KR20190140065A - 연료 전지 시스템 및 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법 - Google Patents

연료 전지 시스템 및 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20190140065A
KR20190140065A KR1020197035529A KR20197035529A KR20190140065A KR 20190140065 A KR20190140065 A KR 20190140065A KR 1020197035529 A KR1020197035529 A KR 1020197035529A KR 20197035529 A KR20197035529 A KR 20197035529A KR 20190140065 A KR20190140065 A KR 20190140065A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
fuel cell
hydrocarbon
cell system
stream
fuel
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
KR1020197035529A
Other languages
English (en)
Other versions
KR102313211B1 (ko
Inventor
스테판 헤르만
하르트무트 스플릿호프
마티아스 가더러
Original Assignee
테크니쉐 우니베르지테트 뮌헨
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 테크니쉐 우니베르지테트 뮌헨 filed Critical 테크니쉐 우니베르지테트 뮌헨
Publication of KR20190140065A publication Critical patent/KR20190140065A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102313211B1 publication Critical patent/KR102313211B1/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
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0618—Reforming processes, e.g. autothermal, partial oxidation or steam reforming
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0637—Direct internal reforming at the anode of the fuel cell
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen; Reversible storage of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide or air
    • C01B3/34—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide or air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/48—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide or air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04014—Heat exchange using gaseous fluids; Heat exchange by combustion of reactants
    • H01M8/04022—Heating by combustion
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04067—Heat exchange or temperature measuring elements, thermal insulation, e.g. heat pipes, heat pumps, fins
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/066—Integration with other chemical processes with fuel cells
    • C01B2203/067—Integration with other chemical processes with fuel cells the reforming process taking place in the fuel cell
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0822—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel the fuel containing hydrogen
    • 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
    • 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
    • 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
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04746—Pressure; Flow
    • H01M8/04753—Pressure; Flow of fuel cell reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0668—Removal of carbon monoxide or carbon dioxide
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0687—Reactant purification by the use of membranes 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
    • H01M8/18—Regenerative fuel cells, e.g. redox flow batteries or secondary fuel cells
    • H01M8/184—Regeneration by electrochemical means
    • H01M8/186—Regeneration by electrochemical means by electrolytic decomposition of the electrolytic solution or the formed water product
    • 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

Landscapes

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

Abstract

본 발명은 연료 전지 시스템 (1)으로서, 탄화수소 개질을 위해 마련된 적어도 하나의 연료 전지 (2) 및 상기 연료 전지 (2)의 애노드 출구 (7)의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림에 포함된 일산화탄소 및 수소로부터 탄화수소를 발생시키기 위한 상기 연료 전지 (2)의 애노드 출구 (7)에 연결된 탄화수소 발생 유닛 (5)을 포함하며, 상기 연료 전지 (2)는 상기 탄화수소 생성 유닛 (5)으로부터 열적으로 분리됨에 따라 발열 탄화수소 발생 반응 및 흡열 개질 반응이 진행되되 하나의 반응이 다른 반응을 열적으로 방해하지 않으면서 진행된다.

Description

연료 전지 시스템 및 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법
본 발명은 증가된 총 효율을 갖는 연료 전지 시스템 및 증가된 총 효율을 갖는 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법에 관한 것이다.
