WO2016140536A1 - 연료전지 시스템 - Google Patents

연료전지 시스템 Download PDF

Info

Publication number
WO2016140536A1
WO2016140536A1 PCT/KR2016/002150 KR2016002150W WO2016140536A1 WO 2016140536 A1 WO2016140536 A1 WO 2016140536A1 KR 2016002150 W KR2016002150 W KR 2016002150W WO 2016140536 A1 WO2016140536 A1 WO 2016140536A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
carbon dioxide
unit
gas
fuel
fuel cell
Prior art date
Application number
PCT/KR2016/002150
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
김호석
김두희
홍병선
신미남
Original Assignee
주식회사 두산
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 주식회사 두산 filed Critical 주식회사 두산
Priority to CN201680013645.6A priority Critical patent/CN107278340B/zh
Priority to EP16759172.6A priority patent/EP3267524B1/en
Publication of WO2016140536A1 publication Critical patent/WO2016140536A1/ko

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04014—Heat exchange using gaseous fluids; Heat exchange by combustion of reactants
    • H01M8/04022—Heating by combustion
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0618—Reforming processes, e.g. autothermal, partial oxidation or steam reforming
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0668—Removal of carbon monoxide or carbon dioxide
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0675—Removal of sulfur
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0687—Reactant purification by the use of membranes or filters
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Definitions

