 기술 분야는 고체 산화물 연료 전지(SOFC : solid oxide fuel cell) 공정 및 시스템에 관한 것이다. 더욱 상세하게는, 본 발명의 기술 분야는 전기, 수소 및 이산화탄소를 동시에 생성하기 위해 액체 탄화수소를 사용한 SOFC 공정 및 시스템을 사용하는 것에 관한 것이다.
나프타, 등유 및 디젤과 같은 액체 석유 분류(fraction)는 운반이 매우 용이하고, 폭넓게 이용가능하며, 그리고 어려움이 거의 없이 대기 상태에 저장될 수 있다.
비-가솔린 및 비-디젤 동력공급식 차량의 상업적 사용시 글로벌 관심사가 증대되고 있다. 오늘날 재료 및 설계 연구는 수소 연료 전지 차량(HFCV : hydrogen fuel cell vehicle) 및 전기 동력식 차량(EV : electrically powered vehicle) 모두에 촛점이 맞춰져 있다. 공통적으로 요구되는 문제점은 이들 차량이 어떻게 연료보급되고 그리고 어디에서 연료보급되냐는 것이다. 현재, 수소 가스 운송은 BTU 근거로 매우 고가이다. 대부분의 국가에서의 전기의 사회적 생산 기반 및 전송 선로는 모바일 사용자로부터의 전기적 요구를 조정하는데 상당한 확장 및 업그레이드를 필요로 할 것이다.
발전 설비 및 화학 처리 설비는 3개의 주된 생성물: (화학적/전기적) 일차 생성물, 스팀/열, 및 이산화탄소를 만든다. (전기-생성 공정을 가열 및 냉각하는 공정의 일부로서 발생된) 전기/화학 및 스팀/열은 수출, 전달 또는 지역 사용을 위해 여러 형태로 사용가능하고 변환가능하다. 최근까지 이산화탄소(및 일산화탄소와 같은 여러 독가스)가 폐생성물로서 대기로 배출되었다. 더욱 엄격한 온실 가스 모니터링 및 보고 요건뿐만 아니라 화학적 생성물 및 EOR(enhanced oil recovery)과 같은 대안적인 사용으로써, 생산 설비의 관심은 생성된 이산화탄소의 양을 감소시키는 것뿐만 아니라 사용을 위해 가능한 많이 포집(capture)하는데 있다.
정화된 이산화탄소는 강화된 오일 회수 작동의 일부로서 탄화수소-함유층(hydrocarbon-bearing formation)으로 분사된 톤당 원유의 부가적인 1.89 배럴까지 추출하도록 작동가능하다.
다운스트림 공정이나 다운홀(downhole) 공정에서의 사용이나 격리(sequestration)를 위해 이산화탄소를 포집할 뿐만 아니라 차량에 휴대용 동력 공급원으로 국부 사용을 위한 전기 및 수소를 생성하는 시스템이 바람직하다.
SOFC 시스템을 사용하는 방법은 정제된 이산화탄소 생성물, 전력, 및 압축된 수소 생성물을 생성한다. SOFC 시스템을 사용하는 방법은 탄화수소 연료 및 스팀을 상기 SOFC 시스템으로 안내하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 방법은 상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계를 포함하여, 프리-리포머(pre-reformer)에서의 스팀-대-탄소 몰 비의 범위가 대략 3:1 내지 대략 4:1 이도록, 애노드(anode) 배기 재순환의 양이 상기 프리-리포머로 통과하게 되고, 리포머 연소실에 존재하는 모든 탄화수소 및 수소를 완전하게 연소시키는데 필요한 과도한 화학량적인 양으로 리포머 연소실로 상당량의 산소가 통과하고, 상기 SOFC 시스템은 정제된 이산화탄소 생성물, 전력, 및 압축된 수소 생성물을 생성하고, 그리고 상기 SOFC 시스템 내에서 생성된 이산화탄소의 90% 이상이 정제된 이산화탄소 생성물로 변환된다.
정제된 이산화탄소 생성물과, 전기 동력식 차량에 적당한 전력과, 수소 연료 전지 차량에 적당한 압축된 수소 생성물을 생성하기 위한 SOFC 시스템은 스팀 및 탄화수소 연료를 사용한다. SOFC 시스템은, 수소화탈황 시스템, 촉매 반응기 튜브, 및 리포머 연소실을 구비한 스팀 리포머, 물-가스 쉬프트(shift) 반응기 시스템, 수소 정화 시스템, 수소 압축 및 저장 시스템, 프리-리포머, 고체 산화물 연료 전지, 산소 발생 시스템, 및 CO2 정화 및 액상화(liquidification) 시스템을 포함한다. 일 실시예의 SOFC 시스템은 상기 SOFC 시스템의 산소 발생 시스템이 고체 산화물 연료 전지와 전기연통하게 연결되고 그리고 수소 및 산소 모두를 생성하는 곳을 포함한다.
전기 및 수소 대체 연료 차량 모두에 연료보급하는데 사용되는 대체 연료 보급소는 SOFC 시스템을 포함한다. 대체 연료 보급소는 또한 전기 도관을 포함하고, 상기 전기 도관은 SOFC 시스템의 고체 산화물 연료 전지와 연결되고 상기 SOFC 시스템에 의해 생성된 전류를 전기 대체 연료 차량으로 이송시키도록 작동가능하다. 대체 연료 보급소는 또한 압축된 수소 도관을 포함하고, 상기 압축된 수소 도관은 SOFC 시스템의 수소 압축 및 저장 시스템과 연결되고 대략 350 bar 내지 대략 700 bar 범위의 압력과 99.99 퍼센트의 수소 몰 순도를 갖는 압축된 수소를 상기 수소 대체 연료 차량으로 이송하도록 작동가능하다.
대체 연료 차량을 연료보급하기 위해 대체 연료 보급소를 사용하는 방법은 상기 기재한 바와 같은 SOFC를 구비한 보급소를 사용한다. 대체 연료 차량은 대체 연료 저장 장치를 구비한다. 대체 연료 보급소를 사용하는 방법은 스팀 및 탄화수소 연료를 상기 대체 연료 보급소로 안내하는 단계와, 대체 연료를 생성하도록 상기 대체 연료 보급소를 작동시키는 단계를 포함한다. 대체 연료 보급소를 사용하는 방법은, 도관이 대체 연료 보급소의 SOFC 시스템과 대체 연료 저장 장치 사이에 형성되도록, 대체 연료 차량을 상기 대체 연료 보급소와 연결하는 단계를 포함한다. 대체 연료 보급소를 사용하는 방법은, 상당량의 대체 연료가 대체 연료 저장 장치의 용량을 초과하지 않도록, 상기 상당량의 대체 연료를 상기 대체 연료 차량에 안내하는 단계를 포함한다. 대체 연료 보급소를 사용하는 방법은 상기 대체 연료 보급소로부터 대체 연료 차량을 분리하는 단계를 포함한다.
고체 산화물 연료 전지(SOFC) 시스템 및 그 사용 방법은 수소-동력공급식 차량의 연료 전지를 포함하는, 수소 순도에 민감한 시스템에 사용하는 상당히 정제된, 압축된 수소 생성물을 생성한다. SOFC 시스템 및 공정은 또한 "과잉(surplus)" 전력을 발생시킨다. 전력, 특히 직류 전력은 이동가능한 배터리 저장 시스템을 충전하고 에너지를 전력 그리드(electrical power grid)에 이출(export)하는데 사용가능하다. 당업자라면 "과잉"이라는 표현은 고체 산화물 연료 전지에서의 전기화학 반응을 포함하는, 사용 중 SOFC 시스템의 작동을 지지하는데 필요한 양보다 많은 양을 의미한다는 것을 알 수 있을 것이다. SOFC 시스템을 사용하는 방법은 화학 제조 공정, 강화된 오일 회수 및 여러 적용에 유용한 상당하게 정제된, 압축된 액체 이산화탄소 생성물을 생성한다.
SOFC 시스템은, 에너지 공급원으로서 그리고 반응물의 공급원으로서, 탄화수소 연료를 사용한다. HFCV 및 EV용 소매상의 재연료보급 위치 근방에서 수소 및 전력 모두를 생성하는 SOFC 시스템은 이들 생성물 모두를 연료 보급소로 이동시키는 비용과 운송 기반시설 요건을 감소시킨다. 이산화탄소를 포집하는 것과, 고 품질의, 압축된 및 냉각된(chilled) CO2 생성물을 형성하는 것은 격리 또는 사용을 위한 먼 위치로의 운송을 용이하게 하거나 또는 잠재적인 상업적 최종-사용자 근처에서의 현물 시장(spot marketing)을 가능하게 한다. 또한, 중요한 것은 주변환경으로의 이산화탄소 배출이 방지된다는 것이다.
상이한 타입의 탄화수소 연료의 사용을 허용하기 위하여, SOFC 시스템은 스팀 리포머 및 프리-리포머 모두를 포함한다. 스팀 리포머는 탄화수소-함유 재료의 스팀-구동된 촉매 변환으로부터 수소를 제조하도록 작동한다. 연료를 전기로 변환하기 위하여, 프리-리포머는 새로운 스트림 및 재순환된 스트림 모두를 메탄으로 변환하여 고체 산화물 연료 전지의 내부 개질 용량을 최대화하고, 이로서 그 전반적인 공익설비 요건을 낮추며 작동 효율을 향상시킨다.
SOFC 시스템에서의 프리-리포머의 함유물은 여러 작동 장점을 제공한다. 비-메탄 알칸은 합성가스 성분으로 변환하는 것보다는 상기 메탄으로의 개질에 더욱 민감하다. 비-메탄 알칸을 메탄으로 변환하는 것은 고체 산화물 연료 전지의 연료보급 조성을 안정화시킨다. 이어서, 조성적 공급 안정성은 고체 산화물 연료 전지의 작동 안정성을 초래하여, 안정적인 전기 및 애노드 오프-가스 생성물(anode off-gas production)을 초래한다. 공급 조성에서 메탄을 최대화하는 것은 내부 개질을 촉진시키고, 이는 연료 전지의 내부를 냉각하다. 고체 산화물 연료 전지는 상당한 양의 열을 변환 동안에 생성한다. 외부 냉각 시스템을 제공하는 대신에 고체 산화물 연료 전지의 내부의 냉각을 지지하기 위해 내부 개질 공정을 필요로 하는 것은 에너지를 절약하고 그리고 상기 시스템의 (에너지 사용 및 크기 모두에서의) 공간(footprint)을 감소시킨다.
산소 발생 시스템의 함유물은 "순산소 연소기(oxy combustor)"에서 만들어진 연통 가스가 반드시 순수한 이산화탄소라는 것을 보장한다. 이는 시스템으로부터의 퍼지(purge)를 위해 필요한 불활성 가스와 이산화탄소의 양을 감소시킨다. 전기분해 전지는 리포머 연소실 공급부에 존재하는 탄소에 화학량론적으로 과도하게 순수한 산소를 공급한다. 이는 이산화탄소 이외의 어느 것도 연소로부터 형성되지 않는다는 것을 보장한다.
본 발명의 이들 여러 특징, 특성, 및 장점은 바람직한 실시예의 아래 상세한 설명과, 첨부된 청구범위와, 첨부된 도면을 참조한다면 더욱 잘 이해될 수 있을 것이다.
도 1은 일 실시예의 SOFC 시스템의 공정 흐름의 다이어그램이다.
요약서, 도면의 간단한 설명, 및 발명을 실시하기 위한 구체적인 내용과 첨부된 청구범위를 포함한 명세서는 (공정 또는 방법 단계를 포함하는) 본 발명의 특별한 특징을 의미한다. 당업자라면 본 명세서에 기재된 특별한 특징의 사용과 가능한 모든 조합이 본 발명에 포함된다는 것을 알 수 있을 것이다. 당업자라면 본 명세서에 기재된 실시예의 설명으로만 본 발명이 한정되지 않는다는 것을 알 수 있을 것이다. 본 발명은 명세서 및 첨부된 청구범위에 개시된 사항으로만 한정되지 않는다.
당업자라면 또한 특별한 실시예를 기술하는데 사용된 용어가 본 발명의 범주 또는 사상을 한정하지 않는다는 것을 알 수 있을 것이다. 명세서 및 첨부된 청구범위를 해석함에 있어서, 모든 용어는 각각의 용어와 관련하여 가능한 일관성 있는 방식으로 가장 폭넓게 해석될 수 있다. 명세서 및 첨부된 청구범위에 사용된 모든 기술적 그리고 과학적인 용어는 별도로 달리 언급되지 않았다면 당업자에 의해 통상적으로 해석될 수 있는 의미와 동일한 의미를 가질 것이다.
명세서 및 첨부된 청구범위에 사용된 바와 같이, 단수로 표현된 용어는 따로 특별하게 지시되지 않았다면 복수의 의미를 포함한다는 것을 알 수 있을 것이다. "포함한다"라는 동사 및 그의 활용형은 통상적인(non-exclusive) 방식으로 성분, 구성요소 또는 단계를 지시하도록 해석될 수 있다. 언급된 성분, 구성요소 또는 단계가 확실하게 언급되지 않은 다른 성분, 구성요소 또는 단계이거나, 상기 다른 성분, 구성요소 또는 단계로 사용되거나, 또는 상기 다른 성분, 구성요소 또는 단계와 결합될 수 있다. "연결한다(couple)"라는 동사와 그의 활용형은 2개 이상의 사전에 결합되지 않은 물체로부터 단 하나의 물체를 형성하기 위하여, 전기적, 기계적 또는 유체를 포함하는, 임의의 타입의 요구되는 접합점(junction)을 완성하는 것을 의미한다. 제 1 장치가 제 2 장치와 연결된다면, 연결은 공통의 연결기를 통해 또는 직접적으로 발생할 수 있다. "선택적으로(optionally)" 및 그의 다양한 활용은 순차적으로 기재된 사건(event) 또는 상황(circumstance)이 발생할 수 있거나 또는 발생하지 않을 수 있다는 것을 의미한다. 상세한 설명은 사건이나 또는 상황이 발생하는 경우와 발생하지 않는 경우를 포함한다.
공간적인 용어는 한 물체나 또는 물체의 그룹과 관련된 다른 한 물체나 또는 물체의 그룹의 관련 위치를 나타낸다. 공간적인 관계는 수직 축선 및 수평 축선을 따라 적용된다. "업스트림"과 "다운스트림" 및 다른 여러 용어를 포함한 정위 및 관련 표현은 단지 설명의 편의성을 위한 것으로서, 달리 따로 특별히 언급하지 않았다면 상기 표현만으로 한정되지 않는다.
값의 범위가 명세서에 또는 첨부된 청구범위에 제공되는 경우에, 상한 값 및 하한 값뿐만 아니라 상기 상한 값과 상기 하한 값 사이의 간격에 각각의 값이 포함된다는 것을 알 수 있을 것이다. 본 발명은 제공된 임의의 특정 배제에 따른 간격의 보다 작은 범위를 포함하고 그 범위를 형성한다.
