NO332984B1 - Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass - Google Patents

Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass

Info

Publication number
NO332984B1
NO332984B1 NO20093575A NO20093575A NO332984B1 NO 332984 B1 NO332984 B1 NO 332984B1 NO 20093575 A NO20093575 A NO 20093575A NO 20093575 A NO20093575 A NO 20093575A NO 332984 B1 NO332984 B1 NO 332984B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
gas
hydrogen
heat
sofc
accordance
Prior art date
Application number
NO20093575A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20093575A1 (no
Inventor
Arild Vik
Arne Raheim
Original Assignee
Zeg Power As
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 Zeg Power As filed Critical Zeg Power As
Priority to NO20093575A priority Critical patent/NO332984B1/no
Priority to PCT/NO2010/000400 priority patent/WO2011078681A1/en
Priority to CN201080061706.9A priority patent/CN102762493B/zh
Priority to AU2010335047A priority patent/AU2010335047B2/en
Priority to BR112012017720-6A priority patent/BR112012017720B1/pt
Priority to JP2012545885A priority patent/JP5792187B2/ja
Priority to EP10839840.5A priority patent/EP2516325B8/en
Priority to EA201290340A priority patent/EA025121B1/ru
Priority to ES10839840T priority patent/ES2885227T3/es
Priority to DK10839840.5T priority patent/DK2516325T3/da
Priority to US13/518,486 priority patent/US10749196B2/en
Priority to CA2784876A priority patent/CA2784876C/en
Publication of NO20093575A1 publication Critical patent/NO20093575A1/no
Priority to ZA2012/04590A priority patent/ZA201204590B/en
Publication of NO332984B1 publication Critical patent/NO332984B1/no

Links

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
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0668—Removal of carbon monoxide or carbon dioxide
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/56—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M16/00—Structural combinations of different types of electrochemical generators
    • H01M16/003—Structural combinations of different types of electrochemical generators of fuel cells with other electrochemical devices, e.g. capacitors, electrolysers
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • 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
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • 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
    • C01B2203/0211—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step
    • C01B2203/0216—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step containing a non-catalytic 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
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/0425—In-situ adsorption process 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
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/066—Integration with other chemical processes with fuel cells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0833—Heating by indirect heat exchange with hot fluids, other than combustion gases, product gases or non-combustive exothermic reaction product gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/86—Carbon dioxide sequestration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1011—Biomass
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/0916—Biomass
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/0943—Coke
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1612—CO2-separation and sequestration, i.e. long time storage
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/1646—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a fuel cell
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1656—Conversion of synthesis gas to chemicals
    • C10J2300/1665—Conversion of synthesis gas to chemicals to alcohols, e.g. methanol or ethanol
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1681—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with biological plants, e.g. involving bacteria, algae, fungi
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/10—Biofuels, e.g. bio-diesel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/141—Feedstock
    • Y02P20/145—Feedstock the feedstock being materials of biological origin
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

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

Abstract

Fremgangsmåte og anordning for bærekraftig, samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, hydrogengass og varme fra en karbonholdig gass, idet metoden omfatter. i. kontinuerlig å dele en fødegasstrøm av karbonholdig gass I en første fødegasstrøm og en andre fødegasstrøm, ii. å mate den første fødegasstrøm til en primær SOFC for å produsere elektrisitet, varme og CO2, iii. å mate den andre fødegasstrøm til et hydrogengassdannende reaktorsystem for å produsere hydrogen og CO2, iv. å varme det hydrogengassdannende reaktorsystem I det minste med varme dannet I minst én SOFC, v. eventuelt å fange CO2 gassen som dannes I den primære SOFC ved å brenne "etterbrenningsgassene" i rent oksygen og tørke eksosgassen, vi. å fange CO2 som dannes I det hydrogengassdannende reaktorsystem ved bruk av en absorbent.

