KR102190944B1 - 선박 - Google Patents

선박 Download PDF

Info

Publication number
KR102190944B1
KR102190944B1 KR1020150186591A KR20150186591A KR102190944B1 KR 102190944 B1 KR102190944 B1 KR 102190944B1 KR 1020150186591 A KR1020150186591 A KR 1020150186591A KR 20150186591 A KR20150186591 A KR 20150186591A KR 102190944 B1 KR102190944 B1 KR 102190944B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
raw material
fuel cell
unit
supplied
lng
Prior art date
Application number
KR1020150186591A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20170076927A (ko
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 KR1020150186591A priority Critical patent/KR102190944B1/ko
Publication of KR20170076927A publication Critical patent/KR20170076927A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102190944B1 publication Critical patent/KR102190944B1/ko

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
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • 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.

Description

선박{SHIP}
본 발명은 환경 친화적인 선박에 관한 것이다.
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.
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.
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 공급받아 전기를 생산할 수 있다. 개질기는 원료 공급부에서 공급되는 원료와 원료수 공급부에서 공급되는 스팀(H20)을 개질반응시켜 수소를 생성할 수 있다. 연소기는 연료전지에서 배출되는 배기가스를 연소시킴에 따라 발생하는 배기가스의 폐열을 열원으로 개질기를 가열한다.
최근 들어, 업계에서는 환경 친화적인 발전시스템인 연료전지 시스템과 LNG(액화천연가스)를 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.
그런데, 연료전지 시스템과 가스터빈 및 스팀터빈을 복합적으로 적용하는 종래 기술의 경우, 다음과 같은 문제점이 발생한다.
첫째, 종래에는 연료전지 및 가스터빈에 수소가 포함된 연료를 공급하기 위해 LNG(액화천연가스)를 별도의 가열장치를 설치하여 가열하였다. 이에 따라, 종래에는 연료전지에 사용되는 연료를 가열장치에도 공급해야 하므로 연료전지 및 가스터빈의 전기 생산량이 감소되고, 전기 생산 효율이 저하될 뿐만 아니라 발전시스템을 운영하기 위한 비용이 증가하는 문제가 있다.
둘째, 종래에는 연료전지 및 가스터빈에 공급하기 위한 LNG(액화천연가스)를 가열하기 위해 별도의 가열장치를 설치해야하므로 가열장치 설치비용이 상승하게 된다. 이에 따라, 종래에는 전기를 생산하기 위한 구축 비용이 상승하게 되는 문제가 있다.
셋째, 종래에는 연료전지 및 가스터빈에 공급하기 위한 LNG(액화천연가스)를 가열하기 위한 가열장치 설치공간이 필요하다. 따라서, 종래에는 가열장치 설치로 인해 전기를 생산 및 저장하기 위한 다른 장치들의 공간이 협소해지는 문제가 있다.
본 발명은 상술한 바와 같은 문제점을 해결하고자 안출된 것으로, 전기 생산량 및 전기 생산 효율을 향상시킬 수 있는 선박을 제공하기 위한 것이다.
본 발명은 전기를 생산하기 위한 구축 비용을 줄일 수 있는 선박을 제공하기 위한 것이다.
본 발명은 설치공간의 범용성을 높일 수 있는 선박을 제공하기 위한 것이다.
상술한 바와 같은 과제를 해결하기 위해서, 본 발명은 하기와 같은 구성을 포함할 수 있다.
본 발명에 따른 선박은 LNG(액화천연가스)를 공급하기 위한 원료 공급부; 원료수를 공급하기 위한 원료수 공급부; 및 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 LNG를 증발시키는 LNG 증발기를 포함하는 원료처리부, 상기 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 전처리하기 위한 원료수 처리부, 상기 원료 처리부로부터 공급된 전처리된 연료 및 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 LNG 증발기에서 공급되는 연료로 전기를 생산하는 가스터빈을 포함하는 터빈부; 및 상기 가스터빈에서 배출되는 배기가스와 상기 원료수 처리부에서 공급되는 물을 열교환시키는 제1열교환부를 포함할 수 있다.
본 발명에 따른 선박에 있어서, 상기 LNG 증발기는 상기 연소기에서 배출되는 배기가스 및 상기 제1열교환부에서 배출되는 배기가스 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다.
본 발명에 따르면, 다음과 같은 효과를 도모할 수 있다.
본 발명은 연소기에서 배출되는 배기가스의 폐열 및 가스터빈에서 배출되는 배기가스의 폐열 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키도록 구현됨으로써, 종래 가열장치에 공급되는 연료를 전기 생산에 사용할 수 있으므로 전기 생산량 및 전기 생산 효율을 향상시킬 수 있다.
