NL1010288C2 - Method for the conversion of hydrogen into substitute natural gas. - Google Patents
Method for the conversion of hydrogen into substitute natural gas. Download PDFInfo
- Publication number
- NL1010288C2 NL1010288C2 NL1010288A NL1010288A NL1010288C2 NL 1010288 C2 NL1010288 C2 NL 1010288C2 NL 1010288 A NL1010288 A NL 1010288A NL 1010288 A NL1010288 A NL 1010288A NL 1010288 C2 NL1010288 C2 NL 1010288C2
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- hydrogen
- reactor
- hydro
- gas
- gasification
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 97
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 50
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims description 50
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 50
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 24
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 45
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 claims description 29
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 17
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 6
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 claims description 5
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 9
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 6
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 6
- -1 for example Chemical class 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000219000 Populus Species 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000010815 organic waste Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
- C10K3/02—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment
- C10K3/04—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment reducing the carbon monoxide content, e.g. water-gas shift [WGS]
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/08—Production of synthetic natural gas
-
- 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
- C10J2300/0916—Biomass
-
- 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
- C10J2300/0966—Hydrogen
-
- 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
- C10J2300/0969—Carbon dioxide
-
- 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
- C10J2300/1656—Conversion of synthesis gas to chemicals
- C10J2300/1662—Conversion of synthesis gas to chemicals to methane
-
- 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
- C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
- C10J2300/1675—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity making use of a steam turbine
-
- 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
-
- 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
- Y02P20/141—Feedstock
- Y02P20/145—Feedstock the feedstock being materials of biological origin
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
Werkwijze voor de conversie van waterstof in substituut aardgasMethod for the conversion of hydrogen into substitute natural gas
De uitvinding heeft betrekking op een werkwijze voor de productie van methaanrijk productgas (SNG, Synthetic Natural Gas) omvattende de toevoer van 5 biomassa en/of fossiele brandstoffen aan een er ste reactor voor de vorming van gasvormige reactieproducten en toevoer van de gasvormige reactieproducten uit de eerste reactor aan een methaneringsreactor waarin de daaraan toegevoerde producten worden omgezet in het methaanrijke productgas.The invention relates to a process for the production of methane-rich product gas (SNG, Synthetic Natural Gas) comprising the supply of 5 biomass and / or fossil fuels to a first reactor for the formation of gaseous reaction products and the supply of the gaseous reaction products from the first reactor on a methanation reactor in which the products fed thereto are converted into the methane-rich product gas.
Waterstof zal in de toekomstige duurzame energievoorziening een belangrijke rol 10 gaan spelen. Het transport en de opslag van waterstof in vrije vorm (¾) is ingewikkelder en zal waarschijnlijk veel meer energie vergen dan het transport en de opslag van waterstof chemisch opgeslagen in de vorm van bijvoorbeeld methaan. Een bijkomend voordeel van de indirecte inzet van waterstof als energiedrager is dat in de toekomstige (duurzame) energievoorziening nog steeds gebruik gemaakt kan worden 15 van (delen van) de bestaande grootschalige energie-infrastructuur zoals bijvoorbeeld het aardgasnet. Een van de mogelijke processen voor de opslag van waterstof in chemisch gebonden vorm is de hydrovergassing van koostofhoudende verbindingen zoals bijvoorbeeld biomassa en afval. Door het pyrolyseren van deze verbindingen in een H2-atmosfeer kan groen aardgas worden geproduceerd.Hydrogen will play an important role in the future sustainable energy supply 10. The transport and storage of hydrogen in free form (¾) is more complicated and is likely to require much more energy than the transport and storage of hydrogen stored chemically in the form of, for example, methane. An additional advantage of the indirect use of hydrogen as an energy carrier is that in the future (sustainable) energy supply, use can still be made of (parts of) the existing large-scale energy infrastructure, such as the natural gas network. One of the possible processes for the storage of hydrogen in chemically bound form is the hydro-gasification of carbonaceous compounds such as, for example, biomass and waste. By pyrolysing these compounds in an H2 atmosphere, green natural gas can be produced.
20 Uit EP-A-0 699 651 is bekend dat biomassa, organisch afval of fossiele brandstoffen in een hydrovergassingsreactor onder toevoeging van waterstof omgezet kunnen worden in een gasmengsel met een hoog methaangehalte en geringe hoeveelheden kooldioxide. Het gasmengsel wordt in een tweede processtap in een stoomreformer omgezet in synthesegas, dat in een derde processtap wordt omgezet in 25 methanol in de aanwezigheid van een op zich bekende katalysator op basis van Cu/Zn. De waterstof die bij de laatste stap, na verwijdering van de methanol overblijft, wordt naar de hydrovergassingsreactor geleid. Dit proces is uitsluitend geschikt voor methanolproductie.It is known from EP-A-0 699 651 that biomass, organic waste or fossil fuels can be converted into a gas mixture with a high methane content and small amounts of carbon dioxide in a hydro-gasification reactor with the addition of hydrogen. The gas mixture is converted into synthesis gas in a second process step in a steam reformer, which is converted into methanol in a third process step in the presence of a known Cu / Zn-based catalyst. The hydrogen remaining in the last step, after removal of the methanol, is fed to the hydro-gasification reactor. This process is only suitable for methanol production.
