KR102555437B1 - Soe-sofc-ccs 하이브리드 시스템 - Google Patents
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Abstract
본 발명은 고체산화물 수전해전지와 배가스를 연소시키는 버너가 포함된 고체산화물 연료전지 및 탄소포집기술이 유기적인 관계로 구동되고 구동에 의해 발생된 부산물 및 폐열을 순환하여 사용함으로써 수소 및 전력 생산량 대비 필요로 하는 연료를 최소화하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템에 관한 것이다. 본 발명은 고체산화물 수전해전지(SOE)와, 고체산화물 연료전지(SOFC) 및 탄소분리기를 포함한다.
Description
본 발명은 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 고체산화물 수전해전지와 배가스를 연소시키는 버너가 포함된 고체산화물 연료전지 및 탄소포집기술이 유기적인 관계로 구동되고 구동에 의해 발생된 부산물 및 폐열을 순환하여 사용함으로써 수소 및 전력 생산량에 필요로 하는 연료를 최소화하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템에 관한 것이다.
고체 산화물 연료 전지(solid oxide fuel cell; SOFC)는 단위 전지와 분리판으로 이루어진 전기 생성 유닛이 복수 개 적층된 구조로 이루어진다. 단위 전지는 전해질과 상기 전해질의 일면에 위치하는 양극(공기극)과 전해질의 다른 일면에 위치하는 음극(연료극)을 포함한다.
공기극에 산소를 공급하고 연료극에 수소를 공급하면, 공기극에서 산소의 환원 반응으로 생성된 산소 이온이 전해질막을 지나 연료극으로 이동한 후 음극에 공급된 수소와 반응하여 물이 생성된다. 이때 연료극에서 생성된 전자가 공기극으로 전달되어 소모되는 과정에서 외부 회로로 전자가 흐르며, 단위 전지는 이러한 전자 흐름을 이용하여 전기 에너지를 생산한다.
한편, 고체 산화물 수전해전지는 전기에너지를 이용하여 순수한 물을 전기분해하여 수소를 생산하는데 일반적으로 500 ~ 850 °C 사이의 고온 전기분해가 일어날 수 있는 온도에서 작동할 수 있다.
선행문헌 제10-2020-0110501호는 산소부화장치가 적용된 고체산화물연료전지에 대한 기술이 개시되어 있다. 그러나 종래기술은 스택의 배가스를 연소시키지 않아 포함된 이산화탄소의 포집 효율이 낮으며, 연소열을 이용하는 것이 불가능하기 때문에 효율이 떨어진다는 단점이 있다.
본 발명이 해결하고자 하는 과제는 고체산화물 수전해전지와 배가스를 연소시키는 버너가 포함된 고체산화물 연료전지 및 탄소포집기술이 유기적인 관계로 구동되고 구동에 의해 발생된 부산물 및 폐열을 순환하여 사용함으로써 수소 및 전력 생산량 대비 필요로 하는 연료를 최소화하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템을 제공하는 것이다.
본 발명의 일 실시예에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템은 고체산화물 수전해전지(SOE)와, 개질기(reformer)와, 상기 개질기로부터 수소를 공급받는 연료극(anode)과 제1히터(first air heater)에서 가열된 외부 공기(Air)를 공급받는 공기극(cathode)을 포함하는 스택(stack)과, 상기 SOE의 배가스에 포함된 산소로 상기 연료극의 배가스(anode off gas)를 연소시키는 버너(burner)를 포함하는 고체산화물 연료전지(SOFC) 및 상기 개질기 및 상기 제1히터 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 상기 버너의 배가스로부터 탄소를 포집하는 탄소분리기(separator)를 포함할 수 있다.
상기 버너의 배가스는 상기 개질기의 증기발생기(steam generator)에서 열 교환을 수행할 수 있다.