본 발명은 연소기에서 배출되는 배기가스의 폐열 및 가스터빈에서 배출되는 배기가스의 폐열 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키도록 구현됨으로써, 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 전기를 생산하는데 소모되는 구축비용을 절감할 수 있을 뿐만 아니라 설치공간에 대한 범용성을 높일 수 있다.
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 내지 도 7은 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템의 개념적인 구성도
도 8은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제1실시예에 따른 구성도
도 9는 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제2실시예에 따른 구성도
도 10은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제3실시예에 따른 구성도
도 11은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제4실시예에 따른 구성도
도 12는 본 발명에 따른 선박의 일례를 나타낸 개략도
이하에서는 본 발명에 따른 연료전지 시스템의 실시예를 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명한다.
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.
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.
상기 발전시스템(100)은 원료 공급부(110), 원료수 공급부(120), 공기 공급부(130), 전력변환부(140), 및 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)을 포함한다.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
이하에서는 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 관해 첨부된 도면을 참조하여 구체적으로 설명한다.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
도 4를 참고하여 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 있어서, 상기 수소생성부(400)의 일례를 살펴보면, 다음과 같다.
상기 수소생성부(400)는 원료 처리부(410), 원료수 처리부(420), 개질기(Reformer)(430), 및 연소기(440)를 포함하여 구현될 수 있다.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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, 또는 그 둘을 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
이하에서는 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)을 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명한다.
도 5 내지 도 7은 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템의 개념적인 구성도, 도 8은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제1실시예에 따른 구성도, 도 9는 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제2실시예에 따른 구성도, 도 10은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제3실시예에 따른 구성도, 도 11은 도 5의 연료전지 시스템에 대한 제4실시예에 따른 구성도이다. 여기서, 도 1 내지 도 4와 동일한 구성은 동일한 도면부호를 사용한다.
도 5 내지 도 7을 참고하면, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 연료전지(210), 수소생성부(400), 터빈부(500) 및 제1열교환부(600)를 포함한다. 상기 터빈부(500)는 가스를 이용하여 구동력을 발생시키는 가스터빈(510)을 포함할 수 있다. 상기 제1열교환부(600)는 배열회수증기발생기(Heat Recovery Steam Generator, HRSG)일 수 있다. 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)은 상기 연료전지(210), 상기 수소생성부(400), 터빈부(500) 및 상기 제1열교환부(600) 등을 포함하는 모든 구성의 동작을 제어하는 제어부(250)를 포함하여 구현될 수도 있다.
본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)과 상기 터빈부(500)는 상기 수소생성부(400)로부터 연료를 공급받도록 구현된다.
도 5 내지 도 7을 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.
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 상기 가스터빈(510)의 연료로 사용할 수 있다.
상기 원료 처리부(410)는 LNG 저장탱크를 포함하는 원료 공급부(110)에서 공급되는 LNG(액화천연가스)를 증발시키는 LNG 증발기(4101)를 포함할 수 있다. 상기 LNG 증발기(4101)는 상기 연소기(440)에 연결되게 설치되는 제1기화기(4102) 및 상기 제1열교환부(600)에 연결되게 설치되는 제2기화기(4103)을 더 포함할 수 있다. 상기 제1기화기(4102)는 상기 연소기(440)에 연결되게 설치됨으로써, 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 열원으로 상기 LNG 증발기(4101)에서 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다. 상기 제2기화기(4103)는 상기 제1열교환부(600)에 연결되게 설치됨으로써, 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스의 폐열을 열원으로 상기 상기 LNG 증발기(4101)에서 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수도 있다.
