JP2022541546A - 統合された発電、二酸化炭素分離及び下流処理システム、及び方法 - Google Patents

統合された発電、二酸化炭素分離及び下流処理システム、及び方法 Download PDF

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Abstract

統合された発電及び排気処理システムは、電力を生成し、燃料電池システムから排出される排気中に含まれるＣＯ２を分離するように構成された燃料電池システムと、燃料電池システムから排出された排気から分離されたＣＯ２を隔離することと高密度化することとのうちの少なくとも１つを行うように構成された排気処理システムとを含む。【選択図】図５

Description

本発明は、概して燃料電池システムの分野に関し、より詳細には、二酸化炭素除去及び下流処理構成要素を統合した燃料電池システムに関する。
燃料電池は、燃料に蓄えられたエネルギーを電気エネルギー能力に変換できる電気化学装置である。高温燃料電池には、固体酸化物形燃料電池と溶融炭酸塩形燃料電池が含まれる。これらの燃料電池は、水素及び／又は炭化水素燃料を使用して作動することができる。燃料電池には、固体酸化物形再生燃料電池など、逆の動作も可能な部類があり、供給電気エネルギーを使用して、酸化された燃料を還元して未酸化燃料に戻すことができる。
本開示の様々な実施形態は、統合された発電及び排気処理システムを提供し、このシステムは、電力を生成するとともに、燃料電池システムから排出される排気中に含まれるＣＯ２を分離するように構成された燃料電池システムと、前記燃料電池システムから排出される排気から分離されたＣＯ２を隔離する又は高密度化するうちの少なくとも１つを行うように構成された排気処理システムとを含む。
本開示の様々な実施形態は、燃料電池システムに燃料を供給し、燃料電池システムを作動させて電力と燃料排気流を生成し、二酸化炭素分離装置を用いて前記燃料排気流からＣＯ２を分離しＣＯ２含有排気と精製された排気とを生成し、前記分離されたＣＯ２含有排気を排気処理システムに供給し、前記排気処理システムを用いて前記ＣＯ２含有排気中のＣＯ２を隔離することと高密度化することとのうちの少なくとも１つを行う、燃料電池システムの作動方法を提供する。
本開示の様々な実施形態は、燃料電池システムに燃料を供給し、燃料電池システムを作動させて電力と燃料排気流を生成し、二酸化炭素分離装置を用いて前記燃料排気流からＣＯ２を分離しＣＯ２含有排気と精製された排気を生成し、前記分離されたＣＯ２含有排気と固体ＣａＯをＮａＯＨ含有溶液に供給して、前記ＣＯ２ガスがＮａＯＨ（ｌ）と反応してＮａ２ＣＯ３（ｌ）と水を形成し、前記ＣａＯ（ｓ）が前記水と反応してＣａ（ＯＨ）２（ｌ）を形成し、及び前記Ｎａ２ＣＯ３（ｌ）と前記Ｃａ（ＯＨ）２（ｌ）が反応して固体ＣａＣＯ３とＮａＯＨ（ｌ）を沈殿させる、燃料電池システムの作動方法を提供する。前記ＮａＯＨ（ｌ）は、再循環されて前記プロセスに戻され、さらなるＣＯ２ガスと反応することができる。
図１Ａは、本発明の実施形態による、燃料電池システムの概略図である。 図１Ｂは、図１Ａの二酸化炭素分離器の概略図である。 図２は、本発明の実施形態とともに使用できる二酸化炭素分離器の概略図である。 図３は、本発明の実施形態による燃料電池システムの概略図である。 図４は、本発明の実施形態による燃料電池システムの概略図である。 図５は、本開示の様々な実施形態による、統合された燃料電池発電とＣＯ２処理システムの概略図である。 図６は、本開示の様々な実施形態による、統合された燃料電池発電とＣＯ２処理システムの概略図である。 図７は、本開示の様々な実施形態による、ＣＯ２固定プロセスの概略図である。 図８は、本開示の様々な実施形態による、ＣＯ２捕捉を含む燃料電池発電システム内の熱及び／又は水の回収を描いた概略図である。 図９Ａは、本開示の様々な実施形態による、船内の複合型ＬＮＧ燃料発電及び排気処理システムの概略図である。 図９Ｂは、前記システムの排気処理の構成要素を示す概略図である。
本発明の実施形態は、どのようにして二酸化炭素分離装置を固体酸化物形燃料電池システム等の燃料電池システムとともに用いることができるかを示す。追加の実施形態は、統合された発電、二酸化炭素分離、及び下流処理システムを示す。追加の実施形態は、ＣＯ２分離固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）発電機に下流装置が統合され、下流装置の存在下でＳＯＦＣ発電機の連続動作を可能にするシステムを示す。溶融炭酸塩形システムなどの他の燃料電池システムも使用できることに留意されたい。
図１Ａは、本発明の一実施形態による燃料電池システム１００を示す。好ましくは、システム１００は、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）システムなどの高温燃料電池スタックシステムである。システム１００は、燃料電池（すなわち、放電または発電）モード及び電気分解（すなわち、充電）モードの両方で動作する固体酸化物形再生燃料電池（ＳＯＲＦＣ）システムなどの再生システムであってもよいし、又は、燃料電池モードでのみ動作する非再生システムであってもよい。
システム１００は、高温燃料電池スタック１０６を含む。スタックは、複数のＳＯＦＣ又はＳＯＲＦＣを含むことができる。高温燃料電池スタック１０６は概略的に示されており、イットリア又はスカンジア安定化ジルコニアなどのセラミック電解質、ニッケル安定化ジルコニアサーメットなどのアノード電極、及びランタンストロンチウムマンガナイトなどのカソード電極を含む、スタックの１つの固体酸化物形燃料電池を示す。各燃料電池は、電解質、電解質アノードチャンバーの一方の側にあるアノード電極、カソードチャンバー内の電解質の他方の側にあるカソード電極、及びセパレータープレート／電気接点、燃料電池ハウジング及び断熱材などの他の構成要素を含む。燃料電池モードで動作するＳＯＦＣでは、空気や酸素ガスなどの酸化剤がカソードチャンバーに入り、水素や炭化水素燃料などの燃料がアノードチャンバーに入る。任意の適切な燃料電池の設計及び構成要素材料を使用することができる。システム１００はさらに、アノードテールガス酸化剤（ＡＴＯ）反応器１１６、再循環ブロワ１２２、及びキャニスター二酸化炭素トラップ１２６を含む。
システム１００は、以下のように作動する。燃料吸入流は、燃料吸入導管１０２を通って燃料電池スタック１０６に供給される。燃料は、例えば水素燃料、若しくは、メタン、メタンを水素若しくは他のガスと共に含む天然ガス、プロパン若しくは他のバイオガスを含むがこれらに限定されない炭化水素燃料、又は、一酸化炭素、メタノールなどの酸化炭素含有ガス、若しくは、他の炭素含有ガスと、水蒸気、水素ガス若しくは他の混合物などの水素含有ガスとの混合物、などの炭素燃料など、任意の適切な燃料を含むことができる。例えば、前記混合物は、石炭又は天然ガスの改質に由来する合成ガスを含み得る。燃料吸入導管１０２は、燃料電池スタック１０６のアノード側に燃料吸入流を供給する。
空気又は他の酸素含有ガスが、空気吸入導管１０４を通ってスタック１０６へ供給される。空気吸入導管１０４は、燃料電池スタック１０６のカソード側に空気を供給する。
