KR20090108104A - 집적된 수소 이용 장치를 구비한 연료 전지 전력생산 장치 - Google Patents

집적된 수소 이용 장치를 구비한 연료 전지 전력생산 장치 Download PDF

Info

Publication number
KR20090108104A
KR20090108104A KR1020097017887A KR20097017887A KR20090108104A KR 20090108104 A KR20090108104 A KR 20090108104A KR 1020097017887 A KR1020097017887 A KR 1020097017887A KR 20097017887 A KR20097017887 A KR 20097017887A KR 20090108104 A KR20090108104 A KR 20090108104A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
water
exhaust gas
hydrogen
gas
anode exhaust
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
KR1020097017887A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101634391B1 (ko
Inventor
호세인 궤젤-아야그흐
프레드 씨. 잔케
Original Assignee
퓨얼 셀 에너지, 인크
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 퓨얼 셀 에너지, 인크 filed Critical 퓨얼 셀 에너지, 인크
Publication of KR20090108104A publication Critical patent/KR20090108104A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101634391B1 publication Critical patent/KR101634391B1/ko
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04014—Heat exchange using gaseous fluids; Heat exchange by combustion of reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/007—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid combination of cycles
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/36—Open cycles
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G1/00—Hot gas positive-displacement engine plants
    • F02G1/04—Hot gas positive-displacement engine plants of closed-cycle type
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04111—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants using a compressor turbine assembly
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04126—Humidifying
    • H01M8/04141—Humidifying by water containing exhaust gases
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • H01M8/04164—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal by condensers, gas-liquid separators or filters
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • H01M8/04171—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal using adsorbents, wicks or hydrophilic material
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/14—Fuel cells with fused electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
    • H01M8/249—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells comprising two or more groupings of fuel cells, e.g. modular assemblies
    • H01M8/2495—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells comprising two or more groupings of fuel cells, e.g. modular assemblies of fuel cells of different types
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M2008/1293—Fuel cells with solid oxide electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/14—Fuel cells with fused electrolytes
    • H01M2008/147—Fuel cells with molten carbonates
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/20—Fuel cells in motive systems, e.g. vehicle, ship, plane
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/40—Combination of fuel cells with other energy production systems
    • H01M2250/402—Combination of fuel cell with other electric generators
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04097—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with recycling of the reactants
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/10—Applications of fuel cells in buildings
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02T90/40—Application of hydrogen technology to transportation, e.g. using fuel cells

Landscapes

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

Abstract

부하에 전력을 공급하는 연료 전지 전력생산 장치에 있어서, 연료 공급 경로로부터 연료를 받고 양극 배출 가스를 배출하는 양극 격실과 산화제 가스를 받고 음극 배출 가스를 배출하는 음극 격실을 포함하는 고온 연료 전지, 상기 양극 배출 가스에 있는 물을 연료 공급 경로로 전송하고 물-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 물 전송 장치, 및 산화제 가스와 상기 물-분리된 양극 배출 가스와 상기 물-분리된 양극 배출 가스로부터 추출된 가스 중 하나를 받고 산화제 가스를 포함하는 수소 이용 장치 배출 가스를 배출하는 수소 이용 장치를 포함하고, 상기 수소 이용 장치 배출 가스는 산화제 가스를 상기 음극에 제공하는데 사용되는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
연료 전지, 전력, 수소 이용 장치, 가스, 재생, 물 전송 장치, 산화, 양극, 음극, 배출 가스