상기 원료수 처리부(420)는 상기 원료수 공급부(120)로부터 원료수(예컨대, 물)를 공급받아 원료수를 전처리한다. 상기 원료수 처리부(420)는 복수기(121)를 포함할 수 있다. 상기 복수기(121)는 상기 원료수 공급부(120), 상기 제1열교환부(600) 및 스팀터빈(520, 도 7에 도시됨)에 연결되게 설치된다. 상기 스팀터빈(520)은 상기 터빈부(500)에 포함될 수 있다. 상기 복수기(121)는 응축기의 일종으로, 상기 원료수 공급부(120)에서 공급되는 냉각수에 의해 상기 스팀터빈(520, Steam Turbine)에서 유입되는 스팀(H20)의 증발열(蒸發熱)을 빼앗아 스팀(H20)을 물로 환원시킨다. 상기 복수기(121)는 환원시킨 물을 상기 제1열교환부(600)에 공급할 수 있다. 상기 스팀터빈(520)은 상기 제1열교환부(600)에 연결되게 설치되어, 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 스팀(H20)을 공급받을 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 스팀터빈(520)은 다이어프램, 로터, 버켓, 발전기를 포함하여 구현될 수 있다. 상기 다이어프램에는 고정익 구비되고, 상기 버켓에는 회전익이 구비된다. 상기 고정익은 상기 제1열교환부(600)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(520)은 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 스팀(H20)으로 전기를 생산할 수 있다. 상기 스팀터빈(520)에서 생산된 전기는 전기설비 또는 에너지 저장장치, 예를 들어 배터리로 공급될 수 있다. 따라서, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 상기 연료전지(210)와 별도로 전기를 추가로 생산할 수 있다. 상기 스팀터빈(520)을 거친 스팀(H20)은 상기 복수기(121) 및 상기 개질기(430)로 공급될 수 있다.
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 생성되는 수소를 포함한 개질가스를 연료로 정의한다.
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 발생할 수 있다. 상기 연소기(440)의 가열온도가 높은 경우 상기 개질기(Reformer)(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(4103)를 거친 상기 가스터빈(510)의 배기가스 또는 그 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.
도 5 내지 도 7을 참고하면, 상기 터빈부(500)는 가스터빈(510)과 스팀터빈(520)을 포함하여 구현될 수 있다.
상기 가스터빈(510)은 가스 연료의 연소를 통해 구동력을 발생시킨다. 상기 가스터빈은 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.
상기 가스터빈(510)은 상기 LNG 증발기(4101)와 연결되게 설치된다. 이에 따라, 상기 가스터빈(510)은 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 연료로 전기를 생산할 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 가스터빈(510)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, 도 7에 도시됨)의 회전축에 연결되게 설치된다. 따라서, 상기 발전기는 상기 터빈의 회전축이 회전됨에 따라 전기를 생산할 수 있다.
상기 스팀터빈(520)은 고온고압의 스팀(H20)에 의해 전기를 생산하기 위한 구동력을 발생시킨다. 상기 스팀터빈(150)은 다이어프램, 로터, 버켓, 발전기를 포함하여 구현될 수 있다. 상기 다이어프램에는 고정익이 구비되고, 상기 버켓에는 회전익이 구비된다. 상기 고정익은 공급되는 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 설치되어, 로터가 회전함에 따라 전기를 생산할 수 있다.
도 5 내지 도 7을 참고하면, 상기 제1열교환부(600)는 상기 복수기(121)와 상기 스팀터빈(520) 사이에 설치된다. 상기 제1열교환부(600)는 상기 복수기(121)에서 상기 스팀터빈(520)으로 공급되는 스팀(H20)을 가열하기 위해 상기 가스터빈(510)에서 배출되는 배기가스와 상기 복수기(121)에서 배출되는 스팀(H20)을 열교환시킨다. 예컨대, 상기 제1열교환부(600)는 배열회수증기발생기(Heat Recovery Steam Generator, HRSG)일 수 있다. 도시하지 않았지만, 상기 배열회수증기발생기(HRSG)는 이코노마이저, 증발기, 과열기 및 물 예열기를 포함하여 구성될 수 있다. 상기 배열회수증기발생기(HRSG)는 위쪽에 한 개의 스팀드럼과 아래쪽에 한 개 또는 다수 개의 워터드럼을 장착하고, 상기 스팀드럼과 워터드럼 사이를 여러 개의 수관으로 연결하여 관군부를 형성하고, 상기 관군부를 상기 가스터빈(510)에서 배출되는 배기가스가 통과하면서 관군부 외부의 물과 열교환을 하여 스팀(H20)을 생성하게 된다. 이 경우, 상기 가스터빈(510)에서 배출되는 배기가스의 폐열이 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 가열하여 스팀을 생성하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제1열교환부(600)에서 상기 스팀터빈(520)으로 배출되는 스팀(H20)은 고온, 고압의 상태가 된다. 상기 제1열교환부(600)를 거친 상기 가스터빈(510)의 배기가스는 상기 LNG 증발기(4101)로 공급될 수 있다. 이 경우, 상기 LNG 증발기(4101)는 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스의 폐열을 열원으로 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다. 상기 LNG 증발기(4101)를 거쳐 배출되는 가스터빈 배기가스는 상기 연료전지 시스템(200)의 상기 연소기(440)로 공급되어, 배기가스 중의 미연소 연료의 연소를 통해 상기 개질기(430)에 개질반응에 필요한 열을 공급할 수 있다.