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass, basert på syngass og/ eller naturgass, som i sin tur kan være utvunnet fra et antall primære energikilder.
Bakgrunn
Verdens behov for elektrisk strøm, varme og hydrogen vil innen overskuelig fremtid være basert
på gassformig, væskeformig eller fast fossilt brensel. Således vil internasjonal bekymring for global oppvarming bliøkende fokusert på fangst og lagring av karbon (CCS). Utvikling av miljøvennlige, kostnadseffektive, energieffektive teknologier, inkludert håndtering av CCS problematikken, derfor være uunngåelig.
En av de store utfordringer i denne sammenheng er utvinning og oppgradering av ekstra tung olje og bitumen. På grunn av en simultan globaløkning i behovet for fossil energi og redukson i konvensjonelle ressurser, vil oljeindustrien dreie mot ukonvensjonelle kilder. Det skal i denne sammenheng nevnes at det er mer enn 4000 milliarder fat av ekstra tung olje (EHO) og bitumen på verdensbasis. Utvinning og oppgradering av disse ressursene, for eksempel fra tjæresand, er svært energiintensive prosesser med sterk påvirkning på miljøet.
I tjæresandindustrien blir naturgass primært brukt til å generere damp (for eksempel for SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage)), elektrisk kraft og for å produsere hydrogen for oppgraderingsprosesser.
Hensyn til langtids naturgasskostnad og tilgjengelighet har motivert operatører til å vurdere gassifiseringsbasert energiproduksjon for fremtidige prosjekter. Kommersiell prosesser for oppgardering av bitumen gir biprodukter i form av petroleumskoks -asfalten med høyt svovelinnhold, som pr. i dag blir stablet for lagring. Disse mulige brensler kunne (sammen med kull og/ eller en ubehandlet andel av bitumen, om nødvendig) bli gassifisert for å produsere hydrogen, elektrisk strøm og damp og således potensielt eliminere behovet for verdifull naturgass.
Det første av slike gassifiseringsbaserte systemer er pr. i dag i et avansert stadium av konstruksjon
i ALberta, Canada. Long Lake prosjektet eiet av Opt-Nexen Canada, Inc. er et helintegrert anlegg for utvinning og oppgradering av bitumen som drives ved gassifisering av asfaltenrester (G. Ordorica-Garcia et. al, Energy Procedia 1 (2009) 3977-3984: C02Capture Retrofit Options for a Gasification-based Integrated Bitumen Extraction and Upgrading Facility). Gassifiseringsenheter
gir hydrogen som kreves for oppgradering og syngass brensel for produksjon av kraft og damp i et felles anlegg, i tilnærmet selvforsynte operasjoner hva angår energi.
Imidlertid fører bruk av naturgass og/ eller syngass til frigivelse av vesentlige mengder C02til atmosfæren, noe som bidrar til global oppvarming.
I dag er anvendelse av CCS teknologi i oljesandindustrien primært rettet mot hydrogenproduksjon og anlegg for produksjon av elektrisk kraft, ettersom de er de største punktkilder til C02. Fremtidige, integrerte gassfiseringsbaserte anlegg (produksjon av syngass, damp, elektrisk strøm og hydrogen (for oppgradering)) vil også måtte tilfredsstille CCS utfordringen. Hiv C02-fangst i slike tilfeller er basert på dagens tilgjengelige teknologier, vil det ha betydelig påvirkning på kapital- og driftskostnader, så vel som på ytelse (spesielt hvis ettermontering blir nødvendig).
En fremgangsmåte og et apparat for" Hydrogen Production From Carbonaceous Material" har blitt patentert av Lackner et al., WO 01/42132 Al. Dette apparatet utfører gassifisering av kull ved hydrogenering i en gassifiseringsreaktor. Denne prosessen blir etterfulgt av hydrogenproduksjon fra metan og vann som drives ved bruk av en kalsiumoksid karboneringsreaksjon i en karboneringsreaktor. En slik prosess blir ofte omtalt som hydrogenproduksjon ved "absorpsjonsforsterket damp-metan reformering" ("sorption enhanced steam methane reforming" (SE-SMR)). I gassifiseringstrinnet (Lackner et al.) blir kull (eller syngass) hydrogenen med hydrogen for å danne et gassformig reaksjonsprodukt som består hovedsakelig av metan. Dette gassformige produkt blir ført til karboneringsreakstoren hvor det reageres med vann og kalsiumoksid under dannelse av hydrogen og fast kalsiumkarbonat, samt at karbondioksid fjernes fra produktgasstrømmen.
Prosessen ved Lackner et al. Tilveiebringer ikke noe ekstra varme for eksempel for SAGD. Således mangler prosessen fleksibilitet som erønskelig for mange interessante applikasjoner. Videre blir all C02fra prosessystemet fanget i en SE-SMR prosess. Dette er ikke nødvendigvis kostnadseffektivt i applikasjoner hvor det er behov for store mengder av ekstern varme kombinert med de nødvendige mengder av hydrogen og elektrisitet, for eksempel i tjæresandindustrien.
PCT publikasjonen WO 2004/025767 (Vik et al.) beskriver et anlegg for produksjon av elektrisitet fra en hydrokarboninneholdende strøm. I henhold til en utførelsesform blir en SOFC benyttet for produksjon av elektrisitet. Denne prosessen innebærer reformering av brenslet for å produsere hydrogen forut for separasjon av hydrogenet fra de andre komponenter, for å bruke ren hydrogen som føde til brenselcellen. C02produsert under reformeringen kan bli fanget for etterfølgende bruk eller lagring. Prosessen ifølge Vik et al. Er rettet mot applikasjoner hvor det ikke er behov for overskuddsvarme og hvor høy effektivitet for samtidig produksjon av elektrisitet og hydrogen er det primære formål.
US patentpublikasjon nr. 2007 0099038 beskriver en metode for å konvertere et karbonholdig råmateriale, eventuelt inneholdende avfallslignende slam og lignende, til elektrisk energi uten å danne drivhusgasser. Råmaterialet blir behandlet i en damp/ C02reformer sammen med en drivhusgass slik at dette omdannes til syngass. Elektrisitet blir til slutt produsert i en brenselcelle mens hydrogen er et mulig biprodukt av prosessen.
US patentsøknad nr. 2004 0043276 angår en fremgangsmåte og et brenselcellearrangement omfattende (bruk av) en høytemperatur brenselcelle og en lavtemperatur brenselcelle. Hydrokarbon brensel blir matet til høytemperatur brenselcellen som gir hydrogen, hydrokarboner (CxHy), vann, CO og C02som avgasser. Disse blir i sin tur sendt til en molekylær sikt som separerer gassblandingen i individuelle komponenter, idet hydrogengassen deretter mates til en lavtemperatur brenselcelle som produserer vanndamp og nitrogengass.
PCT publikasjon nr. WO 02/070402 beskriver et apparat og en metode for produksjon av hydrogen. En dampreformer med et minimum av CO2er involvert. Systemet blir omtalt som et «null-utslipps hybrid kraftanlegg» i hvilket det produserte hydrogen blir brukt til å drive en høytrykks, internt forgrenet, smeltet karbonat brenselcelle. Det er videre nevnt at C02 kan bli fanget for sekvestrasjon eller ytterligere bruk.
Således er det et behov for ny teknologi, fortrinnsvis et prinsipielt skifte, fokusert på energioptimering, C02fangst og underjordisk lagring eller bruk (for eksempel EOR).
Formål
Det er således et formål ved foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte som tillater lave kostnader og energiøkonomisk, bærekraftig utvinning av og energiproduksjon fra tungolje og bitumen så vel som bærekraftig energiproduksjon fra biomasse og organisk avfall i industriell skala.
Det er et avledet formål å tilveiebringe det som ovenfor nevnes med midler som gir effektiv fangst og lagring av karbondioksid og som muliggjør en svært fleksibel produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogen. Med "fleksibel" i denne forstand menes at forholdet mellom mengdene av disse energiformer kan varieres innen vide grenser ved enkle endringer i parametrene til den innovative prosessen.
Foreliggende oppfinnelse
De ovenfor nevnte formal er oppnådd gjennom fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse som er definert ved patentkrav 1.
I henhold til et annet aspekt angår oppfinnelsen en anordning for utførelse av fremgangsmåten, som angitt i patentkrav 16.
Foretrukne utførelsesformer fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Det skal generelt bemerkes at når det refereres til "brenselcelle", en "SOFC" eller "i det minste én brenselcelle eller SOFC", kan det i industrielle tilfeller være et antall brenselceller i stabler.
Mens "naturgass" typisk refererer til en metanrik gass utvunnet fra underjordiske formasjoner, omfatter "naturgass" slik det her benyttes, en hvilken som helst metanrik gass uavhengig av gassens opprinnelige utspring.
Det skal bemerkes at betegnelsen "primær SOFC" ikke nødvendigvis innebærer at en ytterligere (sekundær) SOFC inngår i fremgangsmåten eller anordningen ifølge oppfinnelsen. Nærvær av en annen (sekundær) SOFC er et ikke-obligatorisk trekk ved oppfinnelsen.
Det skal videre bemerkes at kostnadseffektiv fangst av C02er et viktig fortrinn ved den
foreliggende teknologi og med den miljømessige situasjon i dag er det åpenbart at C02fangst blir inkludert i ethvert industrielt anlegg basert på oppfinnelsen. Siden denne miljømessige situasjon imidlertid kan endre seg over tid og siden fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er fordelaktig med eller uten C02fangst, er dette trekket likevel, med hensyn til SOFC enheten, et ikke-obligatorisk trekk.
Foreliggende oppfinnelse representer en banebrytende teknologi og vil gi et viktig bidrag til formålene angitt ovenfor.
Prinsippene av oppfinnelsen er alle basert på to sentrale "komponenter",
1. Et SOFC kombinert varme- og kraftanlegg (CHP) basert (direkte) på syngass eller naturgass. 2. En hydrogengassdannende enhet med integrert C02 fangst (fast C02 absorbent (for eksempel CaO)) basert på syngass (CO skiftreaksjon) eller på naturgass (SE-SMR reaksjon;
absorpsjonsforsterket damp-metan reformering).
Disse to komponenter tilveiebringer varme for gassifiseringsenhetene (produksjon av syngass), damp for SAGD, hydrogenproduksjonsenheten (regenerering av C02absorbent) og oppgraderingsenheten, elektrisitet for intern bruk i hele produksjonsanlegget og for salg til det lokale nettet, samt hydrogen for oppgraderingsenheten (oppgradering av bitumen fra SAGD til syn-crude eller mer raffinerte produkter).
C02kan bli fanget på to eller tre forskjellige måter; a) direkte fra SOFC stakker (ved brenning av "etterbrenningsgasser" i rent oksygen, noe som reduserer energieffektiviteten med kun 2-3 %),
b) ved å lage hydrogen av syngassen.
I det senere tilfellet blir C02fanget av en C02absorbent (for eksempel CaO) integrert i CO
skiftreaksjonen. Rent C02blir frigitt i en regenereringsreaksjon (kalsinering av CaC03til CaO og C02(for lagring eller bruk)). Hydrogenet blir i dette tilfellet delvis brukt som føde til SOFC for produksjon av varme og elektrisitet og delvis for bruk i oppgraderingsenheten.