Description

집적된 수소 이용 장치를 구비한 연료 전지 전력생산 장치{FUEL CELL POWER PRODUCTION SYSTEM WITH AN INTEGRATED HYDROGEN UTILIZATION DEVICE}
본 발명은 연료 전지 생산 장치, 특히 집적된 수소 이용 장치를 구비한 연료 전지 전력생산 장치와 관련된다.
연료 전지는 탄화수소 연료에 저장된 화학 에너지를 전기화학 작용을 이용하여 전기 에너지로 직접 변환하는 장치이다. 일반적으로 연료 전지는 전기적으로 대전된 이온을 전도하는데 사용되는 전해질에 의해 분리된 양의 전극과 음의 전극을 포함한다.
예상할 수 있는 바와 같이, 연료 전지에 의해 전력이 공급되는 가변 부하는 작동 과정에서 연료 전지에 가변 전력 수요를 나타낸다. 따라서 연료 전지는 이러한 가변 전력 수요를 효율적으로 처리함과 동시에 그 수요를 만족시키기에 충분한 전력을 공급해야 한다. 결과적으로, 연료 전지 효율을 증가시키고 높고 낮은 전력 수요의 처리를 개선하기 위하여, 양극 배출 가스에서(즉, 용융 탄산염 연료 전지에서, 연료의 약 10%에서 50%가 양극 배출 가스로 전지를 빠져나간다.) 과잉 수소 연료가 미래의 사용을 위해 연료 수요(전력 수요)가 증가할 때 연료 전지 또는 수소를 연료로 사용하는 다른 장치에 저장되는 연료 전지 장치가 제안되었다. 부가적으 로, 또한 효율을 개선하기 위해서, 연료 전지 장치는 양극 배출 가스로부터 수소의 전부 또는 일부를 추출하고 추출된 수소 연료를 연료 전지의 양극 입력으로 재활용한다.
미국특허 제6,162,556호에 설명된 일 유형의 장치에서, 고온 연료 전지에서 전기화학 반응동안 소모되지 않은 과잉 수소는 미래의 사용을 위해 추출되고 수집되어 연료 전지의 외부에 저장된다. 더욱이, 상기 ‘556특허의 장치에서 일산화탄소, 수소, 물 및 이산화탄소를 함유하는 양극 배출 가스는 대부분의 일산화탄소가 물과 함께 이산화탄소 및 수소로 변환되는 쉬프트 반응기(shift reactor)를 통과한다. 발생하는 양극 배출 가스는 물 추출기 및 수소 분리 장치를 통과하고 필수적으로 단지 수소만 배출 가스에 남는다. 배출 가스를 포함하는 이 수소는 저장 장치에 저장되고 추후에 다른 수소 사용자에 공급될 수 있다.
미국특허 제6,320,091호 및 국제출원공개번호 WO 99/46032에 설명된 다른 장치는 연료 수요가 연료 전지에 공급되는 연료 양보다 더 클 때 과잉 수소 연료를 저장하는 저장 장치 및 저장된 수소 연료를 연료 전지에 공급하는 수단을 채용한다. 상기 ‘091특허의 경우에, 금속수소화물 장치는 개질기(reformer) 출력이 연료 전지 수소 소비를 초과할 때 개질기로부터 전달된 수소 가스를 저장함으로써 가스 압력에 기초한 부하 평준화 장치(load leveling device)로 기능하고 개질기 출력이 연료 전기 소비보다 적을 때 저장된 수소를 연료 전지에 전달한다. 국제출원공개번호 WO 99/46032는 그러한 연료가 연료 전지에 즉시 필요로 하지 않을 때 버너 모듈에 의해 생산된 수소를 저장하는 수소 저장 수단 및 연료 수요가 버너 모듈에 의해 생산되는 수소의 양보다 더 많을 때 저장된 수소를 연료 전지에 공급하는 수단을 채용하는 장치를 설명한다.
상기 유형의 장치에 더하여, 다수의 연료 전지를 사용하는 다른 장치 및 다른 연료 소비 장치들과 결합된 연료 전지가 높고 낮은 전력 수요 동안 처리뿐만 아니라 전력 생산을 개량하는데 사용되어왔다. 그러한 시스템의 하나는 일반 등록된 미국특허 제4,917,971호에 공개되어 있는데, 고온 용융 탄산염 연료 전지에 이어 저온 인산 연료 전지가 직렬로 배열된다. 미국특허 제6,655,325호에 공개된 다른 장치에서는 연료 전지가 엔진 및/또는 터빈과 함께 사용되어 엔진 배출 가스가 전기 생산을 위해 고체 산화물 연료 전지의 양극으로 통과되고 연료 전지 배출 가스는 배출 가스에서 추가적인 에너지를 재생하기 위해 터빈을 향하거나 또는 엔진에 다시 돌아가 재생된다.
연료 전지를 다른 연료 소비 장치와 결합하는 장치의 상태는 다수의 단점을 경험한다. 예를 들어, 많은 전통적인 장치들은 자력 시동(black start) 능력을 보유하지 않아서 운전 중지 후에 작동 상태로 회복하기 위해 그리드와 같은 전력 장치의 도움을 필요로 한다. 부가적으로, 연료 전지, 특히 직접 탄산염 연료 전지(direct carbonate fuel cell)는 상대적으로 높은 효율을 유지하기 위해 높은 이용 효율에서 작동해야 하기 때문에 전통적인 장치의 효율은 연료 성분 및 연료 이용 효율에 크게 의존한다. 더욱이, 전통적인 장치들은 연료, 산화제 가스 및 물과 같은 작동 물질을 장치 구성에 공급하는 비용을 포함하여 일반적으로 높은 작동 비용을 갖는다.
본 발명의 목적은 높은 연료 효율, 낮은 자본 및 작동 비용, 및 감소된 방출량을 갖는 개량된 연료 전지 전력생산 장치를 제공하는 것이다.
본 발명의 다른 목적은 수소 이용 장치와 결합된 고온 연료 전지를 채용하고 수소 이용 장치에서 효율적인 이용을 위해 고온, 저압 양극 방출 가스를 처리할 수 있는 연료 전지 전력생산 장치를 제공하는 것이다.
본 발명의 또 다른 목적은 자력 시동 능력을 갖는 연료 전지 전력생산 장치를 제공하는 것이다.
상기 및 다른 목적은 연료 공급 경로로부터 연료를 받고 양극 배출 가스를 배출하는 양극 격실과 산화제 가스를 받고 음극 배출 가스를 배출하는 음극 격실을 포함하는 고온 연료 전지; 상기 양극 배출 가스에 있는 물을 연료 공급 경로에 전송하고 물-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 물 전송 장치; 및 산화제 가스와 상기 물-분리된 양극 배출 가스로부터 추출된 가스 및 상기 물-분리된 양극 배출 가스 중 하나를 수용하고 산화제 가스를 포함하는 수소 이용 장치 배출 가스를 배출하는 수소 이용 장치를 포함하고, 상기 수소 이용 장치 배출 가스는 산화제 가스를 상기 음극에 제공하는데 사용된 것을 특징으로 하는 부하에 전력을 공급하는 연료 전지 전력생산 장치에서 실현된다. 상기 수소 이용 장치는 내연 기관, 디젤 엔진, 연소 터빈, 복열식 터빈 및 마이크로터빈 중 하나를 포함한다. 상기 고온 연료 전지는 탄산염 연료 전지 또는 고체산화물 연료 전지이다.
특정 실시예에서, 상기 수소 이용 장치는 산화제 가스로 공기 및 보충적 연료를 부가로 수용하고 상기 수소 이용 장치에 제공된 상기 공기 및 보충적 연료를 제어하고 상기 부하의 변화에 반응하는 제어 장치를 부가로 포함한다. 일부 실시예에서, 상기 물 전송 장치는 상기 양극 배출 가스에서 물을 압축하는 열 교환기, 상기 양극 배출 가스로부터 물을 분리하기 위해 상기 열 교환기에 이어지는 녹아웃 포트 및 상기 분리된 물의 압력을 증가시키는 펌프를 포함한다. 다른 실시예에서, 물 전송 장치는 냉각 장치, 직접 냉각 충전탑 또는 물 전송 휠을 포함한다. 본 예시적인 실시예에서, 연료 공급 경로에 있는 연료는 음극 배출 가스 및 양극 배출 가스 중 적어도 하나를 사용하여 예열된다. 일부 실시예에서, 상기 장치는 또한 산화제 가스를 음극에 배출하기 위해 수소 이용 장치 배출 가스를 예열하고 산화하는 산화기 장치를 포함한다.
특정 실시예에서, 연료 전지 전력생산 장치는 또한 상기 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치, 저장 장치 및/또는 배출 경로에 제공하지 않고 남아있는 양극 배출 가스를 물 전송 장치로부터 상기 산화기에 통과시키는 우회경로를 포함한다. 상기 장치의 제어 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 물 전송 장치에 통과시킨 후 수소 이용 장치 및 우회 경로 중 어느 하나에 선택적으로 연결한다. 상기 제어 장치는 또한 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 저장 장치 및/또는 배출 경로에 선택적으로 연결하고, 저장 장치로부터의 양극 배출 가스를 수소 이용 장치에 선택적으로 연결한다.
특정 실시예에서, 상기 제어 장치는 상기 부하의 변화에 반응하는 제어기, 및 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부가 상기 수소 이용 장치, 상기 저장 장치, 상기 배출 경로 및 상기 우회 경로에 선택적으로 운반되도록 상기 제어기에 반응하는 연결 유닛을 포함하고, 상기 양극 배출 가스의 적어도 일부는 상기 수소 이용 장치 및 상기 우회 경로의 적어도 하나에 연결되고 상기 저장 장치의 상기 양극 배출 가스의 적어도 일부가 상기 수소 이용 장치에 선택적으로 연결되도록 한다. 우회 경로 및 배출 경로에 더하여, 상기 장치는 또한 물 전송 장치, 제1재생 경로, 제2재생 경로, 수소 이용 장치 입력 경로, 저장 장치 입력 경로, 저장 장치 출력 경로로부터 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 운반하는 양극 배출 경로를 포함한다. 상기 연결 유닛은 상기 양극 배출 경로에 있는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제1재생 경로 및 제2재생 경로에 선택적으로 연결하는 제1연결 장치; 상기 제2재생 경로에 있는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 배출 경로 및 저장 장치 입력 경로에 선택적으로 연결하는 제2연결 장치; 상기 저장 장치에 있는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치 입력 경로에 연결하는 제3연결 장치; 및 상기 제1재생 경로에 있는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치 입력 경로 및 상기 우회 경로에 선택적으로 연결하는 제4연결 장치를 포함한다.
상기 제어기는 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 적어도 일부가 작동 시간 내내 상기 제1재생 경로에 연결되도록 상기 제1 내지 제4연결 장치를 제어한다. 상기 제어기는 상기 부하가 낮은 전력 수요를 나타낼 때 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부가 상기 우회 경로 및 상기 제2재생 경로의 적어도 하나에 연결되고, 상기 부하가 높은 전력 수요를 나타낼 때 상기 물-분리된 양극 배출 가스는 상기 제1재생 경로 및 상기 수소 이용 장치 입력 경로에 연결되고 상기 저장 장치 안의 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부가 상기 저장 장치 출력 경로에 연결되도록 상기 연결 장치들을 부가적으로 제어한다. 상기 제어기는 또한 상기 부하가 낮은 전력 수요를 나타낼 때 보충적 연료가 상기 수소 이용 장치에 공급되지 않고 상기 부하가 높은 전력 수요를 나타낼 때 상기 높은 전력 수요를 만족시키기 위해 미리 정해진 양의 보충적 연료가 상기 수소 이용 장치에 제공되도록 상기 보충적 연료의 상기 수소 이용 장치로의 공급을 제어한다.
특정 실시예에서, 상기 연료 전지 전력생산 장치는 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 수용하여 상기 물-분리된 양극 배출 가스에 있는 수소를 배출 경로로 전송하는 수소 전송 장치를 부가로 포함한다. 그러한 실시예에서, 제어 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 수소 물 전송 장치에 선택적으로 연결한다. 수소 전송 장치는 또한 수소 이용 장치에 의해 수용된 수소-분리된 양극 배출 가스를 배출한다. 일부 실시예에서, 수소 전송 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 압축하는 압축기 및 상기 압축된 물-분리된 양극 배출 가스로부터 수소를 분리하고 상기 수소-분리된 가스를 수소 이용 장치에 배출하는 PSA 장치를 포함한다. 수소를 배출할 때, 양극 배출 가스에 있는 CO를 H2로 변환시키고 배출 가능한 수소의 양을 최대화하기 위해 양극 배출 가스의 초기 냉각 후에 물 가스 쉬프트 유닛이 종종 포함된다. 수소 또는 물-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 것은 연료 형태로 장치로부터 열을 제거하기 때문에, 보충적 연료를 이용하는 수소 이용 장치와 함께 수소 전송 장치를 장치에 통합하는 것은 가용인 열에 제한됨이 없이 증가된 양의 수소 배출을 가능하게 한다.
수소 이용 장치가 연소 터빈, 복열식 터빈 또는 마이크로터빈을 포함하는 특정 실시예도 또한 본원에 설명된다. 더욱이 연료 전지 전력생산 장치를 사용하는 전력생산 방법이 제공된다.
본 발명의 상기 및 다른 특성 및 측면은 첨부된 도면과 함께 다음의 상세한 설명을 읽음으로써 더 명확해질 것이다.
도1은 수소 이용 장치와 결합된 연료 전지를 사용하는 연료 전지 전력생산 장치의 블록도이다.
도2는 수소 이용 장치로 연소 터빈을 사용하는 도1의 연료 전지 전력생산 장치의 일 실시예이다.
도3은 수소 이용 장치로 복열식(recuperative) 터빈을 사용하는 도1의 연료 전지 전력생산 장치의 일 실시예이다.
도4는 수소 이용 장치로 마이크로터빈을 사용하는 도1의 연료 전지 전력생산 장치의 일 실시예이다.
도5는 양극 배출 가스로부터 수소 연료를 추출하여 전달하는 추가적인 구성을 포함하는 도1의 연료 전지 전력생산 장치의 다른 실시예이다.
도1은 부하에 전력을 공급하는 연료 전지 전력생산 장치(1)에 있어서, 연료 공급 경로(6)로부터 연료를 받고 양극 배출 가스를 배출하는 양극 격실(3)과 산화제 가스를 받고 음극 배출 가스를 배출하는 음극 격실(4)을 포함하는 고온 연료 전지(2); 상기 양극 배출 가스에 있는 물을 연료 공급 경로(6)에 전송하고 물-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 물 전송 장치(9); 및 수소 이용 장치(30)를 포함하는 장치를 보여준다. 수소 이용 장치(30)는 물 전송 장치(9)에 의해 양극 배출 가스로부터 물이 전송된 후 산화제 가스와 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 하나와 상기 물-분리된 양극 배출 가스로부터 추출된 가스를 받고 산화제 가스를 포함하는 수소 이용 장치 배출 가스를 배출한다. 이때 상기 수소 이용 장치 배출 가스는 음극(4)에 산화제 가스를 제공하는데 사용된다.
이 예시적인 실시예에서, 고온 연료 전지(2)는 탄산염 연료 전지이고 수소 이용 장치(30)는 내연 엔진 또는 디젤 엔진과 같은 저온 CO2 및 CO 내피독성 엔진이다. 본 발명의 범위 내에서 다른 유형의 CO2 및 CO 내피독성 수소 이용 장치와 다른 유형의 고온 연료 전지의 사용이 예상되는 것을 알 수 있고 그 일부는 도2 내지 도4에 보여준다. 내연 엔진에 있어, 저압 물-분리된 양극 배출 가스는 엔진에 공급하기 위해 압축될 필요가 없다. 최적의 엔진 작동을 위해 필요하다면, 수소 이용 장치로부터의 배출 가스는 엔진으로부터 분리된 송풍 장치로부터 공기의 형태로 산화제 가스와 혼합될 수 있다. 도1에 도시된 연료 전지 전력생산 장치(1)는 또한 큰 부하 변화를 위해 필요할 때 미래의 사용을 위해 수소 이용 장치(30)에 의해 물-분리된 양극 배출 연료를 저장하는 선택적 저장 장치(32)를 포함할 수 있다. 압축기 (도1에 도시되지 않음)를 이용하여 가스를 더 효율적으로 저장하도록 물-분리된 양극 배출 연료의 압축이 채용될 수 있다. 저장 장치를 채울 때, 압축기에 의해 사용되는 전력 또한 적은 부하 동안의 순전력 생산을 감소시키고 가능한 부하 변화의 범위를 증가시킬 것이다. 또한 배출 경로(18)는 수소-풍부하고 물-제거된 양극 배출 가스를 장치 외부로 배출하기 위하여 장치(1)에 선택적으로 포함될 수 있다. 아래에서 더 자세히 설명된 바와 같이, 연료 전지 전력생산 장치(1)의 작동과 연료의 흐름 및 연료 전지와 수소 이용 장치로의 다른 작동 물질의 흐름은 제어 장치(1A)를 사용하여 제어된다.
도1에 도시된 바와 같이, 장치(1)의 고온 연료 전지(2)는 전해질 매트릭스(5)에 의해 분리된 양극 격실(3)과 음극 격실(4)을 포함한다. 탄화수소를 포함하는 연료는 연료 공급기(명확성과 간략성을 위해 도시되지 않음)로부터 연료를 연료 전지(2)의 양극 격실(3)의 입구(3A)로 전송하는 연료 공급 경로(6)에 제공된다. 특히, 도시된 바와 같이, 공급 라인(6)은 연료를 연료에 존재하는 황-함유 화합물을 제거하는 탈황기(6A)로 전송한다. 탈황기(6A)는 연료를 통과시켜 연료의 어떤 황-함유 화합물을 흡수하는 하나 이상의 황-흡수 베드를 포함한다.
탈황기(6A)에 통과된 후, 공급 라인(6)의 연료는 가습 연료를 생산하기 위해 물 전송 장치(9)로부터의 물 공급 라인(13)을 경유한 물과 결합된다. 이때 가습 연료는 양극 배출 가스에 의해 제1열 교환기(6B)에서 및 음극 배출 가스에 의해 제2열 교환기(6C)에서 예열된다. 이때 예열된 가습 연료는 연료로부터 어떤 미량 산소와 중탄화수소 오염물질을 제거하는 탈산기/전변환기(deoxidizer/precoverter) 유 닛(6D)에 통과되고 연료가 음극 배출 가스에 의해 추가적으로 가열되는 추가적인 열 교환기(6E)에 통과된다. 이때 예열되고 탈산된 가습 연료는 입구(3A)를 통해 양극 격실(3)에 공급된다.
