WO2023234553A1 - Soe-sofc-ccs 하이브리드 시스템 - Google Patents

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WO2023234553A1
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burner
air
exhaust gas
soe
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장인갑
이태원
류보현
원명준
최영준
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(주)에프씨아이
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Definitions

  • the present invention relates to a hybrid system combining a solid oxide water electrolytic cell (SOE), a solid oxide fuel cell (SOFC), and a carbon capture system (CCS), and more specifically, to a burner that burns the solid oxide water electrolytic cell and exhaust gas.
  • SOE-SOFC-CCS hybrid system that minimizes the fuel required for hydrogen and power production by driving the solid oxide fuel cell and carbon capture technology included in an organic relationship and recirculating by-products and waste heat generated by the drive. It's about.
  • a solid oxide fuel cell has a structure in which a plurality of electricity generating units consisting of a unit cell and a separator plate are stacked.
  • the unit cell includes an electrolyte, an air electrode located on one side of the electrolyte, and a fuel electrode located on the other side of the electrolyte.
  • oxygen When oxygen is supplied to the air electrode and hydrogen is supplied to the fuel electrode, the oxygen ions generated by the reduction reaction of oxygen in the air electrode pass through the electrolyte membrane and move to the fuel electrode and then react with the hydrogen supplied to the cathode to generate water. At this time, in the process where electrons generated at the fuel electrode are transferred to the air electrode and consumed, electrons flow to the external circuit, and the unit cell uses this electron flow to produce electrical energy.
  • a solid oxide water electrolysis cell is a device that produces hydrogen by electrolyzing pure water using electrical energy, and generally operates at a temperature where high-temperature electrolysis can occur between 500 and 850 °C.
  • Prior Document No. 10-2020-0110501 discloses technology for a solid oxide fuel cell to which an oxygen enrichment device is applied.
  • prior art 1 has the disadvantage of low carbon dioxide capture efficiency because it does not combust the exhaust gas of the stack, and low operating efficiency because it does not propose a plan to recycle combustion heat.
  • One of the technical problems to be solved by the present invention is to provide a method of efficiently utilizing the exhaust gas of the solid oxide water electrolysis cell in a hybrid system of a solid oxide water electrolysis cell and a solid oxide fuel cell without directly discharging the exhaust gas.
  • Another of the technical problems to be solved by the present invention is to effectively capture carbon dioxide from unreacted hydrogen contained in the anode exhaust gas of the stack or the exhaust gas of the water electrolysis cell in a hybrid system of a solid oxide water electrolysis cell, a solid oxide fuel cell, and a carbon collector. It provides a way to do this.
  • Another of the technical challenges that the present invention aims to solve is to provide a method of minimizing fuel consumption by recirculating by-products and waste heat generated during the organic operation of a solid oxide fuel cell and a carbon collector.
  • a solid oxide electrolyte (SOE) battery As one of the technical solutions of the present invention, a solid oxide electrolyte (SOE) battery; A reformer, a fuel heat exchanger (fuel HX) that heats the fuel produced by the reformer, a first air heat exchanger (air HX_A) that primarily heats external air (air), and the primary heated A second air heat exchanger (air HX_B) that secondarily heats the outside air, an anode that receives fuel heated by the fuel heat exchanger, and an outside heated by the first air heat exchanger and the second air heat exchanger.
  • a solid oxide fuel cell (Solid) including a stack including a cathode supplied with air, and a burner for burning the exhaust gas of the solid oxide water electrolysis cell and the anode exhaust gas of the stack.
  • SOFC Oxide Fuel Cell
  • CCS carbon capture system
  • the exhaust gas of the burner may be heat exchanged in the steam generator of the reformer.
  • it may further include a first distributor (D1) for branching at least a portion of the air cathode exhaust gas of the stack to the second air heat exchanger and branching the remainder to the fuel heat exchanger.
  • D1 a first distributor for branching at least a portion of the air cathode exhaust gas of the stack to the second air heat exchanger and branching the remainder to the fuel heat exchanger.
  • a temperature sensor A measuring the temperature of external air passing through the first air heat exchanger; And it may further include a controller that transmits a control signal including a distribution ratio to the second air heat exchanger and the fuel annual exchanger to the first distributor (D1) based on the measured value of the temperature sensor A.
  • it may further include a second distributor (D2) for branching at least a portion of the burner exhaust gas that has passed through the first air heat exchanger to the burner, and branching the remainder to the carbon collector.
  • D2 second distributor
  • temperature sensor B measures the temperature of the burner; And it may further include a controller that transmits a control signal including the distribution ratio to the burner and the carbon collector to the second distributor (D2) based on the measured value of the temperature sensor B.
  • it may further include a third distributor (D3) that branches off at least a portion of the exhaust gas of the solid oxide water electrolysis cell to join the external air, and branches the remainder to the burner.
  • D3 third distributor
  • it may further include a fourth distributor (D4) for branching at least a portion of the burner exhaust gas to the solid oxide water electrolysis cell and branching the remainder to the reformer.
  • D4 fourth distributor
  • operating efficiency can be increased by using the exhaust gas of the solid oxide water electrolytic cell for combustion in a burner, etc., rather than discharging it as is.
  • carbon dioxide is captured by removing impurities in advance from unreacted fuel contained in the anode exhaust gas of the stack or the exhaust gas of the water electrolysis cell in a hybrid system of a solid oxide water electrolysis cell, a solid oxide fuel cell, and a carbon collector. Efficiency can be maximized.
  • fuel consumption can be minimized by recirculating by-products and waste heat generated during the organic operation of the solid oxide fuel cell and the carbon collector.
  • Figure 1 is a configuration diagram of a SOE-SOFC-CCS hybrid system according to Example 1 of the present invention.
  • FIG. 1 further illustrates the detailed configuration of the reformer in Example 1.
  • Figure 3 is a configuration diagram of a SOE-SOFC-CCS hybrid system according to Example 2 of the present invention.
  • Figure 4 is a configuration diagram of a SOE-SOFC-CCS hybrid system according to Example 3 of the present invention.
  • Figure 5 is a configuration diagram of a SOE-SOFC-CCS hybrid system according to Example 4 of the present invention.
  • Figure 6 is a configuration diagram of a SOE-SOFC-CCS hybrid system according to Example 5 of the present invention.
  • connection may mean that two components are directly connected, but is not necessarily limited to this, and may mean connected via one or more other components disposed between the components. It may be possible.
  • Figure 1 is a configuration diagram of a SOE-SOFC-CCS hybrid system according to Example 1.
  • the hybrid system of Example 1 includes a solid oxide electrolyte cell (10) (SOE, Solid Oxide Electrolyte), a solid oxide fuel cell (100) (SOFC, Solid Oxide Fuel Cell), and a carbon capture system (20) (CCS, carbon capture system). ) includes.
  • SOE Solid Oxide Electrolyte
  • SOFC Solid Oxide Fuel Cell
  • CCS Carbon capture system
  • the solid oxide water electrolysis cell 10 produces hydrogen by electrolyzing pure water using electrical energy.
  • the solid oxide water electrolytic cell 10 has a total of three ceramic layers consisting of a porous hydrogen electrode, an oxygen electrode, and an impermeable electrolyte.
  • the solid oxide water electrolysis cell 10 supplies oxygen obtained through electrolysis of water to the burner 160 of the solid oxide fuel cell 100 (SOFC) through the oxygen electrode output terminal, and hydrogen and other compositions are supplied to the hydrogen electrode output terminal. discharge.
  • SOFC solid oxide fuel cell 100
  • the solid oxide fuel cell 100 is a fuel cell that uses an ion-conducting ceramic as an electrolyte and includes a stack consisting of an oxygen ion-conducting electrolyte and a cathode and an anode located on both sides of the electrolyte.