2개 이상의 정의된 단계를 포함한 방법이 명세서 및 첨부된 청구범위에서 언급된 경우에, 정의된 단계는 문맥상 관련 가능성을 배제한 경우를 제외하고는, 임의의 순서로 또는 동시에 실행될 수 있다.
모든 압력 값은 게이지 압력으로 이해될 수 있다.
도 1
도 1은 일 실시예의 SOFC 시스템의 공정 흐름 다이어그램이다. SOFC 시스템은 전력, EOR에 적당한 액화된 이산화탄소 생성물, 및 탄화수소 공급재로부터 HFCV에 사용하기에 적당한 수소를 생성하는데 적당하다. 도 1은 설명을 용이하게 하기 위한 간단한 다이어그램이다. 당업자라면 이러한 시스템이 그 의도된 목적으로 작동가능하게 하는 보조적인 설비 및 서브시스템을 갖는 복잡한 구조체라는 것을 알 수 있을 것이다.
SOFC 시스템(100)은 상기 시스템의 외측 공급원으로부터 기화된 액체 탄화수소를 사용하여 정제된 수소의 제조용 탄화수소를 제공한다. 탄화수소 공급 도관(2)은 HFCV 및 EOR-품질의 이산화탄소에 적당한 수소로의 변환을 위해 기화된 액체 탄화수소를 SOFC 시스템(100)으로 안내한다. 탄화수소 공급 도관(2)은 SOFC 시스템(100) 외측의 액체 탄화수소 공급 저장 설비와 연결된다.
탄화수소 공급 도관(2)은 수소화처리기(4)의 공정 유입구와 연결되고 그리고 기화된 액체 탄화수소의 일부를 상기 수소화처리기(4)로 안내한다. 수소화처리기(4)는 수소화처리 촉매보다 수소를 사용하여 유기 유황 화합물을 수소 황화물 및 알칸으로 변환시키도록 작동하여, 수소화처리된 가스를 생성한다. 수소화처리기(4)를 H2 압축 트레인(8, train)과 연결하는 수소 재순환 공급 도관(6)은 압축된 수소의 일부를 상기 수소화처리기(4)로 안내하여, 수소화처리를 위한 수소를 공급한다. 수소화처리된 가스는 수소화처리기(4)로부터 흡착제 층(10, sorbent bed)으로 통과한다. 흡착제 층(10)은 금속 산화물 흡수제를 사용하여 수소화처리된 가스로부터 수소 황화물을 흡수하고 그리고 생성물로서 탈황된 탄화수소 가스를 형성한다.
설명의 용이성을 위하여 비록 도 1이 도시된 구성요소가 서로 나열된 방식으로 도시되어 있지만, 당업자라면 스팀 리포머(12)가 실제로 연소실(16)을 통과하는 개질 촉매를 포함한 촉매 반응기 튜브(14)를 구비한다는 것을 알 수 있을 것이다. 리포머 공급 도관(18)은 흡착제 층(10)을 촉매 반응기 튜브(14)의 공정 유입구와 연결하고 탈황된 탄화수소 가스를 스팀 리포머(14)로 안내한다. 스팀 리포머(14)는 탈황된 탄화수소 가스에서의 알칸을 개질 촉매에 존재하는 스팀으로써 리포머 합성가스로 변환시키도록 작동가능하다. 리포머 합성가스는 수소, 산화 탄소, 및 물로 확실하게 만들어진다. 극미량(Trace amount)의 메탄 및 불황성가스가 또한 존재할 수 있다. 과열된 스팀 도관(20)은 촉매 반응기 튜브(14)와 연결되고 SOFC 시스템(100)의 외측 스팀 발생 시스템으로부터의 과열된 스팀을 상기 촉매 반응기 튜브(14)로 안내한다. 스팀 리포머(14)는 연소실(16)로부터 전달된 열을 수용하고, 상기 연소실은 촉매 반응기 튜브(14)에서 발생하는 개질 공정용 메인 열 구동기(main thermal driver)이다.
리포머 생성물 도관(22)은 스팀 리포머(12)의 촉매 반응기 튜브(14)를 물-가스 쉬프트 반응기 시스템(24)의 공정 유입구와 연결하고 상기 리포머 합성가스를 상기 물-가스 쉬프트 반응기 시스템(24)으로 안내한다. 물-가스 쉬프트 반응기 시스템(24)은 리포머 합성가스에 있는 일산화탄소 및 물을 이산화탄소 및 수소로 변환하도록 작동가능하여, 쉬프트된 합성가스를 형성한다. 물 응축물 도관(26)은 액체 유출구를 통해 물-가스 쉬프트 반응기 시스템(24)과 연결하고 그리고 응축된 물을 SOFC 시스템(100)의 외측 물 조정 설비로 통과시킨다.
물-반응기 생성물 도관(28)은 물-가스 쉬프트 반응기 시스템(24)을 수소 PSA(pressure-swing absorber)(30)와 연결하고 쉬프트된 합성가스를 수소 PSA(30)로 안내한다. 수소 PSA(30)는 쉬프트된 합성가스로부터 수소를 추출하도록 작동가능하여, 저-압력 오프-가스 및 정제된 수소 가스를 형성한다. PSA 오프-가스 도관(32)이 고체 산화물 연료 전지(34)와 연결되고, 그리고 메탄, 산화 탄소, 불활성가스, 및 여러 수소를 포함한 저-압력 오프-가스를 고체 산화물 연료 전지(34)로 나아가게 한다.
생성물 수소 도관(36)은 수소 PSA(30)를 수소 압축 트레인(8)과 연결하고 정제된 수소 가스를 상기 수소 압축 트레인(8)으로 안내한다. 전기분해 수소 도관(38)은 전기분해 전지(40)를 수소 압축 트레인(8)과 연결하고 그리고 전기분해 수소를 상기 수소 압축 트레인(8)으로 안내한다. 수소 압축 트레인(8)은 정제된 수소 가스 및 전기분해 수소 모두를 HFCV에서 운송 및 사용에 적당한 압축된 수소 생성물로 가압한다. 압축된 수소 생성물 도관(42)은 수소화처리기(4)로의 재순환을 위해 사용되지 않는 압축된 수소를 SOFC 시스템(100)의 외측 압축된 수소 생성물 저장 설비로 나아가게 한다.
SOFC 시스템(100)은 시스템의 외측 공급원으로부터의 기화된 액체 탄화수소를 사용하여, 정제된 수소, EOR에 적당한 이산화탄소 및 전기의 제조를 위한 탄화수소를 제공한다. 탄화수소 공급 도관(44)은 프리-리포머(46)와 연결되고 그리고 SOFC 시스템(100)과 무관한 공급원으로부터 기화된 액체 탄화수소를 안내한다. 스팀 재순환 도관(48)은 또한 프리-리포머(46)의 공정 측과 연결되고, 그리고 공급재로서 고체 산화물 연료 전지(34)로부터, 스팀을 포함한, 애노드 오프-가스의 일부를 안내한다. 프리-리포머(46)는 프리-리포머 촉매에 있는 스팀으로서 애노드 오프-가스 및 기화된 공급 탄화수소를 사전-개질된 공정 가스로 변환한다. 사전-개질된 공정 가스가 일부 일산화탄소, 수소, 및 물을 갖는 이산화탄소 및 메탄을 포함한다.
프리-리포머 생성물 도관(50)은 흡착제 층을 프리-리포머(46)와 연결하고 그리고 사전-개질된 공정 가스를 흡착제 층(52)으로 안내한다. 흡착제 층(52)은 프리-리포머(46)를 형성하는 사전-개질된 공정 가스에 존재하는 수소 황화물을 흡수한다. 흡착제 층(52)은 사전-개질된 공정 가스로부터 수소 황화물을 제거할 때 탈황된 공정 가스를 형성한다.
흡착제 층 생성물 도관(54)은 흡착제 층(52)의 유출구와 연결된다. 흡착제 층 생성물 도관(54) 및 PSA 오프-가스 도관(32)은 다운스트림과 결합하여 애노드 공급 도관(56)을 형성한다. 흡착제 층(52)으로부터의 탈황된 공정 가스 및 수소 PSA(30)로부터의 PSA 오프-가스가 혼합되고, 그리고 메탄, 산화 탄소, 수소, 및 물을 포함한 애노드 공급 가스를 형성한다.
애노드 공급 도관(56)은 수소 PSA(30) 및 흡착제 층(52)을 고체 산화물 연료 전지(34)의 애노드(58)와 연결하고 그리고 애노드 공급 가스를 상기 애노드(58)로 안내한다. 애노드(58)는 애노드 공급 가스에 포함된 메탄 및 물을, 수소 및 산화 탄소로 내부적으로 개질하여, 애노드 오프-가스를 형성한다.
압축된 공기 도관(60)은 고체 산화물 연료 전지(34)의 캐소드(62, cathode)와 연결되고 그리고 압축된 공기를 SOFC 시스템(100)과 무관한 공기 조정 시스템으로부터 상기 캐소드(62)로 안내한다. 캐소드에 있어서, 고체 산화물 연료 전지(40)는 캐소드(62)에서의 압축된 공기로부터 산소 이온을 추출하기 위해 전기를 사용하여, 빈산소(oxygen-deficient) 공기를 캐소드(60)에서 형성한다. 캐소드 결핍 공기(cathode deficient air) 도관(64)은 캐소드(44)와 연결되고 그리고 빈산소 공기를 SOFC 시스템(100)과 무관한 공기 조정 시스템으로 통과시킨다.
고체 산화물 연료 전지(34)는 물 및 이산화탄소를 형성하기 위하여 애노드(58)의 애노드 공급 가스에 존재하는 수소 및 일산화탄소로써 추출된 산소 음이온의 전기화학 반응을 촉진시킨다. 전기화학 반응은 전자를 자유롭게 하고, 이러한 일부 전자가 캐소드(62)에서 부가적인 산소 이온을 추출함으로써 전기화학 반응을 계속하는데 유용하다. 애노드 오프-가스 도관(66)은 애노드(58)와 연결되고 그리고 상기 애노드 오프-가스를 프리-리포머(46) 및 연소실(16) 쪽으로 나아가게 한다. 애노드 오프-가스는 극미량의 수소, 메탄, 및 일산화탄소를 갖는 수증기 및 이산화탄소를 포함한다.
전기 도관(68)은 고체 산화물 연료 전지(38)와 연결되고 그리고 고체 산화물 연료 전지(34)에 의해 생성된 과도한 전기를 파워 그리드 도관(70) 및 전기분해 전기 도관(72)으로 나아가게 한다. 파워 그리드 도관(70)은 전기의 일부를 SOFC 시스템(100)과 무관한 전기 분배부로 나아가게 하는 동안 전기분해 전기 도관(72)은 전류를 산소 및 수소 발생을 위한 전기분해 전지(40)로 나아가게 한다.
애노드 오프-가스 도관(66)은 고체 산화물 연료 전지(34)의 애노드(58)의 공정 유출구를 스팀 리포머(12)의 연소실(16) 및 프리-리포머(46)의 공정 유입구와 연결한다. 애노드 오프-가스의 일부가 스트림의 열 및 물의 양 때문에 스팀 재순환 도관(48)을 통해 프리-리포머(46)로 재순환된다. 잔여 애노드 오프-가스는 리포머 공급 도관(74)을 통하여 스팀 리포머(12)의 연소실(16) 쪽으로 나아가게 된다.
전기분해 전기 도관(72)은 고체 산화물 연료 전지(34)를 전기연통하게 전기분해 전지(40)와 연결한다. 전기분해 전기 도관(72)은 전기를 전기분해 전지(40)로 안내한다. 전기분해 물 도관(76)은 SOFC 시스템(100)과 무관한 물 조정부로부터 전기분해 전지(40)를 안내한다. 전기분해 전지(40)는 전기 분리(splitting) 물로부터 전기분해 수소 및 전기분해 산소를 생성하도록 작동가능하다. 전기분해 수소 도관(38)은 생성된 전기분해 수소를 수소 압축 트레인(8)으로 나아가게 하고 그리고 전기분해 산소 도관(78)은 전기분해 산소를 스팀 리포머(12)의 연소실(16)로 나아가게 한다.
SOFC 시스템(100)은 고체 산화물 연료 전지(34) 오프-가스를 EOR-품질 이산화탄소 생성물로 연소시키기 위한 탄화수소를 제공하기 위하여 그리고 스팀 리포머(12)의 촉매 반응기 튜브(14)에서의 촉매 개질을 위한 열을 제공하기 위하여, 시스템의 외측 공급원으로부터 기화된 액체 탄화수소를 사용한다.
탄화수소 공급 도관(82)은 기화된 액체 탄화수소를 스팀 리포머(12)의 연소실(16)로 안내한다. 연소실(16)은 전기분해 산소와 애노드 오프-가스 및 기화된 액체 탄화수소의 연소로부터 연통 가스를 형성하도록 작동가능하다. 연통 가스는 주로 가능한 적은 양의 산소 및 물을 갖는 이산화탄소이다.
연통 가스 도관(84)은 연소실(16)을 CO2 정화 시스템(86)의 공정 유입구와 연결한다. 연통 가스 도관(84)은 연통 가스를 CO2 정화 시스템(86)으로 안내한다. CO2 정화 시스템(84)은 연통 가스로부터 이산화탄소를 분리하고 이를 액체 이산화탄소 생성물로 변환하도록 작동가능하다. CO2 정화 시스템(86)은 또한 분리 공정의 일부로서 가스 퍼지 및 물을 생성한다. CO2 생성물 도관(88)은 액체 이산화탄소 생성물을 SOFC 시스템(100)과 무관한 CO2 생성물 저장부로 나아가게 한다. 물 도관(90)은 응축된 물을 SOFC 시스템(100)과 무관한 물 조정부로 나아가게 한다. 가스 퍼지 도관(92)은 SOFC 시스템(100)과 무관한 CO2 정화 시스템 지점으로부터 가스를 나아가게 한다.
탄화수소 연료
SOFC 시스템은 생성물 수소, 이산화탄소 및 전기를 생성하도록 이용가능한 반응물용 공급원뿐만 아니라 에너지의 공급원 모두로서 다양한 탄화수소 연료를 받아들이도록 작동가능하다. SOFC 시스템에서 사용하기 위한 사용가능한 탄화수소 연료의 실시예는 수소, 메탄, 에탄, 프로판, 부탄, 펜테인(pentane), 헥세인(hexanes), 액화 석유 가스(LPG), 액화 천연 가스(LNG), 및 천연 가스 액체(NGL)를 포함하는, 천연 가스 및 그 분류 그리고 천연 가스의 혼합물; 천연 및 정제된 가솔린; 관련된 가스 액체 응축물; 나프타, 특히 중 나프타, 등유, 및 가스 오일을 포함하는 대기 원유 분류(atmospheric crude oil fraction); 디젤 연료; 혼합된 BTEX(벤젠/톨루엔/에틸벤젠/자일렌(benzene/toluene/ethylbenzene/xylene)를 포함하는, 후-정제된 순수한, 혼합된 또는 오염된 석유화학제품; 및 액체 진공 원유 분류를 포함한다. 나프타, 등유 및 디젤 가스 오일을 포함한 대기 원유 분류는 그 관련된 이용가능성, 휴대성 및 밀도 때문에 사용가능한 탄화수소 연료이다. 이들 탄화수소 연료는 또한 저장 및 유체 이동성의 상기 탄화수소 연료의 상태를 유지하도록 부가적인 냉각 또는 가열을 필요로 하지 않는다.