연료 전지 시스템, 특히 약 600 내지 800℃의 작동 온도를 갖는 고온 연료 전지 시스템은 연료 스트림과 산화제 스트림의 산화환원 반응에 의해 생성된 전력을 발생시키기 위한 종래 기술에 널리 사용된다. 연료 전지는 전력을 직접 생성하기 때문에, 이들은 카르노 (Carnot) 공정의 열역학적 제한에 의해 제한되지 않는다. 종래 기술에 공지된 연료 전지 시스템은 약 80 내지 90%의 연료 이용률을 갖는데, 이는 보다 높은 연료 이용률 값이 수소의 부재로 인해 애노드 열화를 초래하고, 연료 전지의 애노드 출구 상의 물은 어떠한 전압도 제공하지 않으며 따라서 전력을 제공하지 않기 때문이다. 그러나, 80 내지 90%의 연료 이용률을 갖는 연료 전지 시스템은 보다 낮은 총 효율을 가지며 최대 15 내지 30%의 고온 폐열을 발생시킨다. 보다 낮은 총 효율에 대한 또 다른 이유는 잔류 및 전환되지 않은 연료가 정상적으로 연소되기 때문이다. 예를 들어, 애노드 열화의 언급된 단점 없이 연료 이용률을 최대 100%까지 증가시키기 위해, 전환되지 않은 잔류 연료는 그것이 연료 전지로 재순환되기 전에 수성 가스 (water gas) 이동 반응에서 수소로 전환될 수 있다. 따라서, 80%의 이론적 총 효율이 달성될 수 있다. 그럼에도 불구하고, 연료 전지에 의해 방출된 열은 연료 전지로부터 소산되어야 한다. 따라서, 연료 전지에 대한 추가의 엑서지 손실 (exergetic loss)을 발생시키는 산화제 스트림, 예를 들어, 공기의 높은 질량 유동이 사용되어야 하는데, 이는 연료 전지의 외부로의 열 전달로 인해 100℃를 갖는 열량이 방출되며 총 효율은 74% 미만의 값으로 떨어지기 때문이다. 슐리츠베르거 (Schlitzberger) (SCHLITZBERGER Christian, Solid Oxide Fuel Cell (SOFC)-Systeme mit integrierter Reformierung bzw. Vergasung von Kohlenwasserstoffen, Berichte aus der Energietechnik, 2012, Aachen: Shaker)에 따르면, 산화제 스트림의 증가된 질량 유동을 사용하지 않는 충분한 연료 전지 냉각은 메탄의 흡열 개질 반응을 연료 전지 시스템에 통합함으로써 달성될 수 있으며, 여기서 상기 유닛은 연료 전지의 상류에 있는 유닛에 포함되어 이에 결합된다. 70%의 총 효율만이 상기 시스템에서 90% 연료 이용률로 달성되어 있는데, 이는 출구에서의 낮은 연료 농도 및 출구에서의 높은 물의 양은 내부 연료 전지 효율을 감소시키기 때문이며, 여기서 상기 연료 이용률 값은 상기 언급된 이유 (예를 들어, 애노드 열화) 때문에 이 값으로 유지되어야 한다. 30% 정도까지의 열 손실은 연료 전지 자체의 열 손실, 즉 연료의 흡열 개질 반응 및 비-전기화학적 연소에 사용된 열량로부터 초래된다.
이 종래 기술로부터 출발하여, 감소된 열 손실, 즉 증가된 총 효율을 갖는 연료 전지 시스템을 제공하는 것이 본 발명의 기초가 되는 목적이다. 또한, 본 발명의 목적은 증가된 연료 이용률 값 및 증가된 총 효율을 갖는 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법을 제공하는 것이다.
본 발명의 목적은 청구항 1의 연료 전지 시스템에 의해 달성된다. 본 발명의 연료 전지 시스템은, 탄화수소 개질을 위해 마련된 적어도 하나의 연료 전지, 및 상기 연료 전지의 애노드 출구의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림으로부터 탄화수소를 발생시키기 위한 상기 연료 전지의 애노드 출구에 연결된 탄화수소 발생 유닛을 포함하며, 여기서 상기 연료 전지는 탄화수소 발생 유닛으로부터 열적으로 분리된다.
