[0001] Diese Erfindung wurde mit staatlicher Unterstützung unter dem Vertrag Nummer DE-FC26-05NT42 451 durchgeführt, der vom Department of Energy vergeben wurde. Der Staat hat bestimmte Rechte an dieser Erfindung.
Stand der Technik
[0002] Die Erfindung betrifft allgemein ein Polygenerations-system und insbesondere die Integration der verschiedenen Einheiten eines Polygenerationssystem, um die unerwünschten Spezies auf effektive Weise zu trennen.
[0003] Der Einfluss der Industrialisierung auf die Umwelt ist Thema vieler wissenschaftlicher Debatten gewesen und Diskussionen jüngeren Datums konzentrieren sich auf den Einfluss von Treibhausgasen auf die globale Erwärmung. Die Stromerzeugung und die chemische Grossindustrie zählen zu den Verursachern der Gesamttreibhausgasemissionen.
Dies sind punktförmige Emissionsquellen im Vergleich zur verteilten Beschaffenheit der Emissionen von anderen Quellen wie das Kraftfahrzeug. Die Eindämmung der Treibhausgasemissionen von punktförmigen Quellen wie die Stromerzeugung ist zur Reduktion der Gesamttreibhausgasemissionen wünschenswert.
[0004] Verschiedene Technologien werden entwickelt, um die Treibhausgasemissionen, vor allem Kohlendioxid von Kraftwerken sowie von der chemischen Industrie, zu senken. Das Einfangen von Kohlendioxid sowohl bei der Vorverbrennung als auch bei der Nachverbrennung ist Gegenstand intensiver Studien. Um die Stromerzeugung oder die chemische Produktion zu einem umweltfreundlichen Prozess zu machen, ist es wichtig, alle unerwünschten Spezies zu trennen, einschliesslich Kohlendioxid, das sonst an die Umwelt emittiert würde.
Die Trennung unerwünschter Spezies trägt zu den Gesamtproduktionskosten von Strom oder Chemikalien bei, weil Technologien erwünscht sind, die das Einfangen dieser unerwünschten Spezies auf effektive Weise erlauben.
Kurze Beschreibung der Erfindung
[0005] Nach einem Aspekt wird ein Polygenerationssystem bereitgestellt, umfassend einen Syngaserzeuger, um ein Syngas zu erzeugen, eine Syngas-Anreicherungseinheit, um unerwünschte Spezies vom Syngas zu trennen, um ein angereichertes Syngas zu erzeugen, und ein Syngas-Nutzungssystem, welches das angereicherte Syngas nutzt, um brauchbare Produkte und einen Strom zu erzeugen, um die Trennung unerwünschter Spezies in der Syngas-Anreicherungseinheit zu erleichtern.
In einigen Ausführungsformen umfasst das Polygenerationssystem einen Gaserzeuger, eine Partikelentfernungseinheit, eine Wassergas-Shifteinheit und eine Stromerzeugungseinheit.
[0006] In einem anderen Aspekt umfasst ein Polygenerationssystem einen Syngaserzeuger zum Erzeugen von Syngas, eine Syngas-Anreicherungseinheit, um unerwünschte Spezies vom Syngas zu trennen, um ein angereichertes Syngas zu erzeugen, und eine Stromerzeugungseinheit mit einem Gasturbinensystem, um das angereicherte Syngas zu verbrennen, und ein heisses expandiertes Gas zu erzeugen. Das heisse expandierte Gas wird verwendet, um im Dampferzeugungs-System einen ersten Dampfanteil zu erzeugen. Das Stromerzeugungssystem umfasst ein Dampfturbinensystem, das den ersten Dampfanteil aus dem Dampferzeugungssystem nutzt, um Strom und einen zweiten Dampfanteil zu erzeugen.
Der zweite Dampfanteil wird verwendet, um die Trennung der unerwünschten Spezies in der Syngas-Anreicherungseinheit zu erleichtern.
[0007] In einem weiteren Aspekt umfasst ein Polygenerations-system einen Syngaserzeuger zum Erzeugen von Syngas, eine Syngas-Anreicherungseinheit, um unerwünschte Spezies vom Syngas zu trennen, um ein angereichertes Syngas und einen diese unerwünschten Spezies enthaltenden Fluidstrom zu erzeugen. Das Polygenerationssystem umfasst eine Stromerzeugungseinheit mit einem Gasturbinensystem, um das angereicherte Syngas zu verbrennen und ein heisses expandiertes Gas zu erzeugen. Das heisse expandierte Gas wird verwendet, um einen ersten Dampfanteil im Dampferzeugungssystem zu erzeugen.
Das Stromerzeugungssystem umfasst eine Rankine-Turbine, die diesen ersten Dampfanteil und den die unerwünschten Spezies enthaltenden Fluidstrom von der Syngas-Anreicherungseinheit verwendet, um Strom und einen zweiten Dampfanteil zu erzeugen. Der zweite Dampfanteil wird verwendet, um die Trennung der unerwünschten Spezies in der Syngas-Anreicherungseinheit zu erleichtern.
[0008] In einem weiteren Aspekt umfasst das Polygenerationssystem einen Syngaserzeuger zum Erzeugen eines Syngases, eine Syngas-Anreicherungseinheit, die eine Wassergas-Shifteinheit und eine Trenneinheit umfasst. Die Wassergas-Shifteinheit empfängt das Syngas und erzeugt ein Wasserstoffangereichertes Syngas. Die unerwünschten Spezies werden vom Wasserstoffangereicherten Syngas getrennt, um ein angereichertes Syngas und einen diese unerwünschten Spezies enthaltenden Fluidstrom zu erzeugen.
Das Polygenerationssystem umfasst eine Stromerzeugungseinheit mit einem Gasturbinensystem, einem Dampferzeugungssystem und einem Rankine-Turbinensystem. Das angereicherte Syngas wird im Gasturbinensystem verbrannt, um Strom und ein heisses expandiertes Gas zu erzeugen. Das heisse expandierte Gas wird vom Dampferzeugungssystem empfangen, um einen ersten und einen zweiten Dampfanteil zu erzeugen. Der erste Dampfanteil und der diese unerwünschten Spezies enthaltende Fluidstrom werden vom Rankine-Turbinensystem empfangen, um Strom und einen dritten Dampfanteil zu erzeugen.
Der dritte Dampfanteil wird der Trenneinheit zugeführt, um die Trennung der unerwünschten Spezies zu erleichtern.
[0009] In einem weiteren Aspekt umfasst ein Polygenerationssystem eine Luftzerlegungseinheit, einen Syngaserzeuger, eine Syngas-Anreicherungseinheit, einen katalytischen Brenner und eine Stromerzeugungseinheit. In der Luftzerlegungseinheit wird ein Sauerstoffreicher Strom erzeugt, der zum Syngaserzeuger geleitet wird. Der Syngaserzeuger umfasst einen Gaserzeuger, der konfiguriert ist, um einen kohlenstoffhaltigen Brennstoff und diesen sauerstoffreichen Strom zu empfangen, um Syngas zu erzeugen. Der Syngaserzeuger umfasst zudem eine Kühleinheit, um dieses Syngas zu empfangen und ein gekühltes Syngas zu erzeugen. Die Syngas-Anreicherungseinheit umfasst eine Partikelentfernungseinheit, eine Syngas-Süssungseinheit, einen Wassergas-Shiftreaktor und eine Trenneinheit.
Das gekühlte Syngas wird von der Partikelentfernungseinheit empfangen, um ein partikelfreies Syngas zu erzeugen, das von der Syngas-Süssungseinheit empfangen wird, um ein süsses Syngas zu erzeugen. Die Wassergas-Shifteinheit ist konfiguriert, um dieses süsse Syngas und einen ersten Dampfanteil zu empfangen, um ein Wasserstoffangereichertes Syngas und einen ersten Dampfanteil zu erzeugen. Die Trenneinheit ist konfiguriert, um dieses Wasserstoffangereicherte Syngas zu empfangen, um ein angereichertes Syngas und einen diese unerwünschten Spezies enthaltenden Fluidstrom zu erzeugen. Der Fluidstrom mit diesen unerwünschten Spezies wird zum katalytischen Brenner geleitet, um einen nicht entflammbaren Strom zu erzeugen. Die Stromerzeugungseinheit umfasst ein Gasturbinensystem, ein Dampferzeugungssystem und ein Rankine-Turbinensystem.
Die Gasturbine ist konfiguriert, um das angereicherte Syngas zu empfangen, um Strom und ein heisses expandiertes Gas zu erzeugen, das vom Dampferzeugungssystem empfangen wird, um den ersten Dampfanteil und einen zweiten Dampfanteil zu erzeugen. Das Rankine-Turbinensystem empfängt diesen zweiten Dampfanteil und den nicht entflammbaren Fluidstrom, um Strom und einen dritten Dampfanteil zu erzeugen, der zur Trenneinheit geleitet wird, um die Trennung der unerwünschten Spezies zu erleichtern.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
[0010] Diese und andere Merkmale, Aspekte und Vorteile der vorliegenden Erfindung gehen aus der folgenden ausführlichen Beschreibung Bezug nehmend auf die beiliegenden Zeichnungen hervor, worin gleiche Bezugszeichen in allen Zeichnungen durchgängig gleiche Teile darstellen, wobei:
<tb>Fig. 1<sep>eine erste Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 2<sep>eine zweite Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 3<sep>eine dritte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 4<sep>eine vierte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 5<sep>eine fünfte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 6<sep>eine sechste Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 7<sep>eine siebte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 8<sep>eine achte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 9<sep>eine neunte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 10<sep>eine zehnte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 11<sep>eine elfte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 12<sep>einen beispielhaften Membranreaktor veranschaulicht;
<tb>Fig. 13<sep>eine zwölfte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 14<sep>eine dreizehnte Ausführungsform dieser Erfindung veranschaulicht;
<tb>Fig. 15<sep>eine beispielhafte Stromerzeugungseinheit veranschaulicht.
Ausführliche Beschreibung der Erfindung
[0011] Ein Polygenerationssystem 10 umfasst einen Syngaserzeuger. 4, eine Syngas-Anreicherungseinheit 8 und ein Syngas-Nutzungssystem 18, wie in Fig. 1 gezeigt. Ein kohlenstoffhaltiger Brennstoff 2 wird im Syngaserzeuger 4 in ein Syngas 6 umgewandelt, wobei dieses Syngas 6 typischerweise Wasserstoff und Kohlenmonoxid enthält. Das Syngas 6 wird in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 angereichert, um ein angereichertes Syngas 14 zu erzeugen. Das angereicherte Syngas 14 wird im Syngas-Nutzungssystem 18 genutzt, um brauchbare Produkte 22 herzustellen.
