KR20160114632A - 수소 생성을 위한 개질기-전해조-정제기(ｒｅｐ) 어셈블리, 이를 통합한 시스템들 및 수소를 생성하는 방법 - Google Patents

수소 생성을 위한 개질기-전해조-정제기(ｒｅｐ) 어셈블리, 이를 통합한 시스템들 및 수소를 생성하는 방법 Download PDF

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Abstract

전해질 매트릭스에 의해 분리된 양극 및 음극을 포함한 적어도 하나의 전해조 연료 셀, 및 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가하기 위한 전원 공급 장치를 포함한 고온 전해조 어셈블리로서, 수증기 및 CO2 및 탄화수소 연료 중 하나 이상을 포함한 가스 피드는 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 양극에 공급되며, 전원 공급 장치가 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가할 때, 수소-함유 가스가 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 양극에서 전기분해 반응에 의해 발생되며 적어도 하나의 전해조 연료 셀이 수소-함유 가스를 출력하고 이산화탄소 및 산소를 포함한 산화 가스를 별도로 출력하도록 이산화탄소가 수소-함유 가스로부터 분리된다.

Description

수소 생성을 위한 개질기-전해조-정제기(ＲＥＰ) 어셈블리, 이를 통합한 시스템들 및 수소를 생성하는 방법{REFORMER-ELECTROLYZER-PURIFIER(REP) ASSEMBLY FOR HYDROGEN PRODUCTION, SYSTEMS INCORPORATING SAME AND METHOD OF PRODUCING HYDROGEN}
본 발명은 천연 가스, 메탄, ADG 소화조 가스 및 기타와 같은, 연료로부터의 수소의 생성에 관한 것이며, 특히 수소 생성을 위한 것이며 연료 셀 시스템 및 다른 시스템들과 통합될 수 있는 연료 개질기-전해조-정제기 어셈블리를 사용하는 것에 관한 것이다. 본 발명은 추가로 연료 개질기-전해조-정제기 어셈블리의 다양한 응용들 및 이를 통합한 시스템들에 관한 것이다.
메탄, 프로판, 천연 가스, 석탄 가스 등과 같은, 탄화수소 연료들은 에너지의 생성을 위해서뿐만 아니라 에너지 소비 디바이스들에서 광범위하게 사용된다. 연료 셀들을 포함한, 탄화수소 연료를 이용한 많은 디바이스들 및 시스템들은 수소(H2)를 생성하기 위해 연료가 개질되도록 요구한다. 예를 들면, 연료 셀 자동차들은 동작을 위한 연료로서 고 순도 수소를 요구한다. 현재, 저온 전기분해 및 수증기 메탄 개질은 탄화수소 연료들로부터의 수소 생성을 위해 사용된다. 저온 전기분해에서, 전해조는 물로부터 수소를 발생시킨다. 이러한 프로세스는 저온 전기분해에 의해 요구된 높은 전력 소비로 인해 매우 비효율적이다.
천연 가스 및 다른 연료들로부터의 수소의 생성을 위한 종래의 기술들은 또한 메탄 및 CO의 수소로의 불완전한 변환으로 인한 보다 낮은 효율 및 과도한 CO2 생성 및 다른 단점들을 겪는다. 예를 들면, 압력 순환 흡착(pressure swing adsorption; PSA) 디바이스에 결합된 수증기 메탄 개질기(SMR)를 사용하는 종래의 수소 생성 및 분리 시스템들은 메탄의 모두를 수소로 변환하지 않는 단점을 겪으며, 따라서 상당한 양의 피드 에너지가 열로 변환된다. 이러한 열의 발생은 시스템이 효율을 개선하며 또한 CO2 배출들을 증가시키기 위해 다른 소스들로부터의 폐열을 사용하는 것을 비현실적이게 한다. 이들 종래의 시스템들은 또한 오늘날의 통상적인 일당 500,000 킬로그램들 시스템들로부터 축소될 때 효율 손실들 및 비용 증가들을 겪으며 통상적으로 높은 CO2 배출들 외에 상당한 양의 NOx를 생성한다. 이것은 특히 비산업 영역들에서, 이들 종래의 시스템들을 설치하며 동작시키기 위한 허가를 획득하는 것을 어렵게 만들 수 있다. 재생 가능한 피드들을 위해, 이러한 시스템은 CO2로의 피드의 희석 및 피드 스트림의 요구된 압축으로 인해 훨씬 덜 효율적으로 동작한다.
본 발명의 목적은 낮은 온실가스 배출들을 가진 수소를 생성하기 위한 저 비용 시스템을 제공하는 것이다.
본 발명은 일 단계에서 천연 가스 및 다른 연료들로부터 수소를 개질하며 정제한다. 고온에서 수소를 전기화학적으로 정제하기 위해 사용된 전기는 동시에 수증기 전해로부터 부가적인 수소를 생성한다. 게다가, 폐열이 흡열 개질 반응을 이끌기 위해 이용되어, 그 외 연료를 연소시킴으로써 생성될 배출물들을 제거한다. 본 발명의 시스템은 개질 프로세스 동안 개질된 가스로부터 CO2를 제거하기 위해 및 메탄의 H2 및 CO2의 변환을 완료로 이끌기 위해 고온 전기화학 정제 시스템을 통합하여, CO2 배출들의 이론적 최소치에 도달하는 방식으로 연료로부터 수소를 생성한다.
본 발명의 단일 단계 시스템은 동작들을 간소화하며 저 비용 시스템을 야기한다. 또한, 본 발명의 시스템은 중심 및 분산 생산 양쪽 모두를 위해 수소를 발생시킬 수 있으며 CO2 포획 및 에너지 저장을 가능하게 하는 것과 같은, 다른 가능한 용도들을 가진다.
게다가, 본 발명은 천연 가스와 같은 개질 연료, 및 고온 전기 분해로부터 수소를 발생시켜서, 수소의 한계 생산 비용을 낮춘다. 그 결과, 수소의 총 비용은 경제적으로 매력적이다.
본 발명은 고온 전해조 어셈블리에 관한 것이며, 상기 고온 전해조 어셈블리는: 전해질 매트릭스에 의해 분리된 양극 및 음극을 포함한 적어도 하나의 전해조 연료 셀, 및 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가하기 위한 전원 공급 장치를 포함하며, 여기에서 상기 전원 공급 장치가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가할 때, 수소-함유 가스가 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 양극에서 전기 분해 반응에 의해 발생되며 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀이 상기 수소-함유 가스를 출력하며 이산화탄소를 포함한 산화 가스를 별도로 출력하도록 이산화탄소가 수소-함유 가스로부터 분리된다. 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀로부터 출력된 상기 수소-함유 가스는 95% 이상 수소를 포함하며, 상기 산화 가스는 이산화탄소 및 산소의 혼합물을 포함한다. 특정한 실시예들에서, 고온 전해조 어셈블리는 직렬로 연결되며 연료 셀 스택으로 형성된 복수의 전해조 연료 셀들을 포함한다. 몇몇 실시예들에서, 각각의 전해조 연료 셀은 용융 탄산염 연료 셀이다. 특정한 실시예들에서, 상기 어셈블리는 탄화수소 연료를 개질하며 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 개질된 또는 부분적으로 개질된 연료를 출력하기 위한 하나 이상의 개질기들을 추가로 포함한다. 이러한 경우들에서, 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀은 수소 및 이산화탄소를 생성하기 위해 물과 메탄을 반응시키며, 수소를 생성하기 위해 물과 일산화탄소를 시프트하도록 추가로 적응된다. 특히, 상기 하나 이상의 개질기들은 개질 촉매를 포함한 하나 이상의 내부적으로 개질 연료 셀들을 포함하며, 이러한 실시예들에서, 고온 전해조 어셈블리는 복수의 전해조 연료 셀들을 포함하며, 상기 하나 이상의 개질 연료 셀들 및 상기 복수의 전해조 연료 셀들은 연료 셀 스택으로 형성된다.
본 발명의 고온 전해조 어셈블리는 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 미리 결정된 양의 역 전압을 인가하도록 전원 공급 장치를 제어하기 위한 제어기를 추가로 포함할 수 있다. 상기 미리 결정된 양의 역 전압은 1.0 볼트 이상이다. 게다가, 상기 고온 전해조 어셈블리는 수소 생성 모드 및 전력 생성 모드 중 하나로 동작하도록 구성될 수 있으며, 상기 제어기는 상기 고온 전해조 어셈블리가, 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀이 수소-함유 가스를 발생시키도록 수소 생성 모드로 동작할 때 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하도록 전원 공급 장치를 제어하며 상기 고온 전해조 어셈블리가, 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀이 연료로부터 전력을 발생시키도록 전력 생성 모드로 동작할 때 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하지 않도록 상기 전원 공급 장치를 제어한다.
상기 고온 전해조 어셈블리를 이용한 다양한 시스템들이 또한 설명된다. 이하에서 설명된 시스템들은, 이에 제한되지 않지만, 수소-함유 가스를 생성하는 개질기-전해조-정제기, 상기 고온 전해조 어셈블리 및 고온 연료 셀 시스템을 통합하는 전력 생성 및 수소 발생 시스템, 포획을 위해 이산화탄소 가스를 발생시키는 개질 시스템, 저온 연료 셀 및 고온 전해조 어셈블리를 포함한 전기 전력을 발생시키기 위한 시스템, 수소로서 과잉 전력을 저장하기 위한 에너지 저장 시스템, 하나의 가스를 보다 낮은 CO2 함량을 가진 또 다른 가스로 변환하기 위한 가스 변환 시스템, 고온 전해조 및 석탄 동력 어셈블리를 사용하여 고순도 이산화탄소를 발생시키기 위한 이산화탄소 포획 시스템, 및 조합된 가스화기 및 수소 발생 시스템을 포함한다. 수소-함유 가스 및 포획을 위한 별개의 CO2를 발생시키는 다양한 방법들이 또한 설명된다.
본 발명의 상기 및 다른 특징들 및 양상들이 첨부한 도면들과 함께 다음의 상세한 설명을 판독할 때 보다 분명해질 것이다.
도 1은 본 발명의 개질기-전해조-정제기(REP) 어셈블리를 포함한 REP 시스템의 개략도를 도시한다;
도 2는 개질기-전해조-정제기 시스템의 보다 상세한 뷰를 도시한다;
도 3a 및 도 3b는 DFC® 연료 셀 시스템과 통합된 개질기-전해조-정제기 시스템을 도시한다;
도 4는 개질기-전해조-정제기(REP) 어셈블리에서 발생하는 반응들을 도시한다;
도 5a 및 도 5b는 도 2 및 도 3의 개질기-전해조-정제기 시스템을 검사한 결과들을 도시한다;
도 6은 용융 탄산염 연료 셀 기반 개질기-전해조-정제기 어셈블리를 이용하며 고압의, 순수한 수소를 생성하기 위해 전기화학 수소 압축으로 이어지는 수소 생성 시스템의 실시예를 도시한다;
도 7은 본 발명의 REP 어셈블리와 개질기를 조합하는 CO2 포획 시스템의 예시적인 구성을 도시한다;
도 8a 내지 도 8f는 그 각각이 하나 이상의 PEM 전력 발생 시스템들에서의 사용을 위해 수소를 발생시키는 REP 어셈블리를 포함하는, 수소 발생 시스템들의 예시적인 구성들을 도시한다;
도 9a 및 도 9b는 본 발명의 REP 어셈블리를 통합하는 이러한 에너지 저장 시스템들의 예시적인 구성들을 도시한다;
도 9c는 REP 어셈블리의 개략적인 구성 및 그 안에서 발생하는 반응들을 도시한다;
도 10a 및 도 10b는 혐기성 소화조 가스(ADG)를 천연 가스로 변환하기 위해 REP 어셈블리 및 메탄화 어셈블리를 사용하는 예시적인 ADG 변환 시스템들을 도시한다;
도 11a 내지 도 11c는 또 다른 연료 동력 디바이스로부터 출력된 플루 가스를 전기화학적으로 반응시키기 위해 본 발명의 REP 어셈블리를 사용하는 CO2 포획 시스템들의 예시적인 구성들을 도시한다;
도 12는 CO2 포획에 적합한 오프 가스를 생성하면서 가스화기로부터 생성된 수소 가스를 정제하고 및/또는 가스화기에 산소를 제공하기 위해 본 발명의 REP 어셈블리를 사용하는 조합된 가스화기 및 REP 시스템의 예시적인 구성을 도시한다.
본 발명은 또한, 본 명세서 전체에 걸쳐 개질기-전해조-정제기(REP) 어셈블리로서 불리우는, 고온 전해조 어셈블리, 및 상기 REP 어셈블리를 포함한 다양한 시스템들에 관한 것이다. 이하에서 설명된 바와 같이, REP 어셈블리는 적어도 하나의 전해조 연료 셀을 포함하며 또한 REP 스택으로서 불리우는, 연료 셀 스택에 형성된 복수의 전해조 연료 셀들을 포함할 수 있다. 적어도 하나의 전해조 연료 셀은 수소를 생성하기 위해, 및 CO3 =를 제거함으로써 수소를 정제하기 위해 CO2 및 물을 전기 분해하도록 반대로 동작된다. CO2는 메탄과 같은, 탄화수소에 의해 제공될 수 있으며, CO3 =를 제거하는 것은 개질 반응으로 완료로 이끈다. 다른 반응들은 이하에서 설명되며 첨부한 도면들에서 도시된 바와 같이, 적어도 하나의 전해조 연료 셀에서 발생할 수 있다.
REP 스택은 바람직하게는 용융 탄산염 연료 셀 스택을 포함하며 REP 어셈블리는 전기 분해 반응들을 완료로 이끌기 위해 REP 스택에 전력을 공급하기 위한 전원 공급 장치를 포함한다. 제어기는 전원 공급 장치를 제어하기 위해 및 다른 동작들 및 REP 어셈블리 및/또는 REP 시스템의 부분들을 제어하기 위해 REP 어셈블리에 및/또는 REP 시스템에 포함될 수 있다. 제어 동작들은 이하에서 보다 상세히 설명된다. 명세서는 내부 또는 외부 개질과 같은 개질을 포함하는 것으로서 REP 어셈블리, REP 스택 및 REP 시스템을 설명하지만, REP 어셈블리, REP 스택 및/또는 REP 시스템은 내부 및/또는 외부 개질을 생략할 수 있으며 개질 없이 CO2를 포함한 공급 가스를 전기 분해하며 수소를 정제하기 위해 사용될 수 있다는 것이 또한 고려된다.
도 1은 본 발명의 개질기-전해조-정제기(REP) 시스템(100)의 개략도를 도시한다. 도 1에 도시된 바와 같이, 천연 가스, ADG 소화조 가스 또는 다른 적절한 연료와 같은 연료가 예열기(102)에서 하위 레벨 폐열을 사용하여 예열되며 그 후 REP 시스템(100)에 공급된다. 연료는 예열되기 전 또는 후에 가습되거나 또는 물과 혼합될 수 있다. REP 시스템(100)에서, 연료는 수소, CO, 및 이산화탄소를 생성하기 위해 수증기와 반응시킴으로써 개질되며, 수소는 다른 반응 생성물들로부터 그것을 분리하며 개질 반응을 완료로 이끌기 위해 고온(개질 온도들)에서 정제된다. REP 시스템(100)은 수소를 출력하며, 산소, 및 이산화탄소를 포함한, 다른 반응 생성물들을 별도로 출력한다. 도시된 바와 같이, 고 레벨 폐열은 연료의 모두가 수소로 변환되도록 흡열 개질 반응을 이끌기 위해 REP 시스템(100)에 공급되며, 그에 의해 메탄의 수소로의 불완전한 변환에 기인한 CO2 배출들을 감소시킨다.
도 2는 REP 스택(200) 및 전원 공급 장치(230)를 포함한 REP 어셈블리를 포함하는 REP 시스템(100)의 보다 상세한 뷰를 도시한다. REP 스택(200)은 연료 셀 구성요소들을 포함하며 하나 이상의 개질 유일 셀들, 또는 개질 유닛들(202) 및 그 각각이 전해질 매트릭스에 의해 분리된 양극(204a) 및 음극(204b)을 포함하는 하나 이상의 REP 연료 셀들(204)을 포함할 수 있다. REP 연료 셀들은 종래의 MCFC 연료 셀들과 동일하게 구성되지만 1.0 볼트(Volt) 이상의, 통상적으로 1.15 내지 1.5 볼트 범위에서의 역 전압을 인가함으로써 반대로 동작된다. 개질 유일 유닛들(202) 및 REP 연료 셀들(204)은 스택에서 어셈블리되며 연료가 먼저 개질 유일 셀들(202)을 통해 및 그 후 REP 연료 셀들(204)의 양극들(204a)을 통해 운반되도록 직렬로 연결된다. 음극들(204b)은 REP 연료 셀의 양극(204a)으로부터 정제 동작 시 생성된 CO2/O2 가스 혼합물 및 시스템에 공급된, 공기와 같은, 핫 가스를 수신할 수 있다. 일 예시적인 실시예에서, REP 시스템(100)의 연료 셀 스택(200)은 FuelCell Energy, Inc에 의해 개발된 MCFC/DFC®와 같은, 상용 용융 탄산염 연료 셀 기술을 위해 개발된 구성요소들을 통합한다. 그러나, 다른 유형들의 용융 탄산염 연료 셀들이 REP 시스템(100)에서 사용될 수 있다는 것이 이해된다.
또한 도 2에 도시된 바와 같이, REP 시스템(100)은 REP 시스템의 셀들(204)로부터 및/또는 REP 시스템의 외부에 있고 및/또는 REP 시스템과 통합된 다른 디바이스들에 의해 생성된 폐열을 이용하는 하나 이상의 예열기들을 포함할 수 있다. 예열기(102)는 개질 유일 셀들(202)에 연료를 공급하기 전에, 물과 혼합되거나 또는 가습될 수 있는, 연료를 예열하기 위해 연료 셀들(204) 및 개질 유일 셀들(202)로부터의 폐열을 사용한다. 다른 예열기(들)(104)가 전력을 생성하기 위해 사용되는 고온 연료 셀와 같은 다른 디바이스들로부터의 폐열을 사용하여 시스템에 공급된 가스를 예열하기 위해 사용될 수 있다. 게다가, 도 2에 도시된 바와 같이, 산화기(106)는 공기를 갖고 보충 연료를 산화시키며 그 후 REP 연료 셀 음극들(204b)에 공급되는 핫 산화 가스를 발생시킴으로써 보충 연료를 사용하여 REP 시스템에 열을 증가시키기 위해 제공될 수 있다.
본 발명에서, REP 연료 셀 스택(200)은 정제 개질 전해조로서 정제 모드, 또는 수소 생성 모드에서 동작되며 이러한 동작 동안, CO2로서 시스템으로부터 탄소의 거의 모두를 제거하며 개질된 메탄으로부터 거의 순수한 수소를 생성한다. 또한, REP 연료 셀 스택(200)은 또한 동시에 수증기의 분리(전기 분해)에 의해 부가적인 수소를 효율적으로 생성한다. 따라서, 천연 가스가 REP 시스템에 공급될 때, 약 80%의 수소 출력이 천연 가스 개질로부터 생성되며 다른 20%의 수소가 전기 분해 반응에 의해 제공된다. 이러한 개질기-전해조-정제기(REP) 시스템(100)은 효율적으로 및 최소 CO2 배출들을 갖고 수소를 생성한다.
도 2에 보여지는 바와 같이, 천연 가스 및/또는 재생 가능한 연료와 같은 연료, 더하기 물이 시스템(200)으로 공급된다. 이러한 연료 피드는 예열기(102)에서 가열되며 그 후 가스의 거의 모두가 수소 및 CO로 개질되는 개질 셀들(202) 및 REP 연료 셀들(204)로 라우팅된다. 이러한 흡열 개질 반응을 위한 열은 외부 폐열(104)에 의해 제공되며, 이것은 다른 폐열 발생 디바이스들로부터 제공된다. 특정한 실시예들에서, 보충 또는 추가 연료가, 특히 풍력 또는 태양열과 같은 중단 가능한 재생 가능 폐열이 폐열의 소스로서 사용될 때, 백업으로서 또는 폐열의 레벨을 올리기 위해 사용된다. 예를 들면, 도 2에서, 산화기(106)는 보충 연료 및 공기를 수신하며 음극에서의 사용을 위한 가열된 가스를 생성하기 위해 보충 연료를 산화시키는 시스템에 제공된다. 이러한 방식으로, 산화 반응은 REP 셀들에서 사용되는 폐열의 레벨을 올린다.
도 2에 도시된 예시적인 실시예에서, 먼저 연료 가스는 개질 유일 셀들(RU들)(202)에서 부분적으로 개질된다. RU들(개질기)에서 물 및 메탄 사이에서 발생하는 반응은 도 4에 도시된다. 도 2 및 도 4에 도시된 바와 같이, RU들(202)로부터의 부분적으로 개질된 가스는 그 후 전해조(REP 셀들)로서 정제 모드(수소 생성 모드)에서 동작하는 MCFC 연료 셀(204)의 양극 측(204a)에 공급된다. 연료 셀들(204)에서, 물은 수소 및 산소로 분리되고, 산소는 CO3 =를 생성하기 위해 개질된 가스에서 이산화탄소와 조합하며, CO3 =는 용융 탄산염 막에 걸쳐 전기화학적으로 제거된다. 연료 셀(204)의 양극 측(204a)에서의 이들 반응들은 도 4에 도시된다. 연료 셀(204)에서의 이러한 동작은 시스템에서 탄소의 거의 모두를 제거하며 평형 개질 및 시프트 반응들이 CH4 및 CO의 수소로의 변환을 본질적으로 완료하게 한다. 따라서, 도 2 및 도 4에 도시된 바와 같이, 빠져나가는 수소-함유 가스 스트림은 작은 양의 CO2 및 CH4를 가진 거의 순수한 수소(98% 이상)이다. 이러한 작은 양의 CO2 및 CH4는 수소가 고 순도 수소를 요구하는 시스템들을 위해 가압됨에 따라 쉽게 제거될 수 있다. 그러나, 많은 시스템들은 작은 양의 불순물들을 제거하기 위한 요구 없이, 저 순도 수소를 직접 사용할 수 있다.