  • the solid oxide fuel cell 100 can use pure hydrogen directly as a fuel, and can also use liquefied propane gas (LPG), pipeline transported natural gas (PGN), compressed natural gas (CNG), and hydrocarbon-based fuels (e.g., Hydrogen obtained by reforming external fuel such as natural gas can also be used.
  • LPG liquefied propane gas
  • PPN pipeline transported natural gas
  • CNG compressed natural gas
  • hydrocarbon-based fuels e.g., Hydrogen obtained by reforming external fuel such as natural gas can also be used.
  • the solid oxide fuel cell 100 includes a stack 110, a reformer 120, a fuel heat exchanger 130, a first air heat exchanger 140, a second air heat exchanger 150, a burner 160, and a first air heat exchanger 140. It includes a distributor (D1), a first confluencer (C1), and a controller (not shown).
  • the stack 110 receives heated external air from the first air heat exchanger 140 (air heat exchanger_A, air HX_A) as an air electrode, and receives hydrogen generated in the reformer 120 as an anode.
  • the reformer 120 reforms external fuel into hydrogen using any one of steam methane reforming, partial oxidation reaction, and auto-themal reforming.
  • Steam methane reforming produces hydrogen by mixing steam with methane (or natural gas) at 700 to 1,100°C and reacting it in a catalytic reactor at a pressure of 3 to 25 bar.
  • the partial oxidation reaction produces hydrogen, carbon monoxide, and carbon dioxide by supplying less oxygen than is needed to oxidize natural gas into water and carbon dioxide.
  • Autothermal reforming reforms hydrogen by supplying the heat required for the endothermic reaction of steam reforming itself from the exothermic reaction of partial oxidation.
  • Example 1 the reformer 120 is described assuming that steam methane reforming is used, but it is not necessarily limited to steam methane reforming.
  • the reformer 120 may use a nickel-based (Ni-based) catalyst.
  • the reformer 120 cracks C 2 + hydrocarbons, that is, C 2 H 6 (ethane) and C 3 H 8 (propane), contained in the reaction raw material (or fuel) into CH 4 , CO, H 2 , etc. , some of CH 4 (methane) is reformed into hydrogen. Through the cracking process, coke production (or carbon deposition) in the catalyst layer due to thermal decomposition of higher hydrocarbons can be suppressed.
  • the fuel heat exchanger (fuel HX) 130 is disposed between the reformer 120 and the anode input of the stack 110.
  • the fuel heat exchanger 130 preheats the hydrogen output from the reformer 120 to a preset temperature and supplies the preheated hydrogen to the anode input of the stack 110.
  • the fuel heat exchanger 130 may preheat the hydrogen produced in the reformer 120 with heat energy obtained by heat exchange with the cathode off gas of the stack 110.
  • the exhaust gas heat-exchanged in the fuel heat exchanger 130 is discharged to the outside of the solid oxide fuel cell 100.
  • the first air heat exchanger 140 preheats external air (air) to a preset temperature.
  • the preheated external air is directly input into the air electrode of the stack 110, or is secondarily preheated in the second air heat exchanger 150 and then input into the air electrode of the stack 110.
  • the first air heat exchanger 140 preheats the outside air with heat energy obtained by heat exchange with the high temperature exhaust gas output from the burner 160.
  • All of the high-temperature exhaust gas output from the burner 160 is first heat-exchanged in the reformer 120 and then secondarily heat-exchanged in the first air heat exchanger 140.
  • a portion of the high-temperature exhaust gas output from the burner 160 is branched to the reformer 120 through a distributor (not shown) disposed at the outlet end of the burner 160, and the remaining portion is diverted to the first air heat exchanger 140. It may branch out.
  • the exhaust gas from the burner 160 is heat-exchanged in at least one of the reformer 120 and the first air heat exchanger 140 and then input to the carbon capture device 20.
  • the second air heat exchanger 150 is disposed between the first air heat exchanger 140 and the cathode input of the stack 110, and obtains heat by exchanging heat with the cathode off gas of the stack 110.
  • External air which was first heated in the first air heat exchanger 140, is secondarily heated using heat energy. Since the exhaust gas of the burner 160 loses a significant amount of heat energy as heat exchange occurs in the reformer 120, the amount of heat to be exchanged in the first air heat exchanger 140 may not be sufficient. If the external air passing through the first air heat exchanger 140 does not reach the standard temperature required for a smooth chemical reaction, heat energy can be secured through additional heat exchange in the second air heat exchanger 150.
  • the burner 160 burns the anode off gas supplied from the anode output of the stack 110 using oxygen contained in the off gas supplied from the solid oxide water electrolysis cell.
  • the exhaust gas of the stack 110 is burned in the burner 160, most of the compositions contained in the exhaust gas except carbon dioxide and water are burned, increasing the concentration of carbon dioxide (about 30%) and water (about 60%).
  • the high-temperature exhaust gas output from the burner 160 is heat-exchanged in at least one of the reformer 120 and the first air heat exchanger 140 and then supplied to the carbon capture device 20.
  • the exhaust gas from the burner 160 since most of the exhaust gas from the burner 160 consists of carbon dioxide and water, it is easily separated into carbon dioxide and water by the carbon collector 20.
  • the solid oxide fuel cell 100 may further include a first distributor (D1) and a first confluencer (C1).
  • the first distributor (D1) is disposed at the rear end of the cathode output of the stack 110, and branches off a portion of the cathode off gas of the stack 110 to the fuel heat exchanger 130 and the remainder to the second air heat exchanger. Branch to (150).
  • the first distributor (D1) has one input terminal and two output terminals and may be equipped with a control valve (not shown) that automatically or manually adjusts the direction and flow rate of the fluid.
  • a control valve not shown
  • a temperature sensor near the output end of the first air heat exchanger 140 or near the input end of the second air heat exchanger 150, there is a temperature sensor (not shown) that measures the temperature of external air heated by heat exchange with the first air heat exchanger 140. ) may be further provided.
  • the controller determines how much the air gap exhaust gas of the stack is to be branched from the first distributor (D1) to the second air heat exchanger (150) based on the measured value of the temperature sensor, and controls including the determined value. A signal is transmitted to the first distributor (D1).
  • the air gap exhaust gas which has branched from the first distributor (D1) to the fuel heat exchanger 130 and the second air heat exchanger 150, joins the first confluencer (C1) and is then discharged to the outside.
  • the carbon capture device 20 captures carbon dioxide from the exhaust gas of the burner 160, where heat exchange has occurred in at least one of the reformer 120 and the first air heat exchanger 140.
  • the carbon capture device 20 may use any one of post combustion technology, pre-combustion technology, oxy-fuel combustion technology, and pressure swing adsorption. .
  • FIG. 1 further illustrates the detailed configuration of the reformer in Example 1.
  • FIG. 2 except for the detailed configuration of the reformer 120, the rest is the same as FIG. 1.
  • the reformer 120 of one embodiment includes a steam generator 121, a mixer 122, and a reformer 123.
  • the steam generator 121 heats water supplied from the outside and converts it into steam.
  • the steam generator 121 may heat water using heat energy obtained by heat exchange with the exhaust gas of the burner 160.
  • the high-temperature exhaust gas output from the burner 160 may be heat-exchanged in the steam generator 121 and then moved to the first air heat exchanger 140 to be heat-exchanged again in the first air heat exchanger 140.
  • the exhaust gas of the burner 160 which has undergone heat exchange in the first air heat exchanger 140, is supplied to the carbon collector 20 and separated into carbon dioxide and water.
  • the mixer 122 mixes natural fuel (eg, natural gas) input from the outside with steam generated from the steam generator 121.
  • natural fuel eg, natural gas
  • the pre-reformer 123 produces hydrogen from a mixed gas of steam and natural gas. Hydrogen produced in the fuel cell 123 is provided to the fuel heat exchanger 130, is heated in the fuel heat exchanger 130, and then input to the anode of the stack 110.
  • Example 2 relates to a technology for increasing the carbon dioxide capture efficiency by recycling some of the burner's exhaust gas back to the burner to increase the purity of carbon dioxide compared to Example 1, which supplies the entire exhaust gas from the burner to the carbon capture device.
  • Figure 3 is a configuration diagram of the SOE-SOFC-CCS hybrid system according to Example 2.
  • the hybrid system of Example 2 includes a solid oxide water electrolytic cell 10, a solid oxide fuel cell 200, and a carbon collector 20, and the solid oxide fuel cell 200 includes a stack 210 and a reformer 220. , fuel heat exchanger 230, first air heat exchanger 240, second air heat exchanger 250, burner 260, first distributor (D1), second distributor (D2), first confluencer ( C1), a second confluence unit (C2), and a controller (not shown).
  • Example 2 the solid oxide water electrolysis cell 10, stack 210, reformer 220, fuel heat exchanger 230, first air heat exchanger 240, second air heat exchanger 250, burner ( 260), the technical configuration of the first distributor (D1), the first combiner (C1), the controller (not shown), and the carbon collector 20 are the water electrolysis cell 10, stack 110, and reformer of Example 1. (120), fuel heat exchanger 130, first air heat exchanger 140, second air heat exchanger 150, burner 160, first distributor (D1), first confluencer (C1), controller It is basically the same as (not shown) and the carbon capture device 20, and only the differences are additionally explained here.
  • the second distributor (D2) is disposed at the rear of the first air heat exchanger 240, so that some of the exhaust gas of the burner 260, where heat exchange has occurred in the reformer 220 and the first air heat exchanger 240, is transferred to the carbon collector 20. ), and the remaining part is branched to the burner 260.
  • the second merger C2 combines the remaining burner exhaust gas diverged from the burner 260 with the anode exhaust gas of the stack 210.
  • the gas joined in the second confluencer (C2) is input again to the burner 260.
  • the exhaust gas of the burner 260 is a CO 2 rich gas with a high concentration of carbon dioxide due to a combustion reaction, but a small amount of unreacted fuel (for example, H 2 , CO, etc.) still remains in it. Therefore, a portion of the burner exhaust gas that has passed through the reformer 220 and the first air heat exchanger 240 is sent back to the burner to undergo a combustion process, thereby additionally converting the remaining unreacted fuel into carbon dioxide. In other words, whenever the burner exhaust gas is recirculated, the burner exhaust gas becomes CO 2 richer gas. And the carbon capture device 20 can more easily capture carbon dioxide targeting CO 2 richer gas.
  • the exhaust gas of the burner 260 is cooled by heat exchange while passing through the reformer 220 and the first air heat exchanger 240. Therefore, the effect of controlling the temperature of the burner 260 or preventing overheating can be expected by recirculating the inert gas such as carbon dioxide contained in the exhaust gas of the burner 260 to the burner 260.
  • the burner 260 of Example 2 uses a second distributor (D2) in addition to the SOE's exhaust gas and the stack's anode exhaust gas. ), the burner exhaust gas branched off is additionally input. Therefore, as the burner exhaust gas is recirculated, the flow rate (mass) flowing from the burner 260 to the reformer 220 and the first air heat exchanger 240 increases, thereby increasing heat exchange efficiency.
  • D2 second distributor
  • Example 3 does not send all of the exhaust gas (oxygen) of the solid oxide water electrolysis cell 10 to the burner, but sends some of the exhaust gas of the water electrolysis cell 10 to the burner 360. The rest is about the technology of joining the outside air flowing into the air gap of the stack. According to Example 3, the electricity production efficiency of the solid oxide fuel cell can be increased by increasing the concentration of oxygen flowing into the air electrode of the stack.
  • Embodiment 3 may be understood as a modified embodiment in which Embodiment 1 further includes a third distributor (D3) and a third confluencer (D3), and Embodiment 2 includes a third distributor (D3) and a third confluencer. It may be understood as a modified embodiment further including (D3).
  • Figure 4 shows a modified embodiment of Embodiment 1 in which a third distributor (D3) and a third joiner (D3) are further included.
  • the hybrid system of Example 3 includes a solid oxide water electrolysis cell 10, a solid oxide fuel cell 300, and a carbon collector 20, and the solid oxide fuel cell 300 is a stack 310. , reformer 320, fuel heat exchanger 330, first air heat exchanger 340, second air heat exchanger 350, burner 360, first distributor (D1), third distributor (D3), It includes a first merger (C1), a third merger (C3), and a controller (not shown).
  • Solid oxide water electrolysis cell 10, stack 310, reformer 320, fuel heat exchanger 330, first air heat exchanger 340, second air heat exchanger 350, burner ( 360), the technical configuration of the first distributor (D1), the first combiner (C1), the controller (not shown), and the carbon capture device (20) are the water electrolysis cell (10), stack (110), and reformer of Example 1. (120), fuel heat exchanger 130, first air heat exchanger 140, second air heat exchanger 150, burner 160, first distributor (D1), first confluencer (C1), controller It is basically the same as (not shown) and the carbon capture device 20, and only the differences are additionally explained here.
  • the third distributor (D3) is disposed at the outlet end of the solid oxide water electrolysis cell 10, branches off some of the exhaust gas (SOE off gas) of the solid oxide water electrolysis cell 10 to the burner 360, and stacks the remainder. It joins the external air flowing into the air gap.
  • the third confluence unit (C3) is disposed between the first air heat exchanger (340) and the second air heat exchanger (350), and external air passes through the first air heat exchanger (340) and the third distributor (D3). ) joins the exhaust gas (SOE off gas) of the solid oxide water electrolysis cell (10) branched by. Then, the combined mixed gas is input into the air electrode of the stack 310 via the second air heat exchanger 350.
  • the third confluence unit C3 may be disposed between the second air heat exchanger 350 and the air electrode of the stack 310.
  • the external air heated in the second air heat exchanger 350 and the exhaust gas of the water electrolysis cell 10 branched from the second distributor D2 are combined at the third confluencer C3 to form the air electrode of the stack 310. is entered as
  • the water electrolysis cell 10 exhaust gas contains oxygen
  • the more water electrolysis cell exhaust gas is distributed from the third distributor D3 to the burner 360 the more the combustion of the burner is activated and the purity of carbon dioxide contained in the burner exhaust gas increases.
  • the carbon dioxide capture rate of the carbon collector 20 increases and more water electrolysis cell exhaust gas is distributed from the third distributor D3 to the air heat exchanger 340 or 350, the amount of oxygen input to the air electrode of the stack increases, thereby increasing the amount of electricity in the stack. Output increases.
  • the controller determines the distribution ratio to the burner 360 or the air heat exchanger (340 or 350) according to the carbon dioxide capture amount or electrical output set in the hybrid system, and sends a control signal including the determined distribution ratio to the third Transmit to distributor (D3).
  • Example 4 Compared to Examples 1 to 3, Example 4 relates to a technology that does not send all of the burner's exhaust gas to the reformer, but rather recycles some of the burner's exhaust gas to the solid oxide water electrolysis cell and sends the remainder to the reformer.
  • Embodiment 4 may be understood as a modified embodiment of Embodiment 1 in which a fourth distributor (D4) is further included, or may be understood as a modified embodiment of Embodiment 2 in which a fourth distributor (D4) is further included.
  • Figure 5 shows a modified embodiment of Embodiment 1 in which a fourth distributor (D4) is further included.
  • the hybrid system of Example 4 includes a solid oxide water electrolysis cell 10, a solid oxide fuel cell 400, and a carbon collector 20, and the solid oxide fuel cell 400 is a stack 410. , reformer 420, fuel heat exchanger 430, first air heat exchanger 440, second air heat exchanger 450, burner 460, first distributor (D1), fourth distributor (D4), It includes a first confluencer (C1) and a controller (not shown).
  • Solid oxide water electrolysis cell 10, stack 410, reformer 420, fuel heat exchanger 430, first air heat exchanger 440, second air heat exchanger 450, burner ( 460), the technical configuration of the first distributor (D1), the first combiner (C1), the controller (not shown), and the carbon capture device (20) are the water electrolysis cell (10), stack (110), and reformer of Example 1. (120), fuel heat exchanger 130, first air heat exchanger 140, second air heat exchanger 150, burner 160, first distributor (D1), first confluencer (C1), controller It is basically the same as (not shown) and the carbon capture device 20, and only the differences are additionally explained here.
  • the fourth distributor D4 is disposed at the rear of the burner 460.
  • the fourth distributor (D4) recirculates some of the exhaust gas from the burner 460 back to the solid oxide water electrolysis cell 10 and branches the remainder to the reformer 420.
  • the solid oxide water electrolysis cell 10 receives heat energy by sending the high-temperature burner exhaust gas branched by the fourth distributor D4 to at least one heat exchanger included in the water electrolysis cell.
  • the controller determines the distribution ratio to the water electrolysis cell 10 or the reformer 420 according to the hydrogen production or electricity output set in the hybrid system, and sends a control signal including the determined distribution ratio to the fourth distributor (D4). ) and send it to
  • Example 5 relates to a technology combining all of Examples 1 to 4.
  • the hybrid system of Example 5 includes a solid oxide water electrolysis cell 10, a solid oxide fuel cell 500, and a carbon collector 20, and the solid oxide fuel cell 500 includes a stack 510. , reformer 520, fuel heat exchanger 530, first air heat exchanger 540, second air heat exchanger 550, burner 560, first distributor (D1), second distributor (D2), It includes a third distributor (D3), a fourth distributor (D4), a first confluencer (C1), a second confluencer (C2), a third confluencer (C3), and a controller (not shown).
  • Solid oxide water electrolysis cell 10, stack 510, reformer 520, fuel heat exchanger 530, first air heat exchanger 540, second air heat exchanger 550, burner ( 560), the technical configuration of the first distributor (D1), the first combiner (C1), the controller (not shown), and the carbon capture device (20) are the water electrolysis cell (10), stack (110), and reformer of Example 1. (120), fuel heat exchanger 130, first air heat exchanger 140, second air heat exchanger 150, burner 160, first distributor (D1), first confluencer (C1), controller (not shown) and the same as the carbon capture device (20).
  • the second distributor (D2), second confluencer (C2), and controller (not shown) of Example 5 are the second distributor (D2), second confluencer (C2), and controller (not shown) of Example 2.
  • the third distributor (D3), third confluencer (C3) and controller (not shown) of Example 5 are the third distributor (D3), third confluencer (C3) and controller (not shown) of Example 3 (not shown)
  • the fourth distributor (D4) and controller (not shown) of Example 5 are the same as the fourth distributor (D4) and controller (not shown) of Example 4.

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Abstract

본 발명은 고체산화물 수전해전지(SOE), 고체산화물 연료전지(SOFC) 및 탄소포집시스템(CCS)이 결합된 하이브리드 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 고체산화물 수전해전지와 배가스를 연소시키는 버너가 포함된 고체산화물 연료전지 및 탄소포집기술이 유기적인 관계로 구동되고, 그 구동에 의해 발생된 부산물 및 폐열을 재순환 시킴으로써 수소 및 전력 생산에 요구되는 연료를 최소화하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템에 관한 것이다.

Description

SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템
본 발명은 고체산화물 수전해전지(SOE), 고체산화물 연료전지(SOFC) 및 탄소포집시스템(CCS)이 결합된 하이브리드 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 고체산화물 수전해전지와 배가스를 연소시키는 버너가 포함된 고체산화물 연료전지 및 탄소포집기술이 유기적인 관계로 구동되고, 그 구동에 의해 발생된 부산물 및 폐열을 재순환 시킴으로써 수소 및 전력 생산에 요구되는 연료를 최소화하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템에 관한 것이다.
고체 산화물 연료 전지(solid oxide fuel cell; SOFC)는 단위 전지와 분리판으로 이루어진 전기 생성 유닛이 복수 개 적층된 구조로 이루어진다. 단위 전지는 전해질과 상기 전해질의 일면에 위치하는 공기극과 전해질의 다른 일면에 위치하는 연료극을 포함한다.
공기극에 산소를 공급하고 연료극에 수소를 공급하면, 공기극에서 산소의 환원 반응으로 생성된 산소 이온이 전해질막을 지나 연료극으로 이동한 후 음극에 공급된 수소와 반응하여 물이 생성된다. 이때 연료극에서 생성된 전자가 공기극으로 전달되어 소모되는 과정에서 외부 회로로 전자가 흐르며, 단위 전지는 이러한 전자 흐름을 이용하여 전기 에너지를 생산한다.
고체 산화물 수전해전지는 전기에너지를 이용하여 순수한 물을 전기분해하여 수소를 생산하는 장치이며 일반적으로 500 ~ 850 °C 사이의 고온 전기분해가 일어날 수 있는 온도에서 작동한다.
선행문헌 제10-2020-0110501호(선행기술1)는 산소부화장치가 적용된 고체산화물연료전지에 대한 기술을 개시한다. 그러나 선행기술1은 스택의 배가스를 연소시키지 않기 때문에 이산화탄소의 포집 효율이 낮으며 연소열을 재활용하는 방안을 제시하지 않으므로 운전 효율이 떨어지는 단점을 가진다.
본 발명이 해결하고자 하는 기술적 과제 중 하나는 고체산화물 수전해전지와 고체산화물 연료전지의 하이브리드 시스템에서 고체산화물 수전해전지의 배가스를 그대로 배출하지 않고 효율적으로 활용 하는 방안을 제공하는 것이다.
본 발명이 해결하고자 하는 기술적 과제 중 다른 하나는 고체산화물 수전해전지와 고체산화물 연료전지 및 탄소포집기의 하이브리드 시스템에서 스택의 연료극 배가스나 수전해전지의 배가스에 포함된 미반응 수소로부터 이산화탄소를 효과적으로 포집하기 위한 방안을 제공하는 것이다.
본 발명이 해결하고자 하는 기술적 과제 중 다른 하나는 고체산화물 연료전지와 탄소포집기가 유기적으로 동작하는 과정에서 발생한 부산물 및 폐열을 재순환함으로써 소모되는 연료를 최소화 하는 방안을 제공하는 것이다.
본 발명의 기술적 해결방법 중 하나로, 고체산화물 수전해전지(Solid Oxide Electrolyte, SOE); 개질기(reformer)와, 상기 개질기가 생산한 연료를 가열하는 연료 열교환기(fuel HX)와, 외부 공기(air)를 1차로 가열하는 제1 공기 열교환기(air HX_A)와, 상기 1차 가열된 외부 공기를 2차로 가열하는 제2 공기 열교환기(air HX_B)와, 상기 연료 열교환기에서 가열된 연료를 공급받는 연료극(anode)과 상기 제1 공기 열교환기 및 제2 공기 열교환기에서 가열된 외부 공기(air)를 공급받는 공기극(cathode)을 포함하는 스택(stack)과, 상기 고체산화물 수전해전지의 배가스와 상기 스택의 연료극 배가스를 연소시키는 버너(burner)를 포함하는 고체산화물 연료전지(Solid Oxide Fuel Cell, SOFC); 및 상기 개질기 및 상기 제1 공기 열교환기 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 상기 버너의 배가스로부터 이산화탄소를 포집하는 탄소포집기(carbon capture system, CCS)를 포함하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템을 제안한다.
여기서, 상기 버너의 배가스는 상기 개질기의 증기발생기(steam generator)에서 열교환될 수도 있다.
다른 일 실시예에서, 상기 스택의 공기극 배가스 중 적어도 일부를 상기 제2 공기 열교환기로 분기시키고, 분기된 나머지를 상기 연료 열교환기로 분기시키는 제1 분배기(D1)를 더 포함할 수도 있다.
여기서, 상기 제1 공기 열교환기를 경유한 외부 공기의 온도를 측정하는 온도센서A; 및 상기 온도센서A의 측정값에 기초하여 상기 제1 분배기(D1)에 상기 제2 공기 열교환기 및 상기 연료 연교환기로의 분배 비율이 포함된 제어신호를 송신하는 제어기를 더 포함할 수도 있다.
다른 일 실시예에서, 상기 제1 공기 열교환기를 경유한 버너 배가스의 적어도 일부를 상기 버너로 분기시키고, 분기된 나머지를 상기 탄소포집기로 분기시키는 제2 분배기(D2)를 더 포함할 수도 있다.
여기서, 상기 버너의 온도를 측정하는 온도센서B; 및 상기 온도센서B의 측정값에 기초하여 상기 제2 분배기(D2)에 상기 버너 및 상기 탄소포집기로의 분배 비율이 포함된 제어신호를 송신하는 제어기를 더 포함할 수도 있다.
다른 일 실시예에서, 상기 고체산화물 수전해전지의 배가스의 적어도 일부를 분기시켜 외부 공기와 합류되도록 하고, 분기된 나머지를 상기 버너로 분기시키는 제3 분배기(D3)를 더 포함할 수도 있다.
다른 일 실시예에서, 상기 버너 배가스의 적어도 일부를 상기 고체산화물 수전해전지로 분기시키고, 분기된 나머지를 상기 개질기로 분기시키는 제4 분배기(D4)를 더 포함할 수도 있다.
본 발명의 실시예에 의하면 고체산화물 수전해전지와 고체산화물 연료전지의 하이브리드 시스템에서 고체산화물 수전해전지의 배가스를 그대로 배출하지 않고 버너의 연소 등에 활용함으로써 동작 효율을 높일 수 있다.
본 발명의 실시예에 의하면 고체산화물 수전해전지와 고체산화물 연료전지 및 탄소포집기의 하이브리드 시스템에서 스택의 연료극 배가스나 수전해전지의 배가스에 포함된 미반응 연료로부터 불순물을 미리 제거하는 방식으로 이산화탄소 포집 효율을 극대화 할 수 있다.
본 발명의 실시예에 의하면 고체산화물 연료전지와 탄소포집기가 유기적으로 동작하는 과정에서 발생한 부산물 및 폐열을 재순환함으로써 소모되는 연료를 최소화할 수 있다.
도 1은 본 발명의 실시예 1에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 2는 실시예 1에서 개질기의 세부 구성을 추가로 도시한 것이다.
도 3은 본 발명의 실시예 2에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 4는 본 발명의 실시예 3에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 5는 본 발명의 실시예 4에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
도 6은 본 발명의 실시예 5에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
이하 본 발명의 몇 가지 실시예들을 도면을 이용하여 상세히 설명한다. 다만 이것은 본 발명을 어느 특정한 실시예에 대해 한정하려는 것이 아니며 본 발명의 기술적 사상을 포함하는 모든 변형(transformations), 균등물(equivalents) 및 대체물(substitutions)은 본 발명의 범위에 포함되는 것으로 이해되어야 한다.
본 명세서에서 단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한 복수의 표현을 포함한다.
본 명세서에서 어느 한 구성이 어떤 서브 구성을 "구비(have)" 또는 "포함(comprise or include)" 한다고 기재한 경우, 특별히 반대되는 기재가 없는 한 다른(other) 구성을 제외하는 것이 아니라 다른 구성을 더 포함할 수도 있음을 의미한다.
본 명세서에서 “연결된다(connect)”라고 기재한 것은 두 개의 구성요소가 직접 연결됨을 의미할 수도 있지만 반드시 이에 한정되는 것은 아니고 구성요소 사이에 배치된 하나 이상의 다른 구성요소를 경유하여 연결됨을 의미할 수도 있다.
<실시예 1>
도 1은 실시예 1에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
실시예 1의 하이브리드 시스템은 고체산화물 수전해전지(10)(SOE, Solid Oxide Electrolyte), 고체산화물 연료전지(100)(SOFC, Solid Oxide Fuel Cell) 및 탄소포집기(20)(CCS, carbon capture system)를 포함한다.
고체 산화물 수전해전지(10)는 전기에너지를 이용하여 순수한 물을 전기분해함으로써 수소를 생산한다. 고체 산화물 수전해전지(10)는 다공성 수소극, 산소극 및 불투과성 전해질로 이루어진 총 세 개의 세라믹층을 가진다. 고체 산화물 수전해전지(10)에 수증기가 음극으로 유입되고 전압이 양극에 인가되면 수증기의 분해 반응에 의해 물 분자가 수소와 산소로 분리된다.
고체산화물 수전해전지(10)는 물의 전기분해를 통해 얻어진 산소를 산소극 출력단을 통해 고체산화물 연료전지(100)(SOFC)의 버너(160)로 공급하고, 수소 및 기타 조성물들을 수소극 출력단으로 배출한다.
고체산화물 연료전지(100)(SOFC)는 이온전도성 세라믹을 전해질로 사용하는 연료전지로서, 산소 이온 전도성 전해질과 그 양면에 위치한 공기극(cathode) 및 연료극(anode)으로 이루어진 스택을 포함한다.
스택의 공기극과 연료극에 각각 공기와 수소를 공급하면, 공기극에는 산소의 환원 반응이 일어나 산소 이온이 생성되고, 전해질을 통해 연료극으로 이동한 산소 이온은 다시 연료극에 공급된 수소와 반응하여 물이 생성된다. 이때, 연료극에서는 전자가 생성되고 공기극에서는 전자가 소모되므로 연결된 두 전극에서 전류가 흐르는 원리로 전기를 생산한다.
고체산화물 연료전지(100)는 순수한 수소를 직접 연료로 사용할 수도 있고, 액화프로판가스(LPG), 파이프라인 운송 천연가스(PGN), 압축천연가스(CNG) 및 탄화수소 계열의 연료(예를 들어, 천연가스) 등과 같은 외부 연료를 개질하여 얻어진 수소를 사용할 수도 있다.
고체산화물 연료전지(100)는 스택(110), 개질기(120), 연료 열교환기(130), 제1 공기 열교환기(140), 제2 공기 열교환기(150), 버너(160), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1) 및 제어기(미도시)를 포함한다.
스택(110)은 제1 공기 열교환기(140)(air heat exchanger_A, air HX_A)에서 가열된 외부 공기(air)를 공기극으로 입력받고, 개질기(120)에서 생성된 수소를 연료극으로 입력받는다.
개질기(120)는 수증기 메탄 개질(steam methane reofrming), 부분 산화 반응(partial oxidation reaction), 자열개질(auto-themal reforming) 중 어느 하나를 이용하여 외부 연료를 수소로 개질한다.
수증기 메탄 개질은 700 ~ 1,100 ℃에서 증기를 메탄(또는 천연가스)과 혼합하여 촉매 반응기에서 3 ~ 25 bar의 압력으로 반응시켜 수소를 생산한다. 부분 산화 반응은 천연가스를 물과 이산화탄소로 산화하는데 필요한 산소량보다 적은 양의 산소를 공급하여 수소와 일산화탄소 그리고 이산화탄소 등을 생산한다. 자열개질은 수증기 개질 흡열반응에 필요한 열을 부분산화의 발열반응에서 자체적으로 공급하여 수소를 개질한다.
실시예 1 및 이하의 실시예들에서 개질기(120)는 수증기 메탄 개질을 사용하는 경우를 상정하여 설명하지만 반드시 수증기 메탄 개질에 한정될 필요는 없다.
수증기 메탄 개질은 전체적으로 흡열반응이므로 외부로부터 열을 공급해 주어야 하고 후단에는 수소로의 전환을 촉진시키는 촉매층이 구비된다. 본 발명의 실시예들에서 개질기(120)는 니켈 기반(Ni-based) 촉매를 이용할 수 있다.
개질기(120)는 반응원료(또는 연료) 내에 포함된 C2+ 탄화수소 즉, C2H6(에탄), C3H8(프로판)을 CH4, CO, H2 등으로 분해(cracking)하고, CH4(메탄)의 일부를 수소로 개질한다. 상기 분해(cracking) 과정을 통해 고급탄화수소의 열분해에 의한 촉매층의 코크 생성(또는 탄소 침적)을 억제할 수 있다.
연료 열교환기(130)(fuel heat exchanger, fuel HX)는 개질기(120)와 스택(110)의 연료극 입력(anode input) 사이에 배치된다. 연료 열교환기(130)는 개질기(120)에서 출력된 수소를 미리 설정된 온도로 예열하고, 예열된 수소를 스택(110)의 연료극 입력에 공급한다. 연료 열교환기(130)는 스택(110)의 공기극 배가스(cathode off gas)와 열교환하여 얻은 열에너지로 개질기(120)에서 생산된 수소를 예열할 수도 있다. 연료 열교환기(130)에서 열교환된 배가스는 고체산화물 연료전지(100)의 외부로 배출된다.
제1 공기 열교환기(140)는 외부 공기(air)를 미리 설정된 온도로 예열한다. 예열된 외부 공기는 곧바로 스택(110)의 공기극으로 입력되거나, 제2 공기 열교환기(150)에서 2차로 예열된 후 스택(110)의 공기극으로 입력된다.
제1 공기 열교환기(140)는 버너(160)에서 출력된 고온의 배가스와 열교환하여 얻은 열에너지로 외부 공기를 예열한다.
버너(160)에서 출력된 고온의 배가스는 그 전부가 개질기(120)에서 1차로 열교환된 후 제1 공기 열교환기(140)에서 2차로 열교환된다. 또는 버너(160)에서 출력된 고온의 배가스는 버너(160)의 출구단에 배치된 분배기(미도시)를 통해 일부는 개질기(120)로 분기되고 나머지 일부는 제1 공기 열교환기(140)로 분기될 수도 있다. 실시예 1에서 버너(160)의 배가스는 개질기(120) 및 제1 공기 열교환기(140) 중 적어더 하나에서 열교환된 후 탄소포집기(20)로 입력된다.
제2 공기 열교환기(150)는 제1 공기 열교환기(140)와 스택(110)의 공기극 입력(cathode input) 사이에 배치되며, 스택(110)의 공기극 배가스(cathode off gas)와 열교환하여 얻은 열에너지로 제1 공기 열교환기(140)에서 1차 가열된 외부 공기를 2차로 가열한다. 버너(160)의 배가스는 개질기(120)에서 열교환이 일어나면서 상당량의 열에너지를 빼앗기므로 제1 공기 열교환기(140)에서 열교환할 열량이 충분치 않을 수 있다. 제1 공기 열교환기(140)를 경유한 외부 공기가 원활한 화학 반응을 위해 필요한 기준 온도까지 도달하지 못한 경우, 제2 공기 열교환기(150)에서 추가적인 열교환을 통해 열에너지를 확보할 수 있게 된다.
버너(160)는 고체산화물 수전해전지로부터 공급받은 배가스에 포함된 산소를 이용해 스택(110)의 연료극 출력에서 공급받은 배가스(anode off gas)를 연소시킨다. 버너(160)에서 스택(110)의 배가스를 연소시키면 배가스에 포함된 조성물은 이산화탄소와 물을 제외한 다른 조성물들이 대부분 연소되어 이산화탄소(약 30%)와 물(약 60%)의 농도가 높아진다.
버너(160)에서 출력된 고온의 배가스는 개질기(120) 및 제1 공기 열교환기(140) 중 적어도 하나에서 열교환된 후 탄소포집기(20)로 공급된다. 전술한 바와 같이 버너(160)의 배가스는 대부분 이산화탄소와 물로 이루어져 있으므로 탄소포집기(20)에 의해 이산화탄소와 물로 용이하게 분리된다.
고체산화물 연료전지(100)는 제1 분배기(D1) 및 제1 합류기(C1)를 더 포함할 수도 있다.
제1 분배기(D1)는 스택(110)의 공기극 출력 후단에 배치되며, 스택(110)의 공기극 배가스(cathode off gas)의 일부를 연료 열교환기(130)로 분기시키고 나머지는 제2 공기 열교환기(150)로 분기시킨다.
제1 분배기(D1)는 1개의 입력단과 2개의 출력단을 가지며 유체의 방향과 유량을 자동 또는 수동으로 조절하는 제어밸브(미도시)가 구비될 수도 있다. 또한 제1 공기 열교환기(140)의 출력단 부근 또는 제2 공기 열교환기(150)의 입력단 부근에는 제1 공기 열교환기(140)과 열교환으로 가열된 외부 공기의 온도를 측정하는 온도센서(미도시)가 더 구비될 수도 있다.
제어기(미도시)는 온도센서의 측정값을 기초로 제1 분배기(D1)에서 스택의 공기극 배가스를 제2 공기 열교환기(150)로 얼마만큼 분기시킬 것인지를 결정하고, 결정된 값을 포함하는 제어신호를 제1 분배기(D1)에 송신한다.
제1 분배기(D1)에서 연료 열교환기(130)와 제2 공기 열교환기(150)로 분기되었던 공기극 배가스는 제1 합류기(C1)에서 합류된 후 외부로 배출된다.
탄소포집기(20)(carbon capture)는 개질기(120) 및 제1 공기 열교환기(140) 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 버너(160)의 배가스로부터 이산화탄소를 포집한다.
탄소포집기(20)는 연소 후 포집(post combustion technology), 연소 전 포집(pre-combustion technology), 산소 연소(oxy-fuel combustion technology), 압력스윙흡착(pressure swing adsorption) 중 어느 하나를 사용할 수도 있다.
도 2는 실시예 1에서 개질기의 세부 구성을 추가로 도시한 것이다.
도 2에서 개질기(120)의 세부 구성을 제외한 나머지는 도 1과 동일하다.
도 2에서 보듯, 일 실시예의 개질기(120)는 증기발생기(121), 혼합기(122) 및 전개질기(123)를 포함한다.
증기발생기(121)(steam generator)는 외부에서 공급된 물을 가열하여 증기로 변환시킨다. 증기발생기(121)는 버너(160)의 배가스와 열교환하여 얻은 열에너지를 이용하여 물을 가열시킬 수도 있다.
버너(160)에서 출력된 고온의 배가스는 증기발생기(121)에서 열교환된 후 제1 공기 열교환기(140)로 이동하여 제1 공기 열교환기(140)에서 다시 열교환될 수 있다. 제1 공기 열교환기(140)에서 열교환된 버너(160)의 배가스는 탄소포집기(20)로 공급되어 이산화탄소와 물로 분리된다.
혼합기(122)(mixer)는 외부로부터 입력된 천연연료(예를 들어 천연가스)를 증기발생기(121)에서 발생된 증기와 혼합시킨다.
전개질기(123)(pre-reformer)는 증기와 천연가스의 혼합 가스로부터 수소를 생산한다. 전개질기(123)에서 생산된 수소는 연료 열교환기(130)로 제공되고, 연료 열교환기(130)에서 승온된 뒤 스택(110)의 연료극으로 입력된다.
<실시예 2>
실시예 2는 버너의 배가스 전체를 탄소포집기로 공급하는 실시예 1에 비해 버너의 배가스 중 일부를 다시 버너로 재순환(recycle)시켜 이산화탄소의 순도를 높임으로써 이산화탄소의 포집 효율을 높이는 기술에 관한 것이다.
도 3은 실시예 2에 따른 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템의 구성도이다.
실시예 2의 하이브리드 시스템은 고체산화물 수전해전지(10), 고체산화물 연료전지(200) 및 탄소포집기(20)를 포함하고, 고체산화물 연료전지(200)는 스택(210), 개질기(220), 연료 열교환기(230), 제1 공기 열교환기(240), 제2 공기 열교환기(250), 버너(260), 제1 분배기(D1), 제2 분배기(D2), 제1 합류기(C1), 제2 합류기(C2) 및 제어기(미도시)를 포함한다.
실시예 2에서 고체산화물 수전해전지(10), 스택(210), 개질기(220), 연료 열교환기(230), 제1 공기 열교환기(240), 제2 공기 열교환기(250), 버너(260), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 제어기(미도시) 및 탄소포집기(20)의 기술구성은 실시예 1의 수전해전지(10), 스택(110), 개질기(120), 연료 열교환기(130), 제1 공기 열교환기(140), 제2 공기 열교환기(150), 버너(160), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 제어기(미도시) 및 탄소포집기(20)와 기본적으로 동일하며, 여기서는 차별점만을 추가적으로 설명한다.
제2 분배기(D2)는 제1 공기 열교환기(240)의 후단에 배치됨으로써 개질기(220)와 제1 공기 열교환기(240)에서 열교환이 이루어진 버너(260)의 배가스 중 일부를 탄소포집기(20)로 분기시키고, 나머지 일부를 버너(260)로 분기시킨다.
제2 합류기(C2)는 버너(260)로 분기된 나머지 일부의 버너 배가스와 스택(210)의 연료극 배가스를 합류시킨다. 제2 합류기(C2)에서 합류된 가스는 다시 버너(260)로 입력된다.
이와 같이 버너(260)의 배가스 중 일부를 다시 버너(260)로 재순환 시킴으로써 세 가지의 효과를 기대할 수 있다.
첫째로, 기본적으로 버너(260)의 배가스는 연소 반응에 의해 이산화탄소의 농도가 높은 CO2 rich 가스이지만 그 안에는 여전히 소량의 미반응 연료(예를 들어 H2, CO 등)가 남아 있다. 따라서 개질기(220) 및 제1 공기 열교환기(240)를 경유한 버너 배가스의 일부를 다시 버너로 보내 연소 과정을 거치게 함으로써 잔여 미반응 연료를 추가적으로 이산화탄소로 전환시킨다. 즉, 버너 배가스가 재순환될 때마다 버너 배가스는 CO2 richer 가스가 된다. 그리고 탄소포집기(20)는 CO2 richer 가스를 대상으로 더욱 용이하게 이산화탄소를 포집할 수 있다.
둘째로, 버너(260)의 배가스는 개질기(220) 및 제1 공기 열교환기(240)를 경유하면서 열교환에 의해 냉각된다. 따라서 버너(260)의 배가스에 포함된 이산화탄소와 같은 불활성가스를 버너(260)에 재순환 시킴으로써 버너(260)의 온도를 조절하거나 과열을 방지하는 효과를 기대할 수 있다.
셋째로, 실시예1의 버너(160)에 SOE의 배가스와 스택의 연료극 배가스가 연료로 입력되는 것에 비해 실시예 2의 버너(260)에는 SOE의 배가스와 스택의 연료극 배가스 외에도 제2 분배기(D2)에서 분기된 버너 배가스가 추가로 입력된다. 따라서 버너 배가스가 재순환됨에 따라 버너(260)에서 개질기(220) 및 제1 공기 열교환기(240)로 유입되는 유량(질량)이 증가되므로 열교환 효율이 높아진다.
<실시예 3>
실시예 3은 실시예 1 또는 실시예 2에 비해서 고체산화물 수전해전지(10)의 배가스(산소) 전부를 버너로 보내는 것이 아니라 수전해 전지(10)의 배가스 중 일부를 버너(360)로 보내고 나머지는 스택의 공기극으로 유입되는 외부 공기에 합류시키는 기술에 관한 것이다. 실시예 3에 의하면 스택의 공기극에 유입되는 산소의 농도를 높임으로써 고체산화물 연료전지의 전기 생산 효율을 높일 수 있다.
실시예 3은 실시예 1에 제3 분배기(D3)와 제3 합류기(D3)가 더 포함된 변형 실시예로 이해될 수도 있고, 실시예 2에 제3 분배기(D3)와 제3 합류기(D3)가 더 포함된 변형 실시예로 이해될 수도 있다. 도 4는 실시예 1에 제3 분배기(D3)와 제3 합류기(D3)가 더 포함된 변형 실시예를 도시한 것이다.
도 4에서 보듯, 실시예 3의 하이브리드 시스템은 고체산화물 수전해전지(10), 고체산화물 연료전지(300) 및 탄소포집기(20)를 포함하고, 고체산화물 연료전지(300)는 스택(310), 개질기(320), 연료 열교환기(330), 제1 공기 열교환기(340), 제2 공기 열교환기(350), 버너(360), 제1 분배기(D1), 제3 분배기(D3), 제1 합류기(C1), 제3 합류기(C3) 및 제어기(미도시)를 포함한다.
실시예 3의 고체산화물 수전해전지(10), 스택(310), 개질기(320), 연료 열교환기(330), 제1 공기 열교환기(340), 제2 공기 열교환기(350), 버너(360), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 제어기(미도시) 및 탄소포집기(20)의 기술구성은 실시예 1의 수전해전지(10), 스택(110), 개질기(120), 연료 열교환기(130), 제1 공기 열교환기(140), 제2 공기 열교환기(150), 버너(160), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 제어기(미도시) 및 탄소포집기(20)와 기본적으로 동일하며, 여기서는 차별점만을 추가적으로 설명한다.
제3 분배기(D3)는 고체산화물 수전해전지(10)의 출구단 배치되며, 고체산화물 수전해전지(10)의 배가스(SOE off gas) 중 일부를 버너(360)으로 분기시키고, 나머지를 스택의 공기극으로 유입되는 외부 공기에 합류시킨다.
제3 합류기(C3)는 제1 공기 열교환기(340)와 제2 공기 열교환기(350)의 사이에 배치되며, 제1 공기 열교환기(340)를 경유한 외부 공기와 제3 분배기(D3)에 의해 분기된 고체산화물 수전해전지(10)의 배가스(SOE off gas)를 합류시킨다. 그리고 합류된 혼합 가스는 제2 공기 열교환기(350)를 경유하여 스택(310)의 공기극으로 입력된다.
변형된 실시예로, 제3 합류기(C3)는 제2 공기 열교환기(350)와 스택(310)의 공기극 사이에 배치될 수도 있다. 이 경우, 제2 공기 열교환기(350)에서 가열된 외부 공기와 제2 분배기(D2)에서 분기된 수전해전지(10) 배가스는 제3 합류기(C3)에서 합류되어 스택(310)의 공기극으로 입력된다.
수전해전지(10) 배가스는 산소를 포함하므로 제3 분배기(D3)에서 버너(360)로 더 많은 수전해전지 배가스를 분배할수록 버너의 연소가 활성화되어 버너 배가스에 포함된 이산화탄소의 순도가 높아지므로 탄소포집기(20)의 이산화탄소 포집률이 높아지고, 제3 분배기(D3)에서 공기 열교환기(340 또는 350) 쪽으로 더 많은 수전해전지 배가스를 분배할수록 스택의 공기극에 입력되는 산소량이 많아지므로 스택의 전기 출력이 높아진다.
따라서 제어기(미도시)는 하이브리드 시스템에 설정되는 이산화탄소 포집량 또는 전기 출력에 따라 버너(360) 또는 공기 열교환기(340 또는 350)로의 배분 비율을 결정하고, 결정된 배분 비율을 포함한 제어신호를 제3 분배기(D3)로 송신한다.
<실시예 4>
실시예 4는 실시예 1 내지 실시예 3에 비해서 버너의 배가스 전부를 개질기로 보내는 것이 아니라 버너의 배가스 중 일부를 고체산화물 수전해전지로 재순환시키고 그 나머지를 개질기로 보내는 기술에 관한 것이다.
실시예 4는 실시예 1에서 제4 분배기(D4)가 더 포함된 변형 실시예로 이해될 수도 있고, 실시예 2에서 제4 분배기(D4)가 더 포함된 변형 실시예로 이해될 수도 있다. 도 5는 실시예 1에 제4 분배기(D4)가 더 포함된 변형 실시예를 도시한 것이다.
도 5에서 보듯, 실시예 4의 하이브리드 시스템은 고체산화물 수전해전지(10), 고체산화물 연료전지(400) 및 탄소포집기(20)를 포함하고, 고체산화물 연료전지(400)는 스택(410), 개질기(420), 연료 열교환기(430), 제1 공기 열교환기(440), 제2 공기 열교환기(450), 버너(460), 제1 분배기(D1), 제4 분배기(D4), 제1 합류기(C1) 및 제어기(미도시)를 포함한다.
실시예 4의 고체산화물 수전해전지(10), 스택(410), 개질기(420), 연료 열교환기(430), 제1 공기 열교환기(440), 제2 공기 열교환기(450), 버너(460), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 제어기(미도시) 및 탄소포집기(20)의 기술구성은 실시예 1의 수전해전지(10), 스택(110), 개질기(120), 연료 열교환기(130), 제1 공기 열교환기(140), 제2 공기 열교환기(150), 버너(160), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 제어기(미도시) 및 탄소포집기(20)와 기본적으로 동일하며, 여기서는 차별점만을 추가적으로 설명한다.
제4 분배기(D4)는 버너(460)의 후단에 배치된다.
제4 분배기(D4)는 버너(460)의 배가스 중 일부를 다시 고체산화물 수전해전지(10)로 재순환 시키고, 나머지를 개질기(420)로 분기한다.
고체산화물 수전해전지(10)는 제4 분배기(D4)에 의해 분기된 고온의 버너 배가스를 수전해전지에 포함된 적어도 하나의 열교환기로 보내어 열에너지를 공급 받는다.
제4 분배기(D4)에서 수전해전지(10)로 더 많은 버너 배가스를 분배할수록 수전해전지가 활성화되어 수소 생산량이 많아지고, 제4 분배기(D4)에서 개질기(420) 쪽으로 더 많은 버너 배가스를 분배할수록 연료전지(400)의 효율이 높아지므로 전기 출력이 높아진다.
따라서 제어기(미도시)는 하이브리드 시스템에 설정되는 수소 생산량 또는 전기 출력에 따라 수전해전지(10) 또는 개질기(420)로의 배분 비율을 결정하고, 결정된 배분 비율을 포함한 제어신호를 제4 분배기(D4)로 송신한다.
<실시예 5>
실시예 5는 실시예 1 내지 실시예 4를 모두 병합한 기술에 관한 것이다.
도 6에서 보듯, 실시예 5의 하이브리드 시스템은 고체산화물 수전해전지(10), 고체산화물 연료전지(500) 및 탄소포집기(20)를 포함하고, 고체산화물 연료전지(500)는 스택(510), 개질기(520), 연료 열교환기(530), 제1 공기 열교환기(540), 제2 공기 열교환기(550), 버너(560), 제1 분배기(D1), 제2 분배기(D2), 제3 분배기(D3), 제4 분배기(D4), 제1 합류기(C1), 제2 합류기(C2), 제3 합류기(C3) 및 제어기(미도시)를 포함한다.
실시예 5의 고체산화물 수전해전지(10), 스택(510), 개질기(520), 연료 열교환기(530), 제1 공기 열교환기(540), 제2 공기 열교환기(550), 버너(560), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 제어기(미도시) 및 탄소포집기(20)의 기술구성은 실시예 1의 수전해전지(10), 스택(110), 개질기(120), 연료 열교환기(130), 제1 공기 열교환기(140), 제2 공기 열교환기(150), 버너(160), 제1 분배기(D1), 제1 합류기(C1), 제어기(미도시) 및 탄소포집기(20)와 동일하다.
또한 실시예 5의 제2 분배기(D2), 제2 합류기(C2) 및 제어기(미도시)는 실시예 2의 제2 분배기(D2), 제2 합류기(C2) 및 제어기(미도시)와 동일하고, 실시예 5의 제3 분배기(D3), 제3 합류기(C3) 및 제어기(미도시)는 실시예 3의 제3 분배기(D3), 제3 합류기(C3) 및 제어기(미도시)와 동일하며, 실시예 5의 제4 분배기(D4) 및 제어기(미도시)는 실시예 4의 제4 분배기(D4) 및 제어기(미도시)와 동일하다.
이상에서는 본 발명에 관한 몇 가지 실시예를 참조하여 설명하였지만, 해당 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 하기의 특허 청구의 범위에 기재된 본 발명의 사상 및 영역으로부터 벗어나지 않는 범위 내에서 본 발명을 다양하게 수정 및 변경시킬 수 있음을 이해할 수 있을 것이다.

Claims (8)

  1. 고체산화물 수전해전지(Solid Oxide Electrolyte, SOE);
    개질기(reformer)와, 상기 개질기가 생산한 연료를 가열하는 연료 열교환기(fuel HX)와, 외부 공기(air)를 1차로 가열하는 제1 공기 열교환기(air HX_A)와, 상기 1차 가열된 외부 공기를 2차로 가열하는 제2 공기 열교환기(air HX_B)와, 상기 연료 열교환기에서 가열된 연료를 공급받는 연료극(anode)과 상기 제1 공기 열교환기 및 제2 공기 열교환기에서 가열된 외부 공기(air)를 공급받는 공기극(cathode)을 포함하는 스택(stack)과, 상기 고체산화물 수전해전지의 배가스와 상기 스택의 연료극 배가스를 연소시키는 버너(burner)를 포함하는 고체산화물 연료전지(Solid Oxide Fuel Cell, SOFC); 및
    상기 개질기 및 상기 제1 공기 열교환기 중 적어도 하나에서 열 교환이 이루어진 상기 버너의 배가스로부터 이산화탄소를 포집하는 탄소포집기(carbon capture system, CCS)
    를 포함하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 버너의 배가스는 상기 개질기의 증기발생기(steam generator)에서 열교환되는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 스택의 공기극 배가스 중 적어도 일부를 상기 제2 공기 열교환기로 분기시키고, 분기된 나머지를 상기 연료 열교환기로 분기시키는 제1 분배기(D1)를 더 포함하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 제1 공기 열교환기를 경유한 외부 공기의 온도를 측정하는 온도센서A; 및
    상기 온도센서A의 측정값에 기초하여 상기 제1 분배기(D1)에 상기 제2 공기 열교환기 및 상기 연료 연교환기로의 분배 비율이 포함된 제어신호를 송신하는 제어기를 더 포함하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 제1 공기 열교환기를 경유한 버너 배가스의 적어도 일부를 상기 버너로 분기시키고, 분기된 나머지를 상기 탄소포집기로 분기시키는 제2 분배기(D2)를 더 포함하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 버너의 온도를 측정하는 온도센서B; 및
    상기 온도센서B의 측정값에 기초하여 상기 제2 분배기(D2)에 상기 버너 및 상기 탄소포집기로의 분배 비율이 포함된 제어신호를 송신하는 제어기를 더 포함하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
  7. 제1항에 있어서,
    상기 고체산화물 수전해전지의 배가스의 적어도 일부를 분기시켜 외부 공기와 합류되도록 하고, 분기된 나머지를 상기 버너로 분기시키는 제3 분배기(D3)를 더 포함하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
  8. 제1항에 있어서,
    상기 버너 배가스의 적어도 일부를 상기 고체산화물 수전해전지로 분기시키고, 분기된 나머지를 상기 개질기로 분기시키는 제4 분배기(D4)를 더 포함하는 SOE-SOFC-CCS 하이브리드 시스템.
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