Ein Fluidstrom 16 vom Syngas-Nutzungssystem 18 wird verwendet, um die Syngasanreicherung in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 zu erleichtern, um aus dem Syngas 6 das angereicherte Syngas 14 zu erzeugen.
[0012] Der kohlenstoffhaltige Brennstoff 2 schliesst zum Beispiel Kohle, Öl, Erdgas, Biomasse, Müll oder jedes andere kohlenstoffhaltige Material ein. Der kohlenstoffhaltige Brennstoff 2 wird im Syngaserzeuger 4 durch einen konventionellen Prozess, einschliesslich, aber ohne darauf beschränkt zu sein, Gaserzeugung, partielle Oxidation, Reformieren und autothermisches Reformieren, in das Syngas 6 umgewandelt. In einer Ausführungsform umfasst der Syngaserzeuger 4 eine Reaktoreinheit und schliesst zum Beispiel einen Reformer; einen Reaktor mit partieller Oxidation (POX); einen autothermischen Reaktor und einen Gaserzeuger ein.
In einer Ausführungsform kann der Syngaserzeuger 4 ausserdem eine Einrichtung zum Kühlen des Syngases 6 umfassen. In einer anderen Ausführungsform wird im Syngaserzeuger 4 nicht umgewandelter kohlenstoffhaltiger Brennstoff zurückgeführt (in Fig. 1 nicht gezeigt), um mit dem kohlenstoffhaltigen Brennstoff 2 gemischt zu werden.
[0013] In der Syngas-Anreicherungseinheit 8 wird das Syngas 6 angereichert, um das angereicherte Syngas 14 zu erzeugen. Die Anreicherung von Syngas 6 wird typischerweise erreicht, indem die Wasserstoff- und/oder Kohlenmonoxid-konzentration im Syngas 6 erhöht wird. Das Syngas 6 kann einige unerwünschte Spezies enthalten, die in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 vom Syngas 6 getrennt werden können. In einer Ausführungsform wird die Anreicherung des Syngases 6 durch Trennung der unerwünschten Spezies erreicht.
Die unerwünschten Spezies umfassen, ohne aber darauf beschränkt zu sein, Partikel, Schwefelverbindungen, Kohlenstoffverbindungen, Chlorverbindungen, Stickstoffverbindungen, Wasser, Quecksilber und Ammoniak. Einige der unerwünschten Spezies stammen vom kohlenstoffhaltigen Brennstoff 2, während die anderen im Syngaserzeuger 4 erzeugt werden. In einer Ausführungsform ist die Syngas-Anreicherungseinheit 8 konfiguriert, um einen Abfallstrom 12 zu erzeugen, der die unerwünschten Spezies enthält.
In einer Ausführungsform erhöht die Trennung mindestens eines Teils der unerwünschten Spezies in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 die Wasserstoff- und/oder Kohlendioxidkonzentration im Syngas 6.
[0014] In einer Ausführungsform wird die Wasserstoffkonzentration im Syngas 6 durch eine Reaktion von Syngas 6 mit Wasser oder Dampf erhöht, die allgemein als Wassergas-Shiftreaktion bekannt ist. Die Wassergas-Shiftreaktion ist eine anorganische chemische Reaktion, in welcher Wasser und Kohlenmonoxid reagieren, um Kohlendioxid und Wasserstoff zu ergeben, wie dargestellt durch:
<EMI ID=2.0>
[0015] In einer Ausführungsform erhöht die Entfernung mindestens eines Teils des Wasserstoffs aus dem Syngas 6 die Kohlenmonoxidkonzentration.
In einer anderen Ausführungsform wird die Kohlenmonoxidkonzentration im Syngas 6 durch die Reaktion von Kohlendioxid mit Kohlenstoff erhöht, um Kohlenmonoxid zu formen, als umgekehrte Boudouard-Reaktion allgemein bekannt, die ausgedrückt wird durch
<EMI ID=3.0>
[0016] Das Syngas-Nutzungssystem 18 ist eine Einheit, die brauchbare Produkt 22 herstellt, einschliesslich zum Beispiel Strom und Chemikalien. Das Syngas-Nutzungssystem 18 ist konfiguriert, um das angereicherte Syngas 14 zu empfangen und den Fluidstrom 16 zu erzeugen. In einer Ausführungsform erleichtert der Fluidstrom 16 die Syngasanreicherung, indem er die Wärme bereitstellt, die zur Syngasanreicherung benötigt wird. In einer anderen Ausführungsform stellt der Fluidstrom 16 den Druck bereit, der zur Syngasanreicherung benötigt wird.
In einer weiteren Ausführungsform stellt der Fluidstrom 16 den Dampfbedarf der Syngasanreicherung bereit.
[0017] Ein Polygenerationssystem 20 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 2 gezeigt. Das beispielhafte Polygenerationssystem 20 umfasst den Syngaserzeuger 4, die Syngas-Anreicherungseinheit 8 und das Syngas-Nutzungssystem 18. In einer Ausführungsform umfasst das Syngas-Nutzungssystem 18 eine chemische Syntheseeinheit 24, die die Chemikalien erzeugt, oder eine Stromerzeugungseinheit 32, die den Strom erzeugt, oder beides.
In einer Ausführungsform, wie in Fig. 2 gezeigt, umfasst das Syngas-Nutzungssystem 18 sowohl die chemische Syntheseeinheit 24 als auch die Stromerzeugungseinheit 32.
[0018] Die chemische Syntheseeinheit 24 ist konfiguriert, um einen Teil des angereicherten Syngases 14 von der Syngas-Anreicherungseinheit 8 zu empfangen, um die Chemikalien einschliesslich Wasserstoff, Ammoniak, Dimethyläther, Methanol oder flüssige Kohlenwasserstoffe zu erzeugen. In einer Ausführungsform wendet die chemische Syntheseeinheit 24 den Fischer-Tropsch-Prozess an, um Kohlenwasserstoffe wie Benzin und Dieselkraftstoff herzustellen, ohne darauf beschränkt zu sein. Die Stromerzeugungseinheit 32 ist konfiguriert, um einen Teil des angereicherten Syngases 14 als eine Brennstoffquelle zur Stromerzeugung zu nutzen.
[0019] In einer Ausführungsform ist die Stromerzeugungseinheit 32 ein Kombikraftwerk.
Ein typisches Kombikraftwerk umfasst ein Gasturbinen-Kraftwerk, einen Wärmerückgewinnungsdampferzeuger (HRSG) und ein Dampfturbinen-Kraftwerk. Im Gasturbinen-Kraftwerk wird ein Brennstoff verbrannt, um ein unter Druck stehendes verbranntes Gas zu erzeugen, das expandiert wird, um den Strom zu erzeugen, und das heisse expandierte Gas aus der Gasturbine wird zum HRSG geleitet, der Hochdruckdampf erzeugt, der in einem Dampfturbinen-Kraftwerk expandiert wird, um zusätzlichen Strom zu erzeugen. Die Nutzung des angereicherten Syngases 14 als die Brennstoffquelle im Kombikraftwerk weist viele Vorteile auf, einschliesslich der sauberen und gründlichen Verbrennung des Brennstoffs, sauberer Abgase an die Atmosphäre und der effektiven Einfangens von Treibhausgasen einschliesslich Kohlendioxid.
In einer Ausführungsform ist die Stromerzeugungseinheit 32 ein Einzelzyklus-Gasturbinen-Kraftwerk, das das angereicherte Syngas 14 als eine Brennstoffquelle nutzt. In einer anderen Ausführungsform ist die Stromerzeugungseinheit 32 ein Dampfturbinen-Kraftwerk, das das angereicherte Syngas 14 in Dampfkesseln entweder als eine Brennstoff-Einzelquelle oder in Kombination mit anderen Brennstoffen nutzt, um Hochdruckdampf zu erzeugen, der die Dampfturbine betreibt. Andere Brennstoffe, die zusammen mit dem angereicherten Syngas 14 verwendet werden können, schliessen Kohle, Biomasse, Öl und Erdgas ein, ohne aber darauf beschränkt zu sein.
[0020] Wie in der vorherigen Ausführungsform beschrieben, erleichtert der Fluidstrom 16 aus dem Syngas-Nutzungs-system 18 die Anreicherung des Syngases 6 in der Syngas-Anreicherungseinheit 8.
In einer Ausführungsform ist der Fluidstrom 16 ein Inertgasstrom aus der chemischen Syntheseeinheit 24. In einer anderen Ausführungsform ist der Fluidstrom 16 Dampf, der im HRSG erzeugt wird. In einer weiteren Ausführungsform ist der Fluidstrom 16 Dampf, der in der Dampfturbine partiell expandiert wird.
[0021] Ein Polygenerationssystem 30 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 3 gezeigt. Im beispielhaften Polygenerationssystem 30 umfasst die Stromerzeugungseinheit 32 eine Gasturbine 34, einen Dampferzeuger 36 und eine Dampfturbine 38. Die Stromerzeugungseinheit 32 erzeugt Strom 42 und ein sauberes Abgas 44. Das saubere Abgas 44 weist im Vergleich zu dem eines konventionellen Kohlenstaubkraftwerks eine niedrigere Konzentration der Emissionen auf.
Die Emissionen schliessen Stickstoffverbindungen, Schwefelverbindungen, Chlorverbindungen, Quecksilber, Ammoniak und Kohlendioxid ein, ohne aber darauf beschränkt zu sein. Die Gasturbine 34 umfasst einen Kompressor, um einen sauerstoffhaltigen Strom (Oxidator) wie Luft zu verdichten, eine Brennkammer, um den Brennstoff mit dem verdichteten Oxidator zu verbrennen, um das unter Druck stehende verbrannte Gas (in Fig. 3 nicht gezeigt) zu erzeugen. In einer Ausführungsform wird das angereicherte Syngas 14 als der Brennstoff der in der Brennkammer der Gasturbine 34 verwendet. Die Gasturbine 34 umfasst einen Expander, um das unter Druck stehende verbrannte Gas zu expandieren, wobei dieser Expander mit einem Generator (in der Zeichnung nicht gezeigt) gekoppelt ist, um den Strom 42 und ein heisses expandiertes Gas 46 zu erzeugen.
Das heisse expandierte Gas 46 aus der Gasturbine 34 wird zum Dampferzeuger 36 geleitet, der mithilfe des Wärmegehalts des expandierten Gases 46 einen Hochdruckdampf 48 erzeugt. Der im Dampferzeuger 36 erzeugte Hochdruckdampf 48 wird in der Dampfturbine 38 expandiert, um den Strom 42 zu erzeugen.
[0022] In einer Ausführungsform sind die Gasturbine 34 und die Dampfturbine 38 mit demselben Generator gekoppelt. In einer Ausführungsform ist die Dampfturbine 38 eine Wiedererwärmungsturbine, wobei der Dampfstrom aus einem Hochdruckabschnitt entnommen wird und in einen Zwischendruckabschnitt zurückgeführt wird, nachdem im Dampferzeuger 36 zusätzliche Wärme addiert worden ist, wodurch die Nettoausgangsleistung erhöht wird.
In einer Ausführungsform wird ein partiell expandierter Fluidstrom 28 aus der Dampfturbine 38 entnommen, um in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 genutzt zu werden, um die Trennung der unerwünschten Spezies vom Syngas 6 zu erleichtern, um das angereicherte Syngas 14 zu erzeugen.
[0023] Die Trennung der unerwünschten Spezies vom Syngas 6 wird durch eine geeignete Technik erreicht, einschliesslich physikalischer und chemischer Trennungstechniken. In einer Ausführungsform werden die Partikel im Syngas 6 durch Spülen des Syngases 6 mit Wasser getrennt. In einer anderen Ausführungsform werden einige der unerwünschten Spezies einschliesslich der Schwefelverbindungen durch Waschen mit einer Aminlösung vom Syngas 6 getrennt.
In einer anderen Ausführungsform werden einige der unerwünschten Spezies einschliesslich Schwefelverbindungen und Kohlenstoffverbindungen durch eine Absorptionstechnik getrennt, die ein Lösungsmittel verwendet.
[0024] In einer Ausführungsform wird eine Membrantrenntechnik benutzt, um die unerwünschten Spezies vom Syngas 6 zu trennen. Zu den treibenden Kräften in einer Membrantrenntechnik gehören die Druck- und/oder Konzentrationsdifferenz durch die Membran. In einem einfachen Membrantrennprozess wird der Speisestrom auf einer Seite der Membran zugeführt, wobei die Membran verschiedene Permeabilitäten für verschiedene Spezies aufweist, wodurch die Trennung der Spezies erfolgt. Die Permeabilität wird als der molare Strom einer Spezies durch die Membran pro Flächeneinheit der Membran je Zeiteinheit definiert.
Gewöhnlich wird ein Trägerstrom verwendet, um die Spezies, die die Membran durchdrungen hat, mitzuführen, wodurch die Trennleistung erhöht wird. Die Eigenschaften des Trägerstroms sind derart, dass die Trennung der durchgedrungenen Spezies von diesem Trägerstrom durch einen einfachen Prozess durchgeführt werden kann. In einer Ausführungsform wird der Fluidstrom 28 als Träger verwendet, um die unerwünschten Spezies vom Syngas 6 zu trennen.
[0025] In einer Ausführungsform ist die unerwünschte Spezies, die in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 zu trennen ist, Kohlendioxid, und um diese Trennung zu erreichen, wird eine Membran benutzt, die eine hohe Permeabilität für Kohlendioxid aufweist. Dampf ist ein bevorzugter Träger für Kohlendioxid, da die Trennung des Kohlendioxids vom Dampf leicht durch einen einfachen Kondensationsprozess durchgeführt werden kann.
In einer Ausführungsform wird der Fluidstrom 28 als ein Träger verwendet, um das Kohlendioxid, das zur anderen Seite der Membran durchgedrungen ist, auf effektive Weise mitzuführen.
[0026] Ein Polygenerationssystem 40 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 4 gezeigt. Im beispielhaften Polygenerationssystem 40 umfasst die Stromerzeugungseinheit 32 eine Rankine-Turbine 52. In einer Ausführungsform ist die Syngas-Anreicherungseinheit 8 konfiguriert, um den Abfallstrom 12 zu erzeugen, der einen ersten Teil der unerwünschten Spezies enthält, und einen Fluidstrom 54, der einen zweiten Teil der unerwünschten Spezies enthält. In einer Ausführungsform wird der Fluidstrom 54 zusammen mit dem Hochdruckdampf 48 als das Arbeitsfluid in der Rankine-Turbine 52 benutzt.
Die Verwendung des Fluid-stroms 54 als das Arbeitsfluid in der Rankine-Turbine 52 zusätzlich zum Hochdruckdampf 48 erhöht die Ausgangsleistung der Rankine-Turbine 52. Das Arbeitsfluid der Rankine-Turbine 52 kann entweder Dampf oder Kohlendioxid oder Stickstoff oder eine Kombination davon umfassen. In einer Ausführungsform ist die Rankine-Turbine 52 konfiguriert, um einen Fluidstrom 56 zu erzeugen, der zur Syngas-Anreicherungseinheit 8 geleitet wird, um die Syngasanreicherung zu erleichtern.
[0027] In einer Ausführungsform wird in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 eine Wassergas-Shiftreaktion zur Syngasanreicherung verwendet, und der Fluidstrom 56 wird verwendet, um den für die Wassergas-Shiftreaktion benötigten Dampf bereitzustellen.
In einer Ausführungsform wird ein Lösungsmittel verwendet, um die unerwünschten Spezies in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 zu trennen, und der Fluidstrom 56 wird benutzt, um die Wärme bereitzustellen, die für die Lösungsmittelregeneration benötigt wird. In einer anderen Ausführungsform wird eine Membrantrenntechnik zur Trennung der unerwünschten Spezies in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 benutzt, und der Fluidstrom 56 wird als ein Träger für die unerwünschten Spezies verwendet, die die Membran durchdrungen haben. In einer Ausführungsform wird ein erster Teil der unerwünschten Spezies in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 als der Abfallstrom 12 getrennt, der in Fig. 4 durch eine gestrichelte Linie dargestellt ist.
Der Fluidstrom 54, der den zweiten Teil der unerwünschten Spezies mit sich führt, wird in der Rankine-Turbine 52 expandiert, und der zweite Teil der unerwünschten Spezies wird als ein Fluidstrom 13 von der Stromerzeugungseinheit 32 getrennt.
[0028] In einer Ausführungsform werden die unerwünschten Spezies von der Syngas-Anreicherungseinheit 8 als der Abfallstrom 12 oder von der Stromerzeugungseinheit 32 als der Fluidstrom 13 getrennt, oder beides.
[0029] Ein Polygenerationssystem 50 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 5 gezeigt. Das beispielhafte Polygenerationssystem 50 umfasst die chemische Syntheseeinheit 24. In einer Ausführungsform wird ein erster Anteil 53 des angereicherten Syngases 14 zur chemischen Syntheseeinheit 24 geleitet.
In einer anderen Ausführungsform wird ein zweiter Anteil 55 des angereicherten Syngases 14 zur Gasturbine 34 der Stromerzeugungseinheit 32 geleitet. Die kombinierte Erzeugung von Chemikalien und Strom bietet eine Gelegenheit, diese zwei Prozesse zu integrieren, um sowohl den Strom als auch die Chemikalien auf rationelle und wirtschaftliche Weise zu erzeugen.
[0030] Ein Polygenerationssystem 60 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 6 gezeigt. Das beispielhafte Polygenerationssystem 60 umfasst eine Luftzerlegungseinheit (ASU) 62. In einer Ausführungsform wird Luft 58 in der Luftzerlegungseinheit 62 in einen Sauerstoffreichen Strom 74 und in einen sauerstoffarmen Strom 68 zerlegt. In diesem Dokument gilt ein Fluidstrom als reich an einer Spezies, wenn deren Konzentration grösser ist als die im Strom, aus welchem sie erzeugt wurde.
Andrerseits gilt ein Fluidstrom als arm an einer Spezies, wenn deren Konzentration kleiner ist als die im Strom, aus welchem sie erzeugt wurde.
[0031] In einer Ausführungsform wird der Sauerstoffreiche Strom 74 zum Syngaserzeuger 4 geleitet. Die Verwendung des Sauerstoffreichen Stroms 74 statt der Luft 58 zur Erzeugung des Syngases 6 weist den Vorteil eines kleineren Volumens des Syngaserzeugers 4 auf. Ein weiterer Vorteil der Verwendung des Sauerstoffreichen Stroms ist die Erhöhung des Wärmewerts des erzeugten Syngases. In einer anderen Ausführungsform wird ein erster Anteil 66 des Fluidstroms 56 verwendet, um die Luftzerlegung in der Luftzerlegungseinheit 62 zu erleichtern, und ein zweiter Anteil 64 des Fluidstroms 56 wird zur Syngas-Anreicherungseinheit 8 geleitet, um die Syngasanreicherung zu erleichtern.
In einer Ausführungsform wird in der Luftzerlegungseinheit 62 eine Membrantrenntechnik verwendet, und der Fluidstrom 66 wird als ein Träger für die Spezies benutzt, die die Membran durchdrungen hat. In einer Ausführungsform ist die Membran sauerstoffdurchlässig. Der sauerstoffarme Strom 68 aus der ASU 62 wird mit dem Fluidstrom 54 gemischt, der aus der Syngas-Anreicherungseinheit 8 kommt, um einen Mischstrom 72 zu formen, wobei dieser Mischstrom 72 zur Rankine-Turbine 52 geleitet wird. Der Zusatz des sauerstoffarmen Stroms 68 zum Fluidstrom 54, um den Mischstrom 72 zu ergeben, erhöht den Massendurchfluss der Rankine-Turbine 52, wodurch die Nettoausgangsleistung erhöht wird. Der Mischstrom 72 und der Hochdruckdampf 48 aus dem Dampferzeuger 36 werden als Arbeitsfluid in der Rankine-Turbine 52 genutzt.
In einer Ausführungsform wird ein Anteil des sauerstoffarmen Stroms 68 als ein Kühlmittel zur Gasturbine 34 geleitet, wie durch eine gestrichelte Linie in Fig. 6 gezeigt, um den Wirkungsgrad der Stromerzeugung zu erhöhen. In diesem Dokument zeigt eine gestrichelte Linie eine optionale Ausführungsform an. In einer anderen Ausführungsform wird der Kompressor der Gasturbineneinheit 34 verwendet, um die Luft 58 der Luftzerlegungseinheit 62 (in Fig. 6 nicht gezeigt) zu komprimieren.
[0032] Ein Polygenerationssystem 70 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 7 gezeigt. Das beispielhafte Polygenerationssystem 70 umfasst eine Wassergas-Shift (WGS)-Einheit 76 und eine Trenneinheit 78.
