KR102153759B1 - Ship - Google Patents

Ship Download PDF

Info

Publication number
KR102153759B1
KR102153759B1 KR1020150186595A KR20150186595A KR102153759B1 KR 102153759 B1 KR102153759 B1 KR 102153759B1 KR 1020150186595 A KR1020150186595 A KR 1020150186595A KR 20150186595 A KR20150186595 A KR 20150186595A KR 102153759 B1 KR102153759 B1 KR 102153759B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
fuel cell
supplied
raw material
steam
unit
Prior art date
Application number
KR1020150186595A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR20170076928A (en
Inventor
오태영
Original Assignee
한국조선해양 주식회사
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 한국조선해양 주식회사 filed Critical 한국조선해양 주식회사
Priority to KR1020150186595A priority Critical patent/KR102153759B1/en
Publication of KR20170076928A publication Critical patent/KR20170076928A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR102153759B1 publication Critical patent/KR102153759B1/en

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J3/00—Driving of auxiliaries
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G5/00—Profiting from waste heat of combustion engines, not otherwise provided for
    • F02G5/02—Profiting from waste heat of exhaust gases
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04067—Heat exchange or temperature measuring elements, thermal insulation, e.g. heat pipes, heat pumps, fins
    • H01M8/04074—Heat exchange unit structures specially adapted for fuel cell
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • H01M8/04164—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal by condensers, gas-liquid separators or filters
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0625—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material in a modular combined reactor/fuel cell structure
    • H01M8/0631—Reactor construction specially adapted for combination reactor/fuel cell
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B2209/00—Energy supply or activating means
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/20—Fuel cells in motive systems, e.g. vehicle, ship, plane
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/40—Combination of fuel cells with other energy production systems
    • H01M2250/407—Combination of fuel cells with mechanical energy generators
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/12—Improving ICE efficiencies
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02T90/40—Application of hydrogen technology to transportation, e.g. using fuel cells

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)

Abstract

본 발명은 LNG(액화천연가스)를 공급하기 위한 원료 공급부, 원료수를 공급하기 위한 원료수 공급부, 상기 원료 공급부로부터 공급되는 LNG(액화천연가스) 및 상기 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 이용하여 전기를 생산하는 연료전지 시스템, 및 상기 연료전지 시스템에서 출력되는 직류전류(DC)를 교류전류(AC)로 변환하는 전력변환부를 포함하는 선박에 관한 것이다.The present invention uses a raw material supply unit for supplying LNG (liquefied natural gas), a raw material water supply unit for supplying raw material water, LNG (liquefied natural gas) supplied from the raw material supply unit, and raw material water supplied from the raw material water supply unit. The present invention relates to a fuel cell system for generating electricity, and a ship including a power converter for converting a direct current (DC) output from the fuel cell system into an alternating current (AC).

Description

선박{SHIP}Ship{SHIP}

본 발명은 환경 친화적인 선박에 관한 것이다.The present invention relates to an environmentally friendly vessel.

일반적으로 전체 에너지의 대부분은 화석연료로부터 얻고 있다. 그런데 화석연료의 매장량은 제한되어 있고, 화석연료의 사용은 대기오염 및 산성비, 지구 온난화 등 환경에 심각한 영향을 미치고 있다. 이러한 화석연료의 사용에 따른 문제점을 해결하기 위하여 환경 친화적인 발전시스템이 개발되고 있다. In general, most of the total energy comes from fossil fuels. However, the reserves of fossil fuels are limited, and the use of fossil fuels has serious effects on the environment, such as air pollution, acid rain, and global warming. In order to solve the problems associated with the use of fossil fuels, an environment-friendly power generation system is being developed.

환경 친화적인 발전시스템에는 햇빛, 물, 지열, 강수, 생물유기체 등을 포함하는 재생 가능한 에너지를 변환시켜 전기를 생산하는 발전시스템이 있다. 또한, 환경 친화적인 발전시스템에는 화석연료를 변환하거나 수소와 산소 등의 화학 반응을 통해 전기를 생산하는 연료전지를 포함하는 연료전지 시스템이 있다.Environmentally friendly power generation systems include power generation systems that generate electricity by converting renewable energy including sunlight, water, geothermal heat, precipitation, and biological organisms. In addition, environmentally friendly power generation systems include fuel cell systems that convert fossil fuels or generate electricity through chemical reactions such as hydrogen and oxygen.

연료전지는 사용되는 전해질의 종류에 따라, 알칼리 연료전지(AFC, Alkaline Fuel Cell), 인산형 연료전지(PAFC, Phosphoric Acid Fuel Cell), 용융탄산염 연료전지(MCFC, Molten Carbonate Fuel Cell), 고체산화물 연료전지(SOFC, Solid Oxide Fuel Cell), 고분자전해질 연료전지(PEMFC, Polymer Electrolyte Membrane Fuel Cell), 직접메탄올 연료전지(DMFC, Direct Methanol Fuel Cell) 등으로 분류된다. 이들 각각의 연료전지는 근본적으로 동일한 원리에 의해 작동되지만 운전온도, 전해질, 발전효율, 발전성능이 서로 다르다. 연료전지는 연료 및 스팀(H20)을 개질반응시키는 개질기로부터 수소가 포함된 연료를 공급받고, 외부로부터 공기를 공급받아 전기를 생산할 수 있다. 연소기는 연료전지에서 배출되는 배기가스를 연소시킴으로써 개질기를 가열한다.Depending on the type of electrolyte used, fuel cells include alkaline fuel cells (AFCs), phosphoric acid fuel cells (PAFCs), molten carbonate fuel cells (MCFCs), solid oxides. It is classified into fuel cells (SOFC, Solid Oxide Fuel Cell), Polymer Electrolyte Membrane Fuel Cell (PEMFC), and Direct Methanol Fuel Cell (DMFC). Each of these fuel cells operates based on fundamentally the same principle, but differs in operating temperature, electrolyte, power generation efficiency, and power generation performance. The fuel cell may generate electricity by receiving fuel containing hydrogen from a reformer for reforming fuel and steam (H 2 0) and receiving air from the outside. The combustor heats the reformer by burning the exhaust gas discharged from the fuel cell.

한편, 업계에서는 환경 친화적인 발전시스템인 연료전지 시스템과 가스를 이용하여 전기를 생산하는 가스터빈 및 스팀(H2O)을 이용하여 전기를 생산하는 스팀터빈을 복합적으로 사용하여 필요한 전력을 발전함과 동시에 전 세계적인 환경오염 규제에 대응할 수 있는 새로운 방안을 연구하고 있다.Meanwhile, in the industry, the fuel cell system, which is an environmentally friendly power generation system, and a gas turbine that generates electricity using gas and a steam turbine that generates electricity using steam (H 2 O) are used in combination to generate the necessary power At the same time, they are studying new ways to cope with global environmental pollution regulations.

그런데, 연료전지 시스템과 가스터빈 및 스팀터빈을 복합적으로 적용하는 종래 기술의 경우, 다음과 같은 문제점이 발생한다.However, in the case of the conventional technology in which a fuel cell system, a gas turbine, and a steam turbine are applied in combination, the following problems arise.

첫째, 종래에는 연료전지에 공급되는 공기를 별도의 가열장치를 설치하여 가열하였다. 이에 따라, 종래에는 연료전지 및 가스터빈에 사용되는 연료를 가열장치에도 공급해야 하므로 연료전지 및 가스터빈의 전기 생산량이 감소되고, 전기 생산 효율이 저하될 뿐만 아니라 발전시스템을 운영하기 위한 비용이 증가하는 문제가 있다.First, conventionally, air supplied to the fuel cell was heated by installing a separate heating device. Accordingly, conventionally, fuel used for fuel cells and gas turbines must be supplied to the heating device, so the amount of electricity produced by the fuel cells and gas turbines is reduced, the electricity production efficiency is reduced, and the cost for operating the power generation system is increased. There is a problem.

둘째, 종래에는 연료전지에 공급되는 공기를 가열하기 위해 별도의 가열장치를 설치해야 하므로 가열장치 설치비용이 상승하게 된다. 이에 따라, 종래에는 전기를 생산하기 위한 구축 비용이 상승하게 되는 문제가 있다.Second, since a separate heating device must be installed in order to heat the air supplied to the fuel cell in the related art, the installation cost of the heating device increases. Accordingly, in the related art, there is a problem that the construction cost for producing electricity increases.

셋째, 종래에는 연료전지에 공급되는 공기를 가열하기 위해 가열장치 설치공간이 필요하다. 따라서, 종래에는 가열장치 설치로 인해 전기를 생산 및 저장하기 위한 다른 장치들의 공간이 협소해지는 문제가 있다.Third, conventionally, a space for installing a heating device is required to heat air supplied to the fuel cell. Therefore, there is a problem in that the space of other devices for producing and storing electricity becomes narrow due to the installation of a heating device in the related art.

본 발명은 상술한 바와 같은 문제점을 해결하고자 안출된 것으로, 전기 생산량 및 전기 생산 효율을 향상시킬 수 있는 선박을 제공하기 위한 것이다.The present invention has been devised to solve the above-described problems, and is to provide a ship capable of improving electricity production and electricity production efficiency.

본 발명은 전기를 생산하기 위한 구축 비용을 줄일 수 있는 선박을 제공하기 위한 것이다.The present invention is to provide a ship that can reduce the construction cost for generating electricity.

본 발명은 설치공간의 범용성을 높일 수 있는 선박을 제공하기 위한 것이다.The present invention is to provide a ship that can increase the versatility of the installation space.

상술한 바와 같은 과제를 해결하기 위해서, 본 발명은 하기와 같은 구성을 포함할 수 있다.In order to solve the problems as described above, the present invention may include the following configuration.

본 발명에 따른 선박은 LNG(액화천연가스)를 공급하기 위한 원료 공급부; 원료수를 공급하기 위한 원료수 공급부; 상기 원료 공급부로부터 공급되는 LNG(액화천연가스) 및 상기 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 이용하여 전기를 생산하는 연료전지 시스템; 및 상기 연료전지 시스템에서 출력되는 직류전류(DC)를 교류전류(AC)로 변환하는 전력변환부를 포함하고, 상기 연료전지 시스템은 원료 공급부에서 공급되는 LNG(액화천연가스)를 전처리하기 위해 LNG(액화천연가스)를 기화시키는 LNG 증발기를 포함하는 원료처리부, 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 전처리하는 원료수 처리부, 상기 원료 처리부로부터 공급된 전처리된 연료와 상기 원료수 처리부로부터 공급된 스팀(H20)을 개질반응시키는 개질기, 및 상기 개질기를 가열하기 위한 연소기를 포함하는 수소생성부; 상기 수소생성부로부터 공급되는 수소를 포함하는 연료에 기초하여 전기를 생산하는 연료전지; 상기 연료전지에 공기를 공급하기 위한 공기공급부; 및 상기 공기공급부에서 공급되는 공기 및 상기 연소기에서 배출되는 배기가스를 열교환시키는 제1열교환부를 포함할 수 있다.The ship according to the present invention includes a raw material supply unit for supplying LNG (liquefied natural gas); A raw material water supply unit for supplying raw material water; A fuel cell system for generating electricity using LNG (liquefied natural gas) supplied from the raw material supply unit and raw material water supplied from the raw material water supply unit; And a power conversion unit for converting a direct current (DC) output from the fuel cell system into an alternating current (AC), wherein the fuel cell system includes LNG (Liquefied Natural Gas) supplied from the raw material supply unit to pretreat A raw material processing unit including an LNG evaporator for vaporizing liquefied natural gas), a raw material water treatment unit for pretreating the raw material water supplied from the raw material water supply unit, the pretreated fuel supplied from the raw material processing unit and the steam supplied from the raw material water treatment unit (H A hydrogen generation unit including a reformer for reforming 2 0) and a combustor for heating the reformer; A fuel cell for generating electricity based on fuel including hydrogen supplied from the hydrogen generating unit; An air supply unit for supplying air to the fuel cell; And a first heat exchanger configured to heat-exchange the air supplied from the air supply unit and the exhaust gas discharged from the combustor.

본 발명에 따른 선박에 있어서, 상기 제1열교환부는 상기 연소기에서 배출되는 배기가스의 폐열을 열원으로 하여 상기 연료전지에 공급되는 공기를 가열할 수 있다.In the ship according to the present invention, the first heat exchange unit may heat air supplied to the fuel cell using waste heat of exhaust gas discharged from the combustor as a heat source.

본 발명에 따르면, 다음과 같은 효과를 도모할 수 있다.According to the present invention, the following effects can be achieved.

본 발명은 연소기에서 배출되는 배기가스의 폐열을 이용하여 연료전지에 공급되는 공기를 가열하도록 구현됨으로써, 종래 가열장치에 공급되는 연료를 전기 생산에 사용할 수 있으므로 전기 생산량 및 전기 생산 효율을 향상시킬 수 있다.The present invention is implemented to heat air supplied to a fuel cell by using waste heat of exhaust gas discharged from a combustor, so that the fuel supplied to the conventional heating device can be used for electricity production, thereby improving the amount of electricity produced and the efficiency of electricity production. have.

본 발명은 연소기에서 배출되는 배기가스의 폐열을 이용하여 연료전지에 공급되는 공기를 가열하도록 구현됨으로써, 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 전기를 생산하는데 소모되는 구축비용을 절감할 수 있을 뿐만 아니라 설치공간에 대한 범용성을 높일 수 있다.The present invention is implemented to heat the air supplied to the fuel cell by using the waste heat of the exhaust gas discharged from the combustor, so that a separate heating device can be omitted, thereby reducing the construction cost consumed to produce electricity. Universality for installation space can be improved.

도 1은 본 발명에 따른 전체 시스템의 개념적인 구성도
도 2는 본 발명의 제1실시예에 따른 연료전지 시스템의 개념적인 구성도
도 3a, 도 3b는 본 발명에 사용되는 연료전지의 동작을 설명하기 위한 예시도로서, 도 3a는 고체산화물 연료전지(SOFC)의 개념적인 구성도
도 3b는 고분자전해질 연료전지(PEMFC)의 개념적인 구성도
도 4는 본 발명의 일실시예에 따른 수소생성부를 설명하기 위한 예시도
도 5 및 도 6은 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템의 개념적인 구성도
도 7은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제1실시예 및 제2실시예에 따른 구성도
도 8은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제3실시예에 따른 구성도
도 9는 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제4실시예에 따른 구성도
도 10은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제5실시예에 따른 구성도
도 11은 본 발명에 따른 선박의 일례를 나타낸 개략도1 is a conceptual configuration diagram of an entire system according to the present invention
2 is a conceptual configuration diagram of a fuel cell system according to a first embodiment of the present invention
3A and 3B are exemplary views for explaining the operation of a fuel cell used in the present invention, and FIG. 3A is a conceptual configuration diagram of a solid oxide fuel cell (SOFC)
3B is a conceptual diagram of a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC)
4 is an exemplary view for explaining a hydrogen generating unit according to an embodiment of the present invention
5 and 6 are conceptual diagrams of a fuel cell system according to a second embodiment of the present invention
7 is a configuration diagram of the fuel cell system of FIG. 5 according to the first and second embodiments;
8 is a configuration diagram according to a third embodiment of the fuel cell system of FIG. 5
9 is a configuration diagram of the fuel cell system of FIG. 5 according to a fourth embodiment
10 is a configuration diagram of the fuel cell system of FIG. 5 according to a fifth embodiment;
11 is a schematic diagram showing an example of a ship according to the present invention

이하에서는 본 발명에 따른 연료전지 시스템의 실시예를 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명한다. Hereinafter, embodiments of a fuel cell system according to the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

도 1은 본 발명에 따른 전체 시스템의 개념적인 구성도, 도 2는 본 발명의 제1실시예에 따른 연료전지 시스템의 개념적인 구성도, 도 3a, 도 3b는 본 발명에 사용되는 연료전지의 동작을 설명하기 위한 예시도로서, 도 3a는 고체산화물 연료전지(SOFC)의 개념적인 구성도, 도 3b는 고분자전해질 연료전지(PEMFC)의 개념적인 구성도, 도 4는 본 발명의 일실시예에 따른 수소생성부를 설명하기 위한 예시도이다.1 is a conceptual configuration diagram of an entire system according to the present invention, FIG. 2 is a conceptual configuration diagram of a fuel cell system according to a first embodiment of the present invention, and FIGS. 3A and 3B are diagrams of a fuel cell used in the present invention. As an exemplary diagram for explaining the operation, FIG. 3A is a conceptual configuration diagram of a solid oxide fuel cell (SOFC), FIG. 3B is a conceptual configuration diagram of a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC), and FIG. 4 is an embodiment of the present invention. It is an exemplary diagram for explaining the hydrogen generation unit according to.