도 2에 도시된 바와 같이, 전해조로서 REP 연료 셀(204)의 동작은 제어기에 의해 제어될 수 있다. 제어기(250)는 REP 연료 셀(204)로의 반응 가스들의 공급 또는 유량을 제어하도록 프로그램된다. 제어기(250)는 또한 연료 셀에 인가된 전압 및 전류를 제어하며, 이것은 이온 전달이 정상 연료 셀 동작의 역 방향에 있도록 전원 공급 장치(예로서, DC 전원 공급 장치)(230)로부터 공급된다. REP 시스템(100)의 연료 셀들에서 발생하는 반응들은 도 4에 도시된다. CO2 및 산소를 함유한 가스가 음극 측 가스로서 사용될 때, 제어기(250)는 전해조로서의 동작 및 정상 전력 생성 동작 사이에서 연료 셀(204)의 동작 모드들의 스위칭을 추가로 제어할 수 있다. 이러한 동작은 이하에 보다 상세히 설명된다.
게다가, 도 2에서의 개질 셀들(202)이 스택이 간접적인 내부 개질 스택이도록, REP 연료 셀 스택의 일부로서 도시되지만, 다른 실시예들에서, 외부 개질기가 대신에 또는 연료를 개질하기 위한 내부 개질 셀들 외에 사용될 수 있다.
특정한 예시적인 실시예들에서, 도 2의 REP 시스템(100)에서 사용된 구성요소들은 FuelCell Energy, Inc에 의해 개발된 DFC® 연료 셀들의 상업적으로 이용 가능한 구성요소들과 동일하거나 또는 유사하다. REP 시스템을 위해 상업적으로 이용 가능한 구성요소들을 사용함으로써, 본 발명은 경쟁력 있는 비용들을 갖고 빠르게 상용화될 수 있으며, 이것은 추가 비용 절감들을 야기한다.
도 3A 및 도 3B는 표준 DFC® 연료 셀 시스템과 같은, 고온 연료 셀 시스템과 도 1 및 도 2의 REP 시스템(100)을 통합하는 어셈블리를 도시한다. 도 3A에 도시된 어셈블리에서, 고온 연료 셀 시스템(300)은 전력 생성 연료 셀이며, 이것은 폐열, 제어들, 리드 가스 처리, 물 처리, 전력, 및 보조 지원 장비를 REP 시스템(100)에 제공할 수 있고, 그에 따라 REP 시스템 자본 비용을 최소화한다. 도 3A에 도시된 바와 같이, 물 및 연료가 고온 연료 셀 시스템(300)에 공급되며, 이것은 또한 REP 시스템(10)으로부터 복귀 음극 배기가스를 수신한다. 표준 연료 시스템에 의해 사용된 정제되고 가습된 연료의 부분은 REP 시스템(100)의 REP 유닛(100A)(REP 어셈블리)으로 전송된다. 소비되지 않은 산화 가스를 포함한 핫 음극 배기가스가 또한 고온 연료 셀 시스템(300)으로부터 출력되며 그 후 REP 유닛(100A)에 열을 공급하며 REP 유닛(100A)에 의해 생성된 CO2 및 산소를 희석시키기 위해(REP의 전압 및 전력 요건들을 낮추는) REP 시스템(100)의 음극 측에 공급된다. REP 시스템(100)으로부터 출력된 음극 배기가스는 음극 측에서 산화기로서 사용하기 위해 고온 연료 셀 시스템(300)으로 다시 재순환된다. 이러한 재순환은 표준 DFC 연료 셀 시스템의 성능을 약간 개선시키는 CO2 및 산소로 풍요롭게 된다. 도 2에 대하여 상기 설명된 바와 같이, REP 시스템에 공급된 가습된 연료는 먼저 예열기(102)에서 예열되고, 그 후 개질 셀들(202)로 운반되며 그 후 전해조로서 동작하는 연료 셀 어셈블리를 포함하는, REP 유닛(100A)의 양극 측(204a)에 제공된다. REP 유닛(101A)의 양극 측(204a)은 작은 양의 CO2 및 CH4를 가진 수소를 출력한다. REP 시스템(100)에 의해 생성된 수소는 고순도 수소가 연료 셀 자동차들과 같은, 고 순도 수소를 동작시키며 요구하는 디바이스들에 제공될 수 있도록 CO2 및 CH4를 제거하기 위해 추가로 정제될 수 있다. 이러한 애플리케이션들은 이하에서 보다 상세히 설명된다.
도 3B는 30 셀 DFC® 스택의 사진을 도시하며 도 3A의 30 셀 REP 시스템(100)의 가능한 배열과 유사하다. 도 3B의 REP 시스템(100)은 유입 가스들을 스택에 공급하며 배기 가스들을 스택 밖으로 운반하기 위해 베이스 및 다양한 연결들 및 포트들 상에 위치된, 연료 셀 스택(204)을 포함한다. 도 3B에 도시된 바와 같이, REP 시스템(100)은 또한 개질된 연료를 REP 연료 셀의 양극 측으로 향하게 하기 위한 연료 턴 매니폴드(206a), 양극 배기가스(정제된 수소)를 수신하기 위한 연료 아웃 매니폴드(206b), 및 음극 배기가스를 출력하기 위한 음극 아웃 매니폴드(206c)를 포함한, 각각의 유입 및 유출 가스들을 향하게 하기 위한 복수의 매니폴드들(206a 내지 206c)을 포함한다. 도 3A의 REP 시스템(100)에서의 사용을 위해 적응될 수 있는 대표적인 연료 셀 모듈이 여기에서 동일한 양수인에게 양도되며 여기에서 참조로서 통합된 미국 특허 번호들(제7,323,270호 및 제7,070,874호)에서 도시되며 설명된다.
도 3A 및 도 3B의 예시적인 실시예에서, 개질 셀들(202)은 스택이 간접적 내부 개질 스택이도록, 연료 셀 스택의 부분으로서 도시되지만, 다른 실시예들에서, 외부 개질기가 대신에 또는 연료를 개질하기 위한 내부 개질 셀들 외에 사용될 수 있다.
상기 논의된 바와 같이, 본 발명의 REP 시스템은 가스로부터 CO2를 제거함으로써 개질 셀들로부터 공급된 개질 가스에서의 물, 메탄, 및/또는 일산화탄소를 수소로 변환하기 위해 고온 전해조로서 동작하는 MCFC 연료 셀을 이용한다. 전해조로서 REP 시스템의 연료 셀을 동작시키기 위해, 전압은, CO2 및 H2O 흐름으로부터 발생된 CO3 = 이온들이 연료 셀들에서 일반적으로 발생하는 흐름 방향의 역 방향에 있도록 연료 셀에 인가된다. 전해조로서 동작하는 연료 셀에 인가된 전압은, 전력 생성 모드에서 동작하는 배터리, 또 다른 연료 셀 또는 연료 셀 어셈블리(또는 심지어 전력 생성 모드에서 동작하는 REP 스택에서의 연료 셀들), 또는 임의의 다른 전력 저장 또는 전력 공급 디바이스일 수 있는, 전원 공급 장치로부터 공급된다. REP 시스템의 연료 셀에서의 반응들은, CO3 =가 전해질 막 또는 매트릭스에 걸쳐 펌핑됨에 따라, 양극 측 상에서 CO2 및 물을 요구하며 음극 측 상에서 CO2 및 산소의 혼합물을 발생시킨다. CO3 =를 생성하기 위해 요구된 산소는 양극 측 상에서 물의 분리에 의해 발생된다. 본 예시적인 실시예에서, 이러한 반응은 약 1.2V의 역 전압을 MCFC 셀에 인가함으로써 생성되며, 도 3A에 도시된 시스템에서, 연료 셀 시스템(300)에 의해 발생된 전력, 또는 그것의 부분은 REP 유닛(100A)에 역 전압을 인가하기 위해 사용될 수 있다. REP 시스템에서 연료 셀의 양극 측에서 및 음극 측에서 발생하는 반응들, 뿐만 아니라 전기 분해 반응을 이끌기 위한 양극 측으로의 DC 전력의 인가가 도 4에 도시된다.
상기 논의된 바와 같이, REP 시스템의, 특히 REP 시스템에서 연료 셀의 동작은 제어기(250) 등에 의해 제어된다. 제어기(250)는 전원 공급 장치 및 연료 셀에서의 전기 분해 반응들을 위해 요구된 전압의 인가, 뿐만 아니라 REP 시스템으로의 유입 가스들의 유량들을 제어한다. 요구된 전압은 다음의 네른스트(Nernst) 식의 함수이다:
Figure pct00001
공기와 같은 또 다른 가스와의 음극 CO2 및 산소 농도를 희석시키도록 REP 시스템을 구성 및 제어함으로써, 보다 낮은 전압 및 보다 효율적인 동작이 실현된다. 양극에서, 약 1100℉의 고온에서, 메탄은 수소 및 CO를 생성하기 위해 물과 반응함으로써 개질된다. CO는 그 후 수소 및 CO2를 생성하기 위해 물과 반응된다. 이들 반응들은 가역적이지만, CO2가 시스템 밖으로 펌핑될 때, 이들 반응들은 완전 또는 완전에 가까운 변환으로 향하여진다. 시스템으로부터 CO2 밖으로의 펌핑은 또한 제어기(250)에 의해 제어될 수 있다.
이론적으로 순수한 수소는 양극으로부터 생성될 수 있지만, 완전한 CO2 제거는 셀의 음극 측 상에서의 CO2 및 용융 탄산염 막으로부터의 CO2의 증기압으로 인해 가능하지 않다. 검사는 CO2가 필요하다면 다운스트림 정제 시스템들을 사용하여 수소로부터 쉽게 제거될 수 있는 건조 기준으로 약 1%로 감소될 수 있다는 것을 보여주었다. 이러한 레벨의 CO2는 본질적으로 모든 메탄을 수소로 변환하기에 충분하다. 게다가, 다운스트림 정제 단계가 사용된다면, 다운스트림 정제 단계로부터 사출된 수소 및 CO2는 수소로의 100% 변환이 실현될 수 있도록 REP 시스템으로 쉽게 재순환될 수 있다. 몇몇 실시예들에서, REP 시스템은 시스템으로부터 수소 오프 가스의 재순환을 용이하게 하기 위해, 피셔-트로페스(Fischer-Tropes) 반응기로부터의 오프 가스와 같은, 반응기 오프 가스들과 통합될 수 있다. 게다가, REP 시스템은 저온 연료 셀 시스템들과, 석탄 상에서 동작하는 전력 발생 시스템들과, 가스화기, 및 다른 시스템들과 통합될 수 있다. 본 발명의 REP 시스템을 사용하는 시스템들의 특정 예들은 이하에 설명된다.
본 발명에서, 수소로의 천연 가스의 개질은 개질되는 가스로부터 거의 모든 탄소의 제거에 의해 완료하게 된다. CO3 =의 형태에서의, 이러한 탄소 제거는 개질 반응이 계속해서 완료되도록 고온에서 행해진다. REP 시스템의 연료 셀에 의해 CO2를 제거하기 위해 사용된 전력은 그것이 개질 반응으로부터 수소를 정제하는 동안 부가적인 수소를 발생시킨다는 점에서 시스템에 대한 이중의 이익을 제공한다. 연료 셀에서의 전기 분해 반응으로부터 발생된 수소는 고온 및 반응이 물보다는 수증기 전해에 기초한다는 사실로 인해 매우 효율적이다. 전기 분해 전력 요건들은 전기 분해로부터 수소의 킬로그램당 저온 전기분해 시스템들에서 사용된 전력의 대략 55%일 것임이 예상된다. 총 수소의 80%까지가 개질로부터 온 것이므로, 전력 수요들은 생성된 총 수소에 기초하여 대략 11%이다.
본 발명에서 다른 중요한 요소는 흡열 개질 반응을 이끌기 위한 폐열의 사용이다. 폐열의 하나의 소스는 도 3의 통합 어셈블리에서와 같은, 전력을 제공하는 고온 연료 셀일 수 있지만, 폐열의 많은 다른 소스들이 사용될 수 있다. 사용된 폐열의 일부는 비교적 낮은 온도(대략 250℉) 폐열이며, 이것은 피드 물을 수증기로 변환하기 위해 및 개질 반응을 위한 가스들을 예열시키기 위해 사용된다. 그러나, 개질 반응은, 고온 연료 셀, 가스 터빈, 태양열, 원자력, 가스화, 전기 열 또는 다른 소스들로부터 이용 가능한 것과 같은, 상위 레벨의 열을 요구한다.
게다가, 매우 높은 순도 수소를 요구하는 시스템들을 위해, 생성된 저 순도 오프 가스는 매우 높은 전체 효율 및 낮은 CO2 배출들을 유지하기 위해 REP 시스템으로 쉽게 재순환될 수 있다.
본 발명의 REP 시스템은 전력 소비에 대한 그것의 효율 및 생성된 수소의 순도를 결정하기 위해 및 종래의 전해조들에 REP 시스템의 효율을 비교하기 위해 검사되었다. 도 5A는 종래의 전해조들에 비교하여 REP 시스템의 연료 셀에 의해 요구된 추정 전압을 분석한 테스트 데이터의 그래프를 도시한다. 도 5A에 도시된 바와 같이, REP 시스템의 연료 셀이 CO2 펌프 모드(정제 모드)에서 전해조로서 동작될 때, 각각의 셀에 인가되도록 요구된 전압은 고 순도 수소를 생성하기 위해 요구된 1150 및 1300 mV/셀 사이에서의 전압을 갖고 1000 및 1300 mV/셀 사이에 있다. 반대로, 종래의 저온 전해조 전압 범위는 1600 및 2000 mV 사이에 있다. 따라서, 이러한 검사는 본 발명의 REP 시스템에서의 고온 전기 분해가 종래의 저온 전해조들보다 훨씬 더 효율적임을 보여준다.
도 5B는 REP 시스템에서 획득된 수소 순도 및 REP 시스템의 연료 셀들에 인가된 셀 전압 사이에서의 관계를 보여준다. 도 5B에 도시된 바와 같이, 수소의 순도는 보다 많은 전압이 인가됨에 따라 약 98 내지 99%까지 증가하며, REP 시스템에 의해 출력된 가스에서 CO 및 CO2의 양은 셀 전압이 증가함에 따라 감소한다. 연료 셀에서의 전기 분해 반응에 의한 개질 가스의 정제는 수소를 생성하며 개질 가스를 정제하는 것 양쪽 모두를 함으로써 소비된 전력의 이익들을 크게 증가시킨다.
본 발명은 수소 생성시 상당한 개선들을 제공한다. REP 시스템은 완전히 확장 가능하기 때문에, 그것은 주어진 사이트에서 요구된 정확한 양의 수소를 제공하도록 사이징될 수 있어서, 수소 수송에 대한 요구를 제거한다. 수송 비용들은 몇몇 사이트들에서 수소의 비용을 쉽게 2배로 만들거나 또는 3배로 만들 수 있으며 트럭들 또는 다른 수송 수단들로부터의 배출물들로 인해 CO2 배출들을 크게 증가시킨다. 수소 저장은 또한 비싸다. 전력 발생을 위해 현재 사용된 크기의, DFC® 스택과 같은, 단일 고온 스택은 REP 시스템의 부분으로서 동작될 때 수소의 일당 1,500 kg 초과하여 생성할 수 있다. 대규모 연료-전지 시스템은 통상적으로 다수의 연료 셀 스택들을 통합하며, 따라서 예를 들면, 8 연료-셀 스택들을 사용한 REP 시스템이 그에 따라 수소의 일당 12,000 kg을 초과하여 생성할 것이다. 따라서, 큰, 산업 규모 수소가 본 발명의 REP 시스템을 갖고 발생될 수 있다.
규모의 반면에, REP 시스템은 그것이 축소될 때조차 효율성을 유지할 것이다. 예를 들면, 가정용 연료 재보급 시스템은 통상적인 연료-셀 차량들을 위해 요구된 일 생산 레벨당 1 내지 2 kg의 수소로 REP 시스템을 축소시킬 것이다. 이러한 시스템은 이들 유형들의 차량들에 대한 염려인 수소 기반시설 문제를 잠재적으로 해결할 수 있다. 이하에서 보다 상세히 설명되는 바와 같이, 일 단계에서 H2를 압축하며 정제하는 전기화학적 수소 압축(EHC) 시스템이 또한 사용될 수 있다. REP 어셈블리 및 EHC 시스템들을 조합함으로써, 차량들에 의해 요구된 고압, 고순도 수소가 이러한 소규모에서 쉽고 비용 효과적으로 발생될 수 있다.
REP 시스템은 음극에서 33% 산소 / 67% CO2 스트림을 생성한다. 이하에서 보다 상세히 설명되는 바와 같이, 이러한 가스는 포획을 위한 고 순도 CO2 스트림을 생성하기 위해 가스화기에서 또는 심지어 표준 보일러에서 산화기로서 잠재적으로 사용될 수 있다. CO2 포획 없이도, 공기 대신에 산화제로서 이러한 가스의 사용은 NOx 형성을 제거할 것이다. 몇몇 경우들에서, 이러한 스트림은 음극 측 상에서의 가스의 조성이 FuelCell Energy, Inc에 의해 개발된 상용 DFC® 전력 발생 셀들에서 사용된 조성과 유사하도록 공기 또는 음극 배기 가스로 희석될 수 있다. 이러한 희석은 시스템에서 열 수지를 유지하며 셀 상에서 전압 요건을 감소시키도록 돕는다. 그럼에도 불구하고, 본 발명의 시스템은 CO2 포획을 현실적이게 한다. REP를 통합하며 CO2 포획을 제공한 시스템들의 예들이 이하에서 보다 상세히 설명된다.
상기 논의된 바와 같이, REP 시스템은 또한 종래의 전력의 단지 대략 55%만을 사용하여, 현재 저온 기술보다 훨씬 더 효율적인 고온 전해조를 통합한다. 이러한 전해조는 수소로서 과잉 전기 전력을 효율적으로 저장하기 위해, DFC® 연료-셀과 같은, 고온 연료 셀 시스템과 통합될 때 임의의 연료 없이 구동될 수 있다.
도 6은 고압 고순도 H2를 생성하기 위해 고압 고순도 수소를 생성하도록 전기화학적 수소 압축(EHC)에 앞서 REP 시스템을 이용하는 수소 생성 시스템(400)의 또 다른 실시예를 도시한다. 도 6에 도시된 바와 같이, 시스템(400)은 시스템에 공급된 연료를 탈황시키기 위한 탈황기(15), 탈황된 연료를 예열하며, 물로 탈황된 연료를 가습하기 위한 예열기/가습기(16), 추가 예열기(19), 가습된 연료를 개질하기 위한 프리컨버터 또는 개질기(26), 고온 전해조로서 동작하는 연료 셀 REP 스택(28), 메탄화기(26) 및 전기화학적 수소 압축(EHC) 시스템(27)을 포함한다. 도 6에서, 연료는 탈황기(15)에서 탈황되고, 물과 혼합되거나 또는 가습기(16)에서 가습되고, 하나 이상의 예열기들(16, 19)을 사용하여 예열되며 다음의 반응을 통해 연료에서의 메탄 및 물을 H2 및 CO2로 변환하기 위해 프리컨버터(개질기)(25)로 공급된다:
CH4＋2H2O → 4H2＋CO2 (1)
외부 소스(도시되지 않음)로부터의 열은 프리컨버터(25)로 부가된다. 수소 및 CO2를 포함한 개질된 연료는 그 후 고온 전해조(CO2 펌프)로서 동작하는 REP 연료 셀 스택(28)의 양극 측으로 운반된다. REP 연료 셀 스택(28)에서, 연료에서의 CO2는 다음의 반응을 통해 보다 많은 H2를 생성하기 위해 부가적인 물을 전기 분해함으로써 제거된다:
Figure pct00002
(펌프에 의해 제거됨) (2)
REP 스택에서 발생된 수소-함유 가스로부터의 CO2의 제거는 CH4 변환을 완료에 가깝게 이끌며 95 내지 99% H2 스트림은 연료 셀 스택(28)으로부터 발생된다. 연료 셀 스택(28)으로부터 출력된 결과적인 수소-함유 가스 스트림은 또한 가습된 연료를 예열하는, 열 교환기(19)에서 약간 냉각되며, 그 후 가스가 메탄화되는 메탄화기(26)로 운반된다. 메탄화기(26)에서, 모든 미량들의 CO는 0% CO2 및 CO를 가진 98% H2/2% CH4 스트림이 생성되도록 그것을 CH4로 변환함으로써 가스로부터 제거된다.
메탄화 프로세스 후, 결과적인 변환된 수소-함유 스트림(98% H2/2% CH4)은, 근 대기압에서 2000+psig로 H2를 압축하기 위해 사용되는, 전기화학적 수소 압축(EHC) 시스템(27)으로 운반된다. 동시에, EHC 시스템(27)은 연료 셀 차량에서와 같은, 특정 용도들을 위해 요구된 H2를 99.9+%로 정제한다. 메탄, H2 및 H2O를 포함한 EHC 시스템(27)으로부터의 잔류 가스는 열 교환기(8)에서 냉각되며 그 후 송풍기(32)를 사용하여 공급 피드로 다시 재순환된다. 이러한 방식으로, 100%의 CH4가 H2로 변환되며 발생된 100%의 H2는 결국 >99.9%의 순도를 가지며 >2000 psig 압력에서 압축된 최종 생성물(H2)로서 내보내어진다.
도 6에 도시된 시스템에 대한 물질 수지는 이하에 도시된다:
Figure pct00003
도 6의 상기 설명된 시스템에 대한 동작 비용은, 전력에 대한 $0.06/kwh 및 천연 가스에 대한 10$/mmbtu를 가정할 때, 압축 전력을 포함하여, 생성된 $1.71/kg의 H2에서 추정된다. 비용들은 범위가 $5 가스 및 $.06 전력을 가진 $1.18/kg에서 $12 가스 및 $0.12 전력을 가진 $2.84/kg까지에 이른다. 유지 및 자본 비용들은 이들 동작 비용들에 더하여진다. 도 6의 시스템의 동작 비용들은 다음과 같이 요약된다:
Figure pct00004
도시된 바와 같이, 이러한 동작 비용은 H2 발생, 정제, 및 2000+psig로의 압축을 포함한다.
도 6의 시스템은 반대로 동작된 연료 셀 시스템(REP 어셈블리)을 사용하여 천연 가스 및/또는 다른 연료들로부터 H2를 효율적으로 발생시키는 수소 연료 연료공급 시스템으로서 사용될 수 있다. 이러한 수소 연료 연료공급 시스템은 상당히 더 낮은 생산 비용들을 갖고 연료 셀 자동차들 및 작은 산업 용도들에 H2 연료를 제공하기 위해 사용될 수 있다. H2 생성의 자본 및 유지 비용들은 H2 생성의 총 비용을 증가시킬 것이지만, H2의 이러한 총 비용은 현재 소규모 수소가 통상적으로 킬로그램당 $5 이상이므로 여전히 경제적으로 매력적이다. 게다가, 사이트상에서의 H2의 효율적인 발생은 연료 셀 자동차들에 및 작은 산업 용도들을 위해 H2 연료를 제공하는 것이 갖는 기반시설 문제점들을 해결하도록 도울 것이다.
