NO320939B1 - Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form - Google Patents
Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form Download PDFInfo
- Publication number
- NO320939B1 NO320939B1 NO20025925A NO20025925A NO320939B1 NO 320939 B1 NO320939 B1 NO 320939B1 NO 20025925 A NO20025925 A NO 20025925A NO 20025925 A NO20025925 A NO 20025925A NO 320939 B1 NO320939 B1 NO 320939B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- fuel
- recovered
- hydrogen
- anode
- Prior art date
Links
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims description 69
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 34
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 title description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 95
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 56
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 47
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 47
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 32
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 26
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 26
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 22
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 8
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 79
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 description 33
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 15
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 14
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 10
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910001252 Pd alloy Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 7
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 210000002421 cell wall Anatomy 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000003487 electrochemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000001784 detoxification Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000037427 ion transport Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012982 microporous membrane Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 239000002901 radioactive waste Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000036647 reaction Effects 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002915 spent fuel radioactive waste Substances 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000005200 wet scrubbing Methods 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
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
- H01M8/04—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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
-
- 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
- C01B3/501—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by diffusion
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
- F02C6/10—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output supplying working fluid to a user, e.g. a chemical process, which returns working fluid to a turbine of the plant
-
- 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
- H01M8/0687—Reactant purification by the use of membranes or filters
-
- 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
- H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
- H01M8/241—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells with solid or matrix-supported electrolytes
- H01M8/2425—High-temperature cells with solid electrolytes
- H01M8/243—Grouping of unit cells of tubular or cylindrical configuration
-
- 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
-
- 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
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0405—Purification by membrane separation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
-
- 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
- C01B2203/0833—Heating by indirect heat exchange with hot fluids, other than combustion gases, product gases or non-combustive exothermic reaction product gases
-
- 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
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1235—Hydrocarbons
- C01B2203/1241—Natural gas or methane
-
- 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
- C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
- C01B2203/127—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
- C01B2203/14—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
-
- 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
- C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
- C01B2203/84—Energy production
-
- 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
- C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
- C01B2203/86—Carbon dioxide sequestration
-
- 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
- H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
- H01M8/04014—Heat exchange using gaseous fluids; Heat exchange by combustion of 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
- H01M8/0675—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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
-
- 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
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
- Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Description
Oppfinnelsens område
Oppfinnelsen vedrører fremgangsmåte for anodeeksosbehand-ling i kraftverk basert på brenselcellesystem basert på oksider i fast form hvor luftstrømmen og brennstoffstrømmen holdes separat gjennom systemet. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen løsninger for å gjenvinne og resirkulere ikke-forbrukt brennstoff fra eksosgassen fra anodebrenselet.
Oppfinnelsens bakgrunn
Det økende behov for elektrisk strøm kombinert med økende miljøbevissthet har initiert utbredt forskning for utvikling av kostnadseffektiv og miljøvennlig kraftproduksjon. Selv om flere fornybare energikilder er tilgjengelige, kan bare atomkraft og kraftverk med hydrokarbonbrennstoff levere hovedmengden av strømmen som det er behov for. Atomkraftverk har sikkerhetsrisikoer og problematiske radioak-tive avfallsstoffer. Videre utvikling av atomkraftverk virker svært begrensede. Mest på grunn av mangel på politisk aksept. Følgelig må kraftverk basert på fossile brensel dekke det meste av dette energigapet. Imidlertid genererer en kontinuerlig utvikling av vitenskapelige data på driv-huseffekten og politiske avtaler, så som Kyoto-protokollen fra 1997, et økende press mot å begrense og redusere driv-husgassutslipp. Som er resultat av denne trenden søker flere land å begrense sine karbondioksid (C02) -utslipp og etablere årlige maksimale utslippsnivå. Med tanke på dette er C02 utslipp fra kraftverk med fossile brennstoff en ho-vedbekymring siden slike kraftverk er betydelige kilder til C02 utslipp. Som et eksempel er ca. en tredjedel av USA sitt C02 utslipp fra slike kraftverk. Typisk er C02-utslippene fra et naturgassbasert kraftverk som produserer tre TWt per år i størrelsesorden 1,1 millioner tonn per år (ref. Gassm.). Det er derfor ønskelig å utvikle effektive kraftverk med fossile brensel som fanger C02 som hovedsakelig kan isoleres. Isolering av C02 som produseres i store kraftverk vil mest sannsynlig oppnås ved injisering av gass, væske eller hydrater i underjordiske formasjoner eller i dypt sjøvann. En kommersiell verdi av den produserte C0a kan oppnås når den brukes for bedret oljegjenvinning i produserende oljefelt.
Flere prosesser og konsept for kraftproduksjon fra fossile brennstoff med svært reduserte C02-utslipp er kjent i tek-nikken. Disse prosessene produserer konsentrert og trykksatt C02 passende for isolering eller industriell bruk. Fremgangsmåtene for å gjenvinne C02 fra naturgass basert på kraftproduksjon kan deles i tre hovedkategorier:
1) forforbrenningsdekarbonisering
2) oksifuel eller oksygenforbrenning
3) etterforbrenning C02 oppsamling
Forforbrenning omfatter en dekarbonisering av brennstoffet før bruk i et standard gassturbinkombinert sykluskraftverk (GTCC) eller alternativt kraftproduserende teknologi basert på fossile brennstoff. Som et typisk eksempel vil en slik prosess omfatte omdannelse, vanngasskift og C02 fjerning ved kjemisk absorpsjon ved bruk av konvensjonelle amino-systemer. Den resulterende brenngassen er hydrogenrik og kan brukes i noen gassturbiner. En fordel med dette konseptet er at det hovedsakelig er basert på en serie kjente enkel toperasjoner. Det er imidlertid bare et lite antall gassturbiner tilgjengelig som kan bruke den hydrogenrike gassen som brennstoff. Derfor vil ikke dette konseptet være tilgjengelig ved forskjellige skalaer uten at modifikasjo-ner/kvalifikasjoner av andre gassturbiner gjøres. De mest økonomiske skalaene for komponentene er store og de spesifikke kostnadene og effektivitetene vil lide når skalaen reduseres. En annen ulempe med å bruke konvensjonell C02-fjerningsløsninger i forforbrenning er at de opereres ved lave temperaturer, krever kjøling og re-oppvarming av gas-Ben pga. C02-fjerningen. Dette konseptet vil ha en effektivitet som er lavere enn det for et standard GTCC-anlegg og annen alternativ teknologi. Forforbrenning er typisk vurdert kombinert med andre mindre utviklede kraftproduserende teknologier, så som brenselsceller. Også andre kommende C02-fjerningsteknologier er typisk vurdert i litteraturen, så som C02-selektive membraner, hybride sorbentmembran-systerner, fysiske eller kjemiske sorbenter.