이에 따라, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 다음과 같은 작용 효과를 도모할 수 있다.
첫째, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열 및 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스 폐열 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다. 이에 따라, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 종래 가열장치에 공급되는 LNG(액화천연가스)를 전기 생산에 사용할 수 있으므로 전기 생산량을 증가시킬 수 있다.
둘째, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열 및 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스 폐열 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키도록 구현됨으로써, 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 전기를 생산하는데 소모되는 구축비용을 절감할 수 있을 뿐만 아니라 설치공간에 대한 범용성을 높일 수 있다.
셋째, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 상기 가스터빈(510) 및 상기 가스터빈(510)에서 배출되는 배기가스의 열에 의해 생성된 스팀으로 발전하는 상기 스팀터빈(520)을 포함하는 터빈부(500)를 설치함으로써, 상기 연료전지(210)와 별도로 전기를 추가 생산할 수 있으므로 전기 생산 효율을 향상시킬 수 있다.
도 8을 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제1실시예는 공기공급부(130) 및 제2열교환부(700)를 더 포함할 수 있다.
상기 공기공급부(130)는 상기 가스터빈(510)에 공기를 공급하기 위해 설치된다. 통상적으로 공기는 질소, 산소, 이산화탄소 등을 포함하는 기체를 의미하지만, 본 명세서에서는 공기에서 질소 또는 이산화탄소, 또는 산소 이외의 모든 기체를 제거한 경우도 포함한다. 상기 공기공급부(130)는 공기 저장탱크와 상기 공기 저장탱크로부터 공기를 공급하는 장치(예컨대, 블로워)를 포함하여 구현될 수 있다. 다른 예로, 상기 공기공급부(130)는 외부공기를 공급받아 압축한 후 압축된 고압의 공기를 공급하거나 상압으로 공급하도록 구현될 수 있다.
상기 제2열교환부(700)는 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스와 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스를 열교환시킨다. 이에 따라, 상기 제2열교환부(700)에서 상기 연소기(440)의 배기가스에 의해 가열된 상기 가스터빈(510)의 배기가스를 상기 연소기(440)에 공급할 수 있다.
따라서, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제1실시예는 상기 가스터빈(510)에서 배출되어 상기 LNG 증발기(4101)를 거쳐 배출되는 배기가스를 상기 제2열교환부(700)에서 가열하여 상기 연소기(440)로 공급되도록 구현될 수 있다. 이에 따라, 상기 연소기(440)에서 상기 가스터빈(510)의 배기가스에 포함된 미연소 연료를 연소시킴으로써 상기 연소기(440)에서 필요한 연료량을 감소시키고 상기 연료전지 시스템(200)의 효율을 높일 수 있으며, 상기 가스터빈(510)의 배기가스에 포함된 미연소 연료의 배출에 의한 환경오염을 줄일 수 있다.
도 9를 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 상기 제2열교환부(700)가 상기 제1열교환부(600) 및 상기 LNG 증발기(4101) 사이에 설치되었을 경우이다. 상기 제2열교환부(700)는 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스와 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 상기 가스터빈(510) 배기가스를 열교환시킨다. 이에 따라, 상기 제1열교환부(600)에서 상기 스팀터빈(520)에 공급하기 위한 스팀 생성을 위해 다소 냉각된 상기 가스터빈(510) 배기가스를 상기 제2열교환부(700)에서 상기 연소기(440) 배기가스와의 열교환을 통해 가열시킬 수 있다. 상기 제2열교환부에서 배출된 재가열된 상기 가스터빈(510) 배기가스는 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되어 LNG를 기화시키는 데 사용할 수 있다. 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출된 배기가스는 상기 연소기(440)으로 공급되어 미연소 연료의 연소를 통해 상기 개질기(430)에 열을 공급하도록 할 수 있다. 이에 따라, 상기 연소기(440)에서 필요한 연료량을 감소시키고 상기 제1열교환부(600)에서 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되는 배기가스의 온도를 상기 연소기(440) 배기가스로 높임으로써, 상기 연료전지 시스템(200)의 효율을 높이고 상기 가스터빈(510)의 배기가스에 포함된 미연소 연료의 배출에 의한 환경오염을 줄일 수 있다.