  • the present invention relates to a fuel cell system, and more particularly, to an environment-friendly fuel cell system capable of minimizing the emission of carbon dioxide, which is a greenhouse gas.
  • the fuel cell system includes a reformer for converting a fuel gas containing hydrocarbons into a hydrogen-rich reformed gas, and a fuel cell stack for generating electricity by reacting the reformed gas with oxygen in the air.
  • a reformer for converting a fuel gas containing hydrocarbons into a hydrogen-rich reformed gas
  • a fuel cell stack for generating electricity by reacting the reformed gas with oxygen in the air.
  • Biogas is introduced into the reformer through a purification process to remove moisture and impurities, and an upgrading process that separates methane and carbon dioxide to increase the purity of methane.
  • Biogas nitriding methods include chemical adsorption, pressure swing absorption, water washing, and membrane separation.
  • Membrane separation method has the advantages of relatively simple device configuration, environmentally friendly and easy operation of the device, but in order to increase the purity of methane, it is necessary to operate by applying a high pressure to the membrane, so energy efficiency is low due to high energy consumption due to pressurization.
  • carbon dioxide separated during the nitrification process of biogas is a representative greenhouse gas, and therefore, emissions must be reduced.
  • An aspect of the present invention is to provide a fuel cell system that can implement an environmentally friendly fuel cell by reducing the energy consumed in the process of nitrifying fuel gas to increase the energy efficiency of the entire fuel cell system and minimize the emission of carbon dioxide, a greenhouse gas. do.
  • Fuel cell system is a pre-treatment device for removing impurities contained in the fuel gas to increase the purity of methane, a reformer for converting the fuel gas discharged from the pre-treatment device to the reformed gas, using the reformed gas And a fuel cell stack for producing electricity.
  • the pretreatment apparatus includes a high nitriding unit for separating the by-product gas including carbon dioxide from the fuel gas, and a carbon dioxide removal unit for removing carbon dioxide contained in the by-product gas.
  • the pretreatment apparatus may further include a purification unit installed at the front end of the nitriding unit, and the purification unit may include at least one of a dehumidification unit, a desulfurization unit, an ammonia removal unit, and a siloxane removal unit.
  • the nitriding unit may include a compressor for sucking and compressing the fuel gas from which impurities are removed, and a multistage separator separating methane and carbon dioxide from the compressed fuel gas.
  • the fuel gas discharged from the nitriding unit may contain 90% or more of methane.
  • the multistage separator may include at least two separators arranged in series, and the pressure of the fuel gas applied to the inlet of the multistage separator may be 0.3 MPa to 0.5 MPa.
  • the carbon dioxide removal unit may include a configuration for passing a byproduct gas through a mixture of water and calcium carbonate. Carbon dioxide contained in the by-product gas may be calcium carbonate in the carbon dioxide removal unit.
  • the carbon dioxide removal unit may generate high purity methane, and may provide high purity methane to a fuel supply installed between the high nitriding unit and the reformer.
  • the reformer may receive heat from the burner for the reforming reaction.
  • the fuel cell system may further include an auxiliary carbon dioxide removal unit connected to the burner to remove carbon dioxide in the combustion gas discharged from the burner.
  • the reformed gas discharged from the reformer may include carbon dioxide, and the fuel cell stack may provide an unreacted fuel including carbon dioxide to the burner.
  • the auxiliary carbon dioxide removal unit may be connected to an air outlet of the fuel cell stack to remove carbon dioxide from unreacted air discharged from the fuel cell stack.
  • the fuel cell system removes carbon dioxide generated during the pretreatment of fuel gas to implement an eco-friendly fuel cell system with almost no greenhouse gas emissions.
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a fuel cell system according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a configuration diagram of the nitriding unit of the fuel cell system shown in FIG. 1.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a carbon dioxide removal unit of the fuel cell system shown in FIG. 1.
  • FIG. 4 is a configuration diagram of a fuel cell system according to a second embodiment of the present invention.
  • control unit 500 auxiliary carbon dioxide removal unit
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a fuel cell system according to a first embodiment of the present invention.
  • the fuel cell system of the first embodiment includes a pretreatment apparatus 100 for removing impurities included in fuel gas and increasing methane purity, a reformer 200 for converting fuel gas into reformed gas, and reforming. And a fuel cell stack 300 that generates electricity by reacting gas with oxygen in the air.
  • the fuel gas is a gas containing a hydrocarbon and may be, for example, a biogas.
  • Biogas is a gas produced when decomposing organic waste with high organic content in anaerobic conditions such as livestock manure, food waste and sludge in sewage treatment plants. Biogas may include approximately 55-80% methane (CH 4 ), 20-45% carbon dioxide (CO 2 ), and other impurities such as hydrogen sulfide, siloxane, ammonia and the like.
  • the pretreatment apparatus 100 includes a refining unit 110 for removing impurities contained in fuel gas, a high nitriding unit 120 for separating carbon dioxide from a fuel gas from which impurities are removed, and increasing the purity of methane, and a high nitriding unit 120. It includes a carbon dioxide removal unit 130 to remove the carbon dioxide separated from.
  • the purifying unit 110 includes a dehumidification unit for removing water included in the fuel gas, a desulfurization unit for removing hydrogen sulfide included in the fuel gas, an ammonia removal unit for removing ammonia included in the fuel gas, and a fuel gas. And a siloxane removal unit for removing the siloxane.
  • the dehumidification unit may be disposed at the front of the purification unit 110, the dew point temperature of the fuel gas passing through the dehumidification unit may be 0 ° C or less.
  • the units disposed after the dehumidification unit can prevent the entanglement of the adsorbent due to moisture and the performance degradation thereof.
  • the biogas passes through the above-mentioned units in order to remove moisture and various foreign substances.
  • the fuel gas from which water and impurities are removed while passing through the refining unit 110 may be used as a fuel of a cogeneration plant as a medium quality gas, but is not suitable as a fuel of a fuel cell due to its low energy efficiency. Therefore, the nitriding unit 120 separates carbon dioxide from the fuel gas from which impurities are removed to increase the methane purity of the fuel gas to 90% or more. Detailed configurations of the nitriding unit 120 and the carbon dioxide removal unit 130 will be described later.
  • the fuel supply unit 410 is installed between the pretreatment device 100 and the reformer 200.
  • the fuel supply unit 410 includes a fuel gas boost pump, a fuel flow meter, and the like, and supplies the fuel gas discharged from the pretreatment apparatus 100 to the reformer 200.
  • the reformer 200 is a steam reforming reactor, and reacts methane in fuel gas with oxygen in a high temperature atmosphere to reform hydrogen with hydrogen.
  • the reformer 200 receives heat from the burner 210.
  • the burner 210 generates combustion heat by mixing and burning burner fuel and air, and supplies the combustion heat to the reformer 200 so that the reformer 200 maintains a high temperature necessary for steam reforming.
  • Carbon monoxide (CO) is generated as a by-product during the reforming reaction.
  • a water gas reactor (not shown) and a partial oxidation reactor (not shown) may be installed at the rear end of the reformer 200 to reduce the concentration of carbon monoxide included in the reforming gas to about 50 ppm or less.
  • the fuel cell stack 300 chemically reacts hydrogen in the reformed gas with oxygen in the air to produce electricity and heat.
  • Fuel cells are a high efficiency energy source that can be used permanently as long as hydrogen is continuously supplied without pollution and noise emission.
  • the fuel cell stack 300 is connected to the interleaver 310.
  • the inverter 310 converts the DC power of the fuel cell stack 300 into AC power.
  • the fuel cell stack 300 may be connected to the heat storage tank 320.
  • the heat storage tank 320 receives and stores heat generated from the fuel cell stack 300 using a waste heat recovery device (not shown).