Oksyfuelkategorien inkluderer konsepter som leverer oksygen brukt til å oksidere naturgass på en slik måte at nitrogen ikke kommer inn i reaksjonssonen. Forbrenningsproduktene er i prinsipp bare C03 og H20. Vannet fjernes ved kjøling og kondensering av forbrenningsproduktene, og resultatet er en nesten ren C02-gasstrøm. En måte å holde nitrogen borte fra reaksjonssonen på, er å produsere oksygen i en konvensjonell kryogen luftseparasjonsenhet før forbrenning. Andre varianter omfatter bruk av høytemperatur keramisk oksygen-overføringsmembraner for å produsere oksygen eller å levere oksygen ved hjelp av en metallisk oksygenbærer (kjemisk looping forbrenning). Et eksempel på et oksyfuelkonsept er en prosess basert på oksygenproduksjon i en konvensjonell luftBeparasjonsenhet (ASU), forbrenning i en spesiell gassturbin, utnyttelse av varme i en dampbunnsyklus og resirkulering av gassturbineksos (C02/ H20) for temperaturstig-ning. For anleggestørrelser under omtrent 200 MW, må de kryogene luftseparasjonsenhetene være neddimensjonert i forhold til den optimale skala. Dette gir et betydelig tap i 10-50 MW-størrelsen. Videre må en mindre gassturbin med høyere spesifikke kostnader og lavere utnyttelse antas. Også bruken av C02/H20-resirkulering for å styre temperaturen vil forbruke energi på bekostning av den totale effektiviteten. Både investeringskostnader og energiforbruk er svært høye for generering av oksygen ved den renhet og mengde som er nødvendig i en oksyfuelsyklus. Det meste av den kjente teknikk har hatt behov for bruk av en kilde med høykonsentrert oksygen, ref. US patent nr. 5724805, US patent nr. 5956937 og US patent nr. 5247791. For å redusere oksygenkostnaden er det et mål å inkludere bruken av oksy-genselektive ionetransportmembraner i oksyfuelsyklusen. Dette forutsetter at det må finnes en måte å oppnå en posi-tivt oksygenpartialtrykksdifferanse og den ønskelige temperatur. Et konvensjonelt varmegjenvinningssystem er foreslått for å utnytte varmen som avgis fra syklusen. Disse er kostbare, og flere økonomiske måter for utnyttelse av denne varmeenergien er nødvendig.
Etterforbrenning er basert på rensing av eksosen fra et GTCC-anlegg eller annen kraftproduserende energi basert på fossile brensel. Eksosstrømmen inneholder typisk omtrent 6-4 volumprosent C02 som kan fjernes fra eksosen i en våtvaskingsprosess som involverer kjemisk absorpsjon ved bruk av en aminbasert absorbent. Varme (damp fra kraftverket) er nødvendig for å skille C02 fra absorbenten. Resultatet er en nesten 100 prosent ren C02 gass ved atmosfærisk trykk som kan trykksettes for transport og fjerning. Denne teknologien kan tilpasses til eksisterende anlegg og kan også slås av uten å stoppe kraftproduksjonen fra kraftverket. Imidlertid krever den lave konsentrasjoner av C02 store gassbehandlingssystemer, og den behandlede eksosgassen vil fremdeles inneholde omtrent 15 prosent av C02, også N0X og noen aminer vil være tilstede i eksosgassen. Effektiviteten vil være lavere enn for ey standard GPCC-anlegg eller alternative teknologier på grunn av energien som er nødven-dig for å skille C02. Alternative mindre utviklede C02 separasjonsteknologier som typisk vil vurderes er kjemisk eller fysiske sorbenter eller C02-selektive membraner.
Teknologiene beskrevet over vil typisk ha elektriske effek-tiviteter mindre enn 50 prosent. I tillegg vil flere av dem slippe ut rundt 10-15 prosent av C02. Det er derfor et øns-ke å utvikle fossile brennstoffdrevede kraftverk med C02 oppsamling som er mer effektive, slipper ut mindre C02 og har lavere energikostnader enn kjent teknikk.
To separasjonsteknologier som ikke er nevnt i beskrivelsen over er spesielt interessante for foreliggende oppfinnelse, det vil ei hydrogenselektive membraner og kryogen C02-separasjon.
Flere typer hydrogenselektive membraner er kjent. Hydrogen-separasjonsmembraner kan typisk kategoriseres i to hovedty-per: Mikroporøse typer, som omfatter polymeriske membraner og porøse uorganiske membraner
Tette typer, som omfatter selvstøttende ikke-porøse metall støttet på en porøs substrat, så som et porøst metall eller en kjeram og blandede ioniske og elektronisk ledende materialer .
Mikroporøse membrantyper har hovedsakelig en begrenset selektivitet mens den tette typen har en uendelig selektivitet.
Polymeriske membraner kan typisk ikke brukes ved driftstemperaturer over 250 °C på grunn av mangel på stabilitet, og de er heller ikke-kompatible med mange kjemikalier som kan være tilstede i matstrømmen. De polymeriske membranene li-der også under en mangel på selektivitet av hydrogen over andre gasser og produktgassen er derfor relativt uren.
Mikroporøse uorganiske membraner er typisk laget av silisi-umoksid, aluminiumoksid, titanoksid, molekylærsiktekarbon, glass eller ceolitt. Alle er produsert med smal porestør-relsesfordeling og fremviser høy hydrogenpermeabilitet, men relativt lav selektivitet på grunn av den relativt store gjennomsnittlige porediameteren. Typiske driftstemperaturer for en silisiummembran vil være mindre enn 300-400 °C.
Tette membraner omfatter normalt palladium eller palladium-legeringer eller blandede ioniske og elektronisk ledende materialer. Pd og Pd-legeringsbaserte membraner omfatter typisk en tynn ikke-porøs eller tett film eller folie av Pd eller Pd-legeringer belagt på en porøs støtte av kjeramer eller porøst rustfritt stål. Tykkelsen til Pd eller Pd-legeringsfilmen er typisk 70-100 fim. for kommersielle membraner (liten skala) og på grunn av den høye prisen på Pd gjør dette disse membranene svært dyre og tykkelsen resul-terer også i lav permeabilitet. Det er essensielt å ha svært tynne Pd eller Pd-legeringsfiImer/folier for å få en høy permeabilitet og en akseptabel pris. Støttede Pd eller Pd-legeringsmembraner av mye tynnere filmtykkelse er ofte rapportert i litteraturen. Typiske driftstemperaturer for Pd og Pd-legeringsmembraner er i området 200-500 "C og også høyere temperaturer har vært beskrevet (opp til 870 °C). Blandede ionisk og elektronisk ledende membraner (MIEC) har ofte vært studert for oksygenseparasjon som beskrevet tidligere. HIEC-membraner for hydrogenseparasjon er mye mindre utviklet, også sammenlignet med Pd-legeringsmembraner og mikroporøse membraner. Disse membranene er imidlertid for-ventet å utvikle seg raskt på grunn av de store innsatsene i utvikling av lignende oksygenseparerende MIEC-membraner. MIEC-hydrogensepareringsmembraner fungerer ved overføring av hydrogen som protoner og elektroner gjennom det tette, blandede kjeramiske materialet. Typiske driftstemperaturer for det blandede ioniske og elektroniske membranet er 600-100 °C.