c) C02blir fanget ved en kombinasjon av a) og b). Faktisk kan dette være den mest kostnadseffektive løsning. Forskjellige utførelsesformer av oppfinnelsen er illustrert nedenfor med henvisning til de vedlagte tegninger, hvor Figur 1 viser skjematisk prinsippene ved foreliggende oppfinnelse, okke begrenset til applikasjon, Figur 2a viser skjematisk prinsippet av foreliggende oppfinnelse idet den primære energikilde er naturgass,
Figur 2b viser en variant av prosessen vist i figur 2a,
Figur 2c viser en annen variant av prosessen vist i figur 2a,
Figur 2d viser nok en variant av prosessen vist i figur 2a,
Figur 3a viser skjematisk foreliggende oppfinnelse i en applikasjon hvor tungolje/ bitumen er den primære energikilde,
Figur 3b viser en distribuert variant av figur 3a,
Figur 4 er en skjematisk illustrasjon av foreliggende oppfinnelse hvor biomasse er den primære energikilde, Figur 5 er en skjematisk illustrasjon av foreliggende oppfinnelse i en annen applikasjon hvor biomasse er den primære energikilde. Figur la-c viser generelt prinsippene ved fleksibel produksjon av de tre energikomponenter, elektrisitet, varme og hydrogen med integrert kostnads- og energieffektiv C02fangst. Figur la viser at det karbonholdige brensel blir matet til en gassifiseringsenhet, varmet av anlegget, i hvilken råmaterialet blir konvertert til syngass. Etter å ha blitt renset i henhold til det relevante behov blir syngassen del i en første og en andre fødegasstrøm. Forholdet mellom de to bestemmes av den aktuelle applikasjon og spesielt av behovet for hydrogen internt og eksternt.
Den første fødegasstrøm blir styrt til en brenselcelle for å produsere elektrisitet og varme. En person med vanlig fagkunnskap på området vil vite at luft må mates til en av elektrodene av brenselcellen (SOFC) mens brenselet mates til den andre. C02blir også produsert i brenselcellen og fanget på en måte som beskrives mer detaljert nedenfor. Det er verdt å merke seg at i henhold til foreliggende metode reduserer C02fangste effektiviteten med 2-3 % sammenlignet med en reduksjon mellom 5 og 10 % ved mer konvensjonelle metoder. Den etterfølgende bruk eller fjerning av C02er ikke del av oppfinnelsen.
Den andre fødegasstrøm blir styrt til et hydrogengassdannende reaktorsystem, i denne utførelsesform representert ved to reaktorer i serie. I den første av de to reaktorer blir CO delen av syngassen konvertert til hydrogen gjennom en reaksjon med vann og et katalysator/ absorber system. I den viste utførelsesform er katalysator/ absorberen CaO som blir reagert til CaC03og derved absorberer enhver C02dannet ved reaksjonen. Det andre trinn er et trinn for regenerering av absorbenten som gjennom utslipp av C02blir konvertert tilbake til CaO. Det er vel unødig å si at den C02som frigis bør holdes isolert for senere bruk. Regenereringstrinnet av det hydrogengassdannende reaktorsystem blir typisk utført ved en høyere temperatur og/ eller et lavere trykk enn det hydrogengassdannende trinn.
Netto reaksjonene kan bli skrevet som:
I den hydrogenproduserende enhet blir hydrogen produsert ved en CO-skiftreaksjon i en reaktor (reaktor 1), hvor C02blir fanget av en C02absorbent (eksemplifisert ved CaO), noe som fører til nesten rent hydrogen (95% +) I ett reaksjonstrinn (for de fleste industrielle prosesser kreves ingen ytterligere oppgradering av hydrogenet). Regenerering av absorbenten foregår ved høy temperatur (T= 850-900 °C) i en regenereringsreaktor (reaktor 2) hvor rent C02blir frigitt for lagring eller bruk. Regenerert absorbent blir ført tilbake til hydrogenproduksjonsenheten. De to reaktorer (1 og 2), hydrogenproduksjonsreaktor og regenereringsreaktor, kan bestå av to fluidisert bed reaktorer hvor én reaktor er dedisert for hydrogenproduksjon (reaktor 1) mens den andre er dedisert for regenerering av C02absorbenten (reaktor 2).
Det henvises nå til figur lb. Som et alternativ kan de to reaktorer av det hydrogengassdannende reaktorsystem være anordnet i parallell (fast bed reaktorer) i stedet for to reaktorer i serie
(fluidisert bed reaktorer). Bruk av to reaktorer muliggjør kontinuerlig produksjon og betingelser i form av stasjonær tilstand i hver av reaktorene, men krever også at fast materiale transporteres frem og tilbake mellom reaktorene. Hvis reaktorer blir kjørt i parallell, blir hver av dem vekselvis benyttet i produksjonsmodus og modus for regenerering av absorbent. Temperaturen og eventuelt trykket vil måtte skiftes frem og tilbake, men behovet for sirkulering av fast materiale unngås. I henhold til figur lb er det ikke noen overføring av absorbent mellom reaktor 1 og reaktor 2. I stedet blir disse reaktorer kjørt vekslende. I en tidsperiode blir reaktor 1 benyttet for hydrogenproduksjon mens absorbent blir regenerert i reaktor 2. I en etterfølgende tidsperiode er situasjonen vice versa.
Begge trinn av den hydrogengassdannende reaktorsystem krever varme og blir varmet med varme dannet i SOFCen. Varme fra SOFCen blir også brukt til å varme gassifiseringsenheten. Skulle det oppstå et midlertidig fall i behov for hydrogen, eksternt eller internt, kan forholdet mellom første ogg andre fødegasstrøm raskt bli endret. Som en opsjon kan deler av hydrogenet også benyttes for å danne varme og elektrisitet i en (minst én) brenselcelle.
CO2fangsten fra brenselcellen er anordnet slik at den skjer ved forbrenning av den resterende fraksjon av brensel i anode-eksosgassen fra brenselcellen i rent oksygen. Således inneholder eksosgassen bare CO2og vanndamp. Sistnevnte kan fjernes ved kondensasjon eller andre tørkemåter, mens ren CO2blir igjen som eksosgass. Oksygenet kan skaffes ved bruk av en oksygenpumpe (elektrokjemisk drevet oksygentransport gjennom en membran) eller en oksygentransportmembran drevet av partialtrykkgradienten mellom lufteksos og brenseleksos.
Som vist til venstre på figur la og figur lb blir overskuddsenergi fra anlegget distribuert for eksternt forbruk. Det er også indikert at overskuddsenergi blir overført fra den hydrogengassdannende reaktor til gassifiseringsenheten. Figur lc viser en utførelsesform ganske lik figur lb, idet den eneste forskjellen er at SOFCen tilveiebringer all varme gassifiseringsenheten mens overskuddsvarme fra den hydrogengassdannende reaktor blir levert eksternt. Figur 2a viser en utførelsesform som er lik den på figur 1, men hvor den primære energikilde til anlegget er naturgass, hovedsakelig metan, og hvor gassifiseringsenheten derfor er erstattet av en reformerenhet anordnet for å konvertere metanet til syngass. Alle andre trekk ved fig. 2a er tilsvarende figur 1. Når man starter fra naturgass, oppnås en hydrogenrik gass. Varme blir tilført fra SOFCen til regenereringsreaktoren av det hydrogengassdannende reaktorsystem, til reformerenhet og til ekstern levering. Overskuddsvarme fra reformerenheten kan også bli levert eksternt. Figur 2b viser en utførelsesform av figur 2a i hvilken varmetransporten mellom de forskjellige enheter er noe forskjellig mens prinsippet for prosessen forblir den samme i den forstand at varme som kreves internt i prosessen blir generert av brenselcellen. Her blir overskuddsvarme fra det hydrogengassdannende reaktorsystem (produksjonsfaktoren av dette) tilført reformerenheten. Figur 2c viser nok en variant av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse idet naturgass er den primære energikilde. I dette tilfelle blir imidlertid naturgass matet som sådan til det hydrogengassdannende reaktorsystem mens reformerenheten er anordnet til å omdanne bare den første fødegasstrøm til syngass. Igjen blir varme fra brenselcellen brukt til å varme reformerenheten så vel som absorbent-regenereringsenheten av det hydrogengassdannende reaktorsystem. Nødvendig varme for hydrogenproduksjon kan bli tilført utelukkende fra den varme, regenererte absorbent og den eksoterme absorpsjonsreaksjon. Figur 2d viser nok en variant av fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse hvor naturgass er den primære energikilde. Her blir naturgass som sådan matet til både brenselcellen og til det hydrogengassdannende reaktorsystem. Det er dermed ingen syngass involvert i prosessen ved denne variant. Varmetransporten er generelt den samme, men i dette tilfelle er det ingen reformerenhet involvert, i det minste ikke i nærheten av anlegget. Komponentene av overskuddsenergi for ekstern bruk er vist til venstre.
Ved alle varianter vist i figurene 2a-2d kan det hydrogengassdannende reaktorsystem enten være fluidisert bed reaktorer som drives i stasjonær tilstand eller fastbed reaktorer som kjøres vekslende. I alle varianter blir CO2fra SOFCen fanget direkte fra stakkene mens CO2fra det hydrogengassdannende reaktorsystem blir fanget ved bruk av en absorbent og frigitt i rege ne re ri ngse n heten.
Mens kjernen av foreliggende oppfinnelse er presentert ovenfor, er enkelte relevante applikasjoner vist nedenfor.
Det er mange industrielle situasjoner eller integrerte industriklynger hvor det er behov for fleksible mengder av kostnads- og energieffektiv produksjon av varme, elektrisk strøm og hydrogen. En viktig utfordring i slike tilfeller er å samtidig oppnå kostnads- og energieffektiv C02fangst. Denne utfordring er møtt ved foreliggende oppfinnelse.
Petroleumsraffinerier og integrerte produksjons og oppgraderingsanlegg i tjæresandindustrien er i denne forbindelse eksempler på opplagte tilfeller. I tillegg til applikasjoner relatert til fossil energiproduksjon (og råmateriale) kan interessante applikasjoner også forekomme i forbindelse med bruk av brensel/ råmateriale av forskjellig biologisk opprinnelse.
For å illustrere dette poenget er tre forskjellige scenarier (eller eksempler) vist i de følgende, med referanse til figurene 3-5. Disse scenarier er alle basert på produksjon og bruk av fleksible mengder av elektrisitet, varme og hydrogen med integrert C02-fangst, som alle kan skreddersys for ethvert formål eller behov. Det skal imidlertid bemerkes at de foreliggende scenarier kun utgjør eksempler, idet mulighetene, kombinasjonene og fleksibiliteten som følger bruk av foreliggende oppfinnelse gir mange andre muligheter til integrerte industriklynger, eller til situasjoner hvor flere industrielle situasjoner er "knyttet" sammen, hvor avfall fra én industriell sammenheng eller applikasjon kan gi en interessant og verdifull råmateriale for en annen.