상기 논의된 바와 같이, 상기 설명된 시스템들 및 실시예들은 고순도 수소의 생성을 위해 개선되고 가장 효율적인 시스템들을 제공하며, 이것은 자동차들에서 및 산업 프로세스들에서의 사용을 위한 수소 생성의 비용을 크게 감소시킨다. 게다가, 상기 설명된 시스템들 및 실시예들은 연료 개질의 결과로서 생성된 CO2 배출들을 감소시킨다.
도 1 내지 도 6에 대하여 상기 설명된 REP 시스템들 및 REP 어셈블리는 수소 발생, 효율적인 전력 저장, 연료 정제, CO2 제거 및 CO2 포획을 제공하기 위해 다양한 시스템들로 통합될 수 있다. 이러한 시스템들 및 용도들의 예시적인 구성들이 이하에서 설명된다.
이하에 설명된 예시적인 구성들에서, 각각의 시스템은 그 구성 및 동작이 상기 설명되는, 적어도 하나의 REP 스택을 포함하는 REP 어셈블리를 포함한다. 구체적으로, 여기에서 상기 설명된 바와 같이, 적어도 하나의 REP 스택은 전해질 매트릭스에 의해 분리된 양극 측 및 음극 측을 가진 적어도 하나의 전해조 연료 셀을 포함하며, REP 어셈블리는 또한 그 안에서의 반응들을 용이하게 하기 위해 REP 스택에 필요한 역 전압을 공급하기 위한, DC 전원 공급 장치와 같은, 전원 공급 장치를 포함한다. 상기 설명된 바와 같이, 물 및 이산화탄소는 수소 및 CO3 = 이온들을 생성하기 위해 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 양극 측에서 전기화학적으로 반응되며, CO3 = 이온들은 역 전압의 인가 시 전해질 매트릭스에 걸쳐 전해조 연료 셀(들)의 음극 측으로 운반된다. 양극 측으로부터 CO3 = 이온들의 제거는 물 및 이산화탄소 사이에서의 반응을 완료로 이끈다. 전해조 연료 셀(들)의 양극 측에서 발생할 수 있는 다른 반응들은 수소 및 이산화탄소를 생성하기 위해 물 및 메탄 사이에 있으며, 내부 시프트 반응은 수소를 생성하기 위해 물 및 일산화탄소 사이에 있다. 전해조 연료 셀(들)의 음극 측에서, CO3 = 이온들은 산소 및 이산화탄소로 변환된다. 이들 반응들은 도 4에 도시된다.
CO2 포획을 위한 수증기 메탄 개질을 가진 REP 어셈블리의 사용
본 발명의 REP 어셈블리는 개질기로부터 출력된 CO2를 효율적으로 포획하기 위해 개질기와 함께 사용될 수 있다. 종래에, 수증기 메탄 개질기들은 정련 동작들에서 CO2의 최대 방출기들 중 하나이며, 이러한 개질기들로부터 출력된 CO2는 포획되지 않는다. 그러므로, 정련 및 다른 수증기 메탄 개질 동작들로부터 출력된 CO2를 효율적으로 포획하기 위한 요구가 존재하고 있다.
종래의 수증기 메탄 개질기 구성들에서, 수증기 및 천연 가스가 개질기에 공급되며, 여기에서 메탄은 수소 및 CO로 변환되며, 개질기 유출수가 그 후 냉각되며 CO는 수소로 시프트된다. 이러한 종래의 시스템들에서, 시프트된 가스는 수소가 가스에서의 잔여 메탄 및 CO로부터 및 개질 반응의 결과로서 생성된 CO2로부터 분리되는 압력 순환 흡착(PSA) 시스템으로 전송된다. 메탄, CO, 및 CO2를 포함한 잔여 가스들은 그 후 개질기로의 연료로서 사용되며 개질기에서 흡열 개질 반응을 위해 요구된 열을 제공하기 위해 공기를 갖고 연소된다. 개질 반응들로부터 발생된 CO2는 플루 가스로서 개질기로부터 배출된다. 이들 종래의 개질 동작들의 결과로서, 수증기 메탄 개질은 정련소에서 최대 CO2 방출기이며 H2의 가솔린 갤런당 약 11,000g의 CO2 상당(gge)을 배출한다.
본 발명은 개질기에 의해 발생된 CO2를 포획하기 위해 개질기와 조합하여, 도 1, 도 2, 및 도 4에 도시되며 상기 설명된 것들과 유사한 REP 어셈블리를 이용한다. 본 발명의 CO2 포획 시스템에서, 개질기는 천연 가스 및 수증기를 수신하며 천연 가스를 수소로 개질한다. 개질기의 유출구는 냉각되지 않지만 대신에 반대로 동작된 MCFC 연료 셀 스택 및 전원 공급 장치를 포함하는, REP 어셈블리로 직접 공급된다. REP 어셈블리에서, 잔여 메탄 및 CO는 수소 및 CO2로 변환되며, 이것은 CO2가 고온에서 전기화학적으로 제거되도록 연료 셀 막에 걸쳐 펌핑된다. 상기 논의된 바와 같이, 반응은 막에 걸쳐 CO2의 제거로 인해 완료에 가깝게 되며 REP 어셈블리는 추가로 정제될 수 있는, 98% 수소인 수소-함유 가스 유출액을 출력한다. CO2는 또한 REP 어셈블리로부터 출력되며 양극 가스 산화기(anode gas oxidizer; AGO)와 같은, 산화 가스를 수신하는 디바이스에 포획되거나 또는 사용될 수 있다.
도 7은 또한 CO2 펌프로서 불리우는, REP 어셈블리(720)와 개질기(710)를 조합하는 CO2 포획 시스템(700)의 예시적인 구성을 도시한다. CO2 포획 시스템(700)은 또한 메탄화기(730), 전기화학적 수소 압축기인 EHC(수소 펌프)(740), 및 열 교환기들(732, 734, 및 750)을 포함한다. 도 7에 도시된 바와 같이, 수증기 형태에서의 물 및 천연 가스는 천연 가스가 수소 및 CO를 포함한 개질된 가스를 생성하기 위해 개질되는 개질기(710)에 공급된다. 개질기(710)로부터 출력된 개질 가스는 수증기와 혼합된 공급 가스로서 CO2 펌프/REP 어셈블리(720)의 양극 측으로 직접 출력되며, CO2 펌프/REP 어셈블리(720)에서, 개질 가스에서의 잔여 메탄은 CO2 펌프(720)의 막에 걸쳐 펌핑되는, 수소 및 CO2로 변환된다. 구체적으로, CO2 펌프/REP 어셈블리(720)에서, CO2는 CO3 =을 생성하기 위해 물과 반응되며, 이것은 다음의 반응에 따라 펌프/REP 어셈블리에 의해 제거된다:
Figure pct00005
이러한 반응은 상기 설명된 반응(2)과 동일하며, 거의 순수한 수소(~98+%)가 발생되도록 매트릭스 막에 걸쳐 CO3 = 이온들의 전기 화학적 제거에 의해 앞으로 향해진다. CO2가 제거되는 동안, 피드 메탄의 거의 모두가 수소로 변환된다. CO2 펌프/REP 어셈블리에서 발생하는 다른 반응들이 상기 설명되며 도 4에서 도시된다.
CO2 펌프/REP 어셈블리(720)는 그것의 양극 측으로부터 발생된 수소-함유 가스(약 98% 순도 수소)를 출력하며, 이것은 그 후 정제된다. CO2 펌프/REP 어셈블리(720)로부터 출력된 수소-함유 가스는 열 교환기(732)에서 냉각되며 그 후 메탄화기(730)로 운반된다. 메탄화기(730)에서, 수소 가스에서의 잔여 CO 및 CO2의 모두는 다시 메탄으로 변환된다. H2 펌프/EHC(740)의 전력 요건이 최소화되도록 가스에서 CO의 모두를 제거하는 것이 중요하다. 메탄화기(730)는 수소(98%) 및 메탄의 혼합물을 포함한 변환된 수소-함유 가스를 출력하며, 이것은 열 교환기(734)에서 냉각된다. 도 7에 도시된 바와 같이, 열 교환기들(732 및 734)은 개질기(710)에서 개질 반응을 위해 요구된 수증기를 생성하도록 발생된 수소-함유 가스 및 메탄화기 출력 가스에서의 열을 사용하여 시스템(700)에 공급된 물을 예열하기 위해 사용될 수 있다. 수소 및 메탄의 혼합물을 포함한 냉각된 변환된 수소-함유 가스는 그 후 H2 펌프(740)로 운반되며, 이것은 수소를 압축 및 정제하기 위해 전기 화학적 수소 압축(EHC)을 사용한다. 도 7에 도시된 바와 같이, 수소 및 메탄 혼합물은 H2 펌프/EHC(740)의 양극 측(742)에서 수신되며, 수소는 메탄으로부터 그것을 분리하도록 H2 펌프/EHC(740)의 음극 측(744)으로 막에 걸쳐 펌핑된다. 순수 압축 수소는 H2 펌프/EHC(740)의 음극 측으로부터 출력되는 반면, 메탄은 양극 측(742)으로부터 별도로 출력된다. EHC와 함께 H2 펌프를 사용함으로써, 수소는 고순도 수소 상에서 동작하는 디바이스들에서의 저장 또는 사용에 적합한, 99% 이상의 순도로 정제되며 2,000 psig 이상의 높은 압력으로 출력될 수 있다.
또한 도시된 바와 같이, CO2 펌프/REP 어셈블리(720)는 고온 막에 걸쳐 CO3 = 이온을 전기화학적으로 전달함으로써 약 2/3 이산화탄소 및 1/3 산소의 혼합물을 포함한 산화 가스를 발생시키며 별도로 출력한다. 이러한 CO2/O2 혼합물은 개질기(710)에서 공기 대신에 사용될 수 있으며, 이것은 도 7의 예시적인 실시예에서 양극 배기가스 산화기를 포함한다. 개질기(710)의 양극 배기가스 산화기는 또한 H2 펌프/EHC의 음극으로부터 출력된 메탄 및 회수되지 않은 수소를 수신하며 개질기에서 개질 반응을 위해 요구된 열을 생성하는 동안 CO2/O2 혼합물을 갖고 메탄 및 회수되지 않은 수소를 산화시킨다. 공기를 CO2 펌프/REP 어셈블리(720)로부터의 CO2/O2 혼합물로 대체함으로써, 근본적으로 메탄 및 회수되지 않은 수소의 모두가 개질기를 위한 열을 제공하기 위해 연료로서 사용되며 CO2 및 물로 변환된다. 산화기로부터 출력된 플루 가스는 그것이 열 교환기(750)에서 냉각되고 물이 플루 가스로부터 응결된 후 본질적으로 순수 CO2이다. 냉각된 CO2 가스는 그 후 시스템(700)으로부터의 CO2의 모두가 추가 정제 없이 포획되며 격리될 수 있도록 압축될 수 있다. 도 7에 도시된 바와 같이, 열 교환기(750)에서 플루 가스로부터 회복된 열은 개질 반응을 위한 수증기를 생성하도록 물을 가열하기 위해 사용된다.
도 7에서 시스템(700)은 종래의 개질 시스템에 비해 여러 개의 이점들을 가진다. 상기 설명된 바와 같이, 시스템(700)에 의해 생성된 CO2는 고 순도이며 포획할 준비가 된다. 게다가, 어떤 질소도 반응들에 존재하지 않으므로, 어떤 NOx도 시스템(700)으로부터 생성되거나 또는 방출되지 않는다. 시스템에 의해 생성된 수소는 고 순도(>99%)이고 3000 psig 이상의 높은 압력에 있으며, 메탄의 수소로의 높은 변환으로 인해, 시스템(700)은 과도한 열이 수증기 또는 다른 부산물들로 변환되도록 요구하지 않고 열 수지에 남아있다. 뿐만 아니라, 시스템(700)은 일당 1 kg의 수소를 생성하는 작은 가정용 시스템에서 일당 10,000+ kg의 수소를 생성하는 보다 큰 시스템으로 확장 가능하다. 또한, 시스템(700)에서 사용된 장비는 MCFC 연료 셀들을 위해 현재 사용된 장비와 유사하며, 따라서 쉽게 이용 가능하다. 도 7의 시스템(700)의 또 다른 이점은 생성된 약 20%의 수소가 물-CO2 전기 분해 반응에서 오기 때문에 시스템에 의한 연료 소비에서의 감소이다. 게다가, 시스템은 수소 수요를 충족시키기 위해, 필요하다면, 부하 추종하도록 동작될 수 있거나, 또는 영역의 전력 요건들의 균형을 이루는 것을 돕도록 부하 추종하기 위해 사용될 수 있다.
도 7에서의 시스템(700)의 예시적인 구성에서, CO2 펌프/REP 어셈블리(720)에서 발생된 수소는 메탄화기(730) 및 H2 펌프(740)를 사용하여 정제된다. 그러나, 시스템(700)은 CO2 펌프/REP 어셈블리에 의해 발생된 가스에서 다른 성분들로부터 수소를 분리하기 위해 PSA-기반 연마 시스템들을 대신에 사용하도록 수정될 수 있다. 이러한 수정된 시스템에서, 메탄화기는 가스가 PSA-기반 연마 시스템에 제공되기 전에 요구되지 않는다. 수정된 시스템의 이점들은 도 7에 도시된 시스템(700)의 것들과 동일하다.
REP 어셈블리에서 발생된 H2를 사용한 천연 가스로부터의 PEM 전력 발생
본 발명의 REP 어셈블리는 또한 사이트상에서 및 원격 위치들에서 PEM 전력 발생을 위한 저 비용 H2를 제공하기 위해 사용될 수 있다. PEM 연료 셀들은 고 순도 H2 상에서 동작하며, 종래에 고 비용 수증기 메탄 개질 시스템들 또는 저장된 수소 소스들을 요구한다. 그러나, 본 발명에서, REP 어셈블리는 PEM 기반 전력 발생 시스템들에서의 사용을 위해 저 비용으로 수소를 효율적으로 발생시킨다.
도 8A 내지 도 8F는 수소 발생 시스템들(800)의 예시적인 구성들을 도시하며, 그 각각은 하나 이상의 PEM 전력 발생 시스템들(820)에서의 사용을 위한 수소를 발생시키는 REP 어셈블리(810)를 포함한다. 도 8A 내지 도 8F의 예시적인 시스템들은 또한 수증기의 형태에서의 물을 갖고, 천연 가스와 같은 연료를 부분적으로 개질하기 위한 개질기(830), 및 개질기(830)를 위한 고 레벨 열을 발생시키는, AGO와 같은, 고 레벨 가열기(840)를 포함한다.
도 8A 내지 도 8F에 도시된 바와 같이, 천연 가스 및 물과 같은 연료는 물을 증발시키도록, 바깥쪽 소스로부터 올 수 있는, 저 레벨 폐열을 사용하여 열 교환기(850)에서 예열된다. 수증기 및 연료의 결과적인 혼합물은 그 후 연료가 고 레벨 가열기(840)에 의해 제공된 고 레벨 열을 사용하여 부분적으로 개질되는 개질기(830)로 운반된다. AGO일 수 있는, 고 레벨 가열기(840)는 연료의 슬립스트림 및 산화 가스를 수신하며 개질기(830)에서 개질 반응을 위해 고 레벨 열을 발생시키도록 연료를 연소시키거나 또는 산화시킨다. 개질기로부터 출력된 부분적으로 개질된 연료는 그 후 REP 어셈블리(810)의 양극 측(812)에 공급되며, 이것은 95% 이상의 순도를 가진 수소-함유 가스 스트림을 생성한다. REP 어셈블리(810)는 전해조로서 반대로 동작되는 MCFC 연료 셀 스택을 포함하며, 상기 설명된 REP 어셈블리와 동일한 또는 유사한 구성 및 동작을 가진다. REP 어셈블리는 또한 연료 셀 스택에 역 전압을 인가하기 위한 전원 공급 장치를 포함한다. REP 어셈블리(800)는 또한 REP 어셈블리(800)에서의 반응들의 결과의 결과로서 생성된 CO2/O2 혼합물을 포함한 산화 가스를 음극 측(814)으로부터 별도로 출력한다. REP 어셈블리(800)에서 발생한 반응들은 상기 설명되며 도 4에 도시된다.
도 8A 내지 도 8F의 시스템들에서, REP 어셈블리(800)에 의해 발생된 수소-함유 가스 스트림은 냉각되고 프로세싱될 수 있으며, 그 후 하나 이상의 PEM 전력 발생 시스템(820), 또는 PEM 연료 셀들로 공급된다. 냉각 프로세스 동안 또는 그 후, 부분적으로 냉각된 수소-함유 가스는 수소 가스 스트림에서의 CO 및 CO2의 모두를 메탄 및 물로 변환하는 개질 촉매와 접촉되며, 따라서 95% 이상의 수소 및 5% 미만 메탄 및 1 ppm 미만 CO의 혼합물이 하나 이상의 PEM 전력 발생 시스템들(820)의 양극 측(822)으로 운반된다. 도 8A 내지 도 8F의 예시적인 구성들에서, PEM 연료 셀(들)의 양극 측(822)으로부터의 블로 다운(blow down)은 연료 셀에서의 메탄 농도를 낮게 유지하기 위해 사용된다. 구체적으로, PEM 연료 셀(들)의 양극 측(822)으로부터 출력된 메탄 및 수소를 포함한 양극 배기 가스는 100%의 연료가 이용되며 PEM 연료 셀(들)의 양극 측(822)에 제공된 연료 가스에서의 메탄의 농도가 낮도록 양극 배기 재순환 경로(826)를 통해 개질 시스템으로 다시 재순환되며 시스템으로 입력된 연료 및 물과 혼합된다. 블로 다운 어셈블리(825)는 PEM 연료 셀에서 메탄 농도를 낮게 유지하기 위해 재순환 경로에서 제공된다.
도 8A 내지 도 8F의 구성들은 공기가 시스템(800)에 제공되는 방식, REP 어셈블리(810)로부터 출력된 CO2/O2 혼합물이 이용되는 방식, CO2 포획의 제공 및/또는 수소 저장의 제공에서 주로 상이하다. 도 8A 내지 도 8F에서의 시스템(800)의 상이한 구성들이 이제 설명될 것이다.
도 8A에서, 시스템(800)에 공급된 공기(860)는 고 레벨 가열기(840)에서 및 PEM 전력 발생 시스템(820)에서 사용된다. 도시된 바와 같이, 공기의 제1 부분(862)은 연료의 슬립스트림을 갖고 연소시키기 위해 고 레벨 가열기(840)로 운반되며, 공기의 제2 부분(864)은 PEM 전력 발생 시스템(820)의 음극 측(824)으로 운반된다. 송풍기(866), 또는 유사한 디바이스는 제2 공기 부분(864)을 PEM 전력 발생 시스템(820)의 음극 측(824)에 공급하기 위해 사용될 수 있다.
도 8A에 도시된 바와 같이, 어떤 공기도 REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)에 공급되지 않는다. 이러한 구성은 REP 어셈블리(810)를 동작시키기 위해 보다 많은 전력을 요구하지만, REP 어셈블리(810)는 음극 측(814)으로부터 30% 이상의 산소를 가진 산화 가스를 출력하며, 이것은 그 후 제2 공기 부분과 함께 PEM 전력 발생 시스템(820)의 음극 측(824)으로 운반된다. 이러한 풍부한 산화 가스의 PEM 전력 발생 시스템(820)으로의 공급은 PEM 전력 발생 시스템(820)의 동작 성능을 증가시킨다. 도 8A의 예시적인 구성에서, PEM 전력 발생 시스템(820)의 음극 측(824)으로부터 출력된 음극 배기가스는 시스템(800) 밖으로 배출된다.
도 8B는 도 8A의 것과 유사한 구성을 도시하지만, 제2 공기 부분(864)은 PEM 전력 발생 시스템(820)의 음극 측(824)으로 직접 제공되는 대신에 REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)으로 운반된다. 유사하며 유사한 기능들을 가진 구성요소들의 모두는 유사한 참조 부호들을 갖고 라벨링되며 그것의 상세한 설명은 생략된다. 도 8B에 도시된 바와 같이, 공기의 제2 부분(864)은 REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)으로부터 출력된 산화 배기가스에서의 열을 사용하여 열 교환기(828)에서 예열되며, 예열된 제2 공기 부분은 그 후 REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)으로 운반된다. 이러한 예시적인 구성은 요구된 보다 낮은 전압으로 인해 REP 어셈블리(810)의 전력 소비를 감소시키지만, 열 교환기의 부가를 요구한다.
도 8A 및 도 8B의 시스템들은 수소 저장을 부가함으로써 피킹 시스템으로서 동작하도록 쉽게 구성될 수 있다. 도 8C는 수소 저장을 가진 피킹 시스템으로서 구성된 도 8A의 시스템(800)의 예시적인 구성을 도시한다. 유사하며 유사한 기능들을 가진 구성요소들의 모두는 유사한 참조 부호들을 갖고 라벨링되며 그것의 상세한 설명은 생략된다.
도 8C에서, 시스템(800)은 REP 어셈블리(810)에 의해 발생된 수소-함유 가스의 모두 또는 일 부분을 압축 및 정제하기 위한 수소 정제 어셈블리(870) 및 수소 정제 어셈블리(870)로부터 출력된 정제되고 압축된 수소를 저장하기 위한 수소 저장 어셈블리(880)를 포함한다. 도 8C의 시스템(800)은 REP 어셈블리(810)가 수소-함유 가스를 계속해서 발생시키도록 계속해서 동작되도록 허용하는 반면, PEM 에너지 발생 시스템(820) 및 수소 저장 어셈블리(880)는 외부 전력 수요에 기초하여 동작될 수 있다. 구체적으로, REP 어셈블리(810)에 의해 생성된 수소-함유 가스는 수소 저장 어셈블리(880)에서 저장되거나 또는 PEM 에너지 발생 시스템(820)에 대한 외부 전력 수요에 의존하여 PEM 에너지 발생 시스템(820)에서 전력으로 직접 변환될 수 있다. 또한, PEM 에너지 발생 시스템(820)으로 운반된 수소-함유 가스의 양 및 수소 저장 어셈블리(880)로 운반된 수소-함유 가스의 양은 PEM 에너지 발생 시스템(820)의 동작 조건들 및/또는 PEM 에너지 발생 시스템(820)에 대한 전력 수요들에 기초하여 제어기(890)에 의해 제어된다.