도 1을 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)은 발전시스템(100)에 적용되어 전기를 생산하는 기능을 담당한다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)을 설명하기에 앞서, 상기 발전시스템(100)을 먼저 살펴보면, 다음과 같다.Referring to FIG. 1, the fuel cell system 200 according to the present invention is applied to the power generation system 100 to generate electricity. Prior to describing the fuel cell system 200 according to the present invention, a first look at the power generation system 100 is as follows.

상기 발전시스템(100)은 원료 공급부(110), 원료수 공급부(120), 공기 공급부(130), 전력변환부(140), 및 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)을 포함한다.The power generation system 100 includes a raw material supply unit 110, a raw material water supply unit 120, an air supply unit 130, a power conversion unit 140, and a fuel cell system 200 according to the present invention.

상기 원료 공급부(110)는 원료 저장탱크를 포함하며, 상기 원료 저장탱크로부터 원료를 공급한다. 예를 들어, 원료는 탄화수소 계열의 물질로, LNG(액화천연가스), LPG(액화석유가스), 메탄올(CH3OH), 에탄올(C2H5OH), 가솔린, 디메틸에테르, 메탄가스, 수소정제 오프가스, 순수소 등일 수 있다.The raw material supply unit 110 includes a raw material storage tank, and supplies raw materials from the raw material storage tank. For example, raw materials are hydrocarbon-based materials, such as LNG (liquefied natural gas), LPG (liquefied petroleum gas), methanol (CH 3 OH), ethanol (C 2 H 5 OH), gasoline, dimethyl ether, methane gas, It may be hydrogen-purified off-gas, pure hydrogen, or the like.

일례로, 상기 발전시스템(100)이 자동차에 적용되는 경우, 상기 원료 공급부(110)는 가스 저장탱크와 상기 가스 저장탱크로부터 가스를 공급하는 장치(예컨대, 펌프)를 포함하여 구현된다. 다른 예로, 상기 발전시스템(100)이 LNG 운반선에 적용되는 경우, 상기 원료 공급부(110)는 LNG 저장탱크와 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 제공하는 장치를 포함하여 구현된다. 또 다른 예로, 상기 발전시스템(100)이 디젤엔진 선박에 적용되는 경우, 상기 원료 공급부(110)는 디젤연료 저장탱크와 상기 디젤연료 저장탱크로부터 디젤연료를 공급하는 장치를 포함하여 구현된다. For example, when the power generation system 100 is applied to a vehicle, the raw material supply unit 110 includes a gas storage tank and a device (eg, a pump) for supplying gas from the gas storage tank. As another example, when the power generation system 100 is applied to an LNG carrier, the raw material supply unit 110 includes an LNG storage tank and a device for providing boil-off gas generated from the LNG storage tank. As another example, when the power generation system 100 is applied to a diesel engine ship, the raw material supply unit 110 includes a diesel fuel storage tank and a device for supplying diesel fuel from the diesel fuel storage tank.

상기 원료수 공급부(120)는 원료수 저장탱크와 상기 원료수 저장탱크로부터 원료수를 공급하는 장치(예컨대, 펌프)를 포함하여 구현될 수 있다. 원료수는 예를 들어, 상수(上水), 민물, 또는 해수일 수 있다. 다른 예로, 원료수는 민물, 해수에서 불순물의 제거 처리나 이온제거 치리된 물일 수 있다. 다른 예로, 원료수는 민물, 해수에서 불순물이 제거된 상태의 물일 수 있다.The raw material water supply unit 120 may include a raw material water storage tank and a device (eg, a pump) for supplying raw material water from the raw material water storage tank. The raw material water may be, for example, fresh water, fresh water, or sea water. As another example, the raw material water may be water that has been treated to remove impurities or ion-removed from fresh water or sea water. As another example, the raw material water may be fresh water or water in which impurities have been removed from seawater.

상기 공기 공급부(130)는 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 공기를 공급한다. 통상적으로 공기는 질소, 산소, 이산화탄소 등을 포함하는 기체를 의미하지만, 본 명세서에서는 공기에서 질소 또는 이산화탄소, 또는 두 기체 등 산소 이외의 모든 기체를 제거한 경우도 포함한다. 상기 공기 공급부(130)는 공기 저장탱크와 상기 공기 저장탱크로부터 공기를 공급하는 장치(예컨대, 블로워)를 포함하여 구현될 수 있다. 다른 예로, 공기 공급부(130)는 외부공기를 공급받아 압축한 후 압축된 고압의 공기를 공급하거나 상압으로 공급하도록 구현될 수 있다. The air supply unit 130 supplies air to the fuel cell system 200 according to the present invention. Typically, air refers to a gas including nitrogen, oxygen, carbon dioxide, etc., but in the present specification, all gases other than oxygen such as nitrogen, carbon dioxide, or two gases are removed from the air. The air supply unit 130 may include an air storage tank and a device (eg, a blower) supplying air from the air storage tank. As another example, the air supply unit 130 may be implemented to receive external air, compress it, and then supply compressed high-pressure air or supply it at normal pressure.

상기 전력변환부(140)는 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에서 나오는 직류전류(DC)를 교류전류(AC)로 변환한다. 상기 전력 변환부(140)는 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에서 나오는 출력전압을 승압 또는 감압하기 위한 DC-DC 컨버터 및 직류전류(DC)를 교류전류(AC)로 변환하는 DC-AC 인버터 등으로 구성될 수 있다. 상기 전력변환부(140)는 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)으로부터 공급된 전기를 전력부하로 배출한다. 전력부하는, 예를 들어 선박의 경우 선박의 기본 전기설비 및 화물계통 전기설비 등과 같은 선박 내 전기설비일 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 전력변환부(140)는 에너지 저장장치, 예를 들어 배터리로 전기를 전송하여 저장하도록 구현될 수도 있다.The power conversion unit 140 converts the direct current (DC) from the fuel cell system 200 according to the present invention into an alternating current (AC). The power conversion unit 140 includes a DC-DC converter for boosting or reducing the output voltage from the fuel cell system 200 according to the present invention and a DC-AC for converting a DC current (DC) into an AC current (AC). It may be composed of an inverter or the like. The power conversion unit 140 discharges electricity supplied from the fuel cell system 200 according to the present invention as a power load. For example, in the case of a ship, the power load may be an electrical equipment in a ship such as basic electrical equipment of a ship and electric equipment of a cargo system. Although not shown, the power conversion unit 140 may be implemented to transmit and store electricity to an energy storage device, for example, a battery.

본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)은 연료, 물(H2O), 및 공기를 이용하여 전기를 생산한다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)은 가정이나 자동차와 같은 소형 구조물에 사용될 수 있고, 선박 등과 같이 대형 구조물에 사용될 수 있다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)은 연료의 연소 에너지를 이용하는 디젤엔진, 가스엔진, 스팀터빈, 가스터빈, 또는 랭킨 사이클(Rankine Cycle) 시스템과 연동하도록 구현될 수도 있다.The fuel cell system 200 according to the present invention uses fuel, water (H 2 O), and air to generate electricity. The fuel cell system 200 according to the present invention may be used in small structures such as homes or automobiles, and may be used in large structures such as ships. The fuel cell system 200 according to the present invention may be implemented to interlock with a diesel engine, a gas engine, a steam turbine, a gas turbine, or a Rankine Cycle system using combustion energy of fuel.

이하에서는 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 관해 첨부된 도면을 참조하여 구체적으로 설명한다.Hereinafter, a fuel cell system 200 according to the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

도 2를 참고하면, 본 발명의 제1실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 연료전지(210), 및 수소생성부(400)를 포함한다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)은 상기 연료전지(210), 상기 수소생성부(400) 등을 포함한 모든 구성의 동작을 제어하는 제어부(250)를 포함하여 구현될 수도 있다. 본 명세서에서는 수소생성부(400)에 유입되는 것을 원료 및 원료수, 상기 수소생성부(400)에서 생성되어 연료전지(210)로 유입되는 것을 연료로 정의한다.Referring to FIG. 2, the fuel cell system 200 according to the first embodiment of the present invention includes a fuel cell 210 and a hydrogen generator 400. The fuel cell system 200 according to the present invention may be implemented by including a control unit 250 that controls the operation of all components including the fuel cell 210 and the hydrogen generator 400. In the present specification, raw materials and raw material water flowing into the hydrogen generating unit 400 are defined as fuel, and what is generated in the hydrogen generating unit 400 and flowing into the fuel cell 210 is defined as fuel.

상기 연료전지(210)는 연료전지 스택(stack)을 포함하여 구현된다. 상기 연료전지 스택은 공기극(cathode)과 연료극(anode) 사이에 전해질(electrolyte)층이 형성되고, 연료극(anode)과 공기극(cathode)에는 수소공급 및 공기공급, 열회수를 위한 분리판(separator)이 설치되어 있는 단위전지 모듈을 필요수량만큼 직렬 연결된 형태로 구성된다.The fuel cell 210 is implemented including a fuel cell stack. In the fuel cell stack, an electrolyte layer is formed between a cathode and an anode, and a separator for supplying hydrogen, supplying air, and recovering heat is provided at the anode and cathode. It is composed of the installed unit cell modules connected in series as much as the required quantity.

상기 연료전지(210)는 온도센서와 온도 유지용 기기. 즉 히터나 공기극 팬과 연료극 팬, 냉각판 등을 포함할 수 있다. 상기 온도센서는 연료전지 스택의 온도, 공기극(cathode)의 온도, 연료극(anode)의 온도를 센싱한다. 상기 히터에 의해 연료전지를 가열하여 운전에 필요한 온도를 유지하도록 할 수 있다. 상기 공기극 팬은 연료전지 스택의 공기극(cathode)에서 발열한 열을 방열시킨다. 상기 연료극 팬은 연료전지 스택의 연료극(anode)에서 발열한 열을 방열시킨다. 상기 공기극 팬 및 연료극 팬은 연료전지 스택에 사용되는 열교환기의 일부 구성으로 구현될 수 있다.The fuel cell 210 is a temperature sensor and a temperature maintenance device. That is, a heater, a cathode fan, an anode fan, and a cooling plate may be included. The temperature sensor senses the temperature of the fuel cell stack, the temperature of the cathode, and the temperature of the anode. The fuel cell may be heated by the heater to maintain a temperature required for operation. The cathode fan dissipates heat generated by the cathode of the fuel cell stack. The anode fan dissipates heat generated by an anode of the fuel cell stack. The cathode fan and the anode fan may be implemented as a part of a heat exchanger used in a fuel cell stack.

본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)이 제어부(250)를 포함하는 경우, 상기 제어부(250)는 온도센서에서 출력되는 신호를 이용하여 히터나 공기극 팬과 연료극 팬을 제어하여 상기 연료전지(210)의 운전온도를 적절하게 유지한다. 예를 들어, 제어부(250)는 인산형 연료전지(PAFC)의 경우 운전온도를 190∼210℃로 유지하며, 용융탄산염 연료전지(MCFC)의 경우 운전온도를 550∼650℃로 유지하며, 고체산화물 연료전지(SOFC)의 경우 운전온도를 650∼1000℃로 유지하며, 고분자전해질 연료전지(PEMFC)의 경우 운전온도를 30∼80℃로 유지하도록 한다.When the fuel cell system 200 according to the present invention includes the control unit 250, the control unit 250 controls the heater or cathode fan and the anode fan using a signal output from a temperature sensor to control the fuel cell 210 ) To properly maintain the operating temperature. For example, the control unit 250 maintains the operating temperature at 190 to 210°C in the case of a phosphoric acid fuel cell (PAFC), and maintains the operation temperature at 550 to 650°C in the case of a molten carbonate fuel cell (MCFC), and In the case of an oxide fuel cell (SOFC), the operating temperature is maintained at 650-1000°C, and in the case of a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC), the operating temperature is maintained at 30-80°C.

이하, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 구비되는 연료전지(210)의 동작을 도 3a, 도 3b를 참조하여 설명하기로 한다. 도 3a는 고체산화물 연료전지(SOFC))의 개념적인 구성도이고, 도 3b는 고분자전해질 연료전지(PEMFC)의 개념적인 구성도이다.Hereinafter, the operation of the fuel cell 210 provided in the fuel cell system 200 according to the present invention will be described with reference to FIGS. 3A and 3B. 3A is a conceptual diagram of a solid oxide fuel cell (SOFC), and FIG. 3B is a conceptual diagram of a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC).

먼저, 도 3a를 참조하면 고체산화물 연료전지(SOFC)(310)는 공기극(cathode)(311)에서 산소의 환원 반응에 의해 생성된 산소이온이 전해질(312)을 통해 연료극(anode)(313)으로 이동한다. 연료극(anode)(313)에서는 수소(H2)를 포함하는 연료가 유입되는데, 전해질(312)을 통해 연료극(anode)(313)으로 이동한 산소이온(O2-)과 수소(H2)가 전기화학적으로 반응하여 물(H20)과 전자(e-)가 생성된다. 공기극(cathode)(311)에서는 전자가 소모되므로 공기극(cathode)(311)과 연료극(anode)(313)을 서로 연결하면 전기가 흐르게 된다.First, referring to FIG. 3A, in a solid oxide fuel cell (SOFC) 310, oxygen ions generated by a reduction reaction of oxygen in a cathode 311 are transferred through an electrolyte 312 to an anode 313. Go to. Fuel containing hydrogen (H 2 ) is introduced from the anode 313, and oxygen ions (O 2- ) and hydrogen (H 2 ) moved to the anode 313 through the electrolyte 312 Reacts electrochemically to produce water (H 2 0) and electrons (e-). Since electrons are consumed in the cathode 311, electricity flows when the cathode 311 and the anode 313 are connected to each other.

고체산화물 연료전지(SOFC)(310)는 연료극(anode)(313)에 공급된 연료 중 포함될 수 있는 일산화탄소(CO), 이산화탄소(CO2)와 같은 전기화학 미반응물질과 미반응 수소(H2)와 같은 잔여물질과 반응생성물인 물(액체 혹은 기체상태로서의 H20)을 배출한다. 또한, 고체산화물 연료전지(SOFC)(310)의 공기극(cathode)(311)에서는 미반응 산소 및 질소 등을 배출한다.The solid oxide fuel cell (SOFC) 310 includes electrochemical unreacted substances such as carbon monoxide (CO) and carbon dioxide (CO 2 ), which may be included in the fuel supplied to the anode 313, and unreacted hydrogen (H 2 ). ) And the reaction product water (liquid or gaseous H 2 0). In addition, unreacted oxygen and nitrogen are discharged from the cathode 311 of the solid oxide fuel cell (SOFC) 310.

도 3b를 참조하면 고분자전해질 연료전지(PEMFC)(320)는 연료극(anode)(321)에 형성된 촉매층(322)에서 수소(H2)가 수소이온(H+)과 전자(e-)로 생성된다. 수소이온(H+)은 고분자 전해질막(Polymer Membrane)(323)을 통해 공기극(cathode)(324)으로 이동한다. 고분자전해질 연료전지(PEMFC)(320)는 공기극(cathode)(324)에 형성된 촉매층(325)에서 수소이온(H+)과 산소(O2)가 반응하여 물(H20)을 생산한다. 연료극(anode)(321)에 형성된 촉매층(322)과 공기극(cathode)(324)에 형성된 촉매층(325)을 서로 연결하면 전기가 흐르게 된다.Referring to FIG. 3B, in a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC) 320, hydrogen (H 2 ) is generated as hydrogen ions (H + ) and electrons (e-) in the catalyst layer 322 formed on the anode 321. do. Hydrogen ions (H + ) move to the cathode 324 through the polymer membrane 323. In the polymer electrolyte fuel cell (PEMFC) 320, hydrogen ions (H + ) and oxygen (O 2 ) react in the catalyst layer 325 formed on the cathode 324 to produce water (H 2 0). When the catalyst layer 322 formed on the anode 321 and the catalyst layer 325 formed on the cathode 324 are connected to each other, electricity flows.