燃料および酸化剤が燃料電池スタック１０６に供給されると、スタック１０６が作動されて、電気及び燃料排気流を生成する。燃料排気流は、水素、水蒸気、一酸化炭素、二酸化炭素、メタンなどいくらかの未反応の炭化水素ガス、及びその他の反応副生成物や不純物を含み得る。
燃料排気流（すなわち、スタックアノード排気流）は、燃料排気導管１１０を介してスタック１０６から提供される。空気排気流（すなわち、スタックカソード排気流）は、空気排気導管１１２を介してスタック空気排気出口から提供される。燃料排気導管１１０は、燃料排気流の一部をＡＴＯ投入導管１１４を介してＡＴＯ反応器１１６に供給し、燃料排気流の一部をリサイクル導管１２０を介して再循環させるように構成されている。ＡＴＯ反応器１１６に供給される燃料排気とリサイクル導管１２０を介して再循環される燃料排気の割り当ては、変化し得る。例えば、燃料排気の１０％がＡＴＯ反応器１１６に供給され、９０％が再循環されてもよい。あるいは、燃料排気の５０％がＡＴＯ反応器１１６に供給され、一方で５０％は再循環されてもよい。さらに、燃料排気の９０％以上がＡＴＯ反応器に供給され、１０％以下が再循環されてもよい。導管１２０に供給される再循環燃料の量は、ブロワ１２２の出力又はブロー速度によって制御される。導管１１４及び１２０に供給される燃料排気流は、同じ組成又は含有量の水素、一酸化炭素、水、及び二酸化炭素を含み得る。排気導管１１２は、ＡＴＯ反応器１１６に空気排気流を供給するように構成されている。
ＡＴＯ反応器１１６は、燃料排気流及び空気排気流をそれぞれ、ＡＴＯ投入導管１１４及び導管１１２を介して受け入れる。ＡＴＯ反応器は、混合された燃料排気流及び空気排気流を使用して、アノードテールガスを酸化し、加熱された酸化燃料（すなわち、反応器排気）をＡＴＯ排気導管１１８に排出する。
再循環ブロワ１２２がリサイクル導管１２０に連結されて、リサイクル導管１２０からの再循環燃料排出流を、リサイクル導管１２４を介して二酸化炭素キャニスタートラップ１２６に供給する。再循環ブロワ１２２はコンピュータ又はオペレータ制御されてよく、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６に供給される再循環燃料排気流の量及び／又は速度、及びスタック１０６に戻される二酸化炭素を含まない又は二酸化炭素が激減した再循環燃料排気流の量及び／又は速度をも変化させることができる。従って、再循環ブロワ１２２を使用して、システム１００の全体的なリサイクル率を増減させることができる。
二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、消耗し得る二酸化炭素トラップなどの任意のタイプの二酸化炭素トラップであり得る。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６には、二酸化炭素導管がない。代わりに、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、二酸化炭素で満杯になり、クリーンなトラップと交換されるときに、オペレータによってＳＯＦＣシステムから物理的に除去される。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、再循環ブロワ１２２の下流に配置することができ、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６を定期的に交換し得る限り使用してホットボックスの寿命を延ばすことができる。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、再循環燃料排気流から二酸化炭素を除去する。好ましくは、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、再循環燃料排気流から実質的にすべての二酸化炭素を除去する。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、再循環燃料排気流から二酸化炭素の５０％未満、又は５０％超、例えば、５０％～６０％、６０％～７０％、７０％～８０％、８０％～９０％、又は、約９８％、約９９％若しくは約９９．５％等の９０％～１００％を除去することができる。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、その二酸化炭素収集構成要素の毎日の交換を必要とし得るか、又は他の適切な周期的な交換が必要とされ得る。バイパス弁及び導管（図示せず）を設けて、発電を中断することなく二酸化炭素キャニスタートラップ１２６を交換することを可能にすることができる。好ましくは、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、サービス要員が容易にアクセスできるように、燃料スタック１０６を含むホットボックスの外側に配置される。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、ホットボックスを含むシステムハウジング内に配置されてもよい。
図１Ｂは、図１Ａの二酸化炭素キャニスタートラップ１２６の概略図を示す。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、図１Ｂにより詳細に示される。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６は、２つの二酸化炭素キャニスタートラップ１２６Ａ及び１２６Ｂを備え得る。弁１２５は、リサイクル導管１２４から二酸化炭素キャニスタートラップ１２６Ａ又は１２６Ｂの一方又は両方への再循環燃料排気流の分流を可能にするように提供され得る。さらに、弁１２５は、再循環燃料排気流が二酸化炭素キャニスタートラップ１２６Ａ及び１２６Ｂの一方又は両方に流れるのを防ぐことができる。二酸化炭素キャニスタートラップ１２６Ａ及び１２６Ｂは、再循環燃料排気流から二酸化炭素を除去する。リサイクル導管１２８からの二酸化炭素キャニスタートラップ１２６Ａ及び１２６Ｂの隔離を可能にするために、弁１２７を設けることができる。弁１２５及び弁１２７の操作により、システムオペレータは、同時に、再循環燃料排気を、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６Ａ及び１２６Ｂの一方に通す、両方に通す、又は、いずれにも通さないことが可能となる。弁１２５及び弁１２７は、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６Ａ及び１２６Ｂのいずれかをシステム１００から隔離するように構成することができる。言い換えれば、二酸化炭素トラップ１２６Ａが機能し続けている間、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６Ｂを隔離して交換することができ、逆もまた同様である。この隔離により、トラップの交換やその他のメンテナンスが容易になったり、発電を中断することなく二酸化炭素の除去率を調整したりできる。
