KR20220050273A - 수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템 - Google Patents

수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템 Download PDF

Info

Publication number
KR20220050273A
KR20220050273A KR1020200133425A KR20200133425A KR20220050273A KR 20220050273 A KR20220050273 A KR 20220050273A KR 1020200133425 A KR1020200133425 A KR 1020200133425A KR 20200133425 A KR20200133425 A KR 20200133425A KR 20220050273 A KR20220050273 A KR 20220050273A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
water electrolysis
hydrogen
steam
flow path
pressure
Prior art date
Application number
KR1020200133425A
Other languages
English (en)
Other versions
KR102536133B1 (ko
Inventor
이영덕
안국영
김영상
이동근
잡반티엔
쿠엔
뚜안앵
Original Assignee
한국기계연구원
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 한국기계연구원 filed Critical 한국기계연구원
Priority to KR1020200133425A priority Critical patent/KR102536133B1/ko
Publication of KR20220050273A publication Critical patent/KR20220050273A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102536133B1 publication Critical patent/KR102536133B1/ko

Links

Images

Classifications

    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/18Regenerative fuel cells, e.g. redox flow batteries or secondary fuel cells
    • H01M8/184Regeneration by electrochemical means
    • H01M8/186Regeneration by electrochemical means by electrolytic decomposition of the electrolytic solution or the formed water product
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/501Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by diffusion
    • C01B3/503Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by diffusion characterised by the membrane
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C25ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25BELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01Products
    • C25B1/02Hydrogen or oxygen
    • C25B1/04Hydrogen or oxygen by electrolysis of water
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C25ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25BELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B15/00Operating or servicing cells
    • C25B15/08Supplying or removing reactants or electrolytes; Regeneration of electrolytes
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04201Reactant storage and supply, e.g. means for feeding, pipes
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04746Pressure; Flow
    • H01M8/04753Pressure; Flow of fuel cell reactants
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0681Reactant purification by the use of electrochemical cells
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30Hydrogen technology
    • Y02E60/36Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30Hydrogen technology
    • Y02E60/50Fuel cells

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

일 실시예에 따르면, 수전해부(30)의 수소극에서 배출되는 유체를 배출하기 위한 배출유로(L41); 및 배출유로(l41)에 설치되어 상기 수소극에서 배출된 유체에서 수소를 분리하는 고온 수소 펌프(80);를 포함하며, 상기 수온 수소 펌프(80)는 상기 수소극에서 배출된 유체에서 전기화학적으로 수소를 분리하는 것인, 수전해 시스템이 제공된다.