Figur 3a viser et mer komplett applikasjonssystem, skjønt svært skjematisk, hvor det startes fra tungolje/ bitumen eller tjæresand (heretter for enkelhets skyld: bitumen) som den primære energikilde. Som en person med vanlig fagkunnskap på området vil forstå, er det utfordringer involvert i å bringe bitumenet til overflaten, og varme - fortrinnsvis i form av damp - kreves for å utvinne bitumenet fra nede i grunnen. En slik metode er SAGD (steam assisted gravity drainage). Utvunnet bitumen blir oppgradert i en oppgraderingsenhet og mellomproduktet, petroleumskoks, blir matet til en gassifiseringsenhet (lik den i figur 1) for å skaffe syngass. Således er det i dette tilfellet tre energikrevende trinn for å oppnå gassen som skal mates til brenselcellen. Likevel er prosessens kjerne den samme og varmen som kreves for nevnte interne trinn blir skaffet (i det miste delvis) fra brenselcellen. Hydrogenet for oppgraderingsenheten blir skaffet fra det hydrogengassdannende reaktorsystem. Dette systemet illustrerer en mer kompleks bruk, også internt, av energikomponentene som er involvert, og fremhever fordelene ved et system som er fleksibelt med hensyn til dets iboende evne til å tilpasse seg endringer i forholdet mellom energikomponentene i samsvar med den aktuelle applikasjon eller sågar med behov for endringer over tid for én og samme applikasjon. Det skal bemerkes at i henhold til denne utførelsesform/ applikasjon muliggjør foreliggende oppfinnelse bærekraftig energiproduksjon fra relativt billige råmaterialer.
Én mulig versjon av tjæresandscenariet ville være å ha distribuerte mengder av varme, elektrisitet og hydrogenproduksjon skreddersydd for bruk i brønninjeksjon (SAGD) og produksjonsklynger. Syngass for de distribuerte enheter blir tilført fra et sentralt anlegg (fig. 3A). Hydrogenproduksjonen fra de distribuerte enheter kan om nødvendig være begrenset eller liten (for eksempel 10-0 %). Hydrogenet kan bli benyttet for in situ oppgradering (som for eksempel i WO 2008/058400 Al: Catalytic down-hole upgrading of heavy oil sand bitumen), for tilføring av brensel til dedikerte SOFC stakker for produksjon av elektrisitet eller for å bli transportert i et rørsystem til oppgraderingsenheten i det sentrale anlegg.
Det skal bemerkes at i tilfellet petroleumskoks ikke blir dannet i mengder tilstrekkelig til å drive prosessen, kan det kombineres med annet karbonholdig brensel, så som kull, ubehandlet bitumen, biomasse eller sågar naturgass. Figur 3b tilsvarer figur 3a, men viser ikke hele "bildet". Det punkt som illustreres av figur 3b er at deler av anlegget (et delanlegg) kan være distribuert til lokale plasser i henhold til relevante behov mens andre deler, spesielt oppgraderingsenheten, gassifiseringsenheten og en renseenhet (ikke vist i figur 3b) kan være anordnet separat med en sentral plassering og tjene et hvilket som helst antall av distribuerte delanlegg, så som det ene vist i figur 3b. Figur 4 viser et scenario med frittstående bioenergi anlegg med integrert " bioraffinering" Figur 4 viser hvordan et kombinert anlegg for elektrisk strøm, varme og hydrogen i henhold til foreliggende oppfinnelse kan gi den nødvendige varme for ditriktsoppvarming (og for et pyrolyseanlegg om nødvendig), elektrisitet for hele bioenergi/ bioraffineringssytemet og hydrogen for oppgraderingsformål (produksjon av organiske kjemikalier og biodiesel), produksjon av biometanol og for tilførsel av hydrogen til transportsektoren. Fanget CO2kan bli benyttet ved produksjon av biometanol, slik at det tilveiebringes C02nøytralt brensel for transportsektoren, eller for annet egnet bruk.
Syngass og fast karbonbrensel er brensel for energi- og hydrogenproduksjonssystemet sammen med nødvendig biomasse. Biomasse kan også være råstoff foret pyrolyseanlegg. All bio-C02blir fanget hvilket gir dobbel "bonus" hvis den benyttes på en bærekraftig måte eller hvis den blir lagret. De enkelte prosesser som finner sted inne i boksene i de tre venstre kolonner av figur 4 er ikke forklart i detalj siden de ikke som sådan er del av foreliggende oppfinnelse. Det som er viktig i foreliggende sammenheng er hvordan fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse tillater intimt samvirke med slike prosesser gjennom tilførsel av tilpassede mengder energi som kreves i de tre former nevnt et antall ganger allerede. Fig. 5 illustrerer frittstående energi- og hydrogenproduksjon integrert i et biogass produksjonsanlegg. Figur 5 viser hvordan et kombinert anlegg for produksjon av elektrisk kraft, varme og hydrogen i henhold til foreliggende oppfinnelse kan gi den nødvendige varme for initiell oppvarming av organisk avfall / kloakkslam, for tørkeformål og annen bruk på brukerstedet, elektrisitet for den totale biogassproduksjon (inkludert nødvendig kraft for C02-fangst fra biogassen) og for salg til det lokale nettet samt hydrogen for produksjon av biometanol basert på C02fra biogassen og/ eller fra det frittstående produksjonssystem for energi og hydrogen.
Biometanet (fra biogassen) kan bli benyttet til hydrogenproduksjon. Hvis imidlertid C02blir separert fra biogassen for produksjon av metan av kjøretøykvalitet, vil dette metanet mest sannsynlig bli benyttet direkte i transportsektoren. Brensel eller syngass for energi- og hydrogenproduksjons-anlegget vil bli laget fra egnet biomasse. Igjen vil all bio-C02som blir fanget gi dobbel "bonus" hvis benyttet eller lagret. Og igjen vil de enkelte prosesser til venstre på tegningen ikke bli forklart i detalj her, siden de som sådan ikke er del av foreliggende oppfinnelse. Den interessante del av foreliggende sammenheng er muligheten som fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse har til å tilpasse seg slike komplekse systemer av energikrevende prosessenheter, ved å tilveiebringe bærekraftig levering av energi i formene som kreves av hver enkelt prosess.
Et totalt produksjonsanlegg for gassifiseringsbasert, integrert bitumenutvinning og oppgradering basert på foreliggende oppfinnelse, kan således oppnå optimal kombinasjon av de nødvendige mengder av varme, elektrisitet og hydrogen, skreddersydd for ethvert tungolje-/ bitumenprosjekt. Totalprosessen er i tillegg selvforsynt med energi basert på syngass fra gassifisert petroleumskoks/ oppgraderingsrest (eller ubehandlet bitumen) med energieffektiv integrert C02-fangst.
Det skal i tilegg bemerkes at fleksibiliteten eller tilpassbarheten av totalsystemet også gjelder anvendelser hvor kull, biomasse og organisk avfall, eller ethvert annet karboninneholdende materiale for formålet, utgjør den primære energikilde.
Ved enkelte foretrukne utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse er den karbonholdige gass syngass. I andre foretrukne utførelsesformer er den karbonholdige gass naturgass eller andre metan rike gasser.
Syngassen og/ eller naturgass kan bli avledet fra enhver kilde, men det er foretrukket at den i det minste delvis er hentet fra utvinning av og oppgradering av tungolje, bitumen eller andre karboninneholdende brensler, hvorved varmebehovet for oppgraderingen i det minste delvis tilveiebringes fra minst én SOFC. Oppgraderingen innebærer typisk gassifisering.
Avhengig av type av absorber benyttet i det hydrogengassdannende reaktorsystem, blir vann vanligvis matet til reaktorsystemet sammen med fødegassen, men de to trenger ikke bli kombinert eller blandet forut for å bli tilført reaktorsystemet.
Varmen som kreves for regenereringsreaktoren av det hydrogengassdannende reaktorsystem blir typisk, i det minste delvis, tilveiebrakt fra minst én SOFC.
I enkelte utførelsesformer blir syngassen i det minste delvis avledet fra biomasse eller den kan bli produsert ved reformering av naturgass.
I enkelte utførelsesformer er den karbonholdige gass rik på metan ("naturgass") som utvinnes fra en eller flere kilder til biomasse og organisk avfall. Fraksjonen av naturgass som blir matet til den primære SOFC, kan i noen utførelsesformer først bli reformert til syngass.
For å skaffe ønsket fleksibilitet til prosessen blir forholdet mellom første fødegasstrøm og andre fødegasstrøm bestemt i samsvar med behovet for hydrogen i den aktuelle applikasjon.
Det hydrogengassdannende reaktorsystem er valgt blant: a) et reaktorsystem som omfatter to reaktorer i parallell som hver opereres skiftende mellom produksjonsmodus hhv. absorbent-regnereringsmodus og b) et reaktorsystem omfattende to reaktorer i serie idet den første reaktor kontinuerlig opereres i produksjonsmodus og den andre kontinuerlig opereres i absorbent-regenereringsmodus.
Temperaturen i produksjonsmodus for det hydrogengassdannende reaktorsystem opprettholdes typisk mellom 500 og 650 °C. Temperaturen i absorbent-regeneringsmodus opprettholdes typisk mellom 800 og 950 °C. Trykket i absorbent-regnereringsmodus blir opprettholdt ved et lavere nivå enn trykket i produksjonsmodus.
I en foretrukket versjon av foreliggende oppfinnelse blir den nødvendige varme, elektriske strøm og hydrogen levert av et "Kombinert Varme og Kraft" (CHP) SOFC anlegg, fyrt direkte med syngass, kombinert med en separat hydrogenproduksjonsenhet. Basert på syngass som føde. I hydrogenproduksjonsenheten blir C02fanget av en C02absorber (for eksempel CaO) mens C02fra CHP-SOFC anlegget blir fanget ved en kostnadseffektiv etterbrenningsmetode. (En eventuell versjon består i å forsyne eller mate en avsatt del av SOFC stakken med hydrogen).
Kvantitative eksempler
Den følgende tabell illustrer fleksibiliteten av foreliggende metode, ved å vise
Beregningene er basert på syngass produsert ved å reagere karbon med vann:
C+H20=>CO+H2
Elektrisitetsproduksjonen er gitt ved:
Elektrisitetsproduksjon = 4<*>F<*>Cellespenning<*>Brenselutnyttelse i brenselcelle<*>(1-Splitt) hvor F= Faradays konstant,
og Splitt = Fraksjon til H2-gassdannende reaktor
Hydrogenproduksjonen er gitt ved:
Hydrogenproduksjon = Splitt<*>2<*>dH_H2
hvor dH_H2 = varmeverdi av H2.
Netto varmeproduksjon er gitt ved:
Varme = dH_C - Elektrisitetsproduksjon - hydrogenproduksjon
hvor dH_C er varmeverdien av karbon.
Eksemplene ovenfor illustrerer fleksibiliteten til anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse uten å teste dens grenser. Det vil si at en variasjon i varmeproduksjon (relativt) fra 0 til 63 % av den totale energiproduksjon er vist, en variasjon av den relative H2produksjon spenner fra 13 til 89 %, mens energi i form av elektrisitet er illustrert i relative mengder mellom 8 og 67 %. Fremgangsmåten vist tilveiebringer en bærekraftig og unikt fleksibel produksjon av energi fra et antall kilder som menneskeheten vil være avhengig av i overskuelig fremtid, av hvilke evnen til å fange og kontrollere alle C02produsert er ett essensielt - men ikke avgjørende - aspekt.