상기 스택의 공기극 배가스(cathode off gas) 중 적어도 일부는 상기 제2히터에서 열 교환 후 외부로 배출되고, 상기 스택의 공기극 배가스(cathode off gas) 중 적어도 다른 일부는 상기 개질기와 상기 스택의 연료극 입력(anode input) 사이에 배치되는 연료히터(fuel heater)에서 열 교환 후 외부로 배출될 수 있다.
상기 개질기 및 상기 제1히터 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 버너의 배가스 중 일부는 다시 상기 버너로 피드백될 수 있다.
상기 SOE의 배가스(SOE off gas) 중 적어도 일부는 상기 제1히터 또는 상기 제2히터에 의해 가열된 외부 공기(Air)와 혼합되고, 혼합된 가스는 상기 스택의 공기극으로 입력될 수 있다.
상기 버너의 배가스 중 적어도 일부는 상기 SOE에서 열 교환이 이루어진 후 상기 버너로 피드백되거나 상기 탄소분리기로 입력될 수 있다.
본 발명의 실시예에 의하면 고체산화물 수전해전지와 배가스를 연소시키는 버너가 포함된 고체산화물 연료전지 및 탄소포집기술이 유기적인 관계로 구동되고 구동에 의해 발생된 부산물 및 폐열을 순환하여 사용함으로써 수소 및 전력 생산량 대비 필요로 하는 연료를 최소화한다.
도 1은 본 발명의 실시예 1에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 2는 실시예 1에서 개질기의 세부 구성에 대한 일 예시를 나타낸 도면이다.
도 3은 본 발명의 실시예 2에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 4는 본 발명의 실시예 3에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 5는 본 발명의 실시예 4에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 6은 본 발명의 실시예 5에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 2는 실시예 1에서 개질기의 세부 구성에 대한 일 예시를 나타낸 도면이다.
도 3은 본 발명의 실시예 2에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 4는 본 발명의 실시예 3에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 5는 본 발명의 실시예 4에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 6은 본 발명의 실시예 5에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
이하 본 발명의 몇 가지 실시예들을 도면을 이용하여 상세히 설명한다.
본 명세서에서 단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한 복수의 표현을 포함한다.
본 명세서에서 어느 한 구성이 어떤 서브 구성을 "구비(have)" 또는 "포함(comprise or include)" 한다고 기재한 경우, 특별히 반대되는 기재가 없는 한 다른(other) 구성을 제외하는 것이 아니라 다른 구성을 더 포함할 수도 있음을 의미한다.
도 1은 본 발명의 실시예 1에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
실시예 1의 하이브리드 시스템은 고체산화물 수전해전지(10)(SOE, Solid Oxide Electrolyte), 고체산화물 연료전지(100)(SOFC, Solid Oxide Fuel Cell) 및 탄소분리기(20)(Separator)를 포함한다.
고체 산화물 수전해전지(10)는 전기에너지를 이용하여 순수한 물을 전기분해함으로써 수소를 생산한다. 고체 산화물 수전해전지(10)는 다공성 수소극, 산소극 및 불투과성 전해질로 이루어진 총 세 개의 세라믹층을 가진다. 고체 산화물 수전해전지(10)에 수증기가 음극으로 유입되고 전압이 양극에 인가되면 수증기의 분해 반응에 의해 물 분자가 수소와 산소로 분리된다.
고체산화물 수전해전지(10)는 물의 전기분해를 통해 얻어진 산소를 산소극 출력단을 통해 고체산화물 연료전지(100)(SOFC)의 버너(160)로 공급하고, 수소 및 기타 조성물들을 수소극 출력단으로 배출한다.
고체산화물 연료전지(100)(SOFC)는 이온전도성 세라믹을 전해질로 사용하는 연료전지로서, 산소 이온 전도성 전해질과 그 양면에 위치한 공기극(cathode) 및 연료극(anode)으로 이루어진 스택(110)을 포함한다.
