KR101832807B1 - Method For Providing Synthethic natural gas with Fuel cell - Google Patents

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Abstract

본 발명의 합성천연가스의 연료전지 공급방법은, 연료를 가스화 설비로 이송하여 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하고 상기 합성가스를 수성화 설비로 이송하여 수소를 생성하고 상기 수소 및 일산화탄소를 메탄화 설비로 이송하여 합성천연가스를 생성하는 제1 공정 및, 상기 메탄화 설비에서 나온 합성천연가스를 제1 공급부 및 제2 공급부로 순차 이송하고 그리고 상기 제2 공급부에서 나온 합성천연가스를 연료전지로 공급하는 제2 공정을 포함하고, 상기 제2 공정은 상기 제1 공급부로부터 상기 제2 공급부로 이송되는 상기 합성천연가스 중 일부를 분기하여 상기 연료전지에 직접 공급하는 제1 농도조절부를 포함하며, 이를 통해 잉여의 SNG를 연료전지에 공급함으로써 에너지효율을 증대시키고 이산화탄소 등 배출가스를 감축하여 친환경 효과를 구현하고 종래의 LNG에 비해 비용단가 등 원가를 절감할 수 있는 효과가 있다.A method for supplying a fuel cell of a synthetic natural gas according to the present invention comprises the steps of transferring fuel to a gasification facility to produce a synthesis gas containing carbon monoxide and transferring the synthesis gas to a hydration facility to produce hydrogen, The natural gas from the methanation plant is sequentially transferred to the first supply section and the second supply section and the synthetic natural gas from the second supply section is supplied to the fuel cell And the second process includes a first concentration regulator for branching a part of the natural gas to be delivered from the first supply unit to the second supply unit and directly supplying the branched natural gas to the fuel cell, By supplying surplus SNG to the fuel cell, it can increase energy efficiency, reduce carbon dioxide emission gas, And the cost can be lowered as compared with the conventional LNG.

Description

합성천연가스의 연료전지 공급방법{Method For Providing Synthethic natural gas with Fuel cell}TECHNICAL FIELD [0001] The present invention relates to a method for supplying a synthetic gas to a fuel cell,

본 발명은 합성천연가스의 연료전지 공급방법에 관한 것이다. 보다 구체적으로, 가스화 설비, 수성화 설비 및 메탄화 설비를 거쳐 합성천연가스를 생성하는 제1 공정 및, 상기 합성천연가스를 제1 공급부 및 제2 공급부를 거쳐 연료전지로 공급하는 제2 공정을 포함하고, 상기 제2 공정은 상기 제1 공급부로부터 상기 제2 공급부로 이송되는 합성천연가스 중 일부를 분기하여 상기 연료전지에 직접 공급하는 제1 농도조절부를 더 포함하는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법에 관한 것이다.The present invention relates to a method for supplying a fuel cell of synthetic natural gas. More specifically, a first step of producing synthetic natural gas through a gasification facility, a hydration facility, and a methanation plant, and a second step of supplying the synthetic natural gas to the fuel cell via the first supply unit and the second supply unit And the second process further comprises a first concentration regulator for branching a part of the synthetic natural gas delivered from the first supply unit to the second supply unit and directly supplying the branched natural gas to the fuel cell, And a method of supplying the same.

일반적으로 천연가스는 발전용, 난방용 및 자동차 등의 연료용으로서 가장 청정한 연료로 분류되고 있으며 그 이용가치가 크다. 그러나 자연적으로 얻어지는 천연가스는 한정되어 있어, 최근 천연가스를 합성하는 공정이 점차 부가가치가 높은 산업으로 부각되고 있다.Generally, natural gas is classified as the cleanest fuel for power generation, heating and automobile fuel, and its use value is great. However, since the natural gas obtained is limited, the process of synthesizing natural gas is gradually becoming an increasingly high value-added industry.

이러한 합성가스 생산 공정기술로 합성천연가스(SNG, Synthetic Natural Gas) 기술이 각광받고 있다. 합성천연가스인 SNG는 탄소 물질을 포함한 연료인 석유나 석탄 등으로부터 만들어지는 일종의 대체천연가스로 메탄이 주성분인 천연가스와 성분이 비슷하다.Synthetic natural gas (SNG) technology is attracting attention as a synthetic gas production process. SNG, a synthetic natural gas, is a kind of alternative natural gas made from petroleum or coal, which is a fuel containing carbon materials, similar to natural gas, which is a main component of methane.

도 1은 종래의 SNG 기술을 이용한 합성천연가스의 생성과정을 나타낸 공정도이다. 도 1을 참조하면, 종래의 SNG 기술은 고온 고압하에서 석탄(20)을 산소(21)와 함께 가스화기(22)로 공급하고 회 집진(23) 및 수성화(24)를 거치고 황, CO2 등을 회수(25)한 뒤 메탄화(26) 및 열조설비(27)를 거치는 방식 등으로 SNG를 생산한다.FIG. 1 is a process diagram showing a process of producing synthetic natural gas using conventional SNG technology. Referring to FIG. 1, the conventional SNG technology supplies coal 20 together with oxygen 21 to a gasifier 22 under high temperature and high pressure, and passes through a dust collector 23 and a water hydrant 24, (25), and then passes through the methanization (26) and the heat facility (27) to produce the SNG.

이러한 SNG 기술을 통해 LNG와 성분이 같지만 저렴하면서도, 고매장량의 석탄을 이용하여 생산비가 저감되고 오염물질 발생량을 줄여 친환경적 효과를 얻을 수 있다. 그러나, 현재 SNG 생산시 잉여의 SNG가 많이 발생되고 있어 이러한 낭비되는 에너지원의 효율적 활용방안에 관한 논의가 크게 대두되고 있다.With this SNG technology, it is possible to obtain eco-friendly effect by reducing the production cost and the amount of pollutants generated by using the same amount of coal as LNG, but at a low cost. However, the present SNG production generates a large amount of surplus SNG, and the discussion on the efficient utilization of such a waste energy source is greatly discussed.

한편, 연료전지는 높은 효율의 열병합 발전과 온실가스 저감 가능성으로 기존의 발전소와 지역난방시스템을 대체할 차세대 발전시스템으로 부상하고 있다. 특히 연료전지는 고온의 폐열이 활용범위가 넓은 장점이 있어 각종 정치형 발전시스템으로 널리 사용되고 있다.Fuel cells, on the other hand, are emerging as next generation generation systems to replace existing power plants and district heating systems due to the high efficiency of cogeneration and greenhouse gas reduction potential. In particular, fuel cells are widely used as various political power generation systems due to the advantage of wide range of utilization of high temperature waste heat.