연료 전지는 임의의 종류, 예를 들어, 고체 산화물 연료 전지 (SOFC) 또는 용융 탄화물 연료 전지 (MCFC) 등일 수 있다. 본 발명의 연료 전지의 전극 재료, 막 재료 및 전해질 재료는 종래 기술에 공지된 임의의 기술적 수단을 포함한다. 특히, 연료 전지의 기능은 연료 스트림을 산화제 스트림과 반응시킴으로써 전력을 발생시키는 것으로, 여기서 상기 산화제 스트림은 일반적으로 산소 함유 가스 혼합물, 예를 들어, 공기를 포함한다. 산화제 스트림은 통상적인 기술 수단을 통해 연료 전지의 캐소드 입구로 공급된다. 상이한 유형의 연료 전지는 추가 첨가제를 첨가하는 것을 필요로 할 수 있다. 예를 들어, MCFC를 사용하는 경우, 이산화탄소가 연료 전지 산화제 스트림에 추가로 공급된다. 연료 스트림은, 예를 들어, 가스 형태로 연료 스트림 애노드 입구 도관을 통해 연료 전지의 애노드 입구로 공급된다. 적합한 연료 스트림은, 예를 들어, 바이오가스 및/또는 합성 가스 및/또는 천연 가스 및/또는 연료 전지를 작동시키기에 적합한 다른 가스 또는 가스 혼합물이다. 합성 가스는, 예를 들어, 가스화 및/또는 메탄화 및/또는 피셔-트롭쉬 합성 (Fischer-Tropsch synthesis)과 같은 당업계에 공지된 공정에 의해 생성될 수 있다. 연료 스트림은 메탄, 에탄, 프로판 또는 다른 탄화수소, 일산화탄소, 수소, 메탄올 및 에탄올 및 다른 장쇄 알코올 또는 이들의 조합과 같은 성분을 추가로 포함할 수 있다. 연료 전지의 애노드 출구의 배기 스트림은, 예를 들어, 일산화탄소, 수소 및 메탄과 같은 전환되지 않은 반응물 및 상기 언급된 다른 가스를 포함할 수 있다. 연료 전지의 애노드 출구의 배기 스트림은, 예를 들어, 물 및 이산화탄소와 같은 완전히 전환된 생성물을 추가로 포함할 수 있다. 예를 들어, 메탄올 또는 아세산 또는 포름알데하이드와 같은 부분적으로 전환된 반응물 또한 가능하다. 연료 전지의 캐소드 출구의 배기 스트림은 물과 같은 완전히 전환된 반응물 및 예를 들어, 산소와 같은 전환되지 않은 반응물 및 예를 들어, 질소와 같은 불활성 가스를 포함할 수 있다.
연료 전지 시스템은 적어도 하나의 연료 전지를 포함한다. 필요한 전기 에너지의 양에 따라, 복수의 연료 전지는, 예를 들어, 높은 전력 출력을 위해 직렬 연결로 적층될 수 있다. 반응물 및 생성물은 임의의 적합한 기술적 수단에 의해, 바람직하게는 도관에 의해 본 발명의 연료 전지 시스템에서 운반될 수 있다. 본 발명의 연료 전지 시스템에 사용된 모든 도관은 각각의 가스 또는 액체 스트림을 운반하도록 적절하게 구성된 파이프라인, 호스 또는 배관과 같은 적합한 운반 시스템일 수 있다.
본 발명의 연료 전지는 또한 연료 전지의 애노드 측에서 탄화수소 연료 (예를 들어, 추가로 개질 반응에 대한 비-배타적 예로서 사용되는 단순성/선명성 (vividness)를 위해 메탄)의 개질을 위해 마련된다. 이것은, 예를 들어, 하기 식 I 및 II를 통해 진행할 수 있는 흡열 반응이다:
Figure pct00001
따라서, 메탄의 개질은 메탄 스트림 및 이산화탄소 스트림 및/또는 물 스트림을 연료 전지의 애노드 입구에 공급함으로써 연료 전지에서 편리하게 수행될 수 있다. 메탄, 이산화탄소 및 물 스트림은 임의의 적합한 공지된 기술 수단에 의해 연료 전지로 도입될 수 있다. 개질 반응에서, 연료 전지의 열 소산은 내부 냉각 또는 히트 싱크로서 간주될 수 있는 메탄의 흡열 개질을 통해 진행된다. 따라서, 연료 전지의 외부 냉각 또는 산화제 스트림의 증가된 질량 유동에 의한 냉각이 본질적으로 필요하지 않다. 따라서, 산화제 스트림은 낮은 질량 유동으로 조정될 수 있으며, 추가의 열 손실이 적거나 없는데, 이는 보다 높은 질량 유동을 가질 필요가 없기 때문이다. 따라서, 연료 전지 시스템의 총 효율은 증가되며, 열 소산은 산화제 스트림의 질량 유동과 독립적으로 조절될 수 있다.