고분자전해질 연료전지(PEMFC)(320)는 연료극(anode)(321)의 촉매층(322)에서 미반응 수소(H2)와 같은 잔여물질을 배출한다. 또한, 고분자전해질 연료전지(PEMFC)(320)는 공기극(cathode)(324)에서 미반응 산소와 물(H20)을 배출한다.The polymer electrolyte fuel cell (PEMFC) 320 discharges residual substances such as unreacted hydrogen (H 2 ) from the catalyst layer 322 of the anode 321. In addition, the polymer electrolyte fuel cell (PEMFC) 320 discharges unreacted oxygen and water (H 2 0) from the cathode 324.

그 외에 용융탄산염 연료전지(MCFC)는 연료극(anode)에서 수소(H2)와 탄산이온(CO3 2-)이 반응하여 물(H2O)과 이산화탄소(CO2), 전자(e-)가 생성된다. 생성된 이산화탄소(CO2)는 공기극(cathode)으로 보내지게 되고, 공기극(cathode)에서 이산화탄소(CO2)와 산소(O2)가 반응하여 탄산이온(C03- 2)을 생산한다. 탄산이온(C03- 2)은 전해질을 통해 연료극(anode)으로 이동한다. 용융탄산염 연료전지(MCFC)에서는 전기를 생성하는 과정에서 발생하는 이산화탄소(CO2)를 외부로 배출하지 않고 연료전지 내부에서 순환되도록 구현될 수 있다.In addition, in the molten carbonate fuel cell (MCFC), hydrogen (H 2 ) and carbonate ions (CO 3 2- ) react at the anode, resulting in water (H 2 O), carbon dioxide (CO 2 ), and electrons (e-). Is created. The generated carbon dioxide (CO 2) is sent to the air electrode (cathode), and carbon dioxide (CO 2) and oxygen (O 2) to react at the air electrode (cathode) to produce carbonate ions (C0 3- 2). Carbonate ions (C0 3- 2) is moved to the fuel electrode (anode) through the electrolyte. In the molten carbonate fuel cell (MCFC), carbon dioxide (CO 2 ) generated in the process of generating electricity may be circulated inside the fuel cell without discharging to the outside.

도 2 및 도 4를 참고하면, 상기 수소생성부(400)는 원료를 이용하여 연료전지(210)의 연료극(anode)에 필요한 연료, 즉 수소(H2) 가스를 생성하는 장치를 포함한다. 본 명세서에서는 상기 수소생성부(400)에 유입되는 것을 원료 및 원료수, 상기 수소생성부(400)에서 생성되어 상기 연료전지(210)로 유입되는 것을 연료로 정의한다.Referring to FIGS. 2 and 4, the hydrogen generation unit 400 includes a device for generating fuel, that is, hydrogen (H 2 ) gas required for an anode of the fuel cell 210 by using a raw material. In the present specification, raw materials and raw water flowing into the hydrogen generating unit 400 are defined as fuel, and what is generated in the hydrogen generating unit 400 and flowing into the fuel cell 210 is defined as fuel.

수소생성부(400)는 연료전지(210)의 종류에 따라 또는 전기 생성 효율 향상을 위해 그 구조가 다양하게 설계될 수 있다. 예를 들어, 상기 연료전지(210)가 용융탄산염 연료전지(MCFC) 또는 고체산화물 연료전지(SOFC)인 경우, 상기 수소생성부(400)는 개질기(Reformer)와 연소기를 포함하여 구현될 수 있다. 다른 예로, 상기 연료전지(210)가 인산형 연료전지(PAFC) 또는 고분자전해질 연료전지(PEMFC)인 경우 상기 수소생성부(400)는 개질기(Reformer)와 연소기 외에도 수성가스화반응기(Water Gas Shift reactor, WGS)를 더 포함하여 구현될 수 있다.The hydrogen generation unit 400 may be designed in various ways according to the type of the fuel cell 210 or to improve electricity generation efficiency. For example, when the fuel cell 210 is a molten carbonate fuel cell (MCFC) or a solid oxide fuel cell (SOFC), the hydrogen generation unit 400 may be implemented by including a reformer and a combustor. . As another example, when the fuel cell 210 is a phosphoric acid type fuel cell (PAFC) or a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC), the hydrogen generating unit 400 includes a reformer and a combustor, as well as a water gas shift reactor. , WGS) may be further included.

상기 수성가스화반응기(WGS)는 고온 수성가스화반응기(HTS, High-Temperature Shift Reactor), 중온 수성가스화반응기(MTS, Mid-Temperature Shift Reactor), 저온 수성가스화반응기(LTS, Low-Temperature Shift Reactor), 또는 일산화탄소 제거기를 포함할 수 있다. 상기 일산화탄소 제거기는 일산화탄소(CO)만을 연소시켜 제거하는 선택적산화반응기(Preferential Oxidation, PROX), 또는 일산화탄소(CO)를 수소(H2)와 반응시켜 그 농도를 저감시키는 메탄화반응기를 포함할 수 있다.The water gasification reactor (WGS) is a high temperature water gasification reactor (HTS, High-Temperature Shift Reactor), a medium temperature water gasification reactor (MTS, Mid-Temperature Shift Reactor), a low temperature water gasification reactor (LTS, Low-Temperature Shift Reactor), Or it may include a carbon monoxide remover. The carbon monoxide remover may include a selective oxidation reactor (Preferential Oxidation, PROX) for removing only carbon monoxide (CO) by burning, or a methanation reactor for reducing the concentration by reacting carbon monoxide (CO) with hydrogen (H 2 ). .

도 4를 참고하여 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 있어서, 상기 수소생성부(400)의 일례를 살펴보면, 다음과 같다.In the fuel cell system 200 according to the present invention with reference to FIG. 4, an example of the hydrogen generation unit 400 will be described as follows.

상기 수소생성부(400)는 원료 처리부(410), 원료수 처리부(420), 개질기(Reformer)(430), 및 연소기(440)를 포함하여 구현될 수 있다.The hydrogen generation unit 400 may include a raw material processing unit 410, a raw material water treatment unit 420, a reformer 430, and a combustor 440.

상기 원료 처리부(410)는 원료 저장탱크를 포함하는 원료 공급부로부터 공급되는 원료를 전처리한다. 예를 들어, 상기 원료 처리부(410)는 LNG 저장탱크에서 공급되는 액화천연가스를 증발시키는 LNG 증발기를 포함하여 구현될 수 있다. 원료가 해상 가스유(Marine Gas Oil, MGO), 해상 디젤유(Marine Diesel Oil, MDO), 일반 중유(Heavy Fuel Oil, HFO) 등과 같이 상대적으로 높은 분자량을 갖는 액상 원료인 경우, 상기 원료 처리부(410)는 해상 가스유(MGO), 해상 디젤유(MDO), 또는 일반 중유(HFO)에 열을 가하는 히터와 상기 가열된 원료를 촉매 반응하여 메탄(CH4)을 생성하는 메탄화기를 포함하여 구현될 수 있다. 또한, 상기 원료 처리부(410)는 원료에 포함된 불순물을 제거하는 필터나 황화물을 제거하는 탈황기를 포함하여 구현될 수 있다.The raw material processing unit 410 pre-processes raw materials supplied from a raw material supply unit including a raw material storage tank. For example, the raw material processing unit 410 may be implemented by including an LNG evaporator that evaporates the liquefied natural gas supplied from the LNG storage tank. If the raw material is a liquid raw material having a relatively high molecular weight, such as marine gas oil (MGO), marine diesel oil (MDO), heavy fuel oil (HFO), etc., the raw material processing unit ( 410) includes a heater that applies heat to marine gas oil (MGO), marine diesel oil (MDO), or general heavy oil (HFO), and a methanizer that generates methane (CH 4 ) by catalytic reaction of the heated raw material. Can be implemented. In addition, the raw material processing unit 410 may include a filter for removing impurities contained in the raw material or a desulfurization device for removing sulfides.

상기 원료수 처리부(420)는 원료수 저장탱크를 포함하는 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 전처리한다. 상기 원료수 처리부(420)는 예를 들어, 원료수를 가열하여 스팀(H2O)을 생성하고, 상기 스팀(H2O)을 개질기(Reformer)로 공급한다. 상기 원료수 처리부(420)는 예를 들어, 연소기(440)에서 발생하는 배기가스의 폐열로 원료수를 가열하는 열교환기를 포함하여 구현될 수 있다. 또한, 상기 원료수 처리부(420)는 연료전지 시스템의 배기가스나 증기 내에 포함된 수분(물방울)을 분리하는 기수분리기(steam separator)를 포함하여 구현될 수 있다. 또한, 상기 원료수 처리부(420)는 원료수를 연료전지 시스템에서 요구하는 순도를 유지하기 위해 활성탄, 이온제거용 수지 등을 이용할 수도 있으며, 이를 측정하는 센서 및 제어 시스템을 포함할 수 있다. 다른 예로, 원료수 처리부(420)에 일정 수준의 수량을 유지하기 위한 외부 물 공급 라인 및 시스템을 포함할 수 있다.The raw material water treatment unit 420 pre-treats raw material water supplied from a raw material water supply unit including a raw material water storage tank. The raw material water treatment unit 420 generates steam (H 2 O) by heating the raw material water, for example, and supplies the steam (H 2 O) to a reformer. The raw material water treatment unit 420 may include, for example, a heat exchanger that heats raw material water with waste heat of exhaust gas generated from the combustor 440. In addition, the raw material water treatment unit 420 may be implemented by including a steam separator for separating moisture (water droplets) contained in exhaust gas or steam of the fuel cell system. In addition, the raw material water treatment unit 420 may use activated carbon, a resin for removing ions, etc. to maintain the purity required by the fuel cell system, and may include a sensor and a control system for measuring the raw material water. As another example, the raw material water treatment unit 420 may include an external water supply line and system for maintaining a predetermined level of water.

상기 개질기(Reformer)(430)는 상기 원료 처리부(410)로부터 공급된 전처리된 연료 및 상기 원료수 처리부(420)로부터 공급된 스팀(H20)의 개질반응을 진행하여 수소(H2)를 포함하는 개질가스를 발생시킨다. 이러한 개질반응을 진행함에 있어서, 상기 개질기(430)는 상기 연소기(440)에서 제공되는 열 에너지를 이용할 수 있다. 이하 본 명세서에서는 상기 개질기(330)에서 나오는 개질가스를 연료로 정의한다.The reformer 430 proceeds with a reforming reaction of the pretreated fuel supplied from the raw material processing unit 410 and the steam (H 2 0) supplied from the raw material water processing unit 420 to generate hydrogen (H 2 ). It generates a reformed gas containing. In carrying out such a reforming reaction, the reformer 430 may use heat energy provided from the combustor 440. Hereinafter, in the present specification, the reformed gas emitted from the reformer 330 is defined as fuel.

상기 개질기(Reformer)(430)는 개질반응을 촉발시키는 개질촉매층을 포함하여 구현된다. 개질촉매층은 개질촉매가 담체에 담지된 촉매를 충전한 구조로 이루어진다. 개질촉매는 니켈(Ni), 루테늄(Ru), 백금(Pt) 등으로 이루어지며, 촉매를 담지하는 담체의 형상은, 예컨대 입상, 펠릿형상 및 허니컴형상 등이 될 수 있고, 담체를 구성하는 재료는 세라믹, 내열성금속 등, 예컨대 알루미나(Al2O3)나 티타니아(TiO2) 등이 될 수 있다.The reformer 430 is implemented by including a reforming catalyst layer that triggers a reforming reaction. The reforming catalyst layer has a structure in which the reforming catalyst is filled with a catalyst supported on a carrier. The reforming catalyst is made of nickel (Ni), ruthenium (Ru), platinum (Pt), and the like, and the shape of the carrier supporting the catalyst may be, for example, a granular shape, a pellet shape, and a honeycomb shape, and the material constituting the support May be ceramic, heat-resistant metal, or the like, such as alumina (Al 2 O 3 ) or titania (TiO 2 ).

본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 있어서, 상기 개질기(330)는 상기 연료전지(210)의 외부에 설치될 수 있다. 이 경우, 상기 연료전지(210)는 외부 개질형으로 구현된다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 있어서, 상기 개질기(330)는 상기 연료전지(210)의 내부에 개질촉매층의 형태로 설치될 수도 있다. 이 경우, 상기 연료전지(210)는 내부 개질형으로 구현된다.In the fuel cell system 200 according to the present invention, the reformer 330 may be installed outside the fuel cell 210. In this case, the fuel cell 210 is implemented in an external reforming type. In the fuel cell system 200 according to the present invention, the reformer 330 may be installed in the form of a reforming catalyst layer inside the fuel cell 210. In this case, the fuel cell 210 is implemented in an internal reforming type.

상기 연소기(440)는 상기 개질기(Reformer)(430)에서 개질반응이 원활하게 진행되도록 열을 제공한다. 상기 연소기(440)에 의한 개질기 가열온도가 낮은 경우, 상기 개질기(Reformer)(430)의 흡열반응에 의한 개질반응이 잘 진행되지 않으며 수분(물방울)이 상기 개질기(Reformer)(430) 내에 발생한다. 상기 연소기(440)의 가열온도가 높은 경우 상기 개질기(Reformer)(430)의 개질촉매층의 촉매활성이 저하될 수 있다.The combustor 440 provides heat so that the reforming reaction proceeds smoothly in the reformer 430. When the reformer heating temperature by the combustor 440 is low, the reforming reaction due to the endothermic reaction of the reformer 430 does not proceed well, and moisture (water droplets) is generated in the reformer 430 . When the heating temperature of the combustor 440 is high, the catalytic activity of the reforming catalyst layer of the reformer 430 may decrease.

상기 연소기(440)는 시스템 전체의 효율을 향상시키기 위해, 상기 원료 처리부(410)에서 전처리된 원료, 상기 연료전지(210)의 연료전지 스택의 연료극(anode)에서 배출되는 배기가스, 상기 LNG 증발기(4101)를 거친 상기 가스터빈(610)의 배기가스 또는 그 둘이나 셋을 혼합한 것을 연료로 사용할 수 있다. 상기 연소기(440)는 공기 공급부(130, 도 1에 도시됨)에서 공급되는 공기를 사용할 수 있다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 있어서, 상기 연소기(440)는 추가로 상기 연료전지(210)의 연료전지 스택의 공기극(cathode)에서 배출되는 공기를 사용할 수 있다.The combustor 440 includes a raw material pretreated by the raw material processing unit 410, exhaust gas discharged from an anode of the fuel cell stack of the fuel cell 210, and the LNG evaporator in order to improve the overall efficiency of the system. The exhaust gas of the gas turbine 610 that has passed through (4101) or a mixture of two or three may be used as fuel. The combustor 440 may use air supplied from the air supply unit 130 (shown in FIG. 1 ). In the fuel cell system 200 according to the present invention, the combustor 440 may additionally use air discharged from a cathode of the fuel cell stack of the fuel cell 210.

도시하지 않았지만, 상기 수소생성부(400)는 하나 이상의 온도센서를 더 포함할 수 있으며, 상기 온도센서는 개질기(Reformer)(430)의 온도를 검출한다. 상기 개질기(Reformer)(430)의 온도는 상기 개질기(Reformer)(430)의 구성 및 상기 원료 처리부(410)에서 전처리된 연료와 스팀(H2O)과의 혼합비율 등의 조건에 의해서 최적 온도 범위가 변화한다. 본 발명의 일실시예에 따른 연료전지 시스템(200)이 상기 제어부(250, 도 2에 도시됨)를 포함하는 경우, 상기 제어부(250)는 온도센서에서 출력되는 신호를 이용하여 상기 연소기(440)의 원료 연소량을 증감시켜 상기 개질기(Reformer)(430)의 온도를 제어한다. 예를 들어, 상기 제어부(250)는 최적 온도 범위에 대하여 ±20℃ 정도의 범위 내로 제어하도록 구현될 수 있다.Although not shown, the hydrogen generating unit 400 may further include one or more temperature sensors, and the temperature sensor detects the temperature of the reformer 430. The temperature of the reformer 430 is the optimum temperature depending on the configuration of the reformer 430 and the mixing ratio of the fuel and steam (H 2 O) pretreated in the raw material processing unit 410 The range changes. When the fuel cell system 200 according to an embodiment of the present invention includes the control unit 250 (shown in FIG. 2), the control unit 250 uses a signal output from a temperature sensor to determine the combustor 440. ) To control the temperature of the reformer 430 by increasing or decreasing the amount of raw material combustion. For example, the controller 250 may be implemented to control within a range of about ±20°C with respect to the optimum temperature range.