図１Ａ及び図１Ｂの両方に示されるように、二酸化炭素の量が低減された精製された再循環燃料排気流は、リサイクル導管１２８を介して燃料スタック１０６の燃料吸入流に戻される。二酸化炭素が激減した燃料排気の、燃料吸入へのリサイクルは、燃料電池スタック１０６の性能を高める。
図２は、本発明の別の実施形態による電気化学的二酸化炭素分離器２２６を示す。電気化学的二酸化炭素分離器２２６は、本発明の実施形態とともに使用することができる二酸化炭素分離器の１タイプである。電気化学的二酸化炭素分離器２２６は、電気分解モードで作動される（すなわち、電位が印加された）溶融炭酸塩形燃料電池であってよい。
電気化学的二酸化炭素分離器２２６は、リサイクル導管２２４を介して投入される再循環燃料排気流を受け入れることができる。再循環燃料排気流は、水素、二酸化炭素、水、及び二酸化炭素からなり得る。リサイクル導管２２４は、電気化学的二酸化炭素分離器２２６のアノード２０６チャンバーに連結することができる。空気は、空気投入導管２０２を介して電気化学的二酸化炭素分離器２２６に供給され、電気化学的二酸化炭素分離器２２６をパージするために使用される。電気化学的二酸化炭素分離器２２６に電源２０４から電気が加えられ、電気化学的二酸化炭素分離器を電解槽モードで作動させる。一実施形態では、電源２０４は、燃料電池スタック１０６を含み得る。印加される電流は、以下の反応に従って、炭酸イオン（ＣＯ３ -２）をアノード２０６から電解質２０８を通ってカソード２１０に移動させる：
アノード： ２Ｈ２Ｏ→２Ｈ２＋Ｏ２ Ｏ２＋２ＣＯ２＋２ｅ－→ＣＯ３ -２
カソード： ＣＯ３ －２→Ｏ２＋２ＣＯ２＋２ｅ－
カソード２１０チャンバーは、二酸化炭素導管２１４に連結され、再循環燃料排気流から抽出された二酸化炭素は、二酸化炭素導管２１４を介して電気化学的二酸化炭素分離器２２６を出る。
アノード２０６チャンバーは、精製された再循環燃料排気流導管２１２にさらに連結される。アノード排気導管２１２を介して二酸化炭素分離器アノード２０６チャンバーを出る精製された再循環燃料排気流は、リサイクル導管２２４を介して二酸化炭素分離器２２６に入った再循環燃料排気流より少ない二酸化炭素を含む。全体の組成のパーセンテージとして、精製された再循環燃料排気流導管２１２内の精製された再循環燃料排気流は、リサイクル導管２２４を介して二酸化炭素分離器２０６に入る再循環燃料排気流よりも高いパーセンテージの水素を含む。好ましくは、電気化学的二酸化炭素分離器２２６は、再循環燃料排気流から実質的にすべての二酸化炭素を除去する。電気化学的二酸化炭素分離器２２６は、再循環燃料排気流から二酸化炭素の５０％未満、又は５０％超、例えば、５０％～６０％、６０％～７０％、７０％～８０％、８０％～９０％、又は、約９８％、約９９％若しくは約９９．５％等の９０％～１００％を除去することができる。
図３は、本発明の実施形態によるシステム３００を示す。システム３００は、図１Ａに示されるシステム１００に類似しており、複数の構成要素を共通に含む。システム１００及び３００の両方に共通であるこれらの構成要素は、図１Ａ及び図３において同じ番号で番号付けされており、これ以上説明しない。
システム１００と３００との間の１つの違いは、システム３００が、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６ではなく二酸化炭素分離器３２６を利用できることである。二酸化炭素分離器３２６は、二酸化炭素膜分離器又は図２に関して上で述べた電気化学的二酸化炭素分離器などの任意のタイプの二酸化炭素分離器であってよい。システム１００と３００との間の他の違いは、システム３００が、ＡＴＯ排気又はＳＯＦＣカソード排気を利用して、二酸化炭素分離器３２６の収集側をスイープして二酸化炭素を除去することができる点である。システム１００と３００との間のさらなる違いは、システム３００が水を用いて二酸化炭素分離器３２６の収集側のガスをバイアスすることができる点である。
リサイクル導管１２４は、二酸化炭素分離器３２６に連結することができる。再循環燃料排気流は、リサイクル導管１２４を介して二酸化炭素分離器３２６に投入され、この再循環燃料排気流から二酸化炭素が除去されて、精製された（例えば、二酸化炭素が激減した）再循環燃料排気流を生成する。二酸化炭素分離器３２６を出る精製された再循環燃料排出流は、リサイクル導管１２４を介して二酸化炭素分離器３２６に入った再循環燃料排出流よりも少ない二酸化炭素を含む。全体の組成のパーセンテージとして、精製された再循環燃料排出流は、リサイクル導管１２４を介して二酸化炭素分離器３２６に入る再循環燃料排出流よりも大きいパーセンテージの水素を含む。好ましくは、二酸化炭素分離器３２６は、再循環燃料排出流から実質的にすべての二酸化炭素を除去する。二酸化炭素分離器３２６は、再循環燃料排気流から二酸化炭素の５０％未満、又は５０％超、例えば、５０％～６０％、６０％～７０％、７０％～８０％、８０％～９０％、又は、約９８％、約９９％若しくは約９９．５％等の９０％～１００％を除去できる。
二酸化炭素分離器３２６は、リサイクル導管３３４に連結される。二酸化炭素の量が減少した精製された再循環燃料排気流は、リサイクル導管３３４によって燃料吸入流に戻される。二酸化炭素が減少した燃料排気を燃料吸入へリサイクルすることにより、燃料電池スタック１０６の性能が高まる。
二酸化炭素を選出する際の二酸化炭素分離器３２６の効率は、二酸化炭素分離器３２６の収集側に水を加えることによって、二酸化炭素分離器３２６の収集側をバイアスすることによって高められる。
一実施形態では、ＡＴＯ反応器１１６からの高温の排気は、高温排気導管１１８を介してカソード復熱式熱交換器３３６に送られ、そこでＡＴＯ排気は、空気吸入導管１０４を通して供給される空気吸入流と熱交換する。熱交換器は、空気吸入導管１０４内の空気の温度が上がるのを助け、膜加湿器３２８を損傷しないように導管１１８内のＡＴＯ排気の温度を低下させる。
代替の実施形態では、ＳＯＦＣカソード排気の全部又は一部を、カソード復熱式熱交換器３３６に直接送ることができる。弁３４９は、カソード排気を導管１１２から導管３５０に向かわせることができる。弁３４９は、代替的に、カソード排気の一部を導管３５０に向かわせ、カソード排気の一部をＡＴＯ反応器に向かわすように構成されたスプリッタ（図示せず）であってよい。弁３５１は、導管３５０から受け入れたカソード排気をカソード復熱式熱交換器３３６の方へと向かわせ、カソード排気がＡＴＯ反応器１１６に流れるのを防ぐように構成することができる。追加で、弁３５１は、導管３５２に連結されて、ＡＴＯ排気及び／又はＳＯＦＣカソード排気を排気としてシステム３００の外へと向かわせることができる。弁３４９及び３５１並びに導管３５０の利用により、ＳＯＦＣカソード排気又はＡＴＯ排気のいずれか、又は、ＡＴＯ排気及びＳＯＦＣカソード排気の両方の混合物をカソード復熱式熱交換器３３６に送れるようにする、又は、ＡＴＯ排気もＳＯＦＣカソード排気のいずれもカソード復熱式熱交換器３３６に送れないようにすることができる。
熱交換器３３６から、ＡＴＯ排気導管１１８は、膜加湿器３２８に連結され得る。空気は、導管１１８を介して膜加湿器３２８に投入される。任意選択で、空気はまた、膜加湿器３２８に連結される空気導管３４０を介して、膜加湿器に投入され得る。空気導管３４０は、ブロワ、ファン、又はコンプレッサ（図示せず）によって供給される空気を投入することができる。