도 10를 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제3실시예는 상기 제2열교환부(700)가 상기 LNG 증발기(4101)의 후단에 설치되었을 경우이다. 상기 제2열교환부(700)는 상기 공기공급부(130)에서 공급되는 공기 및 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 연소기(440)의 배기가스를 열교환시킨다. 이 경우, 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 연소기(440)의 배기가스는 상기 가스터빈(510)에 공급되는 공기를 냉각하는 냉각매체가 된다. 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 연소기(440)의 배기가스, 즉 상기 LNG 증발기(4101)의 후단에서 배출되는 상기 연소기(440)의 배기가스는 상기 LNG 증발기(4101)에서 LNG(액화천연가스)를 기화시키는 열원으로 사용되었기 때문에 상기 LNG 증발기(4101)의 전단에서의 배기가스보다 온도가 더 낮다. 이에 따라, 상기 제2열교환부(700)에서 열교환되어 상기 가스터빈(510)으로 공급되는 공기는 상기 공기공급부(130)에서 공급되는 공기에 비해 온도가 더 낮다. 만약, 상기 제1실시예에 따라 상기 가스터빈(510)에 공급되는 공기의 온도가 높으면, 공기 압축비가 낮아지므로 상기 가스터빈(510)의 효율이 저하될 수 있다. 따라서, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제2실시예는 상기 제1실시예에 따라 상기 가스터빈(510)에 공급되는 공기의 온도가 높을 경우, 상기 LNG 증발기(4101)의 후단에 상기 제2열교환부(700)를 배치시켜 상기 가스터빈(510)에 공급되는 공기의 온도를 낮춤으로써, 상기 가스터빈(510)의 효율이 저하되는 것을 방지할 수 있다.
도 11을 참고하면, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제4실시예는 공기공급부(130) 및 제3열교환부(800)를 더 포함할 수 있다. 상기 공기공급부(130)는 전술한 바와 같으므로 생략하기로 하고, 여기서는 상기 제3열교환부(800)에 대해 상세히 설명하기로 한다.
상기 제3열교환부(800)는 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스와 상기 연료전지(210)에서 배출되는 배기가스를 열교환시킨다. 이 경우, 상기 연료전지(210)에서 배출되는 배기가스는 상기 연소기(440)에 공급되는 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스를 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제3열교환부(800)를 거친 LNG 증발기(4101)의 배출가스는 고온의 상태로 상기 연소기(440)에 공급될 수 있다. 따라서, 본 발명에 따른 연료전지 시스템(200)에 대한 제4실시예는 상기 가스터빈(510)에서 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되어 냉각된 배기가스를 상기 제3열교환부(800)에서 상기 연료전지(210) 배기가스와의 열교환을 통해 가열하여 상기 연소기(440)에 공급하여 연소시키도록 구현됨으로써, 상기 연소기(440)의 연소 효율을 높일 수 있다.
이하에서는 본 발명에 따른 선박의 실시예를 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명한다.
도 12는 본 발명에 따른 선박의 일례를 나타낸 개략도이다.
도 1 내지 도 12를 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), 터빈부(500), 제1열교환부(600), 제2열교환부(700) 및 제3열교환부(800)를 포함한다. 상기 터빈부(500)는 가스터빈(510) 및 스팀터빈(520)을 포함할 수 있다. 상기 연료전지 시스템(200)은 상기 연료전지(210), 상기 수소생성부(400), 상기 가스터빈(510), 상기 스팀터빈(520), 상기 제1열교환부(600), 상기 제2열교환부(700) 및 상기 제3열교환부(800) 등을 포함한 모든 구성의 동작을 제어하는 제어부(250)를 포함하여 구현될 수도 있다.
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 상기 개질기(430)로부터 공급되는 수소가 포함된 연료와 상기 공기공급부(130)로부터 공기를 공급받아 수소 등의 연료와 산소 간의 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.
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 제1기화기(4102) 및 제2기화기(4103)을 포함한다. 상기 원료수 처리부(420)는 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 공급부(120)로부터 스팀(H20)을 공급받아 개질반응을 통해 상기 연료전지(210)에 필요한 수소가 포함된 연료를 생성한다. 여기서, 상기 LNG 증발기(4101)는 상기 연소기(440)에 연결되게 설치되어, 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 열원으로 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다. 상기 연소기(440)는 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(510)의 배기가스, 또는 그 셋을 혼합한 것을 연료로 사용할 수 있다. 상기 연소기(440)는 공기공급부(130)에서 공급되는 공기와 연료의 연소반응을 통해 상기 개질기(430)에 열을 공급할 수 있다.
상기 가스터빈(510)은 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 연료로 전기를 생산할 수 있다. 상기 가스터빈(510)은 압축기, 연소기 및 터빈을 포함하여 구현될 수 있다. 상기 가스터빈(510)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(510)은 전기를 생산할 수 있다.