Claims (16)

  1. Fremgangsmåte for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, hydrogengass og varme fra en karbonholdig kilde,karakterisert vedå omfatte I. kontinuerlig å dele en fødestrøm av karbonholdig gass i en første fødegasstrøm og en andre fødegasstrøm, II. å mate den første fødegasstrøm til en primær SOFC for å produsere elektrisitet og varme og C02, III. å mate den andre fødegasstrøm til et hydrogengassdannende reaktorsystem for å danne hydrogengass og C02, IV. eventuelt å mate minst en del av hydrogengassen som dannes til en sekundær SOFC for å danne elektrisitet og varme for derved å redusere netto mengde hydrogengass som dannes, V. å tilføre varme til det hydrogengassdannende reaktorsystem i det minste delvis med varme dannet i minst én SOFC, VI. eventuelt å fange CO2dannet i den primære SOFC ved å brenne "etterbrenningsgasser" i ren oksygen samt å tørke eksosgassen, VII. å fange CO2dannet i det hydrogengassdannende reaktorsystem ved bruk av en absorbent.
  2. 2. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den karbonholdige gass er syngass.
  3. 3. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat syngassen i det minste delvis er avledet fra utvinning av og oppgradering av tungolje, bitumen eller andre karbonholdige brensler, idet varmebehovet ved oppgraderingen i det minste delvis blir tilveiebrakt fra minst én SOFC.
  4. 4. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 3,karakterisert vedat restproduktene fra oppgraderingen blir gjort til gjenstand for gassifisering.
  5. 5. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 3,karakterisert vedat vann mates til den hydrogengassdannende reaktor sammen med den andre fødegasstrøm.
  6. 6. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 2,karakterisert vedat syngassen i det minste delvis er avledet fra biomasse.
  7. 7. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 2,karakterisert vedat syngassen blir produsert ved reformering av naturgass, idet varmen for reformeringen i det minste delvis tilveiebringes fra minst én SOFC.
  8. 8. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den karbonholdige gass er en gass rik på metan og fortrinnsvis er naturgass.
  9. 9. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 7 eller 8,karakterisert vedat gassen er avledet fra minst én av kildene biomasse og organisk avfall.
  10. 10. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 7,karakterisert vedat fraksjonen av naturgass som mates til den primære SOFC først blir reformert til syngass, idet varmen som kreves for reformeringen i det minste delvis blir tilveiebrakt fra minst én SOFC.
  11. 11. Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående patentkrav,karakterisert vedat forholdet mellom den første fødegasstrøm og den andre fødegasstrøm velges i henhold til behovet for hydrogen i den aktuelle applikasjon.
  12. 12. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat hydrogen som dannes i det hydrogendannende reaktorsystem velges blant a) et reaktorsystem omfattende to reaktorer i parallell hvor hver reaktor kjøres vekslende mellom produksjonsmodus og absorbentregenererende modus, og b) et reaktorsystem omfattende to reaktorer i serie, idet den første reaktor kontinuerlig kjøres i produksjonsmodus og den andre reaktor kontinuerlig kjøres i absorbentregenererende modus.
  13. 13. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 12,karakterisert vedat temperaturen i produksjonsmodus opprettholdes mellom 500 og 650 °C.
  14. 14. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 12,karakterisert vedat temperaturen i absorbentregenererende modus opprettholdes mellom 800 og 950 °C.
  15. 15. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 12,karakterisert vedat trykket i absorbentregenererende modus opprettholdes ved et lavere trykk enn trykket i produksjonsmodus.
  16. 16. Anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, hydrogengass og varme fra en karbonholdig gass,karakterisert vedå omfatte
    midler for å tilføre en karbonholdig gass, midler for å dele en karbonholdig gass i to fraksjoner i variable relative mengder, en SOFC anordnet til å motta en gass valgt blant syngass og naturgass for å produsere
    elektrisitet, varme og CO2, midler for umiddelbart å fange CO2dannet i SOFCen. et hydrogengassdannende reaktorsystem anordnet i parallell med SOFCen, midler for å distribuere varme dannet av SOFCen internt og eksternt, midler for å distribuere produsert hydrogen, -midler for å håndtere fanget CO2, eventuelt nok en SOFC anordnet til å motta hydrogen for å produsere elektrisitet og varme.
NO20093575A 2009-12-22 2009-12-22 Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass NO332984B1 (no)