Description

수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템{Reversible fuel cell system capable of efficiently separating and storing hydrogen}
본 발명은 수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템 및 이의 동작 방법에 관한 것이다.
최근 태양광이나 풍력과 같은 재생에너지를 이용한 발전 시스템에 대한 연구가 진행되고 있다. 재생에너지를 이용한 발전 시스템의 경우 자연환경에 따라 전기출력이 변동되므로 전력수요량 이상의 여유전력이 발생하는 경우 이를 저장하고 이용하는 방법에 대한 연구가 필요하다. 예를 들어 재생 에너지 발전설비로부터 전력수요량 이상의 여유전력이 발생하면 수전해 장치를 사용하여 수소를 생산하여 저장해 두었다가 발전량이 적을 경우 저장된 수소를 이용하여 연료전지에서 전력을 생산 및 공급할 수 있는 시스템이 연구되고 있다.
고온형 수전해 및 연료전지 기술을 기반으로 한 가역(양방향) 수전해 시스템은 700℃ 이상의 작동환경 및 고온의 수증기를 만들어주기 위한 열원을 요구하고 있다. 따라서 수전해 시스템의 작동환경을 고온으로 유지하고 수전해 시스템에서 배출되는 배출열을 효과적으로 활용함으로써 시스템 효율을 향상시킬 필요가 있다.
또한, 전기 분해 모드에서 생산된 수소를 저장하기 위해서 압축기를 포함하여 다수의 장치들을 사용하는데, 이 장치들은 복잡하여 제어하기가 쉽지 않고, 압축시에 공기 유입 등으로 인한 폭발 위험으로 인한 수전해부의 제어가 어려운 점이 있어서 이를 해결할 필요가 있다.
특허문헌1: 대한민국 등록특허번호 제10-0776353호 (2007년 11월 07일 공고)
본 발명은 상술한 문제점을 해결하기 위한 것으로, 수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템 및 이의 동작 방법을 제공하는 것을 목적으로 한다.
본 발명은 상술한 문제점을 해결하기 위한 것으로, 양방향 수전해 시스템의 열에너지를 효율적으로 활용하여 시스템 효율을 향상시키고 대용량화가 가능한 양방향 수전해 시스템을 제공하는 것을 목적으로 한다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 수전해부(30)의 수소극에서 배출되는 유체를 배출하기 위한 배출유로(L41); 및 배출유로(l41)에 설치되어 상기 수소극에서 배출된 유체에서 수소를 분리하는 고온 수소 펌프(80);를 포함하며, 상기 수온 수소 펌프(80)는 상기 수소극에서 배출된 유체에서 전기화학적으로 수소를 분리하는 것인, 수전해 시스템이 제공된다.
본 발명의 다른 실시예에 따르면, 수전해부(30)의 수소극으로부터 배출되는 유체를 배출유로(L41)가 배출하는 단계; 및 배출유로(L41)로부터 배출되는 유체에 포함된 수소를 전기화학적으로 분리하는 단계;를 포함하는 수전해 시스템의 동작 방법이 제공된다.
본 발명의 하나 이상의 실시예에 따르면, 수전해 모드에서 수소 압축시에 흡입 라인의 부압에 따라 공기 유입등으로 인한 폭발 위험과 컴프레서의 흡인 압력의 변동으로 인한 수전해 스택의 압력 제어가 용이하도록 하는 효과를 달성하였다.
본 발명의 하나 이상의 실시예에 따르면, 수전해 모드에서 연료전지의 수소극에서 배출되는 배출가스 중 일부를 이젝터를 통해 수소극으로 재공급하도록 구성하고 연료전지 모드에서 배출가스의 일부를 재순환하여 수소극으로 재공급하도록 구성함으로써 시스템 효율을 향상시키는 효과를 달성하였다.
도1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기 위한 도면이다.
도2는 제1 실시예의 수전해(SOEC) 모드를 설명하기 위한 도면이다.
도3은 제2 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기 위한 도면이다.
도4는 본 발명의 일 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템에서의 동작 방법을 설명하기 위한 도면이다.
이상의 본 발명의 목적들, 다른 목적들, 특징들 및 이점들은 첨부된 도면과 관련된 이하의 바람직한 실시예들을 통해서 쉽게 이해될 것이다. 그러나 본 발명은 여기서 설명되는 실시예들에 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 오히려, 여기서 소개되는 실시예들은 개시된 내용이 철저하고 완전해질 수 있도록 그리고 당업자에게 본 발명의 사상이 충분히 전달될 수 있도록 하기 위해 제공되는 것이다.
용어의 정의
본 명세서에서, 단수형은 문구에서 특별히 언급하지 않는 한 복수형도 포함한다. 명세서에서 사용되는 '포함한다(comprise)' 및/또는 '포함하는(comprising)'은 언급된 구성요소는 하나 이상의 다른 구성요소의 존재 또는 추가를 배제하지 않는다.
본원 명세서에서, 임의의 구성요소(이하, '구성요소 A'라고 함)가 임의의 다른 구성요소(이하, '구성요소 B'라고 함)의 '상류'에 위치되어 있다고 함은, 기체나 액체와 같은 유체가 흐르는 유로상에 구성요소 A와 구성요소 B가 위치 있고, 구성요소 A가 구성요소 B 보다 먼저 유체를 먼저 유입 받도록 배치된 것을 의미한다.
본원 명세서에서, 어떤 유로에 어떤 구성요소가 설치 또는 연결되어 있다고 함은 그 구성요소가 그 유로에 흐르는 유체의 흐름에 영향을 가하도록 그 유로와 동작적으로 결합된 것을 의미한다. 예를 들면, 유로에 동작적으로 결합된 구성요소는, 스팀 생성부, 이젝터, 수전해부, 히터, 다른 유로들, 열교환기들, 밸브들, 블로워들, 및 펌프들을 포함할 수 있으며, 이들 구성요소들은 예를 들면 유체의 흐름을 차단하거나, 유체의 흐름을 허용하거나 유체의 압력을 변화시키거나, 유체의 일부를 분기 또는 필터링시키거나, 유체의 물리적 또는 화학적으로 변화시키거나, 유체를 일시 저장하거나, 유체와 열적으로 결합되거나, 유체를 외부로부터 합류시키는 동작하도록 유로와 결합될 수 있다.
이하, 도면을 참조하여 본 발명을 상세히 설명하도록 한다. 아래의 특정 실시예를 기술하는데 있어서, 여러 가지의 특정적인 내용들은 발명을 더 구체적으로 설명하고 이해를 돕기 위해 작성되었다. 하지만 본 발명을 이해할 수 있을 정도로 이 분야의 지식을 갖고 있는 독자는 이러한 여러 가지의 특정적인 내용들이 없어도 사용될 수 있다는 것을 인지할 수 있다. 어떤 경우에는 발명을 기술하는 데 있어서 흔히 알려졌으면서 발명과 크게 관련 없는 부분들은 본 발명을 설명하는 데 있어 혼돈을 막기 위해 기술하지 않음을 미리 언급해 둔다.
본 발명은 다양한 종류의 수전해 시스템에 적용될 수 있다. 예를 들면, 알칼라인 수전해 시스템, 고분자 전해질(PEM: Polymer Electrolyte Membrance) 수전해 시스템, 고체 산화물(Solid Oxide) 수전해 시스템, 또는 음이온교환막(AEM: Anion Exchange Membrane) 수전해 시스템 등과 같은 수전해 시스템에 본 발명이 적용될 수 있다. 또한, 본 발명은 수전해 모드와 연료전지 모드를 모두 가진 양방향 수전해 시스템에도 적용될 수 있다. 즉, 본 발명은 다양한 종류의 수전해 시스템에 적용되어, 수전해에 의해 생성되어 이동되는 수소 저압 라인에 수소를 분사하여 공급함으로써, 수소 압축시에 흡입 라인의 부압에 따라 공기 유입 등으로 인한 폭발 위험이나 컴프레서의 흡인 압력 변동으로 인한 수전해 스택의 압력을 용이하게 제어할 수 있다. 따라서, 본원 명세서에서, 용어 '수전해 시스템'은 알칼라인 수전해 시스템, 고분자 전해질(PEM: Polymer Electrolyte Membrance) 수전해 시스템, 고체 산화물(Solid Oxide) 수전해 시스템, 또는 음이온교환막(AEM: Anion Exchange Membrane) 수전해 시스템과 양방향 수전해 시스템을 모두 포함하는 의미로 사용하기로 한다.