여기서, 상기 개질기(Reformer)(430)에서 개질반응을 통해 발생하는 가스에는 수소(H2)뿐 아니라 일산화탄소(CO), 이산화탄소(CO2) 등이 포함된다. 상기 연료전지(210)가 고분자전해질 연료전지(PEMFC)인 경우 일산화탄소(CO)는 고분자전해질 연료전지(PEMFC)의 연료전지 스택의 전극 촉매를 피독하여 연료전지(210)의 수명을 단축시킨다. 이에 일산화탄소(CO)의 농도를 10 ∼ 20 ppm 이하로 줄이기 위해, 상기 수소생성부(400)는 수성가스화반응기(WGS)(450)를 더 포함할 수 있다.Here, the gas generated through the reforming reaction in the reformer 430 includes not only hydrogen (H 2 ) but also carbon monoxide (CO) and carbon dioxide (CO 2 ). When the fuel cell 210 is a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC), carbon monoxide (CO) poisons the electrode catalyst of the fuel cell stack of the polymer electrolyte fuel cell (PEMFC) to shorten the life of the fuel cell 210. Accordingly, in order to reduce the concentration of carbon monoxide (CO) to 10 to 20 ppm or less, the hydrogen generation unit 400 may further include a water gasification reactor (WGS) 450.

상기 수성가스화반응기(WGS)(450)는 일산화탄소(CO)와 스팀(H20)을 반응시켜 이산화탄소(CO2)와 수소(H2)를 생산한다. 상기 수성가스화반응기(WGS)(450)는 도 4에 도시한 바와 같이 고온 수성가스화반응기(HTS)와 저온 수성가스화반응기(LTS)를 포함하여 구현될 수 있다.The water gasification reactor (WGS) 450 reacts carbon monoxide (CO) with steam (H 2 0) to produce carbon dioxide (CO 2 ) and hydrogen (H 2 ). The water gasification reactor (WGS) 450 may include a high temperature water gasification reactor (HTS) and a low temperature water gasification reactor (LTS) as shown in FIG. 4.

상기 고온 수성가스화반응기(HTS)와 상기 저온 수성가스화반응기(LTS)의 최적 온도는 사용하는 촉매의 종류에 따라 다르고, 제어온도의 평형에 의해서 배출되는 가스의 조성이 결정된다. 도 4에 도시하지 않았지만, 상기 고온 수성가스화반응기(HTS)와 상기 저온 수성가스화반응기(LTS)에는 각각 냉각기와 온도센서가 설치될 수 있다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)이 제어부(250, 도 2에 도시됨)를 포함하는 경우, 상기 제어부(250)는 온도센서에서 출력되는 신호를 이용하여 냉각기를 제어함으로써 상기 고온 수성가스화반응기(HTS)와 상기 저온 수성가스화반응기(LTS)의 온도를 제어한다. 예를 들어, 상기 고온 수성가스화반응기(HTS)는 300∼430℃ 범위 내에서 제어되고, 상기 저온 수성가스화반응기(LTS)는 200∼250℃ 범위 내에서 제어된다.The optimum temperature of the high-temperature water gasification reactor (HTS) and the low-temperature water gasification reactor (LTS) depends on the type of catalyst used, and the composition of the discharged gas is determined by equilibrium of the control temperature. Although not shown in FIG. 4, a cooler and a temperature sensor may be installed in the high-temperature water gasification reactor HTS and the low-temperature water gasification reactor LTS, respectively. When the fuel cell system 200 according to the present invention includes a control unit 250 (shown in Fig. 2), the control unit 250 controls the cooler using a signal output from a temperature sensor to control the high-temperature water gasification reactor. (HTS) and the temperature of the low-temperature water gasification reactor (LTS) are controlled. For example, the high-temperature water gasification reactor (HTS) is controlled within the range of 300 to 430 °C, and the low temperature water gasification reactor (LTS) is controlled within the range of 200 to 250 °C.

도시되지 않았지만, 상기 수성가스화반응기(WGS)(450)는 일산화탄소 제거기를 포함할 수 있다. 일산화탄소 제거기는 저온 수성가스화반응기(LTS) 후단에 저온 수성가스화반응기(LTS)에서 완전히 처리되지 않고 남은 극소량의 일산화탄소(CO)를 제거한다. 상기 일산화탄소 제거기는 공기공급부로부터 공기를 공급받아 저온 수성가스화반응기(LTS)에서 배출되는 가스 중 일산화탄소(CO)만을 연소시켜 제거하는 선택적산화반응기(Preferential Oxidation, PROX), 또는 일산화탄소(CO)를 수소(H2)와 반응시켜 그 농도를 저감시키는 메탄화반응기를 포함할 수 있다.Although not shown, the water gasification reactor (WGS) 450 may include a carbon monoxide remover. The carbon monoxide remover removes a very small amount of carbon monoxide (CO) that has not been completely treated in the low-temperature water gasification reactor (LTS) after the low-temperature water gasification reactor (LTS). The carbon monoxide remover receives air from the air supply unit and converts carbon monoxide (CO) into hydrogen (Preferential Oxidation, PROX), or carbon monoxide (CO), which burns and removes only carbon monoxide (CO) among gases discharged from the low-temperature water gasification reactor (LTS). It may include a methanation reactor to reduce the concentration by reacting with H 2 ).

상기 선택적산화반응기(PROX)는 냉각기와 온도센서가 설치된다. 본 발명의 일실시예에 따른 연료전지 시스템(200)이 상기 제어부(250, 도 2에 도시됨)를 포함하는 경우, 상기 제어부(250)는 온도센서에서 출력되는 신호를 이용하여 냉각기를 제어함으로써 선택적산화반응기(PROX)의 온도를 제어한다. 예를 들어, 상기 선택적산화반응기(PROX)는 120∼160℃ 범위 내에서 제어된다. 그러나, 상기 선택적산화반응기(PROX)의 최적 온도는 사용하는 촉매의 종류 및 사용방법 등의 조건에 따라 다르게 설정된다.The selective oxidation reactor (PROX) is equipped with a cooler and a temperature sensor. When the fuel cell system 200 according to an embodiment of the present invention includes the control unit 250 (shown in FIG. 2), the control unit 250 controls the cooler using a signal output from a temperature sensor. Controls the temperature of the selective oxidation reactor (PROX). For example, the selective oxidation reactor (PROX) is controlled within the range of 120 ~ 160 ℃. However, the optimum temperature of the selective oxidation reactor (PROX) is set differently depending on conditions such as the type of catalyst used and the method of use.

상기 선택적산화반응기(PROX)의 촉매층은 선택적산화촉매를 담지하는 담체가 충전된 구조로 이루어진다. 선택적산화촉매는 백금(Pt) 등으로 이루어지며, 촉매를 담지하는 담체의 형상은, 예컨대 입상, 펠릿형상 및 허니컴형상 등이 될 수 있고, 담체를 구성하는 재료는 예컨대 알루미나(Al2O3), 산화마그네슘(MgO) 등이 될 수 있다.The catalyst layer of the selective oxidation reactor (PROX) has a structure filled with a carrier supporting a selective oxidation catalyst. The selective oxidation catalyst is made of platinum (Pt), etc., and the shape of the support supporting the catalyst may be, for example, a granular shape, a pellet shape, and a honeycomb shape, and the material constituting the support is, for example, alumina (Al 2 O 3 ). , Magnesium oxide (MgO), etc.

이하에서는 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)을 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명한다.Hereinafter, a fuel cell system 200 according to a second embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

도 5 및 도 6은 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템의 개념적인 구성도, 도 7은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제1실시예 및 제2실시예에 따른 구성도, 도 8은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제3실시예에 따른 구성도, 도 9는 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제4실시예에 따른 구성도, 도 10은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제5실시예에 따른 구성도이다. 여기서, 도 1 내지 도 4와 동일한 구성은 동일한 도면부호를 사용한다.5 and 6 are conceptual diagrams of a fuel cell system according to a second embodiment of the present invention, and FIG. 7 is a schematic diagram of the fuel cell system of FIG. 5 according to the first and second embodiments. 8 is a configuration diagram of the fuel cell system of FIG. 5 according to a third embodiment, FIG. 9 is a configuration diagram of the fuel cell system of FIG. 5 according to a fourth embodiment, and FIG. 10 is a diagram of the fuel cell system of FIG. It is a configuration diagram according to the fifth embodiment. Here, the same configuration as in FIGS. 1 to 4 uses the same reference numerals.

도 5 및 도 6을 참고하면, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 연료전지(210), 수소생성부(400) 및 제1열교환부(500)를 포함한다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)은 상기 연료전지(210), 상기 수소생성부(400) 및 상기 제1열교환부(500) 등을 포함하는 모든 구성의 동작을 제어하는 제어부(250)를 포함하여 구현될 수도 있다.5 and 6, the fuel cell system 200 according to the second embodiment of the present invention includes a fuel cell 210, a hydrogen generation unit 400, and a first heat exchange unit 500. The fuel cell system 200 according to the present invention includes a control unit 250 for controlling the operation of all components including the fuel cell 210, the hydrogen generating unit 400, and the first heat exchange unit 500. It may be implemented including.

도 5 및 도 6을 참고하면, 상기 연료전지(210)는 상기 수소생성부(400)로부터 수소가 포함된 연료를 공급받아 전기 화학적 반응을 통해 전기를 생산할 수 있다. 예컨대, 상기 연료전지(210)는 개질기(430)로부터 수소가 포함된 연료를 공급받아 전기 화학적 반응을 통해 전기를 생산할 수 있다. 상기 연료전지(210)는 1개 또는 복수개의 연료전지 모듈로 구성될 수 있다. 예컨대, 상기 연료전지(210)는 알칼리 연료전지(AFC), 인산형 연료전지(PAFC), 용융탄산염 연료전지(MCFC), 고체산화물 연료전지(SOFC), 고분자전해질 연료전지(PEMFC), 및 직접메탄올 연료전지(DMFC) 중 적어도 하나의 연료전지를 포함할 수 있다. 상기 연료전지(210)는 전기 화학적 반응을 거치면서 발생하는 배기가스를 상기 수소생성부(400)에 공급할 수 있다. 예컨대, 상기 연료전지(210)는 상기 연소기(440)에 배기가스를 공급할 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 연료전지(210)의 운전 온도를 유지하기 위해, 연료 및 공기의 온도를 조절하여 공급하기 위한 열교환기 및 냉각기를 설치하여 운전할 수 있다.Referring to FIGS. 5 and 6, the fuel cell 210 may receive fuel containing hydrogen from the hydrogen generator 400 and generate electricity through an electrochemical reaction. For example, the fuel cell 210 may receive fuel containing hydrogen from the reformer 430 and generate electricity through an electrochemical reaction. The fuel cell 210 may be composed of one or a plurality of fuel cell modules. For example, the fuel cell 210 includes an alkali fuel cell (AFC), a phosphoric acid fuel cell (PAFC), a molten carbonate fuel cell (MCFC), a solid oxide fuel cell (SOFC), a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC), and a direct It may include at least one fuel cell among methanol fuel cells (DMFC). The fuel cell 210 may supply exhaust gas generated through an electrochemical reaction to the hydrogen generating unit 400. For example, the fuel cell 210 may supply exhaust gas to the combustor 440. Although not shown, in order to maintain the operating temperature of the fuel cell 210, a heat exchanger and a cooler may be installed and operated to control and supply the temperature of fuel and air.

도 5 내지 도 7을 참고하면, 상기 수소생성부(400)는 원료 처리부(410), 원료수 처리부(420), 개질기(430), 및 연소기(440)를 포함하여 구현될 수 있다. 상기 수소생성부(400)는 상기 원료 처리부(410)로부터 원료를 공급받고, 상기 원료수 처리부(420)로부터 물을 공급받아 상기 연료전지(210)에 필요한 수소가 포함된 연료를 생성한다. 상기 원료 저장탱크에 저장되는 원료는 해상 가스유(MGO), 해상 디젤유(MDO), 일반 중유(HFO), 메탄올, 디메틸에테르(DME), 액화석유가스(LPG) 및 LNG(액화천연가스) 등과 같은 액상 원료이다. 본 명세서에서는 LNG(액화천연가스)를 기화시켜 상기 연료전지(210) 및 후술할 가스터빈(600, 도 7에 도시됨)의 연료로 사용할 수 있다.5 to 7, the hydrogen generation unit 400 may include a raw material processing unit 410, a raw material water treatment unit 420, a reformer 430, and a combustor 440. The hydrogen generation unit 400 receives raw materials from the raw material processing unit 410 and receives water from the raw water processing unit 420 to generate fuel containing hydrogen required for the fuel cell 210. The raw materials stored in the raw material storage tank are marine gas oil (MGO), marine diesel oil (MDO), general heavy oil (HFO), methanol, dimethyl ether (DME), liquefied petroleum gas (LPG) and LNG (liquefied natural gas). It is a liquid raw material such as. In the present specification, LNG (liquefied natural gas) may be vaporized and used as fuel for the fuel cell 210 and the gas turbine 600 (shown in FIG. 7) to be described later.

상기 원료 처리부(410)는 LNG 저장탱크를 포함하는 원료 공급부(110)에서 공급되는 LNG(액화천연가스)를 증발시키는 LNG 증발기(4101) 및 상기 LNG 증발기(4101) 내부에 설치되는 기화기(4102)를 포함할 수 있다. 상기 기화기(4102)는 후술할 제2열교환부(700, 도 7에 도시됨)에 연결되게 설치됨으로써, 가스터빈(610, 도 7에 도시됨)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 열원으로 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다.The raw material processing unit 410 includes an LNG evaporator 4101 for evaporating LNG (liquefied natural gas) supplied from a raw material supply unit 110 including an LNG storage tank, and a vaporizer 4102 installed inside the LNG evaporator 4101. It may include. The vaporizer 4102 is installed to be connected to a second heat exchange unit 700 (shown in FIG. 7) to be described later, so that the waste heat of the exhaust gas discharged from the gas turbine 610 (shown in FIG. 7) is used as a heat source. Liquefied natural gas) can be vaporized.

상기 원료수 처리부(420)는 상기 원료수 공급부(120)로부터 원료수(예컨대, 물)를 공급받아 원료수를 전처리한다. 본 명세서에서 상기 원료수 처리부(420)는 복수기(121) 및 응축기(4202)를 포함할 수 있다.The raw material water treatment unit 420 receives raw material water (eg, water) from the raw material water supply unit 120 to pretreat the raw material water. In the present specification, the raw material water treatment unit 420 may include a condenser 121 and a condenser 4202.

도 7을 참고하면, 상기 복수기(121)는 응축기의 일종으로, 스팀(H20)을 냉각시켜 물을 생성한다. 상기 복수기(121)는 상기 원료수 공급부(120), 상기 제2열교환부(700), 후술할 스팀터빈(620, 도 7에 도시됨) 및 상기 응축기(4202)에 연결되게 설치된다. 상기 복수기(121)는 상기 원료수 공급부(120)에서 공급되는 물을 냉각매체로 하여 상기 스팀터빈(620, Steam Turbine)에서 공급되는 스팀(H20)의 증발열(蒸發熱)을 빼앗아 물로 응축시킨다. 상기 복수기(121)는 응축시킨 물을 상기 제2열교환부(700)에 공급할 수 있다.Referring to FIG. 7, the condenser 121 is a type of condenser and generates water by cooling steam (H 2 0). The condenser 121 is installed to be connected to the raw material water supply unit 120, the second heat exchange unit 700, a steam turbine 620 (shown in FIG. 7) to be described later, and the condenser 4202. The condenser 121 uses water supplied from the raw material water supply unit 120 as a cooling medium to take the heat of evaporation from the steam (H 2 0) supplied from the steam turbine 620 and condense it into water. Let it. The condenser 121 may supply condensed water to the second heat exchange unit 700.