SOFC 시스템을 사용하는 방법은 액체가 아닌 상태에서 탄화수소 연료를 상기 SOFC 시스템으로 안내하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 방법은 가스와 같은 탄화수소 연료, 기화된 액체, 3개의 임의의 조합과 같은 원자화된 액체를 안내한다. 원자화는 액체가 아닌 상태를 달성하기 위한 과도한 가열 때문에 코팅(coking)되는 것을 피하기 위하여, 170 ℃를 넘는 FBP(최종 끓는점, final boiling point)를 갖는 탄화수소 액체에 대해 사용된다. 원자화를 요구할 수 있는 탄화수소 연료의 실시예가 중 나프타, 등유, 디젤 연료, 및 연료 오일을 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 380 ℃의 온도에서 탄화수소 연료를 안내하는 단계를 포함한다.
일 실시예의 사용 방법은, 조성적으로 유사한 탄화수소 연료를, SOFC 시스템을 통해, 안내하는 단계를 포함한다. 이러한 실시예에 있어서, 탄화수소 연료가 수소 생성 공정을 제공하는 수소화탈황 시스템, 전기 생산 공정을 제공하는 프리-리포머, 및 이산화탄소 생성 공정을 제공하는 리포머 연소실로 안내된다. 도 1에 도시된 실시예의 SOFC 시스템은 탄화수소 연료를 단일의 탄화수소 연료 공급원으로부터 안내한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 제 1 탄화수소 연료를 상기 SOFC 시스템의 한 부분으로 안내하는 단계와, 제 2 탄화수소 연료를 상기 SOFC 시스템의 다른 부분으로 안내하는 단계를 포함하며, 이 경우 상기 제 1 탄화수소 연료 및 상기 제 2 탄화수소 연료는 상이한 조성을 갖는다. 이러한 실시예는 상이한 이용가능한 탄화수소 공급원료, 생성물의 목록(inventory), 소비자 요구, 및 공급원료 가격에 기초한 수소, 전기, 및 이산화탄소 생성물을 최적화하도록 SOFC 시스템을 작동시키는데 융통성을 제공한다.
수소화탈황 시스템
액체 탄화수소, 특히 원유의 대기 증류된 분류는 유기 유황 화합물을 포함한다. 헤테로유기 유황 화합물의 실시예에는 알칸 및 시클로알칸 황화물, 메르캅탄(mercaptan), 이황화물, 다유화물, 그리고 싸이오펜(thiophene)이 포함된다. 유기 및 무기 유황 화합물은 대부분의 리포머 및 전기화학 촉매의 능력을 줄인다(poison). SOFC 시스템은 수소화처리기 촉매에 존재하는 수소를 사용하여 수소 황화물로 유기 유황 화합물을 변환하도록 작동가능한 수소화탈황 시스템을 포함한다. 수소화탈황 시스템은 또한 공정 가스로부터 수소 황화물을 제거하여 상기 공정 가스를 중화하도록 작동가능하다.
수소화탈황 시스템의 수소화처리기는 수소 황화물로의 유기 유황 화합물의 변환을 위해 수소를 수용한다. 수소는 정화되거나 혼합될 수 있다. 수소는 SOFC 시스템의 내측이나 또는 외측의 공급원으로부터 비롯될 수 있다. 일 실시예의 SOFC 시스템은 상기 SOFC 시스템의 다운스트림 부분으로부터 수소화처리기로의 수소 재순환부를 포함한다. SOFC 시스템과 유관한 수소-포함 스트림은 수소 정화 시스템의 생성물 가스 및 오프-가스, 산소 발생 시스템으로부터의 수소 가스 그리고 물-가스 쉬프트 반응기 시스템으로 처리된 공정 가스를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 부분적으로 압축된 생성물 수소를 수소 생성물 압축기로부터 수소화처리기까지 재순환하는 단계를 포함한다. 수소는 수소화처리기 촉매 - 몰리브덴 코발트 촉매에 존재하는 헤테로유기 화합물과 반응한다.
SOFC 시스템은 수소화처리된 가스로부터 수소 황화물을 제거하도록 작동가능한 흡착제 층을 포함한다. 흡착제 층은 고체 금속 산화물 건조제를 사용해 수소 황화물을 제거하여, 탈황된 탄화수소 가스를 생성한다. 흡착제 층은 수소 황화물을 흡수하는 금속 산화물을 포함한다. 사용가능한 금속 산화물의 실시예에는 산화 주석, 산화철 및 산화아연이 포함된다.
스팀 리포머
SOFC 시스템은 스팀 리포머를 포함하고, 상기 스팀 리포머는 연소실이나 또는 노(furnace)를 통과하는 촉매 반응기 튜브를 포함한다. 리포머의 촉매 반응기 측은 탄화수소를 수소로 그리고 적은 부분의 메탄 및 산화 탄소로 변환하도록 작동가능하다. 노 측은 탄화수소를 연소시키고 그리고 이산화탄소를 만듬으로서 촉매 반응기 측에 대해 열을 제공한다. 노 측에서의 연소로부터의 열은 촉매 반응기 튜브로 복사하고 그리고 크래킹(cracking) 반응을 촉진시킨다. 스팀 리포머는 다수의 촉매 반응기 튜브를 포함한다.
리포머 촉매 반응기 튜브
SOFC 시스템에 있어서, 촉매 반응기 튜브는 수소화탈황 시스템의 흡착제 층과 연결되고 그리고 탈황된 탄화수소 가스를 수용한다. 촉매 반응기 튜브는 대부분의 수소 및 거의 없는 메탄으로 합성 가스를 생성하기 위해 개질 촉매와 관련하여 스팀 개질을 사용한다. 적은 부분의 산화 탄소가 또한 존재한다.
촉매 반응기 튜브는 또한 스팀을 수용하고, 상기 스팀은 개질이 흡열 공정이기 때문에 개질 반응용 물뿐만 아니라 고유의(intrinsic) 열을 제공한다. 스팀은 습윤, 건조 또는 과열된 스팀일 수 있다. 과열된 스팀이 유용하다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 650 ℃의 온도를 갖는 과열된 스팀을 촉매 반응기 튜브로 안내하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 2:1 내지 대략 4:1의 범위의 스팀-대-탄소 몰의 공급 비(SCR : Steam-to-carbon molar feed ration)에서 스팀을 촉매 반응기 튜브로 안내하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 3:1의 SCR 값에서 스팀을 촉매 반응기 튜브로 안내하는 단계를 포함한다. SCR는 촉매 반응기 튜브에 공급된 탈황된 액화된 탄화수소에서의 탄소의 모든 몰에 대한 몰 량의 (물과 같은) 스팀이다.
메탄화를 용이하게 하기 위하여, 촉매 반응기 튜브는 정상 스팀 리포머 상태보다 더 낮은 압력 및 온도 범위에서 작동한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 775 ℃ 내지 대략 825 ℃의 범위로 촉매 반응기 튜브 내의 온도를 유지시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 800 ℃로 촉매 반응기 튜브 내의 온도를 유지시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 8 bar 내지 대략 10 bar의 범위로 촉매 반응기 튜브에서의 압력을 유지시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 9.7 bar로 촉매 반응기 튜브 내의 압력을 유지시키는 단계를 포함한다.
촉매 반응기 튜브에서의 개질 촉매는 적어도 하나의 활성 금속을 갖는다. 활성 금속 개질 촉매 재료는 바람직하게는 적어도 하나의 그룹 8-10의 금속으로 이루어지며 더욱 바람직하게는 니켈이다. 니켈은 활성도, 낮은 가격 및 용이한 이용가능성 때문에 바람직하다. 활성 금속 개질 촉매로 사용가능한 실시예의 금속에는 코발트, 란탄, 플래티늄, 팔라듐, 이리듐, 로듐, 오스뮴, 니켈, 철, 및 루테늄이 포함된다. 활성 금속 개질 촉매용 캐리어(carrier) 재료가 금속 산화물 및 MMO(mixed metal oxide)를 포함한다. 적당한 캐리어 재료의 실시예에는 α- 및 γ-알루미나, 마그네슘-알루미늄 옥사이드, 세륨 옥사이드, 세륨-지르코니움 옥사이드, 망가니즈 옥사이드(manganese oxide), 란탄 옥사이드, 니오브(niobium) 옥사이드, 몰리브덴 옥사이드, 칼슘-알루미네이트, 산화아연, 실리콘 옥사이드 및 티타늄 옥사이드가 포함된다. 비록 이론적으로 한정되는 것은 아니지만, 많은 금속 산화물 및 혼합된 금속 산화물은 그 촉매 활성도가 확실하게 추측되고 그리고 이에 따라 개질 반응에서의 공-촉매로 작동한다. 촉매 캐리어의 구조체는 바람직하게는 촉매가 파쇄되는 것을 방지하기 위해 열 순환을 저지한다.
생성물 리포머 합성가스에는 수소, 메탄, 산화 탄소 및 물이 포함된다. 일련의 열 교환기가 열을 재포집하고 다운스트림 분리를 지지하도록 촉매 반응기 튜브로부터 통과 시 대략 300 ℃ 아래로 합성가스를 냉각할 수 있다.
리포머 연소실
SOFC 시스템에 있어서, 리포머 연소실은 애노드 오프-가스의 일부를 수용하도록 고체 산화물 연료 전지와 연결된다. 리포머 연소실은 또한 일차 연료로서 기화된 액체 탄화수소를 수용한다. 리포머 연소실은 또한 공급재로서 산소를 제공하는 산소 발생 시스템과 연결된다. "순산소-연소기"의 주요 생성물이 대부분의 이산화탄소 및 열을 갖는 연통 가스이다. 연소로부터의 열이 개질을 지지하도록 리포머 촉매 반응기 튜브로 전달된다.
산소는 리포머 연소실에서의 반응물이다. SOFC 시스템은 산소를 리포머 연소실로 안내하도록 작동가능한 산소 발생 시스템을 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 리포머 연소실로 안내된 모든 탄화수소 및 수소를 완전하게 연소하는데 필요한 산소를 과도한 화학량적인 양으로 안내하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 리포머 연소실로 안내된 탄화수소 및 수소의 완전한 열 연소에 화학량적으로 필요한 것보다 적어도 10 퍼센트 더 산소를 안내하는 단계를 포함한다. 부가적인 산소는 이산화탄소 및 물로 탄화수소와 수소의 연소가 완전하게 연소하는 것을 보장한다. 안내된 산소는 혼합되거나 또는 순수할 수 있지만; 그러나, 공기 또는 "농축된 공기"가 NOx의 형성을 피하는데 바람직하지 않다.
SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 900 ℃에서 노의 작동 온도를 유지하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 열 전달을 촉진시키기 위하여, 리포머 연소실과 촉매 반응기 튜브 사이에 적어도 90 ℃의 온도 차를 유지시키는 단계를 포함한다.
생성물 연통 가스는 거의 순수한 이산화탄소이다. 일련의 열 교환기가 열을 재포집하도록 대략 30 ℃ 내지 50 ℃ 아래로 리포머 연소실을 통과한 가스를 냉각할 수 있다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 38 ℃ 아래로 리포머 연소실을 통과한 가스를 냉각하는 단계를 포함한다.
물-가스 쉬프트 반응기 시스템
SOFC 시스템은 물-가스 쉬프트 반응기 시스템을 포함하고, 상기 물-가스 쉬프트 반응기 시스템은 물을 사용하여 리포머 합성가스에 존재하는 대부분의 일산화탄소를 물-가스 쉬프트 촉매에 존재하는 이산화탄소 및 수소로 변환시키도록 작동가능하다. 리포머 합성가스는 이산화탄소로의 변환에 필요한 적은 양의 일산화탄소를 갖는다. 더욱이, 물-가스 쉬프트 반응기 시스템은 수소 생성물을 만든다. 물-가스 쉬프트 반응기 시스템은 쉬프트된 합성가스 생성물을 생성한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 개질된 합성가스의 일산화탄소가 이산화탄소로의 총 변환이 대략 96% 이도록, 물-가스 쉬프트 반응기 시스템을 작동시키는 단계를 포함한다.
SOFC 시스템은 이중-스테이지의 물-가스 쉬프트 반응기 시스템을 사용하고, 상기 이중-스테이지 중에서 제 1 스테이지는 HTS(high temperature shift, 고 온도 쉬프트) 반응기이고 제 2 스테이지는 LTS(low temperature shift, 저 온도 쉬프트) 반응기이다. HTS 반응기는 리포머 합성 가스에 있는 일산화탄소 및 물의 일부를 이산화탄소 및 수소로 변환하도록 작동하여, 부분적으로 쉬프트된 리포머 합성가스를 형성한다. 일 실시예의 SOFC 공정은, HTS 반응기를 대략 300 ℃의 온도로 유지하기 위하여, 상기 HTS 반응기를 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 리포머 합성가스로써 안내된 대략 75%의 일산화탄소가 이산화탄소로 변환하도록 HTS 반응기를 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 HTS를 단열적으로 작동시키는 단계를 포함한다.