이하에서는, 양방향 수전해 시스템에 본 발명이 적용된 실시예들을 위주로 설명되었지만 이들은 예시적인 것으로서, 본 발명은 양방향 수전해 시스템 뿐만 아니라 알칼라인 수전해 시스템, 고분자 전해질(PEM: Polymer Electrolyte Membrance) 수전해 시스템, 고체 산화물(Solid Oxide) 수전해 시스템, 또는 음이온교환막(AEM: Anion Exchange Membrane) 수전해 시스템과 같은 다양한 수전해 시스템에도 적용될 수 있다.
도1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기 위한 도면이다.
도면을 참조하면, 제1 실시예의 수전해 시스템은 스팀 생성부(10), 이젝터(20), 수전해부(30), 히터(61,62), 고온 수소 펌프(80) 등의 구성요소와 이 구성요소들 사이를 연결하는 다수의 유로, 그리고 유로에 배치된 다수의 열교환기들, 밸브들, 블로워들, 및 펌프들을 포함할 수 있다.
제1 실시예에 따르면, 수전해부(30)는 수전해 모드와 연료전지 모드에서 동작할 수 있는 양방향 수전해 연료전지이며, 수전해부(30)가 수전해 모드에서 동작할 경우는 '수전해부(30)'로 언급하고, 연료전지 모드에서 동작할 경우는 '연료전지(30)'로 언급하기로 한다. 이는 다른 실시예들에서도 동일하다.
제1 실시예에 포함된 구성요소들은 제어부(미 도시)에 의해 동작이 제어될 수 있다. 예를 들면, 제어부(미 도시)는 스팀 생성부(10), 수전해부(30), 히터(61,62), 고온 수소 펌프(80), 열교환기들, 밸브들, 블로워들, 및 펌프들의 동작을 제어할 수 있다. 상술한 다수의 밸브들 중에는, 수소 압축시에 배출유로(L41)의 부압으로 유입되는 공기로 인한 폭발 위험 등을 예방하기 위해서 수전해 스택의 압력을 조절하기 위한 압력 제어용 밸브(18)가 포함되어 있다. 이러한 압력 제어용 밸브(18)는 제어부(미 도시)에 의해 개방 또는 폐쇄될 수 있다.
수전해부(30)는 외부에서 공급되는 스팀과 전기에 의해 수소와 산소를 생성하는 수전해 모드 및 외부에서 공급되는 수소와 산소의 화학반응에 의해 전기와 물을 생성하는 연료전지 모드 중 어느 하나의 모드에서 동작할 수 있다.
일 실시예에서 수전해부(30)는 예컨대 고체산화물 연료전지(Solid Oxide Fuel Cell; SOFC) 또는 용융탄산염 연료전지(Molten Carbonate Fuel Cell; MCFC) 등 임의의 연료전지로 구현될 수 있다. 설명의 편의를 위해 본 명세서에서는 수전해부(30)가 고체산화물 연료전지(SOFC)로 구현된 것으로 전제하고 설명하기로 한다.
일 실시예에서 수전해부(30)는 수소극(31), 공기극(32) 및 그 사이에 개재된 전해질로 구성될 수 있다. 수전해 모드(이하에서 “SOEC 모드”라고도 함)에서 수소극(31)은 외부로부터 스팀(H2O)을 공급받아 이로부터 수소(H2)를 생산한다. 즉 수소극(31)은 유로(L21 및/또는 L31)로부터 스팀(H2O)을 공급받아 수소(H2)를 생성하며, 이렇게 생성된 수소(H2) 및 수소로 변환되지 못한 스팀(H2O)이 포함된 가스를 유로(L41)를 통해 제1 배출가스로서 배출한다. 수전해 모드에서 공기극(32)은 수소극(31)으로부터 산소(O2)를 전달받으며, 이렇게 전달받은 산소(O2)를 유로(L53)를 통해 외부로부터 공급된 공기를 이용하여 이송한다. 공기극(32)은 산소와 공기가 포함된 가스를 유로(L61)를 통해 제2 배출가스로서 배출한다.
연료전지 모드에서, 수소극(31)은 유로(L11)로부터 공급되는 수소 및 공기극(32)으로부터 전달받은 산소의 화학반응에 의해 물(스팀)을 생성하며, 이렇게 생성된 스팀 및 스팀으로 변환되지 못한 수소가 포함된 가스를 유로(L41)를 통해 배출가스로서 배출할 수 있다. 공기극(32)은 유로(L53)에 의해 공기를 공급받고 전해질을 통해 산소를 수소극(31)으로 전달하며, 질소(N2)와 공기를 유로(L61)를 통해 제2 배출가스로서 배출할 수 있다.
이론적으로 수전해 모드에서는 연료전지(30)에 물(스팀)과 전기를 공급하고 연료전지 모드에서는 연료전지(30)에 수소와 산소를 공급하지만 실제 장치의 동작을 위해서는 화학반응을 돕기 위해 수전해 모드와 연료전지 모드의 각 모드에서 수소와 스팀의 혼합가스를 연료전지(30)에 공급하는 것이 바람직하다. 다만 수전해 모드에서는 스팀이 주로 필요하기 때문에 스팀과 수소를 예컨대 80:1의 질량비(대략 8.9:1의 부피비)로 스팀과 수소의 혼합 가스를 연료전지(30)로 공급하고 연료전지 모드에서는 수소가 주로 필요하기 때문에 수소와 스팀을 예컨대 3.6:1의 질량비(대략 32:1의 부피비)로 혼합하여 연료전지(30)에 공급할 수 있다. 이 경우 수전해 모드와 연료전비 모드의 각각에서 수소와 스팀의 혼합 비율은 구체적 실시 형태에 따라 달라질 수 있음은 물론이다. 또한 각 모드에 따라 수소와 스팀의 혼합비를 다르게 조정하여 공급하기 위해, 도면에 도시하지 않았지만 예컨대 수소 공급 유로(L11)나 스팀 공급 유로(L21,L22,L31) 중 적어도 하나의 유로에 블로워, 펌프, 및/또는 유량제어밸브를 설치하여 수소 및/또는 스팀의 공급량을 조절할 수 있다.
도시한 실시예에서 수소는 수소 공급 유로(L11)을 통해 연료전지(30)로 공급된다. 수소 공급 유로(L11)는 예컨대 수소저장탱크(도시 생략)에 연결될 수 있다. 수소 공급 유로(L11)로 유입된 수소는 제1 열교환기(41)에서 가열될 수 있다. 제1 열교환기(41)는 연료전지(30)의 수소극(31)으로 공급되는 수소 가스와 수소극(31)에서 배출되는 배출가스의 사이의 열교환이 일어나도록 구성된다. 일 실시예에서 수소극(31)으로 공급되는 수소는 예를 들어 상온 또는 섭씨 35도 내지 45도이고 수소극(31)에서 배출되는 배출가스는 섭씨 700도 내지 750도일 수 있고, 이 경우 수소극(31)으로 공급되는 수소가 제1 열교환기(41)에서 예컨대 섭씨 650도 이상 가열될 수 있다.
도시한 실시예에서 스팀은 제1 스팀 공급 유로(L21) 및 제2 스팀 공급 유로(L31)를 통해 연료전지(30)에 공급된다. 제1 스팀 공급 유로(L21)에 연결된 스팀 생성부(10)는 예컨대 펌프(11)와 보일러(12)를 구비할 수 있고, 펌프(11)에 의해 보일러(12)로 공급된 물을 가열하여 스팀을 생성한다. 일 실시예에서 보일러(12)는 폐기물 고형연료 보일러 시스템, 열병합 발전 시스템, 복합발전 시스템, 폐기물 소각 시스템 등 기존의 연소장치나 소각장치로 구현될 수 있다.
제1 스팀 공급 유로(L21)는 분기 유로(L22)를 포함한다. 도시한 것처럼 분기 유로(L22)는 제1 스팀 공급 유로(L21)에서 분기되었다가 다시 이 유로(L21)에 합류하도록 구성된다. 분기 유로(L22)에 개폐밸브(13)가 설치될 수 있고, 도면에 도시하지 않았지만 제1 스팀 유로(L21)에도 개폐밸브가 설치될 수 있고, 밸브의 제어에 의해 스팀이 제1 스팀 공급 유로(L21)와 분기 유로(L22) 중 하나로 흐르도록 제어할 수 있다. 대안적으로, 분기 유로(L22)가 분기되는 분기점에 삼방밸브를 설치하여 스팀 흐름을 제어할 수도 있다.
일 실시예에서 양방향 수전해 시스템은 제1 스팀 공급 유로(L21)에 배치된 이젝터(20)를 포함한다. 이젝터(20)는 벤츄리(Venturi) 효과를 이용하여 유체를 혼합하는 장치로서, 배관의 직경이 서서히 줄어들다가 확대되는 벤츄리 관에 혼합대상의 유체를 주입한다. 일반적으로 이젝터(20)의 입력단을 구동노즐(motive nozzle), 출력단을 분사노즐(diffuser nozzle), 혼합대상 유체를 입력하는 주입구를 흡입구(suction port)라 칭하며, 도시한 일 실시예에서 이젝터(20)의 구동노즐은 제1 스팀 공급 유로(L21)의 상류측에 연결되고 분사노즐은 제1 스팀 공급 유로(L21)의 하류측에 연결되고 흡입구는 피드백 유로(L47)에 연결된다. 피드백 유로(L47)는 수소극(31)의 배출가스가 흐르는 배출유로(L41)에서 분기되는 유로이다.