  • the fuel cell system may supply hot water or heating water to a user by using heat of the heat storage tank 320.
  • the fuel cell system further includes a water supply unit 420, an air supply unit 430, and a controller 440.
  • the water supply unit 420 includes a water pump, a heat exchanger, and the like, supplies the fixed water required for the steam reforming reaction to the reformer 200, and supplies the cooling water to the fuel cell stack 300.
  • the air supply unit 430 includes an air flow meter and an air pump, and supplies air to the burner 210 and the fuel cell stack 300.
  • the controller 440 is electrically connected to the fuel supply unit 410, the water supply unit 420, the air supply unit 430, and the inverter 310 to control their operation.
  • FIG. 2 is a configuration diagram of the nitriding unit of the fuel cell system shown in FIG. 1.
  • the nitriding unit 120 is a membrane separation type and includes a separation membrane for gas separation having a high permeability to carbon dioxide (hereinafter, referred to as a “separation membrane” for convenience).
  • the separation membrane may be composed of a hollow fiber membrane, and may include any one of polyether sulfone, polystyrene, and polyimide.
  • the membrane is divided into an inlet part, a permeate part, and a residual part.
  • the inlet part is the fuel gas input part
  • the permeate part contains carbon dioxide
  • the remainder part contains methane.
  • the nitriding unit 120 includes a compressor 121 for sucking and compressing the fuel gas discharged from the refining unit 110, a buffer tank 122 for reducing the pressure fluctuation of the fuel gas discharged from the compressor 121, and a fuel gas. It includes a multi-stage separator 123 for separating methane and carbon dioxide.
  • the buffer tank 122 may be omitted as necessary.
  • the multi-stage separator 123 may include a first separator 124 and a second separator 125 arranged in series.
  • the fuel gas sucked and compressed by the compressor 121 is provided to the inlet portion I1 of the first separation membrane 124, and the first separation membrane 124 separates carbon dioxide from the fuel gas.
  • a small amount of carbon dioxide is included in the remaining portion R1 of the first separation membrane 124, and a small amount of methane is included in the permeation portion P1 of the first separation membrane 124.
  • the remaining portion R1 of the first separator 124 is connected to the inlet portion I2 of the second separator 125 to supply fuel gas to the second separator 125.
  • the second separator 125 once again separates carbon dioxide from the supplied fuel gas. Also in this process, a small amount of carbon dioxide is contained in the residual portion R2 of the second separator 125, and a small amount of methane is contained in the permeate portion P2 of the second separator 125.
  • the conventional nitriding unit using the membrane separation method applies a high pressure of approximately 0.6 MPa to 1 MPa to the multistage separator to maintain the methane purity in the fuel gas at 98% or more.
  • the higher the inlet pressure of the multi-stage membrane the higher the separation performance of methane and carbon dioxide, but the higher the energy consumption due to compression, the lower the energy efficiency of the entire fuel cell system.
  • the nitriding unit 120 lowers the inlet pressure of the multistage separator 123 to increase energy efficiency of the entire fuel cell system.
  • the methane purity in the fuel gas finally discharged from the nitriding unit 120 is a level capable of preventing choking of the reformer 200 catalyst, and may be set to, for example, 90%. That is, the nitriding unit 120 lowers the inlet pressure of the multistage separator 123 so that the fuel gas finally discharged from the nitriding unit 120 contains 90% or more of methane.
  • the methane purity of the fuel gas finally discharged from the nitriding unit 120 varies slightly depending on the flow rate of the fuel gas, but is proportional to the pressure applied to the inlet of the multistage separator 123.
  • the inlet pressure of the fuel gas applied to the multi-stage membrane 123 is set at a condition of about 0.3 MPa to 0.5 MPa, the purity of methane in the finally discharged fuel gas may be secured to 90% or more.
  • Table 2 shows the carbon dioxide detection amount according to the inlet pressure of the fuel gas and the outlet flow rate of the fuel gas.
  • the composition of the refined fuel gas was methane 50% and carbon dioxide 50%, and the concentration of carbon dioxide in the finally discharged fuel gas was measured while changing the inlet pressure and the outlet flow rate of the fuel gas.
  • Carbon dioxide detection amount (%) Inlet Pressure (MPa) 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 Fuel gas outlet flow rate (L / min) 2 26.4 11.4 5.7 4.3 3.1 3 32.5 17.7 9.9 6.8 3.8 4 33.9 21.2 13.3 8.9 5.4 5 38.2 23.9 15.3 11.7 7.3
  • the remaining part R2 of the second separator 125 is connected to the reformer 200 to supply fuel gas to the reformer 200.
  • the permeation unit P2 of the first separation membrane 124 and the permeation unit P2 of the second separation membrane 125 are connected to the carbon dioxide removal unit 130 to supply a by-product gas to the carbon dioxide removal unit 130.
  • By-product gas comprises approximately 70% to 80% carbon dioxide and 20% to 30% unutilized methane.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a carbon dioxide removal unit of the fuel cell system shown in FIG. 1.
  • the carbon dioxide removal unit 130 is configured to pass a by-product gas through a mixture of water and calcium oxide (CaO).
  • the carbon dioxide removal unit 130 is installed in the chamber 131, the stirrer 132 installed in the chamber 131 to agitate water and calcium oxide, and a nozzle for discharging the by-product gas into the chamber 131 ( 133).
  • the nozzle 133 is positioned below the inside of the chamber 131, and may discharge the by-product gas in the form of bubbles into the mixture of water and calcium oxide. Carbon dioxide contained in the by-product gas becomes calcium carbonate by the following reaction formula.
  • the carbon dioxide removal unit 130 may create additional added value in addition to the main function of removing carbon dioxide, which is a greenhouse gas.
  • the calcium carbonate may be discharged to the outside of the chamber 131 through the discharge pipe 134 under the chamber 31.
  • the carbon dioxide removal unit 130 is connected to a storage tank (not shown) storing methane, or connected to the fuel supply unit 410 through a pipe 1345 to supply high-purity methane to fuel gas discharged from the nitriding unit 120. Can join.
  • the pretreatment apparatus 100 implements an eco-friendly fuel cell system by removing carbon dioxide, which is a greenhouse gas generated during the pretreatment of fuel gas, and simultaneously removes carbon dioxide and removes the high purity methane remaining as fuel gas of the reformer 200. By recycling, the efficiency of the entire fuel cell system can be improved.
  • FIG. 4 is a configuration diagram of a fuel cell system according to a second embodiment of the present invention.
  • the fuel cell system of the second embodiment has the same configuration as in the above-described first embodiment except that the auxiliary carbon dioxide removing unit 500 is further included.
  • the same reference numerals are used for the same components as in the first embodiment.
  • the auxiliary carbon dioxide removal unit 500 may be connected to the burner 210 of the reformer 200 and the air outlet of the fuel cell stack 300.
  • the auxiliary carbon dioxide removal unit 500 removes carbon dioxide in the combustion gas discharged from the burner 210 and carbon dioxide in the unreacted air discharged from the fuel cell stack 300.
  • the auxiliary carbon dioxide removal unit 500 may have the same configuration as the carbon dioxide removal unit 130 illustrated in FIG. 3.
  • methane is separated into hydrogen and carbon dioxide by a steam reforming reaction, and a reformed gas including carbon dioxide is supplied to the fuel cell stack 300.
  • the fuel cell stack 300 discharges unreacted fuel including carbon dioxide.
  • the fuel outlet of the fuel cell stack 300 is connected to the burner 210 to supply the unreacted fuel to the burner 210.
  • Unreacted fuel provided to burner 210 is used to maintain the temperature of reformer 200. Therefore, the combustion gas supplied from the burner 210 to the auxiliary carbon dioxide removal unit 500 includes carbon dioxide generated from the reformer 200.
  • the fuel cell system of the second embodiment removes carbon dioxide in the air discharged from the reformer 200 and the burner 210 and the fuel cell stack 300 as well as carbon dioxide generated during the pretreatment of the fuel gas. Therefore, an eco-friendly fuel cell system with almost no greenhouse gas emission can be realized.