Kryogentekonologi, kjøling til temperaturer mellom -40 og - 55 "C for å separere C02 fra en gas st røm er konvensjonell teknologi og svært velkjent. Denne teknologien er også brukt for kjøling og kondensering av C02. Separasjonen gjø-res ved forhøyet trykk for å unngå fast C02 og for å øke den nødvendige driftstemperaturen. Fødegassen som skal separeres, komprimeres og dehydreres (for å unngå is) og kjø-les. Etter kjøling kondenseres det meste av C02en og blandingen kan lett separeres. Separasjon kan gjøres ved en enkel gravitasjonsbasert separator eller en kolonne kan brukes for å oppnå en renere C02 eller mindre C02 i den rensede gassen. I de senere år har mange kraftverk basert på brenselcellesystem basert på oksider i fast form med betydelig størrelse (over 1 MW) blitt presentert. Disse studie-ne er ofte basert på drift ved trykk typisk på 3-15 bar. Dette øker den elektriske effektiviteten og gjør også hybride systemer inkludert gassturbiner attraktive. Luften er typisk komprimert og forhåndsvarmet før den går inn i SOFC, hvor elektrisk strøm produseres og elektrokjemiske reaksjo-ner med brennstoffet og den genererte varmen delvis absor-beres av luftstrømmen. Deretter blandes den varme oksygenreduserte luften typisk med forbrukt brennstoff som forlater anodesiden og blandingen forbrennes for å videre øke gasstemperaturen før den oppvarmede gassen ekspanderes i en turbin og produserer ekstra elektrisitet. Det trykksatte brenselcelle/gassturbinhybridsystemet virker å være svært attraktivt for kraftproduksjon på grunn av den høye elektriske effektiviteten som kan forventes for disse systemene, typisk mer enn 70 prosent {i multi-MW-området). Eksempler på typiske trykksatte brenselsceller basert på oksider i fast form/gassturbinhybridkonsepter som er beskrevet i litteraturen kan finnes i følgende referanser (1, 2, 3, 4, 5). Disse systemene avgir imidlertid det forbrente fossile brennstoff som C02 til atmosfæren.
For disse typiske løsningene kan både forforbrenningBdekarbonisering og etterforbrennings-C02-oppsamlingsmetoder brukes for å gjøre konseptet til et nullutslipp, men dette vil være på bekostning av effektivitetestap og økte kostnader som for de andre løsningene som er presentert.
Imidlertid kan et brenselscellesystem basert på oksider i
fast form klassifiseres som et oksyfuelsystem siden oksyge-net overføres gjennom brenselscelleveggen til anodesiden og etterlater nitrogen på katodesiden, forutsatt at luftstrøm-men og brenselstrømmen holdes atskilt etter den elektrokjemiske reaksjonen.
Et såkalt nullutslipskraftanlegg basert på brenselcellesystem basert på oksider i fast form av denne typen er utviklet av Shell sammen med Siemens Westinghouse Power Corpora-tion. Målet er å bruke fossile brennstoff for kraftproduksjon med høy effektivitet og uten utslipp av C02 til atmosfæren. Pilotanlegget drives ved atmosfærisk trykk og vil være lokalisert ved Kollsnes i Norge.
Det er to hovedforskjeller på nullutslipp-SOFC-kraftverks-konseptet sammenlignet med de beskrevet over. 1) En forseg-ling er tilveiebrakt som holder katodeluftstrømmen skilt fra anodebrenselsgassen på en slik måte at de to strømmene ikke blandes etter brenselscellereaksjonene. 2) En etter-brenner er tilveiebrakt for å ytterligere utnytte det ureagerte brennstoffet som forlater anodesiden av brenselscellen. To typer etterbrennere er foreslått: 1) en ekstra SOFC enhet drevet for å konvertere hoveddelen av det gjenværende brennstoffet og produsere som noe ekstra energi, og 2) bruk av en oksygentransportmembran (OTM) for å tilveiebringe ok-sygenet for forbrenning av det gjenværende brennstoffet. Varmen som frigjøres kan utnyttes for å generere damp for bruk i en dampturbin. Både SOFC-etterbrenneren og en OTM vil være svært dyre løsninger og gi begrenset ekstra ener-giproduks j on.
Kjent teknikk beskriver gjenvinning av anodegass i brensel-cellesystemer, ref US pat no. 5079103. Systemene beskrevet anvender trykkvariasjonsadopsjon (PS) for separasjon av C02 fra H2 og CO i anodeeksosen fra SOFC stakken. PSA-systemet drives ved adsorpsjon av C02 fra anodeeksosen. Imidlertid er C02-innholdet i denne strømningen betydelig og det nød-vendige PSA-systemet vil øke den totale kostnad og komplek-sitet .
Fra US 5079103 er det kjent et krafverk basert på brensel-celleteknologi. I den primære utførelse er brenselcellen av typen MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) , hvor C02 som dan-nes ved anoden blir fraskilt fra eksosgassen og ført inn i innløpsstrømmen til katoden. Hydrogenet i eksosgassen fra anoden gjenvinnes ved en PSA-prosess (Pressure Swing Ad-sorption) og resirkuleres som brensel til anoden. Her blir CO og andre restgasser fra eksosen kassert, mens all C02 blir gjenbrukt. Patentet nevner også at MCFC-cellen kan erstattes med en SOFC-celle, men for dette tilfellet er beskrivelsen svært kortfattet og ufullstendig. Imidlertid fremgår det at C02 i eksosgassen ikke blir gjenbrukt, men blir kassert sammen med resten av eksosgassene etter at H2 er gjenvunnet. Denne gjenvinning skjer også her ved en PSA-prosess, som er lite kostnadseffektiv.
US 6187465 viser forskjellige prosesser hvor en SOFC-celle forsynes med syntesegass som fremstilles av hydrokarboner eller annet brennbart materiale. Her blir eksosgassen fra anoden resirkulert etter at vannet er utskilt, slik at det ikke oppstår noe C03 som må tas hånd om på annen måte, og intet er sagt om H2 og CO i eksosen. Et hovedformål synes å være å benytte en del av syntesegassen for produksjon av for eksempel voks og metanol.