일반적으로 수전해 모드에서 수소극(31)으로 주입되는 스팀과 수소의 부피비가 대략 9:1 가량 되는데, 수소극(31)에서 배출되는 배출가스는 수소 함량이 많으므로 피드백 유로(L47)를 통해 배출가스 중 일부를 재순환시키면 수소 공급 유로(L11)를 통해 수소를 별도로 공급할 필요가 없다. 이때, 이젝터(20)의 구동노즐로 공급되는(즉 유로(L21)로 이송되는) 스팀의 압력 또는 유량을 조정함으로써 피드백 유로(L47)로 재순환되는 배출가스의 양을 조절할 수 있다.
분기유로(L22)가 제1 스팀 공급 유로(L21)에 합류한 후 제1 스팀 공급 유로(L21)는 수소 공급 유로(L11)와 합류하며, 수소와 스팀의 혼합 가스는 혼합가스 공급 유로(L12)를 따라 연료전지(30)의 수소극(31)에 공급된다. 이 때 제1 스팀 공급 유로(L21)와 수소 공급 유로(L11)의 합류점이 제1 열교환기(41)의 하류측, 즉 제1 열교환기(41)와 수소극(31) 사이에 위치한다. 따라서 수소극(31)에서 배출되는 고온의 배출가스는 이미 고온으로 가열된 스팀을 재가열 할 필요없이 제1 열교환기(41)에서 수소만 가열하면 되므로, 수소와 스팀의 혼합 가스를 가열하는 것에 비해 수소를 더 고온으로 가열할 수 있다.
본 발명의 수전해 시스템은 제2 스팀 공급 유로(L31)를 더 포함할 수 있다. 하나 이상의 펌프(15) 및 제2 열교환기(42)가 제2 스팀 공급 유로(L31)에 설치된다. 펌프(15)는 펌프(15)에 의해 시스템 외부로부터 물(이하 “외부공급 물”이라 함)이 제2 열교환기(42)로 공급되고 제2 열교환기(42)는 외부공급 물을 가열한다.
일 실시예에서 제2 열교환기(42)는 이 외부공급 물과 수소극(31)에서 배출되는 배출가스의 사이의 열교환이 일어나도록 구성되며, 배출가스의 흐름에서 볼 때 제1 열교환기(41)의 하류측에 배치된다. 일 실시예에서 외부공급 물은 예를 들어 상온 또는 섭씨 35도 내지 45도이고 제2 열교환기(42)로 공급되는 배출가스는 섭씨 700도 내지 750도일 수 있고, 이 경우 제2 열교환기(42)에서 배출되는 (외부공급 물이 기화된) 스팀은 예컨대 섭씨 600도 이상으로 가열될 수 있다.
제2 스팀 공급 유로(31)는 이젝터(20) 전단에서 제1 스팀 공급 유로(L21)에 합류하도록 구성된다. 따라서 제2 열교환기(42)에서 배출되는 스팀은 제1 스팀 공급 유로(L21)의 스팀과 혼합된 후 이젝터(20)의 구동노즐 측으로 주입된다.
제1 히터(61)는 수소극(31)의 입구측에 인접하여 혼합가스 공급 유로(L12) 상에 배치된다. 제1 히터(61)는 연료전지(30)가 최적의 효율로 수전해 모드와 연료전지 모드에서 동작할 수 있도록 수소와 스팀의 혼합가스의 온도를 소정 온도 범위로 가열할 수 있다. 일 실시예에서 제1 히터(61)는 수소와 스팀의 혼합가스의 온도를 섭씨 650도 내지 750도 사이의 범위로 가열할 수 있다. 또한 도면에 도시하지 않았지만, 이러한 온도 제어를 위해 제1 히터(61)의 내부 또는 전단이나 후단에 하나 이상의 온도센서가 설치되어 혼합가스의 온도를 측정하고 이에 기초하여 혼합가스를 가열할 수 있다.
본 실시예에 따르면, 외부로부터 공기를 공기극(32)으로 공급하는 공기 공급 유로(L53) 및 이 유로(L53)에 배치된 공기-배출가스간 열교환기(53)를 포함한다. 열교환기(53)는 공기 공급 유로(53)를 통해 공기극(32)으로 이송되는 공기와 공기극(32)에서 배출되어 배출유로(L61)로 이송되는 배출가스 사이를 열교환 한다.
공기 공급 유로(53)에 제2 히터(62)가 설치될 수 있다. 제2 히터(62)는 공기극(32)에 인접하게 공기 공급 유로(L53) 상에 배치되어, 연료전지(30)가 최적의 효율로 동작할 수 있도록 공기를 소정 온도 범위로 가열할 수 있다. 일 실시예에서 열교환기(53)가 상온의 공기를 대략 섭씨 650도 내지 700도로 가열하고 그 후 제2 히터(62)가 이 공기를 섭씨 700도 내지 750도로 가열한 후 공기극(32)으로 공급할 수 있다.
도시한 실시예에서, 공기 공급 유로(L53)의 상류측에 서로 병렬로 배치된 제1 분기 유로(L51)와 제2 분기 유로(L52)가 연결되고 각 분기 유로(L51,L52)에 제1 블로워(51)와 제2 블로워(52)가 설치된다. 제2 분기 유로(L52)는 제1 분기 유로(L51)에 비해 더 많은 양의 공기를 이송하도록 구성된다. 예를 들어 제2 분기 유로(L52)의 배관이 제1 분기 유로(L51)의 배관 보다 더 큰 직경을 가지며 제2 블로워(52)가 제1 블로워(51)에 비해 더 많은 공기를 공급할 수 있도록 구성된다. 일 실시예에서 제2 블로워(52)가 제1 블로워(51) 보다 5 내지 15배 큰 공기 공급량을 가진다.
수전해 모드의 경우 물(스팀)과 전기가 많이 필요하고 공기는 상대적으로 적은 양이 필요하며 연료전지 모드에서는 수소와 산소(공기)가 많이 필요하므로 공기 공급량이 많아야 한다. 따라서 일 실시예에서, 수전해 모드에서 제1 블로워(51)만 구동하고 제2 블로워(52)는 구동하지 않으며 연료전지 모드에서는 제2 블로워(52)만 구동하고 제1 블로워(51)는 구동하지 않는다. 대안적 실시예에서, 연료전지 모드에서 제1 및 제2 블로워(51,52)가 모두 구동할 수도 있다.
한편 연료전지(30)의 수소극(31)에서 배출되는 배출가스는 배출유로(L41)를 따라 외부로 배출된다. 일 실시예에서 배출유로(L41)를 따라 순차적으로 제1 열교환기(41) 및 제2 열교환기(42)가 각각 설치된다. 제1 열교환기(41)에서 배출가스는 수소 공급 유로(L11)를 통해 수소극(31)으로 공급되는 수소에 열에너지를 전달하여 수소를 가열한다. 제2 열교환기(42)에서 배출가스는 제2 스팀 공급 유로(L31)를 통해 공급되는 외부공급 물을 기화시키고 가열한다.
도시한 실시예에서 물 배출부는 고온 수소 펌프(80), 열교환기(82), 및 기액 분리기(84)를 포함한다.
고온 수소 펌프(80)는 배출가스에서 전기화학적으로(electrochemically) 수소를 분리할 수 있다. 고온 수소 펌프(80)는 기체 상태의 배출가스를 유입받아서, 수소를 분리하고 나머지는 기체 상태로 배출한다.
고온 수소 펌프(80)는 애노드(anode), 캐소드(cathode), 및 고온(high-temperature) 및 저수화(low-hydration) 교환막을 구비한 셀(cell)을 포함할 수 있다. 여기서, 교환막은 고분자 전해질 멤브레인(polymer electrolyte membrane (PEM))일 수 있다. 전해질의 양측에 위치된 애노드와 캐소드 사이의 전위차에 의해서 수소는 고분자 전해질 멤브레인을 통해서 확산된다. 고온 수소 펌프(80)는, 예를 들면, 미국특허출원번호 10/360,583(공개번호: 2003/0196893)와 미국특허출원번호 11/730,255에 개시된 것일 수 있다. 한편, 이들 특허출원들에 포함된 모든 내용은 본원 명세서의 일부로서 결합된다.
고온 수소 펌프(80)에서 수소가 분리되고 남은 기체는 열교환기(82)를 거쳐서 기액 분리기(84)로 유입된다. 기액 분리기(84)에서 물과 기체가 분리되고, 분리된 물은 외부로 방출될 수 있다.
한편, 연료전지 모드에서, 기액분리기(84)에서 분리된 가스 중 적어도 일부를 재순환 유로(L44)로 재순환시켜 수소극(31)에 재공급하고 수전해 모드에서는 재순환 유로(L44)를 폐쇄하도록 구성할 수 있다.
도시한 실시예에서 재순환 유로(L44)에 제3 열교환기(43)와 블로워(45)가 설치될 수 있다. 바람직하게는, 재순환 유로(L44)의 상류에서 하류 방향으로 제3 열교환기(43)와 블로워(45)가 순차적으로 설치된다.