Landscapes

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

Abstract

연료전지 시스템은 연료가스에 포함된 불순물을 제거하고 메탄의 순도를 높이는 전처리 장치와, 전처리 장치에서 배출된 연료가스를 개질가스로 전환하는 개질기와, 개질가스를 이용하여 전기를 생산하는 연료전지 스택을 포함한다. 전처리 장치는 연료가스로부터 이산화탄소를 포함한 부산물 가스를 분리시키는 고질화부와, 부산물 가스에 포함된 이산화탄소를 제거하는 이산화탄소 제거부를 포함한다.

Description

연료전지 시스템
본 발명은 연료전지 시스템에 관한 것으로서, 보다 상세하게는 온실가스인 이산화탄소의 배출을 최소화할 수 있는 친환경 연료전지 시스템에 관한 것이다.
연료전지 시스템은 탄화수소를 포함하는 연료가스를 수소가 풍부한 개질가스로 전환하는 개질기와, 개질가스를 공기 중의 산소와 반응시켜 전기를 생산하는 연료전지 스택을 포함한다. 최근 들어 바이오가스로부터 고순도의 메탄가스를 추출하여 연료전지의 연료가스로 사용하려는 연구개발이 진행되고 있다.
바이오가스는 수분과 불순물을 제거하는 정제 과정과, 메탄과 이산화탄소를 분리시켜 메탄의 순도를 높이는 고질화(upgrading) 과정을 거쳐 개질기로 투입된다. 바이오가스의 고질화 방법에는 화학 흡착법(chemical absorption), 압력변동 흡착법(pressure swing absorption), 물세정법(water washing), 및 막 분리법(membrane separation) 등이 있다.
이 가운데 막 분리법은 장치 구성이 비교적 단순하고 친환경적이며 장치 운영이 쉬운 장점이 있으나, 메탄의 순도를 높이기 위해서는 분리막에 고압을 가하여 운전해야 하므로 가압에 따른 높은 에너지 소모로 인해 에너지 효율이 낮다. 또한, 바이오가스의 고질화 과정에서 분리된 이산화탄소는 대표적인 온실가스이므로 배출량을 줄여야 한다.
본 발명의 일 측면은 연료가스의 고질화 과정에서 소모되는 에너지를 줄여 전체 연료전지 시스템의 에너지 효율을 높이며, 온실가스인 이산화탄소의 배출을 최소화하여 친환경 연료전지를 구현할 수 있는 연료전지 시스템을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 실시예에 따른 연료전지 시스템은 연료가스에 포함된 불순물을 제거하고 메탄의 순도를 높이는 전처리 장치와, 전처리 장치에서 배출된 연료가스를 개질가스로 전환하는 개질기와, 개질가스를 이용하여 전기를 생산하는 연료전지 스택을 포함한다. 전처리 장치는 연료가스로부터 이산화탄소를 포함한 부산물 가스를 분리시키는 고질화부와, 부산물 가스에 포함된 이산화탄소를 제거하는 이산화탄소 제거부를 포함한다.
전처리 장치는 고질화부의 전단에 설치된 정제부를 더 포함할 수 있고, 정제부는 제습유닛, 탈황유닛, 암모니아 제거유닛, 및 실록산 제거유닛 중 적어도 하나를 포함할 수 있다.
고질화부는 불순물이 제거된 연료가스를 흡입 압축하는 압축기와, 압축된 연료가스로부터 메탄과 이산화탄소를 분리시키는 다단 분리막을 포함할 수 있다. 고질화부에서 배출되는 연료가스는 90% 이상의 메탄을 포함할 수 있다. 다단 분리막은 직렬로 배치된 적어도 두 개의 분리막을 포함할 수 있고, 다단 분리막의 유입부에 가해지는 연료가스의 압력은 0.3MPa 내지 0.5MPa일 수 있다.
이산화탄소 제거부는 물과 탄산칼슘의 혼합물에 부산물 가스를 통과시키는 구성을 포함할 수 있다. 부산물 가스에 포함된 이산화탄소는 이산화탄소 제거부에서 탄산칼슘화할 수 있다. 이산화탄소 제거부는 고순도 메탄을 발생시킬 수 있고, 고질화부와 개질기 사이에 설치된 연료 공급부에 고순도 메탄을 제공할 수 있다.
개질기는 버너로부터 개질 반응에 필요한 열을 공급받을 수 있다. 연료전지 시스템은 버너와 연결되어 버너에서 배출된 연소가스 중의 이산화탄소를 제거하는 보조 이산화탄소 제거부를 더 포함할 수 있다. 개질기에서 배출되는 개질가스는 이산화탄소를 포함할 수 있고, 연료전지 스택은 이산화탄소를 포함하는 미반응 연료를 버너에 제공할 수 있다.
보조 이산화탄소 제거부는 연료전지 스택의 공기 배출구와 연결되어 연료전지 스택에서 배출된 미반응 공기 중의 이산화탄소를 제거할 수 있다.
연료전지 시스템은 연료가스의 전처리 과정에서 발생하는 이산화탄소를 제거하여 온실가스의 배출이 거의 없는 친환경 연료전지 시스템을 구현할 수 있다. 또한, 연료가스의 메탄 순도를 높이는 고질화부의 운전 압력을 낮추어 전체 연료전지 시스템의 에너지 효율을 높일 수 있다.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 연료전지 시스템의 구성도이다.
도 2는 도 1에 도시한 연료전지 시스템 중 고질화부의 구성도이다.
도 3은 도 1에 도시한 연료전지 시스템 중 이산화탄소 제거부의 구성도이다.
도 4는 본 발명의 제2 실시예에 따른 연료전지 시스템의 구성도이다.
- 부호의 설명 -
100: 전처리 장치 110: 정제부
120: 고질화부 130: 이산화탄소 제거부
200: 개질기 210: 버너
300: 연료전지 스택 310: 인버터
320: 축열조 410: 연료 공급부
420: 물 공급부 430: 공기 공급부
440: 제어부 500: 보조 이산화탄소 제거부
이하, 첨부한 도면을 참고로 하여 본 발명의 실시예에 대하여 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자가 용이하게 실시할 수 있도록 상세히 설명한다. 본 발명은 여러 가지 상이한 형태로 구현될 수 있으며 여기에서 설명하는 실시예에 한정되지 않는다.
명세서 전체에서 어떤 부분이 어떤 구성요소를 "포함"한다고 할 때 이는 특별히 반대되는 기재가 없는 한 다른 구성요소를 더 포함할 수 있는 것을 의미한다. 도면에 나타난 각 구성의 크기 및 두께 등은 설명의 편의를 위해 임의로 나타낸 것이므로, 본 발명은 도시한 바로 한정되지 않는다.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 연료전지 시스템의 구성도이다.
도 1을 참고하면, 제1 실시예의 연료전지 시스템은 연료가스에 포함된 불순물을 제거하고 메탄의 순도를 높이는 전처리 장치(100)와, 연료가스를 개질가스로 전환하는 개질기(200)와, 개질가스를 공기 중의 산소와 반응시켜 전기를 생산하는 연료전지 스택(300)을 포함한다.