Det er følgelig ønskelig å finne en enkel og fortrinnsvis billig løsning for å utnytte det gjenværende ureagerte brennstoffet i anodeeksosgassen for ekstra kraftproduksjon samtidig som det opprettholdes en høy elektrisk effektivitet og samtidig produseres ren og fortrinnsvis trykksatt C02. Videre er det ønskelig å unngå bruk av PSA-teknologi for gjenvinning av H2.
Kortfattet beskrivelse av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for å løse problemene beskrevet over. Foreliggende oppfinnelse er definert i krav 1 og vedrører brenselscellesyste-mer basert på oksider i fast form omfattende et forseglingssystem som holder luften og brennstoffstrømmene separert. Nærmere bestemt vedrører den eksosgassbehandlingen på brenselscelleanodesiden i et slikt system, og nærmere bestemt til eksosgassbehandlingsfremgangsmåter som separerer og resirkulerer ikke-forbrukt brennstoff til hoved-SOFC-en. Oppfinnelsen er mest passende for SOFC-systemer som drives ved forhøyede trykk og er integrert med en gassturbin. Luften komprimeres og forvarmes før den strømmer inn i brenselscellestakken ved katodesiden. Fossilt brensel, fortrinnsvis naturgass, forbehandles for å fjerne deler, så som svovelkomponenter, før den konverteres ved hjelp av damp og omdannes til en blanding av H2, CO, C02 og H20. Denne blandingen strømmer inn i brenselscellen ved anodesiden. Oksygen i luften overføres gjennom brenselscelleveggen og reagerer elektrokjemisk med H2 og CO, og genererer elektrisitet og varme. Katoden og anodegassen holdes separat fra hverandre av et forseglingssystem.
Den oksygenreduserte luften på katodesiden absorberer varme idet den passerer gjennom brennstoffcellen på katodesiden. Den varme oksygenreduserte luften ekspanderes hovedsaklig i en turbin og produserer ekstra elektrisitet, varmeveksler med den innkomne luften og ventileres.
Anodeeksosen kan fortrinnsvis delvis resirkuleres til reformerne for å tilveiebringe damp nødvendig for dampreformering (ellers må damp leveres til reformerne). Den gjenværende delen av anodeeksosgassen behandles videre på to valgfrie måter: 1) i en hydrogenmembranenhet og 2) i en kryogen separasjonsenhet.
Ved bruk av valg 1), en høytemperaturhydrogenmembranenhet, overføres hydrogenet i eksosgassen gjennom membranet av en partial trykkdifferanse og idet hydrogen fjernes fra mat-gassiden, konverterer vann-gasskiftreaksjonen mer av den gjenværende CO til hydrogen (membranen må katalysere vann-gasskiftereaksjonen eller en katalyst må inkluderes). En spylegass, så som damp, kan tilføres på permeatsiden for å øke drivkraften. Anodeeksosgassen omfatter hovedsakelig C02 og H20 etter membranseparasjonen (noe H2 og CO og også N2 vil være tilstede). Vannet fjernes lett, og resultatet er en konsentrert C02-strøm ved omtrentlig driftstrykk. Den permeathydrogenrike gassen komprimeres og resirkuleres til brenselscellen eller reformeren, hvor den effektivt utnyttes for å generere elektrisitet.
Ved bruk av valg 2), den kryogene metoden, kjøles anodeeksosgassen, vann fjernes før gassen komprimeres, kjøles, videre tørkes og C02 separeres ved en gravitasjonsbasert separator eller en kolonne med moderat lave temperaturer. Den resulterende gassen inneholder hovedsakelig hydrogen, CO, noe N2 og en del C02 som avhenger av separasjons-temperaturen. Den resulterende væskestrømmen er trykksatt C02 og kan transporteres ved hjelp av skip eller biler hvis ønskelig.
Begge disse valgene er fordelaktige alternativer til trykk-variasjonsadsorpsjon for trykksatte SOFC-systerner. Ved bruk av hydrogenselektive membraner gjenvinnes hydrogen fra drivstoffcelle anodeeksosen. Brenselcellestakken bør i dette tilfellet være trykksatt for å oppnå et så stort driven-de trykk som mulig over de hydrogenselektive membranene. Membranene kan drives ved en hevet temperatur og mengden hydrogen som må fjernes er relativt liten sammenlignet med mengden C02 i anodeeksosen. I tillegg kan C02 passere membranene på den retentive siden uten store trykktap. Det resulterende systemet er enkelt og har et svært godt poten-siale for kostnadsbesparelser. Dette vil spesielt gjelde hvis C02 fanges og eksporteres fra kraftverket i en rørled-ning. I dette tilfellet tillates noe hydrogen i den retentive gassen, noe som tillater en ikke-perfekt hydrogende-ling og valg av små hydrogenmembranareal. Disse faktorene gjør hydrogenselektive membraner, som nå sjelden brukes, konkurransedyktige når de anvendes i trykksatte brenselcel-lesystemer med C02 samling.
Et annet fordelaktig valg er bruk av en kryogen, gravitasjonsbasert prosess. Hele systemet vil da inkludere en kom-binasjon av et høytemperatur-SOFC-system med en lavtempera-turkryogenseparasjonsprosess. En detaljert undersøkelse med fokus på den nødvendige renhet av den gjenvunnede hydrogen og CO vil vise at en betydelig mengde tynningsmiddel er to-lerabel. Dette muliggjør en relativt enkel kryogen separasjonsprosess. Dette laget kan lett produsere C02 i væskeform klart for transport av lastebiler eller skip og er derfor spesielt fordelaktig hvis C02 samles og eksporteres og SOFC-stakken er trykksatt.
En viktig fordel med potensielt billige og effektive sepa-rasjons -/resirkuleringsprosesser er at det vil være mulig å redusere brennstofforbruket i hoved-SOFC-stakken. Reduksjon av brennstoffutnyt telsen vil øke spenningen og følgelig øke SOFC-effektiviteten ytterligere. Nullutslippbrenselscelle-anlegg basert på oksider i fast form basert på konseptene i foreliggende oppfinnelse holder lovnad om høyeffektiv kraftproduksjon fra fossile brennstoff med C02-oppsamling, mye høyere effektivitet enn det som kan forventes for andre typiske kraftproduserende systemer med C02-oppsamling.
En annen viktig fordel med nullutslipp-SOFC/gassturbin-hybridløsninger er anvendeligheten også ved mye lavere MW-områder enn det som vil være foretrukket for mange andre C02-oppsamlende løsninger beskrevet over.