이러한 연료전지에 공급되는 연료로 현재 천연가스가 대부분을 이루고 있고 전세계에 설치운용 중인 연료전지의 8~90%가 이에 해당된다. 그러나 이러한 천연가스는 고가이고 자원량이 한정되어 있는 한계가 있어, 최근 폐기물, 슬러지 등의 재생연료나 합성가스(syn gas)의 사용 등 연료 다변화가 시도되고 있다.Most of the fuel is supplied to the fuel cell, which currently accounts for 8 to 90% of the world's installed fuel cells. However, such natural gas is expensive and has a limited amount of resources. Recently, attempts have been made to diversify fuels such as the use of renewable fuels such as waste and sludge, syn gas.

그러나, 종래의 방식에 의해 연료전지에 가스 공급시 각종 불순물 함유, 설비 추가에 따른 비용 증가, 공정 복잡화 등의 문제가 있고 특히 천연가스를 사용시 혼합에 따른 분압 상승 등 위험요소가 커 이를 개선함이 절실한 실정이나, 아직까지 이를 해결하는 개시를 찾아볼 수 없다. However, when the gas is supplied to the fuel cell by the conventional method, there are problems such as the inclusion of various impurities, cost increase due to addition of equipment, complication of the process, and particularly, I can not find the situation that is desperate, and the initiative to solve it.

관련 기술로는 KR2013-0033536A, KR2009-0045574A 등이 있다.Related technologies include KR2013-0033536A and KR2009-0045574A.

본 발명의 목적은 잉여의 SNG를 연료전지에 공급함으로써 에너지효율을 증대시킬 수 있는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법을 제공하는 것이다.An object of the present invention is to provide a fuel cell supplying method of synthetic natural gas capable of increasing energy efficiency by supplying a surplus SNG to a fuel cell.

본 발명의 또 다른 목적은 이산화탄소 등 배출가스를 감축하여 친환경 효과를 구현할 수 있는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법을 제공하는 것이다.Another object of the present invention is to provide a fuel cell supplying method of a synthetic natural gas capable of realizing an environmentally friendly effect by reducing exhaust gas such as carbon dioxide.

본 발명의 또 다른 목적은 종래의 LNG에 비해 비용단가 등 원가를 절감할 수 있는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법을 제공하는 것이다.It is still another object of the present invention to provide a method for supplying a fuel cell of synthetic natural gas, which can reduce costs such as cost and cost compared to conventional LNG.

본 발명의 또 다른 목적은 상기 합성천연가스의 연료전지 공급방법을 통해 생성된 합성천연가스를 제공하는 것이다.It is still another object of the present invention to provide a synthetic natural gas produced by the fuel cell supplying method of the synthetic natural gas.

본 발명의 상기 및 기타의 목적들은 하기 설명되는 본 발명에 의하여 모두 달성될 수 있다.The above and other objects of the present invention can be achieved by the present invention described below.

본 발명의 하나의 관점은 연료를 가스화 설비로 이송하여 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하고 상기 합성가스를 수성화 설비로 이송하여 수소를 생성하고 상기 수소 및 일산화탄소를 메탄화 설비로 이송하여 합성천연가스를 생성하는 제1 공정 및, 상기 합성천연가스를 제1 공급부 및 제2 공급부를 거쳐 연료전지로 공급하는 제2 공정을 포함하고, 상기 제2 공정은 상기 제1 공급부로부터 상기 제2 공급부로 이송되는 합성천연가스 중 일부를 분기하여 상기 연료전지에 직접 공급하는 제1 농도조절부를 더 포함하는 합성천연가스의 연료전지 공급방법에 관한 것이다.One aspect of the present invention is a process for producing a synthesis gas comprising the steps of transferring a fuel to a gasification plant to produce a synthesis gas containing carbon monoxide, transferring the synthesis gas to a hydration plant to produce hydrogen, transferring the hydrogen and carbon monoxide to a methanation plant, And a second step of supplying the synthesis natural gas to the fuel cell via the first supply part and the second supply part, wherein the second step includes the step of supplying the synthesis natural gas from the first supply part to the second supply part And a first concentration controller for branching a part of the natural gas to be fed and directly supplying the natural gas to the fuel cell.

구체예에서, 상기 연료는 탄화수소계열의 원료일 수 있다.In an embodiment, the fuel may be a hydrocarbon-based feedstock.

구체예에서, 상기 연료를 가스화 설비로 이송하기 전에, 공기를 이용해 공기분리 설비로 산소를 생성하여 가스화 설비로 이송하는 단계를 더 포함할 수 있다.In an embodiment, before transferring the fuel to the gasification facility, it may further comprise generating air from the air separation facility using air and transferring the oxygen to the gasification facility.

구체예에서, 상기 수성화 설비에서의 합성가스는 H2/CO 몰비가 0.1 내지 3.0 일 수 있다.In an embodiment, the synthesis gas in the hydration plant may have an H2 / CO molar ratio of 0.1 to 3.0.

구체예에서, 상기 수소 및 일산화탄소를 메탄화 설비로 이송하기 전에, 이산화탄소와 산성 가스를 제거하는 단계를 더 포함할 수 있다.In an embodiment, before transferring the hydrogen and carbon monoxide to the methanation plant, the method may further include removing carbon dioxide and acid gas.

구체예에서, 상기 합성천연가스는 순도 95% 이상의 메탄 가스(CH4)를 포함할 수 있다.In an embodiment, the synthetic natural gas may comprise methane gas (CH4) with a purity of at least 95%.

구체예에서, 상기 연료전지는 용융탄산염 연료전지일 수 있다.In an embodiment, the fuel cell may be a molten carbonate fuel cell.

구체예에서, 상기 제2 공급부에서 연료전지로 공급되는 합성천연가스는 유량 1000 내지 2000kg/hr, 압력 100 내지 150mmH2O 일 수 있다.In an embodiment, the synthetic natural gas supplied to the fuel cell in the second supply portion may have a flow rate of 1000 to 2000 kg / hr and a pressure of 100 to 150 mmH2O.

구체예에서, 상기 제1 농도조절부에서의 합성천연가스는 이산화탄소 4 내지 5%, 산소 9 내지 10%, 질소 65 내지 68% 및 수분 19 내지 20% 를 포함할 수 있다. In an embodiment, the synthetic natural gas in the first concentration regulator may comprise 4 to 5% carbon dioxide, 9 to 10% oxygen, 65 to 68% nitrogen and 19 to 20% moisture.

구체예에서, 제2 농도조절부를 더 포함할 수 있다.In an embodiment, it may further comprise a second concentration adjuster.