스택(110)의 공기극과 연료극에 각각 공기와 수소를 공급하면, 공기극에는 산소의 환원 반응이 일어나 산소 이온이 생성되고, 전해질을 통해 연료극으로 이동한 산소 이온은 다시 연료극에 공급된 수소와 반응하여 물이 생성된다. 이때, 연료극에서는 전자가 생성되고 공기극에서는 전자가 소모되므로 연결된 두 전극에서 전류가 흐르는 원리로 전기를 생산한다.
고체산화물 연료전지(100)는 순수한 수소를 직접 연료로 사용할 수도 있고, 액화천연가스(LNG), 액화프로판가스(LPG), 메탄가스 등의 탄화수소 연료를 개질하여 얻어진 수소를 연료로 사용할 수도 있다.
고체산화물 연료전지(100)는 스택(110), 개질기(120), 제1히터(140), 버너(160)를 포함한다. 고체산화물 연료전지(100)는 연료히터(130) 및 제2히터(150)를 더 포함할 수 있다.
스택(110)은 연료극 입력(anode input) 및 연료극 출력(anode output)이 구비된 연료극(anode)과 공기극 입력(cathode input) 및 공기극 출력(cathode output)이 구비된 공기극(cathode)을 포함한다.
스택(110)은 제1히터(140)(first air heater)에서 가열된 외부 공기(Air)를 공기극으로 입력받는다. 스택(110)은 개질기(120)에서 생성된 수소를 연료극으로 입력받는다.
개질기(120)는 천연가스(Natural Gas, NG), 프로판가스(Propane Gas) 등의 외부 연료를 승온시키고 승온된 외부 연료를 개질하여 수소를 생산한다.
고체산화물 연료전지(100)의 개질기(120)는 수증기 메탄 개질(steam methane reofrming), 부분 산화법(partial oxidation reaction), 자연개질법(auto-themal reforming) 중 어느 하나의 방식으로 개질을 수행할 수도 있다.
수증기 메탄 개질은 700~1,100 ℃에서 증기를 메탄(또는 천연가스)과 혼합하여 촉매 반응기에서 3~25 bar 압력으로 반응한다. 전체 화학반응은 흡열반응으로 열을 전달하기 위한 장치가 필요하고 후단에 수소로 전환을 촉진시키는 촉매층이 구비될 수 있다.
부분 산화법은 천연가스를 물과 이산화탄소로 산화하는데 필요한 산소량보다 적은 양의 산소를 공급하여 수소와 일산화탄소 그리고 이산화탄소 등을 생산한다.
자연개질방법은 수증기 개질 흡열반응에 필요한 열을 부분산화 발열반응에서 자체 공급하여 수소를 개질한다.
본 시스템의 개질기(120)가 수증기 메탄 개질을 채택할 경우 개질기(120)는 버너(160)에서 출력된 고온의 배가스를 통해 열교환하여 얻은 열에너지로 물을 증기로 기화시키는데 사용할 수 있다.
연료히터(130)(fuel heater)는 개질기(120)와 스택(110)의 연료극 입력(anode input) 사이에 배치된다. 연료히터(130)는 생산된 수소를 적정 온도로 예열하고 예열된 수소를 스택(110)의 연료극 입력에 공급한다. 예컨대, 연료히터(130)는 스택(110)의 공기극 출력에서 배출된 배가스(cathode off gas)를 통해 열교환하여 얻은 열에너지로 개질기(120)에서 생산된 수소를 예열할 수도 있다. 연료히터(130)에서 열교환된 배가스는 고체산화물 연료전지(100)의 외부로 배출된다.
제1히터(140)는 외부 공기를 가열하여 스택(110)의 공기극 입력에 공급한다. 제1히터(140)는 버너(160)에서 출력된 고온의 배가스를 통해 열교환하여 얻은 열에너지로 외부 공기를 가열하는데 사용할 수도 있다. 예컨대, 버너(160)에서 출력된 고온의 배가스는 개질기(120)에서 열교환된 후 제1히터(140)로 이동하여 제1히터(140)에서 다시 열교환될 수도 있다. 참고로, 버너(160)에서 출력된 고온의 배가스는 개질기(120) 및 제1히터(140) 각각으로 분기되어 제공될 수도 있다. 제1히터(140)에서 열교환된 배가스는 탄소분리기(20)(separator)로 공급될 수 있다.