Priority Applications (13)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20093575A NO332984B1 (no) 2009-12-22 2009-12-22 Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass
EA201290340A EA025121B1 (ru) 2009-12-22 2010-11-03 Способ и устройство для одновременного получения энергии в формах электричества, тепла и газообразного водорода
ES10839840T ES2885227T3 (es) 2009-12-22 2010-11-03 Método y dispositivo para la producción simultánea de energía en las formas de electricidad, calor y gas hidrógeno
AU2010335047A AU2010335047B2 (en) 2009-12-22 2010-11-03 Method and device for simultaneous production of energy in the forms electricity, heat and hydrogen gas
BR112012017720-6A BR112012017720B1 (pt) 2009-12-22 2010-11-03 Método e dispositivo para produção simultânea de energia nas formasde eletricidade, calor e gás de hidrogênio
JP2012545885A JP5792187B2 (ja) 2009-12-22 2010-11-03 電気、熱、及び水素ガスの形態でのエネルギーの同時生成のための方法及び装置
EP10839840.5A EP2516325B8 (en) 2009-12-22 2010-11-03 Method and device for simultaneous production of energy in the forms electricity, heat and hydrogen gas
PCT/NO2010/000400 WO2011078681A1 (en) 2009-12-22 2010-11-03 Method and device for simultaneous production of energy in the forms electricity, heat and hydrogen gas
CN201080061706.9A CN102762493B (zh) 2009-12-22 2010-11-03 同时生产电能、热能形式的能量和氢气的方法和设备
DK10839840.5T DK2516325T3 (da) 2009-12-22 2010-11-03 Fremgangsmåde og anordning til samtidig fremstilling af energi i form af elektricitet, varme og hydrogengas
US13/518,486 US10749196B2 (en) 2009-12-22 2010-11-03 Method and device for simultaneous production of energy in the forms electricity, heat and hydrogen gas
CA2784876A CA2784876C (en) 2009-12-22 2010-11-03 Method and device for simultaneous production of energy in the forms electricity, heat and hydrogen gas
ZA2012/04590A ZA201204590B (en) 2009-12-22 2012-06-20 Method and device for simultaneous production of energy in the forms electricity, heat and hydrogen gas