설명에 사용될 때마다 열 손실이란 용어는, 예를 들어, 전기화학 공정으로 인한 연료 전지의 내부 손실, 내부 저항, 가스 스트림의 마찰 손실, 전기 에너지로서 사용될 수 없어서 열로 방출되는 연료 전지 시스템에서의 반응 열로부터 초래되는 에너지의 양을 정의한다. 따라서, 열 손실은 주로 연료 전지에서 발생한다. 또한, 연료 전지 시스템의 상이한 유닛에서 무시할만한 양의 열 손실이 발생할 수 있다. 따라서, 연료 전지 시스템의 총 효율은 열 손실 정도 만큼 감소된다. 즉, 연료 전지 시스템의 총 효율은 전기 에너지로 사용 가능한 화학 반응의 에너지와 화학 반응에 의해 방출된 총 에너지의 관계이다. 또한, 연료 전지에서 발생하는 열 손실은 개질 반응의 생성물에 화학적으로 저장되어 연료 전지는 전환되지 않은 채로 남는다. 또한, 개질 반응은 또한 상기 기술된 바와 같이 추가의 탄화수소 또는 다른 탄화수소 결합 함유 반응물을 탄화수소 스트림 및/또는 물 스트림 및/또는 이산화탄소 스트림에 첨가함으로써 수행될 수 있다.
연료 전지 시스템은, 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림 성분에 포함된 일산화탄소 및 수소로부터 탄화수소를 발생시키기 위한 탄화수소 발생 유닛을 추가로 포함한다. 탄화수소 발생 유닛은 연료 전지의 애노드 출구에 연결된다. 본원에 나타낸 바와 같이 전환되지 않은 배기 스트림의 성분은, 한편으로는, 입구 상의 애노드로 들어가고 연료 전지에서 전환되지 않으며 애노드 출구를 빠져나가는 일산화탄소 및 수소와 같은 성분이다. 한편으로는, 탄화수소의 개질 반응 동안에 생성되고 연료 전지에서 추가로 산화되지 않고 애노드 출구를 빠져나가는 일산화탄소 및 수소와 같은 성분은 또한 "전환되지 않은 배기 스트림"이라는 용어의 정의에 속한다. 탄화수소 발생 유닛과 연료 전지의 연결은 도관 또는 추가 작업을 포함하는 도관과 같은 통상적인 수단에 의해 가능하다. 탄화수소 발생 유닛은 당업계에 공지된 임의의 탄화수소 발생 유닛일 수 있다. 탄화수소 발생은 열이 전형적으로 300℃ 내지 600℃의 온도에서 방출되는 발열 반응이다. 탄화수소 발생 유닛에서, 예를 들어, 개질 반응으로부터 초래되는 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림은 탄화수소로 전환될 수 있다. 따라서, 예를 들어, CO 및 H2와 같이 추가로 전환되지 않은 개질 반응의 생성물에 저장된 화학 에너지, 즉 연료 전지의 열 손실의 일부는 연료 전지 외부로 운반되어 발열 탄화수소 발생 반응 동안에 탄화수소 생성 유닛에서 열로서 방출된다. 따라서, 열 손실의 일부의 효율적인 추가 사용은 통상의 에너지 전환 기술에 의해 가능한데, 즉 연료 전지 시스템의 총 효율의 추가 증가가 얻어 질 수 있다.
탄화수소 발생 유닛은 연료 전지로부터 열적으로 분리된다. 따라서, 발열 탄화수소 발생 반응 및 흡열 개질 반응은 서로 독립적으로 진행되어 이는 하나의 반응이 다른 반응을 열적으로 방해하지 않으면서 각 반응의 적절한 반응 제어, 예를 들어 반응 평형을 가능하게 하여 또한 열 손실을 감소시키며, 따라서 연료 전지 시스템의 총 효율을 증가시킨다.