제2히터(150)는 제1히터(140)와 스택(110)의 공기극 입력(cathode input) 사이에 배치된다. 제2히터(150)는 제1히터(140)에 의해 가열된 외부 공기를 가열하여 스택(110)의 공기극 입력에 공급한다.
제2히터(150)는 스택(110)의 공기극 출력(cathode output)의 배가스(cathode off gas)를 통해 열교환하여 얻은 열에너지로 제1히터(140)로부터 공급받은 외부 공기를 가열할 수도 있다. 제2히터(150)에서 열교환된 스택(110) 공기극의 배가스는 고체산화물 연료전지(100)의 외부로 배출된다.
버너(160)는 고체산화물 수전해전지로부터 공급받은 배가스에 포함된 산소를 이용해 스택(110)의 연료극 출력에서 공급받은 배가스(anode off gas)를 연소시킨다. 버너(160)에서 스택(110)의 배가스를 연소시키면 배가스에 포함된 조성물은 이산화탄소와 물을 제외한 다른 조성물들이 대부분 연소되어 이산화탄소(약 30%)와 물(약 60%)의 농도가 높아진다.
버너(160)에서 출력된 배가스는 연소열을 가지고 있어 고온의 상태를 유지하고 개질기(120) 및 제1히터(140) 중 적어도 하나에서 열교환된 후 탄소분리기(20)로 공급된다. 전술한 바와 같이 버너(160)의 배가스에는 이산화탄소가 조성되어 있으며 탄소분리기(20)로 공급된 버너(160)의 배가스는 탄소분리기(20)에 의해 물과 이산화탄소로 분리된다. 탄소분리기(20)는 버너(160)의 배가스에서 탄소를 포집하여 저장할 수도 있다.
고체산화물 연료전지(100)는 제1 분배기(D1) 및 제1 합류기(C1)를 더 포함할 수도 있다.
이하에서 설명하는 분배기(divider)(D1, D2. Dn..)는 1개의 입력단과 2개의 출력단을 가지며 입력단 및/또는 출력단에서 유체의 방향과 유량을 자동 또는 수동으로 조절하는 제어밸브가 구비된다. 합류기(coupler)(C1, C2. Cn..)는 2개의 입력단과 1개의 출력단을 가지며 입력단 및/또는 출력단에서 유체의 방향과 유량을 자동 또는 수동으로 조절하는 제어밸브(미도시)가 구비된다.
제1 분배기(D1)는 스택(110)의 공기극 출력 후단에 배치된다. 제1 분배기(D1)는 스택(110)의 공기극 출력의 배가스(cathode off gas)를 제2히터(150) 및 연료히터(130)로 분기한다.
제1 합류기(C1)는 제1 분배기(D1)에 의해 연료히터(130) 및 제2히터(150)로 분기된 공기극 출력의 배가스를 합류시킨 뒤 고체산화물 연료전지(100)의 외부로 배출시킨다.
탄소분리기(20)(separator)는 개질기(120) 및 제1히터(140) 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 버너(160)의 배가스로부터 탄소를 포집한다.
탄소분리기(20)는 탄소포집 기술(CCS, Carbon Capture and Storage)을 이용하여 배가스에서 아산화탄소를 포집 및 저장한다.
탄소분리기(20)는 탄소포집 기술로 연소 후 포집기술(Post combustion technology), 연소 전 포집기술(Pre-combustion technology) 및 산소 연소기술(Oxy-fuel combustion technology) 중 어느 하나를 사용할 수 있다.