제3 열교환기(43)는 배출유로(L41)의 배출가스와 재순환 유로(L44)의 재순환 가스 사이를 열교환하여 재순환 가스의 온도를 상승시킨다. 일 실시예에서 제3 열교환기(43)는 재순환 가스의 온도를 상승하여 재순환 가스에 응결이 발생하지 않도록 하는 소형 열교환기이다. 재순환 유로(L44)로 분기된 재순환 가스는 포화상태의 가스이며 재순환 유로(L44)의 환경에 따라 약간이라도 응결이 되면 후단의 블로워(45) 등 장치가 손상될 수 있다. 또한 제3 열교환기(43)에서 재순환 가스가 지나치게 고온으로 가열되는 경우에도 블로워(45)의 내구성이 문제가 될 수 있다. 따라서 본 발명의 바람직한 일 실시예에서 블로워(45)의 전단(상류측)에 소형 열교환기(43)를 설치하여 재순환 가스 온도를 약간 상승시킨 후 블로워(45)로 이송되도록 한다. 일 실시예에서 제3 열교환기(43)에 의해 재순환 가스의 온도가 5도 내지 25도 사이의 범위에서 상승하도록 한다.
이와 같이 제3 열교환기(43)와 블로워(45)를 통과한 재순환 가스는 수소 공급 유로(L11)에 합류하여 수소 가스와 함께 제1 열교환기(41)에서 고온으로 가열된 후 연료전지(30)의 수소극(31)으로 공급될 수 있다.
본 발명의 일 실시예에서, 유로(L21)로 이송되는 스팀 중 일부가 유로(L62)(이하, '압력 제어용 유로' 라고 함)를 통해 분기된다. 본 실시예에 따르면, 압력 제어용 유로(L62)는 미리 정한 기준을 만족한 경우에만, 유로(L21) 통해서 흐르는 스팀의 일부가 배출유로(L41)로 제공될 수 있도록, 유로(L21)로부터 분기되어 배출유로(L41)로 연결되도록 구성되어 있다. 이를 위해서, 압력 제어용 유로(L62)에는 유체가 흐르게 하거나, 또는 차단하기 위한 압력 제어용 밸브(18)가 설치되어 있다. 압력 제어용 밸브(18)는 미리 정한 기준에 따라서 압력 제어용 유로(L62)에 스팀이 흐르도록 개방되거나 또는 스팀이 흐르지 않고 차단되도록 폐쇄될 수 있다.
미리 정한 기준은, 예를 들면, 수전해부(30)에 부압(음의 압력)이 걸리지 않도록 정해진 압력일 수 있다.
상세하게는, 압력 제어용 유로(L62)는 배출유로(L41)에 연결되어 있으며, 따라서 압력 제어용 유로(L62)를 통해 분기된 스팀은 배출유로(L41)에 공급될 수 있다.
일 실시예에 따르면, 배출유로(L41)에 흐르는 유체에 걸린 압력(이하, '배출유로(L41)의 압력')이 기준 압력 이하이면 압력 제어용 밸브(18)는 개방되고, 기준 압력 보다 크면 압력 제어용 밸브(18)는 폐쇄된다.
도 1에는 도시되어 있지 않지만, 배출유로(L41)에 걸린 압력을 측정하기 위한 압력 센서(미도시)가 배출유로(L41)에 설치되어 있다.
제어부(미 도시)는 감지 결과에 기초하여, 압력 제어용 밸브(18)의 개방 또는 폐쇄 동작을 제어한다. 수전해 모드에서, 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하이면 압력 제어용 밸브(18)은 개방되고, 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력보다 크면 압력 제어용 밸브(18)은 폐쇄된다.
본 실시예에서, 스팀 공급 유로(L21)에서 압력 제어용 유로(L62)가 분기되는 위치와, 압력 제어용 유로(L62)가 배출유로(L41)로 연결되는 다양하게 변형이 가능하다.
분기 위치의 예를 들면, 압력 제어용 유로(L62)는 이젝터(20)의 상류(예를 들면, 열교환기(12)와 이젝터(20)의 사이)에서 분기되거나, 히터(61)의 상류(예를 들면, 이젝터(20)와 히터(61)의 사이)에서 분기될 수 있다.
연결 위치의 예를 들면, 압력 제어용 유로(L62)는 열교환기(41)의 상류로 연결되거나, 열교환기(41)와 열교환기(42)의 사이로 연결되거나, 또는 열교환기(42)와 열교환기(43)의 사이로 연결될 수 있다.
연료 전지(SOFC) 모드
이제, 도 1을 참조하여, 제1 실시예의 전해 시스템의 연료 전지(SOFC) 모드의 동작을 보다 상세히 설명하기로 한다. 연료전지 모드에서 수소 공급 유로(L11)를 통해 수소가 공급되고 제1 스팀 공급 유로(L21)를 통해 소량의 스팀이 공급된다. 수소는 제1 열교환기(41)에서 배출유로(L41)의 배출가스와 열교환하여 가열된 후 수소극(31)으로 공급된다. 스팀은 분기 유로(L22)를 따라 이젝터(20)를 우회하여 이송된 후 수소와 합류하여 유로(L12)를 통해 연료전지(30)의 수소극(31)으로 공급된다. 연료전지 모드에서는 상대적으로 많은 양의 공기가 필요하므로 공기극(32)에 공기를 공급하기 위해 제2 블로워(52)가 작동하고 제1 블로워(51)는 작동하지 않는다. 대안적 실시예에서, 제1 및 제2 블로워(51,52)가 모두 작동할 수도 있다.
연료전지(30)에서 수소와 산소의 화학반응이 일어남에 따라 수소극(31)으로부터 스팀과 수소로 이루어진 제1 배출가스가 배출유로(L41)를 통해 배출되고 공기극(32)으로부터 질소와 공기로 이루어진 제2 배출가스가 배출유로(L61)를 통해 배출된다.
제1 배출가스는 제1 열교환기(41)를 통과하면서 수소를 가열한다. 연료전지 모드에서는 외부공급 물이 공급되지 않으므로 제1 배출가스는 열교환 없이 제2 열교환기(42)를 통과하고 제3 열교환기(43)에서 재순환 가스와 열교환하여 재순환 가스를 가열한다. 이후 제1 배출가스는 물 배출부로 이송된다.
수전해(SOEC) 모드
이제 도2를 참조하여 제1 실시예의 수전해 시스템의 수전해 모드 동작을 설명하기로 한다.
도2는 제1 실시예의 수전해 시스템의 수전해(SOEC) 모드의 동작 상태를 나타낸다. 도면에서 굵은 선으로 표시한 유로가 수전해 모드에서 사용되는 유로이다.
도면을 참조하면, 수전해 모드에서 제1 스팀 공급 유로(L21)를 통해 스팀이 공급되고, 제2 스팀 공급 유로(L31)를 통해 외부공급 물이 공급되어 제2 열교환기(42)에서 스팀으로 기화되고 제1 스팀 공급 유로(L21)에 합류한다. 이렇게 혼합된 스팀은 유로(L12)를 통해 수전해부(30)의 수소극(31)으로 공급된다. 수전해 모드에서는 상대적으로 적은 양의 공기가 필요하므로 수전해부(30)의 공기극(32)에 공기를 공급하기 위해 제1 블로워(51)가 작동하고 제2 블로워(52)는 작동하지 않는다.
수전해부(30)에서 수전해 반응이 일어남에 따라 수소극(31)으로부터 수소와 스팀으로 이루어진 제1 배출가스가 배출유로(L41)를 통해 배출되고 공기극(32)으로부터 산소와 공기로 이루어진 제2 배출가스가 배출유로(L61)를 통해 배출된다.
배출유로(L41)로 배출되는 제1 배출가스의 일부가 피드백 유로(L47)에서 분기되어 이젝터(20)의 흡입구로 공급되고, 스팀 공급 유로(L21)를 통해 이송되는 스팀과 혼합되어 수소극(31)으로 다시 공급된다. 피드백 유로(47)로 분기되지 않은 나머지 제1 배출가스는 열교환 없이 제1 열교환기(41)를 통과하고, 제2 열교환기(42)에서 외부공급 물과 열교환하여 외부공급 물을 기화시키고 가열한다. 도시한 실시예에서 재순환 유로(L44)가 수전해 모드에서 폐쇄(즉, 밸브(14)가 폐쇄)되고 따라서 배출유로(L41)의 제1 배출가스는 제3 열교환기(43)에서도 열교환 없이 통과하여 물 배출부로 이송된다. 물 배출부에서는 수소와 물로 분리되어 수소는 따로 저장된다.
수전해 모드에서, 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하이면 압력 제어용 밸브(18)는 개방되고, 기준 압력 보다 크면 압력 제어용 밸브(18)는 폐쇄된다. 압력 제어용 밸브(18)가 개방된 경우, 유로(L21)를 따라 이동하던 스팀의 일부가 배출유로(L41)로 이동된다.
이러한 동작에 의해서, 수소 압축시에 배출유로(L41)의 부압에 따라 공기 유입 등으로 인한 폭발 위험을 예방할 수 있게 된다.
이상과 같이 제1 실시예에 따르면 수전해 시스템의 각 동작 모드에 따라 적절한 수소와 스팀의 혼합가스를 연료전지(30)에 공급할 수 있는 이점이 있다. 예를 들어, 수전해 모드에서 수소는 소량만 필요하므로, 피드백 유로(L47)를 통해 피드백되는 배출가스에 함유된 수소를 이용하도록 구성하여 수소 공급 유로(L11)를 통해 외부에서 수소를 공급할 필요가 없도록 하였고 공기도 상대적으로 적은 양이 필요하므로 소형 블로워인 제1 블로워(51)만 구동하여 공기를 공급하도록 구성하였다. 연료전지 모드에서는 피드백 유로(L47)가 아니라 재순환 유로(L44)를 통해 배출가스를 재공급하도록 하여 연료전지(30)에서 반응되지 않고 버려지는 수소를 최소화할 수 있다. 또한 이때 이젝터(20)를 우회하여 스팀을 공급하도록 구성하여 이젝터(20)가 스팀의 흐름을 방해하는 것을 방지할 수 있고, 재순환 유로(L44)의 블로워(45)의 상류측에 제3 열교환기(43)를 설치함으로써 블로워(45)의 손상을 방지할 수 있다.