作動中、膜加湿器３２８は、二酸化炭素分離器３２６に投入するための空気又は酸化燃料流を加湿する。膜加湿器３２８は、高分子膜加湿器を含むことができる。
水は、必要に応じて、水導管３４２を介して膜加湿器３２８に投入され得る。水はまた、二酸化炭素分離器３２６と膜加湿器３３２との間に連結される二酸化炭素導管３３２から膜加湿器３２８によって収集され得る。水は、膜加湿器３２８の生成物側３２８Ｂから収集側３２８Ａへと膜を横切って浸透する。導管３４２からの水は、膜加湿器３２８において導管１１８からのＡＴＯ排気と混合され、そのとき湿った空気は、湿り空気導管３３０に送られる。
湿り空気導管３３０は、二酸化炭素分離器３２６に連結され、湿り空気又はＡＴＯ排気は、二酸化炭素分離器３２６による二酸化炭素の分離をバイアスするために使用される。従来型の二酸化炭素分離器が反応中自然に水を選出する場合、二酸化炭素分離器の収集側の水の存在は、水の選出を減らし、二酸化炭素を選出する二酸化炭素分離器の効率を上げる。このようにして、二酸化炭素分離器３２６の収集側に入る空気中の水の量の増加は、二酸化炭素分離器３２６をバイアスして、再循環燃料排気流から二酸化炭素を選出する。好ましくは、湿り空気又はＡＴＯ排気は、再循環燃料排気流と実質的に等しい量の水を含む。湿り空気又はＡＴＯ排気は、再循環燃料排気流に含まれる水の約９０％、８０％、７０％、６０％、５０％、４０％、３０％、２０％、又は１０％を含み得る。「約」という用語は、１０％以下、好ましくは５％以下の変動などの、与えられたプロセス変数に基づく変動を提供する。湿り空気又はＡＴＯ排気はまた、再循環燃料排気流に含まれる水の１００％超え、例えば約１１０％、１２０％、１３０％、１４０％、１５０％、１６０％、１７０％、１８０％、１９０％、又は２００％を含み得る。
したがって、導管３３０は、湿った混合物を収集側３２６Ａに投入し、導管３３２は、二酸化炭素分離器３２６の収集側３２６Ａから二酸化炭素と湿った混合物を排出する。導管１２４は、再循環燃料排気を生成物側３２６Ｂに投入し、導管３３４は、二酸化炭素分離器３２６の生成物側３２６Ｂから二酸化炭素激減排気を排出する。
したがって、導管３４０及び／又は１１８は、収集側３２８Ａに酸化剤を供給し、導管３３０は、膜加湿器３２８の収集側３２８Ａから加湿された酸化剤を排出する。導管３３２は、二酸化炭素と湿った混合物を生成物側３２８Ｂへと投入し、導管３３８は、生成物側３２８Ｂから二酸化炭素を排出する。
湿った空気又はＡＴＯ排気と二酸化炭素との混合物は、二酸化炭素分離器の収集側から二酸化炭素導管３３２を経由して膜加湿器３２８に移動する。膜加湿器３２８は、湿った空気混合物から水の一部を除去し、排出導管３３８を介して二酸化炭素と空気を排出する。上記のように、膜加湿器３２８によって二酸化炭素導管３３２から除去された水は、膜加湿器３２８に入る空気又はＡＴＯ排気を加湿するために使用され得る。したがって、システム３００は、ＡＴＯ排気又はＳＯＦＣカソード排気を使用して、二酸化炭素分離器の収集側をスイープし、及び／又は、収集ガスを水でバイアスする。
図４は、本発明の実施形態によるシステム４００を示す。システム４００は、図１Ａに示されるシステム１００と類似であり、複数の構成要素を共通に含む。システム１００及び４００の両方に共通なこれらの構成要素には、図１Ａ及び図４において同じ番号で番号付けし、これ以上説明しない。
システム１００と４００との間の１つの違いは、システム４００が、二酸化炭素キャニスタートラップ１２６ではなく二酸化炭素膜分離器４２６を利用し得ることである。
二酸化炭素膜分離器４２６は、二酸化炭素膜分離器の生成物側４２６Ｂ（投入側）から収集側４２６Ａへの水の輸送を遮断するように調整された膜構造４２９で構築された二酸化炭素膜分離器であってよい。調整された膜構造（生成物側水遮断）４２９は、二酸化炭素を通過させるが、水を通過させない材料で構成することができる。生成物側水遮断構造に効果的であることがわかっているそのような材料の１つは、ポリテトラフルオロエチレン（Ｔｅｆｌｏｎ（登録商標））である。生成物側水遮断は、蓄積又は閉塞を介して二酸化炭素膜分離器のパージ空気への水の輸送を妨げる。二酸化炭素膜分離器４２６は、電気化学的二酸化炭素分離器と同様の方法で構築することができるが、動作するために電流の投入を必要としない。
リサイクル導管１２４は、二酸化炭素膜分離器４２６に連結することができる。再循環燃料排出流は、リサイクル導管１２４を介して二酸化炭素膜分離器４２６の生成物側４２６Ｂに入る。二酸化炭素膜分離器は、再循環燃料排出流から二酸化炭素を除去する。前述のように、二酸化炭素膜分離器の生成物側水遮断４２９は水の輸送を妨げるので、二酸化炭素のみが、収集側４２６Ａに二酸化炭素膜分離器４２６によって収集される。好ましくは、二酸化炭素膜分離器４２６は、再循環燃料排気流から実質的にすべての二酸化炭素を除去する。二酸化炭素膜分離器４２６は、再循環燃料排気流から二酸化炭素の５０％未満又は５０％超、例えば、５０％～６０％、６０％～７０％、７０％～８０％、８０％～９０％、又は、約９８％、約９９％若しくは約９９．５％等の９０％～１００％を除去することができる。
二酸化炭素膜分離器４２６の収集側４２６Ａを出る精製された再循環燃料排出流は、リサイクル導管１２４を介して二酸化炭素分離器４２６の生成物側４２６Ｂに入った再循環燃料排出流よりも少ない二酸化炭素を含む。全体的な組成のパーセンテージとして、精製された再循環燃料排気流は、リサイクル導管１２４を介して二酸化炭素分離器４２６に入る再循環燃料排気流よりも高いパーセンテージの水素を含む。
二酸化炭素膜分離器４２６の生成物側４２６Ｂは、リサイクル導管４３４に連結される。二酸化炭素の量が低減された、精製された再循環燃料排出流は、リサイクル導管４３４によって燃料吸入流に戻される。二酸化炭素が低減された燃料排気を燃料吸入へリサイクルすることで、燃料電池スタック１０６の性能が高まる。
パージ空気は、二酸化炭素膜分離器４２６の収集側４２６Ａに動作可能に連結される空気導管４３０を介して二酸化炭素膜分離器４２６の収集側４２６Ａに供給される。パージ空気は、二酸化炭素膜分離器４２６の収集側４２６Ａから二酸化炭素を除去する。二酸化炭素膜分離器４２６は、排出導管４３２に動作可能に連結され、空気と二酸化炭素の混合物が、二酸化炭素膜分離器４２６の収集側４２６Ａから排出導管４３２に流れる。
図５～図９Ｂは、本発明の実施形態による、統合された発電、二酸化炭素分離、及び下流処理システムの概略図である。いくつかの実施形態では、発電システムは、アノード排気流中のＣＯ２を分離できる燃料電池システムであり、例えば、上記の任意の１つ又は複数の先行する実施形態に記載され、図１Ａ～図４に示される燃料電池システム１００～４００である。他の燃料電池システムなどの他の適切な発電システムも使用することができる。燃料電池システムは、ＣＯ２処理のための下流装置と統合される。様々な実施形態によれば、システム及び方法は、燃料電池システムの排気から供給されるＣＯ２の直接的な下流処理、使用、及び／又は貯蔵を提供する。
＜下流利用及び／又はＣＯ２貯蔵＞