상기 제1열교환부(600)는 상기 가스터빈(510)에서 배출되는 배기가스 및 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 열교환시킨다. 예컨대, 상기 제1열교환부(600)는 배열회수증기발생기(Heat Recovery Steam Generator, HRSG)일 수 있다. 상기 가스터빈(510)에서 배출되는 배기가스의 폐열은 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제1열교환부(600)는 상기 복수기(121)에서 공급되는 물을 스팀(H20)으로 상변화시킬 수 있다. 상기 제1열교환부(600)를 거친 스팀(H20)은 상기 스팀터빈(520, 도 7에 도시됨)으로 공급되어 상기 스팀터빈(520)이 전기를 생산하는 동력원이 될 수 있다. 상기 제1열교환부(600)를 거친 상기 가스터빈(510)의 배기가스는 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되어 LNG(액화천연가스)를 기화시키는 열원으로 사용될 수 있다. 상기 LNG 증발기(4101)를 거쳐 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스는 상기 연료전지 시스템(200)의 상기 연소기(440)로 공급되어, 배기가스 중의 미연소 연료의 연소를 통해 상기 개질기(430)에 개질반응에 필요한 열을 공급할 수 있다.
상기 제2열교환부(700)는 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스와 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스를 열교환시킨다. 이에 따라, 상기 제2열교환부(700)는 상기 연소기(440)의 배기가스에 의해 가열된 상기 가스터빈(510) 배기가스를 상기 연소기(440)에 공급할 수 있다. 상기 제2열교환부(700)는 상기 LNG 증발기(4101)의 전단(도 9에 도시됨) 및 후단(도 10에 도시됨) 중 적어도 한 곳에 설치될 수 있다. 상기 제2열교환부(700)가 상기 LNG 증발기(4101)의 후단에 설치되었을 경우, 상기 제2열교환부(700)는 상기 공기공급부(130)에서 공급되는 공기 및 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 연소기(440)의 배기가스를 열교환시킨다. 이 경우, 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 연소기(440)의 배기가스는 상기 가스터빈(510)에 공급되는 공기를 냉각하는 냉각매체가 된다. 이에 따라, 상기 제2열교환부(700)에서 열교환되어 상기 가스터빈(510)으로 공급되는 공기는 상기 공기공급부(130)에서 공급되는 공기에 비해 온도가 더 낮으므로, 상기 가스터빈(510)의 효율을 대기중의 공기를 사용할 때보다 높일 수 있다.
상기 제3열교환부(800)는 상기 LNG 증발기(4101)에서 공급되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스와 상기 연료전지(210)에서 배출되는 배기가스를 열교환시킨다. 이 경우, 상기 연료전지(210)에서 배출되는 배기가스는 상기 연소기(440)에 공급하기 위해 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스를 가열하는 열원이 된다. 이에 따라, 상기 제3열교환부(800)를 거친 LNG 증발기(4101)의 배출가스는 고온의 상태로 상기 연소기(440)에 공급될 수 있다. 상기 제2열교환부(700)를 거친 공기는 상기 LNG 증발기(4101)에서 배출되는 상기 연소기(440)의 배기가스와의 열교환을 통해 상기 공기공급부(130)에서 공급된 공기보다 냉각된 상태로 상기 가스터빈(510)에 공급될 수 있다.
따라서, 본 발명에 따른 선박(900)은 다음과 같은 작용 효과를 도모할 수 있다.
첫째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열 및 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스 폐열 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시킬 수 있다. 이에 따라, 본 발명의 제2실시예에 따른 연료전지 시스템(200)은 종래 가열장치에 공급되는 LNG(액화천연가스)를 전기 생산에 사용할 수 있으므로 전기 생산량을 증가시킬 수 있다.
둘째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 연소기(440)에서 배출되는 배기가스의 폐열 및 상기 제1열교환부(600)에서 배출되는 상기 가스터빈(510)의 배기가스 폐열 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키도록 구현됨으로써, 별도의 가열장치를 생략할 수 있으므로 전기를 생산하는데 소모되는 구축비용을 절감할 수 있을 뿐만 아니라 설치공간에 대한 범용성을 높일 수 있다.
셋째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 가스터빈(510) 및 상기 스팀터빈(520)으로 구성된 상기 터빈부(500)을 설치함으로써, 상기 연료전지(210)와 별도로 전기를 추가 생산할 수 있으므로 전기 생산성 및 전기 생산 효율을 향상시킬 수 있다.
넷째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 LNG 증발기(4101)의 후단에 상기 제2열교환부(700)를 배치하는 경우, 상기 가스터빈(510)에 공급되는 공기의 온도를 낮춤으로써 상기 가스터빈(510)의 효율이 저하되는 것을 방지할 수 있다.
다섯째, 본 발명에 따른 선박(900)은 상기 가스터빈(510)에서 상기 LNG 증발기(4101)로 공급되어 냉각된 배기가스를 상기 제3열교환부(800)에서 상기 연료전지(210) 배기가스와의 열교환을 통해 가열하여 상기 연소기(440)에 공급하도록 구현됨으로써, 상기 연소기(440)의 연소 효율을 증가시킬 수 있다.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
100 : 발전시스템
110 : 원료 공급부 120 : 원료수 공급부
130 : 공기 공급부 140 : 전력변환부
200 : 연료전지 시스템
210 : 연료전지 250 : 제어부
400 : 수소생성부 500 : 터빈부
510 : 가스터빈 520 : 스팀터빈
600 : 제1열교환부 700 : 제2열교환부
800 : 제3열교환부