HTS 반응기는 부분적으로 쉬프트된 리포머 합성가스를 LTS 반응기로 통과시킨다. LTS 반응기는 또한 리포머 합성가스에 있는 일산화탄소 및 물의 일부를 이산화탄소 및 수소로 변환시키도록 작동한다. LTS 반응기로부터의 생성물이 단지 적은 양의 일산화탄소가 존재하는 쉬프트된 리포머 합성가스이다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 LTS 반응기로의 안내 이전에 대략 200 ℃ 내지 대략 230 ℃의 범위의 온도로 부분적으로 쉬프트된 리포머 합성가스를 냉각시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 부분적으로 쉬프트된 리포머 합성가스를 대략 216 ℃까지의 온도로 냉각하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 부분적으로 쉬프트된 리포머 합성가스로써 안내된 대략 80%의 일산화탄소가 이산화탄소로 변환하도록 LTS 반응기를 작동시키는 단계를 포함한다.
SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 쉬프트된 리포머 합성가스를 대략 30 ℃ 내지 대략 50 ℃의 범위의 온도까지 냉각시키는 단계를 포함한다.
수소 정화 시스템
SOFC 시스템은 물-가스 쉬프트 시스템의 LTS 반응기와 연결되는 수소 정화 시스템을 포함한다. 수소 정화 시스템은 안내된 쉬프트된 리포머 가스로부터 수소를 분리시키도록 작동하여, 정화된 수소 가스 및 오프-가스를 형성한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 99.50 내지 대략 99.99의 몰 퍼센트 범위의 수소 순도를 갖는 정화된 수소 가스를 형성하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 99.99 몰 퍼센트의 수소 순도를 갖는 정화된 수소 가스를 형성하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 5 bar 내지 대략 10 bar 압력 범위의 압력을 갖는 정화된 수소 가스를 형성하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 7 bar 압력의 압력을 갖는 정화된 수소 가스를 형성하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 0.4 bar 내지 대략 1.0 bar 범위의 압력을 갖는 오프-가스를 형성하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 0.4 bar의 압력을 갖는 오프-가스를 형성하는 단계를 포함한다. 수소 정화 시스템 오프-가스는 일산화탄소, 이산화탄소, 메탄, 물 및 수소를 포함한다.
수소 정화 시스템은 극저온의 액상화, 포스트-스크러빙(post-scrubbing) 메탄화에 의한 습식 세정(wet scrubbing)(예를 들면, 벤필드(Benfield) 공정), 선택식 멤브레인 분리 및 PSA(pressure-swing-absorption) 시스템을 포함한, 화학 처리 산업에서 잘 알려진 많은 기술을 사용하여, 쉬프트된 리포머 합성가스를 분리할 수 있다. 일 실시예의 SOFC 시스템은 수소를 정화하도록 작동가능한 PSA를 포함한다. 수소 정화 시스템은 정화된 수소를 수소 압축기 시스템으로 통과시킨다. 수소 정화 시스템은 전기 생산을 위하여 오프-가스를 고체 산화물 연료 전지로 나아가게 한다.
수소 압축 및 저장 시스템
SOFC 시스템은 수소 압축기 및 저장 시스템을 포함한다. 수소 압축기 및 저장 시스템은 수소 정화 시스템과 연결되고, 정화된 수소를 수용하며, 그리고 운송, 저 온도에서의 긴-기간의 저장, 운송을 포함한 최종-사용에 그리고 HFCV에 연료보급에 적당한 압축된 수소 생성물과 같은 생성물 수소를 압축하고 저장하도록 작동가능하다.
SOFC 공정에 있어서, 수소 압축 및 저장 시스템은 제 1 압축 시스템을 사용하여 대량 수소 저장을 위해 대략 170 bar까지 정화된 수소를 가압한다. 제 2 압축기 시스템을 사용하여, 수소 압축 및 저장 시스템은 일련의 단계적 반응(cascade) 저장을 위해 대략 430 bar까지 정화된 수소를 가압한다. 일련의 단계적 반응 저장 압력에서, 압축된 수소 생성물은 소매 방식으로 HFCV에 분배하는데 유용하다. 분배 압력은 수소-분배 소매 시장의 요구로 주어진 일련의 단계적 반응 저장 압력보다 약간 낮은 압력(대략 350 bar)에서 상당히 높은 압력(대략 700 bar)까지의 범위에 속한다. 수소를 이들 사용 및 저장 압력으로 가압하는데 유용한 다양한 압축 기술이 당업자에게 알려져 있고 그리고 단일의 및 다중-스테이지의 압축기, 인터쿨러 그리고 미스트 제거기를 포함한다.
일 실시예의 SOFC 시스템은 압축된 수소 생성물의 일부를 수소화처리 시스템으로 통과시키도록 작동가능하고 그리고 상기 수소화처리 시스템과 연결되는 수소 압축 및 저장 시스템을 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 대량의 수소 저장 압력의 압력에서 압축된 수소 생성물을 수소화 처리 시스템으로 통과시키는 단계를 포함한다.
일 실시예의 SOFC 시스템은 산소 발생 시스템과 연결되는 수소 압축 및 저장 시스템을 포함한다. 이러한 실시예에 있어서, 수소 압축기 시스템은 산소 발생 시스템을 통과하는 정화된 수소를 수용하도록 작동가능하다. 수소 압축기 시스템은 산소 발생 시스템으로부터의 정화된 수소를 리포머로부터의 정화된 수소와 함께 압축된 수소 생성물로 가압하고 혼합하도록 작용한다.
프리-리포머
SOFC 시스템은 프리-리포머를 포함한다. 프리-리포머는 안내된 공급재의 비-메탄 탄화수소를 메탄-농후 유출물(effluent)로 변환하도록 작동가능하다. 메탄-농후 유출물은 내부적으로 개질하고 이후 전기화학적으로 산화 탄소로 변환하여, 전기를 생성하기 위한 다운스트림 SOFC에 유용하다.
SOFC 시스템에 있어서, 프리-리포머는 기화된 액체 탄화수소를 수용한다. 일 실시예의 SOFC 공정은, 기화된 액체 탄화수소 조성을, 수소화탈황 시스템으로 안내된 것과 동일한 액체 탄화수소 조성을 갖는 프리-리포머로 안내하는 단계를 포함한다. 프리-리포머는 수증기를 사용하여 기화된 액체 탄화수소로 안내되고 프리-리포머 촉매에 존재하는 비-메탄 탄화수소를, 메탄 및 산화 탄소를 포함한 프리-리포머 합성가스 생성물로 변환시키도록 작동가능하다.
SOFC 시스템에 있어서, 프리-리포머는 SOFC의 애노드 유출구와 연결된다. 프리-리포머는 애노드 배기 재순환 스트림과 같은 고체 산화물 연료 전지 애노드 오프-가스의 일부를 수용하도록 작동가능하다. 애노드 오프-가스는 상당한 부분의 이산화탄소 및 수증기뿐만 아니라 약간의 양의 메탄, 수소 및 일산화탄소를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 스팀-대-탄소 몰 비가 대략 3:1 내지 대략 4:1의 범위 내에 있도록, 애노드 배기 재순환을 프리-리포머로 안내하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 스팀-대-탄소 몰 비가 3.5:1의 비 이도록, 애노드 배기 재순환을 프리-리포머로 안내하는 단계를 포함한다. "스팀"은 SOFC 애노드 오프-가스에서의 몰 물(증기 형태로)이다. "새로운 탄소"는 안내된 기화된 액체 탄화수소에서의 몰 탄소이다. SOFC 애노드 오프-가스가 사전에 가열된 상당한 양의 수증기를 포함하기 때문에, SOFC 시스템의 프리-리포머는 "새로운" 또는 "보충(make-up)" 스팀이 공급재로서 요구되지 않도록 작동할 수 있다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 스팀-대-탄소 몰 비의 범위가 대략 3:1 내지 대략 4:1 이도록 스팀을 프리-리포머로 안내한다.
SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 프리-리포머를 단열적으로 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 350 ℃ 내지 대략 400 ℃ 범위의 온도에서 프리-리포머를 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 9 bar의 범위의 압력에서 프리-리포머를 작동시키는 단계를 포함한다.
프리-리포머에서 발생하는 개질 공정은 프리-개질 촉매와 관련하여 발생한다. 일 실시예의 SOFC 시스템은 내황성(sulfur-tolerant)인 활성 귀 금속 촉매를 포함한 프리-리포머를 포함한다. 귀 금속에는 플래티늄, 팔라듐, 이리듐, 로듐, 루테늄, 은 및 금이 포함된다. 프리-개질 촉매는 또한 SDC(samaria-doped ceria), 가돌리니아-도프된 세리아(gadolinia-doped ceria) 및 이트리아-도프된 세리아(yttria-doped ceria)와 같은 재료를 포함할 수 있으며, 상기 재료는 또한 그 선택도 및 개질 활성도를 향상시킨다. 프리-개질 촉매와 관련하여, 상기 언급된 유기 유황 화합물을 포함한 헤테로유기 화합물은 알칸 및 수소 황화물로 변환된다. 알칸은 또한 프리-리포머 합성가스 생성물의 일부로서 프리-리포머로부터 배출되기 전에 메탄 및 산화 탄소로 변환한다.
프리-리포머 합성가스 생성물은 전기 생산을 위해 SOFC에서의 사용을 위한 메탄 및 탄화수소 혼합물이다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 건조 몰 기준으로 대략 15 퍼센트 내지 대략 20 퍼센트 범위의 메탄을 갖는 프리-리포머 합성가스 생성물을 생성하도록, 상기 프리-리포머를 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 건조 몰 기준으로 대략 17 퍼센트의 메탄을 갖는 프리-리포머 합성가스 생성물을 생성하도록, 상기 프리-리포머를 작동시키는 단계를 포함한다. 프리-리포머 합성가스 생성물의 나머지는 명확하게도 수소 및 산화 탄소이다.
프리 - SOFC 흡착제 층
SOFC 시스템은 프리-리포머 합성가스 생성물로부터 수소 황화물을 제거하도록 작동가능한 흡착제 층을 포함한다. 프리-리포머 합성가스 생성물로부터 수소 황화물을 제거하는 것은 고체 산화물 연료 전지에서 세라믹 전해액 및 개질 촉매를 보호한다. 흡착제 층은 프리-리포머의 유출구와 연결되고 그리고 프리-리포머 합성가스를 수용한다. 흡착제 층은 수소 황화물을 흡수하는 금속 산화물을 포함한다. 예시적인 금속 산화물에는 산화 주석, 산화철 및 산화아연이 포함된다. 흡착제 층은 탈황된 프리-리포머 합성가스를 생성한다.
고체 산화물 연료 전지
SOFC 시스템은 애노드 측 및 캐소드 측을 연결하는 세라믹 전해액을 갖는 고체 산화물 연료 전지를 포함한다. SOFC의 애노드 측은 개질 촉매와 관련하여 메탄 및 물을 일산화탄소 및 수소로 내부적으로 개질하고, 이후 산소 음이온으로써 형성된 합성 가스를 이산화탄소 및 물로 전기화학적으로 변환하여, 자유 전자를 생성하도록 작동가능하다. 캐소드 측은 산소를 산소 음이온으로 변환하기 위하여 자유 전자를 사용하도록 작동가능하다. 산소 이온은 세라믹을 통해 캐소드 측으로부터 애노드 측까지 이온-안내 전해액을 운송하고 그리고 전해액 표면에서 합성가스와 반응한다. 고체 산화물 연료 전지에 의해 생성된 과도한 전력이 SOFC 공정의 생성물이다.
SOFC 시스템에 있어서, 고체 산화물 연료 전지의 애노드는 프리-리포머와 연결되는 흡착제 층의 유출구, 및 수소 정화 시스템의 오프-가스 측 모두와 연결된다. 2개의 유출구 스트림은 합쳐지고 그리고 메탄, 수소, 산화 탄소 및 물을 포함한 애노드 공급 스트림을 형성한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 애노드로의 안내 이전에 애노드 공급 스트림을 대략 600 ℃까지 예열하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 고체 산화물 연료 전지 애노드 오프-가스로써 애노드 공급 스트림을 예열하는 단계를 포함한다.
애노드 공급 스트림에서의 비-메탄 알칸 및 수소의 양을 최소화하는 것과 메탄 조성을 최대화하는 것은 고체 산화물 연료 전지의 내부 개질 용량을 증대시키고 전기 발생을 향상시킨다. 내부 개질이 고체 산화물 연료 전지에서의 개질 촉매와 관련하여 발생한다. 내부 개질은, 흡열 개질 반응이 오프-가스로의 합성 가스의 발열성 전기화학 변환을 냉각시킴에 따라, 고체 산화물 연료 전지의 세라믹 전해액을 냉각시키도록 캐소드 측에 사용된 압축된 공기의 양을 낮춘다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 500 ℃ 내지 대략 1000 ℃ 범위의 온도에서 고체 산화물 연료 전지의 애노드 측을 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 725 ℃ 내지 대략 775 ℃ 범위의 온도에서 고체 산화물 연료 전지의 애노드 측을 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 750 ℃ 범위의 온도에서 고체 산화물 연료 전지의 애노드 측을 작동시키는 단계를 포함한다.