Interessante membraner for foreliggende oppfinnelse er høy-temperaturhydrogenselektive membraner. Spesielt hydrogenselektive membraner omfattende vann-gasskiftaktivitet er interessante. Hovedforskjellen ved bruk av H2-selektive membraner i foreliggende oppfinnelse sammenlignet med andre applikasjoner, er at det er brukt som en eksosgassbehand-lingsmetode for å gjenvinne uforbrukt brennstoff. Utførel-sen i foreliggende oppfinnelse trenger ikke en svært ren hydrogenstrøm siden CO også er en reaktant for SOFC. Også en viss mengde C02 kan tolereres (kompromiss med større gassvolumer). Foreliggende utførelse muliggjør også bruk av spylegass, fortrinnsvis damp, på permeatsiden. Det vil også være relativt små mengder hydrogen som skal gjenvinnes og dette reduserer det nødvendige memibranarealet. Andre forde-ler med foreliggende søknad er at den etterlater C02 ved høyt trykk idet hydrogenpermeatgass mister trykk. Hydrogen-strømningsraten er betydelig mindre enn C02 strømningen, følgelig trengs mye mindre kompresjonskostnader for å komp-rimere hydrogen sammenlignet med det som er nødvendig for C02-
Kombinasjonen av den kryogene separasjonen med nullutslipps SOFC-systemer tilveiebringer en enkel og elegant måte å separere og resirkulere det uforbrukte brennstoffet. Det er relativt billig og bruker lite ekstra energi. Følgelig pre-senterer foreliggende oppfinnelse fremgangsmåter som for-enkler anodegassbehandling i SOFC-sykler med C02-samling.
Kortfattet beskrivelse av tegningene
Figur 1 er en skjematisk fremstilling av hovedprinsippene i foreliggende oppfinnelse. Figur 2 er et skjematisk flytdiagram av foreliggende oppfinnelse som viser hoveddelene i kraftverket. Figur 3 er et skjematisk flytdiagram av en spesiell utfø-relse av foreliggende oppfinnelse ved bruk av kryogen separasjonsprosess i et kraftverk. Figur 4 er et skjematisk flytdiagram av en bestemt utførel-se av foreliggende oppfinnelse ved bruk av separasjonspro-sesser basert på høytemperatur hydrogenselektive membraner i et kraftverk. Figur 5 er et skjematisk flytdiagram av en bestemt utførel-se av foreliggende oppfinnelse ved bruk av en separasjonsprosess basert på høytemperaturhydrogenselektive membraner i et kraftverk, hvor den gjenvunne hydrogen forbrennes for å øke temperaturen til den oksygenreduserte luften.
Oppfinnelsen tillater også produksjon av varme og/eller damp som er brukbar for distribusjon til fjernvarme eller nærliggende dampforbrukere.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Med referanse i detalj til figurene og tegningene, hvor identiske deler har identiske referansetall og først spesielt til figur 1. Figur 1 viser hovedprinsippene i foreliggende oppfinnelse. Hoved-SOFC-stakken 1 er delt i en anode-del 2 og en katodedel 3 av et forseglingssystem 4. Dette forseglingssystemet kan være et dampsegl. Tilførsel av damp 5 er nødvendig for dette spesielle seglet. For å forenkle den skjematiske fremstillingen omfatter anodeseksjonen alle nødvendige reformeringssteg, så vel som valgfri intern resirkulering av deler av anodeeksosen til reformerne for å tilveiebringe damp nødvendig for dampreformering, eller damptilførsel til reformerne hvis intern resirkulering av brennstoff utelates, i tillegg til brenselcellens anode-side. Ingen detaljer av brenselscellen er vist. I foreliggende eksempel er brenselscellene av den rørformede, (med en tett ende) faste oksidtype. Giftfritt brennstoff inneholdende elementet karbon 102, typisk naturgass, mates inn på anodesiden 2, og komprimert og forhåndsoppvarmet luft 205 mates inn på katodesiden 3 av hoved-SOFC-stakken 1. Det reformerte brennstoffet reagerer elektrokjemisk med oksygen fra luften på anodesiden 2 av brennstoffcellen og produserer elektrisitet og varme. Elektrisiteten konverteres typisk fra DC til AC i en inverter 6. Anodeeksosgassen 301, typisk omfattende H2, CO, C02 og H20, overføres videre til separasjonsprosessen 302 hvor hovedhensikten er å separere C02 og H20 fra det uforbrente brennstoffet. Det gjenvunnede brennstoffet 304 resirkuleres typisk til hovedbrenselscel-lestakken.
Figur 2 er et skjematisk flytdiagram av foreliggende oppfinnelse som viser hoveddelene av kraftverket. En ledning inneholdende brennstoff 100, typisk naturgass, er vist å gå til en brennstoffforhåndsbehandlingsenhet 101. Denne brenn-stof forhåndsbehandlingsenheten omfatter alle nødvendige giftfjerningssteg for å produsere brennstoff som er til-strekkelig rent til å strømme inn i reformeren og brenselscellene i hoved-SOFC-enheten 1 gjennom ledningen 102. Typisk omfatter forhåndsbehandligsenheten avsvovling av en av de konvensjonelle fremgangsmåtene kjent for fagmannen. Det rensede brennstoffet strømmer inn i hoved-SOFC-stakken og konverteres som beskrevet for figur 1 for å produsere elektrisitet og varme. Anodeeksosgassen overføres gjennom linje 301 til separasjonsprosessen 302 som beskrevet for figur 1. Den konsentrerte C02-strømningen 303 som forlater separasjonsprosessen er typisk videre komprimert i en konvensjonell kompresjonstrain 307 før den sendes til oppsamling 308. Det gjenvunnede brennstoffet 304 kjøles typisk 305 før det typisk resirkuleres til hoved-SOFC-en. Luft-strømmen 201 komprimeres til det ønskede driftstrykk i en kompressor 202, typisk kompressordelen av en gassturbin. Den komprimerte luften 203 forhåndsoppvarmes i varmeren 204 før den strømmer inn på katodesiden 3 av hoved-SOFC-en. Luften som strømmer gjennom katodesiden av brenselscellen absorberer varme og omfatter oksygen. Den oppvarmede og oksygenreduserte luften som forlater hoved-SOFC-en 206 ekspanderes i en turbin 207 for å produsere ekstra energi.