연료가스는 탄화수소를 포함하는 가스로서, 예를 들어 바이오가스일 수 있다. 바이오가스는 축산분뇨, 음식물 쓰레기, 하수처리장의 슬러지 등과 같이 유기물의 함량이 높은 유기성 폐기물을 혐기상태에서 분해할 때 발생하는 가스이다. 바이오가스는 대략 55~80%의 메탄(CH4)과, 20~45%의 이산화탄소(CO2)와, 기타 황화수소, 실록산, 암모니아 등의 불순물을 포함할 수 있다.
전처리 장치(100)는 연료가스에 포함된 불순물을 제거하는 정제부(110)와, 불순물이 제거된 연료가스로부터 이산화탄소를 분리시켜 메탄의 순도를 높이는 고질화부(120)와, 고질화부(120)에서 분리된 이산화탄소를 제거하는 이산화탄소 제거부(130)를 포함한다.
정제부(110)는 연료가스에 포함된 수분을 제거하는 제습유닛과, 연료가스에 포함된 황화수소를 제거하는 탈황유닛과, 연료가스에 포함된 암모니아를 제거하는 암모니아 제거유닛과, 연료가스에 포함된 실록산을 제거하는 실록산 제거유닛 등을 포함할 수 있다.
제습유닛은 정제부(110)의 가장 앞쪽에 배치될 수 있으며, 제습유닛을 통과한 연료가스의 이슬점 온도는 0℃ 이하일 수 있다. 이 경우 제습유닛 이후에 배치된 유닛들은 수분에 의한 흡착제의 엉김현상과 이에 따른 성능저하를 방지할 수 있다. 바이오가스는 전술한 유닛들을 차례로 통과하면서 수분과 각종 이물질이 제거된다.
정제부(110)를 거치면서 수분과 불순물이 제거된 연료가스는 중질(medium quality) 가스로서, 열병합 발전소의 연료로 사용될 수 있으나, 에너지 효율이 낮아 연료전지의 연료로는 부적합하다. 따라서 고질화부(120)가 불순물이 제거된 연료가스에서 이산화탄소를 분리시켜 연료가스의 메탄 순도를 90% 이상으로 높인다. 고질화부(120)와 이산화탄소 제거부(130)의 상세 구성에 대해서는 후술한다.
전처리 장치(100)와 개질기(200) 사이에 연료 공급부(410)가 설치된다. 연료 공급부(410)는 연료가스 승압 펌프와 연료 유량계 등을 포함하며, 전처리 장치(100)에서 배출된 연료가스를 개질기(200)로 공급한다.
개질기(200)는 수증기 개질 반응기이며, 연료가스 중의 메탄을 고온 분위기에서 산소와 반응시켜 수소로 개질한다. 개질기(200)는 버너(210)로부터 열을 공급받는다. 버너(210)는 버너연료와 공기를 혼합 연소시켜 연소열을 발생시키고, 개질기(200)로 연소열을 공급하여 개질기(200)가 수증기 개질에 필요한 고온을 유지하도록 한다.
개질 반응 과정에서 부산물로서 일산화탄소(CO)가 발생한다. 개질기(200)의 후단에 수성가스 반응기(도시하지 않음)와 부분산화 반응기(도시하지 않음)가 설치되어 개질가스에 포함된 일산화탄소의 농도를 대략 50ppm 이하로 줄일 수 있다.
연료전지 스택(300)은 개질가스 중의 수소를 공기 중의 산소와 화학반응시켜 전기와 열을 생산한다. 연료전지는 공해물질의 배출과 소음이 없고, 수소를 지속적으로 공급하는 한 영구적으로 사용할 수 있는 고효율 에너지원이다. 연료전지 스택(300)은 인터버(310)와 연결된다. 인버터(310)는 연료전지 스택(300)의 직류 전력을 교류 전력으로 변환한다.
연료전지 스택(300)은 축열조(320)와 연결될 수 있다. 축열조(320)는 폐열 회수장치(도시하지 않음)를 이용하여 연료전지 스택(300)에서 발생된 열을 제공받아 저장한다. 연료전지 시스템은 전기를 생산하는 것과 더불어 축열조(320)의 열을 이용하여 온수 또는 난방수 등을 사용자에게 공급할 수 있다.
연료전지 시스템은 물 공급부(420)와 공기 공급부(430) 및 제어부(440)를 더 포함한다. 물 공급부(420)는 물 펌프와 열교환기 등을 포함하며, 개질기(200)로 수증기 개질 반응에 필요한 정량수를 공급하고, 연료전지 스택(300)으로 냉각수를 공급한다. 공기 공급부(430)는 공기 유량계와 공기 펌프 등을 포함하며, 버너(210)와 연료전지 스택(300)으로 공기를 공급한다. 제어부(440)는 연료 공급부(410), 물 공급부(420), 공기 공급부(430), 및 인버터(310)와 전기적으로 연결되어 이들의 작동을 제어한다.
도 2는 도 1에 도시한 연료전지 시스템 중 고질화부의 구성도이다.
도 2를 참고하면, 고질화부(120)는 막 분리(membrane separation) 타입으로서, 이산화탄소에 대한 투과도가 높은 기체분리용 분리막(이하, 편의상 '분리막'이라 한다)을 구비한다. 분리막은 중공사막으로 구성될 수 있고, 폴리에테르술폰, 폴리스티렌, 폴리이미드 중 어느 하나를 포함할 수 있다.
분리막에 일정 압력과 일정 유량의 연료가스를 공급하면, 이산화탄소의 대부분은 분리막을 투과하고, 메탄의 대부분의 분리막에 잔류한다. 분리막은 유입부와 투과부 및 잔류부로 구분된다. 유입부는 연료가스가 투입되는 부분이고, 투과부는 이산화탄소를 포함하며, 잔류부는 메탄을 포함한다.
고질화부(120)는 정제부(110)에서 배출된 연료가스를 흡입 압축하는 압축기(121)와, 압축기(121)에서 배출된 연료가스의 압력 변동을 낮추는 버퍼탱크(122)와, 연료가스로부터 메탄과 이산화탄소를 분리시키는 다단 분리막(123)을 포함한다. 버퍼탱크(122)는 필요에 따라 생략 가능하다. 다단 분리막(123)은 직렬로 배치된 제1 분리막(124)과 제2 분리막(125)을 포함할 수 있다.
압축기(121)에 의해 흡입 압축된 연료가스는 제1 분리막(124)의 유입부(I1)에 제공되며, 제1 분리막(124)이 연료가스로부터 이산화탄소를 분리시킨다. 이 과정에서 제1 분리막(124)의 잔류부(R1)에 소량의 이산화탄소가 포함되고, 제1 분리막(124)의 투과부(P1)에 소량의 메탄이 포함된다.
제1 분리막(124)의 잔류부(R1)는 제2 분리막(125)의 유입부(I2)와 연결되어 제2 분리막(125)으로 연료가스를 공급한다. 제2 분리막(125)은 공급받은 연료가스로부터 이산화탄소를 다시 한번 분리시킨다. 이 과정에서도 제2 분리막(125)의 잔류부(R2)에 소량의 이산화탄소가 포함되고, 제2 분리막(125)의 투과부(P2)에 소량의 메탄이 포함된다.
막 분리법을 이용하는 종래의 고질화부는 다단 분리막에 대략 0.6MPa 내지 1MPa의 높은 압력을 가하여 연료가스 내의 메탄 순도를 98% 이상으로 유지한다. 일반적으로 다단 분리막의 유입부 압력이 높을수록 메탄과 이산화탄소의 분리성능은 높아지지만, 압축에 따른 에너지 소모가 커지므로 전체 연료전지 시스템의 에너지 효율은 낮아진다.