Claims (6)

  1. 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 LNG를 증발시키는 LNG 증발기를 포함하는 원료처리부, 상기 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 전처리하기 위한 원료수 처리부, 상기 원료 처리부로부터 공급된 전처리된 연료 및 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 LNG 증발기에서 공급되는 연료로 전기를 생산하는 가스터빈을 포함하는 터빈부; 및
    상기 가스터빈에서 배출되는 배기가스와 상기 원료수 처리부에서 공급되는 물을 열교환시키는 제1열교환부를 포함하고,
    상기 LNG 증발기는 상기 연소기에서 배출되는 배기가스 및 상기 제1열교환부에서 배출되는 배기가스 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키며,
    상기 가스터빈에 공기를 공급하기 위한 공기공급부; 및
    상기 가스터빈에 공급되는 공기를 냉각하기 위해 상기 LNG 증발기에서 배출되는 배기가스 및 상기 공기공급부에서 공급되는 공기를 열교환시키는 제2열교환부를 포함하는 것을 특징으로 하는 선박.
  2. 원료 공급부에서 공급되는 LNG(액화천연가스)를 전처리하기 위해 LNG를 증발시키는 LNG 증발기를 포함하는 원료처리부, 원료수 공급부로부터 공급되는 원료수를 전처리하기 위한 원료수 처리부, 상기 원료 처리부로부터 공급된 전처리된 연료 및 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 LNG 증발기에서 공급되는 연료로 전기를 생산하는 가스터빈을 포함하는 터빈부; 및
    상기 가스터빈에서 배출되는 배기가스와 상기 원료수 처리부에서 공급되는 물을 열교환시키는 제1열교환부를 포함하고,
    상기 LNG 증발기는 상기 연소기에서 배출되는 배기가스 및 상기 제1열교환부에서 배출되는 배기가스 중 적어도 하나를 이용하여 LNG(액화천연가스)를 기화시키며,
    상기 가스터빈에 공기를 공급하기 위한 공기공급부; 및
    상기 가스터빈에 공급되는 공기를 냉각하기 위해 상기 LNG 증발기에서 배출되는 배기가스 및 상기 공기공급부에서 공급되는 공기를 열교환시키는 제2열교환부를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료전지 시스템.
  3. 삭제
  4. 삭제
  5. 삭제
  6. 제2항에 있어서,
    상기 터빈부는 상기 제1열교환부에서 배출되는 스팀(H20)으로 전기를 생산하는 스팀터빈을 포함하는 연료전지 시스템.
KR1020150186591A 2015-12-24 2015-12-24 선박 KR102190944B1 (ko)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020150186591A KR102190944B1 (ko) 2015-12-24 2015-12-24 선박