도 8C에 도시된 바와 같이, REP 어셈블리(810)로부터 출력된 수소-함유 가스의 모두 또는 일 부분은 전력을 발생시키기 위한 PEM 에너지 발생 시스템(820)으로 및/또는 수소-함유 가스가 압축기(872)를 사용하여 압축되며 그 후 수소가 PSA(압력 순환 흡착기) 또는 EHC와 같은 정제 디바이스(874)에서 정제되는 수소 정제 어셈블리(870)로 운반될 수 있다. EHC가 압축기(872)로서 사용된다면, 추가 정제가 요구되지 않을 수 있다. 수소-함유 가스가 압축기(872)에서 압축된 후, 정제 디바이스(874)에서의 정제는 가스에서 낮은 레벨의 오염물들로 인해 달성하기에 비교적 용이하다. 정제 디바이스(874)로부터 출력된 정제된 가압된 수소 가스는 그 후 피크 전력 발생 동안 PEM 전력 발생 어셈블리(820)에서의 미래 사용을 위한 및/또는 바깥쪽 디바이스들로의 내보내기를 위한 저장을 위해 수소 저장 어셈블리(880)로 운반된다. 수소가 내보내지지 않았다면, 정제는 요구되지 않을 수 있다. 도 8C에 도시되지 않지만, 수소 팽창기는 저장 어셈블리(880)에서의 저장을 위한 수소를 압축하기 위해 사용된 에너지의 일부를 회수하도록 수소 저장 장치로부터 PEM 전력 발생 시스템(820)으로 운반된 가압된 수소를 팽창시키기 위해 제공될 수 있다.
도 8C에 도시된 바와 같이, 시스템은 또한 정제 디바이스(874)로부터 개질기(830)에서의 사용을 위해 PEM 전력 발생 시스템(820)에 의해 생성된 양극 배기가스를 재순환시키는 PEM 양극 배기 재순환 경로(826)로 불순물들을 운반하기 위한 수소 우회 경로(876)를 포함한다. 상기 논의된 바와 같이, 시스템(800)은 또한 시스템(800)의 동작을 제어하기 위해 및 특히, REP 어셈블리(810)에 의해 발생된 수소-함유 가스의 사용 및 라우팅을 제어하기 위해 제어기(890)를 포함한다. 구체적으로, 제어기(890)는 REP 어셈블리(810)에서 PEM 전력 발생 시스템(820)으로 운반된 수소-함유 가스의 양, REP 어셈블리(810)에서 수소 정제 어셈블리(870)로 운반된 수소-함유 가스의 양, 수소 정제 어셈블리(870)에서 수소 저장 어셈블리(880)로 운반된 정제된 수소의 양, 수소 저장 어셈블리(880)에서 PEM 전력 발생 시스템(820)으로 운반된 수소의 양 및 수소 저장 어셈블리(880)로부터 내보내어진 수소의 양을 제어한다. 이들 제어들은 REP 어셈블리의 및 PEM 전력 발생 시스템의 동작 모드, PEM 전력 발생 시스템에 대한 외부 전력 수요, 수소 저장 어셈블리의 용량, 및 연료 피드의 조성을 포함하여, 다수의 인자들에 기초한다. 따라서, 예를 들면, 외부 전력 수요가 낮을 때 및/또는 PEM 전력 발생 시스템이 낮은 전력을 생성하거나 또는 어떤 전력도 생성하지 않을 때, 제어기(890)는 수소 정제 어셈블리(870)로 운반되도록 및 수소 저장 어셈블리(880)에서 저장되도록 REP 어셈블리에 의해 생성된, 보다 많은 양의 수소-함유 가스, 또는 수소-함유 가스의 모두를 제어한다. 그러나, PEM 전력 발생 어셈블리(820)의 피크 전력 동작 동안과 같은, 전력 수요가 높을 때, 제어기(890)는 수소 정제 어셈블리(870)로 운반되는 적은 수소-함유 가스를 갖거나 또는 그것 없이 PEM 전력 발생 시스템(820)의 양극 측(822)으로 운반되도록 REP 어셈블리에 의해 발생된 수소-함유 가스의 모두 또는 보다 큰 부분을 제어한다. 이러한 높은 전력 수요 동안, 제어기(890)는 또한 부가적인 전력을 발생시키기 위해 수소 저장 어셈블리(880)로부터 PEM 전력 발생 시스템(820)으로 운반되도록 수소를 제어할 수 있다. 게다가, 수소 저장 어셈블리(880)의 저장 용량이 낮아질 때, 제어기(890)는 수소 저장 어셈블리(880)로부터 내보내지도록 및/또는 PEM 전력 발생 시스템(820)에 제공되도록 수소를 제어할 수 있다. 동일한 제어기(890) 또는 또 다른 제어 디바이스가 또한 제1 공기 부분(862)을 갖고 고 레벨 가열기(840)에 제공된 공기의 양 및 제2 공기 부분(864)을 갖고 PEM 전력 발생 시스템(820)의 음극 측(824)으로 제공된 공기의 양을 제어한다는 것이 추가로 고려된다. 유사한 제어기가 도 8A 및 도 8B에 도시된 시스템들에서 제공될 수 있다.
도 8D는 도 8C의 시스템(800)의 수정된 구성을 도시한다. 유사하며 유사한 기능들을 가진 구성요소들의 모두는 유사한 참조 부호들을 갖고 라벨링되며 그것의 상세한 설명은 생략된다. 도 8D에 도시된 구성에서, REP 어셈블리(810)로부터 출력된 CO2/O2 혼합물을 포함한 산화 가스는 개질기(830)에서 개질 반응을 위해 가열기(840)에서 고 레벨 열을 발생시키기 위해 요구된 연료를 산화시키기 위해 사용된다. 도 8D의 시스템(800)에서, 공기(860)의 모두는 송풍기(866) 등을 통해 PEM 전력 발생 시스템(820)의 음극 측(824)으로 운반되며, REP 어셈블리(810)는 공기를 공급받지 않는다. 도시된 바와 같이, REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)은 그것이 연료의 슬립스트림을 산화시키기 위해 및 개질기(830)를 위한 고 레벨 열을 발생시키기 위해 사용되는 고 레벨 가열기(840)로 CO2/O2 혼합물을 포함한 산화 가스를 출력한다. 고 레벨 가열기(840)는 작은 양의 미반응 산소와 함께 주로 CO2 및 물을 포함하며 CO2 포획을 위해 프로세싱될 수 있는 플루 가스 배기를 출력한다. 구체적으로, 가열기(840)로부터의 플루 가스 배기는 물을 응결시키도록 냉각되며 결과적인 가스는 저장 또는 다른 용도들을 위해 쉽게 포획될 수 있는 거의 순수한 CO2이다.
도 8D에서의 시스템(800)의 이점들 중 하나는 어떤 질소도 입력 CO2/O2 혼합물에 및 산화 반응에 존재하지 않기 때문에 어떤 NOx도 고 레벨 가열기(840)에 의해 생성되지 않는다는 것이다. 그러므로, 이러한 시스템은 환경적으로 민감한 영역들에서조차 쉽게 설치될 수 있다. 도 8D에서의 시스템의 또 다른 이점은, 상기 설명된 바와 같이, 가열기 배기가스로부터의 CO2의 용이한 포획이다.
도 8E는 도 8D에 도시된 시스템(800)의 수정된 구성을 도시하며 두 개의 PEM 연료 셀들(820a 및 820b)을 포함하고, 여기에서 제1 PEM 연료 셀(820a)은 도 8에서처럼 전력 발생을 위해 사용되며 2차 PEM 연료 셀(820b)(제2 PEM 연료 셀)은 부가적인 전력을 발생시키면서 CO2 포획을 용이하게 하기 위해 REP 어셈블리(810)에 의해 생성된 CO2/O2 혼합물로부터 산소를 산화시키며 제거하기 위해 부가된다. 유사하며 유사한 기능들을 가진 구성요소들의 모두는 유사한 참조 부호들을 갖고 라벨링되며 그것의 상세한 설명은 생략된다.
도 8E에 도시된 바와 같이, 공기(860)가 시스템에 공급되며, 공기의 제1 부분(862)은 고 레벨 가열기(840)에 제공되고 공기의 제2 부분(864)은 송풍기(866) 또는 유사한 디바이스를 사용하여 제1 PEM 연료 셀(820a)의 음극 측(824a)에 제공된다. 도 8E의 예시적인 실시예에서, 어떤 공기도 REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)에 제공되지 않는다. 제1 공기 부분(862)의 양 및 제2 공기 부분(864)의 양은 제어기(890) 또는 별개의 제어 디바이스일 수 있는, 제어기에 의해 제어된다.
도 8E에서, REP 어셈블리(810)의 양극 측(812)으로부터 출력된 수소-함유 가스의 제1 부분(816a)은 제1 PEM 연료 셀(820a)의 양극 측(822a)으로 운반되며 REP 어셈블리(810)의 양극 측(812)으로부터 출력된 수소-함유 가스의 제2 부분(816b)은 제2 PEM 연료 셀(820b)의 양극 측(822b)으로 운반된다. 게다가, REP 어셈블리(810)로부터 출력된 수소-함유 가스의 모두 또는 일부를 포함할 수 있는, 수소-함유 가스의 제3 부분(818)은 수소 저장 어셈블리(880)에서의 저장 및/또는 우회 경로(876)를 통한 재순환을 위해 수소 정제 어셈블리(870)로 운반될 수 있다. REP 어셈블리(810)로부터 제1 및 제2 PEM 연료 셀들(820a, 820b)로 및/또는 수소 정제 어셈블리(870)로 운반된 수소-함유 가스의 양은 PEM 연료 셀들(820a, 820b) 상에서의 외부 전력 수요들, REP 어셈블리(810)에 의해 생성된 CO2/O2 혼합물의 양, 수소 저장 어셈블리(880)의 저장 용량 및 다른 인자들에 기초하여 제어기(890)에 의해 제어된다. 정제 어셈블리(870)에서 수소 저장 어셈블리(880)로 및/또는 수소 우회 경로(876)로 운반된 정제된 및 가압된 수소의 양이 또한 제어기(890)에 의해 제어된다.
도 8E에 도시된 바와 같이, REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)으로부터 출력된 CO2/O2 혼합물은 그것이 양극 크기(822b)로 제공된 수소 가스와 전기화학적으로 반응되는 제2 PEM 연료 셀(820b)의 음극 측(824b)으로 운반된다. 제2 PEM 연료 셀 어셈블리의 음극 측(824b)은 작은 양의 잔여 산소를 갖고 주로 CO2 및 물을 포함한 음극 배기가스를 출력한다. 이러한 음극 배기가스는 물을 응결시키기 위해 냉각되며 그 후 저장 또는 다른 용도들을 위한 CO2 포획을 위해 제공될 수 있다. REP 어셈블리(810)에 의해 생성된 CO2/O2 혼합물을 수신하며 반응시키기 위한 2차 PEM 연료 셀(820b)의 사용은 임의의 CO를 생성하지 않고 음극 배기가스에서 보다 낮은 농도의 산소를 야기한다. 그 결과, 2차 PEM 연료 셀(820b)의 음극 배기가스로부터의 CO2 포획이 간소화된다.
도 8F는 시스템(800)의 예상된 성능을 결정하기 위해 수행된 ChemCad 열 및 재료 수지 시뮬레이션을 위해 사용된 시스템(800)의 간소화된 구성을 도시한다. 유사하며 유사한 기능들을 가진 구성요소들의 모두는 유사한 참조 부호들을 갖고 라벨링되며 그것의 상세한 설명은 생략된다. 도 8F에서, 공기(860)는 송풍기(866) 또는 유사한 디바이스를 사용하여 시스템에 공급된다. 공기의 제1 부분(862)은 고 레벨 가열기(840)로 운반되기 전에 REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)으로부터 출력된 CO2/O2 혼합물로부터의 열을 사용하여 열 교환기(828)에서 예열된다. 공기의 제2 부분(864)은 PEM 전력 발생 시스템(820)의 음극 측(824)에 제공된다. 도 8F의 시스템에서, 가열기(840)에서 산화 반응에 의해 생성된 플루 가스가 가열기로부터 출력되며 REP 어셈블리(810)의 음극 측(814)으로 운반된다. REP 어셈블리(810)에 의해 생성된 CO2/O2 혼합물은 REP 어셈블리의 음극 측(814)으로부터 출력되고, 열 교환기(828)를 통해 운반되며 시스템으로부터 출력된다.
또한 도 8F에 도시된 바와 같이, REP 어셈블리(810)에 의해 생성된 수소-함유 가스는 그것의 양극 측(812)으로부터 출력되며 PEM 전력 발생 시스템(820)의 양극 측(822)으로 운반된다. PEM 시스템(820)의 양극 측(822)으로부터 출력되며 수소 및 메탄을 포함한 양극 배기가스는 REP 어셈블리(810)의 양극 측(812)으로 재순환된다. 송풍기를 포함한 블로 다운 어셈블리(825)는 PEM 연료 셀에서의 메탄 농도를 낮게 유지하기 위해 재순환 경로(826)에서 사용될 수 있다.
개질기(840)로부터의 배기 가스를 갖고 REP 어셈블리(810)의 음극 측을 스위핑(sweep)하는 것은 REP 어셈블리에 의해 요구된 전압 및 전력을 감소시킬 것이다. REP 어셈블리(810)는 또한 개질기(840) 배기가스에서 NOx를 감소시키는 것으로 예상된다.
상기 언급된 바와 같이, 도 8의 시스템은 ChemCad 열 및 재료 수지 시뮬레이션에서 검사되었다. 표 1은 이러한 시뮬레이션의 성능 결과들을 요약한다:
Figure pct00006
표 1
시뮬레이션의 상기 결과들에 기초하여, 시스템(800)은 저 레벨 폐열이 이용 가능하다면 약 47%의 효율을 갖고 부하 추종하는 전력 발생을 제공할 수 있어야 한다. 그러나, 어떤 저 레벨 폐열도 이용 가능하지 않다면, 보다 많은 연료가 시스템의 동작을 위해 요구되며 효율은 약 42%로 떨어진다. 이러한 수지는 40개의 셀들을 포함하는 작은 REP 어셈블리에 기초한다.
DFC 양극 배기가스 상에서 REP 어셈블리를 사용한 에너지 저장
본 발명의 REP 어셈블리는 또한 높은 왕복 효율을 가진 그리드로부터 과잉 전력을 저장하기 위해 기저 부하 직접 연료 셀(DFC®) 또는 SOFC와 조합하여 사용될 수 있다. 일반적으로, 수요와 전력의 순 발전량의 균형을 이루기 위해, 전력 그리드들과 같은, 전력 공급 시스템들은 재생 가능한 발생기들로부터의 높은 전력 발생의 기간들 동안 과잉 전력을 저장하며 디스패치될 수 없는 재생 가능한 소스들로부터의 낮은 전력 발생의 기간들 동안 그것을 그리드로 복귀시키도록 요구한다. 과잉 전력의 저장을 위한 종래의 해결책들은 배터리들, 저 효율 전해조들, 압축 공기 에너지 저장 장치, 및 펌핑된 수력-전기 시스템들을 사용하는 것이었으며, 그 모두는 값비싸고, 제한된 저장 용량을 갖거나 또는 높은 왕복 에너지 손실들을 가진다. 본 발명에서, 그리드로부터의 과잉 전력을 저장하기 위한 높은 왕복 효율이 수소 출력을 발생시키기 위해 과잉 전력을 소비하는 REP 어셈블리에 기저 부하 전력을 제공하도록 동작된 DFC 또는 SOFC를 조합함으로써 제공된다.
도 9A 및 도 9B는 이러한 에너지 저장 시스템들(900)의 예시적인 구성들을 도시한다. 도 9A 및 도 9B에서, 시스템(900)은 전해질 매트릭스에 의해 분리된 양극 측(912) 및 음극 측(914)을 가진 REP 어셈블리(910), 매트릭스에 의해 분리된 양극 측(922) 및 음극 측(924)을 가진 DFC(920), 및 양극 배기 가스 산화기(AGO)(930)를 포함한다. DFC(920)는 고체 산화물 연료 셀(SOFC) 또는 용융 탄산염 연료 셀(MCFC)와 같은 탄화수소 피드를 사용한 임의의 연료 셀일 수 있다.
도 9A 및 도 9B에 도시되 바와 같이, 천연 가스, 및 물과 같은 연료는 시스템(900)에 공급되며 수증기를 생성하기 위해 물을 증발시키도록 열 교환기(950)에서 예열된다. 연료 및 수증기 혼합물은 그 후 연료가 직접 개질 촉매를 사용하여 내부적으로 개질되며 기저 부하 전력을 생성하기 위해 DFC(920)의 음극 측(924)에 공급된 산화 가스와의 전기 화학 반응을 겪는 DFC(920)의 양극 측(922)에 공급된다. 기저 부하 전력(DC 전력)은 DFC(920)로부터 출력되며 그리드에 또는 외부 디바이스들에 동력을 공급하기 위해 제공될 수 있다. CO2, H2, CO, 및 물을 포함한 양극 배기가스는 DFC의 양극 측(922)으로부터 출력되며 REP 어셈블리(910)의 양극 측(912)으로 및/또는 AGO(930)로 제공된다. 도 9B에 도시된 바와 같이, 양극 측(922)으로부터의 양극 배기가스의 부분이 또한 열 교환기(950)에 공급된 연료 및 물 혼합물뿐만 아니라 재순환된 수소와 양극 배기가스를 조합함으로써 DFC로 다시 재순환될 수 있다.
도 9A 및 도 9B에서, REP 어셈블리(910)의 양극 측은 DFC의 양극 측(922)으로부터 출력된 양극 배기가스의 모두 또는 일 부분을 수신한다. 도 9A 및 도 9B에 도시되지 않지만, 수증기는 양극 배기가스가 REP 어셈블리(910)에 공급되기 전에 양극 측(922)으로부터 출력된 양극 배기가스에 부가될 수 있다. 이것은 시스템 주위에서의 열 및 물질 수지들이 DFC로부터의 양극 배기가스가 고 순도 수소 생성을 위한 물 함량에 약간 부족하다는 것을 보여주기 때문이다. REP 어셈블리(910)는 수소를 생성하기 위해 물과 양극 배기 가스에서의 CO 및 CO2를 반응시킨다. 양극 배기 가스에서의 수소는 REP 어셈블리에서의 반응들로부터 발생된 수소에 부가된다. 통상적으로, 양극 배기가스는 건조 기준으로 20 내지 30% H2+CO를 포함하며 CO는 REP 어셈블리(910)에서 내부 물 가스 시프트 반응 동안 수소로 변환된다. 양극 배기가스에서의 물 및 CO2는 또한 H2 및 CO3 = 이온들을 생성하기 위해 전기화학적으로 반응되며, CO3 = 이온들은 전해질 막을 통해 운반되고, 음극 측(914)에서 CO2 및 O2로 운반되며 그 후 산화 가스로서 REP 어셈블리의 음극 측(914)으로부터 출력된다. DFC로부터의 양극 배기가스에 대한 그것의 동작 동안 REP 어셈블리에서 발생하는 이들 반응들은 도 9C에서 상세히 도시된다.
도 9C에서 보여질 수 있는 바와 같이, DC 전력은 REP 어셈블리의 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가하기 위해 전원 공급 장치(975)로부터 REP 어셈블리에 제공된다. 양극 배기가스가 이미 수소를 포함하므로, 양극 배기가스와 함께 입력된 수소를 포함하여, REP 어셈블리(900)로부터 출력된 수소의 킬로그램당 전력 소비는 통상적인 35 kWh/kg 전력 소비의 약 75%, 또는 약 26 kWh/kg이다. REP 어셈블리(900)에 의해 출력된 수소의 킬로그램당 전력 소비가 감소되므로, 전력을 저장하기 위한 왕복 효율은 표준 저온 전해조들에 비교할 때 대략 두 배가 된다.
도 9A 및 도 9B에서 다시 참조하면, 공기가 송풍기(940) 또는 유사한 디바이스를 사용하여 AGO(930)에 공급된다. AGO(930)는 또한 DFC(920)의 양극 측(922)으로부터의 양극 배기가스의 일 부분을 수신하며 또한 REP 어셈블리에서 발생되고 REP 어셈블리(900)의 양극 측(912)으로부터 출력된 수소-함유 가스의 일 부분을 수신할 수 있다. 이것은 AGO 온도가 REP 동작에 관계없이 제어되도록 허용한다. AGO(930)는 가열된 산화 가스를 생성 및 출력하기 위해 DFC 양극 배기가스 및/또는 수소-함유 가스에서 연료를 산화시키며, 이것은 REP 어셈블리(910)의 음극 측(914)으로 운반된다. REP 어셈블리(900)로의 가열된 산화 가스의 공급은 REP 어셈블리의 전력 요건들을 감소시키며, 따라서 그것의 효율을 증가시킨다. 도 9A 및 도 9B에 도시된 바와 같이, REP 어셈블리(900)에서 생성된 CO2 및 O2 혼합물을 포함한 산화 가스는 REP 어셈블리(900)의 음극 측(914)으로부터 DFC(920)의 음극 측(924)으로 운반된다. DFC(920)의 음극 측(924)으로부터 출력된 음극 배기가스는 시스템 밖으로 배출되기 전에 시스템(900)으로 입력된 연료 및 물 혼합물을 예열하기 위해 열 교환기(950)로 전송된다.
도 9A 및 도 9B에서, 제어기(990)는 DFC(920)로부터의 양극 배기가스의 분포를 제어하는 것, REP 어셈블리(910)의 양극 측으로부터 출력된 수소-함유 가스의 분포를 제어하는 것 및 외부 전력 수요들 및 과잉 전력의 이용 가능성에 의존하여 REP 어셈블리(910)에 과잉 전력을 제공하는 것을 포함하여, 시스템(900)의 동작을 제어하기 위해 사용된다. 구체적으로, DFC는 외부 전력 수요들을 위해 사용되는 기저 부하 전력, 예로서 그리드를 발생시키도록 동작되며, DFC(910)로부터의 양극 배기가스의 모두 또는 일 부분은 REP 어셈블리(910)로 직접 출력된다. 저장될 그리드 상에 과잉 전력이 없을 때, DFC 양극 배기가스는 REP 어셈블리(910)를 통해 운반되고 변경되지 않은 REP 어셈블리(910)의 양극 측(912)으로부터 출력되며, 즉 수소-함유 가스는 변경되지 않은 양극 배기가스이다. 이러한 방식으로, REP 어셈블리(910)는 고온으로 유지되며 과잉 전력이 그리드 상에 나타날 때마다 요구 시 동작할 준비가 된다. 이러한 경우들에서, 제어기(990)는 AGO(930)로 운반되도록 REP 어셈블리(910)로부터의 수소-함유 가스를 제어하며, 이것은 또한 공기를 수신하며 N2, O2 및 CO2를 포함한 고온 산화 가스를 생성하기 위해 양극 배기가스를 연소시키거나 또는 산화시킨다. 이러한 고온 산화 가스는 그 후 REP 어셈블리(910)의 음극 측(914)으로 운반되며, REP 어셈블리(910)의 음극 측(914)으로부터 출력된 산화 가스는 그 후 DFC 음극 측(924)으로 운반된다. REP 어셈블리를 통해 고온 산화 가스를 운반하는 것은 REP 어셈블리가 과잉 전력상에서 동작하는지 또는 유휴 상태인지에 관계없이 REP 어셈블리(910)를 고온으로 유지하도록 돕는다.