구체예에서, 상기 연료전지에서의 합성천연가스는 온도 300 내지 400℃, 열량 40 내지 60 Gcal/hr 일 수 있다.In an embodiment, the synthetic natural gas in the fuel cell may be at a temperature of 300 to 400 占 폚 and a caloric value of 40 to 60 Gcal / hr.

본 발명의 다른 하나의 관점은 상기 방법에 의하여 연료전지로 공급되며 수소 1.5% 이하를 포함하는 합성천연가스(SNG)에 관한 것이다. Another aspect of the present invention relates to a synthetic natural gas (SNG) which is supplied to a fuel cell by the above method and contains not more than 1.5% of hydrogen.

본 발명에 따른 합성천연가스의 연료전지 공급방법은, 잉여의 SNG를 연료전지로 공급함으로써 에너지효율을 증대시키고 이산화탄소 등 배출가스를 감축하여 친환경 효과를 구현하고 종래의 LNG에 비해 비용단가 등 원가를 절감할 수 있는 효과가 있다.The method for supplying the synthetic gas to the fuel cell according to the present invention increases the energy efficiency by supplying the surplus SNG to the fuel cell and realizes the environmentally friendly effect by reducing the exhaust gas such as carbon dioxide and reduces the cost, There is an effect that can be saved.

도 1은 종래의 SNG 기술을 이용한 합성천연가스의 생성과정을 개략적으로 나타낸 개념도이다.
도 2는 본 발명의 일 구체예에 따른 합성천연가스의 연료전지 공급방법을 개략적으로 나타낸 공정도이다.
도 3은 본 발명의 일 구체예에 따라 합성천연가스를 메탄화설비에서 연료전지로 공급하는 일련의 과정을 나타낸 공정도이다.1 is a conceptual diagram schematically illustrating a process of producing synthetic natural gas using a conventional SNG technology.
2 is a process diagram schematically showing a method for supplying a fuel cell of synthetic natural gas according to one embodiment of the present invention.
3 is a process diagram showing a series of processes for supplying synthetic natural gas from a methanation plant to a fuel cell according to one embodiment of the present invention.

본 발명은 다양한 변환을 가할 수 있고 여러 가지 실시예를 가질 수 있는 바, 특정 실시예들을 도면에 예시하고 상세한 설명에 상세하게 설명하고자 한다. 그러나, 이는 본 발명을 특정한 실시 형태에 대해 한정하려는 것이 아니며, 본 발명의 사상 및 기술 범위에 포함되는 모든 변환, 균등물 내지 대체물을 포함하는 것으로 이해되어야 한다. 본 발명을 설명함에 있어서 관련된 공지 기술에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우 그 상세한 설명을 생략한다.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS The present invention is capable of various modifications and various embodiments, and specific embodiments are illustrated in the drawings and described in detail in the detailed description. It is to be understood, however, that the invention is not to be limited to the specific embodiments, but includes all modifications, equivalents, and alternatives falling within the spirit and scope of the invention. DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS Hereinafter, the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

본 출원에서 사용한 용어는 단지 특정한 실시예를 설명하기 위해 사용된 것으로, 본 발명을 한정하려는 의도가 아니다. 단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한, 복수의 표현을 포함한다. 본 출원에서, "포함하다" 또는 "가지다" 등의 용어는 명세서상에 기재된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다.The terminology used in this application is used only to describe a specific embodiment and is not intended to limit the invention. The singular expressions include plural expressions unless the context clearly dictates otherwise. In the present application, the terms "comprises" or "having" and the like are used to specify that there is a feature, a number, a step, an operation, an element, a component or a combination thereof described in the specification, But do not preclude the presence or addition of one or more other features, integers, steps, operations, elements, components, or combinations thereof.

또한, 본 발명에 따른 합성천연가스의 연료전지 공급방법은 발명의 목적 구현을 위하여 단일 반응기에서 수행할 수도 있고 또는 다중 반응기로 하나의 합성천연가스 제조 공정을 수행할 수도 있다.
In addition, the method for supplying the fuel cell of synthetic natural gas according to the present invention may be carried out in a single reactor for the purpose of implementing the invention, or may be carried out by a single reactor in a multiple reactor.

이하, 본 발명에 따른 합성천연가스의 연료전지 공급방법의 실시예를 첨부도면을 참조하여 상세히 설명하기로 하며, 첨부 도면을 참조하여 설명함에 있어, 동일하거나 대응하는 구성 요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다.
DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT Hereinafter, an embodiment of a method for supplying a fuel cell of a synthetic natural gas according to the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings, wherein like reference numerals designate like or corresponding components And redundant explanations thereof will be omitted.

합성천연가스의 연료전지 공급방법How to Supply Fuel Cells of Synthetic Natural Gas

도 2는 본 발명의 일 구체예에 따른 합성천연가스의 연료전지 공급방법을 나타낸 공정도이다. 2 is a process diagram showing a method for supplying a fuel cell of synthetic natural gas according to one embodiment of the present invention.

도 2를 참조하면, 본 발명에 따른 합성천연가스 제조(100)는, 공기분리 설비(131), 가스화 설비(133), 수성화 설비(135), 산성가스제거 및 황회수 설비(137), CO2 압축 설비(139) 및 메탄화 설비(140)를 이용하여 합성천연가스를 생성하는 제1 공정(A)과, 상기 메탄화 설비(140)를 통해 생성된 합성천연가스를 제1 공급부(151) 및 제2 공급부(153)를 거쳐 연료전지(150)로 공급하고 상기 제1 공급부로부터 상기 제2 공급부로 이송되는 상기 합성천연가스 중 일부를 분기하여 상기 연료전지로 직접 공급하는 제1 농도조절부를 더 포함하는 제2 공정(B)을 포함할 수 있다.
2, a synthetic natural gas production system 100 according to the present invention includes an air separation facility 131, a gasification facility 133, a hydration facility 135, an acid gas removal and sulfur recovery facility 137, (A) for generating synthetic natural gas using the CO2 compression facility (139) and the methanation facility (140), and a second step (A) for producing the natural gas produced through the methanation facility ) And the second supply unit 153 to supply the fuel to the fuel cell 150, and a part of the synthetic natural gas to be delivered from the first supply unit to the second supply unit is branched and directly supplied to the fuel cell And a second step (B) which further includes a second step.