図５は、本開示の様々な実施形態による、統合された燃料電池発電及びＣＯ２処理システム５００の概略図である。図５を参照すると、システム５００は、ＣＯ２を気体状態からより高い価値又はより高密度で安定なＣＯ２貯蔵を有する別の生成物に転換する下流プロセスにおけるＣＯ２の直接処理を可能にする。
特に、このシステムは、天然ガス又は高級炭化水素などの炭化水素燃料を使用して作動するように構成されたＳＯＦＣ発電システムなどの燃料電池システム５０２を含む。例えば、燃料電池システム５０２は、上記のシステム１００，２００，３００又は４００のいずれか、あるいは二酸化炭素分離器を含む別の燃料電池システムを含み得る。燃料電池システム５０２は、燃料導管５０６によって、燃料タンク又はガスライン（例えば、天然ガスライン）などの燃料源５０４に流体接続され得る。
システム５００はまた、リザーバ（例えば、受入れ槽又はアキュムレータ）５１０と、ＣＯ２隔離システム及び／又は圧縮機などのＣＯ２処理装置５２０とを含む排気処理システム５５０を含み得る。リザーバ５１０は、燃料電池システム５０２から直接、排出される排気を受け入れるように、燃料電池システム５０２のすぐ下流に流体接続され得る。例えば、排気導管５０８が、燃料電池システム５０２のアノード排気出口（例えば、燃料電池スタックのアノード排気に流体接続される二酸化炭素分離器の出口）をリザーバ５１０に流体接続することができる。
特に、燃料電池システム５０２は、ＣＯ２及び水を含み、窒素をほとんど又は全く含まない排気流を排出するように構成することができる。例えば、排気流は、上記のように、燃料電池システムのＣＯ２分離器から排出され得る。言い換えれば、従来の燃料電池システムとは異なり、排気流は、窒素（Ｎ２）を含まないか、又は実質的に含まない可能性がある（例えば、約５体積％未満のＮ２、例えば、約１体積％未満、又は約０．５体積％未満のＮ２を含む）。
リザーバ５１０に収容された排気がＣＯ２処理装置５２０に供給され得るように、リザーバ５１０は排気導管５１６によってＣＯ２処理装置５２０に流体接続され得る。したがって、排気（例えば、燃料電池システムのアノード排気から分離された二酸化炭素）は、燃料電池システム５０２から、リザーバ５１０に、その後ＣＯ２処理装置５２０に流れることができる。
排気背圧は、燃料電池システム５０２の効率を低下させる可能性がある。したがって、リザーバ５１０は、ＣＯ２処理装置５２０などの下流構成要素によって生じる排気背圧の影響を緩衝するように構成され得る。例えば、ＣＯ２処理装置５２０は、動作中に背圧及び／又は背圧パルスを発生させる要素を含み得る。リザーバ５１０は、そのような背圧を低減し及び／又はそのような背圧が燃料電池システム５０２に加わるのを防止するように動作し得る。言い換えれば、リザーバ５１０は、下流の構成要素によって生じる圧力変動から燃料電池システム５０２を隔離するように動作し得る。
いくつかの実施形態では、リザーバ５０２は、発電機５０２に与える背圧の影響をさらに低減するために、内部バッフル及び／又は圧力吸収媒体を含み得る。他の実施形態では、リザーバ５０２は、排気流を冷却するように構成され得る。例えば、リザーバ５１０は、冷却コイル及び／又は熱交換器などの外部又は内部冷却システムと統合することができる。
いくつかの実施形態では、リザーバ５１０は、冷却水スプレー又はミストを使用して排気を冷却するように構成され得る。システム５００は、任意選択で、リザーバ５１０に流体接続された排水弁５１２を含み得る。排水弁５１２は、リザーバ５１０から水を放出するために周期的に開かれ得る。
システム５００は、任意選択で、リザーバ５１０に流体接続された逃し弁５１４を含むことができる。逃し弁５１２は、リザーバ５１０内の排気圧力が設定値を超える場合、リザーバ５１０から排気を放出するように構成され得る。例えば、逃し弁５１４は、リザーバ５１０内の圧力が燃料電池システム５０２の圧力限界に近づくと開くように構成され得る。
＜流量測定フィードフォワード＞
図６は、本開示の様々な実施形態による、統合された燃料電池発電及びＣＯ２処理システム６００の概略図である。システム６００は、図５のシステム５００と類似であってよく、したがって、類似の要素については詳細に説明しない。
図６を参照すると、システム６００は、燃料電池システム５０２と、燃料流量に基づいてＣＯ２の排出量を測定するように構成された排気処理システム５６０とを含むことができる。処理システム５６０は、燃料電池システム５０２を燃料タンク又はパイプライン等の燃料源５０４に流体的に接続する燃料導管５０６上に配置された、燃料測定弁５１８等の燃料センサを含むことができる。排気導管５１６は、燃料電池システム５０２の排気出口をＣＯ２処理装置５２０に流体接続するように構成され得る。処理システム５６０は、任意選択で、上記のリザーバ５１０を含み得る。
燃料測定弁５０４は、燃料電池システム５０２に投入される燃料の量及び／又は組成（例えば、グレードなど）を測定するように構成され得る。燃料測定弁５１８等のセンサは、燃料電池システム５０２に投入される燃料の測定に基づいて、燃料電池システム５０２から排出される排気中に存在するＣＯ２及び／又はＨ２Ｏの量を決定するために使用することができる中央処理ユニット（ＣＰＵ）５３０に、有線で又は無線で接続され得る。ＣＰＵ５３０は、ＣＯ２排出量測定がＣＯ２クレジット計算等の経済的理由のために行われ得るように、燃料吸入流のレベニュー・グレード測定を決定するように構成することができる。例えば、ＣＰＵ５３０は、燃料タイプ（例えば、グレード、化学組成など）及び／又はセンサ５１８を通過する燃料の量（例えば、供給される燃料のタイプが知られている場合）を求めることができる。ＣＰＵ５３０は、次に、燃料電池システム５０２の既知の又は検知した動作パラメータ（例えば、動作温度、蒸気対炭素比、燃料対空気比、燃料利用率、二酸化炭素分離器の効率及び／又は処理能力など）に基づいて、燃料電池システム５０２からＣＯ２処理装置５２０に供給され得る二酸化炭素の量及び／又は流量を計算することができる。従って、システム６００は、下流のＣＯ２の流れを決定するために上流の燃料測定を利用することができる。
この実施形態の利点は、Ｈ２ＯとＣＯ２の両方を含む湿った排気流である排気流のＣＯ２含有量の付加的な下流測定を回避できることである。そのような湿った排気流のＣＯ２含有量の測定を回避することは有益であり得る。何故なら、湿ったガス流を測定することができる流量測定装置は故障する可能性があり、上述の二酸化炭素の閾値量がＣＯ２処理装置５２０に供給される場合に、燃料電池システム５０２に下流の背圧を与える可能性があり、これが急速なシステム劣化又は故障をもたらす恐れがあるからである。
図５及び図６の実施形態では、システム５００，６００は、燃料電池システム５０２から排出される排気を受け入れるように構成されたリザーバ５１０、及び、リザーバ５１０から排出される排気を圧縮するように構成された圧縮機５２０を含み、その結果、リザーバ５１０は、燃料電池システム５０２に加えられる排気背圧の量を低減するように構成されている。
図５の実施形態のシステム５００では、リザーバ５１０は、リザーバ内の排気背圧がプリセットレベルを超えるのを防ぐように構成された逃し弁５１４を備える。プリセットレベルは、燃料電池システム５０２に損傷を与えるだろう圧力の量よりも小さい。一実施形態では、リザーバ５１０は、燃料電池システム５０２に加えられる排気背圧の量を減らすように構成された内部バッフルを備える。別の実施形態では、排気処理システム５５０は、リザーバ５１０内の排気の温度を下げるように構成された冷却システムをさらに備える。