한편, 상술한 제1 실시예는, 수전해부(30)가 수전해 모드와 연료전지 모드에서 동작할 수 있는 양방향 수전해 연료전지인 경우이나, 이는 예시적인 경우로서 본 발명은 수전해부(30)가 양방향이 아닌 수전해 모드로만 동작하는 경우에도 적용될 수 있다. 이는 제1 실시예 뿐만 아니라 제2 실시예의 경우도 동일하다.
이제 도3을 참조하여 각각 제2 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기로 한다.
도3은 제2 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 나타낸다. 도면을 참조하면, 제2 실시예의 양방향 수전해 시스템은 스팀 생성부(10), 이젝터(20), 수전해부(30), 히터(61,62), 및 고온 수소 펌프(80) 등의 구성요소와 이 구성요소들 사이를 연결하는 다수의 유로, 및 유로에 배치된 다수의 열교환기들, 밸브들, 블로워들, 및 펌프들을 포함할 수 있다. 도3을 참조하면, 제2 실시예에 포함된 구성요소들은 제어부(미 도시)에 의해 동작이 제어될 수 있다. 예를 들면, 제어부(미 도시)는 스팀 생성부(10), 수전해부(30), 히터(61,62), 고온 수소 펌프(80), 열교환기들, 밸브들, 블로워들, 및 펌프들의 동작을 제어할 수 있다. 예를 들면, 제어부는 밸브들의 개방 또는 폐쇄 동작을 제어할 수 있다. 제2 실시예에 따르면, 상술한 다수의 밸브들 중에는, 수소 압축시에 유로(L41)에 걸린 부압에 따라 공기 유입 등으로 인한 폭발 위험을 막기 위해서 수전해 스택의 압력을 조절하기 위한 압력 제어용 밸브(18)가 포함되어 있다. 이러한 압력 제어용 밸브(18)는 제어부(미 도시)에 의해 개방 또는 폐쇄될 수 있다.
제2 실시예에 포함된 상술한 구성요소들은 제1 실시예의 각 구성요소들과 동작 및 구성이 서로 동일 또는 유사하므로 설명을 생략한다.
도1의 제1 실시예와 비교할 때 제2 실시예의 시스템은 재순환 유로(L44)에 설치된 제4 열교환기(44)를 더 포함하는 점에서만 차이가 있다. 제4 열교환기(44)는 재순환 가스와 제1 배출가스 사이를 열교환하여 재순환 가스를 가열하는 역할을 한다. 재순환 유로(L44)의 관점에서 볼 때 제4 열교환기(44)는 블로워(45)의 하류측에 위치하며 배출유로(L41)의 관점에서 볼 때 제4 열교환기(44)는 제2 열교환기(42)와 제3 열교환기(43) 사이에 위치한다.
제2 실시예에서 제3 열교환기(43)는 소형 열교환기로서 재순환 가스의 온도를 섭씨 5도 내지 20도 상승시키고 제4 열교환기(44)는 재순환 가스를 적어도 섭씨 200도 이상 가열시킬 수 있다. 예를 들어 재순환 유로(L44)로 분기된 재순환 가스가 섭씨 30도 내지 40도인 경우, 제3 열교환기(43)는 재순환 가스를 섭씨 40도 내지 60도로 가열하여 재순환 가스의 응결을 방지하고 제4 열교환기(44)는 재순환 가스를 섭씨 250도 내지 300도 사이로 가열할 수 있다.
이 실시예에 따르면 제1 열교환기(41)에서 배출되는 배출가스의 열에너지를 제4 열교환기(44)에서 한번 더 이용하여 재순환 가스를 가열하기 때문에 폐열 회수가 가능하다. 또한 제4 열교환기(44)에서 한번 가열된 재순환 가스가 수소와 혼합한 뒤 제1 열교환기(41)에서 다시 가열되기 때문에 제1 실시예에 비해 혼합 가스 유로(L12)를 흐르는 혼합 가스의 온도를 더 높일 수 있는 이점이 있다.
도 4는 본 발명의 일 실시예에 따른 수전해 시스템의 동작 방법을 설명하기 위한 도면이다.
도 4를 참조하면, 본 발명의 일 실시예에 따른 수전해 시스템의 동작 방법(이하, '본 동작 방법')은 배출 단계(S100), 분리 단계(S102), 저장 단계(S104), 압력 모니터링 단계(S101), 판단 단계(S103), 압력 제어용 유체 제공 단계(S105), 및 압력 제어용 유체 미제공 단계(S107)를 포함할 수 있다.
배출 단계(S100)는, 수전해부(30)의 수소극으로부터의 유체를 배출유로(L41)가 배출하는 단계이다.
분리 단계(S102)는 고온 수소 펌프가 배출유로(L41)로부터 배출되는 유체에 포함된 수소를 전기화학적으로 분리하는 단계이다.
압력 모니터링 단계(S101)는 배출유로(L41)의 압력을 모니터링하는 단계이다.
판단 단계(S103)는 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하인지 여부를 판단하는 단계이다.
압력 제어용 유체 제공 단계(S105)는, 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우, 배출유로(L41)로 압력 제어용 유체를 제공하는 단계이다. 여기서, 압력 제어용 유체는 스팀일 수 있다.
예를 들면, 압력 제어용 유체 제공 단계(S105)는, 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우, 스팀 제공 라인(L21)에 흐르는 스팀의 일부를 배출유로(L41)로 제공하는 단계일 수 있다.
다른 예를 들면, 압력 제어용 유체 제공 단계(S105)는, 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우, 스팀 제공 라인(L21)에 설치된 이젝터(20)의 상류의 스팀의 일부를 배출유로(L41)로 제공하는 단계일 수 있다.
또 다른 예를 들면, 압력 제어용 유체 제공 단계(S105)는, 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우, 스팀 제공 라인(L21)에 설치된 히터(21)의 상류의 스팀의 일부를 배출유로(L41)로 제공하는 단계일 수 있다.
압력 제어용 유체 미제공 단계(S107)는 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 보다 클 경우, 배출유로(L41)로 압력 제어용 유체를 제공하지 않는 것이다. 예를 들면, S105 단계가 실행 중에, 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 보다 클 경우에는 배출유로(L41)로 더 이상 압력 제어용 유체를 제공하지 않는다.
이상과 같이 설명한 본 동작 방법에 의해서, 수소 압축시에 배출유로(L41)의 부압에 따라 공기 유입 등으로 인한 폭발 위험을 예방하면서, 수소를 안전하게 분리할 수 있게 된다.
한편, 도 4를 참조하여 설명한 본 발명의 일 실시예에 따른 수전해 시스템에서의 동작 방법은 양방향 수전해 시스템에서의 수전해 모드에 적용될 수 있을 뿐만 아니라 양방향이 아닌 일반적인 수전해 시스템에서도 적용될 수 있는 방법이다. 예를 들면, 본 발명의 일 실시예에 따른 수전해 시스템에서의 동작 방법은, 알칼라인 수전해 시스템, 고분자 전해질(PEM: Polymer Electrolyte Membrance) 수전해 시스템, 고체 산화물(Solid Oxide) 수전해 시스템, 또는 음이온교환막(AEM: Anion Exchange Membrane) 수전해 시스템 등과 같은 수전해 시스템에도 적용될 수 있다.
이상과 같이 본 발명이 속하는 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 이러한 명세서의 기재로부터 다양한 수정 및 변형이 가능함을 이해할 수 있다. 그러므로 본 발명의 범위는 설명된 실시예에 국한되어 정해져서는 아니되며 후술하는 특허청구범위뿐 아니라 이 특허청구범위와 균등한 것들에 의해 정해져야 한다.
10: 스팀 생성부 20: 이젝터
30: 양방향 수전해 연료전지 41, 42, 43, 44, 53: 열교환기
61,62: 히터
80: 고온 수소 펌프