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020150186591A KR102190944B1 (ko) 2015-12-24 2015-12-24 선박

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20170076927A KR20170076927A (ko) 2017-07-05
KR102190944B1 true KR102190944B1 (ko) 2020-12-15

Family

ID=59352304

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020150186591A KR102190944B1 (ko) 2015-12-24 2015-12-24 선박

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR102190944B1 (ko)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101422825B1 (ko) * 2013-03-15 2014-07-24 삼성중공업 주식회사 개질가스 발생 장치
KR101572982B1 (ko) * 2014-03-27 2015-11-30 대우조선해양 주식회사 연료전지를 탑재한 선박의 폐열 회수 시스템

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20150107154A (ko) * 2014-03-13 2015-09-23 한국에너지기술연구원 Sofc 스택-가스터빈 하이브리드 발전시스템의 가압 운전 방법

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101422825B1 (ko) * 2013-03-15 2014-07-24 삼성중공업 주식회사 개질가스 발생 장치
KR101572982B1 (ko) * 2014-03-27 2015-11-30 대우조선해양 주식회사 연료전지를 탑재한 선박의 폐열 회수 시스템

Also Published As

Publication number Publication date
KR20170076927A (ko) 2017-07-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102190939B1 (ko) 선박
KR102238761B1 (ko) 선박
KR102355411B1 (ko) 선박
KR102355412B1 (ko) 연료전지 시스템 및 이를 구비한 선박
KR102190948B1 (ko) 선박
KR102175736B1 (ko) 선박
KR102200361B1 (ko) 선박
KR20170080810A (ko) 선박
KR102190938B1 (ko) 선박
KR102106656B1 (ko) 선박
KR20170015823A (ko) 선박
KR102190936B1 (ko) 선박
KR102190941B1 (ko) 선박
KR102190944B1 (ko) 선박
KR102153758B1 (ko) 선박
KR101696550B1 (ko) 선박
KR102153759B1 (ko) 선박
KR102252149B1 (ko) 선박
KR102190949B1 (ko) 선박
KR102190934B1 (ko) 선박
KR102219830B1 (ko) 선박
KR102190937B1 (ko) 선박
KR101643103B1 (ko) 선박
KR102190943B1 (ko) 선박
KR102175550B1 (ko) 선박

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