제1 공정First step

상기 제1 공정(A)은, 연료를 가스화 설비(133)로 이송하여 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하고 상기 합성가스를 수성화 설비(135)로 이송하여 수소를 생성하고 상기 수소 및 일산화탄소를 메탄화 설비(140)로 이송하여 합성천연가스를 생성하는 단계를 포함할 수 있다.In the first step (A), the fuel is transferred to the gasification facility 133 to generate a synthesis gas containing carbon monoxide, the synthesis gas is transferred to the hydration facility 135 to generate hydrogen, and the hydrogen and carbon monoxide And transferring the natural gas to a methanation plant 140 to produce synthetic natural gas.

상기 연료는 탄화수소계열의 원료일 수 있다. 상기 탄화수소계열의 연료는 예를들면 석탄, 바이오매스, 폐기물 또는 중질잔사유 등일 수 있고, 바람직하게는 석탄일 수 있다. 그러나, 본 발명의 기술적 사상을 구현하는 것이라면 그 종류가 이에 제한되지 않는다.The fuel may be a hydrocarbon-based feedstock. The hydrocarbon-based fuel may be, for example, coal, biomass, waste or heavy residues, and may preferably be coal. However, the type of the present invention is not limited thereto as far as it implements the technical idea of the present invention.

상기 연료를 가스화 설비(133)로 이송하기 전에, 공기를 이용해 공기분리 설비(131)로 산소를 생성하여 가스화 설비(133)로 이송하는 단계를 더 포함할 수 있다. The method may further include generating air from the air separation facility 131 using air to the gasification facility 133 before transferring the fuel to the gasification facility 133.

상기 공기분리 설비(ASU, Air Separation Unit)(131)는 공기를 산소(O2)와 질소(N2)로 분리하는 장치로, 상기 공기분리 설비(131)로부터 생성된 산소(O2)는 가스화 설비(133)로 이송될 수 있다. 합성천연가스는 순도 99.5% 이상의 산소를 필요로 하며 상기 공기분리 설비를 통하여 고순도의 산소를 공급할 수 있다. 또한, 상기 공기분리 설비(11)에서 생성된 산소(O2) 중 일부는 제2 공정의 연료전지(150)로도 공급되어 사용될 수 있다.The air separation unit (ASU) 131 is an apparatus for separating air into oxygen (O 2) and nitrogen (N 2). O 2 generated from the air separation facility 131 is supplied to a gasification facility 133, respectively. The synthetic natural gas requires oxygen having a purity of 99.5% or more and can supply oxygen of high purity through the air separation facility. Some of the oxygen (O2) generated in the air separation facility 11 may also be supplied to the fuel cell 150 of the second process.

상기 가스화 설비(Gasfier)(133)는 고온고압 상태에서 부분산화반응을 통해 석탄을 가스화하는 장치로, 이에는 전처리를 거친 연료와, 상기 공기분리 설비(131)에서 나온 산소(O2) 및 물이 이송될 수 있다. 상기 가스화 설비(133)에서는 상기 석탄, 산소(O2) 및 물이 서로 반응하여 산화탄소(CO, CO2)가 생성될 수 있다. 상기 가스화 설비(133)에서 생성된 가스는 산화탄소(CO, CO2)가 대부분을 이루며, 그밖에 수소(H2)나 다른 여러 가지 가스도 함께 생성될 수 있다. 상기 가스화 설비(133)에서 생성된 가스 중 일산화탄소(CO)가 메탄화 설비(140)에서 합성천연가스 제조에 이용될 수 있다. 상기 가스화 설비(133)에서 생성된 일산화탄소(CO) 중 일부는 수성화 설비(135)로 유입되어 수소(H2) 제조에 사용되고, 나머지는 가스냉각기(미도시) 등으로 바이패스 될 수 있다. 상기 가스냉각기로 바이패스된 가스는 냉각된 후 상기 메탄화 설비(140)로 공급되어 합성천연가스 제조에 이용될 수 있다.The gasification unit 133 is a unit for gasifying coal through a partial oxidation reaction at a high temperature and a high pressure. The gasification unit 133 includes a pre-treated fuel and oxygen (O 2) and water Lt; / RTI > In the gasification facility 133, the coal, oxygen (O 2), and water react with each other to generate carbon monoxide (CO, CO 2). The gas generated in the gasification unit 133 is mostly composed of carbon monoxide (CO, CO 2), and hydrogen (H 2) and various other gases may be generated. Carbon monoxide (CO) in the gas generated in the gasification facility 133 may be used in the synthesis of natural gas in the methanation plant 140. Some of the carbon monoxide (CO) generated in the gasification unit 133 may be introduced into the hydration unit 135 to be used for producing hydrogen (H2), and the remainder may be bypassed to a gas cooler (not shown). The gas bypassed by the gas cooler may be cooled and then supplied to the methanation plant 140 for use in the production of synthetic natural gas.

상기 수성화 설비(WGS, Water Gas Shift)(135)는 수소와 일산화탄소의 농도비 조절을 통해 수소(H2) 가스의 농축도를 향상시키고 메탄화 반응 전환율을 증대시키는 장치이다. 상기 수성화 설비(135)에서는 공급된 물이 스팀으로 변환되고 상기 스팀의 존재 하에 일산화탄소(CO)가 수소(H2) 및 이산화탄소(CO2)로 전환될 수 있다. 이때 상기 수성화 설비(135)에서 생성된 수소(H2)는 메탄화 설비(140)에서 합성천연가스 제조시 이용될 수 있다. 상기 수성화 설비에서 반응이 완료된 합성가스는 H2/CO 몰비가 0.1 내지 3.0 일 수 있고, 예를들어 1.0 내지 2.0 일 수 있다. 상기 범위에서 수성화 전환시 코킹으로 인한 촉매의 비활성화가 일어나 설비 내 압력이 상승하고 수율이 떨어지는 것을 방지하고, 공정의 경제성 측면에서 경쟁력 하락을 방지할 수 있다. The water gas shift (WGS) 135 is a device for increasing the concentration of hydrogen (H2) gas and increasing the conversion rate of methanation reaction by controlling the concentration ratio of hydrogen and carbon monoxide. In the hydration facility 135, the supplied water is converted into steam, and carbon monoxide (CO) can be converted into hydrogen (H 2) and carbon dioxide (CO 2) in the presence of the steam. At this time, the hydrogen (H2) generated in the hydration facility 135 can be used in the synthesis of natural gas in the methanation plant 140. The reaction gas in the hydration plant may have a H2 / CO molar ratio of 0.1 to 3.0, for example 1.0 to 2.0. In the above range, inactivation of the catalyst due to caulking occurs at the time of conversion to water, so that the pressure in the equipment is increased, the yield is prevented from being lowered, and the reduction in competitiveness in terms of economical efficiency of the process can be prevented.