양극 입구(3A)를 통해 양극 격실(3)에 들어간 연료는 수소와 일산화탄소를 생산하고 연료 전지(2)의 음극 격실(4)을 통과하는 산화제 가스와 전기화학 반응을 수행하기 위해 개질된다. 양극 격실(3)에서 생산된 양극 배출 가스는 연료 전지(2)를 나가 양극 출구(3B)를 통하여 양극 배출 경로(7)로 간다. 배출 경로(7)의 양극 배출 가스는 반응하지 않은 수소, 일산화탄소, 수증기, 이산화탄소 및 미량의 다른 가스를 포함한다. 비록 도1에 도시되지 않았지만, 장치(1)의 특정 실시예는 양극 배출 가스에 있는 일산화탄소와 물을 수소와 이산화탄소로 변환하는 쉬프트 변환기를 포함할 수 있다. 그러나 도1의 예시적인 실시예에서, 양극 배출 가스를 수용하는 수소 이용 장치(30)가 CO 내피독성이기 때문에 쉬프트 변환기가 필요 없다.
도1에 도시된 바와 같이, 배출 경로(7)에서 양극 배출 가스는 먼저 제1열 교환기(6B)에서 냉각되고(그것 때문에 공급 경로(6)에서 연료를 가열한다) 다른 열 교환기(10), 녹아웃 포트(11, knock out pot) 및 펌프(14)를 포함하는 물 전송 장치(9)로 보내진다. 물 전송 장치(9)에서, 양극 배출 가스는 열 교환기(10)에서 더욱 냉각되어 양극 배출 가스에 존재하는 물이 압축되고 양극 배출 가스의 나머지 성분을 포함하는 배출 가스와 액체인 물의 혼합물이 형성된다. 그러므로 배출 가스와 수증기의 혼합물은 물이 배출 가스에서 분리되고 물-분리된 양극 배출 가스가 양극 배출 경로(7)로 배출되는 녹아웃 포트(11)에 통과된다. 녹아웃 포트(911)에서 분리된 물은 물의 압력을 증가시키는 펌프(14)에 통과된다. 그러므로 분리되고 압축된 물은 물 공급 라인(13)을 경유하여 연료 공급 경로(6)에 보내진다. 더욱이, 녹아웃 포트(11)와 펌프(14)에서 생산된 어떤 과잉 물은 장치(1)로부터 연결 라인(12)으로 배출된다.
이러한 예시적인 실시예에서, 일반적인 녹아웃 포트 및 펌프가 물의 압력을 증가시키고 분리하기 위한 장치(1)에 사용하기 적당하다. 이해할 수 있는 바와 같이, 분압 스윙 물 전송 장치(partial-pressure swing water transfer device), 전통적인 엔탈피 휠 가습기(enthalpy wheel humidifier), 냉각기, 멤브레인(membrane), 충전탑 또는 흡수형/박리형 장치(absorber/ stripper type system)와 같은 다른 물 전송 장치 또는 조립체가 물의 전부 또는 일부를 전송하기 위해 열 교환기(10), 녹아웃 포트(11) 및 펌프(14)와 함께 또는 대신해서 사용될 수 있다.
물-분리된 양극 배출 가스는 녹아웃 포트(11)를 나가고 소량의 물 및 변환되지 않은 탄화수소(일반적으로 메탄)와 함께 주로 수소와 CO 연료와 CO2를 포함한다. 이 물-분리된 양극 배출 가스는 양극 배출 경로(7)에 의해 녹아웃 포트(11)에서 물-분리된 양극 배출 가스를 수소 이용 장치(30)로 이어지는 공급 경로(15)와 제2연결 장치(41B)로 이어지는 공급 경로(16)에 선택적으로 연결하는 제1연결 장치(41A)로 전송된다. 제2연결 장치(41B)는 선택적인 출력 경로(18) 및 연결 경로(17)를 통하여 공급 경로(16)에 있는 물-분리된 양극 배출 가스를 선택적 저장 장치(32)에 선택적으로 교대로 연결한다. 선택적 저장 장치(32)는 연결 경로(19)를 통하여 수소 이용 장치(30)에 연결된 제2연결 장치(41C)를 경유하여 저장된 양극 배출 가스를 수소 이용 장치(30)에 배출할 수 있다.
도1에 도시된 예시적인 실시예에서, 공급 경로(15)는 공급 경로(15)에 있는 물-분리된 양극 배출 가스를 수소 이용 장치(30) 및 우회 경로(20)에 선택적으로 연결하는 제4연결 장치(41D)를 포함한다. 우회 경로(20)는 수소 이용 장치(30)를 우회하고 수소 이용 장치(30)로부터 배출 가스를 운반하는 산화제 가스 경로(24)와 연결된다. 소량의 물-분리된 양극 배출 가스를 우회시키는 것은 음극으로 가는 산화제 가스의 온도를 제어하는데 유용할 수 있다. 또한 비록 물-분리된 양극 배출 가스의 낮은 btu/scf 성질이 일반적으로 엔진에서 생산된 대부분의 NOx를 억제하지만, 장치 배출 가스에서 물-분리된 양극 배출 가스에서 수소를 산화장치의 촉매 상의 NOx와 반응시킴으로써 어떤 NOx를 감소시키는데 도움을 줄 수 있다. 유사하게, 수소 이용 장치 배출 가스에 존재하는 CO는 또한 CO를 산화장치의 촉매 상의 O2와 반응시킴으로써 감소될 것이다. NOx와 CO는 일반적으로 발전소에서 규정되는 방출물질들이므로 NOx와 CO를 최소화하는 것이 중요하다.
연결 장치(41A-D)는 장치의 전력 수요에 기초하여 제어 장치(1A)의 제어기(41)에 의해 제어된다. 특히, 제어 장치(1A)는 장치(1) 상의 여러 부하의 전력 수요에서 변화를 감시하고 탐지하며, 장치(1A)의 제어기(41)는 여러 부하의 변하는 전력 수요를 충족시키기 위해 요구되는 가스 연결을 제공하고 따라서 물-분리된 양 극 배출 가스의 전송을 조절하도록 연결 장치(41A-D)를 제어한다. 물-분리된 양극 배출 가스 전송의 이러한 조절은 장치(1)에서 실현되게 하려는 사용자와 효율에 의존하여 다양한 형태를 가질 수 있다.
아래에 더 자세히 설명된 바와 같이, 수소 이용 장치(30)로부터의 배출 가스는 단독으로 또는 우회 경로(20)로부터의 우회되고 물-분리된 양극 배출 가스와 함께 연료 전지(2)의 음극 격실(4)에 산화제 가스를 제공하는데 사용된다. 그러므로 도1의 예시적인 실시예에서, 제어기(41)는 경로(7)에서 물-분리된 양극 배출 가스의 적어도 일부분을 선택적으로 연결하도록 연결 장치(41A-D)를 제어하고 바람직하게는 물-분리된 양극 배출 가스의 상당한 부분을 연료 전지 음극(4)으로 산화제 가스의 계속적인 공급을 제공하기 위하여 시스템의 작동 동안 제4연결 장치(41D)를 제어한다. 탄산염 연료 전지에 있어서, CO2는 또한 연료 전지 음극(4)으로 제공되어야 한다.
제어 장치(1A)에 의해 탐지되는 전력 수요가 낮고 고온 연료 전지(2)의 출력과 수소 이용 장치의 출력의 합보다 적을 때, 제어기(41)는 제어 장치(41A-D)를 조절하여 저장 장치로부터 수소 이용 장치로의 연료 공급을 최소화하고 경로(7)에서 물-분리된 양극 배출 가스의 상당한 부분이 우회 경로(20) 및 하나 이상의 선택적 배출 경로(18) 또는 선택적 저장 장치(32)에 연결된다. 전력 수요가 고온 연료 전지(2)의 출력을 초과할 때, 제어기(41)는 연결 장치(41A-D)를 조절하여 경로(7)에 물-분리된 양극 배출 가스의 상당한 부분이 수소 이용 장치(30)에 의한 추가적인 전력 생산을 위해 수소 이용 장치(30)에 연결되고, 반면에 물-분리된 양극 배출 가스의 나머지 부분은 우회 경로(20), 배출 경로(18) 및/또는 선택적 저장 장치(32)에 연결된다. 높은 전력 수요 동안에, 제어기(41)는 물-분리된 양극 배출 가스의 전부 또는 상당한 부분을 수소 이용 장치(30)에 연결하도록 연결 장치(41A-D)를 조절하고 나아가 추가적인 전력 생산을 위해 저장 장치(32)로부터 추가적인 연료를 출력하도록 선택적 저장 장치(32)를 수소 이용 장치(30)에 연결하도록 제3장치(41C)를 조절할 수 있다. 보충적 연료는 상기에 설명된 저장 장치(32)로부터 연료와 유사하게 조절되고 사용될 수 있다.
도1에 도시되고 상기 설명된 바와 같이, 경로(15)에서 물-분리된 양극 배출 가스의 전부 또는 일부는 연결 장치(41A)로부터 수소 이용 장치(30)로 통과된다. 특정한 예시적 실시예에서, 압축된 연료가 수소 이용 장치에 의해 요구되지 않을 때, 경로(15)에서 물-분리된 양극 배출 가스는 수소 이용 장치(30)에 공급되기 전에 공기 공급 경로(21)로부터 공기의 형태로 산화제 가스와 혼합된다.
특정 실시예에서, 또한 수송 이용 장치(30)에는 보충적 연료 공급 경로(22)를 경유하여 보충적 연료 공급기(도시되지 않음)로부터 보충적 연료가 공급된다. 수소 이용 장치(30)로 공급되는 경로(22)로부터의 보충적 연료 및 공기 공급 경로(21)로부터의 공기의 양은 수소 이용 장치(30)의 요구되는 작동 및 측정된 전력 수요에 기초하여 제어 장치(1A)의 제어기(41)에 의해 제어된다. 그러므로 예를 들어, 측정된 전력 수요가 높아 고온 연료 전지(2)에 의해 생산된 전력을 초과할 때, 제어기(41)는 측정된 수요를 만족시키도록 충분한 전력을 공급하기 위하여 수소 이 용 장치(30)에 공급되는 보충적 연료를 제어한다. 도시된 바와 같이, 수소 이용 장치에 공급된 보충적 연료는 저장 장치(32)로부터의 연료 및 보충적 연료 공급기로부터의 연료의 혼합물일 수 있다. 또한 압축된 연료가 필요할 때, 저장 장치(32)로부터 압축된 보충적 연료 또는 압축된 물-분리된 양극 배출 가스가 공기와 혼합되거나 또는 수소 이용 장치(30)에 독립적으로 주입될 수 있다.
수소 이용 장치(30)에서, 수소 이용 장치에 공급된 물-분리된 양극 배출 가스 및 어떤 보충적 연료의 사용되지 않은 수소 연료는 전력 및 수소 이용 장치 배출 가스를 생산하기 위해 산화제 가스, 즉 공기와 함께 연소된다. 주로 N2, CO2, O2 및 적은 양의 사용되지 않은 탄화수소 연료를 포함하는 이러한 배출 가스는 수소 이용 장치(30)로부터 음극(4)의 입구(4A)로 이어지는 음극 산화제 가스 경로(24)에 통과된다. 또한 상기에 언급된 바와 같이, 물-분리된 양극 배출 가스의 전부 또는 일부는 산화제 가스 경로(24)에서 수소 이용 장치로부터의 배출 가스와 혼합되도록 우회 경로(20)를 경유하여 수소 이용 장치(30)를 우회할 수 있다.
경로(24)에서의 배출 가스 또는 배출 가스 및 물-분리된 양극 배출 가스의 혼합물은 가스에서 어떤 연소되지 않은 탄화수소가 CO2 및 O2가 풍부한 산화제 가스를 생산하도록 산화되는 산화기(24A)를 통하여 전송된다. 또한 산화기의 촉매 또는 독립된 촉매는 수소 이용 장치(30)로부터의 배출 가스에서 NOx를 감소시키기 위해 사용될 수 있다. 이때 산화기(24A)에서 생산된 산화제 가스는 연료 전지(2)에서 전기화학 반응을 위해 음극 입구(4A)로 공급된다. 음극 배출 가스는 음극 출구를 통 해 음극 격실(4)을 나가고 음극 배출 경로(24)에 의해 운송된다. 도시된 바와 같이, 음극 배출 경로 또는 그 일부는 음극 배출 가스를 경로(24)에 의해 운반된 산화제 가스와 혼합함으로써 연결 경로(24)에 연결된 재생 경로(26)를 경유하여 음극(4)으로 돌아가 재생된다. 또한 이러한 실시예에서, 음극 재생 송풍기(26A)가 재생 경로(26)에서 음극 배출 가스 부분을 재생하도록 사용될 수 있다. 일반적으로 음극 재생은 양호한 흐름 분배 및 열 전달을 위해 필요한 일정 수준의 음극 흐름을 유지하기 위해 장치의 터언다운(turndown)동안 사용된다.
음극 격실(4)로 돌아가 사용되지 않는 음극 배출 가스는 배출 경로(28)에 의해 전송되고 음극 배출 가스가 냉각되면서 경로(6)에 있는 연료를 가열하는 열 교환기(6C 및 6E)에 통과된다. 이때 냉각된 음극 배출 가스는 장치(1)로부터 제거 및/또는 부가적인 폐열 회수에 사용된다. 그러므로 장치(1)를 떠나는 음극 배출 가스에 저장된 열 에너지는 주거용 난방과 같은 다른 응용에 사용될 수 있다.
도1에 도시된 장치(1)는 작동 및 생산 효율에서 상당한 개선을 가져온다. 특히 내연 엔진이 장치에서 수소 이용 장치(30)로 사용될 때, 장치의 전체적인 효율이 전통적인 직접 연료 전지 장치의 전체적인 효율 약 47%에 비교하였을 때 약 51%로 증가된다. 보토밍 사이클(bottoming cycle)에 기초한 증기 터빈이 폐열을 회수하기 위해 사용되었을 때, 유사한 증가(증기 터빈을 갖는 전통적인 직접 연료 장치에서 약 54%인데 비하여 전체적인 효율이 약 59%로 증가)가 기대된다. 모든 폐열을 포집하기 위하여 폐열 회수가 채용되었을 때, 장치(1)의 효율은 전통적인 직접 연료 전지 장치의 전체적인 효율 약67%에 비하여 약 74%로 증가된다.
더욱이, 장치(1)에 의한 전력 생산 비용($/kw)은 장치의 크기에 따라 약 $400에서 $1000/kw만큼 감소하여, 전력 생산 비용의 10%에서 20% 절감을 가져온다. 전체적인 효율 및 전력 생산 비용에서 이러한 개선은 산화제 가스 공급 장치의 필요성을 제거하고 산화제 가스를 연료 전지 음극에 제공하기 위하여 수소 이용 장치 배출 가스를 사용함으로써 뿐만 아니라 연료 전지를 내연 엔진과 같은 수소 이용 장치로서 저비용 엔진과 통합함으로써 발생된다. 추가적인 효율 개선은 양극에 전송된 연료를 가습하기 위해 양극 배출 가스로부터 물을 재활용하는 것으로부터 발생된다.
또한 장치(1)의 생산 비용은 전통적인 전력 생산 장치에 비하여 감소된다. 특히 도1의 장치(1)는 수소 이용 장치 배출 가스가 이미 적당한 온도로 예열되기 때문에 음극 격실에서 사용하기 위한 산화제 가스를 예열하여 공급하는 가열기 및 공기 송풍기에 대한 필요성을 제거한다. 추가적으로, 양극 격실에 통과된 연료를 가습하기 위해 양극 배출 가스로부터 물을 재활용하는 것은 독립한 물 공급 및 물 공급 장치에 대한 필요성을 제거한다.
전통적인 직접 연료 전지 발전소에 대한 도1의 장치(1)의 추가적인 개선은 자력 시동 능력, 부하 추종 능력(load-following capacity), 연료 이용 수준에 대한 민감성 및 수소 이용 장치 배출 가스로부터 기인한 발전소에서의 방출 물질의 감소를 포함한다. 특히 상기 장치는 보충적 연료를 사용하여 전력 생산을 위한 수소 이용 장치를 작동시킴으로써 연료 전지의 가열 동안 전력을 생산하여 제공할 수 있고 따라서 자력 시동 능력을 제공할 수 있다. 장치(1)의 부하 추종 능력은 수소 이용 장치(30) 및 그 전력 출력에 따라 연료를 변화시킴으로써 달성된다. 일반적으로 수소 이용 장치(30)는 어떤 역효과 없이 그 전력 출력을 빠르게 변화시킬 수 있는 장치이다. 또한 부하 추종은 연료 전지(2)로부터의 전력 출력 및 연료 전지로 보내지는 연료의 양을 변화시키고 제어함으로써 달성된다. 그러나 고온 연료 전지로부터의 출력은 장치에서 열응력을 회피하기 위하여 천천히 변화되어야 한다. 상기에 언급한 바와 같이, 수소 이용 장치로부터의 방출 물질들, 특히 NOx 방출 물질들은 NOx가 감소되는 연료 전지 음극 격실(2)에 산화제 가스를 제공하기 위하여 수소 이용 장치 배출 가스를 사용함으로써 및 연료 전지로부터의 희박 연료(lean fuel)로 수소 이용 장치를 가동함으로써 감소된다. 더 높은 효율 때문에, CO2 방출 물질들 또한 감소된다. 모든 배출 가스는 고온 연료 전지에서 나오기 때문에, 다른 방출 물질들(SOx, CO, NOx)은 연료 전지의 0값 근처인 일반값에서 본질적으로 변하지 않는다.
상기에 언급된 바와 같이, 도1의 수소 이용 장치(30)는 바람직하게는 내연 엔진 또는 디젤 엔진과 같은 CO 내피독성 엔진을 포함한다. 다른 예시적인 실시예에서, 상기 장치는 수소 이용 장치(30)로서 연소 터빈 장치, 복열식 터빈, 또는 마이크로터빈과 같은 다른 수소 이용 장치를 채용한다. 그러한 실시예에서, 최적의 효율을 달성하기 위하여 장치의 구성 및 그 배열은 변할 수 있고 추가적인 구성이 사용될 수 있다. 이러한 실시예들의 예시적인 실시예들은 도2에서 도4에 각각 도시되어 있다.
도2는 수소 이용 장치로서 연소 터빈(130)을 사용하는 도1의 연료 전지 전력생산 장치의 예시적인 실시예를 보여준다. 도2에서 장치(100)의 작동 및 연료 전지와 수소 이용 장치(130)로의 연료와 다른 작동 물질들의 공급 및 흐름은 아래에 더 자세히 설명된 바와 같이 제어 장치(1A)를 사용하여 제어된다. 명확성과 단순함을 위하여 도2에 도시된 장치(100)는 선택적 저장 장치(32) 또는 선택적 수소 배출 경로(18)를 포함하지 않는다. 그러나 도2의 장치(100)는 도1의 장치(1)와 유사하게 저장 장치 및/또는 수소 배출 경로를 포함하도록 변형될 수 있다.
도2에 도시된 바와 같이, 장치(100)는 전해질(105)에 의해 분리된 양극 격실(103) 및 음극 격실(104)을 포함하는 고온 연료 전지(102)를 포함한다. 도1의 장치(1)에서와 같이, 연료는 연료를 양극 격실(103)로 전송하는 연료 공급 경로(106)에 공급된다. 도시된 바와 같이, 연료 공급 경로(106)는 연료로부터 황-함유 화합물을 제거하기 위해 연료를 탈황기(16A)를 통하여 보내고 연료를 가습하기 위해 물 전송 장치(109)의 물과 혼합하고 가습된 연료를 물이 증발되고 연료가 예열되는 제1 및 제2열 교환기(106B, 106C)를 통하여 보낸다. 도시된 바와 같이, 연료는 뜨거운 양극 배출 가스에 의해 제1열 교환기(106B)에서 및 뜨거운 음극 배출 가스에 의해 제2열 교환기(106C)에서 예열된다. 이때 연료 공급 경로(106)는 연료를 탈산기/전변환기(106D)를 통해 보내고 연료가 음극 배출 가스에 의해 가열되는 추가적인 열 교환기(106E)를 통하여 보내며, 그 후 양극 입구(103A)를 통하여 처리되고 예열되며 가습된 연료를 양극 격실(103)에 공급한다.