SOFC 시스템에 있어서, 애노드는 프리-리포머 유입구 및 리포머 연소실 모두와 연결된다. 생성물 애노드 오프-가스는 이산화탄소 및 물이 풍부하지만, 그러나 일부 수소, 일산화탄소, 물, 및 메탄을 또한 갖는다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 애노드 오프-가스의 일부를 150 ℃ 아래의 온도까지 냉각하는 단계와, 이를 대략 1.2 bar의 압력까지 압축하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 애노드 오프-가스의 일부를 대략 93 ℃의 온도까지 냉각하는 단계를 포함한다. 냉각된, 가압된 애노드 오프-가스가 그의 물, 수소 및 메탄 용량을 위한 공급 프리-리포머용으로서 유용하다.
고체 산화물 연료 전지의 캐소드 측은 애노드 측에서의 합성 가스의 전기화학 변환에 필요한 산소를 공급하고 그리고 세라믹 전해액을 냉각하기 위해 공기 블로워에 의해 구동된 공기를 수용한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 0.7 bar의 압력에서 고체 산화물 연료 전지의 캐소드 측으로 공급 공기를 안내하는 단계를 포함한다. 공급 공기를 예열하는 것은 산소 음이온으로의 산소 감소를 향상시킨다. 일 실시예의 SOFC 공정은 공급 공기를 캐소드로의 안내 이전에 대략 600 ℃의 온도까지 예열하는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 산소-고갈된 캐소드 측 배출(discharge)으로써 공급 공기를 예열하는 단계를 포함한다.
고체 산화물 연료 전지는 과잉의 SOFC 공정 소비 요건으로 파워를 생성한다. 고체 산화물 연료 전지 시스템은 과도한 전력을, 즉, 고체 산화물 연료 전지나 또는 여러 내측 SOFC 시스템 사용자에 의해 사용되지 않는 전기를 외측 분배 시스템으로 나아가게 한다. 일 실시예의 SOFC 시스템은 고체 산화물 연료 전지가 산소 발생 시스템과 전기연통하게 연결되고 그리고 전류를 상기 산소 발생 시스템으로 통과시키도록 작동가능한 곳을 포함한다. 이러한 실시예에 있어서, 고체 산화물 연료 전지로부터의 전기 아웃풋은 산소 발생기 시스템에서의 산소-발생 공정을 지지한다. 외측 분배 시스템은 전기를 EV에 제공하도록 작동가능한 소매상의 분배 시스템을 포함한다.
산소 발생 시스템
SOFC 시스템은 산소 발생 시스템을 포함한다. 산소 발생 시스템은 산소를 생성하고 이후 SOFC 시스템으로 안내하도록 작동가능하다. 산소 발생 시스템은 산소를 형성해 분배하기 위해 화학 처리 산업에서 잘 알려진 많은 기술을 사용할 수 있으며, 상기 기술에는 전기분해 전지, 극저온의 공기 분리, 산소-선택식 운송 멤브레인 분리, VPSA(Vaccum PSA) 유닛 분리 및 오존 발생기 기술이 포함된다.
SOFC 시스템에서의 산소 발생 시스템은 리포머 연소실과 연결되고 그리고 리포머 연소실로 공급재처럼 산소를 통과시킨다. 산소는 순수한 공급재로서 또는 혼합물로서 진입할 수 있다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은, 산소 발생 시스템이 건조 몰 기준(dry molar basis)으로 적어도 80 퍼센트 산소 순도를 갖는 산소를 생성하도록, 상기 산소 발생 시스템을 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은, 산소 발생 시스템이 건조 몰 기준으로 적어도 90 퍼센트의 산소 순도를 갖는 산소를 생성하도록, 상기 산소 발생 시스템을 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은, 산소 발생 시스템이 건조 몰 기준으로 적어도 95 퍼센트의 산소 순도를 갖는 산소를 생성하도록, 상기 산소 발생 시스템을 작동시키는 단계를 포함한다.
일 실시예의 SOFC 시스템이 물을 사용해 전기분해 산소 및 전기분해 수소를 생성하는데 작동가능한 산소 발생 시스템과 같은 전기분해 전지를 포함한다. 이러한 실시예에 있어서, 전기분해 전지는 물을 별도의 산소 생성물 및 수소 생성물로 분해하기 위하여 전기를 사용하도록 작동가능하다. 일 실시예의 이러한 전기분해 전지는 매우 순수한 수소 (99.99 몰 퍼센트) 및 산소를 생성할 수 있는 양자 전해액 멤브레인(PEM : proton electrolyte membrane) 전기분해 전지이다. 이러한 일 실시예의 SOFC 시스템에 있어서, 산소 발생 시스템은 리포머 연소실 및 수소 압축 시스템 모두와 연결되고, 여기서 전기분해 산소가 리포머 연소실로 통과하고 그리고 전기분해 수소가 수소 압축기 시스템으로 통과한다. 전기분해 수소는 수소 압축기 시스템으로의 안내 이전에 그 압력을 상승시키도록 사전-압축을 필요로 할 수 있다.
산소 발생 시스템은 SOFC 시스템에서 사용하기 위해 공급재를 산소로 변환하기 위해 전력을 사용할 수 있다. 일 실시예의 SOFC 시스템은, 고체 산화물 연료 전지로부터의 전기가 산소 발생 시스템에서 산소-발생 반응을 촉진시키도록, 상기 고체 산화물 연료 전지를 산소 발생 시스템과 전기연통하게 연결하는 단계를 포함한다.
SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 산소 발생 동안에 대략 50 ℃의 온도에서 산소 발생 시스템의 온도를 유지시키는 단계를 포함한다.
CO2 정화 및 액상화 시스템
SOFC 시스템은 CO2 정화 및 액상화 시스템을 포함한다. CO2 정화 및 액상화 시스템은 리포머 연소실로부터 냉각된 연통 가스를 수용하고 냉각된 연통 가스로부터 물 및 산소를 별도로 추출하여, 정제된 이산화탄소 가스를 형성하도록, 작동가능하다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 10 ppm(parts-per-million) 몰 이하의 산소 농도를 갖는 정제된 이산화탄소를 형성하는 단계를 포함한다.
CO2 정화 및 액상화 시스템은 또한 액체 이산화탄소 생성물을 형성하도록, 정제된 이산화탄소 가스를 냉각하고 압축하도록, 작동가능하다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 대략 -20 ℃ 내지 대략 -50 ℃ 범위의 온도 및 대략 22 bar의 압력을 갖는 액체 이산화탄소 생성물을 형성하는 단계를 포함한다. 정제된 이산화탄소를 액화하기 위한 적당한 압축 및 냉각 기술은 프로판 냉각장치(chiller)를 포함한다.
SOFC 공정 및 시스템은 화학 생산, EOR 공정 또는 격리에서 사용하기 위해 생성된 이산화탄소를 포함하고 회수하는데 매우 효과적이다. SOFC 시스템을 사용하는 일 실시예의 방법은 상기 SOFC 시스템에서 생성된 모든 이산화탄소의 90%가 포집되고 액체 이산화탄소 생성물로 변환되도록, 시스템을 작동시키는 단계를 포함한다. SOFC 공정은 잔여 이산화탄소 및 불활성 가스를 퍼지한다.
HFCV 및 EV 용 대체 연료 보급소
대체 연료 보급소는 상기 기재한 바와 같은 SOFC 시스템을 사용하여, 대체 연료인, 압축된 수소를 공급하고 전류를 나아가게 한다. 대체 연료 보급소는, 압축된 수소를 분배하고 전류를 나아가게 하여, 수소 연료 전지 차량(HFCV) 및 전기 차량(EV)을 포함한 대체 연료 차량에 연료보급하도록, 작동가능하다. 대체 연료 보급소는 적어도 하나의 도관을 포함하고, 상기 도관은 HFCV와 연결되고 압축된 수소를 상기 HFCV로 이송하여 상기 HFCV에 연료보급하도록 작동가능하다. 대체 연료 보급소는 또한 적어도 하나의 도관을 포함하고, 상기 도관은 EV와 연결되고 전력을 상기 EV에 이송하여 상기 EV를 충전하도록 작동가능하다. 대체 연료 보급소는 HFCV 및 EV 모두에 동시에 연료보급하도록 작동가능하다.
대체 연료로써 대체 연료 차량에 재연료보급하기 위해 대체 연료 보급소를 사용하는 방법은 대체 연료를 생성하기 위하여, 탄화수소 연료를 SOFC 시스템으로 안내하는 단계와, 상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계를 포함한다. 일 실시예의 방법은 대략 350 bar 내지 대략 700 bar 범위의 압력과 99.99 퍼센트의 수소 몰 순도를 갖는 압축된 수소를 생성하는 단계를 포함한다. 일 실시예의 방법은 직류 전기를 생성하는 단계를 포함한다. 대체 연료 차량은 대체 연료 저장 장치와 같은 수소 연료 탱크를 구비한 HFCV를 포함한다. 대체 연료 차량은 대체 연료 저장 장치와 같은 배터리 뱅크(bank)를 갖는 EV를 포함한다. 일 실시예의 방법은, 또한 도관이 SOFC 시스템과 대체 연료 저장 장치 사이에 형성되도록, 대체 연료 차량을 SOFC 시스템과 연결하는 단계를 포함한다. 일 실시예의 방법은, 또한 안내된 양이 대체 연료 저장 장치의 용량을 초과하지 않도록, 대체 연료 차량에 상당량의 대체 연료를 안내하는 단계를 포함한다. 일 실시예의 방법은 또한 SOFC 시스템으로부터 대체 연료 차량을 분리하는 단계를 포함한다.
소매상의 재연료 보급소를 사용하지 않는 기간 동안에, SOFC 공정은 커패시터/배터리 또는 대체 저장 수단(예를 들면, 전기연통하게-연결된 발생기 및 터빈에 의한 가스 압축/감압)의 전통적인 뱅크(bank)를 포함하여, 연결된 전기 그리드로 또는 현지-요구(spot-demand) 전기 저장 시스템으로 분배하기 위한, 그리고 전기 및 긴-기간의 저장을 위한 제조 수소 및 탄화수소 연료를 계속 빼낸다. 연결된 전기 그리드로의 전기 전송은 직류로부터 교류(AC)로의 전류의 변환을 필요로 할 수 있다. 수소 및 전기의 연속 생성물이 SOFC 시스템의 안정적인 상태 작동을 허용하며, 이는 신뢰도, 고장의 수리(troubleshooting)를 강화하며, 그리고 상기 SOFC 시스템이 작동 중 "on/off"가 더욱 빈번한 공정 내내 급격한 변동을 생산 레벨이나 또는 요구 레벨로 조정할 수 있게 한다.
지지 설비
실시예는 기재된 기기, 공정, 방법 및 시스템을 작동시킬 수 있고 가능하게 하는 많은 부가적인 표준 구성요소나 또는 설비를 포함한다. 여러 당업자 중 한 명의 당업자에게 알려진 이러한 표준 설비의 실시예에는 열 교환, 펌프, 블로워, 리보일러, 스팀 발생, 응축물 조정, 멤브레인, 단일의 및 다중-스테이지 압축기, 분리 및 분류 설비, 밸브, 스위치, 제어기, 그리고 압력-장치, 온도- 장치, 레벨-장치 및 유동-감지 장치가 포함된다.
본 발명의 방법이나 또는 공정의 모든 단계나 또는 일부의 작동, 제어 및 성능이 인간 상호작용, 사전-프로그램된 컴퓨터 제어 및 응답 시스템, 또는 이들의 조합을 통해 발생할 수 있다.
예시적인 특정 실시예는 고체 산화물 연료 전지 시스템 및 공정을 더욱 이해하기 쉽게 한다. 실시예가 결코 한정되지 않거나 본 발명의 범위를 제한하지 않는다.
실시예
도 1에 도시된 실시예의 SOFC 시스템은 AspenPlus®(매사추세츠 주 벌링턴(Burlington, Mass.)에 위치한 Aspen Technology, Inc.)에서 설정하였고, 화학 공정 시뮬레이터는 2개의 상이한 타입의 기화된 액체 탄화수소 공급 원료: 나프타 및 등유를 시뮬레이션하였다. 도 1에 도시된 SOFC 시스템을 사용한 공정 시뮬레이션이 HFCV에 사용하는데 적당한 250 Nm3/hr의 수소(+99.99 몰 퍼센트 순도)를 생성할 뿐만 아니라 적어도 370 kW의 전력을 EV에 제공한다. 표 1에는 시뮬레이션의 결과가 나타나 있다.
나프타 및 등유 탄화수소 연료에 대한 도 1의 시뮬레이션 결과.
도 1 공동-생산 연구
　 단위 나프타 등유
연료 밸런스
안내된 총 연료 kg/hr 218.6 218.8
안내된 총 연료(HHV) GJ/hr 10 10.1
H2 밸런스
총 발생 Nm3/hr 265 264
소비: 　
탈황기로 Nm3/hr 2 2
리포머 노로 Nm3/hr 13 13
총 H2 내부 소비 Nm3/hr 15 14
유출에 대한 순 H2 Nm3/hr 250 250
포집된 CO2 kg/hr 619.9 620.5
파워 밸런스
총 발전량 kW 1272 1270
총 보조 파워 소비 kW 902 899
순 유출 파워 kW 370 371
전체 효율 %HHV 45.3 44.7
표 1의 결과는 23-25% HHV 범위의 효율을 갖는, 전통적인 수소 캐리어 기반의 재연료 보급소보다 우수한 상당한 장점을 반영하는 HHV(High Heating Value) 효율을 나타내고 있다. 고체 산화물 연료 전지에서의 내부적으로 개질하는 메탄뿐만 아니라 고체 산화물 연료 전지에 의한 전기의 공동-생산은 전체 효율 값에 반영된 상당한 에너지 절감을 제공한다.