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20093575A NO332984B1 (no) 2009-12-22 2009-12-22 Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20093575A1 NO20093575A1 (no) 2011-06-23
NO332984B1 true NO332984B1 (no) 2013-02-11

Family

ID=44195972

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20093575A NO332984B1 (no) 2009-12-22 2009-12-22 Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass

Country Status (13)

Country Link
US (1) US10749196B2 (no)
EP (1) EP2516325B8 (no)
JP (1) JP5792187B2 (no)
CN (1) CN102762493B (no)
AU (1) AU2010335047B2 (no)
BR (1) BR112012017720B1 (no)
CA (1) CA2784876C (no)
DK (1) DK2516325T3 (no)
EA (1) EA025121B1 (no)
ES (1) ES2885227T3 (no)
NO (1) NO332984B1 (no)
WO (1) WO2011078681A1 (no)
ZA (1) ZA201204590B (no)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO343140B1 (no) 2013-06-14 2018-11-19 Zeg Power As Fremgangsmåte for bærekraftig energiproduksjon i et kraftverk som omfatter en fastoksid brenselcelle
NO345296B1 (en) 2016-07-14 2020-11-30 Zeg Power As Method and power plant comprising a Solid Oxide Fuel Cell (SOFC) for production of electrical energy and H2 gas
CN108865276A (zh) * 2018-06-27 2018-11-23 华电电力科学研究院有限公司 一种结合生物质利用的多能互补综合供能***及供能方法
WO2020254121A1 (en) * 2019-06-18 2020-12-24 Haldor Topsøe A/S Biogas upgrading to methanol
NO345216B1 (en) 2019-08-28 2020-11-09 Zeg Power As Hydrogen-fuelled gas turbine power system and method for its operation
WO2021096956A1 (en) * 2019-11-11 2021-05-20 Takachar Limited System and method for the control of biomass conversion systems
CN112259758B (zh) * 2020-09-18 2022-10-04 武汉船用电力推进装置研究所（中国船舶重工集团公司第七一二研究所） 一种零排放船用冷热电联供机组及其使用方法
US20220252341A1 (en) * 2021-02-05 2022-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Method and system for decarbonized lng production
US11805706B2 (en) 2021-03-04 2023-10-31 Tdk Corporation Magnetoresistance effect element and magnetic memory
WO2022217365A1 (en) 2021-04-15 2022-10-20 Iogen Corporation Process and system for producing low carbon intensity renewable hydrogen
CA3214954A1 (en) 2021-04-22 2022-10-27 Patrick J. Foody Process and system for producing fuel
CN114032570B (zh) * 2021-12-01 2022-10-28 浙江大学 碳辅助固体氧化物电解池
WO2023097403A1 (en) * 2021-12-03 2023-06-08 Iogen Corporation Hybrid-electric process and/or system for producing hydrogen
WO2023097404A1 (en) * 2021-12-03 2023-06-08 Iogen Corporation Biomethane and/or hydrogen produced from biomass having reduced lifecycle greenhouse gas emissions
US20230313698A1 (en) * 2022-03-31 2023-10-05 Leon Ciccarello Apparatus and method for a combined heat and power facility
US11807530B2 (en) 2022-04-11 2023-11-07 Iogen Corporation Method for making low carbon intensity hydrogen