과잉 전력이 이용 가능하며 저장될 필요가 있을 때, 제어기(990)는 역 전압이 전원 공급 장치에 의해 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가되며 REP 어셈블리(910)에 공급된 DFC 양극 배기가 수소로 변환되도록 REP 어셈블리(910)에 과잉 전력을 제공하도록 제어한다. 이 경우에, 제어기(990)는 이용 가능한 과잉 전력의 양에 기초하여 REP 어셈블리(910) 주위에서 우회되고 REP 어셈블리에 제공된 DFC 양극 배기가스의 양을 제어한다. 이러한 제어를 통해, REP 어셈블리(910)에 공급된 DFC 양극 배기가스의 부분은 고 순도(>97%) 수소 가스를 생성하기 위해 REP 어셈블리에 제공된 과잉 전력과 균형을 이룬다. 도 9B의 시스템에서, 제어기는 AGO(930)에 제공된 우회된 DFC 양극 배기가스의 양 및 DFC(920)로 재순환되며 REP 어셈블리로부터 재순환된 수소-함유 가스와 혼합된 남아있는 우회된 DFC 양극 배기가스의 양을 추가로 제어한다. 구체적으로, 도 9B에서, 제어기(990)는 수소와 혼합되며 재순환된 가스 혼합물에서의 원하는 H2/CO2 비에 기초하여 DFC(920)로 재순환된 우회된 DFC 양극 배기가스의 양을 제어한다.
제어기(990)는 또한, REP 어셈블리(910)가 과잉 전력상에서 동작하는지 또는 유휴 상태인지에 기초하여 및 AGO(930)에서 발생되도록 요구된 열의 양, 즉 AGO의 온도에 기초하여, 도 9A에 도시된 바와 같이, AGO(930)에 제공된 REP 어셈블리로부터 출력된 수소-함유 가스의 양 및 외부 사용들을 위해 출력된, 예로서 내보내어진, 수소-함유 가스의 양, 및/또는 도 9B에 도시된 바와 같이, DFC(920)로 다시 재순환된 수소-함유 가스의 양을 제어한다. 예를 들면, REP 어셈블리(910)가 과잉 전력에 대해 동작하며 REP 어셈블리 주위에서 우회되며 AGO에 제공된 DFC 양극 배기가스의 양이 미리 결정된 온도에서 AGO 온도를 유지하기 위해 불충분할 때, 제어기(990)는 AGO에서 미리 결정된 온도를 유지하기 위해 REP 어셈블리로부터 출력된 수소-함유 가스의 일 부분을 AGO에 제공하도록 제어한다. 제어기(990)는 REP 어셈블리에 제공된 과잉 전력의 양이 증가하고 AGO로 REP 어셈블리 주위에서 우회된 DFC 양극 배기가스의 양이 감소함에 따라 AGO에 공급된 REP 어셈블리로부터의 수소-함유 가스의 양을 증가시키도록 추가로 제어한다. 반대로, REP 어셈블리(910)가 유휴 상태일 때, DFC 양극 배기가스의 모두는 REP 어셈블리를 고온으로 유지하기 위해 REP 어셈블리(910)에 제공될 수 있으며, 제어기(990)는 REP 어셈블리의 양극 측(912)으로부터 출력된 수소-함유 가스의 모두 또는 많은 부분이 AGO에서 미리 결정된 온도를 유지하기 위해 AGO(930)로 운반되도록 제어한다.
REP 어셈블리와 DFC를 조합하며 수소 생성을 위해 REP 어셈블리에서 과잉 전력을 사용함으로써, 과잉 전력이 높은 전력 저장 왕복 효율을 갖고 생성된 수소의 형태로 저장된다. 도 9A의 구성에서, 전력 저장 왕복 효율은 다음과 같이 추정된다:
저장된 전력
수소 생성 - 26 kWh/kg
수소 저장 - 3 kWh/kg
생성된 전력
55% 효율에서의 전력 생성 - 18.5 kWh/kg
왕복 효율 = 18.5/(26+3) = 64% (또는 고압 저장 없이 71%)
도 9A에서의 시스템의 64% 또는 71% 왕복 효율은 종래의 배터리 저장을 갖고 달성 가능한 70 내지 80% 왕복 효율과 유사하지만, 도 9A의 시스템은 효율에서의 어떤 손실도 없이 긴 시간 기간들에 걸쳐 큰 부피들로 저장될 수 있는 수소를 생성하는 이점을 가진다. 게다가, 도 9A의 시스템에 의해 생성된 수소는 PEM 연료 셀들 및 연료 셀 차량들과 같은 수소 상에서 동작하는 디바이스들에 연료를 제공하기 위해 또는 화학 및 정련 동작들에 수소를 제공하기 위해 내보내어질 수 있다. 도 9A의 시스템에서처럼, 수소를 내보내는 것은 통상적으로 수소를 다시 전력으로 변환하는 것보다 더 높은 값을 제공한다.
도 9B에 도시된 시스템은 기저 부하 DFC(920)에서 REP 어셈블리(910)에 의해 발생된 저압 수소를 이용함으로써 저장 에너지 손실들을 회피하기 위해 또 다른 옵션을 제공한다. 도 9B의 시스템에서, DFC(920)로의 수소-함유 가스의 재순환은 기저 부하 전력 생성이 변경되지 않은 동안 천연 가스 소비를 감소시킨다. 수소-함유 가스가 REP 어셈블리로부터 DFC(920)로 재순환될 때, 정제되지 않은 양극 배기 가스의 일부는, 도 9B에 도시된 바와 같이, 또한 재순환될 수 있다. 이것은 제로 전력 소비를 갖고 부가적인 수소를 회수함으로써 시스템의 효율을 추가로 증가시킨다. 상기 논의된 바와 같이, 제어기(990)는 REP 어셈블리로부터의 수소-함유 가스와 혼합되며 혼합물에서 원하는 H2/CO2 비에 기초하여 DFC(920)로 재순환되는 우회된 DFC 양극 배기가스의 양을 제어한다. 바람직하게는, 제어기(990)는 수소-함유 가스 및 DFC 양극 배기가스의 혼합물이 약 4의 H2/CO2 비를 갖도록 우회된 DFC 양극 배기가스를 제어한다. 이러한 비의 가스들을 갖고, CO2 및 수소의 대부분은 DFC에서의 열 수지가 정상 동작으로부터 변경되지 않도록 DFC에 들어가기 전에 메탄으로 다시 변환될 수 있다. 도 9B의 시스템에서, 저 순도 수소는 DFC로의 재순환에 충분하며, 이것은 DFC 양극 배기가스에 수증기 부가를 요구하지 않으며 프로세스를 간소화한다.
도 9B의 시스템을 사용하여, 약 2배의 기저 부하 전력 생성이 양극 배기가스에서의 CO2가 배기되기 전에 저장될 수 있다. 이러한 산출은 전력 생성 동안 전달된 CO2에 관하여 양극 배기가스에 있는 125%의 CO2 및 DFC의 전압(~0.78)에 관하여 REP 어셈블리에 의해 요구된 보다 높은 전압(1.25)에 기초한다. 그 결과, 2.8 MW DFC 순 출력은 범위가 REP 어셈블리로의 어떤 전력도 없는 +2.8 MW에서 REP 어셈블리로의 최대 전력을 가진 -2.8 MW까지에 이를 것이다.
도 9A 및 도 9B에 도시된 예시적인 시스템들은 과잉 전력을 사용하여 수소를 발생시키기 위해 REP 어셈블리(910)를 사용하지만, 에너지 저장을 위해 수소를 생성하는 것 외에, REP 어셈블리는 또한 시스템(900)의 효율을 증가시키도록 부가적인 전력을 발생시키기 위해 전력 생성 모드에서 동작될 수 있다는 것이 고려된다. 도 9A 및 도 9B의 시스템들은 REP 어셈블리(910)가, 과잉 전력이 저장을 위해 이용 가능할 때 수소 생성 모드에서 또는 높은 전력 수요들 동안 부가적인 전력을 발생시키기 위해 전력 생성 모드에서 고온 전해조로서 동작하도록 제어되도록 수정될 수 있다. 이러한 구성들에서, 제어기(990)는 외부 전력 수요 및/또는 저장을 위한 과잉 전력의 이용 가능성에 기초하여 REP 어셈블리의 동작 모드를 제어한다. 도 9A 및 도 9B의 시스템들은 둘 이상의 토핑 DFC들 및 연료 셀 스택 또는 DFC 스택을 포함한 적어도 하나의 보터밍(bottoming) REP 어셈블리를 포함하도록 추가로 수정될 수 있으며, 여기에서 토핑 DFC들로부터의 양극 배기가스는 보터밍 REP 어셈블리의 양극 측에 공급되고, AGO에서 생성된 예열된 공기 및/또는 고온 산화 가스는 보터밍 REP 어셈블리의 음극 측에 공급되며 보터밍 REP 어셈블리로부터 출력된 음극 배기가스(산화 가스)는 토핑 DFC들의 각각의 음극 측들에 공급된다. 이러한 시스템의 예시적인 실시예는 여기에서 동일한 양수인에 양도되며 참조로서 통합된, 미국 출원 번호 제14/578,077호의 도 2에 도시된다.
REP 또는 DFC와 같은 고온 연료 셀을 갖고 부하 추종하는 것을 포함하는 이러한 시스템들에서, 시스템은 순환이 스택 수명을 크게 감소시키므로 보터밍 REP 스택의 부분들을 가열하며 냉각시키는 것을 회피하기 위해 열적으로 중립에 가까워야 한다. 열 수지는 전력 생성 모드에서 동작하는 보터밍 REP 어셈블리에서의 메탄 연료의 개질이 셀 저항 및 전류 밀도로부터 발생된 열을 흡수하도록 토핑 DFC들의 양극 배기가스에 보충 메탄 연료를 부가함으로써 조정될 수 있다. 제어기는 전류 밀도에 기초하는, 레이트로 보충 메탄 연료의 공급을 제어한다. 몇몇 예시적인 실시예들에서, 토핑 DFC들로부터 출력된 양극 배기가스에서의 메탄 농도는, 토핑 DFC들의 양극 배기 가스의 일 부분을 냉각시키며 다음의 반응에 의해 양극 배기가스에서의 수소를 메탄으로 변환시키기 위해 촉매를 사용함으로써, 전력 생성 모드에서 동작하는 보터밍 REP 어셈블리로 양극 배기가스를 공급하기 전에, 증가될 수 있다:
4H2＋CO2 → CH4＋2H2O (3)
게다가, 보터밍 REP 어셈블리가 전력 생성 모드에서 동작할 때, 전류 밀도는 REP 어셈블리의 셀들에서 발생된 열에 의해 제한될 수 있다.
REP 어셈블리를 사용한 CO2 제거에 의한 ADG 연료의 천연 가스로의 변환
본 발명의 REP 어셈블리는 또한, 제1 연료로부터 CO2를 효율적으로 제거함으로써, 재생 가능한 혐기성 소화조 가스(ADG)와 같은, 보다 높은 CO2 함량을 가진 하나의 연료의, 파이프라인 천연 가스와 같은, 보다 낮은 CO2 함량을 가진 또 다른 연료로의 변환을 위해 사용될 수 있다. 통상적으로, 재생 가능한 ADG는 약 60 vol% CH4 및 약 40 vol% CO2의 혼합물을 포함한다. 종래에, ADG는 ADG를 놓은 압력으로 압축하며 PSA 시스템을 사용하여 CO2를 제거함으로써, 또는 수소를 부가함으로써 CO2를 CH4로 변환함으로써 천연 가스로 변환된다. 전자의 기술은 CO2를 갖고 CH4의 일 부분의 제거를 야기하며, 이것은 CH4 배출들을 방지하기 위해 플레어링되어야 하며 CH4뿐만 아니라 CO2가 압축되어야 하므로 높은 압축 비용들을 추가로 가진다. 후자의 종래의 기술은 값비싼 수소를 요구하며 약 17%의 수소 에너지가 반응의 발열성 특징으로 인해 CH4보다는 열로 변환된다.
본 발명은 REP 어셈블리에서 CO2의 대부분을 전기화학적으로 제거함으로써 및 REP 어셈블리에서 생성된 H2와 CO2의 메탄화 반응에 의해 남아있는 CO2를 제거함으로써 ADG를 천연 가스로 변환하기 위해 상기 설명된 REP 어셈블리를 사용함으로써 이들 어려움들을 극복한다.
도 10A 및 도 10B는 ADG 연료로부터 CO2를 전기화학적으로 제거하기 위한 REP 어셈블리(1010) 및 REP 어셈블리(1010)로부터 수소 가스 혼합물을 수신하며 CH4, 또는 천연 가스를 출력하기 위해 CO2 및 H2를 반응시킴으로써 가스 혼합물로부터 남아있는 CO2 및 H2를 제거하는 메탄화 반응기(1020)를 포함하는 예시적인 ADG 변환 시스템들(1000)을 도시한다. 도시된 바와 같이, REP 어셈블리(1010)의 양극 측(1012)은 약 60% CH4 및 약 40% CO2를 포함하는 ADG 연료, 및 수증기를 수신하며 양극 측(1012)으로부터 수소, CH4 및 CO2의 혼합물을 포함한 수소-함유 가스를 생성 및 출력하도록 및 REP 어셈블리(1010)의 음극 측(1014)으로부터 CO2 및 O2의 혼합물을 포함한 산화 가스를 출력하도록 물과 ADG 연료에서의 CO2를 반응시킨다. 상기 논의된 바와 같이, REP 어셈블리에서의 이들 반응들은 전원 공급 장치(1040)로부터 DC 전력의 공급을 요구하며, 이것은 REP 어셈블리의 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가한다. 도 10A는 REP 어셈블리(1010)에서 발생하는 상세한 반응들을 도시하며, 이것은 도 4에 대하여 상기에서 논의된다. 도 10에 도시된 바와 같이, REP 어셈블리는 개질 유닛 또는 개질 연료 셀들을 포함하지 않는다. 또한, 어떤 개질 촉매도 REP 셀들에서 요구되지 않는다.
REP 어셈블리(1010)는 ADG 연료(약 80%)로부터 대량의 CO2를 제거하며 동시에 남아있는 CO2를 CH4로 변환하기 위해 요구된 수소를 ADG 연료 스트림에 부가한다. REP 어셈블리(1010)로부터 출력된 수소, CO2 및 CH4의 혼합물을 포함한 수소 함유 가스는 다음과 같이 수소가 메탄화 반응(또한, 식(3) 참조)에 의해 CH4 및 물을 형성하기 위해 CO2와 반응되는 메탄화 반응기(1020)로 운반된다:
CO2＋4H2 → CH4＋2H2O
시스템(100)에서 발생하는 전체 반응은 다음과 같다:
Figure pct00007
(4)
시스템(1000)의 전체 반응(4)에서 보여지는 바와 같이, 80%의 CO2가 REP 어셈블리(1010)에서의 전기 분해 반응에서 제거되므로 CO2의 모두를 메탄으로 변환하기 위해 요구될 단지 20% 수소만이 요구된다. CO2+H2 반응에서 사용된 수소에서의 에너지의 대략 17%가 열로 변환되므로, 도 10A 및 도 10B의 시스템은 REP 어셈블리에 의한 이전 CO2 제거가 없는 수소 정제 반응에 비교하여 REP 어셈블리(1010)를 사용한 약 80%의 CO2의 제거로 인해 훨씬 더 효율적이다. 게다가, 도 10A 및 도 10B의 시스템(1000)은 또한 통상적인 저온 전기 분해 시스템에 의해 요구된 수소의 킬로그램당 약 55%의 전력을 사용하여 REP 어셈블리(1010)에서의 고온 전기분해의 놓은 효율로부터 이익을 얻는다. CO2를 제거하기 위해 사용된 전력은 또한 대량의 전력 비용이 CO2와의 상기 수소의 반응으로부터 생성된 부가적인 CH4에 의해 오프셋되도록 수소를 생성한다.
표 2는 CO 함량, 웨버 수(Wobbe number) 및 효율에 대한 REP 어셈블리를 사용한 CO2 제거의 영향을 요약한다:
Figure pct00008
표 2
표 2에 도시된 바와 같이, CO의 발생을 최소화하기 위해 및 천연 가스의 웨버 수를 증가시키기 위해 ADG 연료에서의 CO2의 80% 이상을 제거하는 것이 바람직할 수 있다. 가스에서의 과잉 수소는 메탄화 반응에서 CO의 형성을 억제하며 시스템 효율 또는 웨버 수에 대한 최소 영향을 가진다.
도 10B는 도 10A의 시스템(1000)의 예시적인 전체 구성을 도시한다. 도 10B에서, CO2 및 CH4를 포함한 ADG 연료는 물과 혼합되며 수증기를 형성하기 위해 물을 증발시키도록 폐열을 사용하여 제1 열 교환기(1002)에서 예열된다. ADG 연료 및 수증기의 가열된 혼합물은 그 후 REP 어셈블리(1010)의 양극 측(1012)에 공급된다. REP 어셈블리에서의 고온 전기 분해 반응을 겪은 후, REP 어셈블리(1010)의 양극 측(1012)은 수소, CH4 및 감소된 CO2 함량(약 20%)의 혼합물을 포함한 수소-함유 가스를 출력한다. 이러한 혼합물은 혼합물에서의 CO2가 CH4를 생성하기 위해 수소와 반응되는 메탄화 반응기(1020)에 공급되기 전에 제2 열 교환기(1004)에서 냉각된다. 메탄화 반응기(1020)는 CH4 및 물의 혼합물을 출력하며, 이것은 열 교환기(1006)에서 냉각되며 물의 응결을 겪을 수 있다. 시스템(1000)에 의해 생성된 결과적인 가스는 93% 이상의 CH4 함량 및 2% 미만의 CO2 함량을 가진 비교적 순수한 메탄(천연 가스)이다.
REP 어셈블리의 양극 측(1012)으로부터 출력된 가스 혼합물에서의 폐열 및 반응기(1020)에서의 메탄화 반응으로부터 발생된 폐열은 REP 어셈블리에서의 프로세스에 의해 요구된 수증기를 발생시키도록 제1 열 교환기(1002)에서 ADG를 예열하기 위해 사용될 수 있다. 따라서, 제1, 제2 및 제3 열 교환기들(1002, 1004, 1006)은 수소 혼합물 및 메탄 혼합물로부터 폐열을 회수하도록 및 ADG 및 물 혼합물을 예열하기 위해 이러한 폐열을 사용하도록 적응된 동일한 열 교환기일 수 있다.
도 10B의 예시적인 시스템에서, 산화기(1030)는 ADG 연료 및 물을 예열하기 위해 열 교환기(1002)에서 사용될 수 있는 부가적인 폐열을 발생시키기 위해 시스템(1000)에 포함될 수 있다. 산화기(1030)는 폐열 및 산화 가스를 발생시키기 위해 보충 연료를 수신하며 연소시키거나 또는 산화시키며, 산화기로부터 출력된 산화 가스는 REP 어셈블리의 음극 측(1014)으로 운반된다. 제어기(도시되지 않음)는 ADG 연료 및 물을 예열하기 위한 가열 요구들에 기초하여 산화기(1030)로의 보충 연료의 공급을 제어하기 위해 사용될 수 있다.
도 10A 및 도 10B의 상기 설명된 시스템들은 재생 가능한 ADG 가스를 파이프라인 천연 가스(CH4)로 변환하기 위한 효율적이며 보다 낮은 비용 기술을 제공한다. 이것은 재생 가능한 ADG와 같은, 재생 가능한 연료들의 덜 비싼 사용을 허용한다. 동시에, ADG 가스로부터 제거되며 REP 어셈블리의 음극 측으로부터 출력된 이산화탄소는 CO2 배출들을 제한하기 위해 포획되며 격리되거나 또는 다른 목적들을 위해 사용될 수 있다.
REP 어셈블리를 사용한 CO2 포획 레버리징
본 발명의 REP 어셈블리는 또한 CO2, 특히 석탄으로부터 생성된 CO2를 효율적으로 포획하기 위해 보일러들, 석탄-동력 발전 장치들 및 다른 디바이스들과 함께 사용될 수 있다. 종래의 시스템들은 CO2를 포획하기 위해 아민 흡수 스트리퍼 시스템을 사용하며, 이것은 일반적으로 너무 에너지 집약적이다. 여기에서 동일한 양수인에게 양도된, 미국 특허 번호 제7,396,603호에서 설명된, 또 다른 시스템은 석탄 동력 발전 장치로부터 출력된 연료 및 플루 가스를 사용하여 전력을 발생시키기 위해 용융 탄산염 연료 셀(MCFC)를 사용한다. 그러나, 이러한 MCFC 시스템들에서, 연료 셀은 플루 가스에 포함된 많은 양의 질소로의 음극 가스의 희석으로 인해 전압 페널티를 초래하며, 그에 따라 연료 셀의 효율 및 전력 출력을 낮춘다.
본 발명의 CO2 포획 시스템은 보일러, 석탄 동력 발전 장치 또는 임의의 다른 플루 가스 발생 어셈블리로부터 플루 가스를 수신하고, REP 어셈블리를 오염시킬 수 있는 불순물들을 제거하도록 플루 가스를 프로세싱하며, 환원성 가스 혼합물을 생성하기 위해 메탄 또는 천연 가스와 같은, 작은 양의 연료 및 수증기와 함께 프로세싱된 플루 가스를, 수소 가스를 발생시키고, CO2를 분리하며 수소-함유 가스를 출력하고 CO2 및 산소의 혼합물을 포함한 산화 가스를 별도로 출력하는 REP 어셈블리에 제공한다. REP 어셈블리로부터 출력된 CO2 및 O2의 혼합물을 포함한 산화 가스는 그 후 압축되며 포획될 수 있는 질소 없이 순수 CO2 배기가스를 생성하기 위해 공기 대신 석탄 동력 시스템들에서 사용될 수 있다.