제1 실시예의 연료전지 시스템에서 고질화부(120)는 다단 분리막(123)의 유입부 압력을 낮추어 전체 연료전지 시스템의 에너지 효율을 높인다.
이때 고질화부(120)에서 최종 배출되는 연료가스 내 메탄 순도는 개질기(200) 촉매의 코킹(choking) 현상을 방지할 수 있는 수준으로서, 예를 들어 90%로 설정될 수 있다. 즉 고질화부(120)는 다단 분리막(123)의 유입부 압력을 낮추어 고질화부(120)에서 최종 배출되는 연료가스가 90% 이상의 메탄을 포함하도록 한다.
고질화부(120)에서 최종 배출되는 연료가스의 메탄 순도는 연료가스의 유량에 따라 다소 차이를 보이지만 다단 분리막(123)의 입구에 가해지는 압력에 비례한다. 다단 분리막(123)에 가해지는 연료가스의 유입 압력을 대략 0.3MPa 내지 0.5MPa의 조건으로 설정할 때 최종 배출되는 연료가스 내 메탄 순도를 90% 이상으로 확보할 수 있다.
하기 표에 연료가스의 유입부 압력 및 연료가스의 출구 유량에 따른 이산화탄소 검출량을 나타내었다. 정제 과정을 거친 연료가스의 조성은 메탄 50% 이산화탄소 50%이며, 연료가스의 유입부 압력과 출구 유량을 변화시키면서 최종 배출된 연료가스 내 이산화탄소의 농도를 측정하였다.
이산화탄소 검출량(%) 유입부 압력(MPa)
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5
연료가스 출구유량(L/min) 2 26.4 11.4 5.7 4.3 3.1
3 32.5 17.7 9.9 6.8 3.8
4 33.9 21.2 13.3 8.9 5.4
5 38.2 23.9 15.3 11.7 7.3
표 1에 나타나 있듯이, 연료가스의 출구 유량이 2~3L/min이고 연료가스의 유입부 압력이 0.3MPa 이상일 때 최종 배출되는 연료가스 내의 메탄 농도가 90%를 초과하는 것을 알 수 있다. 연료가스의 출구 유량이 커질수록 90%의 메탄 순도 조건을 만족하는 연료가스의 유입부 압력은 높아지나, 0.5MPa을 초과하지 않는다.
제2 분리막(125)의 잔류부(R2)는 개질기(200)와 연결되어 개질기(200)로 연료가스를 공급한다. 제1 분리막(124)의 투과부(P2)와 제2 분리막(125)의 투과부(P2)는 이산화탄소 제거부(130)와 연결되어 이산화탄소 제거부(130)로 부산물 가스를 공급한다. 부산물 가스는 대략 70% 내지 80%의 이산화탄소와, 20% 내지 30%의 미활용 메탄을 포함한다.
도 3은 도 1에 도시한 연료전지 시스템 중 이산화탄소 제거부의 구성도이다.
도 3을 참고하면, 이산화탄소 제거부(130)는 물과 산화칼슘(CaO)의 혼합물에 부산물 가스를 통과시키는 구성으로 이루어진다. 예를 들어, 이산화탄소 제거부(130)는 챔버(131)와, 챔버(131)에 설치되어 물과 산화칼슘을 교반시키는 교반기(132)와, 챔버(131) 내부로 부산물 가스를 배출시키는 노즐(133)을 포함할 수 있다.
노즐(133)은 챔버(131) 내부의 하측에 위치하며, 물과 산화칼슘의 혼합물 내부로 부산물 가스를 기포 형태로 배출할 수 있다. 부산물 가스에 포함된 이산화탄소는 하기 반응식에 의해 탄산칼슘이 된다.
[화학식 1]
CaO + H2O → Ca(OH)2
Ca(OH)2 + CO2 → CaCO3 + H2O
탄산칼슘은 제지분야, 식품분야, 화학분야 등에서 각종 첨가제로 사용되는 것이므로, 이산화탄소 제거부(130)는 온실가스인 이산화탄소를 제거하는 주 기능 이외에 추가의 부가가치를 창출할 수 있다. 탄산칼슘은 챔버(31) 하부의 배출관(134)을 통해 챔버(131) 외부로 배출될 수 있다.
부산물 가스에 포함된 이산화탄소가 제거됨에 따라, 97% 이상의 고순도 메탄이 남는다. 이산화탄소 제거부(130)는 메탄을 저장하는 저장탱크(도시하지 않음)와 연결되거나, 배관(1345)을 통해 연료 공급부(410)와 연결되어 고질화부(120)에서 배출되는 연료가스에 고순도 메탄을 합류시킬 수 있다.
후자의 경우, 전처리 장치(100)는 연료가스의 전처리 과정에서 발생된 온실가스인 이산화탄소를 제거하여 친환경 연료전지 시스템을 구현함과 동시에 이산화탄소를 제거하고 남은 고순도 메탄을 개질기(200)의 연료가스로 재활용함으로써 전체 연료전지 시스템의 효율을 높일 수 있다.
도 4는 본 발명의 제2 실시예에 따른 연료전지 시스템의 구성도이다.
도 4를 참고하면, 제2 실시예의 연료전지 시스템은 보조 이산화탄소 제거부(500)를 더 포함하는 것을 제외하고 전술한 제1 실시예와 같은 구성으로 이루어진다. 제1 실시예와 같은 구성요소에 대해서는 같은 도면부호를 사용한다.
보조 이산화탄소 제거부(500)는 개질기(200)의 버너(210) 및 연료전지 스택(300)의 공기 배출구에 연결될 수 있다. 보조 이산화탄소 제거부(500)는 버너(210)에서 배출된 연소가스 중의 이산화탄소와, 연료전지 스택(300)에서 배출된 미반응 공기 중의 이산화탄소를 제거한다. 보조 이산화탄소 제거부(500)의 구성은 도 3에 도시한 이산화탄소 제거부(130)와 같을 수 있다.
개질기(200) 내부에서 메탄은 수증기 개질반응에 의해 수소와 이산화탄소로 분리되며, 이산화탄소를 포함하는 개질가스는 연료전지 스택(300)으로 공급된다. 연료전지 스택(300)은 이산화탄소를 포함하는 미반응 연료를 배출하는데, 연료전지 스택(300)의 연료 배출구는 버너(210)와 연결되어 버너(210)로 미반응 연료를 공급한다. 버너(210)에 제공된 미반응 연료는 개질기(200)의 온도를 유지하는데 사용된다. 따라서 버너(210)에서 보조 이산화탄소 제거부(500)로 공급되는 연소가스에는 개질기(200)에서 발생된 이산화탄소도 포함된다.
제2 실시예의 연료전지 시스템은 연료가스의 전처리 과정에서 발생하는 이산화탄소뿐만 아니라 개질기(200)의와 버너(210) 및 연료전지 스택(300)에서 배출되는 공기 중의 이산화탄소를 다시 한번 제거한다. 따라서 온실가스의 배출이 거의 없는 친환경 연료전지 시스템을 구현할 수 있다.
상기에서는 본 발명의 바람직한 실시예에 대하여 설명하였지만, 본 발명은 이에 한정되는 것이 아니고 특허청구범위와 발명의 상세한 설명 및 첨부한 도면의 범위 안에서 여러 가지로 변형하여 실시하는 것이 가능하고 이 또한 본 발명의 범위에 속하는 것은 당연하다.