Verder is uit US-A-3,922,148 een werkwijze volgens de aanhef van conclusie 1 30 bekend, waarbij olie onder toevoeging van stoom en zuurstof wordt omgezet in synthesegas, dat in een drietraps methaneringsproces wordt omgezet in een productgas met 99 mol % methaan en 0,8 mol % waterstof. Door de hoge CO/CO2 concentraties van het synthesegas, zijn een aantal relatief grote methaneringsreactoren benodigd om 1010288 2 het synthesegas om te zetten in methaan. Verder vindt in de synthesegasreactor verbranding plaats van de olie om warmte te leveren voor de synthesegasvorming. Door het relatief grote warmteverlies in de methaneringsreactoren is het rendement van het bekende proces gering.Furthermore, US-A-3,922,148 discloses a process according to the preamble of claim 1, wherein oil is converted into synthesis gas with the addition of steam and oxygen, which is converted in a three-stage methanation process into a product gas with 99 mol% methane and 0, 8 mol% hydrogen. Due to the high CO / CO2 concentrations of the synthesis gas, a number of relatively large methanation reactors are required to convert the synthesis gas into methane. Furthermore, in the synthesis gas reactor combustion of the oil takes place to provide heat for the synthesis gas formation. Due to the relatively large heat loss in the methanation reactors, the efficiency of the known process is low.
5 Het is een doel van de onderhavige uitvinding te voorzien in een werkwijze waarmee waterstof op efficiënte en economisch rendabele wijze in chemisch gebonden vorm kan worden opgeslagen, waarbij relatief weinig koolmonoxide in het gevormde synthesegas aanwezig is en waarbij met een eenvoudige en relatief kleine methaneringsreactor kan worden volstaan. Hiertoe is de werkwijze volgens de 10 uitvinding gekenmerkt doordat de waterstof afkomstig is van een externe bron en dat het productgas een Wobbe-index heeft tussen 40 en 45 MJ/Nm3, bij voorkeur tussen 42 en 45 MJ/Nm3, en een molpercentage methaan van ten minste 75%, bij voorkeur van ten minste 80 %.It is an object of the present invention to provide a method with which hydrogen can be stored in chemically bound form in an efficient and economically viable manner, wherein relatively little carbon monoxide is present in the synthesis gas formed and in which a simple and relatively small methanation reactor can be used. will suffice. To this end, the method according to the invention is characterized in that the hydrogen comes from an external source and that the product gas has a Wobbe index between 40 and 45 MJ / Nm3, preferably between 42 and 45 MJ / Nm3, and a mole percentage of methane of at least 75%, preferably at least 80%.
Met "externe" bron wordt hierin bedoeld een bron die niet wordt gevormd door 15 de methaneringsreactor, maar die onafhankelijk van het proces voor methaanproductie volgens de onderhavige uitvinding waterstof levert aan de hydrovergassingsreactor, zoals waterstof gevormd door de elektrolyse van water, stoomreforming van lichte koolwaterstoffen, waterstof gevormd door partiële oxidatie van zware koolwaterstoffen, zoals olie of kolen, met stoom, of afkomstig van industriële 20 processen zoals chloorproductie door middel van membraan- of diafragmacellen, methanolproductie, acteton-, isopropanol-, of methylethylketon-productie, of afkomstig van hoogovens.By "external" source herein is meant a source which is not formed by the methanation reactor, but which supplies hydrogen to the hydro-gasification reactor independently of the methane production process of the present invention, such as hydrogen formed by the electrolysis of water, steam reforming of light hydrocarbons , hydrogen formed by partial oxidation of heavy hydrocarbons, such as oil or coal, with steam, or from industrial processes such as chlorine production from membrane or diaphragm cells, methanol production, actetone, isopropanol, or methyl ethyl ketone production, or from blast furnaces.
Door de toevoeging van externe waterstof aan de hydrovergassingsreactor, is gebleken dat een productgas kan worden verkregen met een Wobbe-index, een mol 25 percentage CH4 en een calorische waarde die zeer dicht liggen bij de Wobbe-index, het CH4-percentage en de calorische waarde van natuurlijk aardgas (bijvoorbeeld Gronings aardgas), zodat het gevormde productgas zonder problemen door het bestaande gasnet naar de afnemers kan worden getransporteerd, en in bestaande inrichtingen kan worden toegepast. Tevens kan de werkwijze volgens de uitvinding met een zeer compacte 30 methaneringsreactor met een gering aantal onderdelen worden bedreven, terwijl reductie van teervorming (in vergelijking met andere vergassingsconcepten) tevens tot de mogelijkheden behoort.The addition of external hydrogen to the hydro-gasification reactor has shown that a product gas can be obtained with a Wobbe index, a mole of 25% CH4 and a calorific value very close to the Wobbe index, the CH4 percentage and the calorific value of natural natural gas (for example Groningen natural gas), so that the product gas formed can be transported without problems through the existing gas network to customers and used in existing establishments. The method according to the invention can also be operated with a very compact methanation reactor with a small number of parts, while reduction of tar formation (in comparison with other gasification concepts) is also possible.
f010288 3f010288 3
Op de lange termijn waar waterstof uit elektrolyseprocessen door duurzame bronnen belangrijk wordt, is dit proces een geschikte wijze voor de opwaardering van biomassa en organisch afVal met waterstof naar SNG. Op korte termijn echter, kan waterstof uit fossiele bronnen betrokken worden. Een uitwerking hiervan wordt 5 gegeven door onderstaand voorbeeld.In the long term, where hydrogen from electrolysis processes from sustainable sources becomes important, this process is a suitable way of upgrading biomass and organic waste with hydrogen to SNG. In the short term, however, hydrogen can be obtained from fossil sources. An elaboration of this is given by the example below.