In einer Ausführungsform wird das Syngas 6 aus dem Syngaserzeuger 4 zur Wassergas-Shifteinheit 76 geleitet, worin die Wassergas-Shiftreaktion stattfindet, um ein Wasserstoffangereichertes Syngas 88 zu erzeugen, das reich an Wasserstoff ist. In einer Ausführungsform wird das Wasserstoffangereicherte. Syngas 88 zur Trenneinheit 78 geleitet, um einen Fluidstrom 82 zu erzeugen, der einen Teil der unerwünschten Spezies mit sich führt. In einer Ausführungsform werden mehrere Zerlegungseinheiten 78 verwendet, um die unerwünschten Spezies zu trennen. In einer Ausführungsform ist die Trenneinheit 78 ein Membranabscheider. In einer Ausführungsform wird der Fluidstrom 82, der einen Teil der unerwünschten Spezies von der Trenneinheit 78 enthält, als Arbeitsfluid zur Rankine-Turbine 52 geleitet.
Der Fluidstrom 56 wird von der Rankine-Turbine unter geeigneten Druck- und Temperaturbedingungen entnommen, um den Gesamtwirkungsgrad des Polygenerationssystems zu erhöhen. In einer Ausführungsform wird der Fluidstrom 56 beim Betriebsdruck und bei der Betriebstemperatur der Wassergas-Shifteinheit 7 6 entnommen. In einer anderen Ausführungsform wird der Fluidstrom 56 bei den Betriebsbedingungen der Trenneinheit 78 aus der Rankine-Turbine 52 entnommen. In einer weiteren Ausführungsform ist der Fluidstrom 82 arm an Wasserstoff und enthält einen Anteil des Fluidstroms 56.
[0033] Die WGS-Einheit 76 kann eine katalytische oder nichtkatalytische Reaktoreinheit sein. Einige Katalysatoren, die in der WGS-Einheit 76 verwendet werden, schliessen die Oxide von Eisen, Chrom, Kupfer, Zink, Cobalt und Molybdän ein, ohne aber darauf beschränkt zu sein.
Die WGS-Einheit 76 kann entweder ein saures Syngas verwenden, das Schwefelverbindungen enthält, oder ein süsses Syngas, das frei von Schwefelverbindungen ist. Frei ist eher als geringe Konzentration einer Spezies als die Abwesenheit dieser Spezies zu verstehen. Die Wassergas-Shiftreaktion ist eine exotherme Reaktion und erzeugt deshalb Wärme. In einer Ausführungsform wird die Wärme, die in der Wassergas-Shiftreaktion erzeugt wird, der WGS-Einheit 76 entzogen.
[0034] Ein Polygenerationssystem 80 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 8 gezeigt. Der Hochdruckdampf 48 wird in zwei Ströme aufgeteilt, einen ersten Anteil 92 und einen, zweiten Anteil 94. In einer Ausführungsform stellt der Hochdruck-Fluidstrom 92 den Dampf bereit, der für die Wassergas-Shiftreaktion in der WGS-Einheit 76 benötigt wird, wodurch der Betrieb der WGS-Einheit 76 bei Hochdruck ermöglicht wird.
Der Betrieb der WGS-Einheit 76 bei Hochdruck ist vorteilhaft, da er ein kleineres Volumen der Wassergas-Shifteinheit 76 erfordert. Wenn in einer Ausführungsform der Syngaserzeuger 4 bei Hochdruck betrieben wird, verbessert der Betrieb der WGS-Einheit 76 bei Hochdruck die Gesamtsystemleistung. In einer anderen Ausführungsform ist die Rankine-Turbine 52 konfiguriert, um den Fluidstrom 94 bei Hochdruck zu empfangen, wobei dieser Fluidstrom 94 partiell expandiert wird, um den Fluidstrom 56 bei einem niedrigeren Druck als der Fluidstrom 94 zu erzeugen. In einer Ausführungsform wird der Fluidstrom 56, der aus der Rankine-Turbine 52 entnommen wird, zur Trenneinheit 78 geleitet, um die Erzeugung des angereicherten Syngases 14 aus dem Wasserstoff angereicherten Syngas 88 zu erleichtern.
Die Verwendung des Hochdruckstroms 94 für die Wassergas-Shiftreaktion in der WGS-Einheit 76 und des Niederdruckstroms 56 für die Trenneinheit ist besonders vorteilhaft, wenn ein druckbetriebener Membrantrennprozess benutzt wird.
[0035] Ein Polygenerationssystem 90 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 9 gezeigt. Das beispielhafte Polygenerationssystem 90 umfasst einen katalytischen Brenner 96, der konfiguriert ist, um den Fluidstrom 82 von der Trenneinheit 78 zu empfangen. In einer Ausführungsform enthält der Fluidstrom 82 aus der Trenneinheit 78 Wasserstoff oder Kohlenmonoxid, die im katalytischen Brenner 96 verbrannt werden.
Wenn in der Trenneinheit 78 eine Membrantrenntechnik verwendet wird, durchdringt eine bestimmte Menge an Wasserstoff und Kohlenmonoxid die Membran zusammen mit den unerwünschten Spezies, die in der Trenneinheit 78 getrennt werden und dadurch Teil des Fluidstroms 82 werden, der als Arbeitsfluid zur Rankine-Turbine 52 geleitet wird. Es ist wünschenswert, die Wasserstoff- und/oder Kohlenmonoxidkonzentration im Fluidstrom, der als Arbeitsfluid in der Rankine-Turbine 52 verwendet wird, aus mindestens zwei Gründen zu begrenzen. Einer ist der Verlust des Wärmewerts dieser Spezies, wenn sie von der Stromerzeugungseinheit 32 getrennt werden, und ein anderer ist die Gefahrenquelle, welche Wasserstoff und Kohlenmonoxid aufgrund ihrer entflammbaren Beschaffenheit darstellen können, wenn sie in der Stromerzeugungseinheit 32 an die Atmosphäre gelassen werden.
Daher ist die Verwendung des katalytischen Brenners 96, der bei sehr geringen Wasserstoff- und/oder Kohlendioxidkonzentrationen betrieben werden kann, vorteilhaft. In einer Ausführungsform ist der katalytische Brenner 96 konfiguriert, um den Fluidstrom 82 zu empfangen, der einen Teil der unerwünschten Spezies mit sich führt, und um Wärme und einen nicht entflammbaren Fluidstrom 98 zu erzeugen.
[0036] Ein Polygenerationssystem 100 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 10 gezeigt. In einer Ausführungsform des beispielhaften Polygenerationssystems 100 ist der Fluidstrom 56 aus der Rankine-Turbine 52 in zwei Ströme aufgeteilt, einen ersten Anteil 102 und einen zweiten Anteil 104. In einer Ausführungsform wird der Fluidstrom 102 zum Dampferzeuger 36 geleitet und der Fluidstrom 104 wird zur Trenneinheit 78 der Syngas-Anreicherungseinheit 8 geleitet.
Ein Vorteil des Leitens des Fluidstroms 102 zum Dampferzeuger 36 ist die Erhöhung des Wärmegehalts, was wiederum die Gesamtleistung des Polygenerationssystems 100 erhöht.
[0037] Ein Polygenerationssystem 110 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 11 gezeigt. Das beispielhafte Polygenerationssystem 110 umfasst die Syngas-Anreicherungseinheit 8, die eine Verunreinigungsentfernungseinheit 106 und einen Membranreaktor 118 aufweist. Die Verunreinigungsentfernungseinheit 106 trennt einen Teil der unerwünschten Spezies vom Syngas 6 und erzeugt ein gereinigtes Syngas 122. In einer Ausführungsform sind die Wassergas-Shifteinheit 76 und die Trenneinheit 78 zum Membranreaktor 118 kombiniert.
Der Membranreaktor 118 ist konfiguriert, um das gereinigte Syngas 122 zu empfangen und das angereicherte Syngas 14 und den Fluidstrom 82 zu erzeugen, der einen Teil der unerwünschten Spezies mit sich führt. In einer Ausführungsform wird der aus der Rankine-Turbine 52 entnommene Fluidstrom 56 in drei Ströme aufgeteilt, den ersten Fluidstrom 102, der zum Dampferzeuger 36 geleitet wird, den zweiten Fluidstrom 104, der zur Trenneinheit 78 des Membranreaktors 118 geleitet wird, und einen dritten Fluidstrom 114, der zur Verunreinigungsentfernungseinheit 106 geleitet wird.
[0038] In einer Ausführungsform entfernt die Verunreinigungsentfernungseinheit 106 im Wesentlichen einen Teil der unerwünschten Spezies als Teil eines Fluidstroms 15, einschliesslich, aber ohne darauf beschränkt zu sein, Partikel, Schwefeloxide, Chlorverbindungen und Ammoniak.
Die wesentliche Entfernung der unerwünschten Spezies ist die Entfernung von etwa 80% bis etwa 95% der Gesamtverunreinigungen. Gewöhnlich hat der Membranreaktor 118 eine beschränkte Fähigkeit zur Handhabung bestimmter Typen von unerwünschten Spezies wie Partikel, und daher ist es notwendig, diese unerwünschten Spezies zu entfernen, bevor das Syngas 6 zum Membranreaktor 118 geleitet wird.
[0039] Der Membranreaktor 118 hat eine geeignete Konfiguration, umfassend z. B. ein Hohlfasermodul, ein spiralgewickeltes Modul, platten- und rahmenförmige Membranmodule. In einer beispielhaften Konfiguration, die in Fig. 12 gezeigt wird, ist der Membranreaktor 118 ein Hohlfasermembranmodul.
Im Membranreaktor 118 finden die Wassergas-Shiftreaktion und die Trennung der unerwünschten Spezies gleichzeitig statt, wodurch das Wassergas-Shiftreaktionsgleichgewicht verändert und die Umwandlung verbessert wird. Die verbesserte Umwandlung lässt kleinere Reaktorvolumen der Wassergas-Shifteinheit 76 zu, was dazu beiträgt, die Gesamtsystemleistung zu verbessern. In einer Ausführungsform ist der Wassergas-Shiftkatalysator in der Ummantelungsseite, wie in Fig. 12 gezeigt. Der Fluss der Ströme auf beiden Seiten der Membran kann in der gleichen Richtung (gleichströmig) oder in einer entgegengesetzten Richtung (gegenströmig) sein. In einer Ausführungsform ist der Fluss der Ströme auf der Ummantelungs- und Rohrseite des Membranreaktors 118 gegenströmig, wie in Fig. 12 gezeigt.
In einer anderen Ausführungsform ist der Strom gleichströmig (in Fig. 12 nicht gezeigt).
[0040] Bezug nehmend auf das beispielhafte Polygenerationssystem 110, das in Fig. 11 gezeigt wird, und den Membranreaktor 118, der in Fig. 12 gezeigt wird, werden in einer Ausführungsform das gereinigte Syngas 122 aus der Verunreinigungsentfernungseinheit 106 und der Fluidstrom 92 aus dem Dampferzeuger 36 zur Ummantelungsseite des Membranreaktors 118 geleitet, worin die Wassergas-Shiftreaktion stattfindet, die Kohlendioxid und Wasserstoff erzeugt. In einer Ausführungsform ist der Wassergas-Shiftkatalysator auf der Ummantelungsseite angeordnet.
In einer anderen Ausführungsform ist eine Einrichtung vorhanden, um die von der Wassergas-Shiftreaktion erzeugte Wärme zu entnehmen (nicht in Fig. 9 gezeigt).
[0041] In einer Ausführungsform ist die Membran kohlendioxiddurchlässig und der Fluidstrom 104 wird als Träger für das Kohlendioxid genutzt, das die Membranwand des Membranreaktors 118 durchdrungen hat. Durch Verwendung einer Membran, die auf selektive Weise für das Kohlendioxid durchlässig ist, wird die gleichzeitige Trennung des Kohlendioxids und Erhöhung der Umwandlung des gereinigten Syngases 122 zur Erzeugung von Wasserstoff erreicht. Ein anderer Vorteil der Verwendung des Membranreaktors 118 ist, dass die Wassergas-Shiftreaktion bei Hochdruck durchgeführt werden kann, was die Gesamtsystemleistung verbessert, wenn das gereinigte Syngas 122 bei Hochdruck verfügbar ist.
Die Druckdifferenz durch die Membran ist die treibende Kraft der Trennung im Membranreaktor 118, und die Nutzung des Hochdruckdampfs 92 als Reaktionspartner und des Niederdruckstroms 104 als Träger für das Kohlendioxid stellt diese treibende Kraft bereit.
[0042] Der Fluidstrom 82, der die Komponenten mit sich führt, welche die Membran durchdrungen haben, einschliesslich, aber ohne darauf beschränkt zu sein, Kohlendioxid, Wasserstoff, Kohlenmonoxid, wird zum katalytischen Brenner 96 geleitet, um den nicht entflammbaren Fluidstrom 98 zu erzeugen, der zusammen mit dem Hochdruckdampf 94 als Arbeitsfluid zur Rankine-Turbine 52 geleitet wird. Die vom Fluidstrom 98 mitgeführten unerwünschten Spezies werden als Fluidstrom 13 getrennt, nachdem der Fluidstrom 98 in der Rankine-Turbine 52 expandiert wurde.
Dadurch verbessert die Integration der Stromerzeugungseinheit 32 mit der Syngas-Anreicherungseinheit 8 die Gesamtleistung des erfindungsgemässen Polygenerationssystems.
[0043] In einer anderen Ausführungsform wird der Fluidstrom 114 verwendet, um die Entfernung der unerwünschten Spezies aus der Verunreinigungsentfernungseinheit 106 zu erleichtern, um Fluidstrom 15 zu erzeugen, der einen Teil der unerwünschten Spezies mit sich führt. Wie in der vorherigen Ausführungsform beschrieben, werden die unerwünschten Spezies entweder in der Syngas-Anreicherungseinheit 8 oder in der Stromerzeugungseinheit 32 getrennt, oder beides.
[0044] Ein Polygenerationssystem 130 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 13 gezeigt. Das beispielhafte Polygenerationssystem 130 umfasst eine Pressure Swing Adsorption (PSA)-Einheit 126, um hochreinen Wasserstoff zu erzeugen.
Die Reinheit des Wasserstoffs aus einer PSA-Einheit 126 liegt über etwa 95%. In einer Ausführungsform wird ein erster Anteil 124 des angereicherten Syngases 14 aus der Syngas-Anreicherungseinheit 8 zur PSA-Einheit 126 geleitet, um hochreinen Wasserstoff (in Fig. 13 als H2 angezeigt) und einen PSA-Abgasstrom 128 zu erzeugen, der etwas Wasserstoff enthält. In einer Ausführungsform wird der PSA-Abgasstrom 128 zum katalytischen Brenner 96 geleitet, um zusammen mit dem Fluidstrom 82 verbrannt zu werden, um zusätzliche Wärme und den nicht entflammbaren Fluidstrom 98 zu erzeugen. Ein zweiter Anteil 132 des angereicherten Syngases 14 wird zur Gasturbineneinheit 34 der Stromerzeugungseinheit 32 geleitet.
[0045] Ein Polygenerationssystem 140 der vorliegenden Erfindung wird in Fig. 14 gezeigt.
Das beispielhafte Polygenerationssystem 140 umfasst den Syngaserzeuger 4 mit einem Gaserzeuger 134 und einem Syngaskühler 136, die Syngas-Anreicherungseinheit 8 mit einer Partikelentfernungseinheit 146 und einer Syngas-Süssungseinheit 138. In einer Ausführungsform werden der Sauerstoffreiche Strom 74 aus der Luftzerlegungseinheit 62 und der kohlenstoffhaltige Brennstoff 2 dem Gaserzeuger 134 zugeführt, um das Syngas 6 zu erzeugen, das im Syngaskühler 136 gekühlt wird, um ein kühles Syngas 142 zu erzeugen. In einer Ausführungsform wird der sauerstoffarme Strom 68 aus der Luftzerlegungseinheit 62 zur Gasturbine 34 geleitet (in Fig. 14 nicht gezeigt). In einer Ausführungsform sind der Gaserzeuger 134 und der Syngaskühler 136 zu einer einzelnen Einheit kombiniert und in einer anderen Ausführungsform sind sie separate Einheiten.
In einer Ausführungsform ist der Syngaskühler 136 ein Strahlungskühler und in einer anderen Ausführungsform ist der Syngaskühler 136 eine Abschreckeinheit. In einer Ausführungsform umfasst die Syngas-Anreicherungseinheit 8 die Partikelentfernungseinheit 146, die Syngas-Süssungseinheit 138 und den Membranreaktor 118. In einer Ausführungsform wird das kühle Syngas 142 der Partikelentfernungseinheit 146 zugeführt und ein partikelfreies Syngas 152 wird erzeugt. Das partikelfreie Syngas 152 wird zur Syngas-Süssungseinheit 138 geleitet und ein süsses Syngas 154 und ein saurer Strom 148 werden erzeugt.
Das süsse Syngas 154 wird ferner der Membranreaktoreinheit 118 zugeführt, wobei das süsse Syngas 154 in der WGS-Einheit 76 der Wassergas-Shiftreaktion unterzogen wird und die unerwünschten Spezies in der Trenneinheit 78 getrennt werden, um das angereicherte Syngas 14 zu erzeugen.
[0046] Eine beispielhafte Stromerzeugungseinheit 32 wird in Fig. 15 gezeigt. In einer Ausführungsform umfasst die Rankine-Turbine 52 eine Hochdruckturbine (HPT) 158, eine Zwischendruckturbine (IPT) 162 und eine Niederdruckturbine (LPT) 164. In einer beispielhaften Ausführungsform wird das angereicherte Syngas 14 aus der Syngas-Anreicherungseinheit in der Gasturbine 34 verbrannt, um den Strom 42 zu erzeugen.
Das heisse expandierte Gas 46 aus der Gasturbine 34 wird zum Dampferzeuger 36 geleitet, um den Hochdruckdampf 48 und das saubere Abgas 44 zu erzeugen, das aus einem Schornstein 156 in die Atmosphäre gelassen wird. In einer Ausführungsform wird der Fluidstrom 92 zum Membranreaktor 118 geleitet, um an der Wassergas-Shiftreaktion teilzunehmen. In einer Ausführungsform sind der Strom 92 und das angereicherte Syngas 14 bei einem Druck von etwa 4.5 M Pa (etwa 45 bar). Der zweite Anteil 94 des Hochdruckdampfs 48 wird in der Hochdruckturbine 158 expandiert. Der Fluidstrom 104 aus der Hochdruckturbine wird im Membranreaktor 118 als Träger genutzt, um die unerwünschten Spezies mitzuführen. In einer Ausführungsform ist der Fluidstrom 104 bei einem Druck von etwa 4 M Pa (etwa 40 bar).
Der nicht entflammbare Strom 98 wird in der Zwischendruckturbine 162 expandiert, die mit einer Niederdruckturbine 164 verbunden ist. Der Fluidstrom aus der Niederdruckturbine 164 wird zu einem Kondensator geleitet, worin die unerwünschten Spezies als der Fluidstrom 13 getrennt werden und das verbleibende Fluid im Kreislauf umgepumpt wird (in Fig. 15 nicht gezeigt).
[0047] Obwohl hierin nur bestimmte Merkmale der Erfindung dargestellt und beschrieben wurden, werden dem Fachmann viele Modifikationen und Änderungen einfallen. Deshalb versteht es sich, dass die beiliegenden Ansprüche all diese Modifikationen und Änderungen einschliessen, die im Geiste der Erfindung sind.
This invention has been carried out with government support under contract number DE-FC26-05NT42 451 awarded by the Department of Energy. The state has certain rights to this invention.
State of the art
The invention generally relates to a polygeneration system, and more particularly to the integration of the various units of a polygeneration system to effectively separate the undesired species.
The impact of industrialization on the environment has been the subject of much scientific debate, and recent discussions focus on the impact of greenhouse gases on global warming. Electricity generation and the large-scale chemical industry are among the producers of total greenhouse gas emissions.
These are point emission sources compared to the distributed nature of emissions from other sources such as the motor vehicle. Curbing greenhouse gas emissions from point sources such as power generation is desirable to reduce total greenhouse gas emissions.
Various technologies are being developed to reduce greenhouse gas emissions, especially carbon dioxide from power plants as well as from the chemical industry. Capture of carbon dioxide in both pre-combustion and post-combustion is the subject of intense study. In order to make power generation or chemical production an environmentally friendly process, it is important to separate all unwanted species, including carbon dioxide, that would otherwise be emitted to the environment.
The separation of undesirable species adds to the overall cost of production of electricity or chemicals because of the desirability of technologies that will allow the capture of these undesirable species in an effective manner.
Brief description of the invention
In one aspect, there is provided a polygeneration system comprising a syngas generator for generating a syngas, a syngas enrichment unit for separating undesired species from the syngas to generate an enriched syngas, and a syngas utilization system for enriching the syngas Syngas utilizes to produce useful products and a stream to facilitate the separation of undesirable species in the syngas enrichment unit.
In some embodiments, the polygeneration system includes a gas generator, a particle removal unit, a water gas shift unit, and a power generation unit.
In another aspect, a polygeneration system includes a syn gas generator for generating syngas, a syngas enrichment unit for separating unwanted species from the syngas to generate an enriched syngas, and a gas turbine system power generation unit for burning the enriched syngas , and to generate a hot expanded gas. The hot expanded gas is used to generate a first vapor fraction in the steam generation system. The power generation system includes a steam turbine system that utilizes the first portion of steam from the steam generation system to generate power and a second portion of steam.
The second vapor fraction is used to facilitate the separation of the undesirable species in the syngas enrichment unit.
In another aspect, a polygeneration system includes a syngas generator for generating syngas, a syngas enrichment unit for separating undesired species from the syngas to produce an enriched syngas and a fluid stream containing these undesirable species. The polygeneration system includes a power generation unit with a gas turbine system to combust the enriched syngas and produce a hot expanded gas. The hot expanded gas is used to generate a first vapor fraction in the steam generation system.
The power generation system includes a Rankine turbine that utilizes this first vapor fraction and the fluid stream containing the undesirable species from the syngas enrichment unit to generate flow and a second vapor fraction. The second vapor fraction is used to facilitate the separation of the undesirable species in the syngas enrichment unit.
In another aspect, the polygeneration system comprises a syngas generator for generating a syngas, a syngas enrichment unit comprising a water gas shift unit and a separation unit. The water gas shift unit receives the syngas and generates a hydrogen-enriched syngas. The undesired species are separated from the hydrogen-enriched syngas to produce an enriched syngas and a fluid stream containing these undesirable species.
The polygeneration system includes a power generation unit including a gas turbine system, a steam generation system, and a Rankine turbine system. The enriched syngas is burned in the gas turbine system to produce electricity and a hot expanded gas. The hot expanded gas is received by the steam generation system to produce a first and a second vapor fraction. The first vapor fraction and the fluid stream containing these undesired species are received by the Rankine turbine system to produce stream and a third vapor fraction.
The third vapor portion is fed to the separation unit to facilitate the separation of the undesired species.
In another aspect, a polygeneration system comprises an air separation unit, a syngas generator, a syngas enrichment unit, a catalytic burner, and a power generation unit. In the air separation unit, an oxygen-rich stream is generated, which is passed to the syngas generator. The syngas generator includes a gas generator configured to receive a carbonaceous fuel and this oxygen-rich stream to produce syngas. The syngas generator also includes a cooling unit to receive this syngas and produce a cooled syngas. The syngas enrichment unit includes a particle removal unit, a syngas sweeper unit, a water gas shift reactor, and a separation unit.
The cooled syngas is received by the particle removal unit to generate a particle-free syngas received from the syngas sweep unit to produce a sweet syngas. The water gas shift unit is configured to receive this sweet syngas and a first vapor portion to produce a hydrogen-enriched syngas and a first vapor portion. The separation unit is configured to receive this hydrogen-enriched syngas to produce an enriched syngas and a fluid stream containing these undesirable species. The fluid flow with these undesirable species is directed to the catalytic burner to produce a non-flammable stream. The power generation unit includes a gas turbine system, a steam generation system, and a Rankine turbine system.
The gas turbine is configured to receive the enriched syngas to generate electricity and a hot expanded gas that is received by the steam generation system to produce the first vapor fraction and a second vapor fraction. The Rankine turbine system receives this second vapor fraction and the non-flammable fluid stream to produce stream and a third vapor fraction which is passed to the separation unit to facilitate the separation of the undesired species.
Brief description of the drawings
These and other features, aspects and advantages of the present invention will become more apparent from the following detailed description with reference to the accompanying drawings, in which like reference characters represent like parts throughout the drawings, wherein:
<Tb> FIG. 1 <sep> illustrates a first embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 2 <sep> illustrates a second embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 3 <sep> illustrates a third embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 4 <sep> illustrates a fourth embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 5 <sep> illustrates a fifth embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 6 <sep> illustrates a sixth embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 7 <sep> illustrates a seventh embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 8th <e>> illustrates an eighth embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 9 <ns> illustrates a ninth embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 10 <sep> illustrates a tenth embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 11 <sep> illustrates an eleventh embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 12 <sep> illustrates an exemplary membrane reactor;
<Tb> FIG. 13 <sep> illustrates a twelfth embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 14 <sep> illustrates a thirteenth embodiment of this invention;
<Tb> FIG. 15 <sep> illustrates an exemplary power generation unit.
Detailed description of the invention
A polygeneration system 10 comprises a syngas generator. 4, a syngas enrichment unit 8 and a syngas utilization system 18, as shown in FIG. A carbonaceous fuel 2 is converted into a syngas 6 in the syngas generator 4, and this syngas 6 typically contains hydrogen and carbon monoxide. The syngas 6 is enriched in the syngas enrichment unit 8 to produce an enriched syngas 14. The enriched syngas 14 is utilized in the syngas utilization system 18 to produce useful products 22.
A fluid stream 16 from the syngas utilization system 18 is used to facilitate syngas enrichment in the syngas enrichment unit 8 to produce the syngas 14 from the syngas 6.
The carbonaceous fuel 2 includes, for example, coal, oil, natural gas, biomass, refuse or any other carbonaceous material. The carbonaceous fuel 2 is converted into the syngas 6 in the syngas generator 4 by a conventional process including, but not limited to, gas generation, partial oxidation, reforming, and autothermal reforming. In one embodiment, the syngas generator 4 comprises a reactor unit and includes, for example, a reformer; a partial oxidation reactor (POX); an autothermal reactor and a gas generator.
In one embodiment, the syngas generator 4 may further include means for cooling the syngas 6. In another embodiment, unconverted carbonaceous fuel is returned to the syngas generator 4 (not shown in FIG. 1) to be mixed with the carbonaceous fuel 2.
In the syngas enrichment unit 8, the syngas 6 is enriched to produce the enriched syngas 14. The accumulation of syngas 6 is typically achieved by increasing the concentration of hydrogen and / or carbon monoxide in the syngas 6. The syngas 6 may contain some undesirable species that may be separated from the syngas 6 in the syngas enrichment unit 8. In one embodiment, the enrichment of the syngas 6 is achieved by separation of the undesired species.
The undesirable species include, but are not limited to, particles, sulfur compounds, carbon compounds, chlorine compounds, nitrogen compounds, water, mercury and ammonia. Some of the undesirable species are derived from the carbonaceous fuel 2, while the others are produced in the syngas generator 4. In one embodiment, the syngas enrichment unit 8 is configured to generate a waste stream 12 containing the undesirable species.
In one embodiment, the separation of at least a portion of the undesired species in the syngas enrichment unit 8 increases the hydrogen and / or carbon dioxide concentration in the syngas 6.
In one embodiment, the hydrogen concentration in the syngas 6 is increased by a reaction of syngas 6 with water or steam, commonly known as a water gas shift reaction. The water gas shift reaction is an inorganic chemical reaction in which water and carbon monoxide react to give carbon dioxide and hydrogen, as represented by:
<EMI ID = 2.0>
In one embodiment, the removal of at least a portion of the hydrogen from the syngas 6 increases the carbon monoxide concentration.
In another embodiment, the carbon monoxide concentration in the syngas 6 is increased by the reaction of carbon dioxide with carbon to form carbon monoxide, commonly known as the reverse Boudouard reaction, which is expressed by
<EMI ID = 3. 0>
The syngas utilization system 18 is a unit that manufactures useful product 22, including, for example, power and chemicals. The syngas utilization system 18 is configured to receive the enriched syngas 14 and generate the fluid stream 16. In one embodiment, the fluid stream 16 facilitates syngas enrichment by providing the heat needed to syngas enrichment. In another embodiment, the fluid stream 16 provides the pressure needed for syngas enrichment.
In another embodiment, the fluid stream 16 provides the steam demand of syngas enrichment.
A polygeneration system 20 of the present invention is shown in FIG. 2 shown. The exemplary polygeneration system 20 includes the syngas generator 4, the syngas enrichment unit 8, and the syngas utilization system 18. In one embodiment, the syngas utilization system 18 includes a chemical synthesis unit 24 that generates the chemicals, or a power generation unit 32 that generates the power, or both.
In an embodiment, as shown in FIG. 2, the syngas utilization system 18 includes both the chemical synthesis unit 24 and the power generation unit 32.
The chemical synthesis unit 24 is configured to receive a portion of the enriched syngas 14 from the syngas enrichment unit 8 to produce the chemicals including hydrogen, ammonia, dimethyl ether, methanol, or liquid hydrocarbons. In one embodiment, the chemical synthesis unit 24 employs the Fischer-Tropsch process to produce, but is not limited to, hydrocarbons such as gasoline and diesel fuel. The power generation unit 32 is configured to use a part of the enriched syngas 14 as a fuel source for power generation.
In one embodiment, the power generation unit 32 is a combined cycle power plant.
A typical combined cycle power plant includes a gas turbine power plant, a heat recovery steam generator (HRSG), and a steam turbine power plant. In the gas turbine power plant, a fuel is burned to produce a pressurized burned gas which is expanded to produce the stream, and the hot expanded gas from the gas turbine is sent to the HRSG, which generates high pressure steam in a steam turbine Power plant is expanded to generate additional electricity. The use of enriched syngas 14 as the fuel source in the combined cycle power plant has many advantages, including clean and thorough combustion of the fuel, clean exhaust gases to the atmosphere and effective capture of greenhouse gases including carbon dioxide.
In one embodiment, the power generation unit 32 is a single cycle gas turbine power plant that utilizes the enriched syngas 14 as a fuel source. In another embodiment, the power generation unit 32 is a steam turbine power plant that utilizes the enriched syngas 14 in steam boilers as either a single fuel source or in combination with other fuels to produce high pressure steam operating the steam turbine. Other fuels that may be used with the enriched syngas 14 include, but are not limited to, coal, biomass, oil, and natural gas.
As described in the previous embodiment, the fluid flow 16 from the syngas utilization system 18 facilitates the enrichment of the syngas 6 in the syngas enrichment unit 8.