Claims (9)

  1. 연료가스에 포함된 불순물을 제거하고 메탄의 순도를 높이는 전처리 장치;
    상기 전처리 장치에서 배출된 연료가스를 개질가스로 전환하는 개질기; 및
    상기 개질가스를 이용하여 전기를 생산하는 연료전지 스택
    을 포함하며,
    상기 전처리 장치는 연료가스로부터 이산화탄소를 포함한 부산물 가스를 분리시키는 고질화부와, 상기 부산물 가스에 포함된 이산화탄소를 제거하는 이산화탄소 제거부를 포함하는 연료전지 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 전처리 장치는 상기 고질화부의 전단에 설치된 정제부를 더 포함하며,
    상기 정제부는 제습유닛, 탈황유닛, 암모니아 제거유닛, 및 실록산 제거유닛 중 적어도 하나를 포함하는 연료전지 시스템.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 고질화부는 불순물이 제거된 연료가스를 흡입 압축하는 압축기와, 압축된 연료가스로부터 메탄과 이산화탄소를 분리시키는 다단 분리막을 포함하며,
    상기 고질화부에서 배출되는 연료가스는 90% 이상의 메탄을 포함하는 연료전지 시스템.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 다단 분리막은 직렬로 배치된 적어도 두 개의 분리막을 포함하며,
    상기 다단 분리막의 유입부에 가해지는 연료가스의 압력은 0.3MPa 내지 0.5MPa인 연료전지 시스템.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 이산화탄소 제거부는 물과 탄산칼슘의 혼합물에 상기 부산물 가스를 통과시키는 구성을 포함하며,
    상기 부산물 가스에 포함된 이산화탄소는 상기 이산화탄소 제거부에서 탄산칼슘화하는 연료전지 시스템.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 이산화탄소 제거부는 고순도 메탄을 발생시키며, 상기 고질화부와 상기 개질기 사이에 설치된 연료 공급부에 상기 고순도 메탄을 제공하는 연료전지 시스템.
  7. 제1항에 있어서,
    상기 개질기는 버너로부터 개질 반응에 필요한 열을 공급받으며,
    상기 버너와 연결되어 상기 버너에서 배출된 연소가스 중의 이산화탄소를 제거하는 보조 이산화탄소 제거부를 더 포함하는 연료전지 시스템.
  8. 제7항에 있어서,
    상기 개질기에서 배출되는 개질가스는 이산화탄소를 포함하며,
    상기 연료전지 스택은 이산화탄소를 포함하는 미반응 연료를 상기 버너에 제공하는 연료전지 시스템.
  9. 제7항에 있어서,
    상기 보조 이산화탄소 제거부는 상기 연료전지 스택의 공기 배출구와 연결되어 상기 연료전지 스택에서 배출된 미반응 공기 중의 이산화탄소를 제거하는 연료전지 시스템.
PCT/KR2016/002150 2015-03-03 2016-03-03 연료전지 시스템 WO2016140536A1 (ko)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201680013645.6A CN107278340B (zh) 2015-03-03 2016-03-03 燃料电池系统
EP16759172.6A EP3267524B1 (en) 2015-03-03 2016-03-03 Fuel cell system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2015-0029814 2015-03-03
KR1020150029814A KR20160106986A (ko) 2015-03-03 2015-03-03 연료전지 시스템