반응하지 않은 수소, 일산화탄소, 수증기, 이산화탄소 및 미량의 다른 가스 를 포함하는 양극 배출 가스는 양극 출구(103B)를 경유하여 양극 격실(103)로부터 배출되고 양극 배출 경로(107)로 보내진다. 배출 경로(107)에서의 양극 배출 가스는 먼저 연료 공급 경로(106)에서의 연료를 가열하면서 제2열 교환기(106B)에서 냉각되고 이후 양극 배출 가스의 물이 남은 배출 화합물들로부터 분리되는 물 전송 장치(109)로 전송된다. 도시된 바와 같이, 이러한 실시예에서 물 전송 장치(109)는 도1의 물 전송 장치와 유사하고 양극 배출 가스에서 물을 압축하는 열 교환기(110), 양극 배출 가스의 다른 화합물로부터 물을 분리하고 물-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 녹아웃 포트(11), 및 양극 배출 가스로부터 분리된 물을 압축하는 펌프(114)를 포함한다. 다른 적당한 물 전송 장치 또는 조합체도 양극 배출 가스로부터 물을 분리하는데 사용될 수 있다.
미량의 물과 전환되지 않은 탄화수소를 갖는 주로 수소 및 CO 연료와 CO2를 포함하는 물-분리된 양극 배출 가스는 물 전송 장치(109)로부터 양극 배출 경로(107)을 경유하여 연결 장치(141A)로 전송된다. 연결 장치(141A)는 물-분리된 양극 배출 가스를 연소 터빈(130)으로 이어지는 공급 경로(115) 및 연소 터빈(130)을 우회하는 우회 경로(120)에 선택적으로 연결하도록 배열된다.
도1에서와 같이, 연결 장치(141A)는 측정된 전력 수요에 기초하여 제어 장치(101A)의 제어기(141)에 의해 제어된다. 특히 제어기(141)는 장치의 작동 동안 대부분 시간에서 경로(107)에 있는 물-분리된 양극 배출 가스를 경로(115)에 선택적으로 연결하기 위해 연결 장치(141A)를 제어한다. 그러나 만약 탐지된 전력 수요 가 연료 전지(102)에 의해 생산된 전력보다 적다면, 제어기(141)는 경로(107)에 있는 물-분리된 양극 배출 가스 또는 그 일부를 우회 경로(120)에 선택적으로 연결하기 위해 연결 장치(141A)를 제어한다.
도2에 도시된 바와 같이, 경로(107)에 물-분리된 양극 배출 가스가 경로(115)에 연결될 때, 물-분리된 양극 배출 가스는 연결 장치(141A)로부터 물-분리된 양극 배출 가스를 압축하는 압축기(127)로 전송된다. 이때 압축된 물-분리된 양극 배출 가스는 압축기(127)로부터 연소 터빈(130)으로 전송된다. 또한 도시된 바와 같이, 보충적 연료는 보충적 연료 공급기(도시되지 않음)로부터 연결 경로(122)를 경유하여 연소 터빈(130)으로 제공될 수 있다. 특히, 압축된 물-분리된 양극 배출 가스는 터빈(130)에 공급되기 전에 연결 경로(122)로부터 보충적 연료와 혼합될 수 있다. 만약 보충적 연료가 낮은 압력에서 제공되면, 그것은 라인(115, 도시되지 않음)에 물-분리된 양극 배출 가스에 추가되어 물-분리된 양극 배출 가스와 같은 압축기(127)에서 압축될 수 있다. 또한 연결 경로(122)를 통하여 공급된 보충적 연료는 수소 이용 장치(30)의 전력 출력을 통제하기 위해 제어기(141)에 의해 제어된다. 보충적 연료의 사용은 매우 낮은 비용에서의 전체 장치 작동뿐만 아니라 수소 이용 장치의 작동에 큰 유연성을 제공한다. 더욱이, 보충적 연료는 촉매 연소를 요구하지 않도록 물-분리된 양극 배출 가스의 발열량(heating value)을 증가시키기 위하여 일정 장치에서 요구될 수 있다.
도2의 연소 터빈(130)은 압축기 부분(130A), 연소기 부분(130B), 및 터빈 부분(130C)을 포함한다. 도시된 바와 같이, 압축기 부분(130A)은 공기 공급 경 로(121)로부터 공기의 형태로 산화제 가스를 수용하고 압축한다. 터빈(130)의 연소기 부분(130B)은 물-분리된 양극 배출 가스 또는 물-분리된 양극 배출 가스 및 공급 경로(115)로부터의 보충적 연료의 혼합물을 포함하는 연료를 수용하고 압축기 부분(130A)에 의해 압축된 압축 공기를 가열하기 위해 수용된 연료를 연소한다. 이때, 터빈 부분(130C)은 압축된 고온 공기 흐름으로부터 전력을 추출하고 추출된 전력과 N2, O2, CO2, H2O를 포함하는 저압 터빈 배출 가스 및 다른 연소되지 않은 탄화수소를 생산한다.
터빈(130)에 의해 배출된 터빈 배출 가스는 음극 산화제 가스 공급 경로(124)로 보내진다. 터빈 배출 가스 또는 경로(120)를 통해 우회한 어떤 물-분리된 양극 배출 가스 및 터빈 배출 가스의 혼합물은 공급 경로(124)에 의해 가스에서 연소되지 않은 어떤 탄화수소가 CO2 및 O2가 풍부한 산화제 가스를 생산하기 위해 산화되는 산화기(124A)로 전송된다. 이때 발생하는 산화제 가스는 연료 전지(102)의 음극 격실(104)에서 사용되는 음극 입구(104A)에 공급된다. 음극 격실(104)은 음극 출구(104B)를 통하여 사용된 산화제 가스를 포함하는 고온 음극 배출 가스를 배출하고 이후 음극 배출 가스를 냉각시키고 연료 공급 경로(106)에서 연료를 가열하기 위해 음극 배출 경로(128)에 의해 열 교환기(106C 및 106E)를 통하여 전송된다. 이때 냉각된 음극 배출 가스는 장치(100)를 나가고 추가적인 열 회수를 위해 부가적으로 사용될 수 있다.
도시된 바와 같이, 배출 경로(128)에서 음극 배출 가스의 일부는 재생 송풍 기(126A)를 포함하는 음극 재생 경로(126)를 경유하여 음극 격실(104)로 되돌아가 재생될 수 있다. 재생 경로(126)에서 재생된 음극 배출 가스는 음극 입구(104A)에 제공되기 전에 경로(124)에서 산화제 가스와 혼합된다.
도1의 연료 전지 전력생산 장치의 다른 예시적인 실시예로 복열식 터빈(230)을 수소 이용 장치로 사용하는 장치(200)가 도3에 도시되어 있다. 이러한 실시예에서, 도1 및 도2에 도시된 것과 유사한 구성을 표시하는데 유사한 도면 번호가 사용된다. 도3에서 장치(200)의 작동에서, 연료 전지 및 수소 이용 장치(230)로의 연료 및 다른 작동 물질들의 흐름 및 공급은 제어 장치(1A)를 사용하여 제어된다. 도2에서와 같이, 선택적 저장 장치와 선택적 배출 경로 및 이와 관련된 장치 구성은 명확성과 간단함을 위해 도3에서 삭제되었다. 그러나 도3의 장치(200)는 도1의 장치(1)와 유사하게 저장 장치 및/또는 배출 경로를 포함하도록 변형될 수 있다. 복열식 터빈(230)의 사용은 폐열이 재생되지 않을 때 약 6%만큼 및 증기 터빈 보토밍 사이클에 의해 폐열이 재생될 때 약 1%만큼 장치의 효율을 개선하는 것을 기대할 수 있다.
도1 및 도2에 도시되고 상기에 설명된 앞의 실시예에서와 같이, 장치(200)는 전해질 매트릭스(205)에 의해 분리된 양극 격실(203)과 음극 격실(204)을 포함하는 연료 전지(202)를 포함한다. 이러한 예시적인 실시예에서, 연료 공급기(도시되지 않음)로부터 양극 격실(203)로 공급된 연료는 열 교환기(206C 및 206E)에서 단지 음극 배출 가스를 사용하여 예열된다. 도3에 도시된 바와 같이, 연료는 양극 격실(203)에 연료를 공급하는 연료 공급 경로(206)에 의해 전송된다. 연료 공급 경 로(206)에서, 연료는 탈황기(206A)에서 탈황되고 이후 가습된 연료를 생산하기 위해 물 전송 장치(209)로부터 물과 혼합된다. 도시된 바와 같이, 가습된 연료는 열 교환기(206C)에서 음극 배출 가스에 의해 예열되고 이후 연료로부터 미량의 어떤 산소 및 중 탄화수소 불순물을 제거하는 탈산기/전변환기(206D)에서 탈산되며, 또한 다른 열 교환기(206E)에서 음극 배출 가스에 의해 예열된다. 이때 예열된 연료는 열 교환기(206E)로부터 양극 입구(203A)를 통하여 양극 격실(203)로 제공된다.
양극 격실(203)에 제공된 연료 가스는 전력 및 양극 배출 가스를 생산하기 위해 전기화학 반응을 겪는다. 양극 배출 가스는 양극 격실(203)에 의해 양극 출구(203B)를 통하여 양극 배출 가스를 물 전송 장치(209)로, 이후 복열식 터빈(230)으로 전송하는 양극 배출 경로(207)로 배출된다. 아래에 자세히 설명된 바와 같이, 복열식 터빈(230)은 복열식 터빈에서 사용되는 음극 배출 가스 및 양극 배출 가스로부터 열을 재생하는 복열장치(231)를 포함한다. 도3에 도시된 바와 같이, 물 전송 장치(209)로 전송되기 전에, 배출 경로(207)에서 양극 배출 가스는 양극 배출 가스로부터 열이 재생됨으로써 배출 가스를 냉각시키는 터빈(230)의 복열장치(231)로 전송된다. 이때 냉각된 양극 배출 가스는 배출 경로(207)에 의해 도1 및 도2에 도시된 물 전송 장치(9 및 109)와 유사한 구성을 갖는 물 전송 장치(209)로 전송된다. 도시된 바와 같이, 물 전송 장치(209)는 각각 압축하고, 양극 배출 가스로부터 물을 분리하고 및 물을 압축하는 열 교환기(210), 녹아웃 포트(211) 및 펌프(214)를 포함한다. 또한 녹아웃 포트(211)는 양극 배출 가스의 남은 성분을 포함하는 물-분리된 양극 배출 가스를 배출한다. 다른 어떤 적당한 물 전송 장치 또는 조립체 가 도3에 도시된 장치(209) 대신에 사용될 수 있을 것이다.
도3에 도시된 바와 같이, 양극 배출 가스로부터 분리된 물은 연료에 가습하기 위해 물을 연료 공급 경로(206)로 제공하는 물 공급 경로(213)로 전송된다. 특정 실시예에서, 과잉 물은 물 전송 장치(209)에 의해 생산되고 연결 경로(212)를 경유하여 장치(200) 외부로 전송된다. 주로 수소, CO, 및 CO2와 미량의 물 및 전환되지 않은 탄화수소를 포함하는 물-분리된 양극 배출 가스는 양극 배출 경로(207)에 의해 물 전송 장치(209)로부터 연결 장치(241A)로 전송된다. 도1 및 도2에 도시된 실시예에서와 같이, 연결 장치(241A)는 물-분리된 양극 배출 가스를 복열식 터빈(230)으로 이어지는 공급 경로(215) 및 터빈(230)을 우회하는 우회 경로(220)에 선택적으로 연결하기 위해 제어 장치(200A)의 제어기(241)에 의해 제어된다.
연결 장치(241A)에 의해 공급 경로(215)로 선택적으로 연결되는 물-분리된 양극 배출 가스는 물-분리된 양극 배출 가스가 압축되고 그 후 터빈(230)에 제공되는 압축기(227)로 전송된다. 또한 압축된 물-분리된 양극 배출 가스는 터빈에 제공되기 전에 보충적 연료 공급 경로(222)를 경유하여 제공된 보충적 연료와 혼합될 수 있다.
도3에 도시된 바와 같이, 복열식 터빈(230)은 압축기 부분(230A), 연소기 부분(230B), 터빈 부분(230C) 및 복열기(231)를 포함한다. 압축기 부분(230A)은 공기 공급 경로(221)로부터 공기의 형태로 산화제 가스를 받아 그 공기를 압축시키고, 반면에 연소기 부분(230B)은 물-분리된 양극 배출 가스 또는 물-분리된 양극 배출 가스의 혼합물 및 보충적 연료를 포함하는 연료를 받아 압축된 공기를 가열하기 위해 그 받은 연료를 연소한다. 상기에 언급된 바와 같이, 복열기(231)는 압축된 공기에 추가적인 열을 공급하기 위해 음극 배출 가스로부터 및 양극 배출 가스로부터 열 에너지를 회수한다. 이때 터빈 부분(230C)은 가열된 압축된 공기로부터 전력을 끌어내어 배출한다. 복열기(231)를 포함하는 복열식 터빈(230)의 사용은 연료 전지 배출 가스로부터 열 에너지의 회수 결과로써 전력 생산 및 추가적인 효율을 가져온다.
도시된 바와 같이, 복열식 터빈(230)은 주로 N2, CO2, O2 및 연소되지 않은 어떤 탄화수소를 포함하는 터빈 배출 가스를 배출한다. 이러한 터빈 배출 가스는 연료 전지 음극(204)에 사용하기 적당한 CO2 및 O2가 풍부한 산화제 가스를 생산하기 위해 및 배출 가스에서 연소되지 않은 어떤 탄화수소를 산화시키기 위해 산화기(224A)를 통과하여 터빈 배출 가스 또는 터빈 배출 가스 및 우회 경로(220)로부터 우회된 양극 배출 가스의 혼합물을 운반하는 음극 산화제 가스 경로(224)로 보내진다. 산화제 가스는 음극 입구(204A)를 통하여 음극 격실(204)에 제공된다.
음극 출구(204B)를 통하여 음극(204)에서 배출된 고온 음극 배출 가스는 연료 공급 경로(206)에서 연료를 예열하고 음극 배출 가스를 냉각시키기 위해 열 교환기(206C 및 206E)를 통하여 음극 배출 경로(228)에 의해 운반된다. 열 교환기(206C 및 206E)에서 냉각된 후, 음극 배출 가스는 배출 가스에 남아있는 열 에너지가 음극 배출 가스를 더욱 냉각시킴으로써 회수되는 복열기(231)로 보내진다. 복 열기(231)를 통과한 후, 음극 배출 가스는 장치(200) 외부로 운반된다. 부가로, 도1 및 도2의 장치(1) 및 장치(100)에서와 같이, 배출 경로(228)에 있는 음극 배출 가스의 일부는 음극(204)으로 돌아가 재생될 수 있다. 음극 재생 송풍기(226A)를 포함하는 음극 재생 경로(226)는 재생된 음극 배출 가스를 재생된 음극 배출 가스가 산화기(224A)로부터 산화제 가스와 결합되는 경로(224)로 운반된다.
또한 도1 내지 도3에 도시된 연료 전지 전력생산 장치는 도2 및 도3에 도시된 것들과 유사한 구성을 사용하여 수소 이용 장치로서 마이크로터빈을 사용하여 변형될 수 있다.
도4에 도시된 바와 같이 열 회수의 선택적 방법이 사용될 수 있다. 수소 이용 장치로서 마이크로터빈(330)과 같은 터빈을 사용하는 연료 전지 전력생산 장치(300)의 예시적인 실시예가 도4에 도시된다.
도시된 바와 같이, 전력생산 장치(300)는 마이크로터빈(330)과 통합된 고온 연료 전지(302)를 포함하고, 장치(300)의 작동과 연료 전지(302) 및 마이크로터빈(330)으로의 연료 및 다른 작동 물질의 공급 및 흐름은 아래에 더 자세히 설명된 바와 같이 제어 장치(300A)를 사용하여 제어된다. 명확성과 간결성을 위해, 도4의 장치(300)는 선택적 저장 장치(32), 선택적 수소 배출 경로(18) 또는 마이크로터빈을 우회하는 우회 경로를 포함하지 않는다. 그러나 장치(300)는 도1의 장치(1)와 유사하게 관련된 구성요소 및 특징을 포함하도록 변형될 수 있다.
도4에 도시된 바와 같이, 연료 전지 전력생산 장치(300)는 전해질 매트릭스(305)에 의해 분리된 양극 격실(303)과 음극 격실(304)을 포함하는 고온 연료 전 지(302)를 포함한다. 연료 전지(302)의 양극 격실(303)은 연료 공급 경로(306)에 의해 운반된 연료 공급(도시되지 않음)으로부터 연료가 공급된다. 도시된 바와 같이, 연료 공급 경로(306)로 운반된 연료는 탈황기(306A)에서 탈황되고 이후 물과 혼합되어 가습 열 교환기(306C)에서 예열된다. 또한 열 교환기(306C)는 위에 더 자세히 설명된 바와 같이 물 공급 경로(313)로부터 재생된 물을 받고 음극 배출 가스에 저장된 열에너지를 회수하기 위해 음극 배출 가스를 열 교환기(306C)에 통과시킴으로써 연료 및 물 혼합물의 예열이 달성된다. 연료가 양극 배출 가스로부터 열을 회수함으로써 더 예열되고 이후 연료로부터 어떤 미량의 산소 및 중탄화수소 오염물질을 제거하는 탈산기/전변환기(306D)에서 탈산되는 다른 열 교환기(306B)에 가습된 연료가 통과된다. 이때 탈산된 연료는 양극 입구(303A)를 통해 양극(303)으로 공급된다.
양극 격실에서, 연료는 전기화학 반응을 하고 사용된 연료는 양극 배출 가스로써 양극 출구(303B)를 통하여 양극 격실을 떠난다. 양극 배출 가스는 양극 출구(303B)로부터 양극 배출 경로(307)에 의해 운반되고 배출 가스를 물 전송 장치(309)로 운반하기 전에 양극 배출 가스를 냉각시키기 위해 열 교환기(307A 및 307B)에 통과시킨다. 이러한 예시적인 실시예에서, 물 전송 장치(309)는 양극 배출 가스로부터 물을 분리하고 압축하는 냉각기(309A) 및 냉각기(309A)에 의해 분리된 물의 압력을 증가시키는 펌프(309B)를 포함한다. 이때 전송 장치(309)에 의해 분리된 물은 물 공급 경로(313)에 의해 운반되어 가습 열 교환기(306C)에 공급된다. 또 한 냉각기(309A)는 양극 배출 가스의 남은 성분, 즉 수소, CO2 및 물과 CO의 미량을 포함하는 물-분리된 양극 배출 가스를 배출한다.
물 전송 장치(309)의 구성은 도4에 도시된 배열에 한정되지 않는다는 것을 알 수 있다. 예를 들어, 도1 내지 도3에 도시된 물 전송 장치 또는 어떤 다른 적당한 물 전송 장치 또는 조립체가 도4에 도시된 물 전송 장치(309)에 대신하여 사용될 수 있다. 더욱이, 명확성 및 간결성을 위해 비록 도4에 도시되진 않았지만, 과잉 물은 물 배출 경로를 경유하여 장치(300) 외부로 배출될 수 있다.
물-분리된 양극 배출 가스는 양극 배출 경로(307)에 의해 물 전송 장치(309) 외부로 운반된다. 특정 예시적인 실시예에서, 보충적 연료 공급(도시되지 않음)으로부터 보충적 연료는 보충적 연료 공급 경로(322)를 경유하여 물-분리된 양극 배출 가스에 첨가된다. 물-분리된 양극 배출 가스에 첨가된 보충적 연료의 양은 보충적 연료가 연료 전지(302)에 의해 생산된 전력에 의해 초과되는 낮은 전력 수요 동안 첨가되지 않고 보충적 연료의 사전 선택된 양은 높은 전력 수용 동안 물-분리된 양극 배출 가스에 첨가되게 제어되도록 탐지된 전력 수요에 기초하여 제어 장치(300A)의 제어기(341)에 의해 제어된다. 물-분리된 양극 배출 가스 또는 물-분리된 양극 배출 가스 및 보충적 연료의 혼합물은 압축하는 양극 부스트 압축기(327)에, 이후 압축된 물-분리된 양극 배출 가스 또는 물-분리된 양극 배출 가스 및 보충적 연료의 혼합물이 양극(303)으로부터의 고온 배출 가스에 의해 가열되는 열 교환기(307A)에 운반된다.