Volgens een voordelige uitvoeringsvorm van de werkwijze volgens de onderhavige uitvinding wordt de waterstof gevormd door middel van pyrolyse in een plasma-reactor, bijvoorbeeld via het CB&H-proces zoals beschreven in S. Lynum, R. Hildrum, K. Hox, J. Hugdahl: Kvaemer Based Technologies for Environmetntally 10 Friendly Energy and Hydrogen Production, Proceedings of the 12th World Hydrogen Energy Conference, vol I, pp.637-645, 1998. Door het plasmaproces worden waterstof en zuivere koolstof gevormd uit aardgas.In an advantageous embodiment of the process of the present invention, the hydrogen is generated by pyrolysis in a plasma reactor, for example, via the CB&H process as described in S. Lynum, R. Hildrum, K. Hox, J. Hugdahl: Kvaemer Based Technologies for Environmetntally 10 Friendly Energy and Hydrogen Production, Proceedings of the 12th World Hydrogen Energy Conference, vol I, pp.637-645, 1998. The plasma process produces hydrogen and pure carbon from natural gas.
De uitvinding zal nader worden toegelicht aan de hand van de bij gevoegde tekening. In de tekening toont: 15 fig. 1 een schematische weergave van het proces voor de vorming van een methaanrijk productgas (SNG) volgens de onderhavige uitvinding, en fig. 2 een schematische weergave van het proces volgens de uitvinding, waarbij de waterstof voor de hydrovergassing afkomstig is van een plasmaproces.The invention will be further elucidated with reference to the annexed drawing. In the drawing: Fig. 1 shows a schematic representation of the process for the production of a methane-rich product gas (SNG) according to the present invention, and fig. 2 shows a schematic representation of the process according to the invention, wherein the hydrogen is used for the hydro-gasification comes from a plasma process.
Figuur 1 toont schematisch de processtroom voor het vormen van substituut 20 aardgas (SNG) volgens de uitvinding. Via een toevoer 1 wordt biomassa naar een droger 2 geleid. Deze biomassa kan houtschilfers, groenafval, of andere organische koolwaterstofbronnen bevatten. In plaats van biomassa is het tevens mogelijk om fossiele brandstoffen aan de hydrovergassingsinrichting 3 toe te voeren zonder dat in dat geval een droogstap noodzakelijk is. Aan de toevoerleiding 4 van de biomassa 25 wordt via een injectieleiding 4' CO2 toegevoerd om de biomassa bij de heersende werkdruk (bijvoorbeeld 30 bar) in de hydrovergassingsinrichting 3 te injecteren. Via een toevoerleiding 5 wordt aan de hydrovergassingsinrichting waterstof toegevoerd die afkomstig is van een externe waterstofbron. De waterstofbron kan een elektrolyseproces van water omvatten of kan afkomstig zijn van industriële processen 30 waarbij waterstof als bijproduct wordt gevormd.Figure 1 schematically shows the process flow for forming substitute natural gas (SNG) according to the invention. Biomass is fed to a dryer 2 via an inlet 1. This biomass can contain wood chips, green waste, or other organic hydrocarbon sources. Instead of biomass, it is also possible to supply fossil fuels to the hydro-gasification installation 3 without the need for a drying step in that case. CO2 is supplied to the supply line 4 of the biomass 25 via an injection line 4 'to inject the biomass at the prevailing operating pressure (for example 30 bar) into the hydro-gasification device 3. Hydrogen coming from an external hydrogen source is supplied to the hydro-gasification device via a supply line 5. The hydrogen source can comprise an electrolysis process of water or it can come from industrial processes in which hydrogen is formed as a by-product.
Aan de afvoer 6 van de hydrovergassingsinrichting 3 worden gasvormige reactieproducten aan de hydrovergassingsinrichting onttrokken met als hoofdbestanddeel CR», en met CO, H2, CO2 en H2O. Het gasmengsel wordt via een 1010288 4 warmtewisselaar 9 toegevoerd aan een hoge temperatuur gasreinigingsinrichting 7 voor de verwijdering van vast residu en gasvormige verontreinigingen uit het synthesegas zoals H2S, HC1, HF, NH3. Het vaste residu uit de hydrovergassingsinrichting 3 wordt via een afvoerleiding 8 verwijderd. Via leiding 10 en warmtewisselaar 11 wordt het 5 gereinigde methaanrijke gasmengsel toegevoerd aan een methaneringsreactor 12 waarin het methaanrijke gasmengsel wordt omgezet in substituut aardgas (SNG), dat via een warmtewisselaar 14 en een waterafscheider 15 naar een afvoerleiding 16 wordt geleid. Substituut aardgas kan van daaruit in het bestaande gasnet worden geïnjecteerd voor transport naar de eindverbruiker.From the outlet 6 of the hydro-gasification plant 3, gaseous reaction products are withdrawn from the hydro-gasification plant with the main constituent CR »and with CO, H2, CO2 and H2O. The gas mixture is fed via a 1010288 4 heat exchanger 9 to a high temperature gas purifier 7 for the removal of solid residue and gaseous impurities from the synthesis gas such as H 2 S, HCl, HF, NH 3. The solid residue from the hydro-gasification plant 3 is removed via a discharge pipe 8. The purified methane-rich gas mixture is fed via line 10 and heat exchanger 11 to a methanation reactor 12 in which the methane-rich gas mixture is converted into substitute natural gas (SNG), which is led via a heat exchanger 14 and a water separator 15 to a discharge pipe 16. Substitute natural gas can be injected from there into the existing gas network for transport to the final consumer.