도 2는 실시예 1에서 개질기의 세부 구성에 대한 일 예시를 나타낸 도면이다.
고체산화물 수전해전지(10), 스택(110), 버너(160), 연료히터(130), 제1히터(140), 제2히터(150), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1) 및 탄소분리기(20)는 실시예 1과 동일하므로 중복된 설명을 생략하며, 개질기(120)에 대해서만 상세히 설명한다.
도 2에서 보듯, 일 실시예의 개질기(120)는 증기발생기(121), 혼합기(122) 및 전개질기(123)를 포함한다.
증기발생기(121)(steam generator)는 외부에서 공급된 물을 가열시켜 증기로 변환시킨다. 증기발생기(121)는 버너(160)의 배가스를 통해 열교환하여 얻은 열에너지를 통해 물을 가열시킬 수도 있다.
버너(160)에서 출력된 고온의 배가스는 증기발생기(121)에서 열교환된 후 제1히터(140)로 이동하여 제1히터(140)에서 다시 열교환될 수 있다. 제1히터(140)에서 열교환된 버너(160)의 배가스는 탄소분리기(20)(separator)로 공급되어 이산화탄소와 물로 분리된다.
혼합기(122)(mixer)는 외부로부터 입력된 메탄 가스 또는 천연가스를 증기발생기(121)에서 발생된 증기와 혼합시킨다.
전개질기(123)(pre-reformer)는 증기와 천연가스가 혼합된 가스를 수소로의 전환을 촉진시킨다. 전개질기(123)에서 촉진되어 생산된 수소는 연료히터(130)로 제공되고, 연료히터(130)에서 승온된 뒤 스택(110)의 연료극 입력으로 공급된다.
도 3은 본 발명의 실시예 2에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
실시예 2는 실시예 1의 변형으로서 버너(260)의 배가스를 재순환시켜 이산화탄소의 분리 효율을 높이는 기술에 관한 것이다.
실시예 2에서 고체산화물 수전해전지(10), 스택(210), 버너(260), 연료히터(230), 제1히터(240), 제2히터(250), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 개질기(220) 및 탄소분리기(20)는 실시예 1과 동일하므로 중복된 설명을 생략한다.
실시예 2는 개질기(220) 및 제1히터(240) 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 버너의 배가스 중 일부가 다시 버너(260)로 피드백된다. 이와 같은 동작을 하기 위해 실시예 2는 제2 분배기(D2) 및 제2 합류기(C2)를 더 포함한다.
제1히터(240)의 후단에는 제2 분배기(D2)가 구비된다. 제2 분배기(D2)는 개질기(220) 및 제1히터(240)에서 열교환이 이루어진 버너(260)의 배가스 중 일부를 탄소분리기(20)로 분기하고, 다른 일부를 버너(260)로 다시 분기(피드백) 시킨다. 참고로, 제2 분배기(D2)는 개질기(220)의 후단에 구비되어 개질기(220)에서 열교환이 이루어진 버너(260)의 배가스 버너(260) 및 탄소분리기(20)로 분기시킬 수도 있다.
제2 합류기(C2)는 제2 분배기(D2)와 버너(260)의 사이에 배치된다. 제2합류기는 제2 분배기(D2)에서 열 교환이 이루어진 버너(260)의 배가스 중 일부와 스택(210)의 연료극에서 출력된 배가스를 합류시켜 버너(260)로 공급한다.
예컨대, 버너(260)의 배가스에는 이산화탄소가 조성되고, 버너(260)의 배가스가 제2 분배기(D2)에 의해 다시 버너(260)로 피드백되어 재순환되면 버너(260)의 배가스에 조성된 이산화탄소의 농도가 짙어지게 된다. 탄소분리기(20)는 이산화탄소의 농도가 짙어진 버너(260)의 배가스에서 이산화탄소를 더욱 용이하게 분리시킬 수 있다.