도 11A 내지 도 11C는 석탄 화력 발전 장치(1102)(도 11A), 천연 가스 연소 보일러(1104)(도 11B), 연료 셀 어셈블리(1106), 예로서 DFC 어셈블리, (도 11C) 또는 유사한 연료 이용 디바이스들로부터 플루 가스를 수신하며 수소 가스를 생성하기 위해 및 CO2/O2 혼합물을 출력하도록 CO2를 분리하기 위해 플루 가스, 메탄 또는 천연 가스 연료 및 수증기를 전기화학적으로 반응시키기 위해 REP 어셈블리(1110)(또한 CO2 펌프로서 불리우는)를 사용하는 CO2 포획 시스템(1100)의 예시적인 구성들을 도시한다. 도 11A에 도시된 바와 같이, 플루 가스가 석탄 연소 디바이스(1102)로부터 수신될 때, 세척 어셈블리(1106)가 황 및 할로겐화물들과 같은, REP 어셈블리(1110)를 오염시킬 수 있는 불순물들을 그로부터 제거하기 위해, 및 CO2, N2, 및 작은 양의 미반응 산소(2% 미만)의 프로세싱된 플루 가스 혼합물을 출력하기 위해 플루 가스를 프로세싱하기 위해 사용된다. REP 어셈블리를 포함한 MCFC 연료 셀들이 오염화를 회피하기 위해 반응성 스트림들에서 근본적으로 제로의 황 및 제로의 할로겐화물들을 요구하므로, 플루 가스의 세척은 어려울 수 있다. 도 11B 및 도 11C의 시스템들(1100)에서, 세척 어셈블리는 플루 가스가 천연 가스 연소 보일러 또는 DFC 시스템으로부터 발생되므로 요구되지 않는다. 게다가, 천연 가스 보일러에 의해 발생된 임의의 NOx는 REP 어셈블리 동작에 영향을 미치지 않으며 통상적으로 REP 어셈블리의 고온 환원성 분위기에서 파괴된다.
도 11A 및 도 11B에 도시된 바와 같이, 플루 가스는 보통 2% 미만인, 작은 양의 미반응 산소를 포함한다. 이러한 미반응 산소를 제거하기 위해, 도 11A 및 도 11B의 시스템들에서, 작은 양의 메탄 또는 천연 가스가 플루 가스 스트림에 부가되며(도 11에서의 세척 후), 이러한 혼합물은 그 후 메탄과 산소를 반응시키도록 및 그것들을 REP 어셈블리(1110)로 운반하기 전에 가스들을 예열하기 위해 요구된 열을 생성하도록 촉매(1130)를 통해 운반된다. 도 11A 및 도 11B에 도시된 바와 같이, 수증기는 또한 물이 CO3 = 이온들을 생성하기 위해 REP 어셈블리에서의 반응을 위해 요구되므로 플루 가스 및 메탄의 혼합물에 부가된다. 도 11A 및 도 11B의 시스템에서, N2, CO2, H2O 및 CH4의 탈산 혼합물이 그 후 REP 어셈블리(1110)의 양극 측(1112)으로 운반되며, 여기에서 CO2는 도 4에 대하여 상기 논의된 바와 같이 CO3 = 및 수소를 발생시키기 위해 물과 반응된다. 이러한 반응은 몇몇 CH4와 함께 주로 질소 및 수소로 이루어진 수소-함유 가스가 발생되며 양극 측(1112)으로부터 출력되도록 REP 어셈블리의 음극 측(1114)으로 막에 걸쳐 CO3 = 이온들의 전기화학적 반응에 의해 앞으로 이끌어진다. REP 어셈블리(1100)는 또한 음극 측(1114)으로부터 CO2 및 O2의 혼합물을 출력한다.
도 11A 및 도 11B의 시스템들(1100)에서, REP 어셈블리의 양극 측으로부터 출력된 수소-함유 가스는 전기화학적 H2 분리기(EHS)(1140)에서 정제 및 압축된다. EHS(1140)로부터 출력된 정제된 수소는 압력에서 저장되며 및/또는 상기 설명된 사용들을 위해 내보내어질 수 있다. 도 11A 및 도 11B에 도시된 바와 같이, EHS(1140)에서 수소로부터 분리된 메탄 및 질소는 대부분 N2 가스를 포함한 배기가스를 출력하기 위해 공기를 갖고 CH4를 연소시키는 보일러 또는 산화기(1160)에서 연료로서 사용하기 위해 운반될 수 있다.
또한 도 11A 및 도 11B에 도시된 바와 같이, REP 어셈블리의 음극 측(1114)으로부터 출력된 CO2/O2 혼합물을 포함한 산화 가스는 공기 대신에 사용하기 위해 석탄 보일러 또는 석탄 발전 장치(1150)로 운반될 수 있으며, 따라서 질소 없이, C물 및 CO2를 포함한 배기가스가 석탄을 태운 결과로서 생성된다. 이러한 배기가스는 그 후 물을 응결시키기 위해 냉각될 수 있으며 결과적인 순수 CO2 가스는 포획되며 격리되거나 또는 다른 목적들을 위해 사용될 수 있다.
도 11C에서, 전력 발생 연료 셀 어셈블리(1106)는 석탄 보일러 또는 석탄 발전 장치(1150)를 위한 CO2 및 산소의 소스로서 사용된다. 구체적으로, 연료 셀 어셈블리(1106)의 양극 측(1106a)은 메탄 또는 천연 가스와 같은 연료를 수신하고, 수증기와 혼합되는 반면, 연료 셀 어셈블리(1106)의 음극 측(1106b)은 공기를 수신한다. 음극 측(1106b)으로부터 출력된 음극 배기가스는 배출되는 반면, 양극 측(1106a)으로부터 출력된 CO2, H2, CO, H2O 및 CH4를 포함한 양극 배기가스의 일 부분은 REP 어셈블리(1110)의 양극 측(1112)으로 운반된다. 상기 논의된 바와 같이, 양극 배기가스의 어떤 세척도 그것이 REP 어셈블리(1110)로 운반되기 전에 요구되지 않는다.
도 11C에 도시된 바와 같이, 연료 셀 어셈블리(1106)는 SOFC 또는 MCFC와 같은 임의의 고온 연료 셀일 수 있다. 연료 셀 어셈블리(1106)가 MCFC이면, 양극 배기가스의 일 부분은 이러한 유형의 연료 셀의 음극에 의해 요구된 CO2를 제공하기 위해 연료 셀 어셈블리(1106)의 음극 측(1106b)으로 운반되는 공기와 혼합될 수 있다.
REP 어셈블리(1110)에서, CO2는 수소 및 CO3 = 이온들을 생성하기 위해 물과 반응되며, CO3 = 이온들은 매트릭스에 걸쳐 운반된다. REP 어셈블리(1110)의 양극 측(1112)은 작은 양의 물 및 CO2를 포함하는 수소-함유 가스를 출력하며, 이러한 수소-함유 가스는 연료 셀 어셈블리(1106)의 양극 측(1106a)으로 다시 재순환된다. 이 경우에, REP 어셈블리로부터 출력된 수소-함유 가스는 REP 어셈블리에서 발생된 수소뿐만 아니라 양극 배기가스와 함께 연료 셀 어셈블리로부터 출력된 임의의 남아있는 수소를 포함한다. REP 어셈블리에서 연료 셀 어셈블리(1106)로의 수소-함유 가스의 재순환은 연료 셀 어셈블리(1106)의 연료 요건들을 감소시키며 그것의 효율을 증가시킨다.
REP 어셈블리(1110)의 음극 측(1114)은 임의의 부가적인 공기 입력 없이, 석탄을 연소시키는 석탄 보일러 또는 석탄 연소 발전 장치(1150)로 운반되는 CO2/O2 혼합물을 포함한 산화 가스를 출력하며, CO2 및 물의 혼합물을 포함한 배기가스를 출력한다. 석탄 보일러/발전 장치 배기가스는 물을 응결시키기 위해 및 그 후 포획되며 격리되거나 또는 다른 디바이스들에서 사용될 수 있는 고 순도 CO2 가스를 생성하기 위해 냉각된다. 동일한 이익들이 천연 가스 또는 다른 탄화수소 공급 보일러/발전 장치에 대해 발생할 것이다.
도 11A 내지 도 11C의 시스템들(1100)은 석탄 또는 다른 탄화수소 연소 디바이스들에서 사용되며 그 후 포획될 수 있는 CO2를 제거하는 반면, 저장되고, 내보내어지거나 또는 전력 생성 디바이스에서 사용될 수 있는 수소를 또한 생성하는 이점을 가진다. 발생된 수소의 값은 REP 어셈블리(1110)에 의해 요구된 전력의 비용들의 대부분을 상쇄시킨다. 특히, 높은 수소 값을 가진 위치들에서, REP 어셈블리(1110)에 의해 요구된 전력은 REP 어셈블리에 의해 발생된 수소에 의해 완전히 지원받을 수 있다. 요구된 추가 전력은 일반적으로 7,396,603 특허에서 설명된 이산화탄소 포획 MCFC를 구동할 때 보다 낮은 효율로 인해 손실된 전력과 일치하다. 게다가, 도 11A 내지 도 11C의 시스템들은 순수 CO2 배기 가스를 생성하기 위해 공기 대신에 석탄 보일러 또는 석탄 발전 장치에서의 REP 어셈블리에 의해 발생된 CO2/O2 혼합물을 사용함으로써 생성된 이점을 가진다. 구체적으로, 이러한 사용은 CO2뿐만 아니라 산소를 포획하며, 그 결과 REP 어셈블리에 의한 CO2 캡처의 1½배가 산소가 통상적인 보일러에서 공기를 대신하기 위해 사용될 때 격리를 위해 이용 가능하다.
게다가, 석탄이 전력 생산을 위해 사용될 때, 석탄으로부터 발생된 전력이 가진 염려들 중 하나는 효율적으로 부하 추종하는 것에 대한 그것의 무능이다. 도 11A 내지 도 11C의 시스템들은 또한 도 11A 내지 도 11C의 시스템들(1100)에서 발생된 수소가 부하 추종하며 피크 전력을 생성하기 위해 저온 연료 셀에서 사용될 수 있거나 또는 대안적으로 수소가 연료 셀 차량들 및 산업 용도들을 위해 내보내어질 수 있기 때문에 이들 염려들을 극복한다.
CO2 포획을 위한 조합된 가스화 및 REP 어셈블리
본 발명의 REP 어셈블리는 CO2 배출들 없이 수소를 생성하기 위해, 바이오매스 또는 석탄과 같은 탄소질 연료를 가스화하는 시스템을 제공하기 위해 가스화 어셈블리와 조합하여 사용될 수 있다.
종래의 가스화기 어셈블리는 탄소질 연료들을 수소, CO 및 CO2를 포함한 합성 가스(syngas)로 변환하기 위해 사용된다. 그러나, 높은 수소 합성 가스를 획득하기 위해, CO 및 CO2는 가스화기로부터 출력된 합성 가스로부터 제거되어야 한다. 합성 가스로부터의 CO2의 종래의 분리는 값비싸며 CO2의 효율적인 포획을 어렵게 한다.
본 발명의 조합된 가스화기 및 REP 어셈블리는 가스화기 어셈블리에 의해 출력된 합성 가스로부터 분리된 순수 CO2 플루 가스 및 높은 수소(95%+) 합성 가스를 생성하기 위해 REP 어셈블리에 의한 저 비용 CO2 펌핑을 사용한다. 본 발명의 REP 시스템은 저 비용 산소 스트림을 생성하며, 이것은 간접 가스화기 어셈블리와 통합될 때 포획을 위한 순수 CO2 스트림을 생성한다. 본 시스템에서, CO2를 펌핑하기 위해 REP 어셈블리에 의해 소비된 전력은 전기분해 반응에서 물로부터 공동 생성된 수소의 값에 의해 상쇄되며 지원된다. 그 결과, 본 발명의 시스템은 낮은 자본 비용, 낮은 동작 비용 및 높은 효율을 가진다. 본 발명의 시스템의 이점은 그것이 그로부터 CO 및 CO2를 제거함으로써 가스화기 어셈블리에 의해 출력된 합성 가스를 정제하고, 가스화기 어셈블리에서의 가스화 프로세스를 위한 저 비용 산소 및 CO2 혼합물을 생성하고, CO2 포획을 위해 매우 순수한 CO2 플루 가스를 생성하며 부산물로서 부가적인 수소를 생성함으로써 정제된 합성 가스로부터 수소에 부가한다는 것이다.
도 12는 본 발명의 가스화기 어셈블리(1220) 및 REP 어셈블리(1210)를 포함하는 조합된 가스화기 및 REP 시스템(1200)의 예시적인 구성을 도시한다. 도 12에 도시된 바와 같이, 가스화기 어셈블리(1220)는 석탄 또는 바이오매스와 같은, 탄소질 연료를 수신하며(S110), 그것을 수소, CO2, CO, H2O, 탄화수소들 및 황과 같은 불순물들을 포함한 합성 가스로 변환한다. 가스화기 어셈블리(1220)는 또한 수증기와 혼합된 REP 어셈블리(1210)로부터 출력된 CO2 및 O2의 혼합물을 포함한 산화 가스를 수신하며, CO2를 포함한 플루 가스를 별도로 출력한다(S125).
도 12의 시스템(1200)에서, 가스화기 어셈블리(1220)에 의해 생성되고 출력된 합성 가스(S135)는 합성 가스가 황과 같은 불순물들을 제거하기 위해 세정되는 세척 어셈블리(1230)로 운반된다. CO2, H2, CO 및 탄화수소들을 포함한 세정된 합성 가스는 그 후 CO2, H2, CO, H2O 및 임의의 탄화수소들(S145)의 혼합물을 생성하기 위해, 및 REP 어셈블리(1210)의 양극 측(1212)으로 그것을 운반하기 위해 수증기와 혼합된다. 상기 논의된 바와 같이, REP 어셈블리(1210)에서, CH4와 같은 임의의 탄화수소들은 다음의 반응(상기 반응(1) 참조)에 의해 물과 그것들을 반응시킴으로써 CO2 및 H2로 변환된다:
CH4＋2H2O → 4H2＋CO2
REP 어셈블리(1210)에서의 반응들에 의해 생성된 CO2는 전기분해 반응에 의해 발생된 CO3 = 이온들이 REP 어셈블리의 양극 측(1212)으로부터 음극 측(1214)으로 막을 통과하도록 REP 어셈블리에 역 전압을 인가함으로써 제거된다. CO2의 이러한 제거는 반응을 완료로 이끌며 H2를 정제한다. 게다가, 입력 합성 가스 혼합물에서의 CO는 CO2가 제거됨에 따라 수소로 시프트되며, 그에 따라 합성 가스로부터 탄소의 모두를 제거한다. 그 결과, 거의 순수한 수소 합성 가스를 포함한 수소-함유 가스는 전기 분해 및 CO2/O2 혼합물을 통해 부가적인 H2를 공동-생성하는 동안 REP 어셈블리(1210)에서 생성된다. REP 어셈블리의 높은 온도는 소비된 전력이 전기 분해를 통해 REP 어셈블리에 의해 생성된 연관된 부가적인 수소의 값에 의해 지원되도록 전압 요건을 감소시킨다. REP 어셈블리(1210)에 의해 생성된 수소-함유 가스는 REP 어셈블리의 양극 측(1212)으로부터 출력되며 그 후 제1 냉각 어셈블리(1240)에서의 임의의 물 함량을 냉각시키며 응결시킴으로써 정제된다. 결과적인 고 순도(95%+) 수소 가스는 연료 셀 차량들 및 산업 용도들과 같은, 수소 디바이스들에서의 사용을 위해 출력되거나, 또는 미래 사용 및/또는 수송을 위해 압축되고 저장될 수 있다.
도 12에 도시된 바와 같이, REP 어셈블리의 음극 측(1214)은 CO2 및 O2의 혼합물을 포함한 산화 가스를 출력한다. 도시되고 상기 논의된 바와 같이, 이러한 CO2/O2 혼합물은 수증기와 혼합되며 가스화기 어셈블리(1220)로 입력될 수 있다. REP 어셈블리로부터 출력된 CO2/O2 혼합물을 가스화기 어셈블리(1220)에 제공함으로써, 가스화기 어셈블리에서 보통 사용된 수증기의 일부는 혼합물에 존재하는 부가적인 CO2에 의해 상쇄될 수 있다. 선택적으로, CO2 및 산소는 다른 유형들의 가스화기들 또는 내보내기를 위해서와 같은, 고 순도 산소가 요구될 때 분리될 수 있다. 이러한 분리로부터의 CO2는 격리 또는 다른 용도들을 위해 포획될 수 있다.
도 12에 도시된 시스템(1200)에서, 간접 가스화기가 이용되며 포획할 준비가 된 순수 CO2+H2O 플루 가스 스트림을 포함한 플루 가스를 생성한다. 도시된 바와 같이, 플루 가스는 물을 응결시키기 위해 제2 냉각 어셈블리(1250)에서 냉각되며 순수 CO2가 포획을 위해 출력된다.
REP 어셈블리로부터의 CO2/O2 혼합물을 가스화기 어셈블리(1220)에 공급함으로써, 가스화기 어셈블리에 의해 생성된 합성 가스에 혼입된 임의의 CO2는 산소와 함께 가스화기로 다시 재순환된다. 그 결과 피드에서 탄소의 거의 100%가 CO2로서 포획되며 약 1%의 탄소가 수소 가스에서 메탄 불순물로서 시스템(1200)을 빠져나간다.
본 발명의 시스템(1200)은 사실상 모듈식이며 주어진 위치에서 최적의 이용 가능한 바이오매스를 위해 사이징될 수 있다. REP 어셈블리에서 부가적인 수소를 생성하면서 가스화기에서 발생된 합성 가스로부터 CO2를 분리하고 수소를 정제함으로써, 이러한 시스템은 폐기물 및 바이오매스 가스화를 상업적으로 실행 가능하게 한다. 게다가, 재생 가능한 공급 원료에 기초하여, 시스템은, 가스화기 어셈블리로부터 출력된 CO2가 포획되지 않을지라도, 임의의 순 CO2 배출들 없이 수소를 생성한다.
상기 설명된 시스템들은 CO2의 용이하며 효율적인 포획을 허용하면서 고 순도 수소를 생성하는 많은 상이한 용도들을 위해 REP 어셈블리를 사용한다. 상기 설명된 시스템들은 상이한 요구된 크기들 및 요구들을 위해 확장 가능하여, 이러한 시스템들의 설치 및 동작을 상업적으로 실행 가능하게 한다. REP 어셈블리의 구성들 및 용도들은 상기 설명된 특정 시스템 구성들 및 용도들에 제한되지 않는다.
모든 경우들에서, 상기 설명된 배열들은 단지 본 발명의 애플리케이션들을 나타내는, 많은 가능한 특정 실시예들에 대해 예시적이라는 것이 이해된다. 다수의 및 변경된 다른 배열들은 본 발명의 사상 및 범위로부터 벗어나지 않고 본 발명의 원리들에 따라 쉽게 고안될 수 있다.

Claims (133)

  1. 고온 전해조 어셈블리에 있어서,
    전해질 매트릭스에 의해 분리된 양극 및 음극을 포함한 적어도 하나의 전해조 연료 셀; 및
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가하기 위한 전원 공급 장치를 포함하며,
    수증기 및 CO2 및 탄화수소 연료 중 하나 이상을 포함한 가스 피드가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 상기 양극에 공급되며,
    상기 전원 공급 장치가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가할 때, 수소-함유 가스가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 상기 양극에서 전기 분해 반응에 의해 발생되며 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀이 상기 수소-함유 가스를 출력하며 이산화탄소 및 산소를 포함한 산화 가스를 별도로 출력하도록 이산화탄소가 상기 수소-함유 가스로부터 분리되는, 고온 전해조 어셈블리.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀로부터 출력된 상기 수소-함유 가스는 95% 이상 수소를 포함하는, 고온 전해조 어셈블리.
  3. 청구항 1 또는 청구항 2에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리는 직렬로 연결되며 연료 셀 스택으로 형성된 복수의 전해조 연료 셀들을 포함하는, 고온 전해조 어셈블리.
  4. 청구항 1 내지 청구항 3 중 어느 한 항에 있어서,
    각각의 전해조 연료 셀은 용융 탄산염 연료 셀인, 고온 전해조 어셈블리.
  5. 청구항 1 내지 청구항 4 중 어느 한 항에 있어서,
    탄화수소 연료를 개질하며 개질된 연료를 상기 가스 피드로서 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀로 출력하기 위한 하나 이상의 개질기들을 더 포함하며, 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀은 또한:
    수소 및 이산화탄소를 생성하기 위해 물과 메탄을 반응시키며;
    수소 및 이산화탄소를 생성하기 위해 물과 함께 일산화탄소를 시프트하는 것 중 하나 이상을 하도록 적응되는, 고온 전해조 어셈블리.
  6. 청구항 5에 있어서,
    상기 하나 이상의 개질기들은 개질 촉매를 포함한 하나 이상의 내부 개질 연료 셀들을 포함하고;
    상기 고온 전해조 어셈블리는 복수의 전해조 연료 셀들을 포함하며,
    상기 하나 이상의 개질 연료 셀들 및 상기 복수의 전해조 연료 셀들은 연료 셀 스택으로 형성되는, 고온 전해조 어셈블리.
  7. 청구항 1 내지 청구항 6 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 미리 결정된 양의 역 전압을 인가하도록 상기 전원 공급 장치를 제어하기 위한 제어기를 더 포함하는, 고온 전해조 어셈블리.
  8. 청구항 1 내지 청구항 7 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 미리 결정된 양의 역 전압은 1.0 볼트 이상인, 고온 전해조 어셈블리.
  9. 청구항 1 내지 청구항 8 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리는 수소 생성 모드 및 전력 생성 모드 중 하나에서 동작하도록 구성되며,
    상기 제어기는 상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀이 상기 수소-함유 가스를 발생시키도록 상기 수소 생성 모드에서 동작할 때 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하도록 상기 전원 공급 장치를 제어하며 상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀이 연료로부터 전력을 발생시키도록 상기 전력 생성 모드에서 동작할 때 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하지 않도록 상기 전원 공급 장치를 제어하는, 고온 전해조 어셈블리.
  10. 개질기-전해조-정제기(REP) 시스템에 있어서,
    청구항 1 내지 청구항 9 중 어느 한 항에 따른 상기 고온 전해조 어셈블리로서, 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀은 상기 가스 피드를 수신하도록 및 상기 수소-함유 가스를 발생시키도록 적응되는, 상기 고온 전해조 어셈블리; 및
    상기 가스 피드를 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀로 운반하기 전에 물을 수증기로 증발시키기 위해 상기 가스 피드를 가열하기 위한 가열기를 포함하는, REP 시스템.
  11. 청구항 10에 있어서,
    상기 고온 개질기 어셈블리는 탄화수소 연료를 개질하기 위한 하나 이상의 개질기들을 포함하며 상기 가스 피드는 상기 하나 이상의 개질기들로부터 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀로 출력된 개질된 연료 및 수증기를 포함하는, REP 시스템.
  12. 청구항 10 또는 청구항 11에 있어서,
    보충 연료 및 공기를 산화시키도록 및 상기 가열기에서의 사용을 위한 폐열을 발생시키도록 적응된 산화기를 더 포함하며, 상기 산화기는 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 상기 음극으로 산화 가스를 출력하는, REP 시스템.
  13. 청구항 10 내지 청구항 12 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀로 미리 결정된 양의 역 전압을 인가하도록 상기 전원 공급 장치를 제어하는 것; 및
    상기 고온 전해조 어셈블리가 수소 생성 모드에서 동작할 때, 상기 전원 공급 장치가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하며, 상기 고온 전해조 어셈블리가 전력 생성 모드에서 동작할 때, 상기 전원 공급 장치가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하지 않도록, 상기 수소 생성 모드 및 상기 전력 생성 모드 중 하나에서 동작할 수 있는 상기 고온 전해조 어셈블리의 동작을 제어하는 것 중 하나 이상을 위해 제어기를 더 포함하는, REP 시스템.
  14. 청구항 10 내지 청구항 13 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스를 수신하도록 및 상기 수소-함유 가스에서 상기 수소를 추가로 정제하도록 적응된 수소 정제 어셈블리를 더 포함하는, REP 시스템.
  15. 청구항 14에 있어서,
    상기 수소 정제 어셈블리는 상기 수소-함유 가스를 적어도 2000 psig로 압축하며 적어도 99% 순도를 가진 정제된 수소 가스를 출력하기 위해 전기화학 수소 압축기를 포함하는, REP 시스템.
  16. 청구항 10 내지 청구항 15 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리는 탄화수소 연료를 개질하기 위한 하나 이상의 개질기들을 포함하며 상기 가스 피드는 상기 하나 이상의 개질기들로부터 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀로 출력된 개질된 연료 및 수증기의 혼합물을 포함하고, 상기 REP 시스템은 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스에서의 임의의 일산화탄소를 메탄으로 변환하기 위한 메탄화기를 더 포함하는, REP 시스템.
  17. 청구항 16에 있어서,
    상기 수소 정제 어셈블리는 상기 메탄화기로부터 출력된 변환된 수소-함유 가스를 수신하고 상기 메탄으로부터 수소를 분리하며,
    상기 수소 정제 어셈블리에 의해 분리된 상기 메탄은 (a) 상기 하나 이상의 개질기들, 및 (b) 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀 중 적어도 하나로 재순환되는, REP 시스템.
  18. 전력 생성 및 수소 발생 시스템에 있어서,
    청구항 1 내지 청구항 9 중 어느 한 항에 따른 상기 고온 전해조 어셈블리; 및
    적어도 하나의 고온 연료 셀 스택을 포함한, 고온 연료 셀 시스템을 포함하며,
    상기 고온 연료 셀 시스템은 연료 및 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스 및 공기 중 하나 이상을 수신하며 전기 전력 출력을 발생시키고,
    상기 고온 연료 셀 시스템의 양극 측으로부터 출력된 양극 배기가스는 상기 수소-함유 가스를 발생시키기 위한 상기 가스 피드로서의 사용을 위해 상기 고온 전해조 어셈블리의 상기 양극으로 운반되는, 전력 생성 및 수소 발생 시스템.
  19. 청구항 18에 있어서,
    상기 고온 연료 셀 시스템의 음극 측은 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스를 수신하며 상기 고온 전해조 어셈블리의 음극으로 음극 배기가스를 출력하는, 전력 생성 및 수소 발생 시스템.
  20. 청구항 18 또는 청구항 19에 있어서,
    상기 고온 연료 셀 시스템은 용융 탄산염 직접 연료 셀 시스템 및 고체 산화물 연료 셀 시스템 중 하나인, 전력 생성 및 수소 발생 시스템.
  21. 청구항 18 내지 청구항 20 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리는 상기 고온 연료 셀 시스템의 상기 양극 측으로부터의 양극 배기가스를 개질하기 위한 간접 내부 개질 및 외부 개질 중 하나 이상을 포함하는, 전력 생성 및 수소 발생 시스템.
  22. 청구항 17 내지 청구항 21 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 연료 셀 시스템에 의해 발생된 상기 전기 전력 출력의 모두 또는 일 부분은 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하기 위해 상기 고온 전해조 어셈블리의 상기 전원 공급 장치에 의해 사용되는, 전력 생성 및 수소 발생 시스템.
  23. 포획을 위해 이산화탄소 가스를 발생시키는 개질 시스템에 있어서,
    청구항 1 내지 청구항 9 중 어느 한 항에 따른 상기 고온 전해조 어셈블리;
    연료를 개질하도록 및 가스 피드로서의 사용을 위해 상기 고온 전해조 어셈블리에 개질된 연료를 출력하도록 적응된 개질기 어셈블리; 및
    상기 개질기 어셈블리에서의 사용을 위한 폐열을 발생시키면서 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스를 갖고 보충 연료를 산화시키도록, 및 이산화탄소 및 물을 포함한 플루 가스(flue gas)를 출력하도록 적응된 산화기를 포함하며,
    상기 플루 가스는 이산화탄소 포획을 위해 출력되는, 개질 시스템.
  24. 청구항 23에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스에서의 임의의 일산화탄소 및 이산화탄소를 메탄으로 변환하며 변환된 수소-함유 가스를 출력하기 위한 메탄화 어셈블리; 및
    상기 변환된 수소-함유 가스에서 메탄으로부터 수소를 분리하며 정제된 수소 가스 및 메탄을 별도로 출력하기 위한 수소 정제 어셈블리를 더 포함하며,
    상기 수소 정제 어셈블리로부터 출력된 상기 메탄은 상기 보충 연료로서의 사용을 위해 상기 산화기로 운반되는, 개질 시스템.
  25. 청구항 24에 있어서,
    상기 수소 정제 어셈블리는 상기 변환된 수소-함유 가스에서의 수소를 적어도 2,000 psig의 압력 및 적어도 99%의 순도로 압축 및 정제하기 위한 전기화학 수소 압축기를 포함하는, 개질 시스템.
  26. 청구항 23에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스에서의 수소를 적어도 99%의 순도로 정제하기 위한 PSA-기반 연마 어셈블리를 더 포함하는, 개질 시스템.
  27. 청구항 23 내지 청구항 26 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 개질기 어셈블리에 제공된 상기 연료는 상기 개질기 어셈블리에서 수신되기 전에 수증기와 혼합되며, 상기 시스템은 상기 산화기로부터 출력된 플루 가스 및 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 수소-함유 가스 중 적어도 하나로부터의 폐열을 회수하며 상기 가스 피드에서 물로부터 상기 수증기를 발생시키기 위해 상기 폐열을 사용하기 위한 열 회수 어셈블리를 더 포함하는, 개질 시스템.
  28. 청구항 23 내지 청구항 27 중 어느 한 항에 있어서,
    응결에 의해 물을 제거하기 위해 상기 산화기로부터 출력된 상기 플루 가스를 냉각시키기 위한 및 격리를 위해 이산화탄소를 포함한 물-분리 플루 가스를 압축하기 위한 이산화탄소 포획 어셈블리를 더 포함하는, 개질 시스템.
  29. 수소 및 전기 전력을 발생시키기 위한 수소 발생 시스템에 있어서,
    청구항 1 내지 청구항 9 중 어느 한 항에 따른 상기 고온 전해조 어셈블리; 및
    상기 고온 전해조로부터 출력된 상기 수소-함유 가스를 수신하도록 및 상기 전기 전력을 발생시키도록 적응된 저온 연료 셀 시스템을 포함하는, 수소 발생 시스템.
  30. 청구항 29에 있어서,
    상기 저온 연료 셀 시스템은 PEM 연료 셀 시스템을 포함하는, 수소 발생 시스템.
  31. 청구항 29 또는 청구항 30에 있어서,
    연료를 개질하며 상기 개질된 연료를 가스 피드로서의 사용을 위해 상기 고온 전해조 어셈블리로 출력하기 위한 개질기 어셈블리; 및
    상기 개질기 어셈블리에서의 사용을 위한 폐열을 발생시키면서 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스 및 공기 중 하나 이상을 갖고 보충 연료를 산화시키도록 적응된 산화기를 더 포함하는, 수소 발생 시스템.
  32. 청구항 31에 있어서,
    상기 산화기는 공기를 갖고 보충 연료를 산화시키도록 적응되며 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스는 상기 저온 연료 셀 시스템의 음극 측에 공급되는, 수소 발생 시스템.
  33. 청구항 29 내지 청구항 32 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 저온 연료 셀 시스템으로부터 출력된 양극 배기가스는 (a) 상기 개질 어셈블리에서 연료로서의 사용, 및 (b) 상기 고온 전해조 어셈블리의 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 상기 양극에서 상기 가스 피드로서의 사용 중 하나를 위해 재순환되는, 수소 발생 시스템.
  34. 청구항 31 내지 청구항 33 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 상기 산화기 어셈블리에 공급된 보충 연료 및 공기의 양 및 (b) 상기 저온 연료 셀 시스템의 음극 측에 공급된 공기의 양 중 하나 이상을 제어하기 위한 제어기를 더 포함하는, 수소 발생 시스템.
  35. 청구항 29 내지 청구항 34 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리에 의해 발생된 상기 수소-함유 가스의 모두 또는 일 부분을 저장하도록 및 부가적인 수소 연료를 상기 저온 연료 셀 시스템에 공급하도록 적응된 수소 저장 어셈블리를 더 포함하는, 수소 발생 시스템.
  36. 청구항 35에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스의 모두 또는 일 부분에서 수소를 정제시키도록 및 정제된 수소의 모두 또는 일 부분을 상기 수소 저장 어셈블리로 출력하도록 적응된 수소 정제 어셈블리를 더 포함하는, 수소 발생 시스템.
  37. 청구항 36에 있어서,
    상기 수소 정제 어셈블리는 상기 수소-함유 가스의 모두 또는 일 부분을 압축하기 위한 압축기 및 상기 압축된 수소-함유 가스에서 상기 수소를 정제하기 위한 정제 디바이스를 포함하는, 수소 발생 시스템.
  38. 청구항 36 또는 청구항 37에 있어서,
    상기 수소 정제 어셈블리는 추가로 상기 수소-함유 가스에서의 수소로부터 불순물들을 분리하도록 및 상기 고온 전해조 어셈블리에서의 사용을 위해 상기 분리된 불순물들의 모두를 재순환시키도록 적응되는, 수소 발생 시스템.
  39. 청구항 35 내지 청구항 38 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 상기 수소 정제 어셈블리로 운반된 수소-함유 가스의 양;
    (b) 상기 저온 연료 셀 시스템의 연료 수요에 기초하여 상기 수소 저장 어셈블리로 운반된 수소-함유 가스의 양; 및
    (c) 상기 저온 연료 셀 시스템의 상기 연료 수요에 기초하여 상기 수소 저장 어셈블리로부터 상기 저온 연료 셀 시스템으로 운반된 부가적인 수소 연료의 양 중 하나 이상을 제어하기 위한 제어기를 더 포함하는, 수소 발생 시스템.
  40. 청구항 29 내지 청구항 39 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 저온 연료 셀 시스템은 제1 저온 연료 셀 어셈블리 및 제2 저온 연료 셀 어셈블리를 포함하고,
    상기 제1 및 제2 저온 연료 셀 어셈블리들의 각각은 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스의 각각의 부분을 수신하며,
    상기 제1 저온 연료 셀 어셈블리는 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스를 수신하며 이산화탄소 및 물을 포함한 제1 음극 배기가스를 출력하는, 수소 발생 시스템.
  41. 청구항 40에 있어서,
    상기 제1 음극 배기가스로부터 물을 응결시킴으로써 상기 제1 음극 배기가스에서 이산화탄소를 포획하기 위한 이산화탄소 포획 어셈블리를 더 포함하는, 수소 발생 시스템.
  42. 청구항 31에 있어서,
    상기 산화기는 공기를 갖고 보충 연료를 산화시키도록 및 상기 고온 전해조 어셈블리로 플루 가스를 출력하도록 적응되는, 수소 발생 시스템.
  43. 과잉 전력을 저장하기 위한 에너지 저장 시스템에 있어서,
    청구항 1 내지 청구항 9 중 어느 한 항에 따른 상기 고온 전해조 어셈블리; 및
    전력을 발생시키기 위한 연료 셀 전력 생성 어셈블리를 포함하며,
    상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리의 양극 측으로부터 출력된 양극 배기가스의 제1 부분은 가스 피드로서의 사용을 위해 상기 고온 전해조 어셈블리로 운반되며,
    과잉 전력이 이용 가능할 때, 상기 전원 공급 장치는 상기 양극 배기가스의 상기 제1 부분으로부터 수소를 발생시키도록 상기 고온 전해조 어셈블리의 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하는, 에너지 저장 시스템.
  44. 청구항 43에 있어서,
    과잉 전력이 이용 가능하며 상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 양극 배기가스의 제1 부분으로부터 수소를 발생시킬 때, 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스는: (a) 상기 에너지 저장 시스템으로부터 내보내어지며 (b) 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리의 상기 양극 측으로 재순환되는 것 중 하나 이상이 되는, 에너지 저장 시스템.
  45. 청구항 43 또는 청구항 44에 있어서,
    (a) 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리로부터 출력된 상기 양극 배기가스의 제2 부분 및 (b) 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스의 적어도 일 부분 중 하나 이상을 산화시키도록 적응된 양극 배기가스 산화기를 더 포함하며, 상기 양극 배기가스 산화기로부터 출력된 플루 가스는 상기 고온 전해조 어셈블리로 운반되는, 에너지 저장 시스템.
  46. 청구항 43 내지 청구항 45 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스는 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리의 음극 측으로 운반되는, 에너지 저장 시스템.
    [청구항 46a]
    청구항 43 내지 청구항 45 중 어느 한 항에 있어서,
    과잉 전력이 이용 가능하지 않을 때, 상기 전원 공급 장치는 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가하지 않으며 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리로부터의 상기 양극 배기가스의 제1 부분은 상기 고온 전해조 어셈블리에서의 수소의 발생 없이 변경되지 않은 상기 고온 전해조 어셈블리를 통해 운반되는, 에너지 저장 시스템.
  47. 청구항 43 내지 청구항 46 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 과잉 전력의 이용 가능성에 기초하여 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가하기 위한 상기 전원 공급 장치;
    (b) 상기 양극 배기가스 산화기로 운반된 상기 양극 배기가스의 제2 부분의 양 및 과잉 전력의 이용 가능성 및 상기 양극 배기가스 산화기에서의 온도 중 적어도 하나에 기초한 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 상기 양극 배기가스 산화기로 운반된 상기 수소-함유 가스의 적어도 일 부분의 양 중 하나 이상을 제어하기 위한 제어기를 더 포함하는, 에너지 저장 시스템.
  48. 청구항 43 내지 청구항 47 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리로부터 출력된 상기 양극 배기가스의 제3 부분은 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리의 양극 측으로 재순환되며, 상기 제어기는 재순환된 가스 혼합물에서 H2/CO2 비에 기초하여 상기 양극 배기가스의 상기 제3 부분의 양을 제어하는, 에너지 저장 시스템.
  49. 청구항 43 내지 청구항 47 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리는 제1 연료 셀 스택 어셈블리 및 제2 연료 셀 스택 어셈블리를 포함하고,
    상기 제1 및 제2 연료 셀 스택 어셈블리들로부터 출력된 양극 배기가스는 상기 가스 피드로서 상기 고온 전해조 어셈블리로 운반되며,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스의 각각의 부분들은 상기 제1 및 제2 연료 셀 스택 어셈블리들의 각각의 음극 측들로 운반되는, 에너지 저장 시스템.
  50. 청구항 49에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리는 과잉 전력이 이용 가능하며 역 전압이 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가될 때 수소 발생 모드로 동작하도록, 및 과잉 전력이 이용 가능하지 않을 때 전력 생성 모드에서 동작하도록 적응되고,
    상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 전력 생성 모드 또는 수소 발생 모드에서 높은 전류로 동작할 때, 보충 메탄이 상기 고온 전해조 어셈블리를 냉각시키기 위해 상기 고온 전해조 어셈블리에 공급되도록 제어되며, 상기 제어기는 상기 고온 전해조 어셈블리에서의 전류 밀도 및 온도에 기초하여 상기 보충 메탄을 공급하는 레이트를 제어하는, 에너지 저장 시스템.
  51. 제1 이산화탄소 함량을 가진 제1 탄화수소 연료를 제2 이산화탄소 함량을 가진 제2 탄화수소 연료로 운반하기 위한 가스 변환 시스템으로서, 상기 제2 이산화탄소 함량은 상기 제1 이산화탄소 함량보다 낮은, 상기 가스 변환 시스템에 있어서,
    청구항 1 내지 청구항 9 중 어느 한 항에 따른 상기 고온 전해조 어셈블리로서, 상기 고온 전해조 어셈블리는 가스 피드로서 상기 제1 연료 및 수증기의 혼합물을 수신하며 상기 수소-함유 가스를 출력하는, 상기 고온 전해조 어셈블리; 및
    상기 수소-함유 가스를 수신하도록 및 메탄을 형성하기 위해 및 수증기와 혼합된 상기 제2 탄화수소 연료를 출력하기 위해 상기 수소-함유 가스에서의 수소 및 이산화탄소를 반응시키도록 적응된 메탄화 반응기를 포함하는, 가스 변환 시스템.
  52. 청구항 51에 있어서,
    상기 제1 탄화수소 연료는 혐기성 소화조 가스이며 상기 제2 탄화수소 연료는 천연 가스인, 가스 변환 시스템.
  53. 청구항 51 또는 청구항 52에 있어서,
    물을 수증기로 증발시키기 위해 폐열을 사용하여 상기 제1 탄화수소 연료 및 상기 물을 가열하기 위한 가열기를 더 포함하는, 가스 변환 시스템.
  54. 청구항 51 내지 청구항 53 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스는 상기 메탄화 반응기로 운반되기 전에 냉각되는, 가스 변환 시스템.
  55. 청구항 51 내지 청구항 54 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제1 탄화수소 연료 및 물을 가열하기 위한 상기 가열기에서의 사용을 위한 폐열을 발생시키도록 보충 연료를 산화시키기 위한 산화기를 더 포함하며, 상기 산화기는 상기 고온 전해조 어셈블리로 플루 가스를 출력하는, 가스 변환 시스템.
  56. 포획을 위해 고 순도 이산화탄소를 발생시키기 위한 이산화탄소 포획 시스템에 있어서,
    청구항 1 내지 청구항 9 중 어느 한 항에 따른 상기 고온 전해조 어셈블리; 및
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 산화 가스를 수신하도록 및 상기 산화 가스를 갖고 석탄 및 탄화수소들 중 하나 이상을 연소시키도록 적응된 연료 동력 어셈블리를 포함하며,
    상기 연료 동력 어셈블리는 이산화탄소 포획을 위한 이산화탄소를 포함한 배기 가스를 출력하는, 이산화탄소 포획 시스템.
  57. 청구항 56에 있어서,
    상기 연료 동력 어셈블리는 석탄 및 탄화수소들 중 하나 이상을 연소시키기 위한 임의의 공기를 수신하지 않는, 이산화탄소 포획 시스템.
  58. 청구항 56 또는 청구항 57에 있어서,
    상기 연료 동력 어셈블리는 석탄 보일러, 탄화수소 보일러, 석탄 발전 장치 및 탄화수소 발전 장치 중 하나를 포함하는, 이산화탄소 포획 시스템.
  59. 청구항 56 내지 청구항 58 중 어느 한 항에 있어서,
    플루 가스 발생 어셈블리를 더 포함하며, 상기 고온 전해조 어셈블리는: (a) 상기 플루 가스 발생 어셈블리로부터 출력된 플루 가스, 메탄 및 수증기의 혼합물, 및 (b) 상기 플루 가스, 메탄 및 수증기의 상기 혼합물로부터 도출된 가스 중 하나를 포함한 상기 가스 피드를 수신하는, 이산화탄소 포획 시스템.
  60. 청구항 59에 있어서,
    상기 플루 가스, 메탄 및 수증기의 혼합물에서 산소 및 메탄을 반응시키며 상기 고온 전해조 어셈블리를 위한 상기 가스 피드를 생성하기 위해 열을 발생시키기 위한 촉매 어셈블리를 더 포함하는, 이산화탄소 포획 시스템.
  61. 청구항 59 또는 청구항 60에 있어서,
    상기 플루 가스 발생 어셈블리는: 석탄 화력 발전 장치, 석탄 연소 보일러, 탄화수소 연소 보일러, 및 천연 가스 연소 보일러 중 하나인, 이산화탄소 포획 시스템.
  62. 청구항 56 내지 청구항 61 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스에서 수소를 정제하기 위한 전기화학 분리기를 더 포함하는, 이산화탄소 포획 시스템.
  63. 청구항 56 내지 청구항 58 중 어느 한 항에 있어서,
    고온 연료 셀을 더 포함하며, 상기 고온 연료 셀의 양극 측으로부터 출력된 양극 배기가스는 상기 가스 피드의 부분으로서 상기 고온 전해조 어셈블리에 제공되며, 상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 수소-함유 가스는 상기 고온 연료 셀의 상기 양극 측으로 재순환되는, 이산화탄소 포획 시스템.
  64. 조합된 가스화기 및 수소 발생 시스템에 있어서,
    청구항 1 내지 청구항 9 중 어느 한 항에 따른 상기 고온 전해조 어셈블리; 및
    탄소질 연료로부터 합성 가스를 발생시키도록 적응된 가스화기 어셈블리를 포함하며,
    상기 고온 전해조 어셈블리는 상기 합성 가스 및 상기 합성 가스로부터 도출된 가스 중 하나를 포함한 상기 가스 피드를 수신하며 상기 수소-함유 가스를 출력하기 위해 및 상기 산화 가스를 별도로 출력하기 위해 상기 가스 피드를 정제하는, 조합된 가스화기 및 수소 발생 시스템.
  65. 청구항 64에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 출력된 상기 산화 가스는 상기 가스화기 어셈블리로 입력되는, 조합된 가스화기 및 수소 발생 시스템.
  66. 청구항 64 또는 청구항 65에 있어서,
    상기 가스화기 어셈블리는 이산화탄소 포획을 위해 이산화탄소 및 물을 포함한 플루 가스를 출력하는, 조합된 가스화기 및 수소 발생 시스템.
  67. 청구항 64 내지 청구항 66 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 합성 가스가 상기 고온 전해조 어셈블리로 입력된 상기 피드 가스에 제공되기 전에 상기 합성 가스를 탈황하기 위한 세척 어셈블리를 더 포함하는, 조합된 가스화기 및 수소 발생 시스템.
  68. 전해질 매트릭스에 의해 분리된 양극 및 음극을 포함한 적어도 하나의 전해조 연료 셀을 포함한 고온 전해조 어셈블리를 사용하여 고 순도 수소를 발생시키는 방법에 있어서,
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 상기 양극에서 CO2 및 탄화수소 연료 중 하나 이상 및 수증기를 포함한 가스 피드를 수신하는 단계;
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 역 전압을 인가하는 단계로서, 상기 역 전압이 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가될 때, 수소-함유 가스가 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 상기 양극에서 전기 분해 반응에 의해 발생되며 이산화탄소가 상기 수소-함유 가스로부터 분리되는, 상기 인가 단계; 및
    상기 수소-함유 가스 및 이산화탄소 및 산소를 포함한 산화 가스를 별도로 출력하는 단계를 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  69. 청구항 68에 있어서,
    상기 출력 단계에서, 상기 수소-함유 가스는 95% 이상 순도 수소를 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  70. 청구항 68 또는 청구항 69에 있어서,
    각각의 전해조 연료 셀은 용융 탄산염 연료 셀이며, 상기 역 전압이 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가될 때, 이산화탄소는 CO3 = 이온들이 상기 전해조 연료 셀의 전해질 매트릭스에 걸쳐 상기 음극으로 운반되게 함으로써 상기 수소-함유 가스로부터 분리되고, 상기 음극에서의 상기 CO3 = 이온들은 CO2 및 산소를 포함한 상기 산화 배기가스를 생성하기 위해 반응되는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  71. 청구항 68 내지 청구항 70 중 어느 한 항에 있어서,
    탄화수소 연료를 개질하는 단계로서, 상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드는 개질된 연료를 포함하는, 상기 개질 단계; 및
    (a) 수소 및 이산화탄소를 생성하기 위해 수증기와 상기 가스 피드에서의 임의의 메탄을 반응시키는 단계, 및 (b) 수소 및 CO2를 생성하기 위해 물과 함께 상기 가스 피드에서 임의의 일산화탄소를 시프트하는 단계, 중 적어도 하나를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  72. 청구항 68 내지 청구항 71 중 어느 한 항에 있어서,
    미리 결정된 양의 역 전압을 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가하도록 상기 역 전압을 인가하는 단계를 제어하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  73. 청구항 68 내지 청구항 72 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가된 상기 미리 결정된 양의 상기 역 전압은 1.0 볼트 이상인, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  74. 청구항 68 내지 청구항 73 중 어느 한 항에 있어서,
    수소 생성 모드 및 전력 생성 모드 중 하나에서 동작하도록 상기 고온 전해조 어셈블리를 제어하는 단계를 더 포함하며,
    상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 수소 생성 모드에서 동작하도록 제어될 때, 상기 역 전압은 상기 인가 단계에서 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가되며, 상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 전력 생성 모드에서 동작하도록 제어될 때, 상기 역 전압은 상기 인가 단계에서 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가되지 않는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  75. 청구항 68 내지 청구항 74 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에서 상기 가스 피드를 수신하는 단계 전에 물을 수증기로 증발시키기 위해 폐열을 제공하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  76. 청구항 75에 있어서,
    상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드는 개질된 탄화수소 연료를 포함하며 상기 방법은:
    상기 수신 단계에서의 사용을 위한 상기 가스 피드를 발생시키기 위해 탄화수소 연료 및 수증기의 혼합물을 개질하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  77. 청구항 75 또는 청구항 76에 있어서,
    폐열을 제공하는 단계에서 상기 폐열을 발생시키기 위해 및 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 상기 음극에서의 사용을 위한 산화 가스를 출력하기 위해 보충 연료 및 공기를 산화시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  78. 청구항 75 내지 청구항 77 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 미리 결정된 양의 역 전압을 인가하는 단계를 제어하는 단계; 및
    수소 생성 모드 및 전력 발생 모드 중 하나에서 동작하도록 상기 고온 전해조 어셈블리를 제어하는 단계로서, 상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 수소 생성 모드에서 동작하도록 제어될 때, 상기 역 전압은 상기 인가 단계에서 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가되며, 상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 전력 생성 모드에서 동작하도록 제어될 때, 상기 역 전압은 상기 인가 단계에서 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가되지 않는, 상기 고온 전해조 어셈블리를 제어하는 단계, 중 하나 이상을 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  79. 청구항 75 내지 청구항 77 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 수소-함유 가스에서 수소를 정제하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  80. 청구항 79에 있어서,
    상기 정제 단계는 적어도 99% 순도를 가진 정제된 수소 가스를 출력하기 위해 전기화학 수소 압축기를 사용하여 상기 수소-함유 가스를 적어도 2000 psi의 압력으로 압축하는 단계를 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  81. 청구항 75 내지 청구항 80 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드는 개질된 탄화수소 연료를 포함하며 상기 방법은:
    상기 출력 단계에서 출력된 상기 수소-함유 가스에서의 임의의 일산화탄소를 메탄으로 변환하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  82. 청구항 81에 있어서,
    상기 메탄으로부터 상기 수소를 분리함으로써 변환하는 단계에서 발생된 변환된 수소-함유 가스에서 상기 수소를 정제하는 단계, 및 상기 고온 전해조 어셈블리에서의 사용을 위해 상기 메탄을 재순환시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  83. 청구항 68 내지 청구항 74 중 어느 한 항에 있어서,
    연료 및 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 산화 가스 및 공기 중 하나를 고온 연료 셀 시스템에 제공하는 단계;
    상기 고온 연료 셀 시스템을 사용하여 전기 전력 출력 및 양극 배기가스를 발생시키는 단계;
    상기 고온 전해조 어셈블리에서 상기 가스 피드로서의 사용을 위해 상기 발생 단계에서 발생된 상기 양극 배기가스를 제공하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  84. 청구항 83에 있어서,
    상기 발생 단계는 상기 고온 연료 셀 시스템을 사용하여 음극 배기가스를 발생시키는 단계를 더 포함하며 상기 발생 단계에서 발생된 상기 음극 배기가스는 상기 고온 전해조 어셈블리의 적어도 하나의 전해조 연료 셀의 상기 음극으로 운반되는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  85. 청구항 83 또는 청구항 84에 있어서,
    상기 고온 연료 셀은 용융 탄산염 직접 연료 셀 시스템 및 고체 산화물 연료 셀 시스템 중 하나인, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  86. 청구항 83 내지 청구항 85 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리에서 상기 가스 피드로서의 사용을 위해 상기 양극 배기가스를 제공하기 전에 상기 발생 단계에서 발생된 상기 양극 배기가스를 개질하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  87. 청구항 83 내지 청구항 86 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 발생 단계에서 발생된 상기 전기 전력의 모두 또는 일 부분은 상기 역 전압을 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가하는 단계에서 사용되는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  88. 청구항 68 내지 청구항 74 중 어느 한 항에 있어서,
    개질된 연료를 발생시키기 위해 연료를 개질하는 단계로서, 상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드는 상기 개질된 연료를 포함하는, 상기 개질 단계;
    폐열을 발생시키기 위한 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 산화 가스 및 이산화탄소 및 물을 포함한 플루 가스를 갖고 보충 연료를 산화시키는 단계; 및
    상기 개질 단계에서 상기 연료를 개질하기 위해 산화 단계에서 발생된 상기 폐열을 제공하는 단계를 더 포함하며,
    상기 산화 단계에서 발생된 상기 플루 가스는 이산화탄소 포획을 위해 출력되는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  89. 청구항 88에 있어서,
    변환된 수소-함유 가스를 발생시키기 위해 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스에서의 임의의 일산화탄소 및 이산화탄소를 메탄으로 변환하는 단계;
    상기 변환된 수소 함유 가스에서 상기 메탄으로부터 수소를 분리하는 단계; 및
    상기 산화 단계에서 상기 보충 연료로서의 사용을 위해 상기 분리 단계에서 분리된 상기 메탄을 제공하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  90. 청구항 89에 있어서,
    상기 분리 단계는 전기화학 수소 압축기를 사용하여 상기 변환된 수소함유 가스에서의 상기 수소를 적어도 2,000 psig의 압력 및 적어도 99%의 순도로 압축 및 정제하는 단계를 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  91. 청구항 88에 있어서,
    상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스에서의 수소를 PSA-기반 연마 어셈블리에서 적어도 99%의 순도로 정제하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  92. 청구항 88 내지 청구항 91 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 산화 단계에서 발생된 상기 플루 가스 및 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소 함유 가스 중 적어도 하나로부터 폐열을 회수하는 단계 및 상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드를 형성하기 위한 수증기를 발생시키기 위해 상기 폐열을 제공하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  93. 청구항 88 내지 청구항 92 중 어느 한 항에 있어서,
    응결에 의해 물을 제거하기 위해 상기 산화 단계에서 발생된 상기 플루 가스를 냉각시키며 이산화탄소를 포함한 물-분리 플루 가스를 압축함으로써 이산화탄소를 포획하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  94. 청구항 68 내지 청구항 74 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스를 저온 연료 셀 시스템에 제공하는 단계 및 상기 저온 연료 셀 시스템을 사용하여 전기 전력을 발생시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  95. 청구항 94에 있어서,
    상기 저온 연료 셀 시스템은 PEM 연료 셀 시스템을 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  96. 청구항 94 또는 청구항 95에 있어서,
    개질된 연료를 발생시키기 위해 연료를 개질하는 단계로서, 상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드는 상기 개질된 연료를 포함하는, 상기 개질 단계; 및
    상기 개질 단계에서의 사용을 위한 폐열을 발생시키면서 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 산화 가스 및 공기 중 하나 이상을 갖고 보충 연료를 산화시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  97. 청구항 96에 있어서,
    상기 산화 단계는 공기를 갖고 보충 연료를 산화시키는 단계를 포함하며 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 산화 가스를 상기 저온 연료 셀 시스템의 음극 측으로 제공하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  98. 청구항 94 내지 청구항 97 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 상기 개질 단계에서 연료로서의 사용 및 (b) 상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드의 일 부분으로서의 사용 중 하나를 위해 상기 저온 연료 셀 시스템으로부터 출력된 양극 배기가스를 재순환시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  99. 청구항 96 내지 청구항 98 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 상기 산화 단계에서 사용된 공기 및 보충 연료의 양들, 및 (b) 상기 저온 연료 셀 시스템의 음극 측에 공급된 공기의 양 중 하나 이상을 제어하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  100. 청구항 94 내지 청구항 99 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소 함유 가스의 적어도 일 부분을 수소 저장 어셈블리에 저장하는 단계, 및
    상기 수소 저장 어셈블리로부터의 부가적인 수소 연료를 상기 저온 연료 셀 어셈블리에 공급하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  101. 청구항 100에 있어서,
    상기 수소-함유 가스의 적어도 일 부분에서의 수소를 정제하는 단계 및 상기 정제된 수소의 적어도 일 부분을 상기 수소 저장 어셈블리에 저장하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  102. 청구항 102에 있어서,
    상기 정제 단계는 상기 수소-함유 가스의 적어도 일 부분을 압축하는 단계 및 상기 압축된 수소-함유 가스에서의 상기 수소를 정제하는 단계를 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  103. 청구항 101 또는 청구항 102에 있어서,
    상기 수소-함유 가스에서의 수소로부터 불순물들을 분리하는 단계 및 상기 고온 전해조 어셈블리에서처럼 사용하기 위해 분리된 불순물들의 모두를 재순환시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  104. 청구항 100 내지 청구항 103 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 상기 정제 단계에서 정제된 상기 수소-함유 가스의 적어도 일 부분의 양;
    (b) 상기 저온 연료 셀 시스템의 연료 수요에 기초하여 상기 수소 저장 어셈블리에 저장된 상기 정제된 수소의 적어도 일 부분의 양; 및
    (c) 상기 저온 연료 셀 시스템의 상기 연료 수요에 기초하여 상기 공급 단계에서 상기 수소 저장 어셈블리로부터 상기 저온 연료 셀 시스템으로 공급된 상기 부가적인 수소 연료의 양 중 하나 이상을 제어하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  105. 청구항 94 내지 청구항 104 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 저온 연료 셀 시스템은 제1 저온 연료 셀 어셈블리 및 제2 저온 연료 셀 어셈블리를 포함하며,
    상기 제공 단계에서, 상기 수소-함유 가스의 각각의 부분은 상기 제1 및 제2 저온 연료 셀 어셈블리들의 각각에 제공되며,
    상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 산화 가스를 상기 제1 저온 연료 셀 어셈블리에 제공하는 단계를 더 포함하며, 상기 제1 저온 연료 셀 어셈블리는 이산화탄소 및 물을 포함한 제1 음극 배기가스를 발생시키는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  106. 청구항 105에 있어서,
    상기 제1 음극 배기가스로부터 상기 물을 응결시킴으로써 상기 제1 음극 배기가스에서 이산화탄소를 포획하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  107. 청구항 96에 있어서,
    상기 산화 단계에서, 플루 가스는 공기를 갖고 상기 보충 연료를 산화시킨 결과로서 발생되며, 상기 플루 가스는 상기 고온 전해조 어셈블리에 공급되는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  108. 청구항 68 내지 청구항 74 중 어느 한 항에 있어서,
    연료 셀 전력 생성 어셈블리를 사용하여 전력을 발생시키는 단계를 더 포함하며;
    상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리의 양극 측에서 발생된 양극 배기가스의 제1 부분은 상기 고온 전해조 어셈블리에 의해 상기 수신 단계에서 상기 가스 피드의 부분으로서 수신되고,
    상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 상기 역 전압을 인가하는 단계는 과잉 전력이 이용 가능할 때 수행되는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  109. 청구항 108에 있어서,
    과잉 전력이 이용 가능하며 상기 역 전압이 수소-함유 가스가 상기 양극 배기가스의 상기 제1 부분으로부터 발생되도록 상기 인가 단계에서 상기 적어도 하나의 전해조 단계에 인가될 때, 상기 방법은: (a) 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스를 내보내는 단계; 및 (b) 상기 연료 셀 전력 생성 시스템의 상기 양극 측으로 상기 수소-함유 가스를 재순환시키는 단계 중 하나 이상을 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  110. 청구항 108 또는 청구항 109에 있어서,
    (a) 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리로부터 출력된 상기 양극 배기가스의 제2 부분, 및 (b) 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스의 적어도 일 부분 중 하나 이상을 산화시키는 단계; 및
    상기 산화 단계에서 발생된 플루 가스를 상기 고온 전해조 어셈블리에 제공하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  111. 청구항 108 내지 청구항 110 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 산화 가스를 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리의 음극 측에 제공하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  112. 청구항 108 내지 청구항 111 중 어느 한 항에 있어서,
    과잉 전력이 이용 가능하지 않을 때, 상기 역 전압을 인가하는 단계는 수행되지 않으며 상기 수신 단계에서 상기 고온 전해조 어셈블리에 의해 상기 가스 피드의 부분으로서 수신된 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리로부터의 상기 양극 배기가스의 제1 부분은 수소를 발생시키지 않고 변경되지 않은 상기 고온 전해조 어셈블리를 통해 운반되는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  113. 청구항 108 내지 청구항 112 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 과잉 전력의 이용 가능성에 기초하여 상기 역 전압을 상기 적어도 하나의 전해조 연료 셀에 인가하는 단계;
    (b) 상기 산화 단계 동안 과잉 전력의 이용 가능성 및 반응 온도 중 적어도 하나에 기초한, 상기 산화 단계에서 사용된 상기 양극 배기가스의 제2 부분의 양 및 상기 산화 단계에서 사용된 상기 수소-함유 가스의 적어도 일 부분의 양 중 하나 이상을 제어하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  114. 청구항 108 내지 청구항 113 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리에서 발생된 상기 양극 배기가스의 제3 부분을 상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리의 상기 양극 측으로 재순환시키는 단계 및 재순환된 가스 혼합물에서의 H2/CO2 비에 기초하여 상기 양극 배기가스의 제3 부분의 양을 제어하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  115. 청구항 108 내지 청구항 113 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 연료 셀 전력 생성 어셈블리는 제1 연료 셀 스택 어셈블리 및 제2 연료 셀 스택 어셈블리를 포함하며, 상기 제1 및 제2 연료 셀 스택 어셈블리들로부터 출력된 상기 양극 배기가스의 적어도 제1 부분은 상기 수신 단계에서 상기 고온 전해조 어셈블리에서 수신된 상기 가스 피드의 부분으로서 수신되고,
    상기 고온 전해조 어셈블리로부터 별도로 출력된 상기 산화 배기가스의 각각의 부분들을 상기 제1 및 제2 연료 셀 스택 어셈블리들의 각각의 음극 측들에 공급하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  116. 청구항 115에 있어서,
    상기 고온 전해조 어셈블리는 수소 발생 모드 및 전력 생성 모드 중 하나에서 동작하도록 적응되며,
    상기 방법은:
    과잉 전력이 이용 가능할 때 상기 수소 발생 모드에서 동작하도록 상기 고온 전해조 어셈블리를 제어하는 단계, 및
    상기 전력 생성 모드에서 동작하도록 상기 고온 전해조 어셈블리를 제어하는 단계를 포함하며,
    상기 고온 전해조 어셈블리가 상기 전력 생성 모드 또는 상기 수소 발생 모드에서 높은 전류로 동작할 때, 상기 방법은 상기 고온 연료 셀에서 전류 밀도 및 온도에 기초한 레이트로 상기 고온 전해조 어셈블리를 냉각시키기 위해 상기 고온 전해조 어셈블리로의 보충 메탄의 공급을 제어하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  117. 청구항 68 내지 청구항 74 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 가스 피드는 수증기 및 제1 이산화탄소 함량을 가진 제1 탄화수소 연료를 포함하며, 상기 방법은:
    메탄을 형성하기 위해 및 수증기와 혼합된 제2 탄화수소 연료를 출력하기 위해 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스에서 임의의 이산화탄소 및 수소를 반응시키는 단계를 더 포함하며,
    상기 제2 탄화수소 연료는 상기 제1 이산화탄소 함량보다 낮은 제2 이산화탄소 함량을 갖는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  118. 청구항 117에 있어서,
    상기 제1 탄화수소 연료는 혐기성 소화조 가스이며 상기 제2 탄화수소 연료는 천연 가스인, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  119. 청구항 117 또는 청구항 118에 있어서,
    상기 제1 탄화수소 연료 및 수증기의 혼합물을 포함한 상기 피드 가스를 형성하기 위해 폐열을 사용하여 상기 제1 탄화수소 연료 및 물을 가열하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  120. 청구항 117 내지 청구항 119 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 반응 단계 전에 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스를 냉각시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  121. 청구항 117 내지 청구항 120 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 가열 단계에서의 사용을 위한 상기 폐열을 발생시키기 위해 및 플루 가스를 발생시키기 위해 보충 연료를 산화시키는 단계를 더 포함하며, 상기 산화 단계에서 발생된 상기 플루 가스는 상기 고온 전해조 어셈블리에 제공되는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  122. 청구항 68 내지 청구항 74 중 어느 한 항에 있어서,
    연료 동력 어셈블리에서 상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 산화 가스를 갖고 석탄 및 탄화수소들 중 하나 이상을 연소시키는 단계; 및
    이산화탄소 포획을 위해 상기 연료 동력 어셈블리로부터 이산화탄소를 포함한 배기 가스를 출력하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  123. 청구항 122에 있어서,
    상기 연료 동력 어셈블리는 상기 연소 단계를 위해 임의의 공기를 사용하지 않는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  124. 청구항 122 또는 청구항 123에 있어서,
    상기 연료 동력 어셈블리는 석탄 보일러, 탄화수소 보일러, 석탄 발전 장치 및 탄화수소 발전 장치 중 하나를 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  125. 청구항 122 내지 청구항 124 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드는: (a) 플루 가스 발생 어셈블리로부터 출력된 플루 가스, 메탄 및 수증기의 혼합물, 및 (b) 상기 플루 가스, 메탄 및 수증기의 혼합물로부터 도출된 가스 중 하나를 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  126. 청구항 125에 있어서,
    상기 플루 가스 및 메탄의 혼합물에서 산소 및 메탄을 반응시키는 단계 및 상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드를 생성하기 위해 열을 발생시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  127. 청구항 125 또는 청구항 126에 있어서,
    상기 플루 가스 발생 어셈블리는: 석탄 화력 발전 장치, 석탄 연소 보일러, 탄화수소 연소 보일러, 및 천연 가스 연소 보일러 중 하나인, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  128. 청구항 122 내지 청구항 127 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스에서 수소를 정제하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  129. 청구항 122 내지 청구항 124 중 어느 한 항에 있어서,
    고온 연료 셀을 동작시키는 단계로서, 상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드는 상기 고온 연료 셀로부터 출력된 양극 배기가스를 포함하는, 상기 동작 단계, 및
    상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 수소-함유 가스를 상기 고온 연료 셀의 양극 측으로 재순환시키는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  130. 청구항 68 내지 청구항 74 중 어느 한 항에 있어서,
    가스화기 어셈블리에서 탄소질 연료로부터 합성 가스를 발생시키는 단계를 더 포함하며,
    상기 수신 단계에서 수신된 상기 가스 피드는 상기 발생 단계에서 발생된 상기 합성 가스 및 상기 합성 가스로부터 도출된 가스 중 하나를 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  131. 청구항 130에 있어서,
    상기 출력 단계에서 별도로 출력된 상기 산화 가스를 상기 가스화기 어셈블리에 제공하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  132. 청구항 130 또는 청구항 131에 있어서,
    상기 가스화기는 이산화탄소 및 물을 포함한 플루 가스를 출력하며 상기 플루 가스에서 상기 이산화탄소를 포획하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
  133. 청구항 130 내지 청구항 132 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 수신 단계에서 탈황된 합성 가스 및 수증기를 포함한 상기 가스 피드를 수신하기 전에 상기 발생 단계에서 발생된 상기 합성 가스를 탈황하는 단계를 더 포함하는, 고 순도 수소를 발생시키는 방법.
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