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002070402A2 (en) * 2001-03-05 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Apparatus and process for the production of hydrogen
US20040043276A1 (en) * 2001-10-11 2004-03-04 Claus Hoffjann Fuel cell system and method with increased efficiency and reduced exhaust emissions
US20070099038A1 (en) * 2002-06-27 2007-05-03 Galloway Terry R Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3000118B2 (ja) * 1992-08-04 2000-01-17 運輸省船舶技術研究所長 固体酸化物燃料電池を用い電力発生と同時に二酸化炭素を分離回収する方法
EP1024111A1 (en) * 1999-01-19 2000-08-02 Chinese Petroleum Corporation Process and apparatus for producing high purity hydrogen
US6790430B1 (en) * 1999-12-09 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Hydrogen production from carbonaceous material
US6821501B2 (en) 2001-03-05 2004-11-23 Shell Oil Company Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system
JP2002334714A (ja) * 2001-05-09 2002-11-22 Tokyo Gas Co Ltd 燃料電池を組み込んだ水素製造システム
DE10216361B4 (de) * 2001-10-11 2004-08-05 Airbus Deutschland Gmbh Verfahren zur Effizienzsteigerung und Verminderung von Abgasen bei Brennstoffzellensystemen
US7550218B2 (en) 2001-10-11 2009-06-23 Airbus Deutschland Gmbh Apparatus for producing water onboard of a craft driven by a power plant
AUPS193402A0 (en) * 2002-04-23 2002-05-30 Ceramic Fuel Cells Limited Method of operating a fuel cell
GB0221304D0 (en) 2002-09-13 2002-10-23 Prototech As Co-production of hydrogen
JP3924243B2 (ja) * 2002-12-18 2007-06-06 三菱重工業株式会社 燃料電池複合発電システム
SG173220A1 (en) * 2003-02-24 2011-08-29 Texaco Development Corp Diesel steam reforming with co2 fixing
US6942719B2 (en) * 2003-06-30 2005-09-13 The Boeing Company Methods and systems for pressure swing regeneration for hydrogen generation
US20050003247A1 (en) * 2003-07-01 2005-01-06 Ai-Quoc Pham Co-production of hydrogen and electricity using pyrolysis and fuel cells
JP4476581B2 (ja) * 2003-08-07 2010-06-09 日本電信電話株式会社 燃料電池発電システムとその燃料電池発電システムの制御法とその制御法を実現する制御プログラムとその制御プログラムを記録した記録媒体
JP4753168B2 (ja) * 2003-11-17 2011-08-24 猛央 山口 炭化水素改質水素製造システム
US20050123810A1 (en) * 2003-12-09 2005-06-09 Chellappa Balan System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
JP4620399B2 (ja) * 2004-03-19 2011-01-26 日本電信電話株式会社 燃料電池発電システムの制御方法
US20050229489A1 (en) * 2004-04-19 2005-10-20 Texaco Inc. Apparatus and method for hydrogen generation
JP2005317347A (ja) * 2004-04-28 2005-11-10 Sharp Corp 燃料電池システム
US8231068B2 (en) * 2004-06-16 2012-07-31 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Dry, low nitrous oxide calciner injector
US20080057359A1 (en) * 2006-09-06 2008-03-06 Bloom Energy Corporation Flexible fuel cell system configuration to handle multiple fuels
JP2008108619A (ja) * 2006-10-26 2008-05-08 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 燃料電池発電システムとその二酸化炭素回収方法
US20100212893A1 (en) 2006-11-14 2010-08-26 Behdad Moini Araghi Catalytic down-hole upgrading of heavy oil and oil sand bitumens
JP4914273B2 (ja) * 2007-04-02 2012-04-11 日本電信電話株式会社 水素製造方法および水素製造システム
CA2708438A1 (en) * 2007-12-17 2009-06-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Fuel cell-based process for generating electrical power
US8349504B1 (en) * 2009-03-24 2013-01-08 Michael John Radovich Electricity, heat and fuel generation system using fuel cell, bioreactor and twin-fluid bed steam gasifier
JP2010254485A (ja) * 2009-04-21 2010-11-11 Kurimoto Ltd 電動車椅子、電動カートの水素ボンベへの水素製造充填装置
EP2475613B1 (en) * 2009-09-08 2017-05-03 The Ohio State University Research Foundation Integration of reforming/water splitting and electrochemical systems for power generation with integrated carbon capture

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002070402A2 (en) * 2001-03-05 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Apparatus and process for the production of hydrogen
US20040043276A1 (en) * 2001-10-11 2004-03-04 Claus Hoffjann Fuel cell system and method with increased efficiency and reduced exhaust emissions
US20070099038A1 (en) * 2002-06-27 2007-05-03 Galloway Terry R Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions

Also Published As

Publication number Publication date
CA2784876A1 (en) 2011-06-30
ES2885227T3 (es) 2021-12-13
JP5792187B2 (ja) 2015-10-07
CN102762493A (zh) 2012-10-31
AU2010335047A1 (en) 2012-07-12
EP2516325B1 (en) 2021-07-07
CA2784876C (en) 2017-05-23
NO20093575A1 (no) 2011-06-23
EA025121B1 (ru) 2016-11-30
EP2516325A4 (en) 2016-12-14
WO2011078681A1 (en) 2011-06-30
ZA201204590B (en) 2013-02-27
EP2516325A1 (en) 2012-10-31
US20120270119A1 (en) 2012-10-25
BR112012017720B1 (pt) 2021-02-23
BR112012017720A2 (pt) 2020-08-18
AU2010335047B2 (en) 2013-09-26
DK2516325T3 (da) 2021-09-13
CN102762493B (zh) 2017-02-08
JP2013515344A (ja) 2013-05-02
US10749196B2 (en) 2020-08-18
EA201290340A1 (ru) 2013-06-28
EP2516325B8 (en) 2021-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO332984B1 (no) Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass
US11760630B2 (en) Process and system for producing low carbon intensity renewable hydrogen
EP3268308A1 (en) Method and system for the manufacture of methane as well as heat and electricity by hydrogasification of biomass
WO2015055349A1 (en) Integrated process/plant for storage of co2 by conversion to synthetic natural gas
NO330123B1 (no) Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand
US11946001B2 (en) Process and system for producing fuel
WO2022229838A1 (en) Process for producing hydrogen from a hydrocarbon feedstock
Moioli et al. Negative CO2 emissions from flexible biofuel synthesis: Concepts, potentials, technologies
Budzianowski Low-carbon power generation cycles: the feasibility of CO2 capture and opportunities for integration
Zhang et al. Autothermal operation strategies of chemical looping processes for hydrogen generation: process simulation, parametric studies, and exergy analysis
EP3604733A1 (en) Method and system for removing carbon dioxide
WO2023097403A1 (en) Hybrid-electric process and/or system for producing hydrogen
CN109831927B (zh) 用于发电和生产h2气的包括固体氧化物燃料电池(sofc)的方法和发电装置
Recalde et al. Gasifier, solid oxide fuel cell integrated systems for energy production from wet biomass
WO2023097404A1 (en) Biomethane and/or hydrogen produced from biomass having reduced lifecycle greenhouse gas emissions
JP2011020863A (ja) 炭素循環型水素製造システム及びその利用方法
WO2022161985A1 (en) Process for producing a hydrogen-containing product gas using energy from waste
Abbess et al. The Technology of Renewable Gas

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: ZEG POWER AS, NO

CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: ZEG POWER AS, NO

CREP Change of representative

Representative=s name: ONSAGERS AS, POSTBOKS 1813, VIKA, 0123 OSLO, NORGE