Figur 3 er et skjematisk flytdiagram av en bestemt utførel-se av foreliggende oppfinnelse som bruker kryogen separa-sjonsprosesser i et kraftverk. Brennstofforbehandlingen 101, hoved-SOFC 1 og gassturbinen 201-209 enhetene har al-lerede blitt beskrevet over. Den ekspanderte luften 208 varmeveksles typisk med innkommende luft 203 i en varmeveksler 204 før den luftes ut 209. I det foreliggende eksempel strømmer brennstoffet 100, typisk naturgass, inn i brennstofforhåndsbehandlingsenheten 101 ved 8,5 bara og 20 "C og avsvovles idet den passerer gjennom et fixed-bed ab-sorberingssystem. Etter avsvovling blandes gassen 103 med resirkuleringsgassen 329 fra separasjonsprosessen. Blandingen 104 varmeveksles 105 med anodeeksosgassen 301 for å øke temperaturen til omkring 200 °C. Den forvarmede gassen 106 strømmer inn i hoved-SOFC 1 og konverteres i flere steg som beskrevet tidligere. Anodeeksosgassen forlater hoved-SOFC- stakken ved en temperatur på omtrent 800 °C. Anodeek-
sosgassen typisk omfattende 3 % Ha, 1,6% CO, 33,7% C02, 60
% H20 og 1,8 % N2. Etter varmeveksling i 105 fjernes vannet i en kondenser eller skrubber 310. Ekstra kjølere, ikke vist, er brukt for å kjøle gassen. Vannet 332 sendes til en vannbehandlingsenhet og fjernes eller brukes som fødevann i et dampsystem. Den vaskede gassen 311 komprimeres i en kompressor 312 til et trykk på rundt 23 bara. Den komprimerte gassen 313 kjøles så 314, behandles i en skrubber 316 og dehydreres 319 før den videre kjøles 321 til en temperatur hvor en del av C02 er i væske form. Denne kjølingen oppnås ved bruk av konvensjonelle lukkede industrielle kjøle-systemer (ikke vist i detalj) . C02 i væskeform i strømmen 322 separeres fra gassene i en lavtemperatur (-40- -55 <C>C) gravitasjonsbasert separator 323. I dette bestemte eksemplet er temperaturen -50 °C og trykket 22,5 bar. Gass som forlater separatoren 327 varmes 328 og ekspanderes gjennom en ventil (ikke vist) for å oppnå driftstrykket før den blandes med renset fødegass 103. En liten del, typisk 5 %, av den resirkulerte gassen, sendes bort for å unngå opphopning av ikke forbrennbare og ikke kondenserbare gasser, typisk N2. Den resirkulerte gassen omfatter typisk 32 % H2, 15 % CO, 34 % C02 og 18 % N2. Den kondenserte C02 324 fra separatoren 323 sendes til lagring 325 fra hvilken den kan transporteres ved hjelp av skip eller bil, eller valgfritt fjernes via en rørledning. Den kondenserte C02-strømmen omfatter typisk mer enn 98 % C02. Denne bestemte utførelsen av foreliggende oppfinnelse har typisk en kalkulert elektrisk effektivitet på rundt 60 % (ac/LHV).
Figur 4 er et skjematisk flytdiagram av en bestemt utførel-se av foreliggende oppfinnelse ved bruk av en separasjonsprosess på en høytemperaturhydrogenselektiv membran i et kraftverk. Brennstofforbehandlingen 101, blandingen med resirkulert gass 357 og konvertering i hoved-SOFC 1 er lik eksemplet beskrevet i figur 2. Gassturbinenheten 201-209 er også beskrevet over. I det foreliggende eksempel strømmer anodestrømgassen 301 inn i en hydrogenselektiv membranenhet 350 på fødesiden ved 6,7 bara. Temperaturen er avhengig av membrantypen valgt og konvensjonell kjøling kan brukes for å oppnå denne. Hydrogen overføres gjennom membranen med en selektivitet avhengig av membrantypen. I dette bestemte eksemplet drives membranen ved en temperatur på 600 "C. Den hydrogenrike permeatgassen omfatter typisk 50 % H2. Typisk på permeatsiden nær omgivende trykk og en spylegass 359 (fortrinnsvis damp) brukes for å øke drivkraften. Den hydrogenrike permeatgassen 351 kjøles i en varmeveksler 352 og vann fjernes av en kondensator eller skrubber 354, før den vaskede gassen 355 komprimeres 360 til driftstrykket i en flertrinns intercool kompressor og blandes med rent brennstoff 103. Den vannholdige gassen 358 omfatter C02, H20, små mengder H2, CO og N2 og varmeveksles i 105 før vann fjernes ved hjelp av en kondensator eller en skrubber 310. Ekstra kjølere, ikke vist, brukes for å kjøle gassen. Den vaskede, C02 rike gassen 361 komprimeres 362, kjøles 364,
vaskes 366 og dehydreres 368 før den komprimeres videre 370 til det ønskede trykket for oppsamling. Den C02 rike gassen produsert i dette systemet har typisk en oppbygning på 96 % C02, 2% H2, 1% CO og 1% N2. Den bestemte utførelsen av den
foreliggende oppfinnelse har typisk kalkulert elektrisk ef-fekt på rundt 60 % (ac/LHV).
Figur 5 er et skjematisk flytdiagram av en bestemt utførel-se av foreliggende oppfinnelse som benytter en separasjonsprosess basert på høytemperaturselektive membraner i et kraftverk og med spesiell bruk av gjenvunnet hydrogen. Prosessen er som beskrevet for figur 4, men med det følgende unntak. Det gjenvunnede og komprimerte hydrogenet 357 blandes med okBygenredusert luft 206 og forbrennes i forbrenne-ren 401, og øker dermed temperaturen til den resulterende blandingen av oksygenredusert luft og damp. 402 før den strømmer inn i ekspanderen 207.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for behandling av gass som strømmer ut av anodesiden (301) på en brenselcellestakk (1) basert på et brennstoff omfattende karbon (100) i en kraftproduserende prosess, hvor anodegassen og katodegassen holdes separert av et forseglingssystem i SOFC-stakken (4), og hvor i det minste hoveddelen av H2 i anodeeksosen separeres fra C02 i nevnte eksos (301) og nyttiggjøres i prosessen, karakterisert ved at også CO separeres fra eksosen (301) og nyttiggjøres sammen med den separerte H2 (304, 327, 355, og at den resulterende konsentrerte C02 (303, 324, 361) borttransporteres på kontrollert måte.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det i separasjonen av gassene i anodeeksosen (301) benyttes ikke-porøse H2~ selektive membraner (302, 350), som omdanner CO til H2 i en vannskiftereaksjon.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at damp (361) injiseres på permeat-siden av de hydrogenselektive membranene (350).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at den gjenvunne H2 (355) fødes tilbake til hoved-SOFC-stakken (1) og brukes som brennstoff.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at den gjenvunne H2 (355) brukes til å varme oksygenredusert luft (206) som strømmer inn i ekspanderen (207).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at gjenvunnet H2 (355) brukes til å varme luft som strømmer inn i SOFC-stakken (205) .