도 7을 참고하면, 상기 응축기(4202)는 상기 가스터빈(610)이나 상기 연소기(440)의 배기가스에 포함된 스팀(H20)을 냉각해 응축시킨다. 상기 응축기(4202)는 수냉식, 공냉식, 증발식 등의 방법으로 스팀(H20)을 냉각시켜 응축시킬 수 있다. 상기 응축기(4202)는 상기 LNG 증발기(4101)를 거쳐 냉각된 상기 가스터빈(610)의 배기가스나 상기 제1열교환부(500)를 거친 후 공급되는 상기 연소기(440)의 배기가스로부터 스팀(H20)을 냉각시켜 응축시킨다. 상기 응축기(4202)를 거치면서 스팀(H20)은 물로 상변화되고, 상변화된 물은 상기 복수기(121)로 공급된다. 이 경우, 상기 응축기(4202)는 상기 원료수 공급부(120)와 별도로 상기 복수기(121)에 물을 공급할 수 있다. 따라서, 상기 응축기(4202)는 상기 원료수 공급부(120)가 공급하는 물의 양을 감소시킬 수 있으므로, 전기 생산에 소모되는 물을 절감할 수 있다. 상기 응축기(4202)에 공급되는 상기 가스터빈(610)이나 상기 연소기(440)의 배기가스 중 응축된 물을 제외한 나머지 잔여가스는 외부로 배출될 수 있다.Referring to FIG. 7, the condenser 4202 cools and condenses steam (H 2 0) included in the exhaust gas of the gas turbine 610 or the combustor 440. The condenser 4202 may cool and condense the steam (H 2 0) by a method such as water cooling, air cooling, evaporation, or the like. The condenser 4202 is steam from the exhaust gas of the gas turbine 610 cooled through the LNG evaporator 4101 or the exhaust gas of the combustor 440 supplied after passing through the first heat exchange unit 500 ( H 2 0) is cooled and condensed. While passing through the condenser 4202, steam (H 2 0) is phase-changed to water, and the phase-changed water is supplied to the condenser 121. In this case, the condenser 4202 may supply water to the condenser 121 separately from the raw material water supply unit 120. Accordingly, the condenser 4202 can reduce the amount of water supplied by the raw material water supply unit 120, thereby reducing water consumed for electricity generation. Residual gas other than condensed water among the exhaust gas of the gas turbine 610 or the combustor 440 supplied to the condenser 4202 may be discharged to the outside.

도 7을 참고하면, 상기 개질기(430)는 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 연료 및 상기 스팀터빈(620)에서 공급되는 스팀(H20)의 개질반응을 진행하여 수소(H2)를 포함하는 개질가스를 발생시킨다. 이러한 개질반응을 진행함에 있어서, 상기 개질기(430)는 상기 연소기(440)에서 제공되는 열 에너지를 이용할 수 있다.Referring to FIG. 7, the reformer 430 undergoes a reforming reaction of fuel supplied from the LNG evaporator 4101 and steam (H 2 0) supplied from the steam turbine 620 to generate hydrogen (H 2 ). It generates a reformed gas containing. In carrying out such a reforming reaction, the reformer 430 may use heat energy provided from the combustor 440.

도 7을 참고하면, 상기 연소기(440)는 상기 개질기(430)에서 개질반응이 원활하게 진행되도록 열을 제공한다. 상기 연소기(440)에 의한 개질기 가열온도가 낮은 경우, 상기 개질기(430)의 흡열반응에 의한 개질반응이 잘 진행되지 않으며 수분(물방울)이 상기 개질기(430) 내에 발생할 수 있다. 상기 연소기(440)의 가열온도가 높은 경우 상기 개질기(430)의 개질촉매층의 촉매활성이 저하될 수 있다. 상기 연소기(440)는 시스템 전체의 효율을 향상시키기 위해, 상기 원료 처리부(410)에서 전처리된 원료, 상기 연료전지(210)의 연료전지 스택의 연료극(anode)에서 배출되는 배기가스, 상기 LNG 증발기(4101)를 거친 상기 가스터빈(610)의 배기가스 또는 그 둘이나 셋을 혼합한 것을 연료로 사용할 수 있다. 상기 연소기(440)는 공기 공급부(130, 도 1에 도시됨)에서 공급되는 공기를 사용할 수 있다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 있어서, 상기 연소기(440)는 추가로 상기 연료전지(210)의 연료전지 스택의 공기극(cathode)에서 배출되는 공기를 사용할 수 있다.Referring to FIG. 7, the combustor 440 provides heat so that the reforming reaction proceeds smoothly in the reformer 430. When the heating temperature of the reformer by the combustor 440 is low, the reforming reaction by the endothermic reaction of the reformer 430 does not proceed well, and moisture (water droplets) may be generated in the reformer 430. When the heating temperature of the combustor 440 is high, the catalytic activity of the reforming catalyst layer of the reformer 430 may decrease. The combustor 440 includes a raw material pretreated by the raw material processing unit 410, exhaust gas discharged from an anode of the fuel cell stack of the fuel cell 210, and the LNG evaporator in order to improve the overall efficiency of the system. The exhaust gas of the gas turbine 610 that has passed through (4101) or a mixture of two or three may be used as fuel. The combustor 440 may use air supplied from the air supply unit 130 (shown in FIG. 1 ). In the fuel cell system 200 according to the present invention, the combustor 440 may additionally use air discharged from a cathode of the fuel cell stack of the fuel cell 210.

도 7을 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제1실시예는 제1열교환부(500)를 포함할 수 있다.Referring to FIG. 7, a first embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention may include a first heat exchange unit 500.

상기 제1열교환부(500)는 상기 공기공급부(130)와 상기 연료전지(210) 사이 및 상기 연소기(440)와 상기 응축기(4202) 사이에 설치된다. 상기 제1열교환부(500)는 상기 공기공급부(130)에서 상기 연료전지(210)로 공급되는 공기와 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스를 열교환시킨다. 이 경우, 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스는 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제1열교환부(500)는 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 가열할 수 있다. 따라서, 상기 제1열교환부(500)를 거친 공기는 고온으로 상기 연료전지(210)에 공급될 수 있다. 상기 연료전지(210)는 적절한 운전온도에서 전기 생산 효율이 향상된다. 예컨대, 인산형 연료전지(PAFC)의 경우 운전온도를 190∼210℃로 유지하며, 용융탄산염 연료전지(MCFC)의 경우 운전온도를 550∼650℃로 유지하며, 고체산화물 연료전지(SOFC)의 경우 운전온도를 650∼1000℃로 유지하며, 고분자전해질 연료전지(PEMFC)의 경우 운전온도를 30∼80℃로 유지한다. 따라서, 상기 제1열교환부(500)는 상기 연료전지(210)가 적정 운전온도에 신속하게 도달되도록 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 예열시킬 수 있다. 도시하지 않았지만, 제어부(250)는 상기 연소기(440)에서 상기 응축기(4202)로 배출되는 배기가스의 양을 조절함으로써 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기의 온도를 조절할 수 있다. 예컨대, 상기 제어부(250)는 상기 연소기(440)와 상기 제1열교환부(500)를 연결하는 관로에 설치된 밸브(Valve, 미도시)를 제어하여 상기 관로의 개도를 조절함으로써, 상기 연소기(440)에서 상기 제1열교환부(500)로 배출되는 배기가스의 양을 조절할 수 있다. 상기 제어부(250)는 상기 제1열교환부(500)에 공급되는 배기가스의 양을 증가시킴으로써 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기의 온도를 높여 상기 연료전지(210)의 운전온도에 대응하도록 할 수 있다. 상기 제어부(250)는 상기 제1열교환부(500)에 공급되는 배기가스의 양을 감소시킴으로써 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기의 온도를 낮출 수도 있다. 상기 제어부(250)는 상기 제1열교환부(500)에 공급되는 공기의 양을 조절함으로써 상기 연료전지(210)의 운전온도에 대응할 수도 있다.The first heat exchange unit 500 is installed between the air supply unit 130 and the fuel cell 210, and between the combustor 440 and the condenser 4202. The first heat exchange unit 500 heats the air supplied from the air supply unit 130 to the fuel cell 210 and exhaust gas discharged from the combustor 440. In this case, the exhaust gas discharged from the combustor 440 becomes a heat source for heating the air supplied to the fuel cell 210. Accordingly, the first heat exchange unit 500 may heat air supplied to the fuel cell 210. Accordingly, the air passing through the first heat exchange unit 500 may be supplied to the fuel cell 210 at a high temperature. The fuel cell 210 improves electricity production efficiency at an appropriate operating temperature. For example, in the case of a phosphoric acid fuel cell (PAFC), the operating temperature is maintained at 190 to 210°C, in the case of a molten carbonate fuel cell (MCFC), the operating temperature is maintained at 550 to 650°C. In this case, the operating temperature is maintained at 650 to 1000°C, and in the case of a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC), the operating temperature is maintained at 30 to 80°C. Accordingly, the first heat exchange unit 500 may preheat the air supplied to the fuel cell 210 so that the fuel cell 210 quickly reaches an appropriate operating temperature. Although not shown, the controller 250 may adjust the temperature of the air supplied to the fuel cell 210 by controlling the amount of exhaust gas discharged from the combustor 440 to the condenser 4202. For example, the control unit 250 controls a valve (not shown) installed in a pipeline connecting the combustor 440 and the first heat exchange unit 500 to adjust the opening of the conduit, so that the combustor 440 ), the amount of exhaust gas discharged to the first heat exchange unit 500 may be adjusted. The control unit 250 increases the temperature of the air supplied to the fuel cell 210 by increasing the amount of exhaust gas supplied to the first heat exchange unit 500 to correspond to the operating temperature of the fuel cell 210. can do. The control unit 250 may reduce the temperature of the air supplied to the fuel cell 210 by reducing the amount of exhaust gas supplied to the first heat exchange unit 500. The control unit 250 may correspond to the operating temperature of the fuel cell 210 by adjusting the amount of air supplied to the first heat exchange unit 500.

이에 따라, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제1실시예는 다음과 같은 작용 효과를 도모할 수 있다.Accordingly, the first embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention can achieve the following operational effects.

첫째, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제1실시예는 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 이용하여 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 가열하도록 구현됨으로써, 종래 가열장치에 공급되는 연료를 전기 생산에 사용할 수 있으므로 전기 생산량을 증가시키고 상기 발전시스템의 효율을 높일 수 있다.First, the first embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention is implemented to heat the air supplied to the fuel cell 210 by using waste heat of exhaust gas discharged from the combustor 440, Since the fuel supplied to the conventional heating device can be used for electricity production, it is possible to increase the amount of electricity produced and increase the efficiency of the power generation system.

둘째, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제1실시예는 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 이용하여 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 가열하도록 구현됨으로써, 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 전기를 생산하는데 소모되는 구축비용을 절감할 수 있을 뿐만 아니라 설치공간에 대한 범용성을 높일 수 있다.Second, the first embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention is implemented to heat the air supplied to the fuel cell 210 by using the waste heat of the exhaust gas discharged from the combustor 440, Since a separate heating device can be omitted, not only can the construction cost consumed to generate electricity can be reduced, but also the versatility of the installation space can be increased.

셋째, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제1실시예는 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기의 온도를 조절할 수 있도록 구현됨으로써, 상기 연료전지(210)의 적정 운전온도를 유지시켜 전기 생산 효율을 향상시킬 수 있다.Third, the first embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention is implemented to control the temperature of air supplied to the fuel cell 210, thereby maintaining an appropriate operating temperature of the fuel cell 210 So that the efficiency of electricity production can be improved.

도 7을 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 전술한 상기 복수기(121), 터빈부(600) 및 제2열교환부(700)를 더 포함할 수 있다. 상기 터빈부(600)는 가스터빈(610)을 포함할 수 있다.Referring to FIG. 7, a second embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention may further include the above-described condenser 121, the turbine part 600, and the second heat exchange part 700. . The turbine part 600 may include a gas turbine 610.

상기 가스터빈(610)은 상기 LNG 증발기(4101) 및 상기 공기공급부(130)에 연결되게 설치된다. 상기 가스터빈(610)은 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 연료 및 상기 공기공급부(130)에서 공급되는 공기로 전기를 생산할 수 있다. 상기 가스터빈(610)은 상기 공기공급부(130)에서 상기 제1열교환부(500)로의 공기 공급 관로에서 분기된 관로와 후술할 제2열교환부(700)에 연결되게 설치된다. 이에 따라, 상기 가스터빈(610)은 상기 제1열교환부(500)를 거치지 않고 상기 공기공급부(130)에서 공급되는 공기를 공급받을 수 있다. 즉, 상기 가스터빈(610)에 공급되는 공기는 상기 제1열교환부(500)에서 가열되지 않고 공급된다. 상기 가스터빈(610)에 공급되는 공기는 온도가 낮을수록 공기 압축비가 높아지기 때문이다. 공기 압축비가 높아지면, 상기 가스터빈(610)의 전기 생산 효율이 향상될 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 가스터빈(610)은 공기를 압축하는 압축기, 압축된 공기를 연료와 혼합하여 연소하는 연소기 및 연소 후의 배기가스가 팽창하는 터빈을 포함하여 구현될 수 있다. 상기 압축기는 공기공급부(130)에서 공급되는 공기를 압축한다. 상기 압축기에 의해 고압의 상태가 된 공기는 상기 연소기에서 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 연료와 혼합되어 연소된다. 상기 연소기에서 배출되는 배기가스는 고온, 고압의 상태로 상기 터빈으로 공급된다. 이에 따라, 상기 터빈은 상기 연소기의 배기가스에 의해 터빈날개가 회전됨으로써, 터빈날개에 결합된 회전축을 회전시킬 수 있다. 상기 터빈의 회전축은 발전기(Generator, 미도시)의 회전축에 연결되게 설치된다. 따라서, 상기 발전기는 상기 터빈의 회전축이 회전됨에 따라 전기를 생산할 수 있다. 상기 가스터빈(610)에서 배출되는 배기가스는 후술할 상기 제2열교환부(700)를 거쳐 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되어 LNG(액화천연가스)를 기화시키는 열원으로 사용될 수 있다. 이에 따라, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 상기 가스터빈(500)을 설치함으로써, 상기 연료전지(210)와 별도로 전기를 추가 생산할 수 있으므로 전기 생산량을 증가시킬 수 있다.The gas turbine 610 is installed to be connected to the LNG evaporator 4101 and the air supply unit 130. The gas turbine 610 may generate electricity from fuel supplied from the LNG evaporator 4101 and air supplied from the air supply unit 130. The gas turbine 610 is installed to be connected to a pipe branched from the air supply pipe from the air supply unit 130 to the first heat exchange unit 500 and a second heat exchange unit 700 to be described later. Accordingly, the gas turbine 610 may receive air supplied from the air supply unit 130 without passing through the first heat exchange unit 500. That is, the air supplied to the gas turbine 610 is supplied without being heated in the first heat exchange unit 500. This is because the air compression ratio increases as the temperature of the air supplied to the gas turbine 610 decreases. When the air compression ratio is increased, the electricity production efficiency of the gas turbine 610 may be improved. Although not shown, the gas turbine 610 may include a compressor that compresses air, a combustor that mixes compressed air with fuel to combust, and a turbine in which exhaust gas after combustion expands. The compressor compresses air supplied from the air supply unit 130. The air, which is in a high-pressure state by the compressor, is mixed with fuel supplied from the LNG evaporator 4101 in the combustor and combusted. The exhaust gas discharged from the combustor is supplied to the turbine at high temperature and high pressure. Accordingly, in the turbine, the turbine blades are rotated by the exhaust gas of the combustor, so that the rotating shaft coupled to the turbine blades may be rotated. The rotation shaft of the turbine is installed to be connected to the rotation shaft of a generator (not shown). Accordingly, the generator may generate electricity as the rotation shaft of the turbine rotates. The exhaust gas discharged from the gas turbine 610 may be supplied to the LNG evaporator 4101 via the second heat exchange unit 700 to be described later, and may be used as a heat source for vaporizing LNG (liquefied natural gas). Accordingly, in the second embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention, by installing the gas turbine 500, it is possible to additionally produce electricity separately from the fuel cell 210, thereby increasing the amount of electricity produced. have.