압축되고 가열된 물-분리된 양극 배출 가스 또는 압축되고 가열된 물-분리된 양극 배출 가스 및 보충적 연료의 혼합물은 이때 공급 경로(321)로부터 공기의 형태로 압축되고 예열된 산화제 가스를 수용하는 산화기(325)로 운반된다. 특히, 공기는 경로(321)로부터 공기가 압축되고 음극 배출 가스에 의해 열 교환기(328A)에서 압축된 공기가 더 가열되는 마이크로터빈(330)의 압축기 부분(330A)으로 공급된다. 압축된 공기의 추가적인 가열은 시동 히터(321A)에 의해 이루어질 수 있으나 일반적으로 그 히터는 보충적 연료가 사용될 수 없는 상태에서 터빈을 시동할 때에만 사용된다. 이때, 압축되고 가열된 공기는 고온의 압축된 산화제 가스를 생산하기 위해 생긴 혼합물을 산화하는 산화기(325)에서 물-분리된 양극 배출 가스 또는 물-분리된 양극 배출 가스 및 보충적 연료의 혼합물과 결합된다. 이때, 마이크로터빈(330)의 터빈 부분(330B)은 산화기에서 생산된 고온 압축 가스로부터 전력을 추출하고 주로 CO2 및 O2를 포함하는 마아크로터빈 배출 가스 및 추출된 전력을 배출한다. 연료 전지가 높은 연료 효율에서 작동되고 보충적 연료가 효율을 극대화하기 위해 사용되지 않는 경우에, 물-분리된 양극 배출 가스는 열 함량이 매우 낮고 물-분리된 양극 배출 가스의 완전 연소를 촉진하기 위해 촉매를 포함하는 산화기(325)를 요구한다.
연료 전지에 사용하기 적당한 산화제 가스를 포함하는 마이크로터빈 배출 가스는 음극 산화제 가스 경로(324)에 의해 마이크로터빈(330)으로부터 음극 입구(304A)를 통하여 음극 격실(304)로 운반된다. 음극(304)을 통과한 후, 사용된 산 화제 가스를 포함하는 고온 음극 배출 가스는 음극(304)으로부터 음극 출구(304B)를 통하여 음극 배출 경로(328)로 배출된다. 이러한 음극 배출 가스는 마이크로터빈의 압축기 부분(330A)을 떠나는 압축된 공기를 예열하는 열 교환기(328A)를 통과함으로써 냉각되고 이후 연료 공급 경로(306)에서 연료를 가습하고 예열하는 가습 열 교환기에서 더욱 냉각된다. 이때 냉각된 음극 배출 가스는 장치(300) 외부로 배출되고 추가적인 열 회수에 사용될 수 있다.
상기에 설명된 다른 실시예에서와 같이, 음극 배출 가스의 일부는 재생 송풍기(326A)를 포함하는 음극 재생 경로(326)를 경유하여 다시 음극(304)으로 돌아가 재생될 수 있다. 재생된 음극 배출 가스는 음극 입구(304A)로 제공되기 전에 경로(324)에서 산화제 가스와 혼합된다.
도2 내지 도4에 도시된 상기 설명된 실시예는 도1에 도시된 장치(1)와 같은 유사한 효율 및 개량을 낳는다. 도1의 장치와 같이 도2 내지 도4에 도시된 실시예는 음극에 산화제 가스를 제공하기 위해 수소 이용 장치 배출 가스를 이용하고 연료로 양극 배출 가스의 물을 재생함으로써 물 공급 장치 및 산화제 가스 공급 장치에 대한 필요를 제거한다. 추가적으로, 도2 내지 도4의 실시예는 연료 전지에 의해 생산된 양극 및 음극 배출 가스로부터 열을 효과적으로 회수하여 독립한 가열 장치에 대한 필요를 감소시킨다.
도1의 연료 전지 전력생산 장치는 장치 외부로의 배출을 위한 또는 장치에 의한 사용을 위한 증가된 수소 생산을 위해 부가로 변형될 수 있다. 도5는 양극 배출 가스로부터 수소 연료를 추출하고 배출하기 위해 추가적인 구성요소를 포함하도 록 변형된 연료 전지 전력생산 장치(400)를 도시한다.
도5에 도시된 바와 같이, 장치(400)는 고온 연료 전지(402) 및 수소 이용 장치(430)를 포함한다. 이러한 예시적인 실시예에서, 고온 연료 전지(402)는 탄산염 연료 전지이고 수소 이용 장치(430)는 내연 기관과 같은 저온 CO2 및 CO 내피독성 엔진이다. 다른 유형의 고온 연료 전지 및 다른 유형의 수소 이용 장치가 본 발명의 범위 내에서 고려될 수 있다. 또한 도5의 연료 전지 전력생산 장치(400)는 양극 배출 가스에 CO를 H2로 변환하는 쉬프트 반응기와 양극 배출 가스에서 물을 전송하고 물-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 물 전송 장치(409)와 물-분리된 양극 배출 가스로부터 수소를 전송하는 수소 전송 장치(450)와 장치(400) 외부로 분리된 수소를 배출하는 배출 경로(418)를 포함한다. 아래에 설명된 바와 같이, 연료 전지 전력생산 장치(400)의 작동과 연료 전지 및 수소 이용 장치로의 연료 및 공기의 흐름은 제어 장치(401A)를 사용하여 제어된다.
도5에 도시된 바와 같이, 장치(400)의 고온 연료 전지(402)는 전해질 매트릭스(405)에 의해 분리된 양극(403) 및 음극(404)을 포함한다. 탄화수소-함유 연료는 연료 공급(명확성 및 간결성을 위해 도시되지 않음)으로부터 양극(403)의 입구(403A)에 연료를 공급하는 연료 공급 경로(406)에 공급된다. 특히, 연료 공급 경로(406)에 의해 운반된 연료는 고온 연료 전지 장치에서 탄소 침전물의 형성을 방지하고 연료를 가습하기 위해 물 공급 경로(413)로부터의 물과 결합되고 이후 제1열 교환기(406A)에서 음극 배출 가스에 의해 예열된다. 예열되고 가습된 연료는 연 료로부터 중탄화수소 및 어떤 미량 산소 불순물을 제거하기 위한 탈산기/전변환기 유닛을 포함하는 처리 장치(406B)를 통하여 공급 경로(406)에 의해 운반되고 이후 연료가 양극 입구(403A)에 공급되기 전에 음극 배출 가스에 의해 부가적으로 예열되는 제2열 교환기(406C)를 통하여 운반된다.
양극(403)에 들어가는 연료는 전력 및 양극 배출 가스를 생산하기 위해 음극(404)의 산화제 가스와 양극(403)에서 전기화학 반응을 한다. 양극 배출 가스는 양극(403)으로부터 양극 입구(403B)를 통하여 양극 배출 경로(407)로 배출된다. 경로(407)에 양극 배출 가스는 미반응 수소, 일산화탄소, 수증기, 이산화탄소 및 미량의 다른 가스를 포함한다. 경로(407)에 의해 운반된 양극 배출 가스는 양극 배출 가스를 쉬프트 반응기(426)로 통과하기 전에 양극 배출 가스를 부분적으로 냉각하기 위해 먼저 경로(427)로부터의 물과 혼합된다. 쉬프트 반응기(426)로 통과시키기 전에 양극 배출 가스를 냉각하는 것은 평형 이동 혼합물이 CO의 H2로의 변환을 지지하기 위하여 요구된다. 또한 냉각은 열 교환기(425B)와 같은 열 교환기에 의해 이루어질 수 있다. 비록 가스의 이동이 요구되는 것은 아니지만, 배출될 수 있는 수소의 양을 증가시킨다. 쉬프트 반응기(426)를 통과한 후, 양극 배출 가스는 물 전송 장치(409)에 운반된다.
수소 및 물-분리된 양극 배출 가스의 배출은 연료 형태로 장치에서 열을 제거하기 때문에, 추가적인 열이 보충적으로 연료공급된 수소 이용 장치의 폐열에 의해 제공되므로 보충적 연료를 사용하는 수소 이용 장치를 구비한 장치와 수소 전송 장치를 통합하는 것은 가용의 열에 의해 제한됨이 없이 수소 배출량을 증가시킨다.
이러한 예시적인 실시예에서 물 전송 장치(409)는 열 교환기(410), 물 녹-아웃 포트(411), 및 물 펌프(414)를 포함한다. 물 전송 장치(409)에 제공된 양극 배출 가스는 양극 배출 가스에 존재하는 물을 압축하기 위해 열 교환기(410)에서 먼저 냉각되고 양극 배출 가스의 남은 성분을 포함하는 가스 및 물의 혼합물은 물이 가스로부터 분리되고 물-분리된 양극 배출 가스가 양극 배출 경로(407)로 배출되는 물 녹-아웃 포트(411)에 통과된다. 양극 배출 가스로부터 분리된 물은 물의 압력을 증가시키는 물 펌프(414)로 배출되고 이후 과잉 물이 경로(412)를 경유하여 배출되면서 필요할 때 분리된 물을 물 공급 경로(413)로 통과시킴으로써 경로(406)에서 연료 전지로 가서 재생된다. 또한 물의 일부는 경로(427)를 사용하여 양극 배출 가스를 쉬프트 유닛(426)에 통과시키기 전에 양극 배출 가스를 냉각시키는데 재활용된다. 경로(427)로 재생된 물의 양은 양극 배출 가스의 원하는 입구 온도를 쉬프트 유닛에 제공하도록 조절된다. 물 전송 장치(409)의 배열은 도시된 배열에 제한되지 않고 충전탑과 같이 다른 적당한 물 전송 장치 또는 조립체가 도5에 도시된 물 펌프 및 물 녹-아웃 포트를 대신하여 사용될 수 있다.
도시된 바와 같이, 미량의 물 및 CO와 함께 주로 수소 연료 및 CO2를 포함하는 물-분리된 양극 배출 가스는 물 전송 장치(409)의 물 녹-아웃 포트(411)를 나가 양극 배출 경로(407)에 의해 제1연결 장치(441A)에 운반된다. 제1연결 장치(441A)는 양극 배출 가스를 수소 이용 장치(30)로 이어지는 공급 경로(415)와 수소 전송 장치(450)로 이어지는 공급 경로(416)에 선택적으로 연결하도록 배치된다. 연결 장치(441A)는 장치의 전력 수요에 기초하여 제어 장치(401A)의 제어기(441)에 의해 제어된다. 특히, 제어 장치(401A)는 장치(400) 상의 가변 부하의 전력 수요의 변화를 감시하고 측정하며, 장치(401A)의 제어기(441)는 가변 부하의 변하는 전력 수요를 만족시키기 위해서 원하는 가스 연결을 제공하고 양극 배출 가스의 전송을 조절하도록 연결 장치(441A)를 제어한다.
특히, 제어 장치(401A)에 의해 탐지된 전력 수요가 작을 때 및 특히 전력 수요가 고온 연료 전지(402)의 전력 출력보다 낮을 때, 제어기(441)는 경로에서 양극 배출 가스의 상당 부분이 경로(416)를 경유하여 수소 전송 장치(450)에 연결되도록 연결 장치(441A)를 조절한다. 이러한 방법으로, 양극 배출 가스의 상당 부분이 장치로부터의 배출을 위한 또는 장치에 의한 장래의 사용을 위한 수소의 생산을 위해 사용된다. 높은 전력 수요 동안, 제어기(441)는 양극 배출 가스에 있는 수소가 전력 생산을 위해 수소 이용 장치에서 사용되도록 양극 배출 가스의 전부 또는 상당 부분을 경로(415)를 통하여 수소 이용 장치(430)에 연결하도록 연결 장치(441A)를 조절한다.
도5에 도시되고 상기에 설명된 바와 같이, 경로(407)의 양극 배출 가스의 전부 또는 일부는 연결 장치(441A)로부터 수소 이용 장치(430)로 통과된다. 특정 예시적인 실시예에서, 수소 이용 장치(430)에는 또한 장치(430)에서 원하는 가스 구성을 달성하기 위해 공기 공급 경로(421)로부터 공기의 형태로 산화제 가스가 제공된다. 본 예시적인 실시예에서 도1의 장치에서와 같이, 장치(430)로부터의 방출물 질을 감소시키고 장치에서 연소 부산물로 NOx의 생성을 감소시키기 위해 희박 혼합물을 사용하여 수소 이용 장치(430)를 작동시키는 것이 바람직하다. 장치(430)의 희박 작동을 수행하기 위해, 제어기(441)는 충분한 양의 공기가 공기 공급 경로(421)로부터 수소 이용 장치(430)에 공급되도록 장치(430)에 공기의 공급을 제어한다.
특정 예시적인 실시예에서, 특히 배출되는 수소의 양을 최대화할 때, 수소 이용 장치(430)에는 또한 보충적 연료 공급기(도시되지 않음)로부터 보충적 연료 공급 경로(422)를 통하여 보충적 연료가 제공된다. 수소 이용 장치(430)에 제공되는 공기 공급 경로(421)로부터의 공기 및 공급 경로(422)로부터의 보충적 연료의 양은 수소 이용 장치(430)의 원하는 작동 및 측정된 전력 수요에 기초하여 제어 장치(401A)의 제어기(441)에 의해 제어된다. 예를 들어, 측정된 전력 수요가 높을 때, 제어기(441)는 측정된 수요를 만족시키도록 충분한 전력을 생산하기 위해 수소 이용 장치(430)에 제공되는 보충적 연료의 양을 제어한다. 도5에 도시되진 않았지만, 장치(430)에 제공되는 보충적 연료는 수소 전송 장치(450)에 의해 분리된 수소를 포함할 수 있다.
상기에 설명되고 또한 도5에 도시된 바와 같이, 양극 배출 경로(407)에서 물-분리된 양극 배출 가스의 일부분은 또한 연결 경로(416)를 통하여 수소 전송 장치(450)로 보내진다. 본 예시적인 실시예에서 수소 전송 장치(450)는 경로(416)에서 물-분리된 양극 배출 가스를 압축하는 압축기(451) 및 물-분리된 양극 배출 가스로부터 수소를 분리하여 전송하고 수소-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 부분 스윙 흡착(PSA, partial swing adsorption) 장치(452)를 포함한다. 도5에 도시된 예시적인 실시예에서, 수소 전송 장치(450)는 또한 물-분리된 양극 배출 가스를 전송 장치(450)의 압축기(451)에 공급하는 양극 배출 송풍기(453)를 포함한다.
도시된 바와 같이, 연결 장치(441A)를 경로(416)에 연결시킴으로써 선택적으로 연결된 물-분리된 양극 배출 가스 부분은 양극 배출 송풍기(453)를 사용하여 전송 장치(450)의 압축기(451)에 제공된다. 압축기(451)는 물-분리된 양극 배출 가스를 압축하고 압축된 물-분리된 양극 배출 가스를 물-분리된 양극 배출 가스로부터 수소 배출 경로(418)로 수소를 분리하여 배출하는 PSA 장치(452)로 내보낸다. 이때 수소 배출 경로(418)로 전송된 수소는 장치 외부로 배출된다. 상기에 언급한 바와 같이, 배출 경로(418)로부터의 수소는 전력 수요가 높을 때 수소 이용 장치(430)에 제공될 수 있다.
주로 CO2 가스를 포함하는 수소-분리된 양극 배출 가스는 PSA 유닛(452)에 의해 연결 경로(420)로 내보내진다. 도5에 도시된 바와 같이, 연결 경로(420)는 수소-분리된 양극 배출 가스가 수소 이용 장치(430)에 공급되도록 수소 이용 장치(430)와 연결된다.
수소 이용 장치(430)에서, 장치(430)에 공급된 보충적 연료에서 및 연결 경로(415)로부터의 물-분리된 양극 배출 가스에서 사용되지 않은 수소는 주로 N2, O2, H2O, CO2 및 소량의 사용되지 않은 탄화수소 연료를 포함하는 수소 이용 장치 배출 가스 및 전력을 생산하기 위해 공기 공급 경로(421)로부터 및 연결 경로(420)로부 터 공급된 산화제 가스 즉, 공기 및 CO2와 함께 연소된다. 이러한 수소 이용 장치 배출 가스는 수소 이용 장치(430)로부터 음극(404)의 입구(404A)로 이어지는 음극 산화 경로(424)에 전달된다.
음극 산화 경로(424)에서 장치 배출 가스는 경로(424)에 의해 산화기(424A)에 전달된다. 특정 실시예에서, 공기 형태인 추가적인 산화제 가스는 또한 공급 경로(425)를 경유하여 산화기(424A)에 공급된다. 그러한 실시예에서, 공급 경로(425)에서 추가적인 산화제 가스는 먼저 압축기(425A)에 의해 압축되고 열 교환기(425B)에서 양극 배출 가스를 사용하여 예열된다. 이때 압축되고 예열된 추가적인 산화제 가스는 산화기(424A)에 제공된다. 산화기(424A)에서, 수소 이용 장치 배출 가스에서 어떤 연소되지 않은 탄화수소는 CO2 및 O2가 풍부한 산화제 가스를 생산하기 위해 산화된다. 이때 이러한 산화제 가스는 연료 전지(402)에서 전기화학 반응을 위해 경로(424)에 의해 음극 입구(404A)로 운반된다.
음극(404)은 음극 출구(404B)를 통하여 음극 배출 경로(428)로 음극 배출 가스를 내보낸다. 배출 경로(428)에서 음극 배출 가스는 연료 공급 경로(406)에서 연료를 예열하고 음극 배출 가스를 냉각하기 위해 제2열 교환기(406C)를 통하여, 이후 제1열 교환기를 통하여 보내진다. 냉각된 음극 배출 가스는 이때 장치(400)로부터 제거되고 추후 폐열 회수에 사용될 수 있다.
명확성 및 간결성을 위해, 도5에 도시된 장치(400)는 미래의 사용을 위해 분리된 수소 또는 양극 배출 가스를 저장하는 저장 장치, 수소 이용 장치(430)를 우 회시키는 우회 경로, 또는 음극 배출 가스의 일부를 음극(404)으로 재생하는 음극 재생 경로를 포함하지 않지만, 도5의 장치(400)는 도1의 장치(1)와 유사한 이러한 특징들을 포함하기 위해 변형될 수 있다.
모든 경우에서 상기 설명된 배치는 단지 본 발명의 응용을 나타내는 많은 가능한 특정 실시예의 일예라는 것을 이해할 수 있다. 예를 들어, 수소 이용 장치는 여기에 설명된 유형에 한정되지 않고 디젤 엔진과 같은 다른 장치가 전력생산 장치에 사용하기에 적당할 수 있다. 더욱이, 추가적인 구성요소는 최적의 전력 생산을 위해 수소 이용 장치에 공급된 가스의 원하는 성분을 달성하기 위해 요구될 수 있다. 그러므로 예를 들어, 디젤 엔진이 수소 이용 장치로 사용된다면 고압 무황 보충적 연료가 최적의 작동을 위해 필요로 할 수 있고, 따라서 압축기 및 탈황기가 보충적 연료를 압축하고 엔진에 공급하기 전에 연료에 존재하는 황함유 화합물을 제거하는데 사용될 수 있다. 일부 실시예에서, 유기 랭킨 사이클(ORC, Organic Rankine Cycle) 장치는 ORC 장치의 유기 작동 유체를 가열하도록 고온 배출 가스를 사용함으로써 연료 전지 배출 가스로부터 추가적인 열을 회수하기 위해 전력생산 장치에 사용될 수 있다. 일부 실시예에서, 증기터빈 보토밍 사이클 장치는 증기터빈 장치의 작동 유체인 증기를 생산하도록 고온 배출 가스를 사용함으로써 연료 전지 배출 가스로부터 추가적인 열을 회수하기 위해 전력생산 장치에 사용될 수 있다. 본 발명의 정신 및 범위를 벗어나지 않는 범위에서 본 발명의 원리와 일치하는 많은 다른 장치 배열이 용이하게 고안될 수 있다.
본 발명은 높은 연료 효율, 낮은 자본 및 작동 비용, 및 감소된 방출량을 갖는 개량된 연료 전지 전력생산 장치를 제공한다.
본 발명은 또한 수소 이용 장치와 결합된 고온 연료 전지를 채용하고 수소 이용 장치에서 효율적인 이용을 위해 고온, 저압 양극 방출 가스를 처리할 수 있는 연료 전지 전력생산 장치를 제공한다.
본 발명의 또 다른 1면은 자력 시동 능력을 갖는 연료 전지 전력생산 장치를 제공한다.