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at gjenvunnet H2 (355) eksporteres som et salgsprodukt.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at gjenvunnet H2 (355) fødes til en avsvovlingsenhet (101) for å tilveiebringe nødvendig hydrogen for hydroavsvovling.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at hoveddelen av H2 og CO i anodeeksosen (301) separeres fra C02 i nevnte eksos ved en separasjonsprosess basert på komprimering (312), tørking (319) og kjøling (321) til et trykk og en temperatur hvor det meste av C02-en er i væskeform (322) og deretter separeres fra H2 og CO i en konvensjonell gravitasjonsbasert separasjonsprosess (323).
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at den gjenvunne H2 og Co (329) fødes tilbake til hoved-SOFC-stakken (1) og brukes som brennstoff.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at deler av den gjenvunne H2 og CO (329) fjernes for å unngå opphopning av gasser som er ikke-kondenserbare og ikke forbrennbare.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at gjenvunnet H2 og CO (329) fødes til en avsvovlingsennet (101) for å tilveiebringe nødvendig hydrogen for hydroavsvovling.
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20025925A NO320939B1 (no) | 2002-12-10 | 2002-12-10 | Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form |
| EP03781103A EP1590848A1 (en) | 2002-12-10 | 2003-12-10 | A method for exhaust gas treatment in a solid oxide fuel cell power plant |
| US10/538,167 US20060115691A1 (en) | 2002-12-10 | 2003-12-10 | Method for exhaust gas treatment in a solid oxide fuel cell power plant |
| JP2004558571A JP2006509345A (ja) | 2002-12-10 | 2003-12-10 | 固体酸化物形燃料電池発電プラントの排気ガス処理方法 |
| PCT/NO2003/000413 WO2004054029A1 (en) | 2002-12-10 | 2003-12-10 | A method for exhaust gas treatment in a solid oxide fuel cell power plant |
| AU2003288797A AU2003288797A1 (en) | 2002-12-10 | 2003-12-10 | A method for exhaust gas treatment in a solid oxide fuel cell power plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20025925A NO320939B1 (no) | 2002-12-10 | 2002-12-10 | Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20025925D0 NO20025925D0 (no) | 2002-12-10 |
| NO20025925L NO20025925L (no) | 2004-06-11 |
| NO320939B1 true NO320939B1 (no) | 2006-02-13 |
Family
ID=19914270
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20025925A NO320939B1 (no) | 2002-12-10 | 2002-12-10 | Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20060115691A1 (no) |
| EP (1) | EP1590848A1 (no) |
| JP (1) | JP2006509345A (no) |
| AU (1) | AU2003288797A1 (no) |
| NO (1) | NO320939B1 (no) |
| WO (1) | WO2004054029A1 (no) |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| TWI257190B (en) * | 2005-04-19 | 2006-06-21 | Ind Tech Res Inst | A fuel cell system |
| US8518155B2 (en) * | 2007-03-16 | 2013-08-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and apparatus for separating gases |
| CN101595056A (zh) * | 2007-04-18 | 2009-12-02 | 奥察德材料技术公司 | 作为提炼、纯化和/或精炼工艺的一部分的金属原料的氧化 |
| EP2176611A2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-04-21 | BP Alternative Energy International Limited | Separation of carbon dioxide and hydrogen |
| EP2023066A1 (en) * | 2007-07-25 | 2009-02-11 | BP Alternative Energy Holdings Limited | Separation of carbon dioxide and hydrogen |
| EP2023067A1 (en) * | 2007-07-25 | 2009-02-11 | BP Alternative Energy Holdings Limited | Separation of carbon dioxide and hydrogen |
| EP2186155B1 (en) * | 2007-08-08 | 2011-10-19 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Anode exhaust recycle system with membrane hydrogen separator |
| WO2009059571A1 (de) * | 2007-11-10 | 2009-05-14 | Horst-Eckart Vollmar | Hochtemperaturbrennstoffzellensystem mit teilweisem kreislauf des anodenabgases und ausschleusung von gaskomponenten |
| WO2009085155A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-09 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Fuel cell system |
| EP2268897B1 (en) * | 2008-03-28 | 2020-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery system and method |
| EP2477265A1 (en) * | 2009-09-09 | 2012-07-18 | Konica Minolta Holdings, Inc. | Fuel cell |
| EP2348253A1 (de) * | 2010-01-22 | 2011-07-27 | RV Lizenz AG | Emissionsfreies Verfahren zur Verrichtung mechanischer Arbeit |
| UY33038A (es) | 2009-11-20 | 2011-06-30 | Rv Lizenz Ag | Uso termico y quimico de sustancias cabonaceas en particular para la generacion de energia sin emisiones |
| TR201802811T4 (tr) * | 2010-01-22 | 2018-03-21 | Rv Lizenz Ag | Hareketli Bir Makine için Yakıt Doldurma Sistemi. |
| TWI600825B (zh) * | 2010-01-22 | 2017-10-01 | Ｒｖ立森斯股份有限公司 | 用來執行機械功與生產電能和熱能之無排放裝置和方法 |
| US8778545B2 (en) * | 2011-03-31 | 2014-07-15 | General Electric Company | Recirculation complex for increasing yield from fuel cell with CO2 capture |
| US20130025866A1 (en) * | 2011-07-25 | 2013-01-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Integrated process utilizing nitrogen and carbon dioxide streams for enhanced oil recovery |
| WO2013074875A2 (en) * | 2011-11-16 | 2013-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for generating power and enhanced oil recovery |
| KR101768757B1 (ko) | 2011-11-21 | 2017-08-30 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템 |
| US8945368B2 (en) | 2012-01-23 | 2015-02-03 | Battelle Memorial Institute | Separation and/or sequestration apparatus and methods |
| EP2890885B1 (en) * | 2012-08-30 | 2020-10-07 | Enhanced Energy Group LLC | Cycle turbine engine power system |
| 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 |
| RU2016132971A (ru) | 2014-01-17 | 2018-02-21 | ЭйчТиСЕРАМИКС С.А. | Способ и система получения диоксида углерода и электроэнергии из газообразного углеводородного сырья |
| 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 |
| US10144641B2 (en) * | 2015-06-24 | 2018-12-04 | The Boeing Company | System and method for high pressure, passive condensing of water from hydrogen in a reversible solid oxide fuel cell system |