상기 제2열교환부(700)는 상기 가스터빈(610)과 상기 LNG 증발기(4101) 사이, 및 상기 복수기(121)와 후술할 상기 스팀터빈(620) 사이에 설치된다. 상기 제2열교환부(700)는 상기 가스터빈(610)에서 배출되는 배기가스와 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 열교환시킨다. 예컨대, 상기 제2열교환부(700)는 배열회수증기발생기(Heat Recovery Steam Generator, HRSG)일 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 배열회수증기발생기(HRSG)는 위쪽에 한 개의 스팀드럼과 아래쪽에 한 개 또는 다수 개의 워터드럼을 장착하고, 상기 스팀드럼과 워터드럼사이를 여러 개의 수관으로 연결하여 관군부를 형성하고, 상기 가스터빈(610)에서 배출되는 배기가스가 상기 관군부를 통과하면서 관군부 외부의 물과 열교환을 하여 스팀(H20)을 발생시키게 된다. 이 경우, 상기 가스터빈(610)에서 배출되는 배기가스의 폐열이 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제2열교환부(700)는 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 고온 고압 상태의 스팀(H20)으로 상변화시킬 수 있다. 상기 제2열교환부(700)를 거친 스팀(H20)은 상기 스팀터빈(620, 도 7에 도시됨)으로 공급될 수 있다. 상기 제2열교환부(700)를 거친 상기 가스터빈(610)의 배기가스는 상기 LNG 증발기(4101)로 공급될 수 있다. 이 경우, 상기 LNG 증발기(4101)는 상기 제2열교환부(700)에서 배출되는 상기 가스터빈(610)의 배기가스 폐열을 열원으로 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다. 이에 따라, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 상기 가스터빈(610)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 이용하여 스팀터빈(620)에 공급될 스팀(H20)을 생성할 뿐만 아니라, LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수도 있다. 따라서, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 상기 스팀터빈(620)에 공급하기 위한 스팀(H20)을 생성하기 위해, 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 가열하는 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 구축비용을 절감할 수 있다. 또한, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 LNG(액화천연가스)를 기화시키기 위한 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 전기를 생산하기 위한 구축비용을 절감할 수 있다.The second heat exchange unit 700 is installed between the gas turbine 610 and the LNG evaporator 4101, and between the condenser 121 and the steam turbine 620 to be described later. The second heat exchange unit 700 heat-exchanges the exhaust gas discharged from the gas turbine 610 with water supplied from the condenser 121. For example, the second heat exchanger 700 may be a heat recovery steam generator (HRSG). Although not shown, the heat recovery steam generator (HRSG) is equipped with one steam drum at the top and one or more water drums at the bottom, and connects the steam drum and the water drum with several water pipes to form a pipe group. Then, the exhaust gas discharged from the gas turbine 610 passes through the tube group and exchanges heat with water outside the tube group to generate steam (H 2 0). In this case, the waste heat of the exhaust gas discharged from the gas turbine 610 becomes a heat source for heating the water supplied from the condenser 121. Accordingly, the second heat exchange unit 700 may phase change the water supplied from the condenser 121 into high-temperature and high-pressure steam (H 2 0). Steam (H 2 0) passing through the second heat exchange unit 700 may be supplied to the steam turbine 620 (shown in FIG. 7 ). Exhaust gas from the gas turbine 610 that has passed through the second heat exchange unit 700 may be supplied to the LNG evaporator 4101. In this case, the LNG evaporator 4101 may vaporize LNG (liquefied natural gas) using the waste heat of the exhaust gas of the gas turbine 610 discharged from the second heat exchange unit 700 as a heat source. Accordingly, the second embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention uses the waste heat of the exhaust gas discharged from the gas turbine 610 to be supplied to the steam turbine 620 (H 2 0). In addition to generating LNG (liquefied natural gas) can also be vaporized. Therefore, in the second embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention, in order to generate steam (H 2 0) for supply to the steam turbine 620, water supplied from the condenser 121 is Since a separate heating device for heating can be omitted, construction cost can be reduced. In addition, in the second embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention, since a separate heating device for vaporizing LNG (liquefied natural gas) can be omitted, construction costs for generating electricity can be reduced. .

도 7을 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 스팀터빈(620)을 더 포함할 수 있다. 상기 스팀터빈(620)은 상기 터빈부(600)에 포함될 수 있다.Referring to FIG. 7, a second embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention may further include a steam turbine 620. The steam turbine 620 may be included in the turbine part 600.

상기 스팀터빈(620)은 상기 제2열교환부(700)에 연결되게 설치되어, 상기 제2열교환부(700)에서 배출되는 스팀(H20)을 공급받을 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 스팀터빈(620)은 다이어프램, 로터, 버켓, 발전기를 포함하여 구현될 수 있다. 상기 다이어프램에는 고정익 구비되고, 상기 버켓에는 회전익이 구비된다. 상기 고정익은 상기 제2열교환부(700)에서 배출되는 스팀(H20)의 방향을 바꾸어 상기 회전익으로 유도하고, 상기 회전익은 상기 고정익으로부터 유도된 스팀(H20)에 의해 회전력을 발생시켜 로터를 회전시킨다. 상기 로터는 발전기에 연결되게 설치된다. 상기 발전기는 로터가 회전함에 따라 전기를 생산할 수 있다. 이에 따라, 상기 스팀터빈(620)은 상기 제2열교환부(700)에서 배출되는 스팀(H20)으로 전기를 생산할 수 있다. 상기 스팀터빈(620)에서 생산된 전기는 전기설비 또는 에너지 저장장치, 예를 들어 배터리로 공급될 수 있다. 따라서, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 상기 가스터빈(610) 및 상기 스팀터빈(620)을 포함하는 상기 터빈부(600)를 설치하여, 상기 연료전지(210)와 별도로 전기를 추가 생산할 수 있다. 상기 스팀터빈(620)을 거친 스팀(H20)은 상기 복수기(121)로 공급되어 물로 환원될 수 있다.The steam turbine 620 may be installed to be connected to the second heat exchange unit 700 to receive steam H 2 0 discharged from the second heat exchange unit 700. Although not shown, the steam turbine 620 may be implemented including a diaphragm, a rotor, a bucket, and a generator. The diaphragm is provided with a fixed blade, and the bucket is provided with a rotary blade. The fixed blade changes the direction of the steam (H 2 0) discharged from the second heat exchange unit 700 and guides it to the rotor blade, and the rotor blade generates a rotational force by the steam (H 2 0) induced from the fixed blade. Rotate the rotor. The rotor is installed to be connected to the generator. The generator may generate electricity as the rotor rotates. Accordingly, the steam turbine 620 may generate electricity from steam (H 2 0) discharged from the second heat exchange unit 700. Electricity produced by the steam turbine 620 may be supplied to an electric facility or an energy storage device, for example, a battery. Therefore, in the second embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention, by installing the turbine part 600 including the gas turbine 610 and the steam turbine 620, the fuel cell 210 ) And can generate additional electricity. Steam (H 2 0) passing through the steam turbine 620 may be supplied to the condenser 121 to be reduced to water.

도 8을 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제3실시예는 기수분리기(4201)을 포함할 수 있다.Referring to FIG. 8, a third embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention may include a water separator 4201.

상기 기수분리기(4201)는 상기 LNG 증발기(4101)와 상기 연소기(440) 사이에 설치되어, 상기 가스터빈(610) 배기가스가 상기 LNG 증발기(4101)를 거치면서 냉각되어 응축된 물과 미연소 연료를 포함한 가스로 분리한다. 상기 기수분리기(4201)에서 분리된 물은 상기 응축기(4202)로 보내져, 상기 발전시스템에서 사용할 수 있다. 또한, 상기 기수분리기(4201)에서 분리된 미연소 연료를 포함한 가스는 상기 연소기(440)에 공급되어, 상기 연소기(440)의 연소반응 연료로 사용하여 상기 개질기(430)에 열을 공급하도록 할 수 있다. 따라서, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제3실시예는 상기 기수분리기(4201)를 설치함으로써, 상기 가스터빈(610)의 배기가스 중에 포함된 물과 미연소 연료를 분리하여 각각 상기 응축기(4202)와 상기 연소기(440)으로 공급할 수 있다. 이에 따라, 상기 연료전지 시스템(200)에 외부로부터의 원료수 공급을 줄일 수 있고, 상기 연소기(440)에서 필요한 연료의 양을 줄임으로써 상기 발전시스템의 효율을 높일 수 있다.The water separator 4201 is installed between the LNG evaporator 4101 and the combustor 440, and the exhaust gas of the gas turbine 610 is cooled while passing through the LNG evaporator 4101, and condensed water and unburned Separates into gas containing fuel. The water separated by the water separator 4201 is sent to the condenser 4202 and can be used in the power generation system. In addition, the gas including the unburned fuel separated in the brackish water separator 4201 is supplied to the combustor 440, and is used as a combustion reaction fuel of the combustor 440 to supply heat to the reformer 430. I can. Accordingly, in the third embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention, by installing the water separator 4201, water and unburned fuel contained in the exhaust gas of the gas turbine 610 are separated, respectively. It may be supplied to the condenser 4202 and the combustor 440. Accordingly, it is possible to reduce the supply of raw material water to the fuel cell system 200 from the outside, and increase the efficiency of the power generation system by reducing the amount of fuel required by the combustor 440.

도 9를 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제4실시예는 제3열교환부(710)을 더 포함할 수 있다.Referring to FIG. 9, the fourth embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention may further include a third heat exchange unit 710.

상기 제3열교환부(710)는 상기 제2열교환부(700)와 상기 LNG 증발기(4101) 사이에 설치되어, 상기 제2열교환부(700)에서 다소 냉각된 상기 가스터빈(610)의 배기가스를 상기 연료전지(210)의 배기가스와 열교환시킨다. 이 경우, 상기 연료전지(210)의 배기가스는 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되는 상기 가스터빈(610) 배기가스를 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되는 상기 가스터빈(610)의 배기가스의 온도를 높여 상기 가스터빈(610)과 상기 연료전지(210)에서 필요한 연료량에 충분히 대응할 수 있다. 따라서, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제4실시예는 제3열교환부(710)에서 가열된 상기 가스터빈(610)의 배기가스를 이용하여 상기 LNG 증발기(4101)에서 LNG를 증발시킬 수 있으므로 상기 발전시스템의 효율을 높일 수 있다.The third heat exchange unit 710 is installed between the second heat exchange unit 700 and the LNG evaporator 4101, and the exhaust gas of the gas turbine 610 slightly cooled in the second heat exchange unit 700 Heat exchange with the exhaust gas of the fuel cell 210. In this case, the exhaust gas of the fuel cell 210 becomes a heat source for heating the exhaust gas of the gas turbine 610 supplied to the LNG evaporator 4101. Accordingly, the temperature of the exhaust gas of the gas turbine 610 supplied to the LNG evaporator 4101 may be increased to sufficiently respond to the amount of fuel required by the gas turbine 610 and the fuel cell 210. Therefore, in the fourth embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention, the LNG is removed from the LNG evaporator 4101 by using the exhaust gas of the gas turbine 610 heated in the third heat exchange unit 710. Since it can be evaporated, the efficiency of the power generation system can be increased.

도 10을 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제5실시예는 제4열교환부(810)을 더 포함할 수 있다.Referring to FIG. 10, the fifth embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention may further include a fourth heat exchange unit 810.

상기 제4열교환부(810)는 상기 연소기(440)와 상기 제1열교환부(500) 사이, 및 상기 스팀터빈(620)과 상기 개질기(430) 사이에 설치된다. 상기 제4열교환부(810)는 상기 스팀터빈(620)에서 상기 개질기(430)로 공급되는 스팀(H20)이 가열되도록 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스와 상기 스팀터빈(620)에서 공급되는 스팀(H20)을 열교환시킨다. 이 경우, 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열이 상기 스팀터빈(620)에서 공급되는 스팀(H20)을 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제4열교환부(810)는 상기 개질기(430)에 공급되는 스팀(H20)의 양을 증가시킬 수 있다. 따라서, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제5실시예는 상기 개질기(430)에 공급되는 스팀(H20)의 양을 증가시킴으로써, 상기 개질기(430)의 개질 효율을 향상시킬 수 있다. 또한, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제5실시예는 상기 개질기(430)에 공급되는 스팀(H20)의 유량을 증가시키거나 온도를 높임으로써 상기 개질기(430)의 흡열반응을 촉진시켜 개질반응이 더 원활하게 진행되도록 할 수 있다.The fourth heat exchange unit 810 is installed between the combustor 440 and the first heat exchange unit 500, and between the steam turbine 620 and the reformer 430. The fourth heat exchange unit 810 includes exhaust gas discharged from the combustor 440 and the steam turbine 620 so that steam (H 2 0) supplied from the steam turbine 620 to the reformer 430 is heated. The steam (H 2 0) supplied from is heat-exchanged. In this case, the waste heat of the exhaust gas discharged from the combustor 440 becomes a heat source for heating the steam (H 2 0) supplied from the steam turbine 620. Accordingly, the fourth heat exchange unit 810 may increase the amount of steam H 2 0 supplied to the reformer 430. Therefore, the fifth embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention is to improve the reforming efficiency of the reformer 430 by increasing the amount of steam (H 2 0) supplied to the reformer 430. I can. In addition, the fifth embodiment of the fuel cell system 200 according to the present invention increases the flow rate of the steam (H 2 0) supplied to the reformer 430 or increases the temperature, thereby absorbing heat of the reformer 430. By accelerating the reaction, the reforming reaction can proceed more smoothly.

이하에서는 본 발명에 따른 선박의 실시예를 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명한다.Hereinafter, an embodiment of a ship according to the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

도 11은 본 발명에 따른 선박의 일례를 나타낸 개략도이다.11 is a schematic diagram showing an example of a ship according to the present invention.

도 1 내지 도 11을 참고하면, 본 발명에 따른 선박(900)은 선체(910)에 발전시스템(100)이 설치된다. 상기 발전시스템(100)은 연료전지 시스템(200)을 포함한다. 상기 연료전지 시스템(200)은 연료전지(210), 수소생성부(400), 제1열교환부(500), 터빈부(600), 제2열교환부(700), 제3열교환부(710) 및 제4열교환부(810)를 포함한다. 상기 터빈부(600)는 가스터빈(610) 및 스팀터빈(620)을 포함할 수 있다. 상기 연료전지 시스템(200)은 상기 연료전지(210), 상기 수소생성부(400), 상기 제1열교환부(500), 상기 가스터빈(610), 상기 스팀터빈(620), 상기 제2열교환부(700), 상기 제3열교환부(710) 및 상기 제4열교환부(810) 등을 포함한 모든 구성의 동작을 제어하는 제어부(250)를 포함하여 구현될 수도 있다.1 to 11, the ship 900 according to the present invention is a power generation system 100 is installed in the hull 910. The power generation system 100 includes a fuel cell system 200. The fuel cell system 200 includes a fuel cell 210, a hydrogen generation unit 400, a first heat exchange unit 500, a turbine unit 600, a second heat exchange unit 700, and a third heat exchange unit 710. And a fourth heat exchange unit 810. The turbine part 600 may include a gas turbine 610 and a steam turbine 620. The fuel cell system 200 includes the fuel cell 210, the hydrogen generating unit 400, the first heat exchange unit 500, the gas turbine 610, the steam turbine 620, and the second heat exchanger. It may be implemented by including a control unit 250 that controls the operation of all components including the unit 700, the third heat exchange unit 710, and the fourth heat exchange unit 810.

상기 연료전지(210)는 상기 수소생성부(400)로부터 수소가 포함된 연료를 공급받아 전기 화학적 반응을 통해 전기를 생산할 수 있다. 예컨대, 상기 연료전지(210)는 개질기(430)로부터 수소가 포함된 연료를 공급받아 전기 화학적 반응을 통해 전기를 생산할 수 있다. 상기 연료전지(210)는 알칼리 연료전지(AFC), 인산형 연료전지(PAFC), 용융탄산염 연료전지(MCFC), 고체산화물 연료전지(SOFC), 고분자전해질 연료전지(PEMFC), 및 직접메탄올 연료전지(DMFC) 중 적어도 하나의 연료전지를 포함하여 구현될 수 있다.The fuel cell 210 may receive fuel containing hydrogen from the hydrogen generator 400 and generate electricity through an electrochemical reaction. For example, the fuel cell 210 may receive fuel containing hydrogen from the reformer 430 and generate electricity through an electrochemical reaction. The fuel cell 210 includes an alkali fuel cell (AFC), a phosphoric acid fuel cell (PAFC), a molten carbonate fuel cell (MCFC), a solid oxide fuel cell (SOFC), a polymer electrolyte fuel cell (PEMFC), and a direct methanol fuel. It may be implemented by including at least one fuel cell among the cells DMFC.