10 De aan het methaanrijke gasmengsel bij afvoer 6 en in leiding 10 onttrokken warmte alsmede de bij afVoer 13 aan het productgas onttrokken warmte wordt via de warmtewisselaars 9, 11 en 14 toegevoerd aan een stoomgenerator 19, waarvan de opgewekte stoom aan een stoomturbine 20 wordt toegevoerd die generator 17 aandrijft voor elektriciteitsproductie. De gecondenseerde stoom wordt uit de stoomturbine 20 via 15 een retourleiding 22 teruggeleid naar de ingang van de stoomgenerator 19. Een deel van de lagedrukstoom uit de stoomburbine 20 verhit via een warmtewisselaar 18 de droger 2. De gecondenseerde lagedrukstoom wordt na het passeren van de warmtewisselaar 18 toegevoerd aan de stoomgenerator 19.The heat extracted from the methane-rich gas mixture at outlet 6 and in line 10, as well as the heat extracted from the product gas at outlet 13, is supplied via the heat exchangers 9, 11 and 14 to a steam generator 19, the steam of which is generated to a steam turbine 20 which drives generator 17 for electricity production. The condensed steam is returned from the steam turbine 20 via 15 a return line 22 to the entrance of the steam generator 19. Part of the low-pressure steam from the steam turbine 20 is heated via a heat exchanger 18 in the dryer 2. The condensed low-pressure steam is after passing the heat exchanger 18 supplied to the steam generator 19.
In de hydrovergassingsinrichting 3 vinden onder andere de volgende reacties 20 plaats: C + 2 H2 <-» CH4 (1) CO + 3 H2 o CH4 + H20 (2) 2 CO <-> C + C02 (3) C0 + H20oC02 + H2 (4)In the hydro-gasification plant 3, the following reactions take place, inter alia: C + 2 H2 <- »CH4 (1) CO + 3 H2 o CH4 + H20 (2) 2 CO <-> C + C02 (3) C0 + H20oC02 + H2 (4)
Bij een constante temperatuur (T=800°C), in de afwezigheid van de toevoer van 25 waterstof bij een thermodynamisch evenwicht zou een drukverhoging in de reactor leiden tot: een afname in de CO- en H2-concentratie en een toename van de concentraties van CH4, C02 en H20 in het via de afvoerleiding 6 afgevoerde synthesegas; een afname in de omzetting van koolstof uit de biomassa, en 30 - een afname van de in de reactor 3 benodigde warmte.At a constant temperature (T = 800 ° C), in the absence of the supply of hydrogen at a thermodynamic equilibrium, an increase in pressure in the reactor would lead to: a decrease in the CO and H2 concentration and an increase in the concentrations of CH4, CO2 and H20 in the synthesis gas discharged via the discharge pipe 6; a decrease in the conversion of carbon from the biomass, and a decrease in the heat required in the reactor 3.
De hierboven genoemde reactie nummer (4), het watergas shiftevenwicht, is onafhankelijk van de druk terwijl de andere reacties bij toenemende druk naar rechts verschuiven en in deze richting alle exothermisch zijn.The above mentioned reaction number (4), the watergas shift equilibrium, is independent of the pressure, while the other reactions shift to the right with increasing pressure and are all exothermic in this direction.
101 0288 5101 0288 5
Bij hogere bedrijfstemperaturen, bij een druk P=30 bar, in afwezigheid van waterstoftoevoer en bij thermodynamisch evenwicht, verschuiven de bovengenoemde vier evenwichtsreacties naar links, hetgeen resulteert in: een toename in de CO- en H2-concentraties, en een afname van de CFL»-, CO2- en 5 F^O-concentratie in het via de afvoerleiding 6 afgevoerde synthesegas, een toename in de koolstofomzetting van de biomassa en een toename van de warmtevraag van de reactor.At higher operating temperatures, at a pressure P = 30 bar, in the absence of hydrogen supply and at thermodynamic equilibrium, the above four equilibrium reactions shift to the left, resulting in: an increase in CO and H2 concentrations, and a decrease in CFL , CO2 and 5 F 2 O concentration in the synthesis gas discharged via discharge pipe 6, an increase in the carbon conversion of the biomass and an increase in the heat demand of the reactor.
Slechts bij temperaturen onder de 550°C wordt het proces autotherm.The process only becomes autothermic at temperatures below 550 ° C.
De toevoer van waterstof bij T=800°C, P=30bar en bij thermodynamisch 10 evenwicht veroorzaakt de volgende effecten in het hydrovergassingsproces in de hydrovergassingsinrichting 3: een toename van de methaanconcentratie en een afname van de warmtevraag volgens reacties (1) en (2), een afname van de CO-concentratie volgens reactie (2) en 15 - een toename van de koolstofomzetting volgens reactie (1).The supply of hydrogen at T = 800 ° C, P = 30bar and at thermodynamic equilibrium causes the following effects in the hydro-gasification process in the hydro-gasification plant 3: an increase in the methane concentration and a decrease in the heat demand according to reactions (1) and (2 ), a decrease in the CO concentration according to reaction (2) and 15 - an increase in the carbon conversion according to reaction (1).
Bij een toevoer van waterstof via de toevoerleiding 5 van 75 mol/kg biomassa (vochtvrij) omvat het in de hydrovergassingsinrichting 3 gevormde synthesegas 29 vol.% methaan en 7 vol.% CO en met een koolstofomzetting van de biomassa van 78% bij een warmtevraag van 1,2 MWth/kg biomassa (vochtvrij). Wanneer hierna verder 20 over biomassa wordt gesproken, wordt hiermee vochtvrije biomassa bedoeld. Een toename van de werkdruk bij T=800°C, bij een waterstoftoevoer van 75 mol/kg biomassa resulteert in een toename van de koolstofomzetting aangezien reactie (1) in dit geval dominerend wordt.At a supply of hydrogen via the supply line 5 of 75 mol / kg of biomass (moisture-free), the synthesis gas formed in the hydro-gasification plant 3 comprises 29% by volume of methane and 7% by volume of CO and with a carbon conversion of the biomass of 78% at a heat demand. of 1.2 MWth / kg biomass (moisture-free). When further discussing biomass, this means anhydrous biomass. An increase in the working pressure at T = 800 ° C, at a hydrogen feed of 75 mol / kg of biomass, results in an increase in the carbon conversion since reaction (1) becomes dominant in this case.
Hieronder zullen de procesparameters in de hydrovergassingsinrichting 3, de 25 hoge temperatuur gasreinigingsinrichting 7, en de methaneringsreactor 12 nader worden uiteengezet, welke parameters de basis hebben gevormd voor berekening van de samenstelling van het via de afvoerleiding 16 afgevoerde substituut aardgas (SNG). Voor de berekening is uitgegaan van biomassa in de vorm van populierenzaagsel met de samenstelling zoals gegeven in tabel 1: 1010288 6The process parameters in the hydro gasifier 3, the high temperature gas cleaner 7, and the methanation reactor 12, which have formed the basis for calculating the composition of the substitute natural gas (SNG) discharged through the discharge line 16, will be further explained below. The calculation is based on biomass in the form of poplar sawdust with the composition as given in table 1: 1010288 6
Tabel 1 Specificatie van de biomassa (Populierenzaagsel)Table 1 Specification of the biomass (Poplar sawdust)
Eenheid WaardeUnit Value
Samenstelling C gew% 51.32 H gew% 6.16 N gew% 1.18 S gew% 0.13 O gew% 34.57Composition C wt% 51.32 H wt% 6.16 N wt% 1.18 S wt% 0.13 O wt% 34.57
As gew% 6.64Ash wt% 6.64
Totaal gew% 100.00Total wt% 100.00
Onderste verbrandingswaarde (LHV)vochtvrij MJ/kg 21.57Lower calorific value (LHV) anhydrous MJ / kg 21.57
Onderste verbrandingswaarde (LHV), 30 gew. % vocht MJ/kg 14.53Lower calorific value (LHV), 30 wt. % moisture MJ / kg 14.53
De hydrovergassingsinrichting 3 werd in het rekenmodel bedreven bij een temperatuur van 800°C en een druk van 30 bar. Bij deze instelling kan, onder een 5 bepaalde afwijking van het thermodynamisch evenwicht, een koolstofomzetting van de biomassa van 89% worden verkregen, bij een waterstofloevoer van 75 mol/kg biomassa, en is het proces autotherm. Omdat echter de toegevoerde biomassa niet vrij is van vocht en additioneel CO2 aan de hydrovergassingsinrichting 3 wordt toegevoerd, werd, om het proces autotherm te maken, de waterstofloevoer in het model verhoogd 10 van 75 tot 100 mol/kg biomassa. Bij deze instelling wordt een omzetting van koolstof uit de biomassa van 83% voorspeld.The hydro gasifier 3 was operated in the calculation model at a temperature of 800 ° C and a pressure of 30 bar. At this setting, under a certain deviation from the thermodynamic equilibrium, a carbon conversion of the biomass of 89% can be obtained, with a hydrogen feed of 75 mol / kg of biomass, and the process is autothermic. However, since the supplied biomass is not free of moisture and additional CO2 is supplied to the hydrofluidizer 3, to make the process autothermal, the hydrogen feed in the model was increased from 75 to 100 mol / kg of biomass. At this setting, a conversion of carbon from the biomass of 83% is predicted.
De gasvormige producten uit de hydrovergassingsreactor 3 worden via warmtewisselaars 9 en 11 in twee stappen afgekoeld van 850°C tot de inlaattemperatuur van de eerste methaneringsreactor bij 400°C. In dit 15 temperatuurbereik kan een hoge-temperatuur gasreinigingsinrichting 7 worden toegepast om vast residu en gasvormige verontreinigingen zoals H2S, HC1, HF, NH3 uit het synthesegas te verwijderen.The gaseous products from the hydro-gasification reactor 3 are cooled in two steps from 850 ° C to the inlet temperature of the first methanation reactor at 400 ° C via heat exchangers 9 and 11. In this temperature range, a high temperature gas purifier 7 can be used to remove solid residue and gaseous impurities such as H 2 S, HCl, HF, NH 3 from the synthesis gas.
De methaneringsreactor 12 is gebaseerd op het ICI hoge-temperatuur enkelvoudig doorloopproces zoals beschreven in het Catalyst Handbook, second 20 Edition, Edited by M.V. Twigg, ISBN 1874545359, 1996. Hierin wordt een reeks reactoren toegepast die bij opeenvolgend lagere uitgangstemperaturen werken.The methanation reactor 12 is based on the ICI high temperature single pass process as described in the Catalyst Handbook, second 20 Edition, Edited by M.V. Twigg, ISBN 1874545359, 1996. It employs a series of reactors operating at successively lower starting temperatures.
In de stoomgenerator 19 wordt oververhitte stoom bij een druk van 40 bar opgewekt. De warmte afkomstig uit de methaneringsreactor 12 alsmede van het 1010288 7 afkoelen van het methaanrijke synthesegas via warmtewisselaars 9 en 11 werd in het model toegepast om stoom te vormen terwijl de rest van de warmte die vrijkomt bij het afkoelen van het methaanrijke gasmengsel in leidingen 6 en 10 werd toegepast voor stoomoververhitting. De gevormde stoom werd in twee stappen geëxpandeerd tot 0,038 5 bar. (De eerste stap van 40 naar 10 bar en de tweede stap van 10 naar 0,038 bar.)Superheated steam is generated in the steam generator 19 at a pressure of 40 bar. The heat from the methanation reactor 12 as well as from cooling the methane-rich synthesis gas via heat exchangers 9 and 11 was used in the model to generate steam while the remainder of the heat released during the cooling of the methane-rich gas mixture in lines 6 and 10 was used for steam superheat. The steam formed was expanded in two steps to 0.038 5 bar. (The first step from 40 to 10 bar and the second step from 10 to 0.038 bar.)