Claims (10)

  1. 수전해부(30)의 수소극에서 배출되는 유체를 배출하기 위한 배출유로(L41); 및
    배출유로(l41)에 설치되어 상기 수소극에서 배출된 유체에서 수소를 분리하는 고온 수소 펌프(80);를 포함하며,
    상기 수온 수소 펌프(80)는 상기 수소극에서 배출된 유체에서 전기화학적으로 수소를 분리하는 것인, 수전해 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    수전해부(30)의 수소극으로 스팀을 제공하기 위한 스팀 제공 라인(L21); 및
    스팀 제공 라인(L21)로부터 분기되어 배출유로(L41)로 연결되는 압력 제어용 유로(L46);를 더 포함하는 수전해 시스템.
  3. 제 2 항에 있어서,
    스팀 제공 라인(L21)에 설치된 이젝터(20);를 더 포함하고
    압력 제어용 유로(L46)는 상기 이젝터(20)의 상류에서 분기되는 것인, 수전해 시스템.
  4. 제 2 항에 있어서,
    스팀 제공 라인(L21)에 설치된 히터(61);를 더 포함하며,
    압력 제어용 유로(L46)는 히터(61)의 상류에서 분기되는 것인, 수전해 시스템.
  5. 제 2 항에 있어서,
    압력 제어용 유로(L46)에는 압력 제어용 밸브(18)가 설치되어 있고, 압력 제어용 밸브(18)는 배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우 개방되는 것인, 수전해 시스템.
  6. 수전해 시스템의 동작 방법으로서,
    수전해부(30)의 수소극으로부터 배출되는 유체를 배출유로(L41)가 배출하는 단계; 및
    배출유로(L41)로부터 배출되는 유체에 포함된 수소를 전기화학적으로 분리하는 단계;를 포함하는 수전해 시스템의 동작 방법.
  7. 제6항에 있어서,
    배출유로(L41)의 압력을 모니터링하는 단계; 및
    배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우에, 배출유로(L41)로 압력 제어용 유체를 제공하는 단계;를 더 포함하는 것인, 수전해 시스템의 동작 방법.
  8. 제7항에 있어서,
    수전해부(30)의 수소극으로 스팀 제공 라인(L21)이 스팀을 제공하는 단계; 를 더 포함하며,
    상기 압력 제어용 유체를 제공하는 단계는,
    배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우에, 스팀 제공 라인(L21)을 통해서 흐르는 스팀의 일부를 배출유로(L41)로 제공하는 것인, 수전해 시스템의 동작 방법.
  9. 제8항에 있어서,
    스팀 제공 라인(L21)에 이젝터(20)가 설치되어 있고,
    상기 압력 제어용 유체를 제공하는 단계는,
    배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우에, 이젝터(20)의 상류의 스팀의 일부를 배출유로(L41)로 제공하는 것인, 수전해 시스템의 동작 방법.
  10. 제8항에 있어서,
    스팀 제공 라인(L21)에 히터(61)가 설치되어 있고,
    상기 압력 조절을 위한 스팀을 제공하는 단계는,
    배출유로(L41)의 압력이 기준 압력 이하일 경우에, 히터(61)의 상류의 스팀의 일부를 배출유로(L41)로 제공하는 것인, 수전해 시스템의 동작 방법.
KR1020200133425A 2020-10-15 2020-10-15 수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템 KR102536133B1 (ko)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020200133425A KR102536133B1 (ko) 2020-10-15 2020-10-15 수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020200133425A KR102536133B1 (ko) 2020-10-15 2020-10-15 수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20220050273A true KR20220050273A (ko) 2022-04-25
KR102536133B1 KR102536133B1 (ko) 2023-05-30