| TWI557981B (zh) * | 2015-12-08 | 2016-11-11 | 財團法人工業技術研究院 | 整合clp與sofc的發電設備及其操作方法 |
| US10840530B2 (en) * | 2016-04-21 | 2020-11-17 | Fuelcell Energy, Inc. | High efficiency fuel cell system with intermediate CO2 recovery system |
| EP3446349B1 (en) | 2016-04-21 | 2021-03-17 | Fuelcell Energy, Inc. | Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide capture |
| KR102153398B1 (ko) * | 2016-04-21 | 2020-09-08 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 냉각/응축에 의해 연료전지의 애노드 배기물로부터 이산화탄소 제거 |
| CA3022534C (en) | 2016-04-29 | 2021-01-26 | Fuelcell Energy, Inc. | Methanation of anode exhaust gas to enhance carbon dioxide capture. |
| US10189709B2 (en) | 2017-06-22 | 2019-01-29 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | System for cogeneration of power and hydrogen |
| US11201337B2 (en) * | 2018-12-21 | 2021-12-14 | Fuelcell Energy, Inc. | System and method for removing water and hydrogen from anode exhaust |
| FR3107617A1 (fr) * | 2020-02-25 | 2021-08-27 | Entrepose Group | Extraction de CO2 dans la boucle de recyclage d’une pile à combustible |
| CN115427347B (zh) | 2020-03-11 | 2024-01-02 | 燃料电池能有限公司 | 用于碳捕获的蒸汽甲烷重整单元 |
| EP4169101A1 (en) * | 2020-06-22 | 2023-04-26 | Fuelcell Energy, Inc. | System for rebalancing a pressure differential in a fuel cell using gas injection |
| DE102020122082A1 (de) * | 2020-08-24 | 2022-02-24 | Audi Aktiengesellschaft | Festoxidbrennstoffzellenvorrichtung sowie Brennstoffzellenfahrzeug |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4532192A (en) * | 1984-11-06 | 1985-07-30 | Energy Research Corporation | Fuel cell system |
| DE3913581A1 (de) * | 1989-04-25 | 1990-10-31 | Linde Ag | Verfahren zum betrieb von brennstoffzellen |
| US5247791A (en) * | 1989-10-25 | 1993-09-28 | Pyong S. Pak | Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide |
| JPH1131518A (ja) * | 1990-03-14 | 1999-02-02 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 燃料電池による二酸化炭素の回収方法 |
| JP2846105B2 (ja) * | 1990-03-14 | 1999-01-13 | 三菱重工業株式会社 | 燃焼装置 |
| JP3000118B2 (ja) * | 1992-08-04 | 2000-01-17 | 運輸省船舶技術研究所長 | 固体酸化物燃料電池を用い電力発生と同時に二酸化炭素を分離回収する方法 |
| JPH10505145A (ja) * | 1994-08-25 | 1998-05-19 | クリーン エナジー システムズ， インコーポレイテッド | 汚染を減少した動力発生システム及びそのためのガス発生機 |
| US5724805A (en) * | 1995-08-21 | 1998-03-10 | University Of Massachusetts-Lowell | Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions |
| US5997594A (en) * | 1996-10-30 | 1999-12-07 | Northwest Power Systems, Llc | Steam reformer with internal hydrogen purification |
| US6187465B1 (en) * | 1997-11-07 | 2001-02-13 | Terry R. Galloway | Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions |
| JP4358338B2 (ja) * | 1999-01-08 | 2009-11-04 | 三菱重工業株式会社 | 燃料電池複合発電プラントシステム |
| US6921595B2 (en) * | 2000-05-31 | 2005-07-26 | Nuvera Fuel Cells, Inc. | Joint-cycle high-efficiency fuel cell system with power generating turbine |
| JP3659147B2 (ja) * | 2000-09-11 | 2005-06-15 | 日産自動車株式会社 | 燃料電池装置 |
| US20030008183A1 (en) * | 2001-06-15 | 2003-01-09 | Ztek Corporation | Zero/low emission and co-production energy supply station |
-
2002
- 2002-12-10 NO NO20025925A patent/NO320939B1/no not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-12-10 AU AU2003288797A patent/AU2003288797A1/en not_active Abandoned
- 2003-12-10 US US10/538,167 patent/US20060115691A1/en not_active Abandoned
- 2003-12-10 JP JP2004558571A patent/JP2006509345A/ja active Pending
- 2003-12-10 EP EP03781103A patent/EP1590848A1/en not_active Withdrawn
- 2003-12-10 WO PCT/NO2003/000413 patent/WO2004054029A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060115691A1 (en) | 2006-06-01 |
| WO2004054029A1 (en) | 2004-06-24 |
| NO20025925L (no) | 2004-06-11 |
| NO20025925D0 (no) | 2002-12-10 |
| AU2003288797A1 (en) | 2004-06-30 |
| JP2006509345A (ja) | 2006-03-16 |
| EP1590848A1 (en) | 2005-11-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO320939B1 (no) | Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form | |
| US7634915B2 (en) | Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation | |
| US20050123810A1 (en) | System and method for co-production of hydrogen and electrical energy | |
| US9631284B2 (en) | Electrochemical device for syngas and liquid fuels production | |
| Su et al. | Novel ways for hydrogen production based on methane steam and dry reforming integrated with carbon capture | |
| Zhu et al. | Thermodynamic analysis of H2 production from CaO sorption‐enhanced methane steam reforming thermally coupled with chemical looping combustion as a novel technology | |
| CA2513205C (en) | Process for generating electricity and concentrated carbon dioxide | |
| JP5801141B2 (ja) | 炭酸ガス回収型燃料電池システム | |
| Medrano et al. | Thermodynamic analysis of a membrane-assisted chemical looping reforming reactor concept for combined H2 production and CO2 capture | |
| US20090084035A1 (en) | Polygeneration systems | |
| NO323025B1 (no) | Produksjon av elektrisk energi ut fra naturgass ved benyttelse av en fastoksid-brenselcelle | |
| US10981785B2 (en) | Installation and method for carbon recovery and storage, without the use of gas compression | |
| JP2017511956A (ja) | 水素製造のための改質装置・電解装置・精製装置（ｒｅｐ）組立体、同組立体を組み込むシステムおよび水素製造方法 | |
| WO2010125443A1 (en) | System and process for separation of co2 and recovery of fuel from anodic exhaust gas of molten-carbonate fuel cells | |
| Dijkstra et al. | Novel concepts for CO2 capture | |
| JP4744971B2 (ja) | 低質廃熱回収システム | |
| NL1021364C2 (nl) | Shift membraanbrander-brandstofcel combinatie. | |
| US20090280369A1 (en) | Solid oxide fuel cell steam reforming power system | |
| CN103373705A (zh) | 中低温太阳热能品位提升与co2一体化分离的方法和装置 | |
| KR101363504B1 (ko) | 연료전지시스템 및 이를 구비한 선박 | |
| Dijkstra et al. | Novel concepts for CO2 capture with SOFC | |
| Fino | Hydrogen production in conventional, bio-based and nuclear power plants | |
| AU2003288383A1 (en) | Enrichment of oxygen for the production of hydrogen from hydrocarbons with co2 capture | |
| JPH04108A (ja) | 燃焼装置 | |
| JPH0491324A (ja) | 二酸化炭素回収型火力発電システム |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |