RU2661930C2 - Способ и система для получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического газа - Google Patents

Способ и система для получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического газа Download PDF

Info

Publication number
RU2661930C2
RU2661930C2 RU2016136633A RU2016136633A RU2661930C2 RU 2661930 C2 RU2661930 C2 RU 2661930C2 RU 2016136633 A RU2016136633 A RU 2016136633A RU 2016136633 A RU2016136633 A RU 2016136633A RU 2661930 C2 RU2661930 C2 RU 2661930C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
carbon dioxide
hydrogen
steam
reactor
Prior art date
Application number
RU2016136633A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016136633A3 (ru
RU2016136633A (ru
Inventor
Стэфан ДИТХЕЛЬМ
Альберто РАВАГНИ
Оливьер БУЧЕЛИ
Original Assignee
ЭЦ-Энерджиз ГмбХ
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ЭЦ-Энерджиз ГмбХ filed Critical ЭЦ-Энерджиз ГмбХ
Publication of RU2016136633A publication Critical patent/RU2016136633A/ru
Publication of RU2016136633A3 publication Critical patent/RU2016136633A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2661930C2 publication Critical patent/RU2661930C2/ru

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0681—Reactant purification by the use of electrochemical cells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/06—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents
    • C01B3/12—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C01B3/16—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—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
    • C01B3/503—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by diffusion characterised by the membrane
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04097—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with recycling of the reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0618—Reforming processes, e.g. autothermal, partial oxidation or steam reforming
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0643—Gasification of solid fuel
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C01B2203/0288—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step containing two CO-shift steps
    • 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
    • C01B2203/041—In-situ membrane purification during hydrogen 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
    • C01B2203/04—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
    • C01B2203/12—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
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M2008/1293—Fuel cells with solid oxide electrolytes
    • 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

Landscapes

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

Abstract

Изобретение относится к области электротехники, а именно к способу и системе для получения диоксида (435) углерода, очищенного водорода (213) и электричества из сырьевого реформированного технологического газа (205) с использованием твердооксидного топливного элемента (SOFC) (2), при этом способ и система включают этапы: введения реформированного технологического газа (205) в SOFC (2); в SOFC (2) преобразования водорода и монооксида углерода реформированного технологического газа (205) в комбинации с кислородом в анодный отходящий газ (208), содержащий пар, диоксид углерода и непрореагировавший технологический газ; введения анодного отходящего газа (208) в высокотемпературный реактор (8) конверсии водяного газа; в высокотемпературном реакторе (8) конверсии водяного газа преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород, введения газа (216), выходящего из высокотемпературного реактора (8) конверсии водяного газа, в низкотемпературный мембранный реактор (4) конверсии водяного газа, в низкотемпературном мембранном реакторе (4) конверсии водяного газа преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород, при этом низкотемпературный мембранный реактор (4) конверсии водяного газа содержит водородный насос (9), который вырабатывает очищенный водород (213) на стороне (41) для проникания, одновременно удаляя водород с сырьевой стороны (44). Повышение эффективности способа получения диоксида углерода и получения электрической энергии из реформированного технологического газа является техническим результатом изобретения. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Область изобретения
Область изобретения относится к способу и системе для получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического газа с использованием элемента SOFC.
Предпосылки создания изобретения
"Добыча нефти с искусственным поддержанием энергии пласта (EOR)" представляет собой обобщающий термин для технологий увеличения количества неочищенной нефти, которая может быть добыта в месторождении нефти. Термин "повышение газоотдачи пласта (EGR)" представляет собой обобщенный термин для технологий увеличения количества природного газа, который может быть добыт, например, вблизи истощенного месторождения газа. В настоящее время существует несколько различных способов добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, включая нагнетание в пласт пара и закачки воды, а также гидравлический разрыв. В способах добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта потребляются большие количества воды, природного газа и энергии. Нагнетание в пласт газа или нагнетание в пласт смешивающихся с нефтью текучих сред является сейчас методом, чаще всего используемым при добыче нефти с искусственным поддержанием энергии пласта. Текучая среда, чаще всего используемая для вытеснения нефти смешивающимися агентами, представляет собой диоксид углерода, потому что он снижает вязкость нефти и является менее дорогим по сравнению с сжиженным нефтяным газом. Диоксид углерода является особенно эффективным в резервуарах, глубже 600 м, в которых диоксид углерода будет находиться в сверхкритическом состоянии. При применениях под высоким давлением с более светлыми видами нефти диоксид углерода является смешивающимся с нефтью, что приводит в результате к увеличенному объему нефти и снижению вязкости. Диоксид углерода в качестве растворителя имеет преимущество в том, что он является более выгодным в экономическом плане по сравнению с другими подобными смешивающимися текучими средами, такими как пропан и бутан.
В документе US 2006/0115691 A1 раскрывается способ очистки сбросных газов в использующей твердооксидный топливный элемент силовой установке с улавливанием диоксида углерода, в которой непрореагировавшее топливо на выходе с анодами извлекается и повторно используется, тогда как получившийся в результате выходящий поток состоит из высококонцентрированного диоксида углерода. Одним недостатком этого способа является то, что способ является менее энергоэкономичным, в результате чего для осуществления процесса необходимы дополнительные ресурсы и продукты. В дополнение, этот способ ограничен только вытеснительной системой SOFC.
В документе US 2010/0266923 A1 описана система топливного элемента, содержащая электрохимический водородный насос, содержащий протонообменную мембрану. Катализатор реакции конверсии водяного газа (WGS) содержится внутри электрохимического водородного насоса. Этот вариант осуществления обеспечивает высокий коэффициент рециркуляции топлива, что означает рециркуляцию водорода, для достижения использования большого общего количества топлива, что приводит к высокой эффективности системы. Устройство для отделения водорода используется для обогащения рециркулированной части анодного выходящего потока водородом путем электрохимического выкачивания водорода из анодного выходящего потока набора SOFC. Эксплуатация такой системы топливного элемента обеспечивает коэффициенты использования топлива SOFC, близкие к 100%. Для получения таких высоких коэффициентов использования топлива SOFC электрохимический водородный насос должен применяться при использовании свыше 90%. Это означает, что по меньшей мере 90% водорода в анодном выходящем потоке набора SOFC необходимо отделить и использовать повторно. При этих условиях система SOFC может эксплуатироваться с использованием топлива, равным по меньшей мере 96%, и наиболее предпочтительно с использованием топлива, равным приблизительно 99%. Один недостаток этой системы заключается в том, что она оптимизирована для использования большого количества топлива и, следовательно, не подходит в качестве генератора водорода с улавливанием диоксида углерода.
Техническая проблема, подлежащая решению
Таким образом, целью настоящего изобретения является предоставление менее затратных способа и системы для получения электрической энергии и диоксида углерода.
Также, целью настоящего изобретения является предоставление энергоэкономичного способа и системы для получения электрической энергии, диоксида углерода и водорода, в частности чистого и предпочтительно сжатого диоксида углерода, подходящего для добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, из сырьевого реформированного технологического газа, наиболее предпочтительно из углеводородного сырья.
Сущность изобретения
Указанных выше целей достигают с помощью способа, имеющего признаки по пункту 1 формулы изобретения и, конкретнее, способа, имеющего признаки по пунктам 2-8 формулы изобретения. Кроме того, указанных выше целей достигают с помощью системы, имеющей признаки по пункту 9 формулы изобретения и, конкретнее, системы, имеющей признаки по пунктам 10-14 формулы изобретения.
Цели, в частности, достигают с помощью способа получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического - газа с использованием твердооксидного топливного элемента SOFC, при этом способ включает этапы:
- введения реформированного технологического газа в анодную сторону твердооксидного топливного элемента;
- в твердооксидном топливном элементе введения воздуха в катодную сторону твердооксидного топливного элемента и в анодной стороне преобразования водорода и монооксида углерода реформированного технологического газа в комбинации с кислородом в анодный отходящий газ, содержащий пар, диоксид углерода и не прореагировавший технологический газ;
- введения анодного отходящего газа в высокотемпературный реактор конверсии водяного газа;
- в высокотемпературном реакторе конверсии водяного газа преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород,
- введения газа, выходящего из высокотемпературного реактора конверсии водяного газа, в низкотемпературный мембранный реактор конверсии водяного газа,
- в низкотемпературном мембранном реакторе конверсии водяного газа преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород, при этом низкотемпературный мембранный реактор конверсии водяного газа содержит водородный насос, который вырабатывает очищенный водород на стороне для проникания, одновременно удаляя водород с сырьевой стороны, таким образом анодный отходящий газ обедняют водородом и монооксидом углерода для создания потока газа, обогащенного диоксидом углерода, содержащего в основном диоксид углерода и пар.
В частности, цели дополнительно достигают с помощью системы для получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического газа, при этом система содержит:
- твердооксидный топливный элемент SOFC,
- высокотемпературный реактор конверсии водяного газа
- и низкотемпературный мембранный реактор конверсии водяного газа, содержащий сторону для проникания, сырьевую сторону и электрохимический насос между ними,
- при этом твердооксидный топливный элемент соединен по текучей среде с сырьевым реформированным технологическим газом для преобразования реформированного технологического газа в комбинации с кислородом в анодный отходящий газ, содержащий пар, диоксид углерода и непрореагировавший технологический газ;
- при этом высокотемпературный реактор конверсии водяного газа соединен по текучей среде с твердооксидным топливным элементом для приема анодного отходящего газа и для преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород,
- при этом сырьевая сторона низкотемпературного мембранного реактора конверсии водяного газа соединена по текучей среде с высокотемпературным реактором конверсии водяного газа для приема газа, выходящего из высокотемпературного реактора конверсии водяного газа, для преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород и для отделения водорода электрохимическим насосом для создания очищенного водорода на стороне для проникания, таким образом анодный отходящий газ обеднен водородом и монооксидом углерода для создания потока газа, обогащенного диоксидом углерода, содержащего в основном диоксид углерода и пар.
Выражение "сырьевой реформированный технологический газ" в данном контексте относится к продукту преобразования топлива, например углеводорода или спирта, в другое топливо, обычно обладающее более высокой теплотворной способностью, с использованием реакции риформинга, предпочтительно парового риформинга.
Паровой риформинг, иногда также называемый риформингом ископаемого топлива, представляет собой способ получения водорода или других полезных продуктов из углеродсодержащих видов топлива, таких как углеводородные виды топлива, например природный газ. Это достигается в обрабатывающем устройстве, называемом установкой риформинга, которая осуществляет реакцию пара при высокой температуре с топливом таким образом, чтобы получить сырьевой реформированный технологический газ.
Риформинг любого углеводорода происходит следующим образом:
CnH2n+2+nH2O→nCO+(2n+1)Н2
Такой паровой риформинг может быть осуществлен для широкого диапазона видов топлива, но собственно процесс является подобным во всех случаях.
В способе согласно изобретению используют два последовательно расположенных реактора конверсии водяного газа, высокотемпературный реактор конверсии водяного газа и низкотемпературный мембранный реактор конверсии водяного газа. Цель высокотемпературного реактора конверсии водяного газа заключается в преобразовании монооксида углерода и пара, содержащихся в анодном отходящем газе, в диоксид углерода и водород. Вариант осуществления процесса SOFC включает эксплуатацию высокотемпературного реактора конверсии водяного газа (HTS) таким образом, чтобы он поддерживал температуру в приблизительно 300°С. Цель низкотемпературного мембранного реактора конверсии водяного газа (LTS) заключается в дальнейшем преобразовании остатков монооксида углерода и пара, содержащихся в газе, выходящем из высокотемпературного реактора конверсии водяного газа, в диоксид углерода и водород и отделении водорода. Низкотемпературный мембранный реактор конверсии водяного газа содержит электрохимический насос, предназначенный для подавления водорода на сырьевой стороне и для создания очищенного водорода на стороне для проникания. Такой предпочтительно основанный на РЕМ электрохимический водородный насос может отделять водород с сырьевой стороны при условии, что температура газа и концентрация монооксида углерода на сырьевой стороне не слишком высокие. В предпочтительном варианте осуществления газ, поступающий в сырьевую сторону низкотемпературного мембранного реактора конверсии водяного газа, содержит менее 2% монооксида углерода и его температура составляет менее 200°С. Удаление водорода на сырьевой стороне низкотемпературного мембранного реактора конверсии водяного газа позволяет создавать очищенный водород на стороне для проникания, и удаление водорода улучшает преобразование монооксида углерода в диоксид углерода на сырьевой стороне, таким образом продукт на сырьевой стороне состоит в основном из пара и диоксида углерода. Следовательно, одно преимущество способа согласно изобретению заключается в возможности получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического газа с использованием твердооксидного топливного элемента.
Предпочтительно, твердооксидным топливным элементом SOFC управляют для эксплуатации с использованием топлива (FU) в диапазоне от 0 до 90%, в зависимости от требуемого количества получаемого очищенного водорода и диоксида углерода. Использование топлива обозначает процент топлива, вступающего в реакцию в топливном элементе SOFC. Например, использование топлива, равное 50%, означает, что половина водорода Н2 окислилась до Н2О. Наиболее предпочтительно, твердооксидным топливным элементом SOFC управляют для эксплуатации с использованием топлива (FU) в диапазоне от 25 до 80%. Одно преимущество способа и системы согласно изобретению заключается в том, что использование топлива (FU) может изменяться в широком диапазоне, таким образом можно управлять потенциальным доходом от каждого из трех потоков продукта, электричества, водорода и диоксида углерода. Следовательно, при необходимости можно управлять количеством электричества или водорода (вторичного топлива) и диоксида углерода, например необходимым количеством диоксида углерода.
Недостатком системы топливного элемента, оптимизированной для высокой эффективности системы и стремящейся к коэффициентам использования топлива SOFC, приближающимся к 100%, как в примере, описанном в документе US 2010/0266923 A1, является тот факт, что использование топлива (FU) SOFC можно изменять лишь в очень узком диапазоне, например от 96 до 100%. Уменьшение коэффициента использования топлива невозможно, поскольку это увеличит риск отравляющих эффектов мембранного катализатора низкотемпературного мембранного реактора конверсии водяного газа из-за увеличения количества монооксида углерода, что приведет к быстрой деградации мембраны.
В предпочтительном способе система согласно изобретению используется для автономного получения электроэнергии, очищенного водорода и диоксида углерода из углеводородных видов топлива. Следовательно, система может эксплуатироваться автономно, используя лишь источник углеводородного топлива. При таком использовании твердооксидный топливный элемент SOFC генерирует электроэнергию, необходимую для работы системы, и тем самым производит по меньшей мере очищенный водород и диоксид углерода. Предпочтительно, система может эксплуатироваться автономно и может производить излишек электроэнергии при использовании топлива (FU) более 25%.
Существуют различные методы получения сырьевого реформированного технологического газа, подходящего для подачи в твердооксидный топливный элемент. Наиболее предпочтительно, газообразное углеводородное сырье и пар вводят в установку риформинга, при этом в установке риформинга вырабатывается реформированный технологический газ путем по меньшей мере частичного преобразования метана и пара в монооксид углерода и водород. В дальнейшем предпочтительном способе жидкое углеводородное сырье вводят в испаритель для генерирования газообразного углеводородного сырья, которое подают в установку риформинга. Вместо газообразного углеводородного сырья, любое газообразное углеродсодержащее топливо подходит для подачи в установку риформинга. Ископаемое топливо, например природный газ, предпочтительно предварительно обрабатывается в блоке предварительной обработки топлива для удаления отравляющих веществ, таких как соединения серы, перед подачей такого газообразного или жидкого углеводородного сырья в установку риформинга.
В данном документе материал, содержащий углерод, также называется углеродсодержащим материалом или углеродсодержащим топливом. Углеродсодержащее топливо включает различные виды топлива, такие как углеводороды (CmHn), природный газ, неочищенная нефть, биомасса, биогаз, спирты, древесина или уголь. В дальнейшем преимущественном способе углеродсодержащее топливо, такое как твердое углеродсодержащее топливо, например древесину, подают в газогенератор в комбинации с паром для генерирования газового продукта, при этом газовый продукт подают в блок газоочистки для генерирования реформированного технологического газа. Углеродсодержащее топливо также может представлять собой жидкое или газообразное топливо, например спирты или биогаз.
Следовательно, способ и система согласно изобретению позволяют получать диоксид углерода, водород и электричество из сырьевого реформированного технологического газа.
В дальнейшем этапе способа очищенный водород добавляют к реформированному технологическому газу. Наиболее предпочтительно, очищенный водород добавляют к газообразному углеродсодержащему топливному сырью, предпочтительно газообразному углеводородному сырью, которое подают в установку риформинга, где оно преобразуется путем парового риформинга в смесь Н2, СО, СО2 и Н2О. Эта смесь поступает в твердооксидный топливный элемент на анодной стороне. Кислород в воздухе передается через электролит твердооксидного топливного элемента и вступает в электрохимическую реакцию с Н2 и СО, генерируя при этом электроэнергию и тепло. Анодный отходящий газ подают в высокотемпературный реактор конверсии водяного газа, где реакция конверсии водяного газа преобразует СО и Н2О в СО2 и Н2. Газ, покидающий высокотемпературный реактор конверсии водяного газа, подают в низкотемпературный мембранный реактор конверсии водяного газа, где реакция конверсии водяного газа преобразует СО и Н2О в СО2 и Н2, при этом Н2 передается через мембрану посредством водородного насоса, таким образом газ на сырьевой стороне низкотемпературного мембранного реактора конверсии водяного газа обедняется водородом, и очищенный водород получают на стороне для проникания. Следовательно, анодный отходящий газ очищают таким образом, чтобы газ, выходящий из сырьевой стороны низкотемпературного мембранного реактора конверсии водяного газа, содержал в основном СО2 и пар.
Одно преимущество способа согласно изобретению заключается в том, что водород удаляется из анодного отходящего газа твердооксидного топливного элемента так, что СО, содержащийся в анодном отходящем газе, полностью преобразуется в СО2. В одном варианте осуществления согласно изобретению водород при этом передается в топливо и рециркулирует в твердооксидном топливном элементе, что увеличивает преобразование топлива и эффективность твердооксидного топливного элемента.
В самом основном варианте осуществления системы SOFC согласно изобретению, помимо сырьевого реформированного технологического газа, воздуха и пара, нет необходимости в дополнительном предоставлении входящего материала для осуществления способа. Сырьевой реформированный технологический газ имеет в основе, например, углеводородное сырье. Система согласно изобретению является очень простой в регулировании и очень удобной в осуществлении, потому что не требуются дорогая производственно-техническая база и дополнительное питание.
Различные задачи, признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения вместе с приложенными графическими материалами, в которых аналогичные компоненты обозначены аналогичными позициями.
Краткое описание графических материалов
На фиг. 1 показана схема технологического процесса согласно первому варианту осуществления изобретения;
на фиг. 2 показана схема технологического процесса согласно второму варианту осуществления изобретения;
на фиг. 3 показан низкотемпературный мембранный реактор конверсии водяного газа;
на фиг. 4 схематически показан электрохимический насос;
на фиг. 5 показана схема технологического процесса согласно третьему варианту осуществления изобретения;
на фиг. 6 показана система отделения для отделения диоксида углерода;
на фиг. 7 показан пример количества сгенерированной энергии и водорода, в зависимости от использования топлива FU.
Описание предпочтительных вариантов осуществления
На фиг. 1 показаны основные положения настоящей системы 1 и способа получения диоксида 435 углерода, очищенного водорода 213 и электричества из сырьевого реформированного технологического газа 205. Топливо без отравляющих веществ, содержащее углерод или углеводород, обычно биогаз или природный газ 215, подают в качестве углеродсодержащего топливного сырья 200 или в качестве газообразного углеводородного сырья 200 в установку 3 риформинга для получения сырьевого реформированного технологического газа 205. Биогаз или природный газ 215 предпочтительно поступает в блок 13 предварительной обработки топлива, включающий все необходимые этапы удаления отравляющих веществ для получения топлива, достаточно чистого для использования в установке 3 риформинга, твердооксидном топливном элементе 2 и в реакторах 8 и 4 конверсии водяного газа. Обычно блок 13 предварительной обработки по меньшей мере включает десульфурацию с помощью одного из традиционных способов, известных специалистам в данной области техники, для создания газообразного углеродсодержащего топлива 200 или газообразного углеводородного сырья 200.
Как показано на фиг. 1, газообразное углеродсодержащее топливное сырье 200 или газообразное углеводородное сырье 200 нагревают в теплообменнике 203 и подают в установку 3 риформинга по каналу 204 для генерирования реформированного технологического газа 205, при этом в варианте осуществления по фиг. 1 пар 220, сгенерированный в блоке 220а, генерирующем пар, также подают в установку 3 риформинга. Реакция в установке 3 риформинга предпочтительно происходит при наличии катализатора риформинга при температурном диапазоне 500-800°C. Реформированный технологический газ 205 нагревается в теплообменнике 206 и подается по каналу 207 на анодную сторону 23 твердооксидного топливного элемента SOFC 2. Анодный отходящий газ 208, покидающий твердооксидный топливный элемент 2, охлаждают в теплообменнике 209, например, до температуры приблизительно 300°C, и вначале подают по каналу 210 в высокотемпературный реактор 8 конверсии водяного газа, затем охлаждают в теплообменнике 214 и затем подают в низкотемпературный мембранный реактор 4 конверсии водяного газа. Газ, поступающий в низкотемпературный мембранный реактор 4 конверсии водяного газа, обедняют водородом 213 таким образом, чтобы в результате получить поток 211 газа, обогащенного диоксидом углерода. Поток 211 газа, обогащенного диоксидом углерода, покидающий низкотемпературный мембранный реактор 4 конверсии водяного газа, охлаждают в теплообменнике 212 и подают в блок 5 кондиционирования CO2, который, по меньшей мере, отделяет воду 411 от потока 211 газа, обогащенного диоксидом углерода, и предпочтительно сжимает поток газа для создания сжатого диоксида 435 углерода.
Твердооксидный топливный элемент 2 также содержит катодную сторону 21 и электролит 22. Твердооксидный топливный элемент 2 поддерживает поток 100 воздуха и реформированный технологический газ 205 отделенными так, чтобы они не смешивались. Дополнительных деталей твердооксидного топливного элемента 2 не показано. Воздух 100 слегка сжимают в компрессоре 101 до сжатого холодного воздуха 102, нагревают в теплообменнике 103 до предварительно нагретого воздуха 104 и затем подают в катодную сторону 21 твердооксидного топливного элемента 2. Поток 114 горячего обедненного воздуха, покидающий катодную сторону 21 твердооксидного топливного элемента 2, охлаждают в теплообменнике 106 и выпускают в качестве обедненного воздуха 107. Электричество, получаемое с помощью твердооксидного топливного элемента 2, преобразуется из постоянного тока в переменный ток в инверторе 6.
Вариант осуществления, показанный на фиг. 1, предпочтительно подходит для плоского твердооксидного топливного элемента SOFC 2. Наиболее предпочтительно, ни воздух 100, ни продукт 205 риформинга не сжимают, таким образом предварительно нагретый воздух 104 на катодной стороне 21 и продукт 205 риформинга на анодной стороне 23 имеют атмосферное давление или давление, близкое к атмосферному.
Вместо природного газа 215 или биогаза также может использоваться жидкое углеродсодержащее топливное сырье, которое может подаваться в теплообменник 203, предпочтительно испаритель, таким образом, чтобы газообразное углеродсодержащее топливное сырье покидало испаритель и подавалось в установку 3 риформинга.
На фиг. 3 схематически показан низкотемпературный мембранный реактор 4 конверсии водяного газа, используемый в вариантах осуществления по фиг. 1, 2 и 5. Низкотемпературный мембранный реактор 4 конверсии водяного газа содержит сырьевую сторону 44 с выходом 44b и сторону 41 для проникания. Обе стороны разделены водородным насосом 9, который содержит мембрану 42. Сырьевая сторона 44 содержит катализатор 43, соответственно слой катализатора, таким образом может осуществляться реакция 45 конверсии водяного газа, как отображено на фиг. 3. Анодный отходящий газ 208, соответственно газ 216, выходящий из высокотемпературного реактора 8 конверсии водяного газа, обычно состоящий из СО, СО2, Н2О и Н2, поступает в сырьевую сторону 44 мембранного реактора 4 конверсии водяного газа, где происходит процесс отделения, в ходе которого основной целью является преобразование СО в СО2 и отделение СО2 и Н2О от неиспользованного топлива. Н2 проходит сквозь мембрану 42 и поступает в сторону 41 для проникания. СО2 и Н2О покидают сырьевую сторону 44 мембранного реактора 4 конверсии водяного газа в виде потока 211 газа, обогащенного диоксидом углерода, содержащего в основном диоксид 435 углерода и пар. Водород покидает сторону 41 для проникания в виде потока очищенного водорода 213.
Водородный насос 9, содержащий первый электродный слой 9а, второй электродный слой 9b, мембрану 42 между ними, и содержащий источник 9 с электроэнергии, более подробно показан на фиг. 4.
На фиг. 4 схематически показан водородный насос 9, содержащий протонообменную мембрану 42 (РЕМ). Электрохимический насос 9 предназначен для окисления и восстановления водорода на аноде и катоде, соответственно в режиме электролиза. Как показано на фиг. 3 и 4, поток 216, содержащий водород, поступает в сырьевую сторону 44 в анодной камере водородного насоса 9, и молекулярный водород окисляется на аноде 9а на протоны и электроны на трехфазной контактной поверхности катализатора, электролита и газа. Протоны затем приводятся в движение через мембрану 42 благодаря воздействию разности потенциалов между двумя электродами 9а, 9b, в то время, как электроны приводятся в движение по электропроводящим элементам топливного элемента по внешней электрической цепи 9с к катоду 9b. Протоны и электроны комбинируются для образования молекулярного водорода на стороне 41 для проникания, так что чистый водород высвобождается на стороне 41 для проникания. Водородный насос 9 работает в режиме электролиза. Таким образом, электрохимическому насосу 9 необходим источник 9 с энергии для осуществления химических реакций.
Предпочтительно, платина используется в качестве катализатора в водородном насосе 9. Такой водородный насос 9 может отделять водород при условии, что составляющие входящего газа 216 не отравляют катализатор или не рассеиваются сквозь мембрану 42. Одной из таких нежелательных примесей является монооксид углерода, поскольку он адсорбируется на поверхности катализатора и подавляет его электрохимическую активность. Следовательно, важно поддерживать уровни СО менее 2%. Следовательно, важно преобразовывать монооксид углерода и пар, содержащиеся в анодном отходящем газе 208, в высокотемпературном реакторе конверсии водяного газа в диоксид углерода и водород, перед подачей газа 216, выходящего из высокотемпературного реактора 8 конверсии водяного газа, в низкотемпературный мембранный реактор 4 конверсии водяного газа. Эта комбинация двух последовательно расположенных реакторов 4, 8 конверсии водяного газа позволяет поддерживать низкий уровень СО в низкотемпературном реакторе 4 конверсии водяного газа и, следовательно, позволяет использовать водородный насос 9 в низкотемпературном мембранном реакторе 4 конверсии водяного газа.
В предпочтительном варианте осуществления мембрана 42 водородного насоса 9 выполнена из полибензимидазола (PBI) с добавлением фосфорной кислоты (РА). Известно, что такие мембраны работают при температурах до 200°С. Следовательно, водородный насос 9, содержащий такую мембрану 42, в частности является предпочтительным в комбинации с низкотемпературным мембранным реактором 4 конверсии водяного газа.
Низкотемпературный мембранный реактор 4 конверсии водяного газа содержит реактор конверсии водяного газа в комбинации с водородным насосом 9, содержащим мембрану 42 из PBI с добавлением РА, таким образом мембранный реактор 4 конверсии водяного газа объединяет катализатор конверсии водяного газа с мембраной для отделения Н2. Функция водородного насоса 9 заключается в удалении Н2 из сырьевой стороны 44 и таким образом смещении равновесия реакции (СО+Н2О=СО2+Н2) в сторону продуктов реакции. Это позволяет получать газовую смесь на выходе из сырьевой стороны 44, содержащую в основном пар и СО2. Остаток состоит из малых количеств СН4, СО и Н2. Мембрана 42 для отделения должна предпочтительно работать при той же температуре, что и реактор конверсии водяного газа.
Преобразование монооксида углерода в диоксид углерода предпочтительно достигает более 95%. Этого можно достичь путем регулирования температуры мембранного реактора 4 конверсии водяного газа и/или электроэнергии 9с или же скорости перекачивания Н2.
На фиг. 2 показан дополнительный вариант осуществления. В отличие от варианта осуществления, описанного на фиг. 1, твердое углеродсодержащее топливо 201, например древесину, в комбинации с паром 220 подают в газогенератор 11 для образования газового продукта. Газовый продукт затем охлаждают в теплообменнике 203 и подают в виде газового потока 204 в блок 12 газоочистки с тем, чтобы получить реформированный технологический газ 205, подходящий для подачи в твердооксидный топливный элемент 2. Теплообменник 221 может использоваться в газогенераторе 11. Различные твердые углеродсодержащие виды топлива могут использоваться в системе 1, например древесина, биомасса или уголь. В зависимости от типа топлива, газогенератор 11 необходимо выполнить с возможностью генерирования подходящего газового продукта, который, после прохождения блока 12 газоочистки, может служить в качестве сырьевого реформированного технологического газа 205, подходящего для подачи в твердооксидный топливный элемент 2. При использовании жидких или газообразных углеродсодержащих видов топлива в газогенераторе 11 нет необходимости, таким образом в варианте осуществления, показанном на фиг. 2, такие углеродсодержащие виды топлива могут подаваться непосредственно в блок 12 газоочистки, или в варианте осуществления по фиг. 1 углеродсодержащее топливо может подаваться в блок 13 предварительной обработки топлива.
При использовании топлива из отходов, такой блок 12 очистки или блок 13 предварительной обработки является наиболее важным, поскольку виды топлива из отходов содержат разнообразные микропримеси. Количество и состав таких микропримесей зависит от различных факторов, таких как тип и возраст отходов, температура и давление, и стадия процесса разложения. Хотя в биогазе присутствуют многие виды примесей, следующие три класса загрязнителей требуют особого внимания при использовании в системах топливных элементов: сера, силоксаны и VOC (летучие органические соединения). По меньшей мере, эти загрязнители необходимо удалить в блоке 13 предварительной обработки или блоке 12 газоочистки. В частности, системы SOFC требуют строжайшего удаления кислотного газа, поскольку они могут выдерживать лишь приблизительно 1 ppm H2S и приблизительно 1 ppm галогенидов в топливных газах.
На фиг. 5 показана схема технологического процесса согласно третьему варианту осуществления изобретения. В отличие от варианта осуществления изобретения согласно фиг. 1, очищенный водород 213 и углеродсодержащее топливное сырье 200 или газообразное углеводородное сырье 200 объединяют и затем подают в установку 3 риформинга.
На фиг. 6 показан вариант осуществления блока 5 кондиционирования СО2. Поток 211 газа, обогащенный диоксидом углерода, направляется в блок 5 кондиционирования, включающий ряд этапов сжатия и охлаждения для отделения, по меньшей мере, воды, диоксида углерода и остаточных тазов. Поток 211 газа, обогащенного диоксидом углерода, охлаждается в теплообменнике 212 и после этого поступает в отделитель 401 воды с дополнительным охлаждением 402, в котором отделяется водный конденсат 408. Остаточный охлажденный поток 211 газа, обогащенного диоксидом углерода, затем сжимается в компрессоре 403, охлаждается в теплообменнике 404 с дополнительным охлаждением 405 и затем вводится в дополнительный отделитель 406 воды, в котором отделяется водный конденсат 407. Отделенная вода 407, 408 собирается в емкости 409 для воды и вода 411 может быть доступна в выпускном отверстии 410 для воды. Остаточный охлажденный поток 211 газа, обогащенного диоксидом углерода, сжимается в компрессоре 415, охлаждается в теплообменнике 416 с дополнительным охлаждением 417 и перетекает во вспомогательный отделитель 418, в котором текучая среда отделяется в остаточный газ 420, который может быть доступен в выпускном отверстии 419 для сжатого остаточного газа, и в сверхкритический диоксид 430 углерода, который с помощью насоса 431 и трубопровода 432 закачивается в емкость 433 для хранения диоксида углерода. Сжатый диоксид 435 углерода может быть доступным в выпускном отверстии 434 для диоксида углерода. В качестве примера охлажденный поток 211 газа, обогащенного диоксидом углерода, может иметь давление 10 бар при покидании компрессора 403 и может иметь давление 80 бар при покидании компрессора 415, таким образом остаточные газы 420 имеют давление 80 бар, при этом диоксид углерода дополнительно сжимается с помощью насоса 431 таким образом, что сжатый диоксид 435 углерода может иметь давление 150 бар. На фиг. 6 также показан блок 7 управления для управления системой 1 и/или блоком 5 кондиционирования. Все системы, показанные на фиг. 1, 2, 5 и 6, содержат блок 7 управления, позволяющий управлять твердооксидным топливным элементом SOFC 2 таким образом, чтобы достичь использования топлива (FU) в диапазоне от 0 до 90%, в частности в диапазоне от 25 до 80%. Для энергетического баланса, который означает автономность применительно к электроэнергии, использование топлива (FU), равное 25%, предпочтительно будет минимальным значением. Блок 7 управления позволяет управлять количеством очищенного водорода 213 и диоксида 435 углерода, полученных системой 1, в частности, путем управления использованием топлива (FU) твердооксидным топливным элементом SOFC 2.
На фиг. 7 показано в качестве примера количество сгенерированной энергии и водорода, в зависимости от использования топлива FU. Предположим, что сырьевой реформированный технологический газ 205 непрерывно поставляет энергию в количестве X кВт. Полученное количество диоксида углерода является постоянной величиной, равной Y кг/день. Тогда модуляция энергии, выработанной твердооксидным топливным элементом SOFC 2 и обозначенной на фиг. 7 линией "энергия" между энергией Р1 и Р2, приводит к производству водорода [кг/день], как показано линией "Н2" на фиг. 7. Следовательно, на фиг. 7 показано в качестве примера влияние величины использования топлива (FU) на производство водорода. Как показано на фиг. 7, использование топлива (FU) наиболее предпочтительно может модулироваться в диапазоне от приблизительно 25 до 80%.

Claims (31)

1. Способ получения диоксида (435) углерода, очищенного водорода (213) и электричества из сырьевого реформированного технологического газа (205) с использованием твердооксидного топливного элемента SOFC (2), при этом способ включает этапы:
- введения реформированного технологического газа (205) в анодную сторону (23) твердооксидного топливного элемента (2);
- в твердооксидном топливном элементе (2) введения воздуха (100) в катодную сторону (21) твердооксидного топливного элемента (2) и в анодной стороне (23) преобразования водорода и монооксида углерода реформированного технологического газа (205) в комбинации с кислородом в анодный отходящий газ (208), содержащий пар, диоксид углерода и непрореагировавший технологический газ;
- введения анодного отходящего газа (208) в реактор конверсии водяного газа и водородный насос (9),
отличающийся тем, что включает этапы:
- введения анодного отходящего газа (208) в высокотемпературный реактор (8) конверсии водяного газа;
- в высокотемпературном реакторе (8) конверсии водяного газа преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород,
- введения газа (216), выходящего из высокотемпературного реактора (8) конверсии водяного газа, в низкотемпературный мембранный реактор (4) конверсии водяного газа,
- в низкотемпературном мембранном реакторе (4) конверсии водяного газа преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород, при этом низкотемпературный мембранный реактор (4) конверсии водяного газа содержит водородный насос (9), который вырабатывает очищенный водород (213) на стороне (41) для проникания, одновременно удаляя водород из сырьевой стороны (44), таким образом анодный отходящий газ (208) обедняют водородом и монооксидом углерода для создания потока (211) газа, обогащенного диоксидом углерода, содержащего в основном диоксид (435) углерода и пар,
при этом твердооксидным топливным элементом SOFC (2) управляют для эксплуатации с использованием топлива (FU) в диапазоне от 0 до 90%, в зависимости от требуемого количества получаемого очищенного водорода (213) и диоксида (435) углерода.
2. Способ по п. 1, где твердооксидным топливным элементом SOFC (2) управляют для эксплуатации с использованием топлива (FU) в диапазоне от 25 до 80%.
3. Способ по одному из пп. 1, 2, где газ (216), выходящий из высокотемпературного реактора (8) конверсии водяного газа, содержит менее 2% монооксида углерода и его температура составляет менее 200°C.
4. Способ по одному из предыдущих пунктов, где газообразное углеродсодержащее топливное сырье (200), в частности газообразное углеводородное сырье (200), и пар (220) вводят в установку (3) риформинга,
и при этом в установке (3) риформинга реформированный технологический газ (205) генерируют по меньшей мере путем частичного преобразования метана и пара в монооксид углерода и водород.
5. Способ по п. 4, где жидкое углеродсодержащее топливное сырье, в частности жидкое углеводородное сырье, вводят в теплообменник (203) для генерирования газообразного углеводородного сырья (200).
6. Способ по одному из пп. 1-3, где твердое углеродсодержащее топливо (201) и пар (220) вводят в газогенератор (11) для генерирования газового продукта, и при этом газовый продукт вводят в блок (12) газоочистки для генерирования реформированного технологического газа (205).
7. Способ по одному из предыдущих пунктов, где поток (211) газа, обогащенного диоксидом углерода, вводят в систему (5) отделения; при этом в системе (5) отделения отделяют пар от потока (211) газа, обогащенного диоксидом углерода, при этом диоксид углерода сжимают в компрессоре (403, 415) и насосе (431) для предоставления сжатого диоксида (435) углерода.
8. Способ по одному из предыдущих пунктов, по которому полученным количеством очищенного водорода (213) и диоксида (435) углерода управляют путем уменьшения использования топлива (FU) таким образом, чтобы электроэнергия, вырабатываемая твердооксидным топливным элементом SOFC (2), обеспечивала автономную работу способа.
9. Система (1) для получения диоксида (435) углерода, очищенного водорода (213) и электричества из сырьевого реформированного технологического газа (205), при этом система содержит твердооксидный топливный элемент SOFC (2),
при этом твердооксидный топливный элемент (2) соединен по текучей среде с сырьевым реформированным технологическим газом (205) для преобразования реформированного технологического газа (205) в комбинации с кислородом в анодный отходящий газ (208), содержащий пар, диоксид углерода и непрореагировавший технологический газ,
при этом с твердооксидным топливным элементом (2) соединен по текучей среде реактор конверсии водяного газа и электрохимический насос (9) для приема анодного отходящего газа (208),
отличающаяся тем, что дополнительно содержит:
- высокотемпературный реактор (8) конверсии водяного газа и
- низкотемпературный мембранный реактор (4) конверсии водяного газа, содержащий сторону (41) для проникания, сырьевую сторону (44) и электрохимический насос (9) между ними,
при этом высокотемпературный реактор (8) конверсии водяного газа соединен по текучей среде с твердооксидным топливным элементом (2) для приема анодного отходящего газа (208) и для преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород, при этом сырьевая сторона (44) низкотемпературного мембранного реактора (4) конверсии водяного газа соединена по текучей среде с высокотемпературным реактором (8) конверсии водяного газа для приема газа (216), выходящего из высокотемпературного реактора (8) конверсии водяного газа, для преобразования монооксида углерода и пара в диоксид углерода и водород и для отделения водорода электрохимическим насосом (9) для создания очищенного водорода (213) на стороне (41) для проникания, таким образом анодный отходящий газ (208) обеднен водородом и монооксидом углерода для создания потока (211) газа, обогащенного диоксидом углерода, содержащего в основном диоксид углерода и пар, и при этом система дополнительно содержит блок (7) управления, выполненный с возможностью управления использованием топлива (FU) твердооксидным топливным элементом (2) для того, чтобы таким образом управлять получаемым количеством очищенного водорода (213) и диоксида (435) углерода.
10. Система по п. 9, где электрохимический насос (9) содержит РЕМ мембрану (42) для выборочного удаления водорода.
11. Система по одному из пп. 9, 10, содержащая установку (3) риформинга для приема газообразного углеродсодержащего топливного сырья (200), в частности газообразного углеводородного сырья (200), и пара (220), при этом установка (3) риформинга соединена по текучей среде с твердооксидным топливным элементом (2) для предоставления реформированного технологического газа (205).
12. Система по п. 11, содержащая испаритель (203) для приема жидкого углеродсодержащего топливного сырья, в частности жидкого углеводородного сырья, и для генерирования газообразного углеродсодержащего сырья (200), в частности газообразного углеводородного сырья (200), при этом испаритель (203) соединен по текучей среде с установкой (3) риформинга.
13. Система по одному из пп. 9, 10, содержащая газогенератор (11) для приема твердого углеродсодержащего топлива (201) и пара (220), при этом газогенератор (11) соединен по текучей среде с блоком (12) газоочистки для генерирования реформированного технологического газа (205), и при этом газогенератор (11) соединен по текучей среде с твердооксидным топливным элементом (2).
14. Система по одному из пп. 9-13, где система (5) отделения соединена по текучей среде со стороной (44b) выхода сырьевой стороны (44) низкотемпературного мембранного реактора (4) конверсии водяного газа для введения потока (211) газа, обогащенного диоксидом углерода, в систему (5) отделения для отделения пара от потока (211) газа, обогащенного диоксидом углерода, для предоставления диоксида (435) углерода.
15. Применение системы по одному из пп. 9-14 для автономного получения электроэнергии, очищенного водорода (213) и диоксида (435) углерода из углеводородных видов топлива.
RU2016136633A 2014-02-19 2015-02-19 Способ и система для получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического газа RU2661930C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/EP2014/053263 WO2015124183A1 (en) 2014-02-19 2014-02-19 Method and system for producing carbon dioxide, purified hydrogen and electricity from a reformed process gas feed
EPPCT/EP2014/053263 2014-02-19
PCT/EP2015/053553 WO2015124700A1 (en) 2014-02-19 2015-02-19 Method and system for producing carbon dioxide, purified hydrogen and electricity from a reformed process gas feed

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2016136633A RU2016136633A (ru) 2018-03-22
RU2016136633A3 RU2016136633A3 (ru) 2018-05-14
RU2661930C2 true RU2661930C2 (ru) 2018-07-23

Family

ID=50288032

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016136633A RU2661930C2 (ru) 2014-02-19 2015-02-19 Способ и система для получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического газа

Country Status (8)

Country Link
US (1) US10297849B2 (ru)
EP (1) EP3108532B1 (ru)
CN (1) CN106463743B (ru)
AU (1) AU2015220747B2 (ru)
CA (1) CA2946939C (ru)
PL (1) PL3108532T3 (ru)
RU (1) RU2661930C2 (ru)
WO (2) WO2015124183A1 (ru)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102015226447A1 (de) * 2015-12-22 2017-06-22 Robert Bosch Gmbh System und Verfahren zur Herstellung von Wasserstoff und Brennstoffzelle
US11211625B2 (en) * 2016-04-21 2021-12-28 Fuelcell Energy, Inc. Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide
WO2017189238A1 (en) 2016-04-29 2017-11-02 Fuelcell Energy, Inc. Methanation of anode exhaust gas to enhance carbon dioxide capture
CN107464944B (zh) 2016-05-27 2021-02-02 通用电气公司 燃料电池系统及其操作方法
DE102016213143A1 (de) * 2016-07-19 2018-01-25 Robert Bosch Gmbh System zur Bereitstellung von Wasserstoff
EP3642164A2 (en) * 2017-06-20 2020-04-29 Low Emission Resources Corporation Electrochemical production of water using mixed ionically and electronically conductive membranes
CN109385643B (zh) * 2017-08-10 2020-06-09 中国石油天然气股份有限公司 将甲烷转化为脂肪烃的方法、燃料电池及燃料电池的制备方法
JP7364313B2 (ja) * 2018-01-22 2023-10-18 トゥエルブ ベネフィット コーポレーション 二酸化炭素リアクタ制御のための方法
EP3604733A1 (en) 2018-07-30 2020-02-05 EZ-Energies GmbH Method and system for removing carbon dioxide
US11616249B2 (en) * 2019-03-22 2023-03-28 Bloom Energy Corporation Solid oxide fuel cell system with hydrogen pumping cell with carbon monoxide tolerant anodes and integrated shift reactor
CN110041969A (zh) * 2019-04-28 2019-07-23 云南天安化工有限公司 一种液氮洗尾气资源化利用的方法及装置
US20210071861A1 (en) * 2019-09-11 2021-03-11 Air Products And Chemicals, Inc. Steam-Producing Process and System
US11923578B2 (en) 2019-12-20 2024-03-05 Cummins Inc. Reversible fuel cell system architecture
US11975969B2 (en) 2020-03-11 2024-05-07 Fuelcell Energy, Inc. Steam methane reforming unit for carbon capture
CN111799490B (zh) * 2020-06-12 2021-11-16 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 一种封闭容器的除氢系统
WO2023202798A1 (en) * 2022-04-21 2023-10-26 Nuovo Pignone Tecnologie - S.R.L. Low-emission power generation system and method
CN114988364B (zh) * 2022-06-13 2023-05-12 重庆科技学院 一种基于天然气制氢与燃料电池技术的发电系统
US11939284B2 (en) 2022-08-12 2024-03-26 Twelve Benefit Corporation Acetic acid production
EP4349773A1 (de) * 2022-10-05 2024-04-10 Linde GmbH Verfahren und anlage zur herstellung eines wasserstoffprodukts
CN115672020B (zh) * 2022-12-12 2023-02-28 中国科学院西北生态环境资源研究院 烟道废气中二氧化碳捕集分离催化装置及其控制方法

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050123810A1 (en) * 2003-12-09 2005-06-09 Chellappa Balan System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
US20100047637A1 (en) * 2008-07-23 2010-02-25 Bloom Energy Corporation Operation of fuel cell systems with reduced carbon formation and anode leading edge damage
US20100266923A1 (en) * 2009-04-15 2010-10-21 Bloom Energy Corporation Fuel cell system with electrochemical hydrogen pump and method of operating same
RU2407113C2 (ru) * 2005-09-27 2010-12-20 Хальдор Топсеэ А/С Способ и устройство для эксплуатации установки топливного элемента на твердом оксиде (sofc)
RU124442U1 (ru) * 2012-10-30 2013-01-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" Устройство для получения электроэнергии
US20130071763A1 (en) * 2011-09-16 2013-03-21 Enerfuel, Inc. Pem fuel cell system with hydrogen separation from a reformate containing carbon monoxide
US20130126038A1 (en) * 2011-11-21 2013-05-23 Saudi Arabian Oil Company Method and a system for combined hydrogen and electricity production using petroleum fuels

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO320939B1 (no) 2002-12-10 2006-02-13 Aker Kvaerner Engineering & Te Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form
WO2005050768A1 (en) 2003-11-19 2005-06-02 Questair Technologies Inc. High efficiency load-following solid oxide fuel cell systems
US8277997B2 (en) 2004-07-29 2012-10-02 Idatech, Llc Shared variable-based fuel cell system control
EP1858803B1 (en) 2005-03-14 2016-07-06 Geoffrey Gerald Weedon A process for the production of hydrogen with co-production and capture of carbon dioxide
CN104094461B (zh) * 2011-11-16 2016-12-21 沙特阿拉伯石油公司 用于发电以及提高石油采收率的系统和方法

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050123810A1 (en) * 2003-12-09 2005-06-09 Chellappa Balan System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
RU2407113C2 (ru) * 2005-09-27 2010-12-20 Хальдор Топсеэ А/С Способ и устройство для эксплуатации установки топливного элемента на твердом оксиде (sofc)
US20100047637A1 (en) * 2008-07-23 2010-02-25 Bloom Energy Corporation Operation of fuel cell systems with reduced carbon formation and anode leading edge damage
US20100266923A1 (en) * 2009-04-15 2010-10-21 Bloom Energy Corporation Fuel cell system with electrochemical hydrogen pump and method of operating same
US20130071763A1 (en) * 2011-09-16 2013-03-21 Enerfuel, Inc. Pem fuel cell system with hydrogen separation from a reformate containing carbon monoxide
US20130126038A1 (en) * 2011-11-21 2013-05-23 Saudi Arabian Oil Company Method and a system for combined hydrogen and electricity production using petroleum fuels
RU124442U1 (ru) * 2012-10-30 2013-01-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" Устройство для получения электроэнергии

Also Published As

Publication number Publication date
CN106463743B (zh) 2019-05-10
RU2016136633A3 (ru) 2018-05-14
WO2015124183A1 (en) 2015-08-27
PL3108532T3 (pl) 2019-04-30
WO2015124700A1 (en) 2015-08-27
CN106463743A (zh) 2017-02-22
EP3108532A1 (en) 2016-12-28
AU2015220747A1 (en) 2016-09-29
CA2946939C (en) 2022-09-13
US20170250429A1 (en) 2017-08-31
AU2015220747B2 (en) 2019-04-18
US10297849B2 (en) 2019-05-21
CA2946939A1 (en) 2015-08-27
RU2016136633A (ru) 2018-03-22
EP3108532B1 (en) 2018-10-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2661930C2 (ru) Способ и система для получения диоксида углерода, очищенного водорода и электричества из сырьевого реформированного технологического газа
KR101939687B1 (ko) 수소 생성을 위한 개질기-전해조-정제기(ｒｅｐ) 어셈블리, 이를 통합한 시스템들 및 수소를 생성하는 방법
CN105264701B (zh) 使用燃料电池的综合发电和碳捕集
KR20110029963A (ko) 탄화수소발생장치를 포함하는 용융탄산염연료전지시스템
CN105960729A (zh) 通过气态烃进料生产二氧化碳和电力的方法和系统
KR102645750B1 (ko) 일산화탄소 및/또는 합성가스의 전기화학적 생성
JP6603607B2 (ja) メタノール合成システム
JP2023540467A (ja) 電気分解プロセス中の熱回収
Laycock et al. The importance of fuel variability on the performance of solid oxide cells operating on H2/CO2 mixtures from biohydrogen processes
KR101441492B1 (ko) 바이오가스 연료전지 시스템 및 가스 공급 방법
WO2020112774A1 (en) Elevated pressure operation of molten carbonate fuel cells with enhanced co2 utilization
JP2016533628A (ja) 固体オキシド燃料電池を使用する集積化された発電および化学的生産
Yusuf et al. Challenges in biohydrogen technologies for fuel cell application
US20210277343A1 (en) Renewable power to renewable natural gas using biological methane production
KR20000018557A (ko) 혐기성 폐수처리 및 이를 이용한 발전방법과그 장치
US20240072339A1 (en) Renewable energy integration with natural-gas based combined hydrogen and electricity production (chep) system and method
Tuli Hydrogen production technologies: challenges and opportunity
JP2005335962A (ja) 水素製造装置