Family

ID=81451814

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020200133425A KR102536133B1 (ko) 2020-10-15 2020-10-15 수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR102536133B1 (ko)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007042506A (ja) * 2005-08-04 2007-02-15 Honda Motor Co Ltd 燃料電池システム
KR100776353B1 (ko) 2006-10-31 2007-11-15 한국전력공사 수소에너지를 이용한 독립형 에너지 시스템
JP2009151990A (ja) * 2007-12-19 2009-07-09 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
KR20190096338A (ko) * 2016-12-21 2019-08-19 프로톤 모터 퓨얼 셀 게임베하 연료 전지 시스템을 위한 연료 공급 장치 및 연료 전지 시스템
KR20200108151A (ko) * 2019-03-06 2020-09-17 한국기계연구원 이젝터에 의한 열회수 기능을 구비한 양방향 수전해 시스템 및 이의 동작 방법

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007042506A (ja) * 2005-08-04 2007-02-15 Honda Motor Co Ltd 燃料電池システム
KR100776353B1 (ko) 2006-10-31 2007-11-15 한국전력공사 수소에너지를 이용한 독립형 에너지 시스템
JP2009151990A (ja) * 2007-12-19 2009-07-09 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
KR20190096338A (ko) * 2016-12-21 2019-08-19 프로톤 모터 퓨얼 셀 게임베하 연료 전지 시스템을 위한 연료 공급 장치 및 연료 전지 시스템
KR20200108151A (ko) * 2019-03-06 2020-09-17 한국기계연구원 이젝터에 의한 열회수 기능을 구비한 양방향 수전해 시스템 및 이의 동작 방법

Also Published As

Publication number Publication date
KR102536133B1 (ko) 2023-05-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101925290B1 (ko) 열회수를 통한 고효율 양방향 수전해 시스템
JP6374965B2 (ja) 高温電池システムのための再循環装置及び方法
US6306532B1 (en) Vehicular mountable fuel cell system
US20070269695A1 (en) Fuel Cell System
EP1276163B1 (en) Solid polymer fuel cell
AU2020232743B2 (en) Reversible water electrolysis system and operation method thereof
KR102232001B1 (ko) 이젝터에 의한 열회수 기능을 구비한 양방향 수전해 시스템 및 이의 동작 방법
US7998633B2 (en) Fuel cell system
CN113278993A (zh) 一种高安全性燃料电池电解槽系统及其工作方法
KR102372534B1 (ko) 압력 제어가 용이한 수전해 시스템 및 이의 동작 방법
JP3832249B2 (ja) 燃料電池装置
CN115347219A (zh) 一种燃料电池供氢及氢气循环系统、和其控制器方法
JP2017050049A (ja) 燃料電池システム
CN114243066A (zh) 一种燃料电池发动机停机吹扫系统及其控制方法及燃料电池系统
KR102500283B1 (ko) 연료전지로부터 생성된 수소를 이용하여 부압의 발생을 방지하기 위한 양방향수전해 시스템
EP3869599A1 (en) Reversible water electrolysis system and method for operating same
KR102536133B1 (ko) 수소의 분리 및 저장이 효율적으로 가능한 양방향 수전해 시스템
JP2010287541A (ja) 燃料電池システム
KR102000127B1 (ko) 이젝터를 이용한 열회수 기능을 갖는 양방향 수전해 시스템
KR102184354B1 (ko) 촉매 연소기를 구비한 양방향 수전해 시스템
KR102543442B1 (ko) 스팀을 이용하여 시스템의 안정적인 운전을 위한 양방향수전해 시스템
KR102184353B1 (ko) 연료전지 입구측 압력 조절 기능을 구비한 양방향 수전해 시스템
KR101259459B1 (ko) 연료전지시스템 및 이를 구비한 선박
CN217485492U (zh) 一种固态氧化物燃料电池系统
US20230235466A1 (en) Internal steam delivery system

Legal Events

Date Code Title Description
E902 Notification of reason for refusal
AMND Amendment
E601 Decision to refuse application
X091 Application refused [patent]
AMND Amendment
X701 Decision to grant (after re-examination)