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016140536A1 true WO2016140536A1 (ko) 2016-09-09

Family

ID=56848660

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/KR2016/002150 WO2016140536A1 (ko) 2015-03-03 2016-03-03 연료전지 시스템

Country Status (4)

Country Link
EP (1) EP3267524B1 (ko)
KR (1) KR20160106986A (ko)
CN (1) CN107278340B (ko)
WO (1) WO2016140536A1 (ko)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108428914B (zh) * 2018-03-16 2020-03-27 新地能源工程技术有限公司 一种sofc发电系统原料气处理装置及方法
CN109193009B (zh) * 2018-09-19 2022-02-11 中国科学院上海高等研究院 固体氧化物燃料电池复合系统及使用方法
CN111900446B (zh) * 2020-06-23 2021-08-17 摩氢科技有限公司 一种燃料电池的排液排气装置
CN116259806B (zh) * 2023-05-09 2023-09-22 浙江韵量氢能科技有限公司 一种能去除气体杂质的燃料电堆及去除气体杂质的方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20110051054A (ko) * 2009-11-09 2011-05-17 주식회사 효성 고분자 전해질형 연료전지 시스템
JP2012149002A (ja) * 2011-01-18 2012-08-09 Sumitomo Heavy Industries Environment Co Ltd ガス精製装置
KR101187004B1 (ko) * 2012-08-28 2012-10-02 (주)대우건설 바이오가스 고도정제를 위한 선택적 다단 흡수 장치 및 방법
KR101327338B1 (ko) * 2013-05-24 2013-11-11 주식회사 삼천리이에스 바이오메탄 생산 및 이산화탄소 회수를 위한 시스템 및 그 방법
KR20140034623A (ko) * 2012-09-12 2014-03-20 두산중공업 주식회사 바이오가스 연료전지 시스템 및 가스 공급 방법

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2001065621A1 (en) * 2000-03-02 2001-09-07 Ebara Corporation Fuel cell power generation method and system
JP2007254572A (ja) * 2006-03-23 2007-10-04 Ngk Insulators Ltd メタン濃縮システム及びその運用方法
KR101602232B1 (ko) * 2013-07-23 2016-03-10 두산중공업 주식회사 연료전지, 이를 이용한 발전시스템 및 발전방법

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20110051054A (ko) * 2009-11-09 2011-05-17 주식회사 효성 고분자 전해질형 연료전지 시스템
JP2012149002A (ja) * 2011-01-18 2012-08-09 Sumitomo Heavy Industries Environment Co Ltd ガス精製装置
KR101187004B1 (ko) * 2012-08-28 2012-10-02 (주)대우건설 바이오가스 고도정제를 위한 선택적 다단 흡수 장치 및 방법
KR20140034623A (ko) * 2012-09-12 2014-03-20 두산중공업 주식회사 바이오가스 연료전지 시스템 및 가스 공급 방법
KR101327338B1 (ko) * 2013-05-24 2013-11-11 주식회사 삼천리이에스 바이오메탄 생산 및 이산화탄소 회수를 위한 시스템 및 그 방법

Also Published As

Publication number Publication date
EP3267524B1 (en) 2020-05-06
EP3267524A1 (en) 2018-01-10
KR20160106986A (ko) 2016-09-13
CN107278340B (zh) 2021-02-02
CN107278340A (zh) 2017-10-20
EP3267524A4 (en) 2018-09-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2016140536A1 (ko) 연료전지 시스템
EP1259994B1 (en) Fuel cell power generation method and system
US10297849B2 (en) Method and system for producing carbon dioxide, purified hydrogen and electricity from a reformed process gas feed
US8187568B2 (en) Method and plant for the production of synthesis gas from biogas
KR100958991B1 (ko) 용융탄산염 연료전지의 배 가스 수분제거 장치 및 그 방법
US10927008B2 (en) Method and device for upgrading of biogas and hydrogen production from anaerobic fermentation of biological material
US20070031718A1 (en) Fuel cell power generation system
US20110244555A1 (en) Method and system for purifying raw gases, particularly biogas, for obtaining methane
WO2013154367A1 (ko) 정삼투-연료전지 하이브리드 담수화 및 발전방법 및 이를 이용한 정삼투-연료전지 하이브리드 담수화 및 발전시스템
JP2002275482A (ja) 消化ガスによる発電方法及び発電システム
JPH03184270A (ja) 燃料を電気に変換する方法及び装置
JP3938223B2 (ja) 消化ガス利用燃料電池設備
EP1974414A1 (de) Verfahren und system zum betreiben einer hochtemperaturbrennstoffzelle
KR101441492B1 (ko) 바이오가스 연료전지 시스템 및 가스 공급 방법
WO2022055125A1 (ko) 바이오가스내 메탄 회수 효율향상을 위한 정제 및 재순환 시스템 및 방법
CN210635948U (zh) 利用电解水技术实现沼气电化学提纯制取生物天然气系统
WO2020085594A1 (ko) 수중용 연료전지 시스템
KR101359193B1 (ko) 소화 가스 탈황 공정의 탈황제 재생 방법
JP2016184550A (ja) ガス製造装置
KR20000018557A (ko) 혐기성 폐수처리 및 이를 이용한 발전방법과그 장치
KR20150101798A (ko) 해수전해 연료전지 복합설비
CN113476996B (zh) 一种燃气高效利用双膜重整器系统及其控制方法
JPH03236166A (ja) 溶融炭酸塩型燃料電池の発電方法
WO2018101587A1 (ko) 액체연료와 과산화수소를 이용한 연료전지 시스템 및 연료전지 운전 방법
KR20230148115A (ko) 조합된 연료 전지 및 분해 시스템과 그 작동 방법

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 16759172

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2016759172

Country of ref document: EP