Gebaseerd op de bovengenoemde procesinstellingen zijn de massa- en energiebalans van het systeem volgens figuur 1 berekend met het ASPEN PLUS processimulatieprogramma. In tabel 2 zijn de eigenschappen van Gronings aardgas (NG) en van in het hydrovergassingsproces volgens figuur 1 gevormde synthetische 10 aardgas (SNG) gegeven. Van groot belang is te zien dat de verbrandingswaarde in MJ/kg en de Wobbe-index van het synthetische aardgas nagenoeg gelijk zijn aan die van natuurlijk aardgas. Hierdoor is het mogelijk om het in het hydrovergassingsproces volgens figuur 1 gevormde productgas direct in het aardgasnet te injecteren en met bestaande inrichtingen te verbranden.Based on the above process settings, the mass and energy balance of the system of Figure 1 has been calculated using the ASPEN PLUS process simulation program. Table 2 shows the properties of Groningen natural gas (NG) and synthetic natural gas (SNG) formed in the hydro-gasification process according to figure 1. It is very important to see that the calorific value in MJ / kg and the Wobbe index of synthetic natural gas are virtually the same as that of natural natural gas. It is hereby possible to inject the product gas formed in the hydro-gasification process according to figure 1 directly into the natural gas network and burn it with existing installations.
1515
Tabel 2 Eigenschappen van hei productgas (SNG) en Gronings aardgas (NG)Table 2 Properties of piling product gas (SNG) and Groningen natural gas (NG)
Samenstelling NG SNGNG SNG composition
CH4 mol% 81.30 81.55 H2 mol% 0.00 8.70 C02 mol% 0.89 8.54 C2+ mol% 3.49 <1 N2 mol% 14.31 0.77 02 mol% 0.01 0.00 molecuulgewicht kg/kmol 18.64 17.33 onderste verbrandigswaarde (LHV) MJ/kg 38.00 39.00CH4 mol% 81.30 81.55 H2 mol% 0.00 8.70 CO2 mol% 0.89 8.54 C2 + mol% 3.49 <1 N2 mol% 14.31 0.77 02 mol% 0.01 0.00 molecular weight kg / kmol 18.64 17.33 lower combustion value (LHV) MJ / kg 38.00 39.00
Onderste verbrandingswaarde (LHV) MJ/kmol 708.32 676.08Lower calorific value (LHV) MJ / kmol 708.32 676.08
Wobbe-index MJ/Nm2 44.20 43.87Wobbe index MJ / Nm2 44.20 43.87
De Wobbe-index, gebaseerd op normaal kubieke meters (Nm3) bij 0°C en 1 atmosfeer (MJ/Nm3), is de verhouding van de calorische bovenwaarde en de vierkantswortel van de relatieve dichtheid van het gas. De Wobbe-index wordt 20 gedefinieerd volgens de volgende formule: 1010288 8The Wobbe index, based on normal cubic meters (Nm3) at 0 ° C and 1 atmosphere (MJ / Nm3), is the ratio of the gross calorific value and the square root of the relative density of the gas. The Wobbe index is defined according to the following formula: 1010288 8
w- HHVw- HHV
yj(Pg tPlucht )yj (Pg tPlucht)
Hierin is HHV de bovenste verbrandingswaarde in MJ/Nm3 en zijn pg en piUCht de dichtheden van respectievelijk gas en lucht in kg/Nm3. De Wobbe-index is een maat 5 voor de hoeveelheid energie die via een inspuiting wordt afgegeven aan een brander. Twee gassen met een verschillende samenstelling, maar met dezelfde Wobbe-index leveren dezelfde hoeveelheid energie voor een vooraf bepaalde inspuitinrichting bij dezelfde inspuitdruk.In this, HHV is the upper calorific value in MJ / Nm3 and pg and piUCht are the densities of gas and air in kg / Nm3 respectively. The Wobbe index is a measure of the amount of energy that is delivered to a burner via an injection. Two gases of different composition but with the same Wobbe index provide the same amount of energy for a predetermined injection device at the same injection pressure.
Figuur 2 toont een uitvoeringsvorm van een werkwijze volgens onderhavige 10 inrichting waarbij de waterstof wordt gevormd via een CB&H-proces zoals beschreven in R.A. Wijbrans, J.M. van Zutphen, D.H. Recter: "Adding New Hydrogen to the Existing Gas Infrastructure in the Netherlands, Using the Carbon Black & Hydrogen Process, Proceedings of the 12th World Hydrogen Energy Conference", vol. Π, pp 963 - 968, 1998. Hierin wordt aardgas via een toevoerleiding 23 toegevoerd aan een 15 plasmareactor 24, waarin door toevoer van elektrische energie een plasma wordt opgewekt en waarin waterstof en koolstof worden gevormd. Na passeren van een warmtewisselaar 25 en een afscheider 26 wordt in het bekende CB&H-proces de koolstof voor pelettering en verpakking afgevoerd en wordt de waterstof naar een compressie- en injectie-inrichting 27 geleid om vervolgens in het aardgasnet te worden 20 geïnjecteerd. Volgens de uitvinding wordt de waterstof in plaats van naar compressie-en injectie-inrichting 27 toegevoerd aan het hydrovergassingsproces via de toevoerleiding 5. Toepassing van het hoge temperatuur plasma proces voor productie van waterstof uit aardgas in combinatie met het hydrovergassingsproces heeft als voordeel dat uit het CB&H-proces zuiver koolstof komt waarbij de reductie in 25 calorische waarde door omzetting van aardgas in waterstof voor meer dan 100% wordt gecompenseerd door terugreactie van het waterstof naar SNG. Daarmee is dus bereikt dat de fossiele koolstof uit de keten verdwijnt terwijl uit de biomassa duurzame koolstof wordt toegevoerd met een netto winst aan energie door introductie van biomassa van ruwweg 60%.Figure 2 shows an embodiment of a method according to the present device in which the hydrogen is formed via a CB&H process as described in R.A. Wijbrans, J.M. van Zutphen, D.H. Recter: "Adding New Hydrogen to the Existing Gas Infrastructure in the Netherlands, Using the Carbon Black & Hydrogen Process, Proceedings of the 12th World Hydrogen Energy Conference", vol. Pp, pp 963-968, 1998. Herein natural gas is supplied via a supply line 23 to a plasma reactor 24, in which a plasma is generated by supplying electric energy and in which hydrogen and carbon are formed. After passing through a heat exchanger 25 and a separator 26, in the known CB&H process, the carbon for blasting and packaging is discharged and the hydrogen is sent to a compression and injection device 27 and subsequently injected into the natural gas network. According to the invention, the hydrogen is supplied to the hydro-gasification process via the feed line 5 instead of to compression and injection device 27. The use of the high-temperature plasma process for production of hydrogen from natural gas in combination with the hydro-gasification process has the advantage that the The CB&H process involves pure carbon, whereby the reduction in calorific value by conversion of natural gas into hydrogen is more than 100% compensated by the reaction of the hydrogen back to SNG. This means that the fossil carbon disappears from the chain while sustainable carbon is supplied from the biomass with a net energy gain by introducing biomass of roughly 60%.
10102881010288
Claims (9)
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NL1010288A NL1010288C2 (en) | 1998-10-12 | 1998-10-12 | Method for the conversion of hydrogen into substitute natural gas. |
JP2000575821A JP2002527539A (en) | 1998-10-12 | 1999-10-12 | Method for converting hydrogen to alternative natural gas |
EP99949470A EP1127038A1 (en) | 1998-10-12 | 1999-10-12 | Process for converting hydrogen into substitute natural gas |
CA002346970A CA2346970A1 (en) | 1998-10-12 | 1999-10-12 | Process for converting hydrogen into substitute natural gas |
PCT/NL1999/000630 WO2000021911A1 (en) | 1998-10-12 | 1999-10-12 | Process for converting hydrogen into substitute natural gas |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NL1010288A NL1010288C2 (en) | 1998-10-12 | 1998-10-12 | Method for the conversion of hydrogen into substitute natural gas. |
NL1010288 | 1998-10-12 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NL1010288C2 true NL1010288C2 (en) | 2000-04-13 |
Family
ID=19767951
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NL1010288A NL1010288C2 (en) | 1998-10-12 | 1998-10-12 | Method for the conversion of hydrogen into substitute natural gas. |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP1127038A1 (en) |
JP (1) | JP2002527539A (en) |
CA (1) | CA2346970A1 (en) |
NL (1) | NL1010288C2 (en) |
WO (1) | WO2000021911A1 (en) |
Families Citing this family (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE102004035997A1 (en) * | 2004-07-16 | 2006-02-02 | Rühl, Bernhard | Biogas plant for the supply of methane-containing gases |
US7955403B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-06-07 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for producing substitute natural gas |
EP2169035B1 (en) * | 2008-09-22 | 2013-07-24 | BEGA.tec GmbH | Method for setting the calorific value in fuel gases containing methane |
WO2010099626A1 (en) | 2009-03-05 | 2010-09-10 | G4 Insights Inc. | Process and system for thermochemical conversion of biomass |
US8915981B2 (en) * | 2009-04-07 | 2014-12-23 | Gas Technology Institute | Method for producing methane from biomass |
US9447328B2 (en) | 2009-04-07 | 2016-09-20 | Gas Technology Institute | Hydropyrolysis of biomass for producing high quality liquid fuels |
CN101875863B (en) * | 2009-04-29 | 2013-08-07 | 四川大学 | Waste heat-driven circulative heat-carrying gas methanation technology and device |
WO2011060539A1 (en) * | 2009-11-18 | 2011-05-26 | G4 Insights Inc. | Method and system for biomass hydrogasification |
CA2781204C (en) | 2009-11-18 | 2018-05-01 | G4 Insights Inc. | Sorption enhanced methanation of biomass |
US10435800B2 (en) * | 2012-05-28 | 2019-10-08 | Hydrogenics Corporation | Electrolyser and energy system |
CN103484183B (en) * | 2013-09-26 | 2014-08-27 | 程礼华 | Process and device for preparing natural gas from household garbage |
DE102013219681B4 (en) | 2013-09-30 | 2017-01-05 | Marek Fulde | Method and system for storing electrical energy |
US10392566B2 (en) | 2015-04-27 | 2019-08-27 | Gas Technology Institute | Co-processing for control of hydropyrolysis processes and products thereof |
GB2539021A (en) * | 2015-06-04 | 2016-12-07 | Advanced Plasma Power Ltd | Process for producing a substitute natural gas |
PL231090B1 (en) * | 2015-07-02 | 2019-01-31 | Jjra Spolka Z Ograniczona Odpowiedzialnoscia | Method and the system for the production of biomethane and ecomethane |
PL231889B1 (en) * | 2015-08-14 | 2019-04-30 | Bak Tadeusz | Combined fuel and heat energy production system and method for producing fuel and heat energy |
US10647933B2 (en) | 2015-11-12 | 2020-05-12 | Gas Technology Institute | Activated carbon as a high value product of hydropyrolysis |
IT201700086210A1 (en) * | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Enea Agenzia Naz Per Le Nuove Tecnologie Lenergia E Lo Sviluppo Economico Sostenibile | Process and related plant for the production of methane from fuel derived from waste |
CN116148125B (en) * | 2022-11-24 | 2024-03-08 | 常州大学 | Method for compounding biomass tar model based on Huabai index |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1408694A (en) * | 1973-05-10 | 1975-10-01 | Syngas Recycling Corp | Process of converting solid waste into a combustible product gas |
US3967936A (en) * | 1975-01-02 | 1976-07-06 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Methanation process utilizing split cold gas recycle |
US3993457A (en) * | 1973-07-30 | 1976-11-23 | Exxon Research And Engineering Company | Concurrent production of methanol and synthetic natural gas |
US4205961A (en) * | 1977-07-02 | 1980-06-03 | Metallgesellschaft | Process of producing a natural gas substitute |
FR2593493A1 (en) * | 1986-01-28 | 1987-07-31 | British Petroleum Co | Process for the production of reactive gases enriched in hydrogen and in carbon monoxide in an electrical post-arc |
EP0316234A1 (en) * | 1987-11-10 | 1989-05-17 | Electricite De France | Process and plant for the hydropyrolysis of heavy hydrocarbons by a plasma beam, in particular a H2/CH4 plasma |
-
1998
- 1998-10-12 NL NL1010288A patent/NL1010288C2/en not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-10-12 CA CA002346970A patent/CA2346970A1/en not_active Abandoned
- 1999-10-12 JP JP2000575821A patent/JP2002527539A/en active Pending
- 1999-10-12 EP EP99949470A patent/EP1127038A1/en not_active Withdrawn
- 1999-10-12 WO PCT/NL1999/000630 patent/WO2000021911A1/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1408694A (en) * | 1973-05-10 | 1975-10-01 | Syngas Recycling Corp | Process of converting solid waste into a combustible product gas |
US3993457A (en) * | 1973-07-30 | 1976-11-23 | Exxon Research And Engineering Company | Concurrent production of methanol and synthetic natural gas |
US3967936A (en) * | 1975-01-02 | 1976-07-06 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Methanation process utilizing split cold gas recycle |
US4205961A (en) * | 1977-07-02 | 1980-06-03 | Metallgesellschaft | Process of producing a natural gas substitute |
FR2593493A1 (en) * | 1986-01-28 | 1987-07-31 | British Petroleum Co | Process for the production of reactive gases enriched in hydrogen and in carbon monoxide in an electrical post-arc |
EP0316234A1 (en) * | 1987-11-10 | 1989-05-17 | Electricite De France | Process and plant for the hydropyrolysis of heavy hydrocarbons by a plasma beam, in particular a H2/CH4 plasma |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2002527539A (en) | 2002-08-27 |
CA2346970A1 (en) | 2000-04-20 |
WO2000021911A1 (en) | 2000-04-20 |
EP1127038A1 (en) | 2001-08-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NL1010288C2 (en) | Method for the conversion of hydrogen into substitute natural gas. | |
Detchusananard et al. | Biomass gasification integrated with CO2 capture processes for high-purity hydrogen production: process performance and energy analysis | |
US6976362B2 (en) | Integrated Fischer-Tropsch and power production plant with low CO2 emissions | |
US8603430B2 (en) | Controlling the synthesis gas composition of a steam methane reformer | |
US8552073B2 (en) | Co-production of power and hydrocarbons | |
Arteaga-Perez et al. | A modelling approach to the techno-economics of Biomass-to-SNG/Methanol systems: Standalone vs Integrated topologies | |
US20080132588A1 (en) | Apparatus and methods for the production of ammonia and fischer-tropsch liquids | |
JP2008519936A (en) | How to satisfy changing power demands | |
CA2678974A1 (en) | A chemical product providing system and method for providing a chemical product | |
JPWO2008069251A1 (en) | Apparatus and method for producing liquid fuel from biomass | |
KR20120064030A (en) | Carbon dioxide free gasification | |
CA2892149A1 (en) | Hybrid plant for liquid fuel production and method for operating it where a gasification unit in the hybrid plant is operating at less than its design capacity or is not operational | |
Poluzzi et al. | Flexible methanol and hydrogen production from biomass gasification with negative emissions | |
CA3195461A1 (en) | Gasification process | |
Bassano et al. | Integration of SNG plants with carbon capture and storage technologies modeling | |
Darmawan et al. | Integrated ammonia production from the empty fruit bunch | |
Shabani et al. | Investigation of biomass gasification hydrogen and electricity co-production with carbon dioxide capture and storage | |
Van der Drift et al. | MILENA gasification technology for high efficient SNG production from biomass | |
Salman et al. | A polygeneration process for heat, power and DME production by integrating gasification with CHP plant: Modelling and simulation study | |
Antonini et al. | Report on optimal plants for production of low-carbon H2 with state-of-the-art technologies | |
Mungkalasiri et al. | Energy analysis of hydrogen production from biomass in Thailand | |
Bour | Modelling and Optimization of a Process from Biomass to Liquid Fuels via Fischer-Tropsch Synthesis | |
US12098328B2 (en) | Processes and systems for producing hydrocarbon fuels having high carbon conversion efficiency | |
US20230119589A1 (en) | Processes and systems for producing hydrocarbon fuels having high carbon conversion efficiency | |
Shrestha et al. | Synthesis of dimethyl ether from biomass gasification: A simulation and techno-economic analysis |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD2B | A search report has been drawn up | ||
VD1 | Lapsed due to non-payment of the annual fee |
Effective date: 20040501 |