본 발명의 연료 전지 시스템에서, 전력 및 에너지는 매우 효율적인 방식으로 생성될 수 있다. 전기화학적 전환만이 일어나며, 종래 기술 연료 전지 시스템에서 통상적으로 사용되며 주요 엑서지 파괴를 생성하는 연소 반응은 생략된다. 전체 열 손실은 몇 가지 특징에 의해 감소될 수 있다. 연료 전지에서 개질 반응으로 인해, 이 흡열 반응은 히트 싱크를 제공하며 연료 전지 시스템의 열을 소산시킨다. 따라서, 연료 전지의 냉각 작업은 산화제 스트림과 무관하며 따라서 열 손실은 감소된다. 또한, 연료 전지의 애노드 출구에 연결된 탄화수소 발생 유닛은 연료 전지에서 추가로 전환되지 않은 개질 반응의 생성물로부터 탄화수소를 발생시킴으로써 감소된 열 손실에 기여한다. 이 발열 반응은 연료 전지의 열 손실의 일부를 방출한다. 이 열 손실은 연료 전지 시스템의 총 효율을 추가로 증가시키기 위해 간단한 에너지 전환 기술에 의해 사용될 수 있다. 탄화수소 발생 유닛의 열 분리 (thermal decoupling)는 연료 전지 시스템의 보다 높은 총 효율 및 보다 나은 열 균형에 추가로 기여하는데, 이는 발열 탄화수소 발생 및 흡열 개질이 서로 직접 간섭하지 않기 때문이다.
종속항들은 본 발명의 유리한 구현예들을 포함한다.
본 발명의 연료 전지 시스템의 바람직한 구현예에 따르면, 탄화수소는 메탄이며, 탄화수소 발생 유닛은 메탄화 유닛이다. 이것은 연료 전지의 총 효율을 더 증가시키는 것을 돕는다.
본 발명의 바람직한 구현예에서, 연료 전지 시스템은, 탄화수소 발생 유닛의 하류에 배열되고 이에 연결되어 불연성 배기 스트림 성분, 특히 물 및 이산화탄소를 분리하는 적어도 하나의 분리 유닛을 포함한다. 분리 유닛은 물리적 및/또는 화학적 특성에 의해 불연성 배기 스트림 성분을 분리하기에 적합한 모든 것일 수 있다. 추가 공정 또는 저장을 위해 양호한 순도의 탄화수소는 분리 유닛에 의해 얻어질 수 있다.
본 발명의 연료 전지 시스템의 추가의 유리한 구현예에 따르면, 연료 전지 시스템의 탄화수소 발생 유닛은 연료 전지의 애노드 입구에 연결된 탄화수소 재순환 도관에 연결된다. 연료 전지의 애노드 입구로 재순환된 탄화수소의 농도는 연료 전지에서 흡열 개질 반응 및 전기화학적 연소 반응의 크기를 제어한다. 따라서, 연료 전지의 열 소산의 탁월한 제어가 달성될 수 있다. 또한, 연료 이용률은 탄화수소 재순환 도관을 통한 탄화수소 재순환 스트림을 통해 90% 이상 및 거의 최대 100% 증가될 수 있다. 연료 전지에서 비가역성으로 인한 추가의 열을 생성하는 연료 전지의 노화가 보상되어야 한다면, 낮은 산화제 스트림을 유지하면서 흡열 열 제거를 증가시키기 위해 탄화수소 재순환이 증가될 수 있다. 따라서, 비용 또한 절감될 수 있다. 연료 이용률은, 연료 스트림의 총 에너지 함량에 대한 연료 스트림의 전환으로 초래되는 전기 에너지 + 열 에너지로 전환되는 연료 스트림의 에너지의 비로 정의된다. 탄화수소 스트림의 재순환으로 인해, 90% 이상에서 효율적으로 최대 100%의 높은 연료 이용률 값이 달성될 수 있다. 따라서, 약 80%의 연료 전지의 높은 총 효율 또한 초래하는 열화의 감소 및 전력과 에너지의 감소가 달성된다. 그러나, 이 작동 모드에서 전환되지 않은 배기 스트림의 농도는 연료 이용률 값이 애노드 열화를 피하기 위해 효율적으로 100%인 경우에도 0보다 높다는 점에 주목하는 것이 중요하다. 즉, 시스템 연료 이용률이 효율적으로 100%인 경우에도, 스택 연료 이용률 값은 100%보다 훨씬 낮다.
특히 바람직한 구현예에서, 탄화수소 재순환 도관으로부터 얻어진 재순환된 탄화수소는 30 질량% 미만의 CO2 및 30 질량% 미만의 H2O를 함유하여 본 발명의 연료 전지 시스템의 효율이 추가로 개선될 수 있다.