상기 수소 및 일산화탄소를 메탄화 설비(140)로 이송하기 전에, 이산화탄소와 산성 가스를 제거하는 단계를 더 포함할 수 있다. The method may further include removing carbon dioxide and acid gas prior to transferring the hydrogen and carbon monoxide to the methanation plant 140.

상기 산성가스제거 및 황회수 설비(137)는 산성가스제거기(AGR, Acid Gas Removal)와 황회수기(SRU, Sulfur Recovery Unit)을 포함하는 장치로, 상기 산성가스제거기는 연료 가스에 함유된 황, 이산화탄소 등 가스를 제거하고 상기 황회수기는 황화수소(H2S)를 산화시켜 원소 황(S)을 생성할 수 있다. 상기 메탄화 설비(140)로 이송하기 전에, 상기 수성화 설비(135)에서 생성된 수소(H2) 및 이산화탄소(CO2)와 가스냉각기에서 냉각된 일산화탄소(CO)와 이산화탄소(CO2)는 산성가스제거 및 황회수 설비(137)로 이송될 수 있다. 이때 이산화탄소(CO2)가 산성가스제거기를 통해 먼저 제거되고 그 다음에 황 성분(Sulfur)은 황회수기를 거치면서 회수될 수 있다. 상기 산성가스제거기를 통과한 가스는 거의 일산화탄소(CO)와 수소(H2)의 혼합물일 수 있고, 이후에 메탄화 설비(140)로 이송될 수 있다. 한편, 상기 제거된 이산화탄소(CO2)는 CO2 압축 설비(139)로 이송되어 순도 99& 이상의 이산화탄소로 정제될 수 있다. The acid gas removal and sulfur recovery facility 137 is an apparatus including an acid gas remover (AGR) and a sulfur recovery unit (SRU). The acid gas removal unit removes sulfur, Carbon dioxide and the like, and the sulfur recovery unit can oxidize hydrogen sulfide (H2S) to generate elemental sulfur (S). Before being transferred to the methanation facility 140, the hydrogen (H2) and carbon dioxide (CO2) generated in the hydration facility 135 and the carbon monoxide (CO) and carbon dioxide (CO2) And to the sulfur recovery facility 137. At this time, the carbon dioxide (CO2) is firstly removed through the acid gas remover, and then the sulfur component can be recovered through the sulfur recoverer. The gas that has passed through the acid gas scrubber may be a mixture of carbon monoxide (CO) and hydrogen (H2), which may then be transferred to the methanation plant 140. Meanwhile, the removed carbon dioxide (CO 2) may be transferred to the CO2 compression facility 139 and purified with carbon dioxide having a purity of 99 or more.

상기 메탄화 설비(Methanation Unit)(140)는 연료 가스 중 일산화탄소(CO)와 수소(3H2)를 니켈(Ni)이 주성분인 촉매 하에서 반응시켜 메탄 가스(CH4)와 수증기(H20)를 포함하는 합성천연가스(SNG)를 생성하는 메탄화 반응이 일어나는 장치이다. 이하에서 상기 합성천연가스(SNG)는 편의상 메탄 가스(CH4)로 칭할 수 있다. 상기 합성천연가스는 순도 95% 이상의 메탄 가스(CH4)를 포함할 수 있다. 상기 합성천연가스는 95% 메탄 가스(CH4), 3.5% 이하의 아르곤질소(N2Ar), 1.5% 이하의 수소(H2)를 포함하며 반응효율이 향상될 수 있다. 또한 상기 메탄화 설비(140)에서 생성된 메탄 가스(CH4)는 연료전지(150)로의 공급을 위해 제2 공정(B)으로 이송될 수 있다.
The methanation unit 140 reacts carbon monoxide (CO) and hydrogen (3H2) in the fuel gas under a catalyst mainly composed of nickel (Ni) to produce a synthesis including methane gas (CH4) and water vapor It is a device where a methanation reaction occurs to produce natural gas (SNG). Hereinafter, the synthetic natural gas (SNG) may be conveniently referred to as methane gas (CH4). The synthetic natural gas may contain methane gas (CH4) having a purity of 95% or more. The synthetic natural gas includes 95% methane gas (CH4), 3.5% or less argon nitrogen (N2Ar), and 1.5% or less hydrogen (H2), and the reaction efficiency can be improved. Also, the methane gas CH4 generated in the methanation facility 140 may be transferred to the second process B for supply to the fuel cell 150.

제2 공정Second Step

상기 제2 공정(B)은 상기 메탄화 설비(140)를 통해 생성된 합성천연가스를 제1 공급부(151) 및 제2 공급부(153)를 거쳐 연료전지(150)로 공급하고 상기 제1 공급부(151)로부터 상기 제2 공급부(153)로 이송되는 상기 합성천연가스 중 일부를 분기하여 상기 연료전지로 직접 공급하는 제1 농도조절부(155)를 더 포함할 수 있다. 또한, 도면에 도시되지 않았지만, 필요에 따라 예열기, 연소기, 터빈, 응축기, 열교환기 및 개질기 등을 더 포함할 수 있다.The second step (B) includes supplying the natural gas produced through the methanation unit 140 to the fuel cell 150 via the first supply unit 151 and the second supply unit 153, (155) for branching a part of the natural gas to be delivered to the second supply unit (153) and directly supplying the natural gas to the fuel cell. In addition, although not shown in the drawing, it may further include a preheater, a combustor, a turbine, a condenser, a heat exchanger, a reformer, and the like, if necessary.

상기 연료전지(150)는 예를들어, 용융탄산염 연료전지(Molten Carbonate Fuel Cell, MCFC)일 수 있으나, 본 발명의 기술적 사상을 구현할 수 있는 것이라면 이에 한정되지 않고 다른 종류의 연료전지도 사용할 수 있다.The fuel cell 150 may be, for example, a Molten Carbonate Fuel Cell (MCFC), but other types of fuel cells may be used as long as they can implement the technical idea of the present invention. .