In one embodiment, the fluid stream 16 is an inert gas stream from the chemical synthesis unit 24. In another embodiment, the fluid stream 16 is steam generated in the HRSG. In another embodiment, the fluid stream 16 is steam that is partially expanded in the steam turbine.
A polygeneration system 30 of the present invention is shown in FIG. 3 shown. In the exemplary polygeneration system 30, the power generation unit 32 includes a gas turbine 34, a steam generator 36, and a steam turbine 38. The power generation unit 32 generates power 42 and a clean exhaust 44. The clean exhaust gas 44 has a lower concentration of emissions compared to that of a conventional pulverized coal power plant.
The emissions include, but are not limited to, nitrogen compounds, sulfur compounds, chlorine compounds, mercury, ammonia, and carbon dioxide. The gas turbine 34 includes a compressor to compress an oxygen-containing stream (oxidizer) such as air, a combustor to combust the fuel with the densified oxidizer to remove the pressurized burnt gas (shown in FIG. 3 not shown). In one embodiment, the enriched syngas 14 is used as the fuel in the combustor of the gas turbine 34. The gas turbine 34 includes an expander for expanding the pressurized burnt gas, which expander is coupled to a generator (not shown in the drawing) to generate the stream 42 and a hot expanded gas 46.
The hot expanded gas 46 from the gas turbine 34 is directed to the steam generator 36, which generates a high pressure steam 48 using the heat content of the expanded gas 46. The high pressure steam 48 produced in the steam generator 36 is expanded in the steam turbine 38 to produce the stream 42.
In one embodiment, the gas turbine 34 and the steam turbine 38 are coupled to the same generator. In one embodiment, the steam turbine 38 is a reheat turbine wherein the vapor stream is extracted from a high pressure section and returned to an intermediate pressure section after additional heat has been added in the steam generator 36, thereby increasing the net output.
In one embodiment, a partially expanded fluid stream 28 is removed from the steam turbine 38 to be used in the syngas enrichment unit 8 to facilitate the separation of the undesirable species from the syngas 6 to produce the enriched syngas 14.
The separation of the undesirable species from the syngas 6 is achieved by a suitable technique, including physical and chemical separation techniques. In one embodiment, the particles in the syngas 6 are separated by rinsing the syngas 6 with water. In another embodiment, some of the undesirable species, including the sulfur compounds, are separated from the syngas 6 by washing with an amine solution.
In another embodiment, some of the undesirable species including sulfur compounds and carbon compounds are separated by an absorption technique that uses a solvent.
In one embodiment, a membrane separation technique is used to separate the undesired species from the syngas 6. The driving forces in a membrane separation technique include the pressure and / or concentration differential across the membrane. In a simple membrane separation process, the feed stream is fed to one side of the membrane, the membrane having different permeabilities for different species, thereby separating the species. The permeability is defined as the molar flow of species through the membrane per unit area of membrane per unit time.
Usually, a carrier stream is used to carry the species that has permeated the membrane, thereby increasing the separation efficiency. The properties of the carrier stream are such that the separation of the permeated species from this carrier stream can be performed by a simple process. In one embodiment, the fluid stream 28 is used as a carrier to separate the undesired species from the syngas 6.
In one embodiment, the undesirable species to be separated in the syngas enrichment unit 8 is carbon dioxide, and to achieve this separation, a membrane is used which has a high permeability to carbon dioxide. Steam is a preferred carrier for carbon dioxide because the separation of carbon dioxide from the vapor can be easily accomplished by a simple condensation process.
In one embodiment, fluid stream 28 is used as a carrier to effectively carry the carbon dioxide that has permeated to the other side of the membrane.
A polygeneration system 40 of the present invention is shown in FIG. 4. In the exemplary polygeneration system 40, the power generation unit 32 includes a Rankine turbine 52. In one embodiment, the syngas enrichment unit 8 is configured to generate the waste stream 12 containing a first portion of the undesired species and a fluid stream 54 containing a second portion of the undesired species. In one embodiment, the fluid stream 54 is used with the high pressure steam 48 as the working fluid in the Rankine turbine 52.
The use of the fluid stream 54 as the working fluid in the Rankine turbine 52 in addition to the high-pressure steam 48 increases the output of the Rankine turbine 52. The working fluid of the Rankine turbine 52 may comprise either steam or carbon dioxide or nitrogen or a combination thereof. In one embodiment, the Rankine turbine 52 is configured to generate a fluid stream 56 that is directed to the syngas enrichment unit 8 to facilitate syngas enrichment.
In one embodiment, in the syngas enrichment unit 8, a water gas shift reaction for syngas enrichment is used, and the fluid stream 56 is used to provide the steam needed for the water gas shift reaction.
In one embodiment, a solvent is used to separate the undesirable species in the syngas enrichment unit 8, and the fluid stream 56 is used to provide the heat needed for solvent regeneration. In another embodiment, a membrane separation technique is used to separate the undesired species in the syngas enrichment unit 8, and the fluid stream 56 is used as a carrier for the undesired species that have permeated the membrane. In one embodiment, a first portion of the undesired species in the syngas enrichment unit 8 is separated as the waste stream 12, which is shown in FIG. 4 is shown by a dashed line.
The fluid stream 54 carrying the second portion of the undesired species is expanded in the Rankine turbine 52 and the second portion of the undesired species is separated as a fluid stream 13 from the power generation unit 32.
In one embodiment, the undesired species are separated from the syngas enrichment unit 8 as the waste stream 12 or from the power generation unit 32 as the fluid stream 13, or both.
A polygeneration system 50 of the present invention is shown in FIG. 5 shown. The exemplary polygeneration system 50 includes the chemical synthesis unit 24. In one embodiment, a first portion 53 of the enriched syngas 14 is directed to the chemical synthesis unit 24.
In another embodiment, a second portion 55 of the enriched syngas 14 is directed to the gas turbine 34 of the power generation unit 32. The combined generation of chemicals and electricity provides an opportunity to integrate these two processes to produce both electricity and chemicals in a rational and economical manner.
A polygeneration system 60 of the present invention is shown in FIG. 6 shown. The exemplary polygeneration system 60 includes an air separation unit (ASU) 62. In one embodiment, air 58 in the air separation unit 62 is decomposed into an oxygen-rich stream 74 and a low-oxygen stream 68. In this document, a fluid stream is considered to be rich in a species if its concentration is greater than that in the stream from which it was generated.
On the other hand, a fluid flow is considered poor in a species if its concentration is less than that in the stream from which it was generated.
In one embodiment, the oxygen rich stream 74 is directed to the syngas generator 4. The use of the oxygen-rich stream 74 instead of the air 58 to produce the syngas 6 has the advantage of a smaller volume of the syngas generator 4. Another advantage of using the oxygen-rich stream is the increase in the calorific value of the syngas produced. In another embodiment, a first portion 66 of the fluid stream 56 is used to facilitate air separation in the air separation unit 62, and a second portion 64 of the fluid stream 56 is directed to the syngas enrichment unit 8 to facilitate syngas enrichment.
In one embodiment, a membrane separation technique is used in the air separation unit 62, and the fluid stream 66 is used as a carrier for the species that has permeated the membrane. In one embodiment, the membrane is oxygen permeable. The low-oxygen stream 68 from the ASU 62 is mixed with the fluid stream 54 coming from the syngas enrichment unit 8 to form a mixed stream 72, this mixed stream 72 being directed to the Rankine turbine 52. The addition of the low oxygen stream 68 to the fluid stream 54 to give the mixed stream 72 increases the mass flow rate of the Rankine turbine 52, thereby increasing the net output. The mixed stream 72 and the high pressure steam 48 from the steam generator 36 are used as working fluid in the Rankine turbine 52.
In one embodiment, a portion of the low oxygen stream 68 is directed as a coolant to the gas turbine 34, as indicated by a dashed line in FIG. 6 to increase the efficiency of power generation. In this document, a dashed line indicates an optional embodiment. In another embodiment, the compressor of the gas turbine engine 34 is used to remove the air 58 of the air separation unit 62 (in FIG. 6 not shown).
A polygeneration system 70 of the present invention is shown in FIG. 7. The exemplary polygeneration system 70 includes a water gas shift (WGS) unit 76 and a separation unit 78.
In one embodiment, the syngas 6 is supplied from the syngas generator 4 to the water gas shift unit 76, wherein the water gas shift reaction takes place to produce a hydrogen-enriched syngas 88 rich in hydrogen. In one embodiment, the hydrogen is enriched. Syngas 88 is passed to the separation unit 78 to produce a fluid stream 82 which carries a portion of the undesirable species with it. In one embodiment, multiple decomposition units 78 are used to separate the undesired species. In one embodiment, the separation unit 78 is a membrane separator. In one embodiment, the fluid stream 82 containing a portion of the undesirable species from the separation unit 78 is directed to the Rankine turbine 52 as working fluid.
The fluid stream 56 is withdrawn from the Rankine turbine under suitable pressure and temperature conditions to increase the overall efficiency of the polygeneration system. In one embodiment, the fluid stream 56 is withdrawn at the operating pressure and at the operating temperature of the water gas shift unit 7 6. In another embodiment, the fluid stream 56 is removed from the Rankine turbine 52 under the operating conditions of the separation unit 78. In another embodiment, the fluid stream 82 is low in hydrogen and contains a portion of the fluid stream 56.
The WGS unit 76 may be a catalytic or non-catalytic reactor unit. Some catalysts used in WGS unit 76 include, but are not limited to, the oxides of iron, chromium, copper, zinc, cobalt, and molybdenum.
The WGS unit 76 may use either an acidic syngas containing sulfur compounds or a sweet syngas that is free of sulfur compounds. Free is understood rather as a low concentration of a species than the absence of this species. The water gas shift reaction is an exothermic reaction and therefore generates heat. In one embodiment, the heat generated in the water gas shift reaction is removed from the WGS unit 76.
A polygeneration system 80 of the present invention is shown in FIG. 8. The high pressure steam 48 is split into two streams, a first portion 92 and a second portion 94. In one embodiment, the high pressure fluid stream 92 provides the steam needed for the water gas shift reaction in the WGS unit 76, thereby enabling operation of the WGS unit 76 at high pressure.
High pressure WGS unit 76 operation is advantageous because it requires a smaller volume of water gas shift unit 76. In one embodiment, when the syngas generator 4 is operated at high pressure, the operation of the WGS unit 76 at high pressure improves overall system performance. In another embodiment, the Rankine turbine 52 is configured to receive the fluid stream 94 at high pressure, wherein this fluid stream 94 is partially expanded to produce the fluid stream 56 at a lower pressure than the fluid stream 94. In one embodiment, the fluid stream 56 withdrawn from the Rankine turbine 52 is directed to the separation unit 78 to facilitate the production of the enriched syngas 14 from the hydrogen-enriched syngas 88.