상기 기술된 유리한 효과를 고려하여, 연료 전지의 애노드 입구는 30% 미만의 CO2를 함유하는 것이 추가로 유리하다.
또 다른 바람직한 구현예에 따르면, 연료 전지의 산화제 스트림은 순수한 산소로 이루어진다. 열 소산은 탄화수소의 개질을 통해 진행되기 때문에, 순수한 산소가 희석된 산소 대신에 사용될 수 있다. 연료 전지 캐소드에서 열 소산 매체를 제공하기 위해 통상적인 연료 전지에는 희석된 산소가 사용되어야 한다. 순수한 산소로 이루어진 본 발명의 산화제 스트림은 총 효율의 증가에 추가로 기여하는데, 이는 더 많은 전기 에너지를 생산할 수 있으며 추가로 작동 비용을 절감할 수 있기 때문이다. 또한, 산화제 스트림이 순수한 산소로 이루어지는 경우, 연료 전지 시스템의 90% 초과의 열 손실이 탄화수소 발생 동안 탄화수소 발생 유닛에서 방출될 수 있어서 연료 전지 시스템의 총 효율을 높일 수 있는데, 이는 보다 높은 비율의 열 손실이 전기 에너지로 전환될 수 있기 때문이다. 이와 관련하여, 추가로, 산소가 연료의 전기화학적 전환을 위한 화학량론적 양으로 제공되며 발열 전기화학적 반응 동안에 발생된 완전한 열이 탄화수소의 흡열 개질에 의해 소비되는 것이 유리하다.
본 발명의 연료 전지 시스템의 추가의 구현예에 따르면, 배기 스트림 재순환 도관은 연료 전지의 애노드 출구에 그리고 연료 전지의 애노드 입구에 연결되며, 상기 배기 스트림 재순환 도관은 연료 전지로부터의 배기 스트림의 적어도 일부를 재순환시키도록 마련된다. 애노드 입구로 재순환되는 이산화탄소 및 물과 같은 배기 스트림 성분은 연료 전지에서 수소 농도를 증가시키는 개질 반응의 반응물의 농도를 증가시킨다 (식 (I) 및 (II) 참조). 따라서, 별도의 증기 생산을 피할 수 있으며 또한 연료 전지 시스템의 총 효율 증가 및 제어된 열 소산이 제공될 수 있다. 추가의 바람직한 구현예에서, 배기 재순환 도관은 탄화수소 발생 유닛의 상류에 배열되어 탄화수소 발생 전에 재순환되는 배기 스트림의 비율에 대한 연료 이용률을 편리하게 제어하며 또한 탄화수소 발생에 의해 방출된 열을 간단하게 제어한다.
정확한 연료 전지 온도를 제공하기 위해, 연료 전지 시스템은 유리하게는 본 발명의 연료 전지의 일 구현예에 따른 화학량론적 양의 탄화수소 및/또는 적어도 하나의 개질 성분을 통해 연료 전지 온도를 제어하도록 마련된다. 이것은, 예를 들어, 재순환 도관에서 각각의 스트림의 질량 유동 조정에 의해 또는 도관에서 각각의 성분을 함유하는 연료 스트림의 질량 유동 조정에 의해 실현될 수 있으며, 여기서 상기 도관은 연료 전지의 애노드 입구에 연결된다.
본 발명의 연료 전지 시스템의 또 다른 바람직한 구현예에 따르면, 분리 유닛은 흡착기, 막, 와셔(washer), 극저온 분리/증류(cryogenic separation/distillation), 압력 또는 온도 순환식 흡착, 또는 이들 수단의 임의의 조합을 포함한다. 아민 와셔, 저압 응축기, 고압 응축기, 고압 와셔 및 다른 공지된 화학적 및/또는 물리적 와셔와 같은 각각의 구성요소는 당업계에 공지되어 있다. 탄화수소 스트림의 순도 및 농도는 추가 처리에 필요한 탄화수소의 순도에 따라 특정 분리 유닛 또는 특정 분리 유닛의 조합에 따라 제어될 수 있다.