Claims (30)

  1. 정제된 이산화탄소 생성물, 전력, 및 압축된 수소 생성물을 생성하기 위한 고체 산화물 연료 전지(SOFC : solid oxide fuel cell) 시스템의 사용 방법으로서,
    SOFC 시스템을 사용하여,
    상기 SOFC 시스템에 탄화수소 연료를 안내하는 단계;
    상기 SOFC 시스템에 스팀을 안내하는 단계; 및
    프리-리포머에서의 스팀-대-탄소 몰 비의 범위가 3:1 내지 4:1 이도록 애노드 배기 재순환이 형성되고 상기 프리-리포머로 통과하고; 산소가 리포머 연소실에 존재하는 모든 탄화수소 및 수소를 완전하게 연소시키는데 필요한 과잉의 화학량적인 양으로 상기 리포머 연소실로 통과하고; 정제된 이산화탄소 생성물, 전력 및 상기 압축된 수소 생성물이 생성되고; 그리고 상기 SOFC 시스템 내에서 생성된 90%를 넘는 총 이산화탄소가 상기 정제된 이산화탄소 생성물로 변환되도록, 상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계;를 포함하고,
    상기 SOFC 시스템은,
    수소 압축 및 저장 시스템과 유체 연통하고 탄화수소 연료를 수용하도록 작동가능한 수소화탈황 시스템;
    스팀을 수용하도록 작동가능하고 상기 수소화탈황 시스템과 연결되는 촉매 반응기 튜브와, 상기 촉매 반응기 튜브와 열-연통하게 연결되고 산소 발생기 시스템 및 고체 산화물 연료 전지의 애노드 측의 유출구 모두와 유체연통하게 연결되며 탄화수소 연료를 수용하도록 작동가능한 리포머 연소실을 구비한 스팀 리포머;
    상기 촉매 반응기 튜브와 유체연통하게 연결되고 정화된 수소 가스를 생성하도록 작동가능한 수소 정화 시스템;
    상기 수소 정화 시스템과 유체연통하게 연결되고 압축된 수소 생성물을 생성하도록 작동가능한 수소 압축 및 저장 시스템;
    상기 고체 산화물 연료 전지의 상기 애노드 측의 유출구와 유체연통하게 연결되고, 상기 탄화수소 연료를 수용하고 그리고 프리-리포머 합성가스 생성물을 생성하도록 작동가능한 상기 프리-리포머;
    수소 황화물을 제거하기 위한 흡착제 층이 뒤따르는 상기 프리-리포머와 수소 정화 시스템의 PSA(pressure-swing-absorber) 오프-가스 도관 모두와 유체연통하게 연결되고 상기 애노드 배기 가스를 생성하도록 작동가능한 유입구를 구비하고 있는 애노드 측을 구비하고 그리고 전력을 생성하도록 작동가능한 상기 고체 산화물 연료 전지;
    메탄, 탄소 산화물 및 불활성 가스를 포함하는, 수소 정화 시스템으로부터의 오프-가스 스트림과 상기 프리-리포머 합성가스 생성물을 포함한 메탄-농후 애노드 공급 가스를 리포머 없이 수용하도록 작동가능하고, 그리고 또한 고체 산화물 연료 전지에서의 개질 촉매에 의해, 전력을 생성하도록 수소 및 탄소 산화물로 메탄-농후 애노드 공급 가스에 수용된 물과 전기화학적 변환된 메탄을 개질하도록 작동가능한 상기 애노드 측;
    산소를 생성하도록 작동가능한 산소 발생 시스템; 및
    상기 리포머 연소실과 유체연통하게 연결되고 정제된 이산화탄소 생성물을 생성하도록 작동가능한 CO2 정화 및 액상화 시스템;을 포함하고,
    상기 SOFC 시스템의 산소 발생 시스템은 전기분해 산소 및 전기분해 수소를 생성하도록 그리고 물과 전력을 수용하도록 작동가능하고 고체 산화물 연료 전지와 전기연통하게 결합되는 전기분해 전지를 포함하고, 그리고 수소 압축 및 저장 시스템은 또한 상기 산소 발생 시스템과 유체연통하게 결합되며,
    상기 SOFC 시스템에 물을 안내하는 단계; 및
    상기 산소 발생 시스템이 전기분해 산소와 전기분해 수소 모두를 별도로 생성하기 위해 산소 발생 시스템으로 전력이 통과하고 그리고 전기분해 수소가 수소 압축 및 저장 시스템을 통과하도록 상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계;를 더 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 탄화수소 연료를 안내하는 단계는 상기 탄화수소 연료를 수용하도록 작동가능한 상기 SOFC 시스템의 부분에 조성적으로 유사한 탄화수소 연료를 안내하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  3. 청구항 1에 있어서,
    상기 탄화수소 연료를 안내하는 단계는 상기 탄화수소 연료를 수용하도록 작동가능한 상기 SOFC 시스템의 한 부분에 제 1 탄화수소 공급 조성물을 안내하는 단계와, 탄화수소 연료를 수용하도록 작동가능한 상기 SOFC 시스템의 제 2 부분에 제 2 탄화수소 연료 조성물을 안내하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  4. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 상기 수소 압축 및 저장 시스템으로부터 상기 수소화탈황 시스템까지 압축된 수소 생성물의 한 부분을 통과시키는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  5. 청구항 1에 있어서,
    상기 스팀을 안내하는 단계는 상기 촉매 반응기 튜브에서의 스팀-대-탄소 몰의 공급 비가 2:1 내지 4:1 범위 내에 있도록 스팀을 안내하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  6. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 775 ℃ 내지 825 ℃ 범위에서 그리고 8 bar 내지 10 bar 범위의 압력에서 상기 촉매 반응기 튜브의 온도를 유지시키는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  7. 청구항 1에 있어서,
    요구되는 과잉의 화학량적인 양은 상기 리포머 연소실에 있는 모든 탄화수소 및 수소를 완전하게 연소시키는데 필요한 화학량적인 양보다 10 퍼센트 이상인, SOFC 시스템의 사용 방법.
  8. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 상기 리포머 연소실과 상기 촉매 반응기 튜브 사이의 90 ℃ 이상의 온도 차에서 상기 스팀 리포머를 유지시키는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  9. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 99.50 몰 퍼센트 내지 99.99 몰 퍼센트의 범위의 수소 순도를 갖는 정화된 수소 가스를 생성하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  10. 청구항 1에 있어서,
    상기 촉매 반응기 튜브에 대한 상기 스팀-대-탄소 몰 비는 상기 프리-리포머에 대한 상기 스팀-대-탄소 몰 비보다 작은, SOFC 시스템의 사용 방법.
  11. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 상기 프리-리포머에 새로운 또는 보충된 스팀을 안내하는 단계를 배제하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  12. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 단열적으로 상기 프리-리포머를 작동하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  13. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템의 작동 단계는 350 ℃ 내지 400 ℃ 범위로 상기 프리-리포머의 온도를 유지하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  14. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 건조 몰 기준으로 15 퍼센트 내지 20 퍼센트 범위의 메탄을 갖는 프리-리포머 합성가스 생성물을 생성하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  15. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 725 ℃ 내지 775 ℃의 범위로 고체 산화물 연료 전지의 애노드 측의 온도를 유지하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  16. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 건조 몰 기준으로 95.00 몰 퍼센트 내지 99.99 몰 퍼센트 범위의 산소 순도를 갖는 산소를 생성하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  17. 청구항 1에 있어서,
    상기 SOFC 시스템을 작동시키는 단계는 10 ppm(parts-per-million) 몰보다 작은 산소 농도를 갖는 정제된 이산화탄소 생성물을 생성하는 단계를 포함하는, SOFC 시스템의 사용 방법.
  18. 삭제
  19. 삭제
  20. 삭제
  21. 삭제
  22. 삭제
  23. 삭제
  24. 삭제
  25. 삭제
  26. 삭제
  27. 삭제
  28. 삭제
  29. 삭제
  30. 삭제
KR1020147016931A 2011-11-21 2012-11-19 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템 KR101768757B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161562189P 2011-11-21 2011-11-21
US61/562,189 2011-11-21
PCT/US2012/065907 WO2013078142A2 (en) 2011-11-21 2012-11-19 Method and a system for combined hydrogen and electricity production using petroleum fuels

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020177022185A Division KR102080819B1 (ko) 2011-11-21 2012-11-19 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20140098158A KR20140098158A (ko) 2014-08-07
KR101768757B1 true KR101768757B1 (ko) 2017-08-30

Family

ID=47326377

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020177022185A KR102080819B1 (ko) 2011-11-21 2012-11-19 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템
KR1020147016931A KR101768757B1 (ko) 2011-11-21 2012-11-19 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020177022185A KR102080819B1 (ko) 2011-11-21 2012-11-19 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템

Country Status (8)

Country Link
US (5) US9365131B2 (ko)
EP (1) EP2783413B1 (ko)
JP (1) JP5970076B2 (ko)
KR (2) KR102080819B1 (ko)
CN (1) CN103999277B (ko)
CA (2) CA2996543C (ko)
SG (1) SG11201402220UA (ko)
WO (1) WO2013078142A2 (ko)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20230006127A (ko) 2021-07-02 2023-01-10 (주)원익머트리얼즈 암모니아 연료 적용 고온형 연료전지 복합 수소생산 시스템

Families Citing this family (68)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2783413B1 (en) 2011-11-21 2018-10-17 Saudi Arabian Oil Company Method and a system for combined hydrogen and electricity production using petroleum fuels
EP2791050A2 (en) * 2011-12-15 2014-10-22 Topsøe Fuel Cell A/S Method and system for liquid fuel desulphurization for fuel cell application
EP3004721B1 (en) * 2013-05-31 2019-06-26 Nuvera Fuel Cells, LLC Distributed hydrogen refueling cascade method and system
FR3008166B1 (fr) * 2013-07-05 2015-06-26 Air Liquide Station et procede de remplissage de reservoirs de gaz
CA2936038C (en) * 2013-10-22 2019-11-26 Energy Research Institute Energy-efficient method for producing compressed carbon dioxide suitable for enhanced oil or gas recovery
US10361444B2 (en) 2013-12-31 2019-07-23 General Electric Company Solid-oxide fuel cell systems
WO2015116964A1 (en) 2014-01-31 2015-08-06 Fuelcell Energy, Inc. Reformer-electrolyzer-purifier (rep) assembly for hydrogen production, systems incorporating same and method of producing hydrogen
WO2015124183A1 (en) * 2014-02-19 2015-08-27 Htceramix S.A. Method and system for producing carbon dioxide, purified hydrogen and electricity from a reformed process gas feed
WO2015153064A1 (en) * 2014-04-01 2015-10-08 Mclarty Dustin Poly-generating fuel cell with thermally balancing fuel processing
US9551278B2 (en) * 2014-07-16 2017-01-24 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen production system and process
CN104377375B (zh) * 2014-11-03 2016-08-17 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种整体煤气化熔融碳酸盐燃料电池发电系统
JP6566639B2 (ja) 2015-01-05 2019-08-28 大阪瓦斯株式会社 水素製造装置の運転方法および水素製造装置
EP3338319A1 (en) * 2015-08-18 2018-06-27 LG Fuel Cell Systems, Inc. Solid oxide fuel cell system comprising a higher hydrocarbon reduction unit
CA3002240A1 (en) 2015-11-05 2017-05-11 Saudi Arabian Oil Company Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs
CN108604697B (zh) 2015-11-16 2021-06-04 燃料电池能有限公司 从燃料电池捕集co2的系统
KR101992798B1 (ko) 2015-11-16 2019-06-25 퓨얼 셀 에너지, 인크 엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장
CA3005628C (en) 2015-11-17 2021-05-25 Fuelcell Energy, Inc. Fuel cell system having enhanced co2 capture
CA3107519C (en) 2015-11-17 2023-01-31 Fuelcell Energy Inc. Hydrogen and carbon monoxide generation using an rep with partial oxidation
CA2926673A1 (en) * 2016-04-08 2017-10-08 Future Power Ltd. Electric power generation using associated petroleum gas
CA3021733C (en) 2016-04-21 2020-12-29 Fuelcell Energy, Inc. Fluidized catalytic cracking unit system with integrated reformer-electrolyzer-purifier
WO2017184848A1 (en) 2016-04-21 2017-10-26 Fuelcell Energy, Inc. Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide capture
CN109314261B (zh) 2016-04-29 2023-01-31 燃料电池能有限公司 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获
KR102587217B1 (ko) * 2016-05-24 2023-10-12 주식회사 미코파워 연료전지 시스템
DE102016213143A1 (de) * 2016-07-19 2018-01-25 Robert Bosch Gmbh System zur Bereitstellung von Wasserstoff
EA039539B1 (ru) 2016-11-09 2022-02-08 8 Риверз Кэпитл, Ллк Способ выработки энергии с интегрированным производством водорода
DE102017200995A1 (de) * 2016-12-28 2018-06-28 Robert Bosch Gmbh Brennstoffzellenvorrichtung und Verfahren zu einem Anfahren der Brennstoffzellenvorrichtung
US10155661B2 (en) * 2017-01-27 2018-12-18 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude System and methods for improving natural gas usage in steam methane reformers
CN107327700B (zh) * 2017-05-23 2019-04-26 石家庄新华能源环保科技股份有限公司 一种充电和更换金属氢化物的氢能源站
US11170380B1 (en) * 2017-05-26 2021-11-09 Attentive Mobile Inc. Methods and apparatus for mobile device messaging-based communications using custom-generated deeplinks and based on the hyper text transfer protocol (HTTP)
PL3658491T3 (pl) * 2017-07-25 2024-02-05 Topsoe A/S Sposób wytwarzania gazu do syntezy amoniaku
CN107808967A (zh) * 2017-11-01 2018-03-16 安徽知之信息科技有限公司 一种新能源汽车用电浆产氢装置
US10897055B2 (en) 2017-11-16 2021-01-19 Fuelcell Energy, Inc. Load following power generation and power storage using REP and PEM technology
CN108045354A (zh) * 2017-12-26 2018-05-18 湖南行知聚能源科技发展有限公司 一种移动式设计的加氢站
US10493861B2 (en) 2018-02-19 2019-12-03 Applicant: Honda Motor Co., Ltd. System and method for determining hydrogen production to provide energy to at least one vehicle
CN108428914B (zh) * 2018-03-16 2020-03-27 新地能源工程技术有限公司 一种sofc发电系统原料气处理装置及方法
KR102479564B1 (ko) * 2018-03-16 2022-12-20 퓨얼셀 에너지, 인크 고온 연료전지를 이용해서 수소를 생성하기 위한 시스템 및 방법
CN111868985B (zh) 2018-03-30 2024-01-16 大阪瓦斯株式会社 燃料电池装置和燃料电池装置的运转方法
US10612497B2 (en) * 2018-04-24 2020-04-07 Saudi Arabian Oil Company Water injection to increase hydrogen production by on-board reforming of fuel for automotive internal combustion engines
CN109703408B (zh) * 2018-12-12 2020-05-26 清华四川能源互联网研究院 基于sofc的电动汽车能源服务站及其运行控制方法
CN109707992B (zh) * 2019-01-12 2023-11-03 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） 一种多功能充电加氢站
US11495806B2 (en) 2019-02-04 2022-11-08 Fuelcell Energy, Inc. Ultra high efficiency fuel cell power generation system
CN110165260B (zh) * 2019-05-28 2020-10-09 北京中科三鼎科技有限公司 一种基于燃油催化重整的高效静默式发电装置
AU2020292848A1 (en) 2019-06-13 2022-02-03 8 Rivers Capital, Llc Power production with cogeneration of further products
FR3099151B1 (fr) * 2019-07-24 2021-06-18 Air Liquide Appareil de compression et de separation et procede de compression
US20220285704A1 (en) * 2019-08-05 2022-09-08 Northwestern University Co2-neutral or negative transportation energy storage systems
US11472700B2 (en) * 2019-12-27 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Catalyst and process for thermo-neutral reforming of petroleum-based liquid hydrocarbons
KR20230011914A (ko) * 2020-03-11 2023-01-25 퓨얼셀 에너지, 인크 탄소 포집을 위한 증기 메탄 개질 유닛
EP3901329A1 (de) 2020-04-23 2021-10-27 sunfire GmbH Festoxidzellen-system-betriebsverfahren
CN112356689B (zh) * 2020-11-10 2022-04-29 北理新源(佛山)信息科技有限公司 氢燃料电池汽车安全预警的检测方法、系统及车载终端
WO2022187852A1 (en) * 2021-03-04 2022-09-09 Okeefe Frank System incentivizing green energy usage
US20220285712A1 (en) * 2021-03-04 2022-09-08 Saudi Arabian Oil Company Integrated production of hydrogen, electricity, and heat
WO2022226384A1 (en) * 2021-04-22 2022-10-27 Bionatus, LLC Systems and methods for producing hydrogen and byproducts from natural gas at fixed points
US20220376278A1 (en) * 2021-05-21 2022-11-24 China Energy Investment Corporation Limited System and method for producing power and/or chemicals from coal
FR3126066A1 (fr) * 2021-08-04 2023-02-10 Michael MARGOT Système de production autonome d’hydrogène et électricité à partir de gaz naturel et biogaz
US11718575B2 (en) 2021-08-12 2023-08-08 Saudi Arabian Oil Company Methanol production via dry reforming and methanol synthesis in a vessel
US11787759B2 (en) 2021-08-12 2023-10-17 Saudi Arabian Oil Company Dimethyl ether production via dry reforming and dimethyl ether synthesis in a vessel
US11578016B1 (en) 2021-08-12 2023-02-14 Saudi Arabian Oil Company Olefin production via dry reforming and olefin synthesis in a vessel
US11814288B2 (en) 2021-11-18 2023-11-14 8 Rivers Capital, Llc Oxy-fuel heated hydrogen production process
US11697099B2 (en) * 2021-11-22 2023-07-11 Schneider Electric Systems Usa, Inc. Direct electrical heating of catalytic reactive system
US11617981B1 (en) 2022-01-03 2023-04-04 Saudi Arabian Oil Company Method for capturing CO2 with assisted vapor compression
GB2616256A (en) * 2022-02-24 2023-09-06 Ceres Ip Co Ltd Treatment plant electrolyser system
WO2023196510A1 (en) * 2022-04-08 2023-10-12 Ohmium International, Inc. Ancillary electric vehicle or fuel cell electric vehicle charging and refueling
US20230330595A1 (en) 2022-04-14 2023-10-19 Caterpillar Inc. Systems and methods for carbon capture
WO2023225066A1 (en) * 2022-05-20 2023-11-23 Alfred Sklar Green hydrogen for the generation of electricity and other uses
KR20240008580A (ko) * 2022-07-12 2024-01-19 (주)로우카본 천연가스 개질을 통한 블루수소 생산, 이산화탄소 포집, 탄소자원화 및 반응물 저장 시스템, 및 그 방법
KR20240008582A (ko) * 2022-07-12 2024-01-19 (주)로우카본 블루수소 생산, 이산화탄소 및 황산화물 포집, 탄소자원화 및 반응물 저장, 연료전지 발전, 및 인공숲 조성 시스템, 및 그 방법
CN115784155B (zh) * 2022-12-22 2024-02-09 河南平煤神马首山化工科技有限公司 一种焦炉煤气甲醇转化气制氢气装置及制备工艺
CN116768157A (zh) * 2023-06-14 2023-09-19 中国科学院工程热物理研究所 天然气重整制氢系统及方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040031388A1 (en) 2001-06-15 2004-02-19 Hsu Michael S. Zero/low emission and co-production energy supply station
US20090155649A1 (en) 2007-12-17 2009-06-18 Jingyu Cui System and process for generating electrical power
EP1767845B1 (en) 2004-07-13 2012-12-26 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel resupply facility, fuel resupply system, and method for resupplying fuel

Family Cites Families (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5346778A (en) * 1992-08-13 1994-09-13 Energy Partners, Inc. Electrochemical load management system for transportation applications
AUPQ223499A0 (en) 1999-08-16 1999-09-09 Ceramic Fuel Cells Limited Fuel cell system
JP3915334B2 (ja) 1999-08-30 2007-05-16 株式会社豊田自動織機 燃料電池用水素供給システム、燃料リサイクル方法、液体運搬用移動体、給油設備及び燃料リサイクルシステム
WO2001047802A1 (fr) 1999-12-28 2001-07-05 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. Dispositif de formation d'hydrogene
US7097925B2 (en) * 2000-10-30 2006-08-29 Questair Technologies Inc. High temperature fuel cell power plant
US20030008183A1 (en) * 2001-06-15 2003-01-09 Ztek Corporation Zero/low emission and co-production energy supply station
AUPS014702A0 (en) 2002-01-25 2002-02-14 Ceramic Fuel Cells Limited Desulfurisation of fuel
US7459226B2 (en) 2002-05-08 2008-12-02 Shell Oil Company Solid oxide fuel cell
JP3914118B2 (ja) * 2002-08-30 2007-05-16 本田技研工業株式会社 水素供給装置
NO320939B1 (no) 2002-12-10 2006-02-13 Aker Kvaerner Engineering & Te Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form
CN101905866A (zh) * 2003-02-24 2010-12-08 德士古发展公司 同时固定co2的柴油蒸汽重整
JP4500092B2 (ja) * 2003-04-24 2010-07-14 パナソニック株式会社 水素生成装置及びその運転方法並びにそれを備える燃料電池システム
CN1274051C (zh) * 2003-04-24 2006-09-06 松下电器产业株式会社 氢生成装置及具备该装置的燃料电池系统
US7399328B2 (en) 2003-10-30 2008-07-15 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. Hydrogen gas station, fuel cell system, and hydrogen gas rate accounting device
US20050123810A1 (en) * 2003-12-09 2005-06-09 Chellappa Balan System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
US7326329B2 (en) 2003-12-15 2008-02-05 Rodolfo Antonio M. Gomez Commercial production of hydrogen from water
US7396603B2 (en) 2004-06-03 2008-07-08 Fuelcell Energy, Inc. Integrated high efficiency fossil fuel power plant/fuel cell system with CO2 emissions abatement
JP5036969B2 (ja) * 2005-02-08 2012-09-26 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 エネルギーステーション
US7875402B2 (en) 2005-02-23 2011-01-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Proton conducting solid oxide fuel cell systems having temperature swing reforming
US7964176B2 (en) * 2005-03-29 2011-06-21 Chevron U.S.A. Inc. Process and apparatus for thermally integrated hydrogen generation system
JP2007016976A (ja) 2005-07-11 2007-01-25 Uchiyama Mfg Corp ガスケット材及びガスケット材の製造方法
JP4886229B2 (ja) * 2005-07-11 2012-02-29 株式会社神戸製鋼所 水素ステーション
JP2007311072A (ja) * 2006-05-16 2007-11-29 Acumentrics Corp 燃料電池システム及びその運転方法
KR101403733B1 (ko) * 2006-06-28 2014-06-03 제이엑스 닛코닛세키에너지주식회사 수증기 개질용 촉매, 수소 제조 장치 및 연료 전지 시스템
US7883803B2 (en) 2007-03-30 2011-02-08 Bloom Energy Corporation SOFC system producing reduced atmospheric carbon dioxide using a molten carbonated carbon dioxide pump
US7654330B2 (en) 2007-05-19 2010-02-02 Pioneer Energy, Inc. Apparatus, methods, and systems for extracting petroleum using a portable coal reformer
JP5000412B2 (ja) * 2007-07-27 2012-08-15 東京瓦斯株式会社 固体酸化物形燃料電池システムの運転温度制御法
US7770394B2 (en) 2007-12-13 2010-08-10 Chevron U.S.A. Inc. Remote power-generating assembly
CN101919099A (zh) 2007-12-17 2010-12-15 国际壳牌研究有限公司 用于产生电力的基于燃料电池的方法
JP2009155190A (ja) * 2007-12-28 2009-07-16 Kobelco Kaken:Kk 水素ステーション
US7753972B2 (en) 2008-08-17 2010-07-13 Pioneer Energy, Inc Portable apparatus for extracting low carbon petroleum and for generating low carbon electricity
JP5265277B2 (ja) 2008-09-08 2013-08-14 本田技研工業株式会社 脱硫装置
JP5383352B2 (ja) * 2009-07-06 2014-01-08 三菱重工業株式会社 水素酸素発生装置およびこれを用いた燃料電池システム
KR101152666B1 (ko) 2009-11-27 2012-06-15 한국과학기술연구원 해상 유전 및 한계 가스전의 가스를 액상연료로 전환하는 ｆｐｓｏ-ｇｔｌ 공정 및 이를 이용한 합성연료 제조방법
WO2011106285A1 (en) 2010-02-23 2011-09-01 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
WO2013074875A2 (en) 2011-11-16 2013-05-23 Saudi Arabian Oil Company System and method for generating power and enhanced oil recovery
EP2783413B1 (en) 2011-11-21 2018-10-17 Saudi Arabian Oil Company Method and a system for combined hydrogen and electricity production using petroleum fuels
US9068126B2 (en) 2011-12-14 2015-06-30 Uop Llc Methods for deoxygenating biomass-derived pyrolysis oil

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040031388A1 (en) 2001-06-15 2004-02-19 Hsu Michael S. Zero/low emission and co-production energy supply station
EP1767845B1 (en) 2004-07-13 2012-12-26 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel resupply facility, fuel resupply system, and method for resupplying fuel
US20090155649A1 (en) 2007-12-17 2009-06-18 Jingyu Cui System and process for generating electrical power

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20230006127A (ko) 2021-07-02 2023-01-10 (주)원익머트리얼즈 암모니아 연료 적용 고온형 연료전지 복합 수소생산 시스템

Also Published As

Publication number Publication date
US20130126038A1 (en) 2013-05-23
CN103999277A (zh) 2014-08-20
CA2855780C (en) 2018-05-08
US9365131B2 (en) 2016-06-14
US10218020B2 (en) 2019-02-26
KR20170095397A (ko) 2017-08-22
EP2783413B1 (en) 2018-10-17
US20180048007A1 (en) 2018-02-15
US20160240877A1 (en) 2016-08-18
KR102080819B1 (ko) 2020-02-24
US9806364B2 (en) 2017-10-31
US20180261861A1 (en) 2018-09-13
WO2013078142A3 (en) 2014-02-20
US10283795B2 (en) 2019-05-07
KR20140098158A (ko) 2014-08-07
CN103999277B (zh) 2016-08-17
CA2855780A1 (en) 2013-05-30
JP2015507813A (ja) 2015-03-12
SG11201402220UA (en) 2014-06-27
CA2996543C (en) 2020-02-25
JP5970076B2 (ja) 2016-08-17
US10008730B2 (en) 2018-06-26
CA2996543A1 (en) 2013-05-30
US20150266393A1 (en) 2015-09-24
WO2013078142A2 (en) 2013-05-30
EP2783413A2 (en) 2014-10-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101768757B1 (ko) 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템
US6984372B2 (en) Dynamic sulfur tolerant process and system with inline acid gas-selective removal for generating hydrogen for fuel cells
KR102323734B1 (ko) 블루수소 생산공정 및 시스템
US9917320B2 (en) Sweep membrane separator and fuel processing systems
KR20230027176A (ko) 멤브레인 리포머를 이용한 수소 제조
JP3671040B2 (ja) 水素基軸インフラシステム
JP5098073B2 (ja) エネルギーステーション
AU2012350999B2 (en) Method and system for liquid fuel desulphurization for fuel cell application
US20150295261A1 (en) Fuel cell system comprising a combined fuel processing apparatus and a fuel cell unit

Legal Events

Date Code Title Description
E701 Decision to grant or registration of patent right
A107 Divisional application of patent
GRNT Written decision to grant