상기 메탄화 설비(140)에서 응축 생성된 물(H20)은 상기 연료전지(150)로 공급되어 이용할 수 있다. 상기 메탄화 설비(140)에서 상기 연료전지(150)로 공급되는 물(H20)의 양은 상기 연료전지(150)의 애노드에서 필요로 하는 수소의 양에 따라 조절될 수 있다. 상기 메탄화 설비(140)에서 응축 생성된 물(H20)은 상기 연료전지(150)의 제1 공급부(151)를 거쳐 제2 공급부(153)로 순차 공급되고 상기 제2 공급부(153)에서는 상기 메탄가스(CH4)와 상기 물(H20)이 반응하여 수소(H2)를 생성할 수 있다. 상기 메탄화 설비(140)에서 생성된 메탄 가스(CH4)는 예열기에서 예열한 후 상기 연료전지(150)로 유입될 수 있다.The water (H20) condensed and generated in the methanation facility 140 may be supplied to the fuel cell 150 and used. The amount of water H20 supplied to the fuel cell 150 in the methanation facility 140 may be adjusted according to the amount of hydrogen required in the anode of the fuel cell 150. [ The water H20 condensed and generated in the methanating unit 140 is sequentially supplied to the second supply unit 153 through the first supply unit 151 of the fuel cell 150, Methane gas (CH 4) and water (H 2 O) react with each other to generate hydrogen (H 2). The methane gas (CH4) generated in the methanation unit (140) may be preheated in the preheater and then introduced into the fuel cell (150).

보다 구체적으로, 상기 연료전지(150)는 제1 공급부(151), 제2 공급부(151) 및 스택을 포함하고 상기 스택은 연료극인 애노드(Anode), 공기극인 캐소드(Cathode) 및 전해질을 포함할 수 있으며, 상기 제1 공급부(151)로부터 상기 제2 공급부(153)로 이송되는 상기 합성천연가스 중 일부를 분기하여 상기 연료전지로 직접 공급하는 제1 농도조절부(155)를 더 포함할 수 있다.More specifically, the fuel cell 150 includes a first supply part 151, a second supply part 151 and a stack, and the stack includes an anode which is a fuel electrode, a cathode which is an air electrode, and an electrolyte And may further include a first concentration control unit 155 for directly branching a portion of the natural gas to be delivered to the second supply unit 153 from the first supply unit 151, have.

상기 제1 공급부(151)는 예를들어, 탈황된 연료나 증류수 등 극미세의 불순물을 정제하고 메탄화되지 않는 탄화수소 기체 등을 메탄으로 전환시켜 순도를 더 증진시키는 역할을 수행하고 고순도로 정제된 합성천연가스를 제2 공급부로 이송하기 위한 목적에서 포함될 수 있다. 구체적으로, 상기 제1 공급부(151)는 예를들어 400℃ 정도에서 작동하여 합성천연가스에 포함된 C2+ 이상의 탄소수를 갖는 탄화수소를 제거하여 C1 이하의 탄화수소 즉 CH4으로 전환시켜주는 역할을 수행할 수 있다.The first supply part 151 serves to purify ultrafine impurities such as, for example, desulfurized fuel or distilled water, convert the hydrocarbon gas or the like which is not methanized into methane to further enhance the purity, May be included for the purpose of transferring the natural gas to the second supply part. For example, the first supply unit 151 may operate at about 400 ° C. to remove hydrocarbons having a carbon number of C2 + or more contained in the synthetic natural gas and convert the hydrocarbons to C1 or less, that is, CH4. have.

상기 제2 공급부(153)는 예를들어, 700℃ 이상에서 작동하며 제1 공급부(151)의 합성천연가스에 포함된 CH4 을 H2, CO, CO2로 변환시키기 위한 목적으로 포함될 수 있다. 이러한 제2 공급부(153)를 통해 상기 합성천연가스가 연료전지로 공급되기 전에 애노드 및 캐소드 반응 성분이 구별될 수 있다. 구체적으로, 상기 제2 공급부(153)는 상기 예열기를 거친 상기 메탄가스(CH4)와 메탄화 설비(140)에서 응축 생성된 물(H20)이 서로 반응하여 수소(H2)를 생성할 수 있다. 상기 수소(H2)는 상기 애노드로 공급되고 상기 애노드에서 필요로 하는 수소(H2)의 양에 따라 상기 메탄화 설비(140)에서 상기 제2 공급부(153)로 공급되는 물(H20)의 양을 조절할 수 있다. 상기 캐소드에는 산소(O2) 및 이산화탄소(CO2)가 공급될 수 있다. 상기 캐소드는 상기 공기분리 설비(131)에서 분리된 산소(O2) 중 일부를 공급받고 이산화탄소(CO2)는 별도로 외부에서 공급받을 수 있다. 상기 연료전지(150)에서 필요한 산소 공급을 위해 상기 합성천연가스 생성 공정(A)의 공기분리 설비(131)가 사용되기 때문에 산소 공급을 위한 별도의 설비가 필요하지 않으므로 설비 비용이 절감될 수 있다. 상기 연료전지(150)의 애노드와 캐소드에서는 상기 수소(H2), 산소(O2) 및 이산화탄소(CO2)에 의하여 전기 및 물(H2O)이 발생될 수 있다.The second supply unit 153 may be included for the purpose of converting CH4 contained in the synthetic gas of the first supply unit 151 into H2, CO, and CO2, for example, operating at 700 ° C or higher. The anode and cathode reaction components can be distinguished through the second supply unit 153 before the synthetic natural gas is supplied to the fuel cell. Specifically, the second supply unit 153 can generate hydrogen (H2) by reacting the methane gas (CH4) passing through the preheater and the water (H2O) condensed and generated in the methanation equipment (140). The hydrogen H2 is supplied to the anode and the amount of water H20 supplied from the methanation facility 140 to the second supply unit 153 is controlled according to the amount of hydrogen H2 required at the anode Can be adjusted. The cathode may be supplied with oxygen (O 2) and carbon dioxide (CO 2). The cathode may be supplied with a portion of oxygen (O2) separated from the air separation facility 131, and carbon dioxide (CO2) may be separately supplied from the outside. Since the air separation facility 131 of the synthetic natural gas generating process A is used for supplying the necessary oxygen to the fuel cell 150, a separate facility for supplying oxygen is not needed, so that facility cost can be reduced . In the anode and the cathode of the fuel cell 150, electricity and water (H2O) may be generated by the hydrogen (H2), oxygen (O2), and carbon dioxide (CO2).

상기 제2 공급부(153)에서 연료전지(150)로 공급되는 합성천연가스는 유량이 1000 내지 2000kg/hr, 예를들어 1200 내지 1800kg/hr 일 수 있다. 상기 유량 범위에서 연료전지에 공급시 최적의 속도로 공급됨으로써 에너지 이용효율이 보다 증대되는 장점이 있다. 또한, 상기 제2 공급부(153)에서 연료전지(150)로 공급되는 합성천연가스는 압력이 100 내지 150mmH2O , 예를들어 110 내지 140 mmH2O 일 수 있다. 상기 압력 범위에서 메탄의 전환율과 수율이 감소하는 문제를 방지하여 연료전지의 에너지원으로 공급된 고순도의 메탄 가스(CH4) 성능을 유지할 수 있다.The synthetic natural gas supplied from the second supply unit 153 to the fuel cell 150 may have a flow rate of 1000 to 2000 kg / hr, for example, 1200 to 1800 kg / hr. And is supplied at an optimum speed when the fuel cell is supplied to the fuel cell in the flow rate range. The synthetic natural gas supplied to the fuel cell 150 from the second supply unit 153 may have a pressure of 100 to 150 mmH2O, for example, 110 to 140 mmH2O. It is possible to prevent the methane conversion rate and the yield from decreasing in the above-mentioned pressure range and to maintain the high purity methane gas (CH4) performance supplied to the energy source of the fuel cell.