Claims (57)

  1. 부하에 전력을 공급하는 연료 전지 전력생산 장치에 있어서,
    연료 공급 경로로부터 연료를 받고 양극 배출 가스를 배출하는 양극 격실과 산화제 가스를 받고 음극 배출 가스를 배출하는 음극 격실을 포함하는 고온 연료 전지;
    상기 양극 배출 가스에 있는 물을 전송하고 물-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 물 전송 장치; 및
    산화제 가스와 상기 물-분리된 양극 배출 가스로부터 추출된 가스 및 상기 물-분리된 양극 배출 가스 중 하나를 수용하고 산화제 가스를 포함하는 수소 이용 장치 배출 가스를 배출하는 수소 이용 장치를 포함하고,
    상기 수소 이용 장치 배출 가스는 산화제 가스를 상기 음극에 제공하는데 사용된 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 물 전송 장치는 상기 물의 전부 또는 일부를 상기 연료 공급 경로로 전송하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 내연 기관, 디젤 엔진, 연소 터빈, 복열식 터빈 및 마이크로터빈 중 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 고온 연료 전지는 탄산염 연료 전지인 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 보충적 연료를 부가로 수용하도록 된 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 부하의 변화에 반응하고 상기 수소 이용 장치에 제공된 보충적 연료를 제어하는 제어 장치를 부가로 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  7. 제6항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 공기의 형태로 산화제 가스를 부가로 수용하고, 상기 제어 장치는 상기 수소 이용 장치에 제공된 상기 공기를 제어하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  8. 제2항에 있어서,
    상기 물 전송 장치는 상기 양극 배출 가스에서 물을 압축하는 열 교환기, 상기 양극 배출 가스로부터 물을 분리하기 위해 상기 열 교환기에 이어지는 녹아웃 포트 및 상기 분리된 물의 압력을 증가시키는 펌프를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  9. 제2항에 있어서,
    상기 물 전송 장치는 부분압 스윙 물 전송 장치, 엔탈피 휠 가습기, 냉각 장치, 멤브레인, 충전탑 및 흡착/스트리퍼 장치 중 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 연료 공급 경로의 상기 연료는 상기 음극 배출 가스 및 양극 배출 가스의 적어도 하나를 사용하여 예열되는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  11. 제10항에 있어서,
    고온 산화제 가스를 배출하기 위해 상기 수소 이용 장치 배출 가스를 예열하고 산화하는 산화기 장치를 부가로 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생 산 장치.
  12. 제11항에 있어서,
    상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치에 제공하지 않고 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 전부 또는 일부를 상기 산화기에 통과시키는 우회경로를 부가로 포함하고,
    상기 제어 장치는 상기 물 전송 장치로부터의 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치 및 상기 우회 경로에 부가로 선택적으로 연결시키는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  13. 제12항에 있어서,
    상기 산화기 장치는 상기 수소 이용 장치 배출 가스의 어떤 NOx를 감소시키고 반응하기 위해 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 수소를 사용하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  14. 제12항에 있어서,
    저장 장치를 부가로 포함하고,
    상기 제어 장치는 부가적으로 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 상기 저장 장치에 선택적으로 연결하고 상기 저장 장치로부터의 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치로 선택적으로 연결하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  15. 제14항에 있어서,
    배출 경로; 및
    상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 상기 배출 경로에 부가로 선택적으로 연결하는 상기 제어 장치를 부가로 포함하는 연료 전지 전력생산 장치.
  16. 제15항에 있어서,
    상기 제어 장치는 상기 부하의 변화에 반응하는 제어기;
    상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부가 상기 수소 이용 장치, 상기 저장 장치, 상기 배출 경로 및 상기 우회 경로에 선택적으로 운반되도록 상기 제어기에 반응하는 연결 유닛을 포함하고,
    상기 물-분리된 양극 배출 가스의 적어도 일부는 상기 수소 이용 장치 및 상기 우회 경로의 적어도 하나에 연결되고 상기 저장 장치의 상기 양극 배출 가스의 적어도 일부가 상기 수소 이용 장치에 선택적으로 연결되도록 하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  17. 제16항에 있어서,
    상기 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 운반하는 양극 배출 경로;
    제1재생 경로, 제2재생 경로, 수소 이용 장치 입력 경로, 저장 장치 입력 경 로, 저장 장치 출력 경로, 상기 우회 경로 및 상기 배출 경로를 부가로 포함하고,
    상기 연결 유닛은 상기 양극 배출 경로에 있는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제1재생 경로 및 제2재생 경로에 선택적으로 연결하는 제1연결 장치; 상기 제2재생 경로에 있는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 배출 경로 및 저장 장치 입력 경로에 선택적으로 연결하는 제2연결 장치; 상기 저장 장치에 있는 상기 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치 입력 경로에 연결하는 제3연결 장치; 및 상기 제1재생 경로에 있는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치 입력 경로 및 상기 우회 경로에 선택적으로 연결하는 제4연결 장치를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  18. 제17항에 있어서,
    상기 물-분리된 양극 배출 가스의 적어도 일부는 작동 시간 내내 상기 제1재생 경로에 연결되고;
    상기 부하가 낮은 전력 수요를 나타낼 때, 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부가 상기 우회 경로 및 상기 제2재생 경로의 적어도 하나에 연결되고;
    상기 부하가 높은 전력 수요를 나타낼 때, 상기 물-분리된 양극 배출 가스는 상기 제1재생 경로 및 상기 수소 이용 장치 입력 경로에 연결되고 상기 양극 배출 가스의 일부가 상기 저장 장치 출력 경로에 연결되도록 상기 제어기는 상기 제1 내지 제4연결 장치를 제어하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  19. 제18항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 보충적 연료를 부가로 수용하고,
    상기 부하가 낮은 전력 수요를 나타낼 때 보충적 연료가 상기 수소 이용 장치에 공급되지 않고 상기 부하가 높은 전력 수요를 나타낼 때 상기 높은 전력 수요를 만족시키기 위해 증가된 양의 보충적 연료가 상기 수소 이용 장치에 제공되도록 상기 제어기는 상기 수소 이용 장치로의 상기 보충적 연료의 공급을 제어하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  20. 제1항에 있어서,
    상기 음극으로 상기 음극 배출 가스의 일부를 재생하는 음극 배출 가스 재생 경로를 부가로 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  21. 제20항에 있어서,
    상기 연료 공급 경로에 있는 상기 연료는 상기 음극 배출 가스 및 상기 양극 배출 가스 중 적어도 하나에 의해 예열되는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  22. 제10항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 내연 기관, 디젤 엔진, 연소 터빈, 복열식 터빈 및 마이크로터빈 중 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  23. 제1항에 있어서,
    상기 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 압축하는 압축기 및 산화제 가스를 생산하기 위해 상기 수소 이용 장치 배출 가스를 예열하고 산화하는 산화기 장치를 부가로 포함하고;
    상기 수소 이용 장치는 공기를 수용하고 압축하는 압축기 부분, 상기 압축된 공기를 가열하기 위해 상기 압축기 및 상기 보충적 연료로부터 압축된 물-분리된 양극 배출 가스를 수용하여 연소하는 연소 부분, 및 상기 수소 이용 장치 배출 가스를 상기 산화기 장치에 배출하고 상기 가열되고 압축된 공기로부터 전력을 생산하는 터빈 부분을 포함하는 연소 터빈을 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  24. 제1항에 있어서,
    상기 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 압축하는 압축기 및 산화제 가스를 생산하기 위해 상기 엔진 배출 가스를 예열하고 산화시키는 산화기 장치를 부가로 포함하고,
    상기 수소 이용 장치는 공기를 수용하고 압축하는 압축기 부분, 양극 배출 가스 및 음극 배출 가스 중 적어도 하나를 사용하여 압축된 공기를 가열하는 복열기, 상기 압축된 공기를 부가로 가열하기 위해 상기 압축기 및 상기 보충적 연료로 부터 압축된 물-분리된 양극 배출 가스를 수용하고 연소하는 연소 부분, 및 상기 수소 이용 장치 배출 가스를 상기 산화기 장치로 배출하고 상기 부가로 가열되고 압축된 공기로부터 전력을 생산하는 터빈 부분을 포함하는 복열식 터빈을 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  25. 제1항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 공기를 수용하고 압축하는 압축기 부분, 상기 압축된 공기를 예열하는 히터, 및 수소 이용 장치 배출 가스를 상기 음극으로 배출하고 가열되고 압축된 공기로부터 전력을 생산하는 터빈 부분을 포함하는 마이크로터빈을 포함하고,
    상기 장치는 압축된 가스를 생산하기 위해 상기 보충적 연료 및 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 압축하는 부스트 압축기, 및 상기 가열되고 압축된 공기를 상기 터빈 부분으로 배출하고 상기 히터로부터 상기 압축된 공기 및 상기 압축된 가스를 산화하는 산화기 장치를 부가로 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  26. 제25항에 있어서,
    상기 마이크로터빈의 상기 압축기 부분으로부터의 상기 압축된 공기는 음극 배출 가스를 사용하여 부가로 예열되고,
    상기 물 전송 장치는 상기 양극 배출 가스에 있는 물을 분리하고 압축하는 냉각 장치, 상기 분리된 물의 압력을 증가시키는 펌프 및 상기 물을 가습하고 상기 가습된 물을 상기 연료 공급 경로에 주는 음극 배출 가스 및 압력이 증가된 물을 수용하는 가습 열 교환기를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  27. 양극 격실, 음극 격실, 및 수소 이용 장치를 갖는 고온 연료 전지를 포함하는 연료 전지 전력생산 장치를 이용하여 부하에 전력을 공급하는 전력생산 방법에 있어서,
    연료 공급 경로로부터 상기 연료 전지 양극에 연료를 공급하는 것;
    상기 연료 전지 양극 격실로부터 양극 배출 가스를 배출하는 것;
    상기 양극 배출 가스로부터 물을 전송하고 물-분리된 양극 배출 가스를 배출하는 것;
    상기 수소 이용 장치로 상기 물-분리된 양극 배출 가스로부터 추출된 가스 및 상기 물-분리된 양극 배출 가스 중 하나 및 산화제 가스를 제공하는 것; 및
    산화제 가스로의 사용을 위하여 산화제 가스를 포함하는 수소 이용 장치 배출 가스를 상기 수소 이용 장치로부터 상기 연료 전지 음극으로 배출하는 것을 포함하는 전력생산 방법.
  28. 제27항에 있어서,
    상기 양극 배출 가스로부터의 상기 전송된 물은 상기 물의 전부 또는 일부를 상기 연료 공급 경로로 전송하는 것을 포함하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  29. 제27항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 내연 기관을 포함하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  30. 제29항에 있어서,
    상기 고온 연료 전지는 탄산염 연료 전지인 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  31. 제27항에 있어서,
    보충적 연료를 상기 수소 이용 장치로 공급하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  32. 제31항에 있어서,
    상기 부하의 변화에 반응하여 제어 장치를 이용하여 보충적 연료를 상기 수소 이용 장치로의 공급을 제어하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  33. 제32항에 있어서,
    공기 형태인 산화제 가스를 상기 수소 이용 장치에 공급하고 상기 제어 장치를 이용하여 상기 공기의 공급을 제어하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  34. 제33항에 있어서,
    음극 배출 가스 및 양극 배출 가스의 적어도 하나를 이용하여 상기 연료 공급 경로에 있는 연료를 예열하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  35. 제34항에 있어서,
    상기 산화제 가스를 상기 음극으로 배출하기 위해 산화제 장치에 있는 상기 수소 이용 장치 배출 가스를 예열하고 산화시키는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  36. 제35항에 있어서,
    상기 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치로 제공하지 않고 우회 경로를 통하여 상기 산화기에 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 우회시키는 것; 및
    상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치 및 상기 우회 경로의 적어도 하나에 선택적으로 연결함으로써 상기 제어 장치를 이용하여 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제어하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  37. 제36항에 있어서,
    저장 장치에 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 저장하는 것, 및
    상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치에 선택적으로 연결함으로써 상기 제어 장치를 이용하여 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제어하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  38. 제37항에 있어서,
    상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 배출 경로를 통하여 배출하는 것, 및
    상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 배출 경로에 선택적으로 연결함으로써 상기 제어 장치를 이용하여 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제어하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  39. 제38항에 있어서,
    상기 제어 장치는 상기 부하의 변화에 반응하는 제어기 및 상기 제어기에 반응하는 연결 유닛을 포함하고,
    상기 제어기는 상기 저장 장치에 있는 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 적어도 일부가 상기 수소 이용 장치에 선택적으로 연결되도록 함으로써 및 상기 수소 이용 장치 및 상기 우회 경로의 적어도 하나에 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 적어도 일부를 연결시킴으로써 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부가 상기 수소 이용 장치, 상기 저장 장치, 상기 배출 경로 및 상기 우회 경로에 선택적으로 운반 되도록 하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  40. 제39항에 있어서,
    상기 제어기는 작동 시간 내내 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 적어도 일부가 상기 수소 이용 장치 및 상기 우회 경로의 적어도 하나에 운반되도록 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제어하고;
    상기 제어기는 상기 부하가 낮은 전력 수요를 나타낼 때, 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부가 상기 우회 경로, 상기 저장 장치 및 상기 배출 경로 중 적어도 하나에 운반되도록 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제어하고; 및
    상기 제어기는 상기 부가가 높은 전력 수요를 나타낼 때, 상기 물-분리된 양극 배출 가스가 상기 수소 이용 장치에 운반되고 상기 저장 장치에 있는 상기 양극 배출 가스의 일부가 상기 수소 이용 장치에 운반되도록 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제어하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  41. 제40항에 있어서,
    보충적 연료를 제공하는 것을 제어하는 것은 상기 부하가 낮은 전력 수요를 나타낼 때 보충적 연료는 상기 수소 이용 장치에 공급되지 않고, 상기 부하가 높은 전력 수요를 나타낼 때 상기 높은 전력 수요를 만족시키기 위해 증가된 양의 보충적 연료가 상기 수소 이용 장치에 공급되도록 상기 수소 이용 장치로의 상기 보충적 연료의 공급을 제어하는 상기 제어기를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  42. 제27항에 있어서,
    상기 음극으로 상기 음극에 의해 배출된 음극 배출 가스의 일부를 재생하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  43. 제34항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 내연 기관, 디젤 엔진, 연소 터빈, 복열식 터빈 및 마이크로터빈 중 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  44. 제1항에 있어서,
    상기 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스에 있는 수소를 배출 경로로 전송하고 수소-분리된 가스를 배출하는 수소 전송 장치를 부가로 포함하고;
    상기 제어 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 상기 수소 전송 장치에 부가로 선택적으로 연결하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  45. 제44항에 있어서,
    상기 양극 배출 가스로부터 물을 전송하기 전에 양극 배출 가스에 있는 CO2를 H2로 변환하는 가스 쉬프트 유닛을 부가로 포함하는 연료 전지 전력생산 장치.
  46. 제44항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 상기 수소 전송 장치로부터 수소-분리된 가스를 부가로 수용하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  47. 제46항에 있어서,
    상기 수소 전송 장치는 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 압축하는 압축기 및 상기 압축된 물-분리된 양극 배출 가스로부터 수소를 분리하고 수소 분리된 가스를 상기 수소 이용 장치에 배출하는 PSA 장치를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  48. 제47항에 있어서,
    상기 수소 분리 장치는 상기 물-분리된 배출 가스의 일부의 일부를 상기 압축기에 공급하는 송풍기를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  49. 제46항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 내연 기관, 디젤 엔진, 연소 터빈, 복열식 터빈 및 마이크로터빈 중 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  50. 제11항에 있어서,
    산화제 가스를 수용하여 압축하는 압축기, 가열되고 압축된 산화제 가스를 배출하기 위해 상기 양극 배출 가스를 이용하여 상기 압축된 산화제 가스를 예열하는 열 교환기를 부가로 포함하고,
    상기 산화기 장치는 상기 가열되고 압축된 산화제 가스를 수용하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  51. 제44항에 있어서,
    상기 보충적 연료는 상기 배출 경로에 전송되는 상기 물-분리된 양극 배출 가스에 있는 수소의 양을 증가시키기 위해 상기 수소 이용 장치에 사용되는 것을 특징으로 하는 연료 전지 전력생산 장치.
  52. 제35항에 있어서,
    상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부에 있는 수소를 수소 전송 장치를 이용하여 배출 경로에 전송하고 수소-분리된 가스를 배출하는 것;
    상기 물-분리된 양극 배출 가스를 상기 수소 이용 장치에 선택적으로 연결함으로써 상기 제어 장치를 이용하여 상기 물-분리된 양극 배출 가스를 제어하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  53. 제52항에 있어서,
    상기 수소-분리된 가스를 상기 수소 전송 장치로부터 상기 수소 이용 장치에 운반하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
  54. 제53항에 있어서,
    상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부에 있는 수소를 전송하는 것은 압축기를 이용하여 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 압축하는 것과 PSA 장치를 이용하여 상기 압축된 물-분리된 양극 배출 가스로부터 상기 수소를 분리하는 것을 포함하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  55. 제54항에 있어서,
    상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부에 있는 수소를 전송하는 것은 송풍기를 이용하여 상기 물-분리된 양극 배출 가스의 일부를 압축기에 제공하는 것을 부가로 포함하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  56. 제53항에 있어서,
    상기 수소 이용 장치는 내연 기관, 디젤 엔지, 연소 터빈, 복열식 터빈 및 마이크로터빈 중 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력생산 방법.
  57. 제35항에 있어서,
    압축기를 이용하여 산화제 가스를 압축하는 것, 가열되고 압축된 산화제 가스를 제공하기 위해 상기 양극 배출 가스를 이용하여 상기 압축된 산화제 가스를 예열하는 것 및 상기 가열되고 압축된 산화제 가스를 상기 산화기 장치에 공급하는 것을 부가로 포함하는 전력생산 방법.
KR1020097017887A 2007-02-05 2008-01-31 집적된 수소 이용 장치를 구비한 연료 전지 전력생산 장치 Active KR101634391B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US88818607P 2007-02-05 2007-02-05
US60/888,186 2007-02-05
PCT/US2008/052586 WO2008097797A2 (en) 2007-02-05 2008-01-31 Fuel cell power production system with an integrated hydrogen utilization device