상기 수소생성부(400)는 원료 처리부(410), 원료수 처리부(420), 개질기(430), 및 연소기(440)를 포함하여 구현될 수 있다. 상기 원료 처리부(410)는 상기 원료 공급부(110)로부터 원료를 공급받아 전처리하는 LNG 증발기(4101) 및 LNG 증발기(4101) 내부에 설치되는 기화기(4102)를 포함한다. 상기 원료수 처리부(420)는 상기 연소기(440)의 배기가스에 포함된 스팀(H20)을 응축시켜 물로 환원시키는 응축기(4202), 및 상기 원료수 공급부(120)로부터 공급되는 물을 전처리하기 위한 복수기(121)를 포함할 수 있다. 상기 수소생성부(400)는 상기 원료 공급부(110)로부터 원료를 공급받고, 상기 원료수 처리부(420)로부터 스팀(H20)을 공급받아 상기 연료전지(210)에 필요한 수소가 포함된 연료를 생성한다. 여기서, 상기 LNG 증발기(4101)는 상기 제2열교환부(700)에 연결되게 설치되어, 상기 가스터빈(610)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 열원으로 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다.The hydrogen generation unit 400 may be implemented by including a raw material processing unit 410, a raw material water treatment unit 420, a reformer 430, and a combustor 440. The raw material processing unit 410 includes an LNG evaporator 4101 that receives and pre-processes raw materials from the raw material supply unit 110 and a vaporizer 4102 installed in the LNG evaporator 4101. The raw material water treatment unit 420 pre-treats the water supplied from the raw material water supply unit 120 and a condenser 4202 that condenses and reduces the steam (H 2 0) contained in the exhaust gas of the combustor 440 to water. It may include a condenser 121 for. The hydrogen generating unit 400 receives raw materials from the raw material supply unit 110, and receives steam (H 2 0) from the raw material water treatment unit 420 to provide a fuel containing hydrogen required for the fuel cell 210. Create Here, the LNG evaporator 4101 is installed to be connected to the second heat exchange unit 700, and can vaporize LNG (liquefied natural gas) as a heat source using waste heat of the exhaust gas discharged from the gas turbine 610. .

상기 제1열교환부(500)는 상기 공기공급부(130)에서 상기 연료전지(210)로 공급되는 공기와 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스를 열교환시킨다. 이 경우, 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스는 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 가열하는 열원이 된다. 따라서, 상기 제1열교환부(500)는 상기 연료전지(210)가 적정 운전온도에 신속하게 도달되도록 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 가열할 수 있다.The first heat exchange unit 500 heats the air supplied from the air supply unit 130 to the fuel cell 210 and exhaust gas discharged from the combustor 440. In this case, the exhaust gas discharged from the combustor 440 becomes a heat source for heating the air supplied to the fuel cell 210. Accordingly, the first heat exchange unit 500 may heat the air supplied to the fuel cell 210 so that the fuel cell 210 quickly reaches an appropriate operating temperature.

상기 터빈부(600)는 가스터빈(510)과 스팀터빈(520)을 포함하여 구현될 수 있다. 상기 가스터빈(610)은 가스 연료의 연소를 통해 구동력을 발생시킨다. 상기 가스터빈(610)은 발전기에 연결되게 설치되어, 발생시킨 구동력을 발전기에 제공하여 전기를 생산할 수 있다. 또한, 상기 가스터빈은 동일한 샤프트에 압축기와 같이 설치되어, 발생시킨 구동력을 압축기에 제공할 수도 있다. 이 경우, 압축기는 공기, 물 등과 같은 유체를 압축시킬 수 있다. The turbine unit 600 may be implemented by including a gas turbine 510 and a steam turbine 520. The gas turbine 610 generates a driving force through combustion of gaseous fuel. The gas turbine 610 is installed to be connected to a generator, and may generate electricity by providing the generated driving force to the generator. In addition, the gas turbine may be installed on the same shaft as a compressor to provide the generated driving force to the compressor. In this case, the compressor can compress a fluid such as air or water.

상기 가스터빈(610)은 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 연료로 전기를 생산할 수 있다. 상기 가스터빈(610)은 압축기, 연소기 및 터빈을 포함하여 구현될 수 있다. 상기 가스터빈(610)은 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 연료를 압축 및 연소시켜 상기 터빈을 작동시킴으로써, 상기 터빈에 연결된 발전기를 작동시킬 수 있다. 이에 따라, 상기 가스터빈(610)은 상기 연료전지(210)와 별도로 전기를 생산할 수 있다.The gas turbine 610 may generate electricity from fuel supplied from the LNG evaporator 4101. The gas turbine 610 may be implemented including a compressor, a combustor, and a turbine. The gas turbine 610 may operate the turbine by compressing and combusting the fuel supplied from the LNG evaporator 4101 to operate a generator connected to the turbine. Accordingly, the gas turbine 610 may generate electricity separately from the fuel cell 210.

상기 제2열교환부(700)는 상기 가스터빈(610)에서 배출되는 배기가스 및 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 열교환시킨다. 예컨대, 상기 제2열교환부(700)는 배열회수증기발생기(Heat Recovery Steam Generator, HRSG)일 수 있다. 상기 가스터빈(610)에서 배출되는 배기가스의 폐열은 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제2열교환부(700)는 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 스팀(H20)으로 상변화시킬 수 있다. 상기 제2열교환부(700)를 거친 스팀(H20)은 상기 스팀터빈(620)으로 공급되어 전기를 생산하는 동력원으로 사용된다. 상기 제2열교환부(700)를 거친 상기 가스터빈(610)의 배기가스는 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되어, LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다.The second heat exchange unit 700 heat-exchanges the exhaust gas discharged from the gas turbine 610 and water supplied from the condenser 121. For example, the second heat exchanger 700 may be a heat recovery steam generator (HRSG). The waste heat of the exhaust gas discharged from the gas turbine 610 becomes a heat source for heating water supplied from the condenser 121. Accordingly, the second heat exchange unit 700 may phase change water supplied from the condenser 121 into steam (H 2 0). Steam (H 2 0) passed through the second heat exchange unit 700 is supplied to the steam turbine 620 and used as a power source for generating electricity. The exhaust gas of the gas turbine 610 that has passed through the second heat exchange unit 700 is supplied to the LNG evaporator 4101 to vaporize LNG (liquefied natural gas).

상기 스팀터빈(620)은 상기 제2열교환부(700)에 연결되게 설치되어, 상기 제2열교환부(700)에서 배출되는 스팀(H20)을 공급받을 수 있다. 이에 따라, 상기 스팀터빈(620)은 상기 제2열교환부(700)에서 배출되는 스팀(H20)으로 전기를 생산할 수 있다. 상기 스팀터빈(620)에서 생산된 전기는 전기설비 또는 에너지 저장장치, 예를 들어 배터리로 공급될 수 있다. 상기 스팀터빈(620)을 거친 스팀(H20)은 상기 복수기(121)로 공급되어 물로 환원될 수 있다.The steam turbine 620 may be installed to be connected to the second heat exchange unit 700 to receive steam H 2 0 discharged from the second heat exchange unit 700. Accordingly, the steam turbine 620 may generate electricity from steam (H 2 0) discharged from the second heat exchange unit 700. Electricity produced by the steam turbine 620 may be supplied to an electric facility or an energy storage device, for example, a battery. Steam (H 2 0) passing through the steam turbine 620 may be supplied to the condenser 121 to be reduced to water.

상기 기수분리기(4201)는 상기 LNG증발기(4101)와 상기 연소기(440) 사이에 설치되어, 상기 가스터빈(610)의 배기가스가 상기 LNG 증발기(4101)를 거치면서 냉각되어 응축된 물과 미연소 연료를 포함한 가스로 분리한다. 상기 기수분리기(4201)에서 분리된 물은 상기 응축기(4202)로 보내져, 상기 발전시스템에서 사용할 수 있다. 또한, 상기 기수분리기(4201)에서 분리된 미연소 연료를 포함한 가스는 상기 연소기(440)에 공급되어, 상기 연소기(440)의 연소반응 연료로 사용하여 상기 개질기(430)에 열을 공급하도록 할 수 있다.The water separator 4201 is installed between the LNG evaporator 4101 and the combustor 440, so that the exhaust gas of the gas turbine 610 is cooled while passing through the LNG evaporator 4101 and Separates into gases containing combustion fuel. The water separated by the water separator 4201 is sent to the condenser 4202 and can be used in the power generation system. In addition, the gas including the unburned fuel separated in the brackish water separator 4201 is supplied to the combustor 440, and is used as a combustion reaction fuel of the combustor 440 to supply heat to the reformer 430. I can.

상기 제3열교환부(710)는 상기 제2열교환부(700)와 상기 LNG 증발기(4101) 사이에 설치되어, 상기 제2열교환부(700)에서 다소 냉각된 상기 가스터빈(610) 배기가스를 상기 연료전지(210) 배기가스와 열교환시킨다. 이 경우, 상기 연료전지(210) 배기가스는 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되는 상기 가스터빈(610) 배기가스를 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되는 상기 가스터빈(610)의 배기가스의 온도를 높여 상기 가스터빈(610)과 상기 연료전지(210)에서 필요한 연료량에 충분히 대응할 수 있다.The third heat exchange part 710 is installed between the second heat exchange part 700 and the LNG evaporator 4101, and the exhaust gas of the gas turbine 610 slightly cooled in the second heat exchange part 700 Heat exchange with the exhaust gas of the fuel cell 210 is performed. In this case, the exhaust gas of the fuel cell 210 becomes a heat source for heating the exhaust gas of the gas turbine 610 supplied to the LNG evaporator 4101. Accordingly, the temperature of the exhaust gas of the gas turbine 610 supplied to the LNG evaporator 4101 may be increased to sufficiently respond to the amount of fuel required by the gas turbine 610 and the fuel cell 210.

상기 제4열교환부(810)는 상기 스팀터빈(620)에서 상기 개질기(430)로 공급되는 스팀(H20)이 가열되도록 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스와 상기 스팀터빈(620)에서 공급되는 스팀(H20)을 열교환시킨다. 이 경우, 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열이 상기 스팀터빈(620)에서 공급되는 스팀(H20)을 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제4열교환부(810)는 상기 개질기(430)에 공급되는 스팀(H20)의 양을 증가시킬 수 있다.The fourth heat exchange unit 810 includes exhaust gas discharged from the combustor 440 and the steam turbine 620 so that steam (H 2 0) supplied from the steam turbine 620 to the reformer 430 is heated. The steam (H 2 0) supplied from is heat-exchanged. In this case, the waste heat of the exhaust gas discharged from the combustor 440 becomes a heat source for heating the steam (H 2 0) supplied from the steam turbine 620. Accordingly, the fourth heat exchange unit 810 may increase the amount of steam H 2 0 supplied to the reformer 430.

따라서, 본 발명에 따른 선박(900)은 다음과 같은 작용 효과를 도모할 수 있다.Therefore, the ship 900 according to the present invention can achieve the following operational effects.

첫째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 이용하여 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 가열하도록 구현됨으로써, 종래 가열장치에 공급되는 연료를 전기 생산에 사용할 수 있으므로 전기 생산량을 증가시키고 상기 발전시스템의 효율을 높일 수 있다.First, the ship 900 according to the present invention is implemented to heat the air supplied to the fuel cell 210 by using the waste heat of the exhaust gas discharged from the combustor 440, so that the fuel supplied to the conventional heating device is Since it can be used for electricity production, it is possible to increase the amount of electricity produced and increase the efficiency of the power generation system.

둘째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 이용하여 상기 연료전지(210)에 공급되는 공기를 가열하도록 구현됨으로써, 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 전기를 생산하는데 소모되는 구축비용을 절감할 수 있을 뿐만 아니라 설치공간에 대한 범용성을 높일 수 있다.Second, the ship 900 according to the present invention is implemented to heat the air supplied to the fuel cell 210 by using the waste heat of the exhaust gas discharged from the combustor 440, so that a separate heating device can be omitted. Therefore, it is possible not only to reduce the construction cost consumed to produce electricity, but also to increase the versatility of the installation space.

셋째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 스팀터빈(620)에 공급하기 위한 스팀(H20)을 생성하기 위해, 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 가열하는 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 구축비용을 절감할 수 있다.Third, the ship 900 according to the present invention omits a separate heating device for heating water supplied from the condenser 121 in order to generate steam (H 2 0) for supply to the steam turbine 620 Can reduce the cost of construction.

넷째, 본 발명에 따른 선박(900)은 LNG(액화천연가스)를 기화시키기 위한 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 전기를 생산하기 위한 구축비용을 절감할 수 있다.Fourth, since the ship 900 according to the present invention can omit a separate heating device for vaporizing LNG (liquefied natural gas), the construction cost for generating electricity can be reduced.

다섯째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 가스터빈(610) 및 상기 스팀터빈(620)을 설치함으로써, 상기 연료전지(210)와 별도로 전기를 추가 생산할 수 있다.Fifth, the ship 900 according to the present invention may additionally produce electricity separately from the fuel cell 210 by installing the gas turbine 610 and the steam turbine 620.

여섯째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 연료전지 시스템(200)의 운전에 필요한 외부로부터의 원료수 공급을 줄일 수 있고, 상기 연소기(440)에서 필요한 연료의 양을 줄임으로써 상기 발전시스템의 효율을 높일 수 있다.Sixth, the ship 900 according to the present invention can reduce the supply of raw material water required for the operation of the fuel cell system 200 from the outside, and reduce the amount of fuel required by the combustor 440 to reduce the amount of fuel required for the power generation system. You can increase the efficiency.

일곱째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 개질기(430)에 공급되는 스팀(H20)의 온도를 높이고 상기 개질기(430)에 공급되는 스팀(H20)의 양을 증가시킴으로써, 상기 개질기(430)의 흡열반응을 촉진시켜 개질반응이 더 원활하게 진행되도록 할 수 있다.Seventh, by ship 900 according to the present invention is to increase the amount of steam (H 2 0) to increase the temperature of the steam (H 2 0) supplied to the reformer 430 is supplied to the reformer 430, the By promoting the endothermic reaction of the reformer 430, the reforming reaction may proceed more smoothly.

도 1 내지 도 11을 참고하면, 상기 선체(910)는 본 발명에 따른 선박(900)의 전체적인 외관을 이룬다. 상기 선체(910)에는 선체(910)를 이동시키기 위한 추진력을 발생시키는 엔진과 상기 엔진에 원료를 공급하는 원료 공급부(110)가 설치된다. 예를 들어, 원료는 탄화수소 계열의 물질로, NG(천연가스), LPG(액화석유가스), 메탄올(CH3OH), 에탄올(C2H5OH), 가솔린, 디메틸에테르, 메탄가스, 수소정제 오프가스, 순수소, 및 해상 가스유(Marine Gas Oil, MGO), 해상 디젤유(Marine Diesel Oil, MDO), 일반 중유(Heavy fuel oil, HFO) 등과 같이 상대적으로 높은 분자량을 갖는 액상 원료 등일 수 있다.1 to 11, the hull 910 forms the overall appearance of the ship 900 according to the present invention. The hull 910 is provided with an engine generating propulsion for moving the hull 910 and a raw material supply unit 110 supplying raw materials to the engine. For example, raw materials are hydrocarbon-based substances, such as NG (natural gas), LPG (liquefied petroleum gas), methanol (CH 3 OH), ethanol (C 2 H 5 OH), gasoline, dimethyl ether, methane gas, hydrogen. Liquid raw materials with relatively high molecular weight, such as refined off-gas, pure gas, and marine gas oil (MGO), marine diesel oil (MDO), heavy fuel oil (HFO), etc. I can.

상기 선체(910)에는 원료수를 저장하는 원료수 저장탱크와 상기 원료수 저장탱크로부터 원료수를 공급하는 원료수 공급부(120)가 설치된다. 상기 원료수는 예를 들어, 상수, 민물, 또는 해수일 수 있다. 다른 예로, 원료수는 상수, 민물, 해수에서 불순물 제거 처리나 이온제거 처리된 물일 수 있다.A raw material water storage tank for storing raw material water and a raw material water supply unit 120 for supplying raw material water from the raw material water storage tank are installed in the hull 910. The raw material water may be, for example, fresh water, or sea water. As another example, the raw material water may be water subjected to impurity removal treatment or ion removal treatment from fresh water or sea water.