실시예 2의 하이브리드 시스템은 개질기(220)(또는 증기발생기(121)) 및 제1히터(240) 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 이산화탄소와 같은 불활성가스가 포함된 버너(260)의 배가스 중 일부를 다시 상기 버너(260)로 피드백시켜 재순환함으로써 버너(260)의 온도를 조절(과열 방지)할 수도 있다.
또한 실시예 2의 시스템은 개질기(220)(또는 증기발생기(도 1의 121)) 및 제1히터(240)로 유입되는 유량(질량)을 증가시켜 열량을 효율을 높이기 때문에 개질기(220)(또는 증기발생기(도 1의 121)) 및 제1히터(240)에서의 열교환률을 높일 수 있다.
도 4는 본 발명의 실시예 3에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
실시예 3은 실시예 1에서 고체산화물 연료전지(300)의 효율을 높이기 위해서 고체산화물 수전해전지(10)의 배가스(산소)를 버너(360) 및 스택(310)의 공기극에 공급하는 기술에 관한 것으로서 공기극의 산소농도(분압, partial pressure)를 높임으로써 고체산화물 연료전지의 전기생산 효율을 높일 수 있다.
실시예 3의 고체산화물 수전해전지(10), 스택(310), 버너(360), 연료히터(330), 제1히터(340), 제2히터(350), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 개질기(320) 및 탄소분리기(20)는 실시예 1과 동일하므로 중복된 설명을 생략한다.
실시예 3은 고체산화물 수전해전지(10)의 배가스(SOE off gas) 중 적어도 일부는 제1히터(340) 또는 제2히터(350)에 의해 가열된 외부 공기(Air)와 혼합되고, 혼합된 가스는 스택(310)의 공기극으로 입력된다.
실시예 3은 제2 분배기(D2) 및 제2 합류기(C2)를 더 포함한다.
제2 분배기(D2)는 고체산화물 수전해전지와 고체산화물 연료전지(300) 사이에 배치된다. 제2 분배기(D2)는 고체산화물 수전해전지(10)에서 출력된 산소를 버너(360)와 제2 합류기(C2)로 공급한다.
제2 합류기(C2)는 제1히터(340)와 제2히터(350) 사이에 배치된다. 제2 합류기(C2)는 제1히터(340)에서 가열된 외부의 공기와 제2 분배기(D2)에서 분배된 수전해전지(10)에서 출력된 산소(배가스)를 합류(혼합)시켜 제2히터(350)로 공급한다.
예컨대, 제2 합류기(C2)는 제2히터(350)와 스택(310)의 공기극 사이에 배치될 수도 있다. 이 경우, 제2 합류기(C2)는 제2히터(350)에서 가열된 외부의 공기와 제2 분배기(D2)에서 분배된 수전해전지(10)에서 출력된 산소(배가스)를 합류시켜 스택(310)의 공기극으로 공급한다.
즉, 고체산화물 수전해전지(10)에서 출력된 산소 중 적어도 일부는 제1히터(340) 또는 제2히터(350)에 의해 가열된 외부 공기(Air)와 혼합되고, 혼합된 가스는 스택(310)의 공기극으로 입력된다.
도 5는 본 발명의 실시예 4에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
실시예 4는 실시예 1에서 버너(460)의 배가스 중 일부를 고체산화물 연료전지(400)에서 열에너지로 사용할 수 있도록 피드백하는 기술에 관한 것이다.
실시예 4의 고체산화물 수전해전지(10), 스택(410), 버너(460), 연료히터(430), 제1히터(440), 제2히터(450), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 개질기(420) 및 탄소분리기(20)는 실시예 1과 동일하므로 중복된 설명을 생략한다. 실시예 4는 제2 분배기(D2)를 더 포함한다.
제2 분배기(D2)는 버너(460)의 후단에 배치된다. 제2 분배기(D2)는 버너(460)의 배가스를 고체산화물 수전해전지(10) 및 개질기(420)로 분기한다.
고체산화물 수전해전지(10)는 제2 분배기(D2)에 의해 버너(460)의 배가스 중 일부를 열교환하여 얻은 열에너지로 내부 온도를 상온하는데 사용하고 다시 고체산화물 연료전지(400)로 피드백한다.
고체산화물 수전해전지(10)에서 고체산화물 연료전지(400)로 피드백된 버너(460)의 배가스는 다시 버너(460)로 공급되거나 또는, 탄소분리기(20)로 공급될 수 있다.
도 6은 본 발명의 실시예 5에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다..
실시예 5는 실시예 1에서 버너(560)의 배가스를 재순환시켜 이산화탄소의 분리 효율을 높이고, 고체산화물 연료전지(500)의 산소 공급 효율을 높이기 위해서 고체산화물 수전해전지(10)의 배가스(산소)를 버너(560) 및 스택(510)의 공기극에 공급하며, 버너(560)의 배가스 중 일부를 고체산화물 연료전지(500)에서 열에너지로 사용할 수 있도록 피드백하는 기술에 관한 것이다.
실시예 5의 고체산화물 수전해전지(10), 스택(510), 버너(560), 연료히터(530), 제1히터(540), 제2히터(550), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 개질기(520) 및 탄소분리기(20)는 실시예 1과 동일하므로 중복된 설명을 생략한다. 실시예 4는 제2 분배기(D2), 제3 분배기(D3), 제4 분배기(D4), 제2 합류기(C2) 및 제3 분배기(C3)를 더 포함한다.
제1히터(540)의 후단에는 제2 분배기(D2)가 구비된다. 제2 분배기(D2)는 개질기(520) 및 제1히터(540)에서 열교환이 이루어진 버너(560)의 배가스 중 일부를 탄소분리기(20)로 분기하고, 다른 일부를 버너(560)로 다시 분기(피드백) 시킨다. 참고로, 제2 분배기(D2)는 개질기(520)의 후단에 구비되어 개질기(520)에서 열교환이 이루어진 버너(560)의 배가스 버너(560) 및 탄소분리기(20)로 분기시킬 수도 있다.
제2 합류기(C2)는 제2 분배기(D2)와 버너(560)의 사이에 배치된다. 제2합류기는 제2 분배기(D2)에서 열 교환이 이루어진 버너(560)의 배가스 중 일부와 스택(510)의 연료극에서 출력된 배가스를 합류시켜 버너(560)로 공급한다.
예컨대, 버너(560)의 배가스에는 이산화탄소가 조성되고, 버너(560)의 배가스가 제2 분배기(D2)에 의해 다시 버너(560)로 피드백되어 재순환되면 버너(560)의 배가스에 조성된 이산화탄소의 농도가 짙어지게 된다. 탄소분리기(20)는 이산화탄소의 농도가 짙어진 버너(560)의 배가스에서 이산화탄소를 더욱 용이하게 분리시킬 수 있다.
제3 분배기(D3)는 고체산화물 수전해전지와 고체산화물 연료전지(500) 사이에 배치된다. 제3 분배기(D3)는 고체산화물 수전해전지(10)에서 출력된 산소를 버너(560)와 제3 분배기(C3)로 공급한다.
제3 분배기(C3)는 제1히터(540)와 제2히터(550) 사이에 배치된다. 제3 분배기(C3)는 제1히터(540)에서 가열된 외부의 공기와 제3 분배기(D3)에서 분배된 수전해전지(10)에서 출력된 산소(배가스)를 합류시켜 제2히터(550)로 공급한다.
예컨대, 제2 합류기(C2)는 제2히터(550)와 스택(510)의 공기극 사이에 배치될 수도 있다. 이 경우, 제2 합류기(C2)는 제2히터(550)에서 가열된 외부의 공기와 제2 분배기(D2)에서 분배된 수전해전지(10)에서 출력된 산소(배가스)를 합류시켜 스택(510)의 공기극으로 공급한다.