상기 제1 농도조절부(155)는 상기 제1 공급부(151)로 부터 상기 제2 공급부(153)로 이송되는 합성천연가스 즉 CH4을 포함하는 가스의 일부를 분기하여 상기 연료전지의 스택으로 제공하기 위한 목적으로 더 포함될 수 있다. 이와 같이 상기 제1 공급부(151)로부터 생성되는 합성천연가스의 일부를 제2 공급부(153)를 거치지 않고 바로 연료전지(300)의 음극으로 공급함으로써, 해당 합성천연가스가 제2 공급부(153)를 거쳐 연료전지(300)의 음극으로 공급되는 합성천연가스와 합쳐져 연료전지(150)의 음극에 제공되는 연료 가스의 메탄 농도를 최적의 비율로 조절할 수 있는 효과가 있다.The first concentration regulator 155 branches a part of the gas including the synthetic natural gas, that is, CH4, conveyed from the first supply part 151 to the second supply part 153 and supplies it to the stack of the fuel cell And may be further included for the purpose of. A portion of the natural gas produced from the first supply unit 151 is directly supplied to the cathode of the fuel cell 300 without passing through the second supply unit 153 so that the natural gas is supplied to the second supply unit 153, And the synthetic natural gas supplied to the cathode of the fuel cell 300 through the first and the second fuel cells 300 and 300 to control the methane concentration of the fuel gas supplied to the cathode of the fuel cell 150 at an optimum ratio.

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상기 제2 공정은 상기 제1 농도조절부(155) 이외에 제2 농도조절부를 더 포함할 수 있다. 상기 제2 농도조절부(미도시)는 상기 제1 농도조절부를 통과하여 순도 등이 정제된 합성천연가스를 보다 더 정제시키기 위한 것으로, 이를 통해 합성천연가스의 순도 및 열량 등 반응효율이 더욱 상승될 수 있다. 또한, 다른 구체예에서, 상기 제2 농도조절부 이후에 제3 농도조절부 및 제4 농도조절부를 더 포함할 수도 있으며, 본 발명의 목적을 구현하기 위한 것이라면 그 개수나 형식이 제한되지 않는다. The second process may further include a second concentration controller in addition to the first concentration controller 155. The second concentration regulator (not shown) further purifies the synthetic natural gas whose purity is purified through the first concentration regulator, thereby increasing the reaction efficiency such as the purity and the amount of the synthetic natural gas . In addition, in another embodiment, the third concentration controller may further include a third concentration controller and a fourth concentration controller after the second concentration controller, and the number and the format thereof are not limited as long as the objects of the present invention are realized.

상기와 같이 본 발명의 일 구체예에 따라 제1 공정(A) 및 제2 공정(B)을 거쳐 연료전지(150)로 합성천연가스가 공급될 수 있다. 이때 상기 연료전지(150)에서의 합성천연가스는, 온도가 300 내지 400℃, 예를들어 320 내지 380℃ 일 수 있다. 상기 온도 범위에서 메탄합성촉매의 코킹(ckoking)이나 소결(sintering)로 인한 비활성화 및 역수성가스 전환반응이 발생하여 메탄의 전환율과 수율이 감소하는 문제를 방지하고 연료전지의 에너지원으로 공급된 고순도의 메탄 가스(CH4) 성능을 유지할 수 있다. 또한 상기 연료전지(150)에서의 합성천연가스는 열량이 40 내지 60 Gcal/hr, 예를들어 45 내지 55 Gcal/hr 일 수 있다. 상기 열량 범위에서 본 발명의 일 구체예에 따라 생성된 상기 합성천연가스는 최적의 반응효율을 지니고, 또한 에너지 이용효율이 증대되는 장점이 있다.
As described above, the synthesis natural gas may be supplied to the fuel cell 150 through the first step (A) and the second step (B) according to one embodiment of the present invention. At this time, the synthetic natural gas in the fuel cell 150 may have a temperature of 300 to 400 ° C, for example, 320 to 380 ° C. It is possible to prevent the problem of reduction in conversion and yield of methane due to the inactivation due to coking or sintering of the methane synthesis catalyst and the reverse water gas conversion reaction in the above temperature range, Methane gas (CH4) performance can be maintained. Also, the synthetic natural gas in the fuel cell 150 may have a calorific value of 40 to 60 Gcal / hr, for example, 45 to 55 Gcal / hr. The synthetic natural gas produced according to one embodiment of the present invention has the advantage that the optimum reaction efficiency and energy utilization efficiency are increased in the above calorie range.

합성천연가스Synthetic natural gas

본 발명의 다른 하나의 관점은 상기 방법에 의하여 연료전지에 공급되며 수소 1.5% 이하를 포함하는 합성천연가스(SNG)에 관한 것이다. Another aspect of the present invention relates to synthetic natural gas (SNG) which is supplied to the fuel cell by the above method and contains not more than 1.5% of hydrogen.

본 발명의 일 구체예에 따라, 공기분리 설비(131), 가스화 설비(133), 수성화 설비(135), 산성가스제거 및 황회수 설비(137), CO2 압축 설비(139) 및 메탄화 설비(140)를 이용하여 합성천연가스를 생성하는 제1 공정(A)과, 상기 메탄화 설비(140)를 통해 생성된 합성천연가스를 제1 공급부(151) 및 제2 공급부(153)를 거쳐 연료전지(150)에 공급하고, 상기 제1 공급부로부터 상기 제2 공급부로 이송되는 상기 합성천연가스 중 일부를 분기하여 상기 연료전지에 직접 공급하는 제1 농도조절부를 더 포함하는 제2 공정(B)을 거쳐 연료전지로 합성천연가스를 공급할 수 있다. 이때 상기 공급되는 합성천연가스는 메탄 가스(CH4) 순도 95% 이상, 아르곤질소(N2Ar) 3.5% 이하, 수소(H2) 1.5% 이하로 연료전지의 반응효율이 보다 향상될 수 있다.According to one embodiment of the present invention, an air separation facility 131, a gasification facility 133, a hydration facility 135, an acid gas removal and sulfur recovery facility 137, a CO2 compression facility 139, (A) for generating synthetic natural gas using the natural gas supply unit 140 and the natural gas produced through the methanation unit 140 through the first supply unit 151 and the second supply unit 153 (B) further comprising a first concentration adjusting unit for supplying the fuel to the fuel cell (150) and for branching a part of the natural gas to be delivered from the first supplying unit to the second supplying unit ) To supply the synthetic natural gas to the fuel cell. At this time, the supplied synthetic natural gas may have a methane gas (CH4) purity of 95% or more, argon nitrogen (N2Ar) of 3.5% or less, and hydrogen (H2) of 1.5% or less.