The use of the high pressure stream 94 for the water gas shift reaction in the WGS unit 76 and the low pressure stream 56 for the separation unit is particularly advantageous when a pressure operated membrane separation process is used.
A polygeneration system 90 of the present invention is shown in FIG. 9 shown. The exemplary polygeneration system 90 includes a catalytic combustor 96 configured to receive the fluid stream 82 from the separation unit 78. In one embodiment, the fluid stream 82 from the separation unit 78 contains hydrogen or carbon monoxide that is combusted in the catalytic combustor 96.
When a membrane separation technique is used in the separation unit 78, a certain amount of hydrogen and carbon monoxide permeates the membrane along with the undesirable species which are separated in the separation unit 78 and thereby become part of the fluid stream 82 which is directed to the Rankine turbine 52 as working fluid becomes. It is desirable to limit the concentration of hydrogen and / or carbon monoxide in the fluid stream used as working fluid in the Rankine turbine 52 for at least two reasons. One is the loss of the thermal value of these species when they are separated from the power generation unit 32, and another is the source of danger which hydrogen and carbon monoxide may present due to their flammable nature when left in the power generation unit 32 to the atmosphere.
Therefore, the use of the catalytic burner 96, which can be operated at very low hydrogen and / or carbon dioxide concentrations, is advantageous. In one embodiment, the catalytic combustor 96 is configured to receive the fluid stream 82 carrying a portion of the undesirable species and to generate heat and a non-flammable fluid stream 98.
A polygeneration system 100 of the present invention is shown in FIG. 10. In one embodiment of the exemplary polygeneration system 100, the fluid stream 56 from the Rankine turbine 52 is divided into two streams, a first portion 102 and a second portion 104. In one embodiment, the fluid stream 102 is directed to the steam generator 36 and the fluid stream 104 is directed to the separation unit 78 of the syngas enrichment unit 8.
An advantage of directing the fluid stream 102 to the steam generator 36 is the increase in heat content, which in turn increases the overall performance of the polygeneration system 100.
A polygeneration system 110 of the present invention is shown in FIG. 11 shown. The exemplary polygeneration system 110 includes the syngas enrichment unit 8 having a contaminant removal unit 106 and a membrane reactor 118. The contaminant removal unit 106 separates a part of the undesired species from the syngas 6 and generates a purified syngas 122. In one embodiment, the water gas shift unit 76 and the separation unit 78 are combined to form the membrane reactor 118.
The membrane reactor 118 is configured to receive the purified syngas 122 and produce the enriched syngas 14 and the fluid stream 82 carrying a portion of the undesired species. In one embodiment, the fluid stream 56 withdrawn from the Rankine turbine 52 is divided into three streams, the first fluid stream 102 directed to the steam generator 36, the second fluid stream 104 directed to the separation unit 78 of the membrane reactor 118, and a third fluid stream 114, which is directed to the impurity removal unit 106.
In one embodiment, the contaminant removal unit 106 substantially removes a portion of the undesired species as part of a fluid stream 15, including but not limited to particles, sulfur oxides, chlorine compounds, and ammonia.
The substantial removal of the unwanted species is the removal of from about 80% to about 95% of the total impurities. Usually, membrane reactor 118 has limited ability to handle certain types of undesired species, such as particles, and therefore it is necessary to remove these undesired species before passing syngas 6 to membrane reactor 118.
The membrane reactor 118 has a suitable configuration, comprising e.g. B. a hollow fiber module, a spiral wound module, plate and frame shaped membrane modules. In an example configuration shown in FIG. 12, the membrane reactor 118 is a hollow fiber membrane module.
In the membrane reactor 118, the water gas shift reaction and the separation of the undesired species occur simultaneously, thereby changing the water gas shift reaction equilibrium and improving the conversion. The improved conversion allows for smaller reactor volumes of the water gas shift unit 76, which helps to improve overall system performance. In one embodiment, the water gas shift catalyst is in the shell side as shown in FIG. 12 shown. The flow of the streams on both sides of the membrane may be in the same direction (co-current) or in an opposite direction (counter-current). In one embodiment, the flow of the streams on the shell and tube sides of the membrane reactor 118 is countercurrent, as shown in FIG. 12 shown.
In another embodiment, the flow is co-current (in FIG. 12 not shown).
Referring to the exemplary polygeneration system 110 shown in FIG. 11 and the membrane reactor 118 shown in FIG. As shown in Figure 12, in one embodiment, the purified syngas 122 from the contaminant removal unit 106 and the fluid stream 92 are directed from the steam generator 36 to the shell side of the membrane reactor 118, where the water gas shift reaction takes place, generating carbon dioxide and hydrogen. In one embodiment, the water gas shift catalyst is disposed on the shell side.
In another embodiment, means are provided to remove the heat generated by the water gas shift reaction (not shown in FIG. 9).
In one embodiment, the membrane is carbon dioxide permeable and the fluid stream 104 is utilized as a carrier for the carbon dioxide that has permeated the membrane wall of the membrane reactor 118. By using a membrane which is selectively permeable to the carbon dioxide, the simultaneous separation of the carbon dioxide and increasing the conversion of the purified syngas 122 to produce hydrogen is achieved. Another advantage of using the membrane reactor 118 is that the water gas shift reaction can be performed at high pressure, which improves overall system performance when the purified syngas 122 is available at high pressure.
The pressure differential across the membrane is the driving force of separation in the membrane reactor 118, and the use of the high pressure steam 92 as the reactant and the low pressure stream 104 as the carrier for the carbon dioxide provides this driving force.
The fluid stream 82 that carries the components that have permeated the membrane, including, but not limited to, carbon dioxide, hydrogen, carbon monoxide, is directed to the catalytic combustor 96 to produce the non-flammable fluid stream 98 which is conducted to the Rankine turbine 52 together with the high-pressure steam 94 as the working fluid. The undesired species entrained by the fluid stream 98 are separated as the fluid stream 13 after the fluid stream 98 in the Rankine turbine 52 has been expanded.
As a result, the integration of the power generation unit 32 with the syngas enrichment unit 8 improves the overall performance of the polygeneration system according to the invention.
In another embodiment, the fluid stream 114 is used to facilitate removal of the unwanted species from the contaminant removal unit 106 to produce fluid flow 15 that carries a portion of the undesired species. As described in the previous embodiment, the undesired species are separated either in the syngas enrichment unit 8 or in the power generation unit 32, or both.
A polygeneration system 130 of the present invention is shown in FIG. 13 shown. The exemplary polygeneration system 130 includes a pressure swing adsorption (PSA) unit 126 to generate high purity hydrogen.
The purity of the hydrogen from a PSA unit 126 is above about 95%. In one embodiment, a first portion 124 of the enriched syngas 14 from the syngas enrichment unit 8 is directed to the PSA unit 126 to produce high purity hydrogen (shown in FIG. 13 as H2) and generate a PSA exhaust stream 128 containing some hydrogen. In one embodiment, the PSA exhaust stream 128 is directed to the catalytic combustor 96 to be combusted together with the fluid stream 82 to generate additional heat and the non-flammable fluid stream 98. A second portion 132 of the enriched syngas 14 is directed to the gas turbine unit 34 of the power generation unit 32.
A polygeneration system 140 of the present invention is shown in FIG. 14.
The exemplary polygeneration system 140 includes the syngas generator 4 having a gas generator 134 and a syngas cooler 136, the syngas enrichment unit 8 having a particle removal unit 146, and a syngas sweeping unit 138. In one embodiment, the oxygen-rich stream 74 from the air separation unit 62 and the carbonaceous fuel 2 are supplied to the gas generator 134 to produce the syngas 6, which is cooled in the syngas cooler 136 to produce a cool syngas 142. In one embodiment, the low-oxygen stream 68 is directed from the air separation unit 62 to the gas turbine 34 (shown in FIG. 14 not shown). In one embodiment, the gas generator 134 and the syngas cooler 136 are combined into a single unit, and in another embodiment, they are separate units.
In one embodiment, the syngas cooler 136 is a radiant cooler, and in another embodiment, the syngas cooler 136 is a quenching unit. In one embodiment, the syngas enrichment unit 8 includes the particle removal unit 146, the syngas sweeping unit 138, and the membrane reactor 118. In one embodiment, the cool syngas 142 is supplied to the particle removal unit 146 and a particle-free syngas 152 is generated. The particulate-free syngas 152 is sent to the syngas sweeping unit 138, and a sweet syngas 154 and an acidic stream 148 are generated.
The sweet syngas 154 is further supplied to the membrane reactor unit 118, where the sweet syngas 154 in the WGS unit 76 is subjected to the water gas shift reaction and the undesired species in the separation unit 78 are separated to produce the enriched syngas 14.
An exemplary power generation unit 32 is shown in FIG. 15 shown. In one embodiment, the Rankine turbine 52 includes a high pressure turbine (HPT) 158, an intermediate pressure turbine (IPT) 162, and a low pressure turbine (LPT) 164. In an exemplary embodiment, the enriched syngas 14 from the syngas enrichment unit in the gas turbine 34 is burned to produce the stream 42.
The hot expanded gas 46 from the gas turbine 34 is directed to the steam generator 36 to produce the high pressure steam 48 and the clean exhaust gas 44 which is released from a stack 156 into the atmosphere. In one embodiment, the fluid stream 92 is directed to the membrane reactor 118 to participate in the water gas shift reaction. In one embodiment, the stream 92 and the enriched syngas 14 are at a pressure of about 4. 5 M Pa (about 45 bar). The second portion 94 of the high pressure steam 48 is expanded in the high pressure turbine 158. The fluid stream 104 from the high pressure turbine is used in the membrane reactor 118 as a carrier to carry the unwanted species. In one embodiment, the fluid stream 104 is at a pressure of about 4 M Pa (about 40 bar).
The non-flammable stream 98 is expanded in the intermediate pressure turbine 162, which is connected to a low pressure turbine 164. The fluid flow from the low pressure turbine 164 is directed to a condenser wherein the undesirable species are separated as the fluid stream 13 and the remaining fluid is recirculated (as shown in FIG. 15 not shown).
Although only certain features of the invention have been illustrated and described herein, many modifications and variations will occur to those skilled in the art. It is therefore to be understood that the appended claims encompass all such modifications and changes that are in the spirit of the invention.