즉, 고체산화물 수전해전지(10)에서 출력된 산소 중 적어도 일부는 제1히터(540) 또는 제2히터(550)에 의해 가열된 외부 공기(Air)와 혼합되고, 혼합된 가스는 스택(510)의 공기극으로 입력된다.
제4 분배기(D4)는 버너(560)의 후단에 배치된다. 제4 분배기(D4)는 버너(560)의 배가스를 고체산화물 수전해전지(10) 및 개질기(520)로 분기한다.
고체산화물 수전해전지(10)는 제4 분배기(D4)에 의해 버너(560)의 배가스 중 일부를 열교환하여 얻은 열에너지로 내부 온도를 상온하는데 사용하고 다시 고체산화물 연료전지(500)로 피드백한다.
고체산화물 수전해전지(10)에서 고체산화물 연료전지(500)로 피드백된 버너(560)의 배가스는 다시 버너(560)로 공급되거나 또는, 탄소분리기(20)로 공급될 수 있다.
본 발명은 전술한 실시예들에 한정되는 것은 아니며 본 발명의 기술적 사상을 포함하는 모든 변형(modifications), 균등물(equivalents) 및 대체물(substitutions)은 본 발명의 범위에 포함되는 것으로 이해되어야 한다.
10: 고체산화물 수전해전지
20: 탄소분리기
100: 고체산화물 연료전지
110: 스택
120: 개질기
130: 연료히터
140: 제1히터
150: 제2히터
160: 버너
20: 탄소분리기
100: 고체산화물 연료전지
110: 스택
120: 개질기
130: 연료히터
140: 제1히터
150: 제2히터
160: 버너
Claims (7)
- 고체산화물 수전해전지(Solid Oxide Electrolyte, SOE);
개질기(reformer)와, 상기 개질기가 생산한 연료를 가열하는 연료히터(fuel heater)와, 외부 공기(Air)를 1차로 가열하는 제1히터(air heater 1)와, 상기 1차 가열된 외부 공기를 2차로 가열하는 제2히터(air heater 2)와, 상기 연료히터에서 가열된 연료를 공급받는 연료극(anode)과 상기 제1히터 및 제2히터에서 가열된 외부 공기(Air)를 공급받는 공기극(cathode)을 포함하는 스택(stack)과, 상기 고체산화물 수전해전지의 배가스에 포함된 산소를 이용하여 상기 연료극의 배가스를 연소시키는 버너(Oxy-burner)를 포함하는 고체산화물 연료전지(Solid Oxide Fuel Cell, SOFC); 및
상기 개질기 및 상기 제1히터 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 상기 버너의 배가스로부터 탄소를 포집하는 탄소분리기(separator)를 포함하고,
상기 스택의 공기극 배가스(cathode off gas) 중 일부는 상기 제2히터에서 열 교환된 후 외부로 배출되고 나머지 일부는 상기 연료히터에서 열 교환된 후 외부로 배출되는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템. - 제1항에 있어서,
상기 버너의 배가스는 상기 개질기의 증기발생기(steam generator)에서 열 교환을 수행하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템. - 삭제
- 제1항에 있어서,
상기 개질기 및 상기 제1히터 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 버너의 배가스 중 일부는 다시 상기 버너로 피드백되는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템. - 제2항에 있어서,
상기 SOE의 배가스(SOE off gas) 중 적어도 일부는 상기 제1히터 또는 상기 제2히터에 의해 가열된 외부 공기(Air)와 혼합되고, 혼합된 가스는 상기 스택의 공기극으로 입력되는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템. - 제2항에 있어서,
상기 버너의 배가스 중 적어도 일부는 상기 SOE에서 열 교환이 이루어진 후 상기 버너로 피드백되는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템. - 제2항에 있어서,
상기 버너의 배가스 중 적어도 일부는 상기 SOE에서 열 교환이 이루어진 후 상기 탄소분리기로 입력되는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
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