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20090108104A true KR20090108104A (ko) 2009-10-14
KR101634391B1 KR101634391B1 (ko) 2016-06-28

Family

ID=39676430

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020097018510A Active KR101410616B1 (ko) 2007-02-05 2008-01-31 고효율 파워 발생을 위한 일체형 연료전지 및 열엔진 하이브리드 시스템
KR1020097017887A Active KR101634391B1 (ko) 2007-02-05 2008-01-31 집적된 수소 이용 장치를 구비한 연료 전지 전력생산 장치

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020097018510A Active KR101410616B1 (ko) 2007-02-05 2008-01-31 고효율 파워 발생을 위한 일체형 연료전지 및 열엔진 하이브리드 시스템

Country Status (5)

Country Link
US (2) US7862938B2 (ko)
EP (2) EP2127005B1 (ko)
JP (1) JP2010518559A (ko)
KR (2) KR101410616B1 (ko)
WO (2) WO2008097798A1 (ko)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101032974B1 (ko) * 2010-08-03 2011-05-09 한국남부발전 주식회사 연료전지를 이용한 복합 발전 시스템
KR20160114632A (ko) * 2014-01-31 2016-10-05 퓨얼 셀 에너지, 인크 수소 생성을 위한 개질기-전해조-정제기(ｒｅｐ) 어셈블리, 이를 통합한 시스템들 및 수소를 생성하는 방법
KR101867595B1 (ko) 2017-10-17 2018-06-14 남용학 터널의 공동구 시공 장치
WO2020197120A1 (ko) * 2019-03-25 2020-10-01 한국기계연구원 양방향 수전해 시스템 및 이의 동작방법
KR20200115754A (ko) * 2019-03-25 2020-10-08 한국기계연구원 연료전지 입구측 압력 조절 기능을 구비한 양방향 수전해 시스템

Families Citing this family (115)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7862938B2 (en) * 2007-02-05 2011-01-04 Fuelcell Energy, Inc. Integrated fuel cell and heat engine hybrid system for high efficiency power generation
DE102007037096A1 (de) * 2007-08-07 2009-02-12 Daimler Ag Verfahren und Vorrichtung zum Betreiben eines Brennstoffzellensystems mit einem in einen Brennstoffkreislauf des Brennstoffzellensystems angeordneten Rezirkulationsgebläse
WO2010044772A1 (en) * 2008-10-14 2010-04-22 Utc Power Corporation Solid oxide fuel cell with anode exhaust recycle
DE102008063507A1 (de) * 2008-12-11 2010-06-17 Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. Vorrichtung und Verfahren zur Erzeugung von mechanischer und elektrischer Energie
JP5127733B2 (ja) * 2009-01-28 2013-01-23 京セラ株式会社 複合発電装置
US8153309B2 (en) * 2009-05-27 2012-04-10 GM Global Technology Operations LLC Apparatus and method using hydrogen pressure in fuel cell electric vehicle
US8563186B2 (en) * 2009-06-16 2013-10-22 Shell Oil Company Systems and processes of operating fuel cell systems
WO2011001311A2 (en) * 2009-07-03 2011-01-06 Ecole Polytechnique Federale De Lausanne (Epfl) Hybrid cycle sofc - inverted gas turbine with co2 separation
US8850826B2 (en) * 2009-11-20 2014-10-07 Egt Enterprises, Inc. Carbon capture with power generation
US7818969B1 (en) 2009-12-18 2010-10-26 Energyield, Llc Enhanced efficiency turbine
FR2959354B1 (fr) 2010-04-23 2012-07-13 Inst Francais Du Petrole Procede de cogeneration d'energie mecanique-electrique et de chaleur
EP2588732B1 (en) * 2010-07-02 2019-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
KR101200749B1 (ko) * 2010-08-16 2012-11-13 한국과학기술연구원 연료전지를 이용한 휴대용 냉장고 및 그의 운전방법
US9371755B2 (en) * 2011-01-20 2016-06-21 Saudi Arabian Oil Company Membrane separation method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of CO2 from motor vehicle internal combustion engine exhaust gases
US8778545B2 (en) * 2011-03-31 2014-07-15 General Electric Company Recirculation complex for increasing yield from fuel cell with CO2 capture
US20140060461A1 (en) * 2011-03-31 2014-03-06 General Electric Company Power generation system utilizing a fuel cell integrated with a combustion engine
US20120251899A1 (en) * 2011-03-31 2012-10-04 General Electric Company Solid-oxide fuel cell high-efficiency reform-and-recirculate system
US9819038B2 (en) 2011-03-31 2017-11-14 General Electric Company Fuel cell reforming system with carbon dioxide removal
KR101115333B1 (ko) * 2011-05-11 2012-03-06 한국기계연구원 연료전지 시스템
US9038579B2 (en) 2011-05-11 2015-05-26 Korea Institute Of Machinery & Materials Fuel cell-engine hybrid system
GB2491562A (en) 2011-05-23 2012-12-12 Alstom Technology Ltd Fossil fuel power plant with gas turbine and MCFC arrangements
CN102820480A (zh) * 2011-06-09 2012-12-12 通用电气公司 燃料电池-燃机混合发电系统及通过其发电方法
GB2494667A (en) * 2011-09-15 2013-03-20 Rolls Royce Fuel Cell Systems Ltd A solid oxide fuel cell system
GB2494666B (en) * 2011-09-15 2014-11-05 Rolls Royce Fuel Cell Systems Ltd A solid oxide fuel cell system
JP5869137B2 (ja) 2011-10-14 2016-02-24 サウジ アラビアン オイル カンパニー 補助電源ユニット用途における水素化脱硫ユニットおよび固体酸化物形燃料電池システムの組み合わせへの送達のための非触媒水素発生プロセス
DE102011117158B4 (de) * 2011-10-28 2016-08-11 Magna Steyr Fahrzeugtechnik Ag & Co. Kg Tanksystem für ein Kraftfahrzeug sowie Betriebsverfahren hierfür
KR101441489B1 (ko) * 2011-12-05 2014-09-18 두산중공업 주식회사 연료 전지 시스템과 그 구동 방법
KR101352198B1 (ko) * 2011-12-27 2014-01-16 포스코에너지 주식회사 연료전지 하이브리드 시스템
WO2013100711A1 (ko) * 2011-12-30 2013-07-04 두산중공업 주식회사 복합발전시스템 및 복합발전시스템의 이산화탄소 포집방법
US8865356B2 (en) * 2012-01-11 2014-10-21 Fuelcell Energy, Inc. Electrical generation system and method for a hybrid fuel cell power plant
DE102012203665A1 (de) * 2012-03-08 2013-09-12 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbinenbeheizte Hochtemperatur-Batterie
CN102610838B (zh) * 2012-03-22 2014-10-15 中国东方电气集团有限公司 燃料电池热管理系统、燃料电池系统及具有该系统的车辆
KR101440191B1 (ko) * 2012-10-09 2014-09-17 한국기계연구원 고효율 연료전지 하이브리드 시스템
JP6004915B2 (ja) * 2012-11-22 2016-10-12 三菱日立パワーシステムズ株式会社 発電システム及び発電システムの運転方法
JP6099408B2 (ja) * 2013-01-18 2017-03-22 三菱日立パワーシステムズ株式会社 発電システム、及び発電システムの運転方法
JP2014139424A (ja) * 2013-01-21 2014-07-31 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 発電システム
JP5688777B2 (ja) * 2013-02-25 2015-03-25 一般財団法人電力中央研究所 複合発電設備
US9263755B2 (en) 2013-03-15 2016-02-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in iron and steel processing
US9077007B2 (en) 2013-03-15 2015-07-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using fuel cells
US20140272615A1 (en) 2013-03-15 2014-09-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and carbon capture using fuel cells
US9540961B2 (en) * 2013-04-25 2017-01-10 Access Energy Llc Heat sources for thermal cycles
TW201444716A (zh) * 2013-05-21 2014-12-01 Nat Univ Tsing Hua 具有燃料電池及氣動引擎的動力混合式運輸設備
US9755258B2 (en) 2013-09-30 2017-09-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using solid oxide fuel cells
US9556753B2 (en) 2013-09-30 2017-01-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Power generation and CO2 capture with turbines in series
US9819042B2 (en) * 2013-09-30 2017-11-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel cell integration within a heat recovery steam generator
FR3013683B1 (fr) * 2013-11-27 2017-07-07 Microturbo Procede et systeme pour la production optimisee d'energie non propulsive
US10361444B2 (en) * 2013-12-31 2019-07-23 General Electric Company Solid-oxide fuel cell systems
US20150280257A1 (en) * 2014-03-31 2015-10-01 Delphi Technologies, Inc. Heater with a Fuel Cell Stack Assembly and a Combustor and Method of Operating
US10256496B2 (en) 2014-07-01 2019-04-09 General Electric Company Power generation systems and methods utilizing cascaded fuel cells
GB201411986D0 (en) * 2014-07-04 2014-08-20 Lg Fuel Cell Systems Inc Fuel cell system
DE102014214040B4 (de) * 2014-07-18 2021-07-01 Eberspächer Climate Control Systems GmbH Gasverdichter, insbesondere zum Fördern von Anodenabgas oder/und Luft zu einem Reformer eines Brennstoffzellensystems
US9819192B2 (en) 2014-07-29 2017-11-14 General Electric Company Solid oxide fuel cell-based power generation and delivery system and method of operating the same
US10763523B2 (en) * 2014-11-21 2020-09-01 Fuelcell Energy, Inc. Fuel cell system with waste heat recovery for production of high pressure steam
CN104577164B (zh) * 2015-01-07 2017-01-04 浙江大学 基于铝水反应的单透平热电联产系统及方法
US20170092964A1 (en) * 2015-09-28 2017-03-30 General Electric Company Fuel cell module including heat exchanger and method of operating such module
KR102143864B1 (ko) 2015-11-16 2020-08-12 퓨얼 셀 에너지, 인크 연료 전지로부터 co2를 포집하기 위한 시스템
CA3005639C (en) 2015-11-16 2021-05-18 Fuelcell Energy, Inc. Energy storage using an rep with an engine
CA3005628C (en) 2015-11-17 2021-05-25 Fuelcell Energy, Inc. Fuel cell system having enhanced co2 capture
US11339333B2 (en) 2016-04-21 2022-05-24 Fuelcell Energy, Inc. Fluidized catalytic cracking unit system with integrated reformer-electrolyzer-purifier
EP3446350A4 (en) 2016-04-21 2019-06-19 Fuelcell Energy, Inc. REMOVAL OF CARBON DIOXIDE FROM ANODE FROM A FUEL CELL BY COOLING / CONDENSATION
CA3117964C (en) * 2016-04-21 2023-10-17 Fuelcell Energy, Inc. Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide capture
WO2017189238A1 (en) 2016-04-29 2017-11-02 Fuelcell Energy, Inc. Methanation of anode exhaust gas to enhance carbon dioxide capture
JP6843531B2 (ja) * 2016-06-27 2021-03-17 三菱パワー株式会社 燃料電池の制御装置及び制御方法並びに発電システム
US10541434B2 (en) 2016-08-31 2020-01-21 Fuelcell Energy, Inc. Heat recovery for saturator water recovery of a direct fuel cell system
FR3056230B1 (fr) * 2016-09-19 2020-02-28 Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives Systeme d'electrolyse reversible de l'eau a haute temperature comportant un reservoir d'hydrures couple a l'electrolyseur
US10854899B2 (en) 2016-11-04 2020-12-01 Cummins Enterprise Llc Power generation system using cascaded fuel cells and associated methods thereof
US10985608B2 (en) 2016-12-13 2021-04-20 General Electric Company Back-up power system for a component and method of assembling same
IT201700032837A1 (it) 2017-03-24 2018-09-24 Angelo Minotti Dispositivo per la generazione di energia elettrica
US10731554B2 (en) * 2017-09-12 2020-08-04 University Of Florida Research Foundation, Inc. Humid air turbine power, water extraction, and refrigeration cycle
US10897055B2 (en) 2017-11-16 2021-01-19 Fuelcell Energy, Inc. Load following power generation and power storage using REP and PEM technology
JP7340773B2 (ja) * 2018-06-12 2023-09-08 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 燃料電池システム
JP7223961B2 (ja) * 2018-06-12 2023-02-17 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 燃料電池システム
JP7236696B2 (ja) * 2018-06-12 2023-03-10 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 燃料電池システム
CN108825378B (zh) * 2018-06-13 2019-12-20 中国人民解放军国防科技大学 一种基于水蒸气等离子体的水下热电混合动力系统
DE102018210173A1 (de) 2018-06-22 2019-12-24 Audi Ag Brennstoffzellensystem und Verfahren zum Betreiben eines Brennstoffzellensystems
NL2021484B1 (nl) * 2018-08-20 2020-04-23 Micro Turbine Tech B V Fuel/air supply device
US10978723B2 (en) 2018-09-05 2021-04-13 Honeywell International Inc. Fuel cell secondary power and thermal management systems
US12111281B2 (en) 2018-11-21 2024-10-08 Hyaxiom, Inc. Hydrogen concentration sensor
US11888187B2 (en) 2018-11-30 2024-01-30 ExxonMobil Technology and Engineering Company Operation of molten carbonate fuel cells with enhanced CO2 utilization
WO2020112804A1 (en) 2018-11-30 2020-06-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Cathode collector structures for molten carbonate fuel cell
CA3121538C (en) 2018-11-30 2023-09-12 Exxonmobile Research And Engineering Company Method for producing electricity in a molten carbonate fuel cell
US11742508B2 (en) 2018-11-30 2023-08-29 ExxonMobil Technology and Engineering Company Reforming catalyst pattern for fuel cell operated with enhanced CO2 utilization
KR102610184B1 (ko) 2018-11-30 2023-12-04 퓨얼셀 에너지, 인크 용융 탄산염 연료 전지를 위한 연료 전지 스테이징
WO2020112806A1 (en) 2018-11-30 2020-06-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Layered cathode for molten carbonate fuel cell
WO2020112770A1 (en) 2018-11-30 2020-06-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Regeneration of molten carbonate fuel cells for deep co 2 capture
WO2020112774A1 (en) 2018-11-30 2020-06-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Elevated pressure operation of molten carbonate fuel cells with enhanced co2 utilization
US11495806B2 (en) 2019-02-04 2022-11-08 Fuelcell Energy, Inc. Ultra high efficiency fuel cell power generation system
US11824238B2 (en) * 2019-04-30 2023-11-21 Hyaxiom, Inc. System for managing hydrogen utilization in a fuel cell power plant
US10770996B1 (en) * 2019-05-21 2020-09-08 General Electric Company System for anticipating load changes
US11125184B2 (en) 2019-05-21 2021-09-21 General Electric Company Constant density heat exchanger and system for energy conversion
JP6591112B1 (ja) * 2019-05-31 2019-10-16 三菱日立パワーシステムズ株式会社 加圧空気供給システム及びこの加圧空気供給システムを備える燃料電池システム並びにこの加圧空気供給システムの起動方法
CN110273760A (zh) * 2019-07-11 2019-09-24 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种空气流程高度耦合的整体煤气化燃料电池发电系统及方法
KR102243330B1 (ko) * 2019-10-30 2021-04-22 인하대학교 산학협력단 4중 결합 하이브리드 발전시스템
CN114930589B (zh) 2019-11-26 2025-05-30 埃克森美孚技术与工程公司 具有用于平行流动的外部歧管的燃料电池组件
JP2023503995A (ja) 2019-11-26 2023-02-01 エクソンモービル・テクノロジー・アンド・エンジニアリング・カンパニー 燃料電池モジュールのアセンブリおよびそれを使用するシステム
JP7515584B2 (ja) 2019-11-26 2024-07-12 エクソンモービル テクノロジー アンド エンジニアリング カンパニー 高電解質充填レベルでの溶融炭酸塩型燃料電池の作動
IT201900024162A1 (it) * 2019-12-16 2021-06-16 Milano Politecnico Sistema di conversione di energia
JP6755424B1 (ja) * 2020-02-27 2020-09-16 東京瓦斯株式会社 燃料電池システム
EP4118029B1 (en) 2020-03-11 2025-11-05 Fuelcell Energy, Inc. Steam methane reforming unit for carbon capture
CN113745571B (zh) * 2020-05-28 2025-09-23 罗伯特·博世有限公司 燃料电池系统
CN111952642B (zh) * 2020-08-21 2022-02-08 清华大学 高效低振噪燃料电池发电系统
US11909082B2 (en) * 2020-09-16 2024-02-20 Fuelcell Energy, Inc. Carbon dioxide production from carbonate fuel cells
US12000794B2 (en) 2020-12-08 2024-06-04 Hyaxiom, Inc. Hydrogen concentration sensor
US11768186B2 (en) 2020-12-08 2023-09-26 Hyaxiom, Inc. Hydrogen concentration sensor
US11724815B2 (en) * 2021-01-15 2023-08-15 The Boeing Company Hybrid electric hydrogen fuel cell engine
US11978931B2 (en) 2021-02-11 2024-05-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Flow baffle for molten carbonate fuel cell
CN114744243B (zh) * 2021-04-05 2024-09-27 武汉众宇动力系统科技有限公司 用于氢燃料电池的氢气循环供应方法
FR3126066A1 (fr) * 2021-08-04 2023-02-10 Michael MARGOT Système de production autonome d’hydrogène et électricité à partir de gaz naturel et biogaz
AT526370B1 (de) * 2022-08-09 2024-04-15 Avl List Gmbh Brennstoffzellensystem zur Erzeugung elektrischer Energie
CN115036536B (zh) * 2022-08-12 2022-11-11 浙江飞旋科技有限公司 一种车载燃料电池系统
CN115763895A (zh) * 2022-11-29 2023-03-07 重庆交通大学绿色航空技术研究院 一种飞行器用氢燃料混合动力系统
EP4616462A1 (en) * 2022-12-30 2025-09-17 GE Vernova Technology GmbH Combustion system having a fuel cell to produce blue hydrogen
CN118855590A (zh) 2023-04-26 2024-10-29 通用电气技术有限公司 具有燃料电池和碳捕获系统的燃烧系统
FR3155371B1 (fr) * 2023-11-14 2026-01-02 Safran Système propulsif pourvu d’une pile à combustible à haute température à intégration optimisée.
CN117913891A (zh) * 2023-12-27 2024-04-19 江苏科技大学 一种基于热机与固体氧化物燃料电池的组合供电系统及方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001256989A (ja) * 2000-03-08 2001-09-21 Honda Motor Co Ltd 燃料電池の加湿装置
JP2002525804A (ja) * 1998-09-14 2002-08-13 クエストエアー テクノロジーズ インコーポレイテッド 電流発生システム
US20050271914A1 (en) * 2004-06-03 2005-12-08 Mohammad Farooque Integrated high efficiency fossil fuel power plant/fuel cell system with CO2 emissions abatement
JP2006097638A (ja) * 2004-09-30 2006-04-13 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 固体酸化物形燃料電池を用いたコンバインド発電システム