또한, 상기 연료전지에 공급되는 합성천연가스(SNG)는, 잉여의 SNG를 연료전지로 공급함으로써 에너지효율을 증대시키고 이산화탄소 등 배출가스를 감축하여 친환경 효과를 구현하고 종래의 LNG에 비해 비용단가 등 원가를 절감할 수 있는 효과가 있다.
In addition, the synthetic natural gas (SNG) supplied to the fuel cell increases the energy efficiency by supplying surplus SNG to the fuel cell, realizes an environmentally friendly effect by reducing the emission gas such as carbon dioxide, It is possible to reduce the cost.

20 : 석탄 원료 21 : 공기분리 설비
22 : 가스화기 23 : 집진기
24 : 수성화 설비 25 : 가스 정제기
26 : 메탄화 설비 27 : 열조 설비
28 : 증기터빈 29 : 발전기
30 : 발전소
100 : 합성천연가스 제조 개관 131 : 공기분리 설비
133 : 가스화 설비 135 : 수성화 설비
137 : 산성가스 제거 및 황회수 설비 139 : 압축 설비
140 : 메탄화 설비 150 : 연료전지
151 : 제1 공급부 153 : 제2 공급부
155 : 제1 농도조절부
A : 합성천연가스 생성(제1 공정) B : 잉여SNG 공급(제2 공정)20: Coal raw material 21: Air separation facility
22: Gasifier 23: Dust collector
24: Water hydration facility 25: Gas purifier
26: Methanation facility 27: Thermal facility
28: Steam turbine 29: Generator
30: Power station
100: Synthetic natural gas production overview 131: Air separation plant
133: Gasification facility 135: Water conditioning facility
137: Acid gas removal and sulfur recovery facility 139: Compression facility
140: Methanation facility 150: Fuel cell
151: first supply part 153: second supply part
155: first concentration control unit
A: Synthesis of natural gas (first process) B: Supply of excess SNG (second process)

Claims (12)

연료를 가스화 설비로 이송하여 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하고,
상기 합성가스를 수성화 설비로 이송하여 수소를 생성하고, 그리고
상기 수소 및 일산화탄소를 메탄화 설비로 이송하여 합성천연가스를 생성하는 제1 공정; 및
상기 메탄화 설비에서 나온 합성천연가스를, 상기 합성천연가스에 포함된 탄소수 2 이상의 탄화수소를 제거하고, 메탄(CH4)으로 전환시키는 제1 공급부와, 상기 제1 공급부를 거친 합성천연가스에 포함된 메탄을 수소로 변환시키는 제2 공급부로 순차 이송하고, 그리고 상기 제2 공급부에서 나온 합성천연가스를 연료전지로 공급하는 제2 공정;을 포함하며,
상기 제2 공정에서, 상기 제1 공급부로부터 상기 제2 공급부로 이송되는 상기 합성천연가스 중 일부는, 제1 농도조절부로 분기되어 상기 연료전지에 직접 공급되며,
상기 제2 공급부에서 연료전지로 공급되는 합성천연가스는 유량: 1000~2000kg/hr 및 압력: 100~150mmH2O 이며,
상기 연료전지에서의 합성천연가스는 온도: 300~400℃ 및 열량: 40~60 Gcal/hr 인 합성천연가스의 연료전지 공급방법.
Transferring the fuel to a gasification facility to produce a synthesis gas comprising carbon monoxide,
Transferring the syngas to a hydration facility to produce hydrogen, and
A first step of transferring the hydrogen and carbon monoxide to a methanation plant to produce synthetic natural gas; And
A first supply part for removing the synthetic natural gas from the methanation plant and for removing the hydrocarbon having 2 or more carbon atoms contained in the synthetic natural gas and converting the natural gas into methane (CH4); and a second supply part And a second step of sequentially delivering the natural gas from the second supply unit to the fuel cell,
In the second step, a part of the natural gas that is delivered from the first supply unit to the second supply unit is branched to the first concentration control unit and directly supplied to the fuel cell,
The synthetic natural gas supplied from the second supply unit to the fuel cell has a flow rate of 1000 to 2000 kg / hr and a pressure of 100 to 150 mmH 2 O,
Wherein the synthetic natural gas in the fuel cell has a temperature of 300 to 400 占 폚 and a heat capacity of 40 to 60 Gcal / hr.
제1항에 있어서,
상기 연료는 탄화수소계열의 원료인 것을 특징으로 하는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법.
The method according to claim 1,
Wherein the fuel is a hydrocarbon-based feedstock.
제1항에 있어서,
상기 연료를 가스화 설비로 이송하기 전에, 공기를 이용해 공기분리 설비로 산소를 생성하여 가스화 설비로 이송하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법.
The method according to claim 1,
Further comprising the step of generating oxygen from the air separation facility using air to the gasification facility prior to transferring the fuel to the gasification facility.
제1항에 있어서,
상기 수성화 설비에서 반응이 완료된 합성가스는 H2/CO 몰비가 0.1 내지 3.0 인 것을 특징으로 하는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법.
The method according to claim 1,
Wherein the synthesis gas having been reacted in the hydration plant has an H2 / CO molar ratio of 0.1 to 3.0.
제1항에 있어서,
상기 수소 및 일산화탄소를 메탄화 설비로 이송하기 전에, 이산화탄소와 산성 가스를 제거하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법.
The method according to claim 1,
Further comprising the step of removing carbon dioxide and acid gas prior to transferring said hydrogen and carbon monoxide to the methanation plant.
삭제delete 제1항에 있어서,
상기 연료전지는 용융탄산염 연료전지인 것을 특징으로 하는, 합성천연가스의 연료전지 공급방법.
The method according to claim 1,
Wherein the fuel cell is a molten carbonate fuel cell.
삭제delete 삭제delete 삭제delete 삭제delete 삭제delete
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