図６の実施形態のシステム６００では、排気処理システム５６０は、燃料電池システムに供給される燃料の特性を測定するように構成されたセンサ５１８と、燃料電池システム５０２から排出される排気中のＣＯ２の量を、センサによる測定に基づいて決定するように構成された中央処理ユニット５３０とを備える。
燃料電池システム５０２は、電力を生成するように構成された固体酸化物形燃料電池スタックと、燃料電池システムから排出された排気中に含まれるＣＯ２を分離するように構成された、図１Ａ～図４のいずれかに関して説明した二酸化炭素分離装置とを備えることができる。
＜固体ＣａＣＯ３へのＣＯ２の変換＞
図７は、本開示の様々な実施形態による、ＣＯ２固定プロセスの概略図である。いくつかの実施形態では、固定プロセスは、図５及び図６のＣＯ２処理装置５２０によって実行され得る。この実施形態では、ＣＯ２処理装置５２０は、化学反応容器（例えば、反応タンクなど）を含む。この実施形態の排気処理システム５５０，５６０は、ＣＯ２を固体炭酸カルシウムに化学的に変換するように構成されたＣＯ２処理装置５２０を含む。
図７を参照すると、燃料電池システム５０２から排出されるＣＯ２及び固体ＣａＯが、ＣＯ２処理装置５２０に配置されるＮａＯＨ溶液（例えば、ＮａＯＨ（ｌ）を含む水溶液）に供給され得る。前記ＣＯ２は、ＮａＯＨ（ｌ）と反応してＮａ２ＣＯ３（ｌ）とＨ２Ｏ（すなわち水）を形成し、前記ＣａＯ（ｓ）は前記水と反応してＣａ（ＯＨ）２（ｌ）を形成することができる。次に、水溶液中のＮａ２ＣＯ３（ｌ）及びＣａ（ＯＨ）２（ｌ）が反応して、固体ＣａＣＯ３を形成（すなわち、沈殿）し、ＮａＯＨ（１）を生成し得る。次に、沈殿した炭酸カルシウムを含む懸濁液をフィルタ５２２に通して、固体炭酸カルシウムを懸濁液のＮａＯＨ（１）含有溶媒から分離し、それにより、燃料電池システムから排出される炭素を固体炭酸カルシウムとして固体の形態で固定する。次に、生成されたＮａＯＨ（１）は、固体炭酸カルシウムを分離した後、プロセスに戻して再循環され、燃料電池システム５０２から排出されるさらなる二酸化炭素ガスと反応する。
＜熱及び水の回収＞
図８は、本開示の様々な実施形態による、ＣＯ２捕捉を含む燃料電池発電システム７００における熱及び／又は水の回収を示す概略図である。図８を参照すると、ＣＯ２及び／又はＨ２Ｏを含み得る燃料電池システム５０２からの排気は、凝縮器７１２に供給され得る。水は、排気を冷却することによって凝縮器で排気から凝縮される。凝縮された水は、弁付き水収集導管７２４を使用して凝縮器７１２から除去することができる。二酸化炭素を含む残りの排気は、凝縮器７１２から、この実施形態では圧縮機７１４を含むＣＯ２処理装置５２０に供給される。したがって、凝縮器７１２は、圧縮機７１４に乾いたＣＯ２排気を供給するために、排気から熱を取り除くことによって排気から水を凝縮するように動作し得る。圧縮機７１４は、圧縮中の熱の放出に伴い、気相ＣＯ２から貯蔵のための液相又は固相のＣＯ２まで含むことができる。
この実施形態は、燃料電池システム５０２、凝縮器７１２、及び／又は圧縮機７１４から回収された熱を統合して、他の統合された用途に熱を供給することを含む。この実施形態は、任意選択で、液体天然ガス（ＬＮＧ）のガス化などのプロセスからの熱交換の統合を含み、これは、排気処理システム７５０においてＣＯ２の液化又は固化に伴う大量の熱を吸収することができる。
図８は、燃料電池システム５０２排気、凝縮器７１２、及び、圧縮機７１４からの熱の回収が、この実施形態ではＬＮＧ容器７０２（例えば、ＬＮＧタンク）を含む燃料源に接続された液体天然ガス（ＬＮＧ）導管７０４などの、下流の熱負荷に供給されることを示す。熱は、燃料電池システム５０２、凝縮器７１２、及び／又は圧縮機７１４によって、排気処理システム７５０の任意の適切な熱交換器７１８を介して供給され得る。熱交換器７１８は、プレート及び／又はフィンタイプの熱交換器であってよく、この中で、燃料電池システム５０２、凝縮器７１２、及び／又は圧縮機７１４からの熱によって加熱された高温の空気が、弁が開かれた後にＬＮＧ容器７０２から弁付きＬＮＧ導管７０４へと排出されるＬＮＧを加熱するために使用される。あるいは、熱交換器７１８は、ＬＮＧ導管７０４と燃料電池システム５０２、凝縮器７１２、及び／又は圧縮機７１４との間を循環する水又は他の熱伝達液体などの熱交換媒体を含み得る。熱交換は、ＬＮＧ導管７０４内でのＬＮＧ膨張及び気相天然ガスへの変換（熱を必要とする）と、構成要素５０２、７１２、及び７１４から回収された熱との間で起こり得る。任意選択で、ヒートポンプを使用して、下流での使用に供給される熱の質を高めることができる。
いくつかの実施形態では、有用な水は、燃料電池システムの排気から回収され得る。例えば、凝縮器７１２に集められた水が、導管７２４を介して水処理装置７３０に供給され得る。水処理装置７３０は、ｐＨ中和剤を使用して及び／又は加熱して水を低温殺菌することにより、受け入れた水のｐＨを中和する、及び／又は、受け入れた水を精製するように構成された化学プロセス容器（例えば、加熱又は非加熱タンク）であってよい。水処理装置７３０から排出される中和された及び／又は低温殺菌された水は、飲料水、農業水利、熱交換器７１８の熱交換流体又は他の化学プロセス使用などの様々な用途に利用することができる。
＜液体天然ガス（ＬＮＧ）熱交換及びＣＯ２隔離＞
他の実施形態では、生成されたＣＯ２は、後で分配するために貯蔵され得る。図９Ａは、（ＬＮＧ）燃料が枯渇したときの、船などの場所でのＣＯ２貯蔵を示す。
船上統合は、ＬＮＧがガス化されて燃料として使用され、ＣＯ２が分離されて液化され、船が港に戻るまで貯蔵される実施形態の一例を提供する。給油プロセス中、ＬＮＧが船に供給されるとき、ＣＯ２は空にされ得る。さらに、本明細書に記載の熱統合の実施形態によれば、ＬＮＧガス化の効率は、ＣＯ２の凝縮を助ける。
図９Ａは、本開示の様々な実施形態による、船Ｓ内の組み合わされたＬＮＧ燃料電池電力及び排気処理システム９００の概略図であり、図９Ｂは、システム９００の排気処理システム７５０の構成要素を示す概略図である。図９Ａ及び図９Ｂを参照すると、システム９００は、コンテナ船などの船Ｓ内に配置され得る。システム９００は、船Ｓの電気負荷９０２に電力を供給するように構成された燃料電池システム５０２と、ＬＮＧをガス化して圧縮ＣＯ２を生成するように構成され得る排気処理システム７５０とを含むことができる。図９Ａに示されるように、排気処理システム７５０は、燃料電池システム５０２の外側に配置され得る。しかしながら、他の実施形態では、排気処理システム７５０の１つ又は複数の構成要素は、燃料電池システム５０２のキャビネット内に配置され得る。
燃料電池システム９００は、図１Ａ～図４に関して上で論じたＣＯ２分離装置を含み得る。したがって、燃料電池システム９００は、Ｈ２Ｏ、ＣＯ２及び５体積％未満のＮ２、例えば１体積％未満、又は０．５体積％未満のＮ２を含む排気を排出するように構成され得る。
排気処理システム７５０は、ＬＮＧ導管７０４によってＬＮＧ容器７０２に流体接続され得る。ＬＮＧ容器７０２は、約－１６３℃以下の温度、例えば、－１６１℃未満の天然ガスの凝縮温度で、ＬＮＧを貯蔵するように構成され得る。ＬＮＧを容器７０２から排気処理システム７５０にポンプ輸送するように構成されたポンプ又はブロワ７０３は、ＬＮＧ導管７０４上のＬＮＧ容器７０２の外側に配置され得る。
燃料電池システム５０２の排気出口は、排気吸入導管７０６によって排気処理システム７５０の入口に流体接続され得る。燃料導管５０６は、排気処理システム７５０の天然ガス（ＮＧ）出口を燃料電池システム５０２の燃料入口に流体接続することができる。燃料電池システム５０２は、船Ｓの一次及び／又は二次電気負荷などの負荷９０２に電気的に接続され得る。
排気処理システム７５０は、凝縮器７１２、圧縮機７１４、１つ又は複数の熱交換器７１６，７１８、及び、二酸化炭素貯蔵タンク７２０などの貯蔵容器を含み得、これらは処理導管７２２によって連続的に流体接続され得る。任意選択の第１の熱交換器７１６、凝縮器７１２及び／又は圧縮機７１４は、集水導管７２４に流体接続され得る。
任意選択の第１の熱交換器７１６は、燃料電池システムの排気の温度を下げるように構成することができる。例えば、いくつかの実施形態では、第１の熱交換器７１６は、空気を使用してシステム排気を冷却することができる。他の実施形態では、第１の熱交換器７１６は、ＮＧを利用してシステム排気を冷却すると同時に、導管５０６を介して燃料電池システム５０２に供給されるＮＧを加熱することができる。例えば、第１の熱交換器７１６は、システム排気中のＣＯ２のその後の圧縮を容易にするために、システム排気を約２００℃から約２５℃の範囲の温度に冷却するように構成することができる。システム排気中に存在する水の凍結を防ぐために、システム排気を０℃超えに維持することができる。
第１の熱交換器７１６はまた、燃料電池システム５０２の効率を改善するために、それに供給されるＮＧの温度を上昇させることができる。例えば、第１の熱交換器７１６は、このＮＧを約１００℃から約３００℃の範囲の温度に加熱することができる。システム排気の温度が第１の熱交換器７１６において１００℃を下回る場合、第１の水流を第１の熱交換器７１６から除去することができる。
凝縮器７１２は、第１の熱交換器から供給されるシステム排気を１００℃未満に冷却して、システム排気から水を凝縮するように構成することができる。次に、主に二酸化炭素を含むシステム排気は、凝縮器から圧縮機７１４に供給される。凝縮器７１２の底部からは第２の水流が排出される。
圧縮機７１４は、凝縮器７１２から供給されるシステム排気を圧縮して、それにより第３の水流を生成するように構成され得る。次に、主に二酸化炭素を含む圧縮された排気を第２の熱交換器７１８に供給して、導管７０４に供給されたＬＮＧと熱を交換し、ＬＮＧをＮＧに変換することができる。
第１の熱交換器７１６、凝縮器７１２及び／又は圧縮機７１４によって抽出された水は、収集導管７２４によって収集され得る。収集された水は、中和及び／又は精製のために任意選択の水処理装置７３０に供給され得る。
第２の熱交換器７１８は、システム排気を、ＬＮＧ容器７０２から排出された導管７０４内のＬＮＧを用いて、液体ＣＯ２を生成するのに十分な温度まで冷却するように構成され得る。例えば、第２の熱交換器７１８は、主に二酸化炭素を含むシステム排気を、約－２０℃から約－３０℃の範囲の温度まで冷却するように構成され得る。
いくつかの実施形態では、第２の熱交換器７１８は、ＬＮＧを徐々に加熱してＬＮＧを気化させてＮＧを形成するように構成され得る。第２の熱交換器７１８はまた、ＬＮＧがＮＧに変換されるときに、ＬＮＧの漸進的な拡張を可能にし得る。図９Ｂに示されるように、ＮＧは、燃料導管７０８によって第１の熱交換器７１６に供給され得る。しかしながら、他の実施形態では、燃料導管７０８は、導管５０６を介して燃料電池システム５０２に直接ＮＧを供給することができ、第１の熱交換器７１６は省略でき、又はシステム排気を冷却するために空気を供給することができる。処理導管７２２から排出された圧縮又は液体ＣＯ２は、貯蔵タンク７２０に貯蔵することができる。
いくつかの実施形態では、排気処理システム７５０は、任意選択で気化器７３２を含み得る。例えば、システム排気によって供給される熱がＬＮＧを完全に気化させるには不十分である場合、気化器７３２が作動して、第２の流体から抽出された熱を用いてＬＮＧを気化及び膨張させ得る。例えば、気化器７３２は、システム起動時、又は燃料システム２００が低負荷条件下で作動している期間中に、選択的に作動され得る。第２の流体は、船Ｓ上の水タンクから供給される水であってもよく、又は船Ｓの外部から供給される真水又は海水であってもよく、次いで気化器内のヒーターによって加熱される。水蒸気を気化器内のＮＧに加えて、燃料電池システム５０２に供給されるＮＧを加湿することができる。
他の実施形態では、凝縮器７１２、圧縮機７１４、及び／又は第２の熱交換器７１８は、固体ＣＯ２を生成するように構成されたＣＯ２固定システムで置き換えることができる。例えば、ＣＯ２固定システムは、図７の方法を用いて、固体ＣａＣＯ３を生成するように構成され得る。
さらに他の実施形態では、システム９００は、任意選択で、図５に記載のリザーバ５１０を含むことができ、これは、燃料電池システムの排気を処理する間に発生する圧力変動を緩衝するように構成されている。いくつかの実施形態では、システム９００は、本明細書に記載されているが図９Ａ及び図９Ｂには示されていない追加の構成要素を含み得る。例えば、システムは、図５の排水弁５１２及び逃し弁５１４、及び／又は、図６のセンサ（例えば、測定弁）５０４及びＣＰＵ５３０を含むことができる。
図８，図９Ａ及び図９Ｂの実施形態のシステム７００及び９００は、燃料電池システム５０２から排出される排気から水を凝縮するように構成された凝縮器７１２と、前記排気の流れ方向に関して凝縮器７１２の下流に配置されているとともに、前記排気中のＣＯ２を圧縮するように構成された圧縮機７１４と、前記凝縮器又は前記圧縮機の少なくとも１つからの熱を使用して燃料電池システム５０２に供給される燃料を加熱するように構成された少なくとも１つの熱交換器７１６，７１８とを備える排気処理システム７５０を含む。
図９Ａ及び図９Ｂの実施形態のシステム９００では、前記少なくとも１つの熱交換器は、凝縮器７１２の上流に配置されているとともに、排気からの熱を使用して燃料を加熱するように構成された第１の熱交換器７１６と、凝縮器７１２又は圧縮機７１４の少なくとも１つからの熱を使用して燃料を加熱するように構成された第２の熱交換器７１８とを備える。一実施形態では、第２の熱交換器７１８は、排気を液体ＣＯ２に変換するように構成されている。一実施形態では、システム７００又は９００は、ＬＮＧ導管７０４を介して第２の熱交換器７１８に液体天然ガス（ＬＮＧ）の形態で燃料を供給するように構成された液体天然ガス（ＬＮＧ）容器７０２をさらに備え、前記燃料は、燃料が第１の熱交換器７１６から燃料電池システム５０２に排出されるときは、天然ガス（ＮＧ）の形態である。
一実施形態では、システム９００は、外部熱源を使用してシステム９００の起動時に水を気化させて燃料を加湿するように構成された気化器７３２をさらに備える。一実施形態では、システム７００又は９００は、凝縮器７１２から受け入れた水を中和する又は精製することの少なくとも１つを行うように構成された水処理装置７３０をさらに備える。一実施形態では、燃料電池システム５０２は、船上に配置され、船の電気負荷９０２に電気的に接続されている。
本発明の前述の説明は、例示及び説明の目的で提示された。それは、網羅的であること、又は本発明を開示された正確な形態に限定することを意図するものではなく、修正及び変形は、上記の教示に照らして可能であるか、又は本発明の実施から取得することができる。上記説明は、本発明の原理及びその実際の適用を説明するために選択された。本発明の範囲は、本明細書に添付された特許請求の範囲及びそれらの等価物によって明記されるものとする。

Claims (20)

  1. 燃料電池システムであって、電力を生成するとともに、前記燃料電池システムから排出される排気中に含まれるＣＯ２を分離するように構成された前記燃料電池システムと、
    排気処理システムであって、前記燃料電池システムから排出される前記排気から分離されたＣＯ２を隔離することと高密度化することとのうちの少なくとも１つを行うように構成された前記排気処理システムと
    を備える、統合された発電及び排気処理システム。
  2. 前記排気処理システムは、
    前記燃料電池システムから排出される排気を受け入れるように構成されたリザーバと、
    前記リザーバから排出される排気を圧縮するように構成された圧縮機と
    を備え、
    前記リザーバは、前記燃料電池システムに加えられる排気背圧の量を減らすように構成された、請求項１に記載のシステム。
  3. 前記リザーバは、前記リザーバ内の前記排気背圧がプリセットレベルを超えるのを防ぐように構成された逃し弁を備える、請求項２に記載のシステム。
  4. 前記プリセットレベルは、前記燃料電池システムに損傷を与えるであろう圧力の量より小さい、請求項３に記載のシステム。
  5. 前記リザーバは、前記燃料電池システムに加えられる前記排気背圧の量を減らすように構成された内部バッフルを備える、請求項２に記載のシステム。
  6. 前記排気処理システムは、前記リザーバ内の前記排気の温度を低下させるように構成された冷却システムをさらに備える、請求項２に記載のシステム。
  7. 前記排気処理システムは、
    前記燃料電池システムに供給される燃料の特性を測定するように構成されたセンサと、
    前記燃料電池システムから排出される前記排気中のＣＯ２の量を、前記センサによる測定に基づいて決定するように構成された中央処理ユニットと
    を備える、請求項１に記載のシステム。
  8. 前記排気処理システムは、前記ＣＯ２を固体炭酸カルシウムに化学的に変換するように構成されたＣＯ２処理装置を備える、請求項１に記載のシステム。
  9. 前記燃料電池システムは、前記電力を生成するように構成された固体酸化物形燃料電池スタックと、前記燃料電池システムから排出される前記排気中に含まれる前記ＣＯ２を分離するように構成された二酸化炭素分離装置とを備える、請求項１に記載のシステム。
  10. 前記排気処理システムは、
    前記燃料電池システムから排出される前記排気から水を凝縮するように構成された凝縮器と、
    前記排気の流れ方向に関して前記凝縮器の下流に配置されているとともに、前記排気中の前記ＣＯ２を圧縮するように構成された圧縮機と、
    前記凝縮器又は前記圧縮機の少なくとも１つからの熱を用いて、前記燃料電池システムに供給される燃料を加熱するように構成された少なくとも１つの熱交換器と
    を備える、請求項１に記載のシステム。
  11. 前記少なくとも１つの熱交換器は、
    前記凝縮器の上流に配置されているとともに、前記排気からの熱を用いて前記燃料を加熱するように構成された第１の熱交換器と、
    前記凝縮器又は前記圧縮機の少なくとも１つからの熱を用いて前記燃料を加熱するように構成された第２の熱交換器と
    を含む、請求項１０に記載のシステム。
  12. 前記第２の熱交換器は、前記排気を液体ＣＯ２に変換するように構成された、請求項１１に記載のシステム。
  13. 液体天然ガス（ＬＮＧ）の形態の前記燃料を、ＬＮＧ導管を介して前記第２の熱交換器に供給するように構成された液体天然ガス（ＬＮＧ）容器をさらに備え、
    前記燃料は、前記燃料が前記第１の熱交換器から排出される際には、天然ガス（ＮＧ）の形態である、請求項１１に記載のシステム。
  14. システム起動時、外部熱源を用いて水を気化させて前記燃料を加湿するように構成された気化器をさらに備える、請求項１３に記載のシステム。
  15. 前記凝縮器から受け入れた水を中和することと精製することとのうちの少なくとも１つを行うように構成された水処理装置をさらに備える、請求項１０に記載のシステム。
  16. 前記燃料電池システムは船上に配置されているとともに、前記船の電気負荷に電気的に接続されている、請求項１０に記載のシステム。
  17. 燃料電池システムに燃料を供給することと、
    前記燃料電池システムを作動させて、電力及び燃料排気流を生成することと、
    二酸化炭素分離装置を用いて前記燃料排気流からＣＯ２を分離して、ＣＯ２含有排気と精製された排気とを生成することと、
    前記分離されたＣＯ２含有排気を排気処理システムに供給することと、
    前記排気処理システムを用いて、前記ＣＯ２含有排気中のＣＯ２を隔離することと高密度化することとのうちの少なくとも１つを行うことと
    を含む燃料電池システムの作動方法。
  18. 前記ＣＯ２含有排気から水を凝縮することと、
    前記ＣＯ２含有排気中の前記ＣＯ２を圧縮することと、
    前記燃料電池システムに供給される燃料を、前記凝縮することと前記圧縮することとのうちの少なくとも１つで発生した熱を用いて加熱することと
    をさらに含む、請求項１７に記載の方法。
  19. 燃料電池システムが船上に配置され、前記船の電気負荷に電気的に接続され、
    前記燃料は、液体天然ガス（ＬＮＧ）容器内に貯蔵される液体天然ガス（ＬＮＧ）を含み、
    前記圧縮されたＣＯ２はＣＯ２貯蔵容器に貯蔵され、
    前記船が港に到着すると、前記ＬＮＧは前記ＬＮＧ容器に充填され、及び前記ＣＯ２は前記ＣＯ２貯蔵容器から取り除かれる、請求項１７に記載の方法。
  20. 燃料電池システムに燃料を供給することと、
    前記燃料電池システムを作動させて電力及び燃料排気流を生成することと、
    二酸化炭素分離装置を用いて前記燃料排気流からＣＯ２を分離して、ＣＯ２含有排気と精製された排気とを生成することと、
    前記分離されたＣＯ２含有排気と固体ＣａＯをＮａＯＨ含有溶液に供給して、前記ＣＯ２ガスが前記ＮａＯＨ（ｌ）と反応してＮａ２ＣＯ３（ｌ）と水を形成し、前記ＣａＯ（ｓ）が前記水と反応してＣａ（ＯＨ）２（ｌ）を形成し、前記Ｎａ２ＣＯ３（ｌ）と前記Ｃａ（ＯＨ）２（ｌ）が反応して固体ＣａＣＯ３を沈殿させてＮａＯＨ（ｌ）を生成することと、
    前記生成されたＮａＯＨ（ｌ）を再循環させてさらなるＣＯ２ガスと反応させることと
    を含む燃料電池システムの作動方法。
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