Family Cites Families (59)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3905884A (en) * 1974-11-20 1975-09-16 United Technologies Corp Electrolysis cell system including recirculating product gas stream for cooling the cell
CA1037516A (en) * 1975-08-14 1978-08-29 John L. Hook Door furniture mounting
US4031865A (en) * 1975-10-01 1977-06-28 Patrick Dufour Hydrogen-oxygen fuel cell for use with internal combustion engines
US4792384A (en) * 1983-06-03 1988-12-20 United Technologies Corporation Method and apparatus for operating a fuel cell in combination with an electrochemical cell to produce a chemical product
JPH0622148B2 (ja) * 1984-07-31 1994-03-23 株式会社日立製作所 溶融炭酸塩型燃料電池発電プラント
JPS63119163A (ja) 1986-11-07 1988-05-23 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 燃料電池発電システム
US4917971A (en) * 1989-03-03 1990-04-17 Energy Research Corporation Internal reforming fuel cell system requiring no recirculated cooling and providing a high fuel process gas utilization
NL8901348A (nl) * 1989-05-29 1990-12-17 Turboconsult Bv Werkwijze en inrichting voor het opwekken van electrische energie.
DK162961C (da) 1989-11-20 1992-05-25 Haldor Topsoe As Braendselscellekraftvaerk
JPH03216964A (ja) 1990-01-22 1991-09-24 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 溶融炭酸塩型燃料電池の発電方法
JP3108079B2 (ja) 1990-07-05 2000-11-13 電源開発株式会社 燃料電池、炭酸ガス固定複合発電方法
US5221586A (en) * 1990-09-19 1993-06-22 Ishikawajima-Harima Heavy Industries Co., Ltd. Power generation system using fuel cells
JPH06275291A (ja) * 1993-03-23 1994-09-30 Sanyo Electric Co Ltd 溶融炭酸塩型燃料電池システム
US5693201A (en) * 1994-08-08 1997-12-02 Ztek Corporation Ultra-high efficiency turbine and fuel cell combination
US5532573A (en) * 1994-09-07 1996-07-02 Westinghouse Electric Corporation Reconfigurable hybrid power generation system
US5541014A (en) * 1995-10-23 1996-07-30 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Indirect-fired gas turbine dual fuel cell power cycle
US6162556A (en) * 1995-12-04 2000-12-19 Siemens Aktiengesellschaft Method for operating a high-temperature fuel cell installation, and a high-temperature fuel cell installation
US5712055A (en) * 1996-02-29 1998-01-27 Gas Research Institute Multi-stage fuel cell arrangement
US6124050A (en) 1996-05-07 2000-09-26 Siemens Aktiengesellschaft Process for operating a high temperature fuel cell installation, and high temperature fuel cell installation
US5917971A (en) * 1996-08-26 1999-06-29 Kaiser Optical Systems Confocal data collection in a fiber optically coupled microscope
NL1004513C2 (nl) * 1996-11-13 1998-05-29 Stichting Energie Serie geschakeld brandstofcelstelsel.
US5955039A (en) * 1996-12-19 1999-09-21 Siemens Westinghouse Power Corporation Coal gasification and hydrogen production system and method
MY119802A (en) * 1997-08-26 2005-07-29 Shell Int Research Producing electrical energy from natural gas using a solid oxide fuel cell
US5968680A (en) * 1997-09-10 1999-10-19 Alliedsignal, Inc. Hybrid electrical power system
AU1085499A (en) * 1997-10-14 1999-05-03 Capstone Turbine Corporation Vehicle powered by a fuel cell/gas turbine combination
US6033794A (en) * 1997-12-10 2000-03-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Multi-stage fuel cell system method and apparatus
US6410175B1 (en) * 1998-11-12 2002-06-25 Ballard Power Systems Inc. Fuel cell system with improved starting capability
AU3076299A (en) 1998-03-12 1999-09-27 Hydrogen Burner Technology, Inc. Process gas purification and fuel cell system
JPH11307111A (ja) * 1998-04-15 1999-11-05 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 燃料電池用空気供給装置
JP4209015B2 (ja) 1998-10-26 2009-01-14 三菱重工業株式会社 固体電解質燃料電池複合発電プラントシステム
DE19857398B4 (de) * 1998-12-12 2010-07-08 GM Global Technology Operations, Inc., Detroit Brennstoffzellensystem, insbesondere für elektromotorisch angetriebene Fahrzeuge
JP4358338B2 (ja) 1999-01-08 2009-11-04 三菱重工業株式会社 燃料電池複合発電プラントシステム
US6655325B1 (en) * 1999-02-01 2003-12-02 Delphi Technologies, Inc. Power generation system and method with exhaust side solid oxide fuel cell
US6609582B1 (en) * 1999-04-19 2003-08-26 Delphi Technologies, Inc. Power generation system and method
US6365290B1 (en) * 1999-12-02 2002-04-02 Fuelcell Energy, Inc. High-efficiency fuel cell system
US6329091B1 (en) * 2000-04-14 2001-12-11 Ford Global Technologies, Inc. Fuel reformer system for a fuel cell
US6921595B2 (en) * 2000-05-31 2005-07-26 Nuvera Fuel Cells, Inc. Joint-cycle high-efficiency fuel cell system with power generating turbine
US6522955B1 (en) * 2000-07-28 2003-02-18 Metallic Power, Inc. System and method for power management
KR100526223B1 (ko) * 2000-10-20 2005-11-02 마츠시타 덴끼 산교 가부시키가이샤 연료전지시스템 및 그 운전방법
DE10062965B4 (de) * 2000-12-16 2009-06-25 Bayerische Motoren Werke Aktiengesellschaft Brennstoffzellensystem in einem Fahrzeug mit einem Verbrennungsmotor und Verfahren zu dessen Betrieb
US6606850B2 (en) * 2001-01-10 2003-08-19 En Gen Group, Inc. Hybrid high temperature fuel cell volume expansion heat engine
US6824905B2 (en) * 2001-01-15 2004-11-30 Casio Computer Co., Ltd. Power supply system and device driven by power supply system
US6534210B2 (en) * 2001-01-16 2003-03-18 Visteon Global Technologies, Inc. Auxiliary convective fuel cell stacks for fuel cell power generation systems
DE10106219A1 (de) * 2001-02-10 2002-08-22 Mtu Friedrichshafen Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Brennstoffzellenanordnung und entsprechende Brennstoffzellenanordnung selbst
US6759154B2 (en) * 2001-02-26 2004-07-06 Delphi Technologies, Inc. Water recovery for a fuel cell system
AU2002249256A1 (en) 2001-03-05 2002-09-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Apparatus and process for the production of hydrogen
US6868677B2 (en) * 2001-05-24 2005-03-22 Clean Energy Systems, Inc. Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems
JP2004534186A (ja) 2001-06-15 2004-11-11 ジーテック コーポレーション 無／低排出及び併産エネルギー供給ステーション
US6571897B2 (en) * 2001-08-13 2003-06-03 Ballard Power Systems Ag Vehicle with a fuel cell system and method for operating the same
JP4140294B2 (ja) * 2002-07-05 2008-08-27 日産自動車株式会社 燃料電池システム
DE10234263A1 (de) * 2002-07-27 2004-02-12 Mtu Friedrichshafen Gmbh Verbundbrennstoffzellenanlage
US6994930B1 (en) * 2002-08-21 2006-02-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Direct fired reciprocating engine and bottoming high temperature fuel cell hybrid
KR100533298B1 (ko) * 2002-09-30 2005-12-05 가부시끼가이샤 도시바 연료 전지 시스템
US7153599B2 (en) * 2002-12-23 2006-12-26 General Electric Company Cooled turbine integrated fuel cell hybrid power plant
US20050048345A1 (en) * 2003-09-03 2005-03-03 Meacham G.B. Kirby Hybrid fuel cell system with internal combustion reforming
US6896988B2 (en) * 2003-09-11 2005-05-24 Fuelcell Energy, Inc. Enhanced high efficiency fuel cell/turbine power plant
US20060046107A1 (en) * 2004-09-01 2006-03-02 Caterpillar Inc. System for fuel cell power plant load following and power regulation
EP1804322B1 (en) * 2004-10-19 2011-12-14 Central Research Institute of Electric Power Industry Combined power generation equipment
US7862938B2 (en) * 2007-02-05 2011-01-04 Fuelcell Energy, Inc. Integrated fuel cell and heat engine hybrid system for high efficiency power generation

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002525804A (ja) * 1998-09-14 2002-08-13 クエストエアー テクノロジーズ インコーポレイテッド 電流発生システム
JP2001256989A (ja) * 2000-03-08 2001-09-21 Honda Motor Co Ltd 燃料電池の加湿装置
US20050271914A1 (en) * 2004-06-03 2005-12-08 Mohammad Farooque Integrated high efficiency fossil fuel power plant/fuel cell system with CO2 emissions abatement
JP2006097638A (ja) * 2004-09-30 2006-04-13 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 固体酸化物形燃料電池を用いたコンバインド発電システム

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101032974B1 (ko) * 2010-08-03 2011-05-09 한국남부발전 주식회사 연료전지를 이용한 복합 발전 시스템
KR20160114632A (ko) * 2014-01-31 2016-10-05 퓨얼 셀 에너지, 인크 수소 생성을 위한 개질기-전해조-정제기(ｒｅｐ) 어셈블리, 이를 통합한 시스템들 및 수소를 생성하는 방법
KR101867595B1 (ko) 2017-10-17 2018-06-14 남용학 터널의 공동구 시공 장치
WO2020197120A1 (ko) * 2019-03-25 2020-10-01 한국기계연구원 양방향 수전해 시스템 및 이의 동작방법
KR20200115754A (ko) * 2019-03-25 2020-10-08 한국기계연구원 연료전지 입구측 압력 조절 기능을 구비한 양방향 수전해 시스템

Also Published As

Publication number Publication date
WO2008097797A3 (en) 2008-10-16
EP2122732A2 (en) 2009-11-25
US7862938B2 (en) 2011-01-04
KR101410616B1 (ko) 2014-06-20
KR20090108123A (ko) 2009-10-14
JP2010518559A (ja) 2010-05-27
KR101634391B1 (ko) 2016-06-28
EP2127005A4 (en) 2011-03-30
WO2008097797A2 (en) 2008-08-14
US20100028730A1 (en) 2010-02-04
US20080187789A1 (en) 2008-08-07
US8815462B2 (en) 2014-08-26
WO2008097798A1 (en) 2008-08-14
EP2127005B1 (en) 2013-03-06
EP2127005A1 (en) 2009-12-02
EP2122732A4 (en) 2011-03-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101634391B1 (ko) 집적된 수소 이용 장치를 구비한 연료 전지 전력생산 장치
US8062799B2 (en) High-efficiency dual-stack molten carbonate fuel cell system
JP6527966B2 (ja) 二酸化炭素捕捉アセンブリを有する高効率燃料電池システムおよび方法
JP5331819B2 (ja) Ｍｃｆｃ発電システム
EP0671059B1 (en) Hydrocarbon fueled solid polymer fuel cell electric power generation system
KR102287444B1 (ko) 연료 전지를 사용한 통합된 발전 및 탄소 포획
US20110244341A1 (en) Power Generation Apparatus
WO2007015689A2 (en) Integrated high efficiency fossil fuel power plan/fuel cell system with co2 emissions abatement
SK279757B6 (sk) Spôsob kombinovanej výroby elektrickej a mechanick
JP2002008703A (ja) 燃料電池装置及び燃料電池装置の作動方法
US6379829B1 (en) Fuel cell system
EP1571727B1 (en) Apparatus and method for operation of a high temperature fuel cell system using recycled anode exhaust
JPH11297336A (ja) 複合発電システム
JP2001155751A (ja) 燃料電池とガス供給装置を有する配列およびその配列の作動方法
JP4342172B2 (ja) エネルギー併給システム
JP4631115B2 (ja) 燃料電池システム
CA2253564A1 (en) High-temperature fuel cell plant and process for operating the same
JP3741288B2 (ja) 溶融炭酸塩型燃料電池発電設備のカソード温度制御方法及び装置
Ghosh Waste heat recovery from fuel cells
KR101207799B1 (ko) 기력발전소의 연료전지 시스템
JP2003036876A (ja) 溶融炭酸塩型燃料電池発電装置
JPH05190191A (ja) 燃料電池発電プラント

Legal Events

Date Code Title Description
PA0105 International application

Patent event date: 20090827

Patent event code: PA01051R01D

Comment text: International Patent Application

PG1501 Laying open of application
A201 Request for examination
PA0201 Request for examination

Patent event code: PA02012R01D

Patent event date: 20130128

Comment text: Request for Examination of Application

E902 Notification of reason for refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event date: 20140331

Patent event code: PE09021S01D

E902 Notification of reason for refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event date: 20150921

Patent event code: PE09021S01D

E701 Decision to grant or registration of patent right
PE0701 Decision of registration

Patent event code: PE07011S01D

Comment text: Decision to Grant Registration

Patent event date: 20160405

GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

Comment text: Registration of Establishment

Patent event date: 20160622

Patent event code: PR07011E01D

PR1002 Payment of registration fee

Payment date: 20160622

End annual number: 3

Start annual number: 1

PG1601 Publication of registration
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20190530

Year of fee payment: 4

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20190530

Start annual number: 4

End annual number: 4

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20210527

Start annual number: 6

End annual number: 6

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20220517

Start annual number: 7

End annual number: 7

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20230518

Start annual number: 8

End annual number: 8

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20240522

Start annual number: 9

End annual number: 9