상기 선체(910)에는 상기 연료전지 시스템(200)에 공기를 공급하는 공기 공급부(130)가 설치된다. 통상적으로 공기는 질소, 산소, 이산화탄소 등을 포함하는 기체를 의미하지만, 본 명세서에서는 공기에서 질소 또는 이산화탄소, 또는 두 기체 등 산소 이외의 모든 기체를 제거한 경우도 포함한다. 상기 공기 공급부(130)는 공기 저장탱크와 상기 공기 저장탱크로부터 공기를 공급하는 장치(예컨대, 블로워)를 포함하여 구현될 수 있다. 다른 예로, 공기 공급부(130)는 외부공기를 공급받아 압축한 후 압축된 고압의 공기를 공급하거나 외부공기의 불순물 제거 후 상압으로 공급하도록 구현될 수 있다. An air supply unit 130 for supplying air to the fuel cell system 200 is installed in the hull 910. Typically, air refers to a gas including nitrogen, oxygen, carbon dioxide, etc., but in the present specification, all gases other than oxygen such as nitrogen, carbon dioxide, or two gases are removed from the air. The air supply unit 130 may include an air storage tank and a device (eg, a blower) supplying air from the air storage tank. As another example, the air supply unit 130 may be implemented to supply compressed high-pressure air after receiving and compressing external air, or supplying it at normal pressure after removing impurities from external air.

상기 선체(910)에는 상기 연료전지 시스템(200)에서 나오는 출력전압을 승압 또는 감압하기 위한 DC-DC 컨버터 및 직류전류(DC)를 교류전류(AC)로 변환하는 DC-AC 인버터 등으로 구성된 전력변환부(140)가 설치된다. 상기 전력변환부(140)는 상기 연료전지 시스템(200)으로부터 공급된 전기를 전력부하로 배출한다. 전력부하는, 예를 들어 선박의 경우 선박의 기본 전기설비 및 화물계통 전기설비 등과 같은 선박 내 전기설비일 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 전력변환부(140)는 에너지 저장장치, 예를 들어 배터리로 전기를 공급하도록 구현될 수도 있다.The hull 910 includes a DC-DC converter for boosting or reducing the output voltage from the fuel cell system 200 and a DC-AC inverter for converting DC current to AC current. The conversion unit 140 is installed. The power conversion unit 140 discharges electricity supplied from the fuel cell system 200 as a power load. For example, in the case of a ship, the power load may be an electrical equipment in a ship such as basic electrical equipment of a ship and electric equipment of a cargo system. Although not shown, the power conversion unit 140 may be implemented to supply electricity to an energy storage device, for example, a battery.

본 명세서에서,"선박"이라는 용어는 수상을 항해하는 구조물을 의미하는 것으로 한정되지 않으며, 수상을 항해하는 구조물뿐만 아니라, 수상에서 부유하며 작업을 수행하는 부유식 원유생산저장하역설비(FPSO) 등과 같은 해상 구조물을 포함한다.In this specification, the term "ship" is not limited to mean a structure sailing on the water, as well as a structure that sails on the water, as well as a floating crude oil production storage and handling facility (FPSO) that floats on the water and performs work. Includes the same marine structure.

지금까지, 본 명세서에는 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 지닌 자가 본 발명을 용이하게 이해하고 재현할 수 있도록 도면에 도시한 실시예들을 참고로 설명되었으나 이는 예시적인 것에 불과하며, 당해 기술분야에 통상의 지식을 지닌 자라면 본 발명의 실시예들로부터 다양한 변형 및 균등한 타 실시예가 가능하다는 점을 이해할 것이다. 따라서 본 발명의 진정한 기술적 보호범위는 첨부된 특허청구범위에 의해서만 정해져야 할 것이다.Until now, the present specification has been described with reference to the embodiments shown in the drawings so that those of ordinary skill in the art to which the present invention belongs can easily understand and reproduce the present invention. Those of ordinary skill in the art will understand that various modifications and equivalent other embodiments are possible from the embodiments of the present invention. Therefore, the true technical protection scope of the present invention should be determined only by the appended claims.

100 : 발전시스템
110 : 원료 공급부 120 : 원료수 공급부
130 : 공기 공급부 140 : 전력변환부
200 : 연료전지 시스템
210 : 연료전지 250 : 제어부
400 : 수소생성부 500 : 제1열교환부
600 : 터빈부 610 : 가스터빈
620 : 스팀터빈 700 : 제2열교환부
710 : 제3열교환부 810 : 제4열교환부100: power generation system
110: raw material supply unit 120: raw material water supply unit
130: air supply unit 140: power conversion unit
200: fuel cell system
210: fuel cell 250: control unit
400: hydrogen generation unit 500: first heat exchange unit
600: turbine unit 610: gas turbine
620: steam turbine 700: second heat exchanger
710: third heat exchange unit 810: fourth heat exchange unit

Claims (7)

선박으로서,
LNG(액화천연가스)를 공급하기 위한 원료 공급부;
원료수를 공급하기 위한 원료수 공급부;
상기 원료 공급부로부터 공급되는 LNG(액화천연가스) 및 상기 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 이용하여 전기를 생산하는 연료전지 시스템; 및
상기 연료전지 시스템에서 출력되는 직류전류(DC)를 교류전류(AC)로 변환하는 전력변환부를 포함하고,
상기 연료전지 시스템은,
상기 원료 공급부에서 공급되는 LNG(액화천연가스)를 전처리하기 위해 LNG(액화천연가스)를 기화시키는 LNG 증발기를 포함하는 원료처리부, 상기 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 전처리하는 원료수 처리부, 상기 원료 처리부로부터 공급된 전처리된 연료와 상기 원료수 처리부로부터 공급된 스팀(H20)을 개질반응시키는 개질기, 및 상기 개질기를 가열하기 위한 연소기를 포함하는 수소생성부;
상기 수소생성부로부터 공급되는 수소를 포함하는 연료에 기초하여 전기를 생산하는 연료전지;
상기 연료전지에 공기를 공급하기 위한 공기공급부; 및
상기 공기공급부에서 공급되는 공기 및 상기 연소기에서 배출되는 배기가스를 열교환시키는 제1열교환부를 포함하고,
상기 제1열교환부는 상기 연소기에서 배출되는 배기가스의 폐열을 열원으로 하여 상기 연료전지에 공급되는 공기를 가열하며,
상기 LNG 증발기에서 공급되는 연료로 전기를 생산하는 가스터빈;
스팀(H2O)으로 전기를 생산하는 스팀터빈을 더 포함하고,
상기 LNG 증발기는 상기 가스터빈의 배기가스 폐열을 열원으로 하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키며,
상기 가스터빈에서 상기 LNG 증발기로 공급되는 배기가스가 가열되도록 상기 연료전지에서 배출되는 배기가스 및 상기 가스터빈에서 배출되는 배기가스를 열교환시키는 제3열교환부; 및
상기 스팀터빈에서 상기 개질기로 공급되는 스팀(H2O)이 가열되도록 상기 연소기에서 배출되는 배기가스 및 상기 스팀터빈에서 공급되는 스팀(H2O)을 열교환시키는 제4열교환부를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 선박.As a ship,
A raw material supply unit for supplying LNG (liquefied natural gas);
A raw material water supply unit for supplying raw material water;
A fuel cell system for generating electricity using LNG (liquefied natural gas) supplied from the raw material supply unit and raw material water supplied from the raw material water supply unit; And
Including a power conversion unit for converting the direct current (DC) output from the fuel cell system into an alternating current (AC),
The fuel cell system,
A raw material processing unit including an LNG evaporator for vaporizing LNG (liquefied natural gas) to pretreat LNG (liquefied natural gas) supplied from the raw material supply unit, a raw material water treatment unit for pretreating the raw material water supplied from the raw material water supply unit, the A hydrogen generating unit including a reformer for reforming the pretreated fuel supplied from the raw material processing unit and the steam (H 2 0) supplied from the raw material water processing unit, and a combustor for heating the reformer;
A fuel cell for generating electricity based on fuel including hydrogen supplied from the hydrogen generating unit;
An air supply unit for supplying air to the fuel cell; And
And a first heat exchange unit for heat exchange of air supplied from the air supply unit and exhaust gas discharged from the combustor,
The first heat exchange unit heats air supplied to the fuel cell using waste heat of exhaust gas discharged from the combustor as a heat source,
A gas turbine generating electricity from fuel supplied from the LNG evaporator;
Further comprising a steam turbine that generates electricity with steam (H2O),
The LNG evaporator vaporizes LNG (liquefied natural gas) using waste heat from the exhaust gas of the gas turbine as a heat source,
A third heat exchanger configured to heat exchange the exhaust gas discharged from the fuel cell and the exhaust gas discharged from the gas turbine so that the exhaust gas supplied from the gas turbine to the LNG evaporator is heated; And
A vessel further comprising a fourth heat exchanger configured to heat exchange the exhaust gas discharged from the combustor and the steam H2O supplied from the steam turbine so that the steam (H2O) supplied from the steam turbine to the reformer is heated. 원료 공급부에서 공급되는 LNG(액화천연가스)를 전처리하기 위해 LNG(액화천연가스)를 기화시키는 LNG 증발기를 포함하는 원료처리부, 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 전처리하는 원료수 처리부, 상기 원료 처리부로부터 공급된 전처리된 연료와 상기 원료수 처리부로부터 공급된 스팀(H20)을 개질반응시키는 개질기, 및 상기 개질기를 가열하기 위한 연소기를 포함하는 수소생성부;
상기 수소생성부로부터 공급되는 수소를 포함하는 연료에 기초하여 전기를 생산하는 연료전지;
상기 연료전지에 공기를 공급하기 위한 공기공급부; 및
상기 공기공급부에서 공급되는 공기 및 상기 연소기에서 배출되는 배기가스를 열교환시키는 제1열교환부를 포함하고,
상기 제1열교환부는 상기 연소기에서 배출되는 배기가스의 폐열을 열원으로 하여 상기 연료전지에 공급되는 공기를 가열하며,
상기 LNG 증발기에서 공급되는 연료로 전기를 생산하는 가스터빈;
스팀(H2O)으로 전기를 생산하는 스팀터빈을 더 포함하고,
상기 LNG 증발기는 상기 가스터빈의 배기가스 폐열을 열원으로 하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키며,
상기 가스터빈에서 상기 LNG 증발기로 공급되는 배기가스가 가열되도록 상기 연료전지에서 배출되는 배기가스 및 상기 가스터빈에서 배출되는 배기가스를 열교환시키는 제3열교환부; 및
상기 스팀터빈에서 상기 개질기로 공급되는 스팀(H2O)이 가열되도록 상기 연소기에서 배출되는 배기가스 및 상기 스팀터빈에서 공급되는 스팀(H2O)을 열교환시키는 제4열교환부를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 연료전지 시스템.A raw material processing unit including an LNG evaporator that vaporizes LNG (liquefied natural gas) to pre-treat LNG (liquefied natural gas) supplied from the raw material supply unit, a raw material water treatment unit that pre-treats the raw material water supplied from the raw material water supply unit, and the raw material processing unit A hydrogen generation unit including a reformer for reforming the pretreated fuel supplied from the source water and steam (H 2 0) supplied from the raw material water treatment unit, and a combustor for heating the reformer;
A fuel cell for generating electricity based on fuel including hydrogen supplied from the hydrogen generating unit;
An air supply unit for supplying air to the fuel cell; And
And a first heat exchange unit for heat exchange of air supplied from the air supply unit and exhaust gas discharged from the combustor,
The first heat exchange unit heats air supplied to the fuel cell using waste heat of exhaust gas discharged from the combustor as a heat source,
A gas turbine generating electricity from fuel supplied from the LNG evaporator;
Further comprising a steam turbine that generates electricity with steam (H2O),
The LNG evaporator vaporizes LNG (liquefied natural gas) using waste heat from the exhaust gas of the gas turbine as a heat source,
A third heat exchanger configured to heat exchange the exhaust gas discharged from the fuel cell and the exhaust gas discharged from the gas turbine so that the exhaust gas supplied from the gas turbine to the LNG evaporator is heated; And
The fuel cell further comprising a fourth heat exchanger configured to heat exchange the exhaust gas discharged from the combustor and the steam (H2O) supplied from the steam turbine so that the steam (H2O) supplied from the steam turbine to the reformer is heated. system. 제2항에 있어서,
스팀(H20)을 냉각시켜 물을 생성하는 복수기; 및
상기 복수기에서 공급되는 물을 가열하도록 상기 가스터빈에서 배출되는 배기가스 및 상기 복수기에서 공급되는 물을 열교환시키는 제2열교환부를 포함하고,
상기 LNG 증발기는 상기 제2열교환부에서 배출되는 상기 가스터빈의 배기가스 폐열을 열원으로 하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키는 것을 특징으로 하는 연료전지 시스템.The method of claim 2,
A condenser for generating water by cooling steam (H 2 0); And
And a second heat exchanger configured to heat exchange the exhaust gas discharged from the gas turbine and water supplied from the condenser to heat water supplied from the condenser,
The LNG evaporator vaporizes LNG (liquefied natural gas) by using waste heat from the exhaust gas of the gas turbine discharged from the second heat exchanger as a heat source. 제3항에 있어서,
상기 제2열교환부에서 배출되는 스팀(H20)으로 전기를 생산하는 상기 스팀터빈을 포함하는 연료전지 시스템.The method of claim 3,
A fuel cell system comprising the steam turbine generating electricity from steam (H 2 0) discharged from the second heat exchange unit. 제3항에 있어서,
상기 LNG 증발기에서 배출되는 가스터빈의 배기가스를 물과 미연소 가스로 분리하는 기수분리기를 포함하는 연료전지 시스템.The method of claim 3,
A fuel cell system comprising a water separator for separating exhaust gas of the gas turbine discharged from the LNG evaporator into water and unburned gas. 삭제delete 삭제delete
KR1020150186595A 2015-12-24 2015-12-24 Ship KR102153759B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020150186595A KR102153759B1 (en) 2015-12-24 2015-12-24 Ship

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020150186595A KR102153759B1 (en) 2015-12-24 2015-12-24 Ship

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20170076928A KR20170076928A (en) 2017-07-05
KR102153759B1 true KR102153759B1 (en) 2020-09-09

Family

ID=59352349

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020150186595A KR102153759B1 (en) 2015-12-24 2015-12-24 Ship

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR102153759B1 (en)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001216992A (en) * 2000-02-01 2001-08-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Complex generation plant
JP3286795B2 (en) * 1992-05-18 2002-05-27 石川島播磨重工業株式会社 Molten carbonate fuel cell power generator
KR101422825B1 (en) * 2013-03-15 2014-07-24 삼성중공업 주식회사 Apparatus for generating reforming gas

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3286795B2 (en) * 1992-05-18 2002-05-27 石川島播磨重工業株式会社 Molten carbonate fuel cell power generator
JP2001216992A (en) * 2000-02-01 2001-08-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Complex generation plant
KR101422825B1 (en) * 2013-03-15 2014-07-24 삼성중공업 주식회사 Apparatus for generating reforming gas

Also Published As

Publication number Publication date
KR20170076928A (en) 2017-07-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102190939B1 (en) Ship
KR102238761B1 (en) Ship
KR102355412B1 (en) Fuel cell system and ship having the same
KR102355411B1 (en) Ship
KR102190948B1 (en) Ship
KR102200361B1 (en) Ship
KR20170080810A (en) Ship
KR102106656B1 (en) Ship
KR102190938B1 (en) Ship
KR102153759B1 (en) Ship
KR102190941B1 (en) Ship
KR102190936B1 (en) Ship
KR101696550B1 (en) Ship
KR102153758B1 (en) Ship
KR102190944B1 (en) Ship
KR102252149B1 (en) Ship
KR102190949B1 (en) Ship
KR102190937B1 (en) Ship
KR102190934B1 (en) Ship
KR20170076942A (en) Ship
KR102219830B1 (en) Ship
KR101643103B1 (en) Ship
KR20180075304A (en) Ship
KR20170076916A (en) Ship
KR101704913B1 (en) Ship

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant