WO2025009683A1 - 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템 - Google Patents

역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템 Download PDF

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Definitions

  • the present invention relates to a solid oxide battery system capable of reverse operation, and more specifically, to a solid oxide battery system capable of reverse operation, in which a fuel cell mode for producing electricity using methane as fuel and a water electrolysis mode for producing methane by combining hydrogen and carbon dioxide obtained by electrolyzing water with regenerative electricity are selectively driven as needed, while a hybrid tank in which methane and carbon dioxide are stored is shared by each mode, thereby enabling efficient production and storage of energy.
  • the ‘carbon dioxide methanation’ technology that utilizes carbon dioxide is a technology that is being increasingly emphasized along with the expansion of renewable energy supply because it can solve the problems of stability and efficiency deterioration of the power system due to the expansion of renewable energy supply by storing and recycling unused electricity, and at the same time, obtain the effect of reducing greenhouse gases by utilizing carbon dioxide, the main culprit of global warming.
  • the problem to be solved by the present invention is to provide a reverse-operable solid oxide battery system that is driven in a fuel cell mode that produces electricity using methane as fuel according to the demand for power generation using a reverse-operable solid oxide battery, and in a water electrolysis mode that produces methane by combining hydrogen and carbon dioxide obtained by electrolyzing water with the produced electricity, while each mode shares a hybrid tank in which methane and carbon dioxide are stored, thereby selectively supplying methane and carbon dioxide required in the fuel cell mode and the water electrolysis mode, thereby increasing the overall efficiency.
  • the present embodiment proposes a reverse-operable solid oxide battery system including a hybrid tank in which methane and carbon dioxide are stored separately by an adjustable partition; and a methane generator which produces methane by combining carbon dioxide of the hybrid tank and hydrogen produced by electrolyzing water using electricity produced in a stack in the water electrolysis mode and supplies the methane to the first zone, and a reformer which reforms methane of the hybrid tank and supplies the reformed methane to the stack in the fuel cell mode.
  • the above-described reverse-operation solid oxide battery of one embodiment may further include an ejector, which is provided between the methane generator and the stack in the water electrolysis mode, and mixes and compresses hydrogen of the stack and carbon dioxide of the hybrid tank and supplies them to the methane generator.
  • an ejector which is provided between the methane generator and the stack in the water electrolysis mode, and mixes and compresses hydrogen of the stack and carbon dioxide of the hybrid tank and supplies them to the methane generator.
  • the above-described reverse-operation solid oxide battery of one embodiment may further include, in the water electrolysis mode, a water separator provided at a rear end of the methane generator to separate water from the exhaust gas of the methane generator and supply the separated water to a water tank.
  • a water separator provided at a rear end of the methane generator to separate water from the exhaust gas of the methane generator and supply the separated water to a water tank.
  • the above-described reverse-operation solid oxide cell of one embodiment may further include a heater for heating water supplied from the water separator or the water tank to the stack for use in the electrolysis in the water electrolysis mode.
  • the above-described reverse-operation solid oxide battery of one embodiment may further include an oxygen tank for supplying and storing oxygen produced through electrolysis of water in the water electrolysis mode.
  • the reverse-operating solid oxide cell may, in the fuel cell mode, be configured such that some of the unreacted substances contained in the exhaust gas of the stack may be recycled to the reformer, reformed, and then resupplied to the stack.
  • the above-described reverse-operation solid oxide cell of one embodiment may further include a burner that, in the fuel cell mode, combusts exhaust gas of the stack using oxygen in the oxygen tank as an oxidizer.
  • the above-described reverse-operating solid oxide cell of one embodiment further includes a water separator for separating water from combustion of the burner in the fuel cell mode, and the water separated in the water separator can be used in the water electrolysis mode of the above-described reverse-operating solid oxide cell.
  • the reverse-operating solid oxide cell may, in the fuel cell mode, store carbon dioxide contained in the exhaust gas of the burner from which water is separated in the water separator in the hybrid tank.
  • the reverse-operating solid oxide cell may, in the fuel cell mode, be configured such that some of the unreacted substances contained in the exhaust gas of the stack may be recycled to the stack and used as fuel.
  • the above hybrid tank may have variable storage capacities for methane and carbon dioxide by moving the partition.
  • the electrolysis mode utilizes electricity produced from a reverse-operating solid oxide battery, a separate device for supplying electricity is not required, thereby improving energy efficiency.
  • methane and carbon dioxide are stored in the same tank, and a partition capable of material transfer exists, so that the amount of methane and carbon dioxide can be easily controlled according to production and consumption demands by using them within a loop capable of reverse operation.
  • the storage space inside the hybrid tank can be varied according to the amount of carbon dioxide captured in the fuel cell mode and the amount of methane produced in the water electrolysis mode.
  • FIG. 3 is a drawing showing the operation of a fuel cell mode of a solid oxide battery system capable of reverse operation according to Example 1 of the present invention.
  • FIG. 4 is a diagram showing the overall flow of the water electrolysis mode and the simultaneous fuel cell mode in a solid oxide battery system capable of reverse operation according to Example 1 of the invention.
  • Unit means a unit that processes at least one function or operation, and may be implemented by hardware, software, or a combination of hardware and software.
  • Figure 1 is a diagram showing a schematic flow of a solid oxide battery system capable of reverse operation according to Example 1 of the present invention.
  • the energy source supplied in the electrolysis mode here can be electricity supplied through an external power grid, or it can be a renewable energy source (or renewable electricity) produced through a power generation means that obtains power from natural forces such as wind, sunlight, river water, ocean currents, solar heat, etc.
  • the electrolysis mode can be supplied from a battery (not shown in the drawing) that temporarily stores electricity produced in the fuel cell mode.
  • the electrolysis mode of a solid oxide battery system uses renewable energy sources (regenerative electricity) as a primary power source, but when the supply of renewable energy sources falls short of the amount of power required by the electrolysis mode, the shortfall can be supplemented from a battery storing electricity produced in the fuel cell mode or from an external power grid.
  • renewable energy sources regenerative electricity
  • a solid oxide battery system is operated all day in electrolysis mode, it can be supplied with renewable electricity generated by solar or wind power during the day, and at night, electricity generated in advance in fuel cell mode can be supplied through stored batteries or an external power grid.
  • the solid oxide battery system receives carbon dioxide from a hybrid tank in a water electrolysis mode, and combines hydrogen produced by electrolyzing water supplied through regenerative electricity or an electric grid (or electricity from a battery) with the supplied carbon dioxide to produce methane, which is then stored in the hybrid tank (100). At this time, methane can be generated through a methane generator (240).
  • oxygen is also produced, and the oxygen can be stored in a separate oxygen tank (280) and used in the fuel cell mode.
  • the fuel cell mode of the solid oxide battery system produces hydrogen by reforming methane produced in the water electrolysis mode and stored in a hybrid tank (100), and produces electricity using the hydrogen.
  • FIG. 2 is a drawing showing the operation of the electrolysis mode of a solid oxide battery system capable of reverse operation according to Example 1 of the present invention.
  • the system includes a hybrid tank (100) and a reverse-acting solid oxide battery (200).
  • a hybrid tank (100) includes a first zone (101) and a second zone (102) that are isolated from each other.
  • the first zone (101) and the second zone (102) of the hybrid tank (100) can be divided by an adjustable partition.
  • the methane stored in the first zone (101) may be methane produced in the electrolysis mode of the reverse-operating solid oxide battery (200).
  • a small amount of unreacted hydrogen and carbon dioxide in the electrolysis mode may also be stored in the first zone (101) of the hybrid tank (100).
  • the hybrid tank (100) can be supplied with external methane and supply methane to the stack (210) in the fuel cell mode.
  • the hybrid tank (100) may be supplied with external methane through a natural gas network or a multi-gas network.
  • Carbon dioxide is stored in the second zone (102). In the second zone (102), carbon dioxide can be compressed and stored under high pressure.
  • Carbon dioxide stored in the second zone (102) is used to produce methane by combining carbon dioxide with hydrogen produced by electrolyzing water in the electrolysis mode.
  • the carbon dioxide may be carbon dioxide separated from the exhaust gas of the stack (210) in the fuel cell mode.
  • a small amount of unreacted hydrogen and carbon monoxide from the exhaust gas of the stack (210) in the fuel cell mode may also be stored in the second section (102) of the hybrid tank (100).
  • the hybrid tank (100) supplies carbon dioxide in the second zone (102) to the reverse operating solid oxide cell (200) to be used for the methanation reaction in the electrolysis mode of the reverse operating solid oxide cell (200) and stores methane produced by the methanation reaction in the first zone (101).
  • the hybrid tank (100) supplies methane in the first zone (101) to be used as fuel in the fuel cell mode of the reverse operating solid oxide cell (200) and stores carbon dioxide, which is one of the products of the stack (210), in the second zone (102).
  • the hybrid tank (100) may also supply carbon dioxide to the outside through a multi-gas network or carbon dioxide supply network when the amount of carbon dioxide stored in the fuel cell mode is greater than the capacity of the hybrid tank (100).
  • the hybrid tank (100) may be supplied with carbon dioxide from outside through a multi-gas network or carbon dioxide supply network if the amount of carbon dioxide stored in the fuel cell mode is less than the capacity of the hybrid tank (100).
  • first zone (101) and the second zone (102) of the hybrid tank (110) may be partitioned with adjustable partitions.
  • the partitions of the hybrid tank (110) vary the storage capacity of the first zone (101) and the second zone (102).
  • the partition of the hybrid tank (110) may reduce the capacity of the second zone (102) instead of increasing the capacity of the first zone (101) when the production of methane is high in the electrolysis mode.
  • the partition of the hybrid tank (110) may reduce the capacity of the second zone (102) instead of increasing the capacity of the first zone (101) when the capacity of carbon dioxide captured in fuel cell mode is low.
  • the reversible solid oxide cell (200) may have different operating configurations depending on the electrolysis mode and fuel cell mode, and the description will focus on the configuration operating in the electrolysis mode.
  • the reverse-acting solid oxide battery (200) includes a stack (210), a first water separator (220), a first ejector (230), a methane generator (240), a second water separator (250), a compressor (260), a water tank (270), and an oxygen tank (280).
  • the stack (210) electrolyzes pure water using electrical energy supplied from the electric grid to produce hydrogen and oxygen.
  • the water electrolysis mode can electrolyze water using electricity supplied from an external power grid, or can electrolyze water using regenerative electricity produced by power generation means that obtain power from natural forces such as wind, solar energy, river water, ocean currents, and solar heat, or can electrolyze water using electricity supplied from a battery (not shown in the drawing) that temporarily stores electricity produced in the fuel cell mode.
  • power generation means that obtain power from natural forces such as wind, solar energy, river water, ocean currents, and solar heat
  • a battery not shown in the drawing
  • the electrolysis mode operates at temperatures where high-temperature electrolysis can occur between 500 and 850 °C.
  • water vapor flows into the fuel electrode as a reactant, and when voltage is applied to the anode, a decomposition reaction of the water vapor occurs, causing water molecules to react and separate into hydrogen and oxygen.
  • the electrolysis mode uses electricity produced in the fuel cell mode of the reverse-operating solid oxide battery (200), no device for supplying electricity is required, thereby improving energy efficiency.
  • the first water separator (220) separates some of the water contained when hydrogen is supplied from the stack (210).
  • the first ejector (230) receives hydrogen from the stack (210) through the first hydrogen separator (220) and carbon dioxide from the hybrid tank (100) and mixes them.
  • Hydrogen and carbon dioxide mixed in the first ejector (230) are compressed and supplied to the methanation generator (240).
  • a high pressure state is required for the methanation reaction of the methanation generator (240), and the first ejector (230) can reduce the compression force required before the methanation reaction by using the pressure of carbon dioxide stored at high pressure in the hybrid tank (100).
  • the methane generator (240) generates methane by combining supplied carbon dioxide and hydrogen.
  • the technology for converting carbon dioxide into methanogen in a methanogen generator uses a thermochemical methanation reaction using a nickel-based solid catalyst or a biological methanation reaction using microorganisms, depending on the type of catalyst that reacts carbon dioxide and hydrogen.
  • H2O generated in the methanation reaction may cause a water gas shift reaction at high temperature to generate carbon dioxide in addition to methane, and the generated carbon dioxide may be stored in the first section (101) of the hybrid tank (100) where methane is stored.
  • Biocatalysts are processes that uses microorganisms that produce methane for the reaction of carbon dioxide and hydrogen as biocatalysts. Compared to thermochemical methanation technology, it has high energy efficiency due to its operating characteristics such as relatively low operating pressure (0–10 bar) and temperature (20–70°C).
  • the second water separator (250) separates water from the methane produced in the methane generator (240).
  • a cooling process may be performed before being supplied to the second water separator (250).
  • the water separated in the second water separator (250) is recycled to the stack (210) and electrolyzed.
  • a heater (not given a drawing symbol) may be additionally provided to heat the water recycled from the second water separator (250) to the stack (210) into steam.
  • the compressor (260) compresses methane from which moisture has been separated in the second water separator (250).
  • the moisture compressed in the compressor (260) goes through a cooling process and is stored in the hybrid tank (100).
  • the water tank (270) supplies water for electrolysis in the stack (210).
  • the water stored in the water tank (270) may be water separated from the exhaust gas of the stack (210) in the fuel cell mode as described above.
  • the water tank (270) may supply water for electrolysis to the stack (210) in the water electrolysis mode, and a heater (not given a drawing symbol) for heating the water supplied from the water tank (270) may be provided between the water tank (270) and the stack (210).
  • the oxygen tank (280) stores oxygen produced by electrolyzing water in electrolysis mode.
  • Oxygen from the oxygen tank (280) can be supplied to a burner (340) provided at the rear end of the stack (210) in fuel cell mode and used as an oxidizer required for combustion.
  • the solid oxide battery (200) may further include a power compensator (not shown in the drawing).
  • the power compensator regulates the power supply to the renewable energy source (regenerated electricity) and the external power grid or battery so that electrolysis can be smoothly performed in the water electrolysis mode of the solid oxide cell (200).
  • the electricity produced in the fuel cell mode is temporarily stored in the battery.
  • the power compensator controls the output of the energy source so that the renewable energy source can be used preferentially in the electrolysis mode via the power grid, but if the supply of the renewable energy source falls short of the amount of power required in the electrolysis mode, the shortfall can be supplemented from the power grid (or battery) and used.
  • the power compensator may be considered as a controller (not shown in the drawing) of the solid oxide battery (200).
  • the solid oxide battery (200) may further be equipped with a heat tank (drawing symbol not given).
  • the heat tank can store the heat of the air electrode exhaust gas in the fuel cell mode of the solid oxide cell (200) or can be utilized in the water electrolysis mode.
  • FIG. 3 is a drawing showing the operation of a fuel cell mode of a solid oxide battery system capable of reverse operation according to Example 1 of the present invention.
  • the hybrid tank (100) is identical to the hybrid tank (100) of Fig. 2, so redundant description is omitted.
  • the reverse-operating solid oxide cell (200) (rSOC, REVERSIBLE SOLID OXIDE CELLS) will be described mainly with respect to the configuration operated in fuel cell mode.
  • the third ejector (310) mixes methane supplied from the hybrid tank (100) with gases of the methane, hydrogen, carbon dioxide, carbon monoxide, and moisture series recycled from the exhaust gas of the stack (210).
  • the third ejector (310) supplies the mixed gas to the reformer (320).
  • the third ejector (310) provides the steam-to-carbon ratio required for the reformer (320) through the exhaust gas of the recycled stack (210).
  • the reformer (320) reforms the supplied methane series fuel to produce hydrogen.
  • a Ni-based catalyst is used as a catalyst in the reformer (320), and it plays a role in suppressing coke formation (or carbon deposition) due to reforming of higher hydrocarbons by decomposing C2+ hydrocarbons contained in the reaction raw material (or fuel) into CH4, CO, H2, etc.
  • Coke formation is related to the amount of steam and is determined by the steam-to-carbon ratio (S/C). If the value of S/C is too low, the possibility of coke formation increases.
  • the reformate fuel is converted into H2 through direct internal reforming, i.e., steam methane reforming reaction and water-gas shift reaction, at the fuel electrode of the stack (210).
  • the H2 produced in this way is converted into electricity through an electrochemical reaction.
  • Hydrogen produced by reforming in the reformer (320) is supplied to the stack (210) via the fourth ejector (330).
  • the exhaust gas of the reformer (320) may contain a small amount of unreacted carbon monoxide, carbon dioxide, methane, and moisture in addition to the produced hydrogen.
  • the fourth ejector (330) mixes the exhaust gas of the reformer (320) with the methane series gas recycled from the exhaust gas of the stack (210) and supplies it to the fuel electrode of the stack (210). Since the fourth ejector (330) mixes the recycled exhaust gas of the stack (210) with the reformed gas (fuel), a heat exchanger required to heat the fuel supplied to the stack (210) is not required, thereby increasing efficiency in terms of power usage and cost.
  • the stack (210) includes an anode having an anode input and an anode output and a cathode having a cathode input and a cathode output.
  • the stack (210) receives heated external air (Air) as an air electrode and receives heated fuel as a fuel electrode.
  • Air heated external air
  • preheated air is supplied to the cathode, oxygen ions generated at the cathode move to the fuel electrode through the electrolyte, and an electrochemical reaction of H2 and O2 occurs at the triple-phase boundary of the cathode, and electricity is generated through this reaction.
  • the high temperature exhaust gas discharged from the air electrode of the stack (210) can be used to heat the air input to the air electrode through a heat exchanger and then cooled and discharged to the outside.
  • Some of the fuel electrode exhaust gas of the stack (210) is branched to the third ejector (310) and the fourth ejector (330), and the remainder is supplied to the burner (340) and burned.
  • the burner (340) combusts the fuel electrode exhaust gas of the stack (210) using oxygen supplied from the oxygen tank (280).
  • the oxygen of the oxygen tank (280) is oxygen produced by electrolysis of water in the water electrolysis mode of the reverse-operating solid oxide cell (200).
  • the exhaust gas coming out through the fuel electrode outlet of the stack (210) contains products such as CO2 and H2O and unreacted fuels such as H2, CO, and CH4. Unreacted fuels such as H2 and CO become CO2 and H2 becomes H2O in the process of being combusted with oxygen in the burner (340).
  • the exhaust gas of the burner (340) may have a high proportion of CO2 and H2O and a small amount of unreacted H2 and CO may remain.
  • the combustion heat generated from the burner (340) may be stored in a heat tank (not shown).
  • the heat stored in the heat tank may be used to heat water supplied to the stack (210) in the water electrolysis mode and convert it into steam.
  • the third water separator (350) separates moisture from the combustion gas of the burner (340).
  • the third steam separator (350) can use either a centrifugal steam separator or a reverse steam separator.
  • the centrifugal steam separator separates moisture by swirling the steam in a cyclone separator and the centrifugal force.
  • the reverse steam separator separates moisture by rapidly changing the direction of steam flow using a baffle plate, etc.
  • the combustion gas of the burner (340) becomes a CO2 rich state with a high proportion of carbon dioxide because most of the moisture is removed while passing through the water separator.
  • the combustion gas of the burner (340) may contain a small amount of H2 and CO while having a high proportion of carbon dioxide.
  • the small amount of H2 and CO may also be stored in the hybrid tank (100).
  • the combustion gas of the water-separated burner (340) is compressed and cooled, then stored in the second section (102) of the hybrid tank (100), and supplied for methanation reaction in the water electrolysis mode.
  • the water tank (270) stores the water separated from the water separator.
  • the water stored in the water tank (270) is supplied as steam for electrolysis in the water electrolysis mode after going through a heating process.
  • FIG. 4 is a diagram showing the overall flow of the water electrolysis mode and the simultaneous fuel cell mode in a solid oxide battery system capable of reverse operation according to Example 1 of the invention.
  • the electrolysis mode will first be described.
  • Water (0.134 mol/s) supplied from a water tank (270) is heated to 25 to 750°C in a heater and then supplied to a stack (210) to perform an electrolysis reaction.
  • the stack (210) operates at 1 bar, the input-side temperature of the water vapor is approximately 750°C, and the output-side temperature is approximately 745°C.
  • the stack (210) obtains hydrogen and oxygen by electrolyzing water using the supplied energy source.
  • the electricity required for electrolysis by the stack (210) may be electricity supplied through an external power grid, or may be an energy source (regenerative electricity) produced by a power generation means that obtains power from natural forces such as wind, solar energy, river water, ocean currents, solar energy, etc.
  • the stack (210) may be supplied from a battery (not shown in the drawing) that temporarily stores electricity produced in fuel cell mode.
  • the present embodiment may further include a power compensator.
  • the power compensator regulates the power supply to a renewable energy source (regenerated electricity) and an external power grid or battery so as to facilitate electrolysis in the water electrolysis mode of the solid oxide battery (200).
  • the power compensator controls the output of the energy source so that the renewable energy source can be used preferentially in electrolysis mode via the power grid, but if the supply of the renewable energy source falls short of the amount of power required in electrolysis mode, the shortfall can be supplemented from the power grid (or battery).
  • the exhaust gas on the output side of the cathode contains H2 and a small amount of steam.
  • the exhaust gas (H2, a small amount of steam) of the stack (210) is cooled in a cooler to lower the temperature from 745°C to 50°C and release 2.81 kW of heat.
  • the exhaust gas (H2, a small amount of steam) of the first cooled stack (210) is additionally cooled from 50°C to 25°C, releasing 0.56 kW of heat, and about 0.014 mol/s of water is condensed in the first steam separator (220) and recycled again to be supplied as an input to the stack (210).
  • the exhaust gas of the stack (210) from which moisture is separated by the first water separator (220) contains H2, and the first ejector (230) mixes the H2 contained in the exhaust gas of the stack (210) with the 0.032 mol/s high-pressure CO2, CO supplied from the hybrid tank (100).
  • the pressure of the mixture increases from 1 bar to 6 bar, and then passes through a compressor (drawing symbol not given) where the pressure increases from 6 bar to 15 bar.
  • the high-pressure mixture with increased pressure is supplied to the methanogen (240), where CO2 and H2 react at 280°C to produce CH4.
  • the methanation reaction is an exothermic reaction and can release 4.91 kW of heat at 280°C.
  • the exhaust gas of the methanogen (240) may contain a small amount of H2 and CO2 in addition to the products CH4 and H2O.
  • the H2 and CO2 may also be stored in the hybrid tank (100).
  • Approximately 0.058 mol/s of water is condensed in the second water separator (250) and recycled to the cathode side input of the stack (210) for water electrolysis in the stack (210). Since the water is recycled by the first water separator (220) and the second water separator (250), the water usage of the water tank (270) can be reduced to 0.062 mol/s.
  • the methane gas of the second separator (250) is compressed from 15 bar to 75 bar through a compressor (drawing symbol not given). At this time, 0.25 kW of power can be consumed.
  • the reverse-acting solid oxide battery (200) may be further equipped with an electric heater.
  • the electric heater may have a power consumption of 0.28 kW.
  • the electric heater may be used to heat oxygen input to the anode side of the stack (210) or to further heat vapor supplied to the cathode side of the stack (210).
  • Fuel cell mode operates when power demand is required.
  • the temperature is 550°C
  • the maximum internal reforming ratio that the stack (210) can handle is about 0.9
  • the optimal external steam methane reforming ratio is 0.1.
  • the higher the internal reforming ratio the less air is required to cool the stack (210), and by operating the reformer (320) at high pressure, a low external reforming ratio can be obtained, and the cost of the special catalyst used for steam methane reforming can be reduced.
  • the mixed gas supplied from the reformer (320) to the stack (210) includes CH4, H2, CO2, H2O, and CO. And the stack (210) produces 10 kW of power using the mixed gas as fuel.
  • the fuel utilization rate of the stack (210) can be set to 0.85, the input temperature of the stack (210) is about 710°C, and the output temperature of the stack (210) is a high temperature of about 810°C.
  • the exhaust gas coming out through the fuel electrode outlet of the stack (210) includes products such as CO2 and H2O and unreacted fuels such as H2, CO, and CH4, and is recycled to the third ejector (310) equipped in front of the reformer (320) and the fourth ejector (330) equipped in the rear of the reformer (320).
  • the third ejector (310) mixes methane supplied from the hybrid tank (100) with methane-based gas recycled from the exhaust gas of the stack (210).
  • the third ejector (310) supplies the mixed gas to the reformer (320).
  • the third ejector (310) provides the steam-to-carbon ratio required for the reformer (320).
  • the fourth ejector (330) mixes the exhaust gas of the recycled stack (210) with the reformed gas (fuel), a heat exchanger required to heat the fuel supplied to the stack (210) is not required, thereby increasing power usage and cost efficiency.
  • the high temperature exhaust gas discharged from the air electrode of the stack (210) can be used to heat the air input to the air electrode through a heat exchanger and then cooled and discharged to the outside.
  • the burner (340) combusts the fuel electrode exhaust gas of the stack (210) using oxygen supplied from the oxygen tank (280).
  • the oxygen of the oxygen tank (280) is oxygen produced by electrolysis of water in the water electrolysis mode of the reverse-operating solid oxide cell (200).
  • the exhaust gas coming out through the fuel electrode outlet of the stack (210) contains products such as CO2 and H2O and unreacted fuels such as H2, CO, and CH4.
  • CO becomes CO2
  • H2 becomes H2O.
  • the exhaust gas of the burner (340) has a high proportion of CO2 and H2O and a small amount of unreacted H2 and CO remains.
  • the third water separator (350) separates moisture from the combustion gas of the burner (340).
  • the combustion gas of the burner (340) becomes a CO2 rich state with a high proportion of carbon dioxide because most of the moisture is removed while passing through the water separator.
  • the combustion gas of the burner (340) may contain a small amount of H2 and CO while having a high proportion of carbon dioxide.
  • the small amount of H2 and CO may also be stored in the hybrid tank (100).
  • the pressure of the combustion gas from which moisture has been separated is increased from 1 bar to 75 bar using a compressor and a cooler.
  • the combustion gas of the burner (340) from which moisture has been separated is compressed, cooled from 150°C to 25°C, and then stored in the hybrid tank (100).
  • the overall efficiency of a reversible solid oxide battery system is 64.2%, but by using 4.06 kW of waste heat at 270°C, 0.3 kW of waste heat at 100°C, and about 3.4 kW of waste heat at 700°C, the system efficiency can be improved to 78%.

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Abstract

본 발명은 전력 생산의 요구에 따라 메탄을 연료로 전기를 생산하는 연료전지 모드와, 생산된 전기로 물을 전기분해하여 얻은 수소와 이산화탄소를 결합하여 메탄을 생산하는 수전해 모드가 필요에 따라 선택적으로 구동되되, 메탄과 이산화탄소가 저장된 하이브리드 탱크를 각 모드가 공유함으로써 효율적인 에너지의 생산 및 저장이 가능한 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템에 관한 것이다. 본 발명은 메탄과 이산화탄소가 분리 저장되는 하이브리드 탱크와, 수전해 모드 및 연료전지 모드로 구동하는 역가동 고체산화물 전지를 포함한다.

Description

역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템
본 발명은 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 전력 생산의 요구에 따라 메탄을 연료로 전기를 생산하는 연료전지 모드와 재생 전기로 물을 전기분해하여 얻은 수소와 이산화탄소를 결합하여 메탄을 생산하는 수전해 모드가 필요에 따라 선택적으로 구동되되, 메탄과 이산화탄소가 저장된 하이브리드 탱크를 각 모드가 공유함으로써 효율적인 에너지의 생산 및 저장이 가능한 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템에 관한 것이다.
최근 우리나라는 신(新)기후체제라는 시대적인 흐름을 맞이하여 원전 및 석탄 발전의 단계적 감축을 통하여 2030년까지 재생에너지의 발전 비중을 전체 발전량의 20%까지 확대하고 이를 통해 온실가스 배출전망치(BAU) 대비 37% 감축 목표를 달성한다는 장기적인 계획을 수립하였다.
그러나 이러한 정부의 주요 에너지 전환 정책을 위한 전력계통의 재생에너지 비중 확대는 태양광, 풍력과 같은 주요 재생에너지원의 간헐적 특성 및 이로 인한 출력 변동성으로 인해 전력의 생산과 동시에 소비가 이루어져야 하는 전력계통에 수요와 공급의 불균형과 전력망 수용성 한계로 인한 미활용 전력이 발생하여 전력계통 운영에 있어 안정성 및 효율성 저하 문제를 야기한다.
이로 인해 최근 재생에너지 보급에 앞장서 있는 유럽을 중심으로 재생에너지의 안정성 및 효율성 저하 등 근본적인 한계점을 보완하기 위한 방안으로 미활용 전력을 이용하여 수전해 기술로 수소(H2)를 생산하거나 생산된 수소를 대표적인 온실가스 물질인 이산화탄소(CO2)와 반응시켜 메탄(CH4)을 생산하여 연료로 활용하는 Power to Gas(P2G) 기술 관련 연구가 활발히 진행되고 있다.
특히 이산화탄소를 활용하는 ‘이산화탄소 메탄화’ 기술은 미활용 전력의 저장 및 재활용을 통해 재생에너지 보급 확대에 따른 전력계통의 안정성 및 효율성 저하 문제를 해결하고, 이와 동시에 지구 온난화의 주범인 이산화탄소 활용을 통해 온실가스 저감효과를 얻을 수 있다는 점에서 재생에너지 보급 확대와 더불어 더욱 강조되고 있는 기술이다.
기존의 화석연료 기반 고체산화물 전지 기술은 필연적으로 이산화탄소가 발생하므로 온실가스 저감에 기여를 하지 못하는 문제가 있으며, 이산화탄소 메탄화 기술에서는 메탄의 생산에 필요한 수소를 공급하기 위해 수전해 모드에서 물을 전기분해하여 수소를 얻는다.
그러나 물을 전기분해하기 위한 전력이 일정하게 공급되어야 하며 전력의 공급을 위해 재생에너지를 사용하기도 한다. 그러나 재생에너지는 간헐적 발전의 특성으로 인해 발전량이 일정하지 않으므로 수전해 모드를 안정적으로 기동하기가 어렵다. 이로 인해, 재생에너지의 불안정한 발전량을 보완하기 위해 에너지저장시스템(Energy Storage System, ESS)을 추가하기도 하지만 막대한 비용을 감수해야 한다.
본 발명이 해결하고자 하는 과제는 역가동이 가능한 고체산화물전지를 이용하여, 전력 생산의 요구에 따라 메탄을 연료로 전기를 생산하는 연료전지 모드와, 생산된 전기로 물을 전기분해하여 얻은 수소와 이산화탄소를 결합하여 메탄을 생산하는 수전해 모드로 구동되되, 각 모드가 메탄과 이산화탄소가 저장된 하이브리드 탱크를 공유함으로써 연료전지 모드와 수전해 모드에서 요구되는 메탄과 이산화탄소를 선택적으로 공급하면서 전체적인 효율을 높이는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템을 제공하는 것이다.
본 실시예는 메탄과 이산화탄소가 조절 가능한 파티션으로 분리되어 저장되는 하이브리드 탱크; 및 상기 수전해 모드에서 상기 하이브리드 탱크의 이산화탄소와 스택에서 생산된 전기를 통해 물을 전기분해하여 생산된 수소의 결합을 통해 메탄을 생산하여 상기 제1 구역으로 공급하는 메탄생성기를 포함하고, 연료전지 모드에서 상기 하이브리드 탱크의 메탄을 개질하여 상기 스택으로 공급하는 개질기를 포함하는 역가동 고체산화물 전지(rSOC를 포함하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템을 제안한다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 수전해 모드에서, 상기 메탄생성기와 상기 스택 사이에 구비되고, 상기 스택의 수소와 상기 하이브리드 탱크의 이산화탄소를 혼합 및 압축하여 상기 메탄생성기로 공급하는 이젝터(ejector)를 더 포함할 수도 있다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 수전해 모드에서, 상기 메탄생성기의 후단에 구비되고, 상기 메탄생성기의 배가스에서 물을 분리하여 워터 탱크로 공급하는 기수분리기를 더 포함할 수도 있다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 수전해 모드에서, 상기 전기분해에 사용되기 위해 상기 기수분리기 또는 상기 워터 탱크에서 상기 스택으로 공급되는 물을 가열하는 히터를 더 포함할 수도 있다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 수전해 모드에서, 상기 물의 전기분해를 통해 생산된 산소를 공급받아 저장하는 산소 탱크를 더 포함할 수도 있다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서, 상기 스택의 배가스에 포함된 미반응 물질 중 일부는 상기 개질기로 재순환되어 개질된 후 상기 스택으로 재공급될 수도 있다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서, 상기 산소 탱크의 산소를 산화제로 이용하여 상기 스택의 배가스를 연소시키는 버너를 더 포함할 수도 있다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서, 상기 버너의 연소가에서 물을 분리하는 기수분리기를 더 포함하고, 상기 기수분리기에서 분리된 물은 상기 역가동 고체산화물 전지의 상기 수전해 모드에서 사용될 수도 있다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서, 상기 기수분리기에서 수분이 분리된 상기 버너의 배가스에 포함된 이산화탄소는 상기 하이브리드 탱크에 저장될 수도 있다.
일 실시예의 상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서, 상기 스택의 배가스에 포함된 미반응 물질 중 일부는 상기 스택으로 재순환되어 연료로 사용될 수도 있다.
상기 하이브리드 탱크는, 상기 파티션의 이동을 통해 상기 메탄 및 상기이산화탄소의 저장 용량이 가변될 수도 있다.
일 실시예의 상기 수전해 모드는 외부에서 공급된 재생 에너지원을 이용하여 물을 전기분해하되, 외부 전력망 및 상기 연료전지 모드에서 생산된 전기가 임시 저장된 배터리 중 적어도 하나와 상기 재생 에너지원를 이용하여 상기 수전해 모드로 공급되는 전력을 일정하게 조절하는 전력 보상기를 더 포함할 수도 있다.
본 발명의 실시예에 의하면 수전해 모드는 역가동 고체산화물 전지에서 생산된 전기를 이용하기 때문에 전기를 공급하기 위한 별도의 장치가 구비되지 않아도 돼 에너지 효율을 향상시킬 수 있다.
본 발명의 실시예에 의하면 메탄과 이산화탄소를 동일한 탱크에 보관하고, 물질 이동이 가능한 분리막(partition)이 존재하여, 역가동이 가능한 루프 내에서 사용함으로써 생산 및 소비 수요에 따라 메탄과 이산화탄소의 양을 손쉽게 조절할 수 있다.
본 발명의 실시예에 의하면 연료전지 모드에서 포집된 이산화탄소량 및 수전해 모드에서 생산된 메탄의 생산량에 따라 하이브리드 탱크 내부의 저장 공간을 가변할 수 있다.
본 발명의 실시예에 의하면 연료전지 모드에서 발생된 폐열을 저장하여 수전해 모드에서 증기 발생에 사용함으로써 열 효율을 높일 수 있다.
도 1은 본 발명의 실시예1에 따른 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템의 개략적인 흐름을 나타낸 도면이다.
도 2는 본 발명의 실시예1에 따른 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템의 수전해 모드의 구동을 나타낸 도면이다.
도 3는 본 발명의 실시예1에 따른 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템의 연료전지 모드의 구동을 나타낸 도면이다.
도 4는 발명의 실시예1에 따른 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템에서 수전해 모드 및 연료전지 동시 모드의 전체 흐름을 나타낸 도면이다.
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)" 한다고 기재한 경우, 특별히 반대되는 기재가 없는 한 다른(other) 구성을 제외하는 것이 아니라 다른 구성을 더 포함할 수도 있음을 의미한다.
본 명세서에서 "...유닛(Unit)", "...모듈(Module)" 및 "컴포넌트(Component)"의 용어는 적어도 하나의 기능이나 동작을 처리하는 단위를 의미하며, 하드웨어, 소프트웨어 또는 하드웨어 및 소프트웨어의 결합으로 구현될 수도 있다.
본 명세서에서 “연결된다(connect)”라고 기재한 것은 두 개의 구성요소가 직접 연결됨을 의미할 수도 있지만 반드시 이에 한정될 것은 아니고 구성요소 사이에 배치된 하나 이상의 다른 구성요소를 경유하여 연결됨을 의미할 수도 있다.
도 1은 본 발명의 실시예1에 따른 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템의 개략적인 흐름을 나타낸 도면이다.
고체산화물 전지 시스템은 메탄을 연료로 전기를 생산하는 연료전지 모드와, 공급받은 에너지원으로 물을 전기분해하여 얻은 수소와, 외부(예를 들면, 하이브리드 탱크(100))로부터 공급받은 이산화탄소를 결합하여 메탄을 생산하는 수전해 모드가 필요에 따라 선택적으로 구동되되, 메탄과 이산화탄소가 저장된 하이브리드 탱크를 모드가 공유함으로써 효율적인 에너지의 생산 및 저장이 가능하다.
여기서 수전해 모드에서 공급받은 에너지원은 외부의 전력망을 통해 공급받은 전기일 수도 있고, 바람, 태양광, 강물, 해류, 태양열 등과 같은 자연의 힘으로부터 동력을 얻는 발전 수단을 통해 생산된 재생 에너지원(또는 재생 전기)일 수도 있다.
또한, 수전해 모드는 연료전지 모드에서 생산된 전기를 임시 저장한 배터리(도면에 미도시)로부터 공급받을 수도 있다.
고체산화물 전지 시스템의 수전해 모드는 재생 에너지원(재생 전기)를 우선적인 전력원으로 하되, 재생 에너지원의 공급량이 수전해 모드에서 요구하는 전력량에 미달될 경우 미달된 전력량을 연료전지 모드의 생산 전기가 저장된 배터리로부터 보충 받거나 또는 외부의 전력망으로부터 보충 받을 수 있다.
일 예로, 고체산화물 전지 시스템이 수전해 모드로 종일 운용되는 경우 낮에는 태양광이나 풍력으로 생산한 재생 전기를 공급받고, 밤에는 연료전지 모드에서 미리 생산된 전기가 저장된 배터리 또는 외부 전력망을 통해 공급받을 수도 있다.
고체산화물 전지 시스템은 수전해 모드에서 하이브리드 탱크의 이산화탄소를 공급받고, 재생 전기 또는, 전력망(또는 배터리의 전기)을 통해 공급받은 전기 물을 전기분해하여 생산된 수소를 공급받은 이산화탄소와 결합시켜 메탄을 생산하여 하이브리드 탱크(100)에 저장한다. 이 때, 메탄의 생성은 메탄생성기(240)를 통해서 생성될 수 있다.
그리고 수전해 모드에서 물을 전기분해하면 산소도 생산이 되는데, 그 산소는 별도의 산소 탱크(280)에 저장되어 연료전지 모드에서 사용될 수 있다.
고체산화물 전지 시스템의 연료전지 모드는 수전해 모드에서 생산되어 하이브리드 탱크(100)에 저장된 메탄을 개질하여 수소를 생산하고, 수소를 이용하여 전기를 생산한다.
그리고 연료전지 모드는 스택(210)의 후단에 구비된 버너(340)가 수전해 모드의 전기분해를 통해 분리된 산소를 산화제로 사용하여 스택(210)의 배가스를 연소시킨다. 버너(340)에서 연소된 배가스는 이산화탄소와 물의 비중이 높은데, 이를 분리하여 이산화탄소는 하이브리드 탱크(100)에 저장하고, 물은 워터 탱크(270)에 저장하여 수전해 모드에서 물을 전기분해할 때 사용한다.
이하 도 2 및 도 3을 통해 고체산화물 전지 시스템의 수전해 모드 및 연료전지 모드를 설명한다.
도 2는 본 발명의 실시예1에 따른 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템의 수전해 모드의 구동을 나타낸 도면이다.
도 2에서 보듯, 시스템은 하이브리드 탱크(100) 및 역가동 고체산화물 전지(200)를 포함한다.
하이브리드 탱크(100)는 서로 격리된 제1 구역(101)과 제2 구역(102)을 포함한다. 하이브리드 탱크(100)의 제1 구역(101)과 제2 구역(102)은 조절 가능한 파티션으로 구획될 수 있다.
하이브리드 탱크(100)의 제1 구역(101)에는 메탄이 저장된다.
제1 구역(101)에 저장된 메탄은 역가동 고체산화물 전지(200)의 수전해 모드에서 생산된 메탄일 수 있다. 참고로 수전해 모드에서 미반응된 소량의 수소와 이산화탄소도 하이브리드 탱크(100)의 제1 구역(101)에 저장될 수도 있다.
수전해 모드에서 생산된 메탄의 양이 부족할 경우 하이브리드 탱크(100)는 외부의 메탄을 공급받고, 연료전지 모드에서 스택(210)으로 메탄을 공급할 수도 있다.
예컨대, 수전해 모드에서 생산된 메탄의 양이 부족할 경우 하이브리드 탱크(100)는 천연가스망 또는 다중 가스망을 통해 외부의 메탄을 공급받을 수도 있다.
반대로, 수전해 모드에서 생산된 메탄의 양이 많을 경우 천연가스망 또는 다중 가스망을 통해 외부로 메탄을 공급할 수도 있다.
제2 구역(102)에는 이산화탄소가 저장된다. 제2 구역(102)에서 이산화탄소는 고압 상태로 압축되어 저장될 수 있다.
제2 구역(102)에 저장된 이산화탄소는 수전해 모드에서 물을 전기분해하여 생산된 수소에 이산화탄소를 결합시켜 메탄을 생산할 때 사용된다.
이산화탄소는 연료전지 모드에서 스택(210)의 배가스로부터 분리된 이산화탄소일 수 있다. 참고로 연료전지 모드의 스택(210) 배가스에서 미반응된 소량의 수소와 일산화탄소도 하이브리드 탱크(100)의 제2 구역(102)에 저장될 수도 있다.
즉, 하이브리드 탱크(100)는 역가동 고체산화물 전지(200)의 수전해 모드에서 제2 구역(102)의 이산화탄소를 메탄화 반응에 사용하도록 역가동 고체산화물 전지(200)로 공급하고 메탄화 반응에 의해 생산된 메탄을 제1 구역(101)에 한다. 그리고 하이브리드 탱크(100)는 역가동 고체산화물 전지(200)의 연료전지 모드에서 제1 구역(101)의 메탄을 연료로 사용하도록 역가동 고체산화물 전지(200)로 공급하고, 스택(210)의 생성물 중 하나인 이산화탄소를 제2 구역(102)에 저장한다.
하이브리드 탱크(100)는 연료전지 모드에서 저장된 이산화탄소의 양이 하이브리드 탱크(100)의 용량보다 큰 경우 이산화탄소를 다중 가스망 또는 이산화탄소 공급망을 통해 외부로 공급할 수도 있다.
반대로, 하이브리드 탱크(100)는 연료전지 모드에서 저장된 이산화탄소의 양이 하이브리드 탱크(100)의 용량보다 적은 경우, 이산화탄소를 다중 가스망 또는 이산화탄소 공급망을 통해 외부로 공급받을 수도 있다.
한편, 하이브리드 탱크(110)의 제1 구역(101) 및 제2 구역(102)은 조절 가능한 파티션으로 구획될 수도 있다.
하이브리드 탱크(110)의 파티션은 제1 구역(101) 및 제2 구역(102)의 저장 용량을 가변한다.
예를 들면, 하이브리드 탱크(110)의 파티션은 수전해 모드에서 메탄의 생산량이 많을 경우 제1 구역(101)의 용량을 늘리는 대신 제2 구역(102)의 용량을 줄일 수도 있다.
또한, 하이브리드 탱크(110)의 파티션은 연료전지 모드에서 포집된 이산화탄소의 용량이 적을 경우 제1 구역(101)의 용량을 늘리는 대신 제2 구역(102)의 용량을 줄일 수도 있다.
역가동 고체산화물 전지(200)(rSOC, REVERSIBLE SOLID OXIDE CELLS)는 수전해 모드 및 연료전지 모드에 따라서 구동되는 구성이 다를 수 있으며, 수전해 모드에서 구동되는 구성 위주로 설명하기로한다.
역가동 고체산화물 전지(200)는 스택(210), 제1 기수분리기(220), 제1 이젝터(230), 메탄생성기(240), 제2 기수분리기(250), 압축기(260), 워터 탱크(270) 및 산소 탱크(280)를 포함한다.
수전해 모드에서 스택(210)은 전기 그리드로부터 공급받은 전기에너지를 이용하여 순수한 물을 전기분해하여 수소 및 산소를 생산한다.
예컨대, 수전해 모드는 외부의 전력망을 통해 공급받은 전기로 물을 전기분해할 수도 있고, 바람, 태양광, 강물, 해류, 태양열 등과 같은 자연의 힘으로부터 동력을 얻는 발전 수단을 통해 생산된 재생 전기를 공급받아 물을 전기분해할 수도 있고, 연료전지 모드에서 생산된 전기를 임시 저장한 배터리(도면에 미도시)로부터 전기를 공급받아 물을 전기분해할 수도 있다.
수전해 모드는 500 ~ 850 °C 사이의 고온 전기분해가 일어날 수 있는 온도에서 작동한다.
역가동 고체산화물 전지(200)는 반응물로서 수증기가 연료극으로 유입되며 전압이 양극에 인가되면 수증기의 분해 반응이 일어나 물 분자가 반응하여 수소와 산소로 분리된다.
역가동 고체산화물 전지(200)는 물에 대한 전기분해를 통해 얻은 산소를 산소극 출력단을 통해 산소 탱크(280)로 공급하고, 수소를 수소극 출력단을 후단에 배치된 제1 기수분리기(220)로 공급한다.
수전해 모드는 역가동 고체산화물 전지(200)의 연료전지 모드에서 생산된 전기를 이용하기 때문에 전기를 공급하기 위한 장치가 구비되지 않아도 돼 에너지 효율을 향상시킬 수 있다.
제1 기수분리기(220)(water separator)는 스택(210)으로부터 수소를 공급받을 때 일부 포함된 수분을 분리한다.
제1 기수분리기(220)에서 분리된 수분은 스택(210)으로 재순환되어 전기분해 된다. 제1 기수분리기(220)에서 스택(210)으로 재순환되는 물을 증기로 가열하기 위한 히터(도면부호 미부여)가 더 구비될 수도 있다.
제1 이젝터(230)(ejector)는 스택(210)으로부터 제1 기수분리기(220)를 경유한 수소와, 하이브리드 탱크(100)로부터 이산화탄소를 공급받아 혼합시킨다.
제1 이젝터(230)에서 혼합된 수소와 이산화탄소는 압축되어 메탄생성기(240)로 공급된다. 참고로, 메탄생성기(240)의 메탄화 반응에는 고압 상태가 요구되는데 제1 이젝터(230)는 하이브리드 탱크(100) 고압으로 저장된 이산화탄소의 압력을 사용하여 메탄화 반응 전에 필요한 압축력을 줄일 수 있다.
메탄생성기(240)는 공급받은 이산화탄소와 수소를 결합시켜 메탄을 생성한다.
메탄생성기(240)의 이산화탄소를 메탄화하는 기술은 이산화탄소와 수소를 반응시키는 촉매의 종류에 따라 니켈 기반의 고체 촉매를 사용하는 열화학적 메탄화 반응 또는 미생물을 이용하는 생물학적 메탄화 반응을 이용한다.
열화학적 메탄화 반응은 열화학적 촉매 반응을 위해 높은 운전압력(10bar~) 및 온도(300~550℃)의 유지가 필요하다. 참고로, 운전압력은 하이브리드 탱크(100)의 고압의 이산화탄소의 압력을 이용할 수도 있고, 별도의 압축기를 사용할 수도 있다.
Ni, Co, Ni-Co 촉매를 사용하여 메탄화 반응을 수행하면 메탄화 반응에서 생성되는 H2O가 고온에서 수성가스 전환반응을 일으켜 메탄 외에 이산화탄소도 생성될 수도 있으며, 생성된 이산화탄소는 메탄이 저장되는 하이브리드 탱크(100)의 제1 구역(101)에 저장될 수 있다.
생물학적 메탄화 반응은 이산화탄소와 수소 반응을 위해 메탄을 생산하는 미생물을 생촉매로 활용하는 것으로, 열화학적 메탄화 기술 대비 상대적으로 낮은 운전 압력(0~10bar)및 온도(20~70℃) 등의 운전 특성으로 인해 에너지 효율이 높다.
제2 기수분리기(250)는(water separator)는 메탄생성기(240)에서 생산된 메탄에서 수분을 분리한다. 참고로, 메탄생서기에서 배출된 메탄 가스는 고온의 상태이기 때문에 제2 기수분리기(250)로 공급되기 전에 냉각 과정이 수행될 수도 있다.
제2 기수분리기(250)에서 분리된 수분은 스택(210)으로 재순환되어 전기분해 된다. 제2 기수분리기(250)에서 스택(210)으로 재순환되는 물을 증기로 가열하기 위한 히터(도면부호 미부여)가 더 구비될 수도 있다.
압축기(260)는 제2 기수분리기(250)에서 수분이 분리된 메탄을 압축한다. 압축기(260)에서 압축된 수분은 냉각 과정을 거쳐 하이브리드 탱크(100)에 저장된다.
워터 탱크(270)는 스택(210)에서 전기분해하기 위한 물을 공급한다. 워터 탱크(270)에 저장된 물은 전술한 바와 같이 연료전지 모드에서 스택(210)의 배가스에서 분리된 물일 수도 있다. 워터 탱크(270)는 수전해 모드에서 스택(210)으로 전기분해하기 위한 물을 공급할 수 있으며, 워터 탱크(270)와 스택(210) 사이에는 워터 탱크(270)에서 공급되는 물을 가열하는 히터(도면부호 미부여)가 구비될 수도 있다.
산소 탱크(280)는 수전해 모드에서 물을 전기분해하여 생성된 산소를 저장한다.
산소 탱크(280)의 산소는 연료전지 모드에서 스택(210)의 후단에 구비된 버너(340)로 공급되어 연소에 필요한 산화제로 사용될 수 있다.
한편, 고체산화물 전지(200)는 전력 보상기(power compensator)(도면에 미도시)를 더 포함할 수도 있다.
전력 보상기는 고체산화물 전지(200)의 수전해 모드에서 전기분해를 원활하게 할 수 있도록 재생 에너지원(재생 전기)과 외부의 전력망 또는 배터리에 대한 전력 공급을 조절한다. 참고로 배터리에는 연료전지 모드에서 생산된 전기가 임시 저장된다.
일 실시예에서 전력 보상기는 우선적으로 재생 에너지원을 전력망을 통해 수전해 모드에서 사용할 수 있게 하되 재생 에너지원의 공급량이 수전해 모드에서 요구하는 전력량에 미달될 경우 미달된 전력량을 전력망(또는 배터리)에서 보충받아 사용할 수 있도록 에너지원의 출력을 제어한다. 이러한 의미에서 전력 보상기는 고체산화물 전지(200)의 컨트롤러(도면에 미도시)로 간주될 수도 있다.
한편, 고체산화물 전지(200)는 히트 탱크가(도면부호 미부여) 더 구비될 수도 있다.
히트 탱크는 고체산화물 전지(200)의 연료전지 모드에서 공기극 배가스의 열이 저장될 수도 있고, 수전해 모드에서 활용될 수 있다.
히트 탱크에 저장된 열원은 수전해 모드에서 물을 스팀으로 전환하는데 사용될 수 있다. 이 밖에도 히트 탱크에 저장된 열원은 다른 구성에서 필요한 열원을 보충할 수도 있다.
도 3는 본 발명의 실시예1에 따른 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템의 연료전지 모드의 구동을 나타낸 도면이다.
도 3에서 보듯, 시스템은 하이브리드 탱크(100) 및 역가동 고체산화물 전지(200)를 포함한다.
하이브리드 탱크(100)는 도 2의 하이브리드 탱크(100)와 동일하므로 중복된 설명을 생략한다.
역가동 고체산화물 전지(200)(rSOC, REVERSIBLE SOLID OXIDE CELLS)는 연료전지 모드에서 구동되는 구성 위주로 설명하기로한다.
역가동 고체산화물 전지(200)는 제3 이젝터(310), 개질기(320), 제4 이젝터(330), 스택(210), 버너(340), 제3 기수분리기(350) 및 워터 탱크(270)를 포함한다.
제3 이젝터(310)는 하이브리드 탱크(100)로부터 공급받은 메탄과, 스택(210)의 배가스로부터 재순환된 메탄, 수소, 이산화탄소, 일산화탄소, 수분 계열의 가스를 혼합한다. 제3 이젝터(310)는 혼합된 가스를 개질기(320)로 공급한다. 제3 이젝터(310)는 재순환된 스택(210)의 배가스를 통해 개질기(320)에 필요한 증기 대 탄소 비율을 제공한다.
개질기(320)는 공급된 메탄 계열의 연료를 개질하여 수소를 생산한다.
개질기(320)의 촉매로는 Ni-based 촉매가 이용되며 반응원료(또는 연료) 내에 포함된 C2+ 탄화수소를 CH4, CO, H2 등으로 분해시켜 고급탄화수소의 개질에 따른 코크 생성(또는 탄소 침적)을 억제하는 역할을 한다. 코크 생성은 수증기의 양과 관계가 있으며 steam-to-carbon 비(S/C)에 의해 결정된다. S/C의 값이 너무 낮으면 코크가 생성될 가능성이 높아진다.
개질기(320)에서 1차적으로 개질된 연료(reformate fuel)는 스택(210)의 연료극에서 내부 개질 반응(direct internal reforming), 즉 수증기-메탄 개질(steam methane reforming) 반응 및 수성 가스 전환(water-gas shift) 반응을 통해 H2로 전환된다. 이렇게 생산된 H2는 전기화학반응을 통하여 전기로 전환된다.
개질기(320)에서 개질되어 생산된 수소는 제4 이젝터(330)를 경유하여 스택(210)으로 공급된다. 참고로, 개질기(320)의 배가스에는 생산된 수소 외에도 미반응된 일산화탄소, 이산화탄소, 메탄 및 수분이 소량 포함될 수도 있다.
제4 이젝터(330)는 개질기(320)의 배가스와 스택(210)의 배가스로부터 재순환된 메탄 계열의 가스를 혼합하여 스택(210)의 연료극으로 공급한다. 제4 이젝터(330)는 재순환된 스택(210)의 배가스가 개질된 가스(연료)와 혼합하기 때문에 스택(210)으로 공급하는 연료를 가열하는데 필요한 열교환기가 필요 없어 전력 사용 및 비용적인 측면에서 효율을 높일 수 있다.
스택(210)은 연료극 입력(anode input) 및 연료극 출력 (anode output)이 구비된 연료극(anode)과 공기극 입력 (cathode input) 및 공기극 출력 (cathode output)이 구비된 공기극(cathode)을 포함한다.
스택(210)은 가열된 외부 공기(Air)를 공기극으로 입력받고, 가열된 연료를 연료극으로 입력받는다.
예컨대, 공기극에는 예열 된 공기가 공급되며, 공기극에서 생성된 산소 이온은 전해질을 통해 연료극으로 이동하고, 연료극의 삼상계면(triple-phase boundary)에서 H2와 O2의 전기화학반응이 일어나며, 이 반응을 통해 전기가 발생한다.
스택(210)의 공기극에서 배기되는 고온의 배가스는 열교환기를 통해 공기극으로 입력되는 공기를 가열하는데 사용된 후 냉각되어 외부로 배출될 수 있다.
스택(210)의 연료극 배가스는 일부가 제3 이젝터(310) 및 제4 이젝터(330)로 분기되고, 나머지는 버너(340)로 공급되어 연소된다.
버너(340)는 산소 탱크(280)로부터 공급받은 산소를 이용하여 스택(210)의 연료극 배가스를 연소시킨다. 참고로, 산소 탱크(280)의 산소는 역가동 고체산화물 전지(200)의 수전해 모드에서 물이 전기분해 되어 생산된 산소이다.
예컨대, 스택(210)의 연료극 출구를 통해 나오는 배가스에는 생성물인 CO2, H2O와 미반응연료인 H2, CO, CH4를 포함하는데, H2, CO와 같은 미반응 연료는 버너(340)에서 산소와 함께 연소되는 과정에서 CO2가 되고, H2는 H2O가 된다. 이로 인해, 버너(340)의 배가스에는 CO2와 H2O의 비중이 높고 미반응된 소량의 H2, CO가 남을 수 있다.
버너(340)에서 발생된 연소열은 열 탱크(도면부호 미부여)에 저장될 수도 있다. 열 탱크에 저장된 열은 수전해 모드에서 스택(210)으로 공급되는 물을 가열시켜 증기로 변환하는데 사용될 수도 있다.
제3 기수분리기(350)(water separator)는 버너(340)의 연소가스에서 수분을 분리한다.
제3 기수분리기(350)는 원심식 기수분리 및 반전식 기수분리 중 어느 하나를 이용할 수 있다. 원심식 기수분리는 사이클론 세퍼레이터에서 증기를 선회 운동시키고 그 원심력에 의해 수분을 분리한다. 반전식 기수분리는 증기의 진행 방향을 배플판 등에 의해 급변시켜 수분을 분리한다
버너(340)의 연소가스는 기수분리기를 경유하면서 대부분의 수분이 제거되었기 때문에 이산화탄소의 비중이 매우 높아진 CO2 rich 상태가 된다. 참고로, 버너(340)의 연소가스는 이산화탄소의 비중이 높으면서 소량의 H2와 CO가 포함될 수도 있다. 그 소량의 H2와 CO도 하이브리드 탱크(100)에 저장될 수 있다.
수분이 분리된 버너(340)의 연소가스는 압축 및 냉각 과정을 거친 후 하이브리드 탱크(100)의 제2 구역(102)에 저장되고, 수전해 모드에서 메탄화 반응을 위해 공급된다.
워터 탱크(270)는 기수분리기에서 분리된 수분을 저장한다. 워터 탱크(270)에 저장된 수분은 가열 과정을 거친 후 수전해 모드에서 전기분해되기 위한 증기로 공급된다.
도 4는 발명의 실시예1에 따른 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템에서 수전해 모드 및 연료전지 동시 모드의 전체 흐름을 나타낸 도면이다.
도 4를 참조하여 수전해 모드를 먼저 설명하면, 워터 탱크(270)에서 공급된 물(0.134mol/s)은 가열기에서 25~750°C로 가열한 후 스택(210)으로 공급되어 전기분해 반응을 수행한다. 참고로, 스택(210)은 1bar에서 작동하고 수증기의 입력 측 온도는 약 750°C이며 출력측 온도는 약 745°C이다.
스택(210)은 공급받은 에너지원으로 물을 전기분해하여 얻은 수소와 산소를 얻는다.
일 예로, 스택(210)이 전기분해에 필요한 전기는 외부의 전력망을 통해 공급받은 전기일 수도 있고, 바람, 태양광, 강물, 해류, 태양열 등과 같은 자연의 힘으로부터 동력을 얻는 발전 수단을 통해 생산된 에너지원(재생 전기)일 수도 있다. 또한, 스택(210)은 연료전지 모드에서 생산된 전기를 임시 저장한 배터리(도면에 미도시)로부터 공급받을 수도 있다.
이러한 기술적 특징을 위해 본 실시예는 전력 보상기를 더 포함할 수도 있다. 전력 보상기는 고체산화물 전지(200)의 수전해 모드에서 전기분해를 원활하게 할 수 있도록 재생 에너지원(재생 전기)과 외부의 전력망, 또는 배터리에 대한 전력 공급을 조절한다.
일 실시예에서 전력 보상기는 우선적으로 재생 에너지원을 전력망을 통해 수전해 모드에서 사용할 수 있게 하되 재생 에너지원의 공급량이 수전해 모드에서 요구하는 전력량에 미달될 경우 미달된 전력량을 전력망(또는 배터리)에서 보충 받아 사용할 수 있도록 에너지원의 출력을 제어한다.
스택(210)에서 물이 전기분해되어 생산된 산소는 양극측으로 배출된 후 1차로 745°C에서 120°C(듀티 = 10.46kW)로 냉각되고, 2차로 120°C에서 25°C(부하 = 0.17kW)로 냉각되어 일부는 산소 탱크(280)에 저장되고, 일부는 송풍기(듀티 = 0.425kW, 1-1.2bar) 및 히터(듀티 = 9.16kW, 130-750°C)를 경유하여 스택(210)의 입력으로 재순환된다.
스택(210) 내부에서 증기가 전기분해 된 후 음극의 출력측 배가스에는 H2와 소량의 증기가 포함되어 있다. 스택(210)의 배가스(H2, 소량의 증기)는 냉각기에서 냉각되어 온도를 745°C에서 50°C로 낮추고 2.81kW의 열을 방출한다.
1차 냉각된 스택(210)의 배가스(H2, 소량의 증기)는 50°C에서 25°C로 추가로 2차 냉각되어 0.56kW의 열을 방출하고, 약 0.014mol/s의 물이 제1 기수분리기(220)에서 응축되고 다시 재순환되어 스택(210)의 입력으로 공급된다.
제1 기수분리기(220)에 의해 수분이 분리된 스택(210)의 배가스에는 H2가 포함되어 있으며, 제1 이젝터(230)는 하이브리드 탱크(100)에서 공급된 0.032 mol/s 고압 CO2, CO와 스택(210)의 배가스에 포함된 H2를 혼합한다.
제1 이젝터(230)에서 혼합물(CO2, CO, H2)은 압력이 1bar에서 6bar로 증가된 후, 압축기(도면부호 미부여)로 경유하면서 압력이 6bar에서 15bar로 증가된다.
압력이 증가된 고압의 혼합물은 메탄생성기(240)로 공급되고 280°C에서 CO2와 H2가 반응하여 CH4를 생성한다. 참고로, 메탄화 반응은 발열 반응으로 280°C에서 4.91kW의 열을 방출할 수 있다. 메탄생성기(240)의 배가스에는 생성물인 CH4, H2O외에 소량의 H2 및 CO2가 포함될 수도 있다. 그 H2 및 CO2도 하이브리드 탱크(100)에 저장될 수 있다.
제2 기수분리기(250)는 메탄생성기(240)의 배가스를 280°C에서 178°C(듀티 = 0.39kW)로 냉각하여 수분 응축하고, 178~25°C(듀티 = 3.18kW)로 추가 냉각하여 수분 응축을 응축한다. 제2 기수분리기(250)에서 약 0.058 mol/s의 물이 응축되고, 스택(210)의 물 전기분해를 위해 스택(210)의 음극측 입력으로 재순환된다. 제1 기수분리기(220) 및 제2 기수분리기(250)에 의해 물이 재순환되기 때문에 워터 탱크(270)의 물의 사용량이 0.062 mol/s로 감소될 수 있다.
제2 기수분리기(250)의 메탄 가스는 압축기(도면부호 미부여)를 통해 15bar에서 75bar로 압축된다. 이때, 0.25kW의 전력을 소비할 수 있다. 압축된 메탄 가스는 냉각기(듀티 = 0.26kW)에서 207°C에서 25°C로 냉각된 후 하이브리드 탱크(100)에 저장된다.
한편, 역가동 고체산화물 전지(200)는 전기 히터가 더 구비될 수도 있다. 전기 히터는 전력 소비가 0.28kW일 수도 있다. 전기 히터는 스택(210)의 양극측으로 입력되는 산소를 가열하거나, 스택(210)의 음극측으로 공급되는 증기를 더 가열하는데 사용할 수 있다.
연료전지 모드는 전력 수요가 요구될 때 동작한다.
하이브리드 탱크(100)에 저장된 메탄 및 소량의 탄소와 수소는 개질기(320)로 공급되기 전 히터를 통해 75bar조건에서 25°C부터 230°C까지 가열된다(부하 = 0.16kW). 그리고 가열된 메탄 가스는 터빈을 통해 압력을 75bar에서 15bar로 낮추고 8.5bar의 압력으로 작동하는 개질기(320)로 공급된다.
참고로, 부분적인 외부 개질의 경우 550°C이고, 스택(210)이 처리할 수 있는 최대 내부 개질 비율은 약 0.9이므로 최적의 외부 증기 메탄 개질 비율은 0.1이다. 메탄 개질의 흡열 특성을 고려하면 내부 개질 비율이 높을수록 스택(210) 냉각에 더 적은 공기가 필요하게 되는데, 개질기(320)를 고압에서 운전함으로써 낮은 외부 개질율을 얻을 수 있으며, 증기 메탄 개질에 사용되는 특수 촉매의 비용을 절감할 수 있다.
개질기(320)에서 스택(210)으로 공급되는 혼합가스는 CH4, H2, CO2, H2O 및 CO를 포함한다. 그리고 스택(210)은 혼합가스를 연료로 하여 10kW의 전력을 생산한다.
참고로, 스택(210)의 연료 이용률은 0.85로 설정될 수 있으며, 스택(210)의 입력 온도는 약 710°C, 스택(210) 출력 온도는 약 810°C의 고온이다. 스택(210)의 연료극 출구를 통해 나오는 배가스에는 생성물인 CO2, H2O와 미반응연료인 H2, CO, CH4를 포함하는데 개질기(320) 전단에 구비된 제3 이젝터(310)와, 개질기(320) 후단에 구비된 제4 이젝터(330)로 재순환된다.
제3 이젝터(310)는 하이브리드 탱크(100)로부터 공급받은 메탄과, 스택(210)의 배가스로부터 재순환된 메탄 계열의 가스를 혼합한다. 제3 이젝터(310)는 혼합된 가스를 개질기(320)로 공급한다. 또한, 제3 이젝터(310)는 개질기(320)에 필요한 증기 대 탄소 비율을 제공한다.
제4 이젝터(330)는 재순환된 스택(210)의 배가스가 개질된 가스(연료)와 혼합하기 때문에 스택(210)으로 공급하는 연료를 가열하는데 필요한 열교환기가 필요 없어 전력 사용 및 비용적인 효율을 높일 수 있다.
스택(210)의 공기극에서 배기되는 고온의 배가스는 열교환기를 통해 공기극으로 입력되는 공기를 가열하는데 사용된 후 냉각되어 외부로 배출될 수 있다.
구체적으로, 스택(210)의 음극 측 배가스(0.98mol/s)는 스택(210)의 공기극 입력으로 공급되는 신선한 공기와 열 교환하여 23.77kW의 열을 제공하며 약 35°C에서 약 710°C까지 승온한다. 그리고 열교환된 스택(210)의 배가스는 외부로 배기되기 전에 최종적으로 126°C에서 50°C(부하 = 2.48kW)로 냉각된다.
그리고 남은 공기극의 가스는 810°C에서 90°C(듀티 = 1.54kW)로 냉각된 다음 90°C에서 25°C(듀티 = 1.63kW)로 추가 냉각되어 기수 분리기에서 0.033mol/s의 물이 응축된다.
버너(340)는 산소 탱크(280)로부터 공급받은 산소를 이용하여 스택(210)의 연료극 배가스를 연소시킨다. 참고로, 산소 탱크(280)의 산소는 역가동 고체산화물 전지(200)의 수전해 모드에서 물이 전기분해 되어 생산된 산소이다.
예컨대, 스택(210)의 연료극 출구를 통해 나오는 배가스에는 생성물인 CO2, H2O와 미반응연료인 H2, CO, CH4를 포함하는데, H2, CO와 같은 미반응 연료는 버너(340)에서 산소와 함께 연소되는 과정에서 CO는 CO2가 되고, H2는 H2O가 된다. 이로 인해, 버너(340)의 배가스에는 CO2와 H2O의 비중이 높고 미반응된 소량의 H2, CO가 남게 된다.
제3 기수분리기(350)(water separator)는 버너(340)의 연소가스에서 수분을 분리한다.
버너(340)의 연소가스는 기수분리기를 경유하면서 대부분의 수분이 제거되었기 때문에 이산화탄소의 비중이 매우 높아진 CO2 rich 상태가 된다. 참고로, 버너(340)의 연소가스는 이산화탄소의 비중이 높으면서 소량의 H2와 CO가 포함될 수도 있다. 그 소량의 H2와 CO도 하이브리드 탱크(100)에 저장될 수 있다.
수분이 분리된 버너(340)의 연소가스가 하이브리드 탱크(100)에 저장되기 전 압축기와 냉각기를 사용하여 수분이 분리된 연소가스의 압력을 1bar에서 75bar로 높인다. 수분이 분리된 버너(340)의 연소가스는 압축과정을 거친 후 150°C에서 25°C로 냉각시킨 뒤 하이브리드 탱크(100)에 저장된다.
역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템의 전체 효율은 64.2%이지만, 270°C에서 4.06kW 폐열을 사용하고, 100°C에서 0.3kW 폐열을 사용하며, 700°C에서 약 3.4kW의 폐열을 사용함으로써, 시스템 효율이 78%까지 향상될 수 있다.
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 (12)

  1. 메탄과 이산화탄소가 조절 가능한 파티션으로 분리되어 저장되는 하이브리드 탱크; 및
    상기 수전해 모드에서 상기 하이브리드 탱크의 이산화탄소와 스택에서 생산된 전기를 통해 물을 전기분해하여 생산된 수소의 결합을 통해 메탄을 생산하여 상기 제1 구역으로 공급하는 메탄생성기를 포함하고, 연료전지 모드에서 상기 하이브리드 탱크의 메탄을 개질하여 상기 스택으로 공급하는 개질기를 포함하는 역가동 고체산화물 전지(rSOC를 포함하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 수전해 모드에서,
    상기 메탄생성기와 상기 스택 사이에 구비되고, 상기 스택의 수소와 상기 하이브리드 탱크의 이산화탄소를 혼합 및 압축하여 상기 메탄생성기로 공급하는 이젝터(ejector)
    를 더 포함하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 수전해 모드에서,
    상기 메탄생성기의 후단에 구비되고, 상기 메탄생성기의 배가스에서 물을 분리하여 워터 탱크로 공급하는 기수분리기
    를 더 포함하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 수전해 모드에서,
    상기 전기분해에 사용되기 위해 상기 기수분리기 또는 상기 워터 탱크에서 상기 스택으로 공급되는 물을 가열하는 히터
    를 더 포함하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 수전해 모드에서,
    상기 물의 전기분해를 통해 생산된 산소를 공급받아 저장하는 산소 탱크
    를 더 포함하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  6. 제1항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서,
    상기 스택의 배가스에 포함된 미반응 물질 중 일부는 상기 개질기로 재순환되어 개질된 후 상기 스택으로 재공급되는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  7. 제5항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서,
    상기 산소 탱크의 산소를 산화제로 이용하여 상기 스택의 배가스를 연소시키는 버너
    를 더 포함하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  8. 제7항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서,
    상기 버너의 연소가에서 물을 분리하는 기수분리기를 더 포함하고,
    상기 기수분리기에서 분리된 물은 상기 역가동 고체산화물 전지의 상기 수전해 모드에서 사용되는 것을 특징으로 하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  9. 제8항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서,
    상기 기수분리기에서 수분이 분리된 상기 버너의 배가스에 포함된 이산화탄소는 상기 하이브리드 탱크에 저장되는 것을 특징으로 하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 역가동 고체산화물 전지는 상기 연료전지 모드에서,
    상기 스택의 배가스에 포함된 미반응 물질 중 일부는 상기 스택으로 재순환되어 연료로 사용되는 것을 특징으로 하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  11. 제1항에 있어서,
    상기 하이브리드 탱크는,
    상기 파티션의 이동을 통해 상기 메탄 및 상기이산화탄소의 저장 용량이 가변되는 것을 특징으로 하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
  12. 제1항에 있어서,
    상기 수전해 모드는 외부에서 공급된 재생 에너지원을 이용하여 물을 전기분해하되,
    외부 전력망 및 상기 연료전지 모드에서 생산된 전기가 임시 저장된 배터리 중 적어도 하나와 상기 재생 에너지원를 이용하여 상기 수전해 모드로 공급되는 전력을 일정하게 조절하는 전력 보상기
    를 더 포함하는 역가동이 가능한 고체산화물 전지 시스템.
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