본 발명의 또 다른 구현예에 따르면, 연료 전지 시스템은 연료 전지의 열 균형을 제어하기 위해 탄화수소 발생 유닛에서 화학량론적 양의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림 성분을 제어하도록 마련된다. 탄화수소 발생 유닛에서, 예를 들어, 일산화탄소 또는 수소와 같은 전환되지 않은 배기 스트림 성분의 농도가 더 높을수록, 탄화수소 발생 유닛에서 각각의 열이 더 많이 방출된다. 따라서, 연료 전지 시스템의 열 균형은 이들 파라미터에 의해 용이하게 제어될 수 있다. 농도의 조정은, 예를 들어, 압축기와 같은 공지된 수단에 의해 실현될 수 있다.
본 발명의 연료 전지 시스템의 또 다른 바람직한 구현예에서, 시스템은 탄화수소 개질을 위한 열을 제공하기 위해 연료 전지에서 산화제 스트림의 유량을 제어하도록 마련된다. 유량은, 예를 들어, 압축기와 같은 최신 기술로 공지된 수단에 의해 제어될 수 있다. 연료 전지의 캐소드에서 산화제 스트림의 유량이 낮은 경우, 연료 전지의 애노드로부터 외부로의 상기 산화제 스트림에 의해 야기된 열 소산은 낮다. 따라서, 연료 전지에서 탄화수소의 개질 반응을 통해 더 많은 열 소산이 가능하다. 산화제의 질량 유동이 높으면, 연료 전지의 애노드로부터 연료 전지의 캐소드로의 열 소산의 증가가 발생하므로, 탄화수소의 개질 반응에 이용 가능하다. 따라서, 낮은 산화제 스트림 질량 유동은 탄화수소의 개질 반응을 지원하며 연료 전지 시스템의 증가된 총 효율에 기여할 수 있도록 한다.
본 발명의 연료 전지 시스템의 추가의 바람직한 구현예에서, 연료 전지의 작동 압력은 대기압보다 높으며, 바람직하게는 대기압보다 2 내지 30 bar, 보다 바람직하게는 5 내지 15 bar 높다. 가압으로 인해, 연료 이용률 및 또한 연료 전지 시스템의 총 효율이 증가될 수 있는데, 이는 촉매 동역학이 개선되며 전기화학적 전환 및/또는 탄화수소 발생 유닛에서의 탄화수소 발생과 같은 연료 전지 반응의 평형이 생성물 측으로 이동하여 총 효율 증가를 초래하기 때문이다. 또한, 가압은 이산화탄소 분리 공정의 효율을 지원할 수 있다. 가압은 당업계에 공지된 통상적인 수단에 의해 달성될 수 있다.
본 발명의 연료 전지 시스템의 또 다른 유리한 구현에에서, 열 교환기는 탄화수소 발생 유닛의 상류에 있는 연료 전지의 애노드 출구에 연결된다. 열 교환기는 당업계에 공지된 임의의 적합한 열 교환기를 포함할 수 있다. 열 교환기는 탄화수소 발생 유닛으로 들어가기 전에 전환되지 않은 배기 스트림, 예를 들어, 일산화탄소 및 수소를 냉각시킨다. 탄화수소 발생 반응은 발열이기 때문에, 탄화수소 측으로의 평형의 이동이 달성될 수 있는데, 즉 보다 높은 탄화수소 수율이 가능하다. 바람직하게는, 최적의 탄화수소 발생 파라미터를 제공하기 위해, 전환되지 않은 배기 가스 스트림은 연료 전지의 애노드 출구를 떠난 후 약 600 내지 850℃의 온도를 가지며, 탄화수소 발생 유닛에 들어가기 전에 열 교환기에 의해 250 내지 350℃로 냉각된다.
추가의 바람직한 구현예에서, 연료 전지 시스템은 탄화수소 스트림 재순환 도관 및 배기 스트림 재순환 도관을 포함한다. 따라서, 연료 이용률은 상당한 열 손실 및 별도의 증기 생산 없이 최대화될 수 있다.
연료 전지 시스템의 또 다른 바람직한 구현예에서, 탄화수소 발생 유닛은 열 손실을 전기 에너지로 전환시키기 위해 증기 사이클에 연결된다. 이것은 또한 유기 랭킨 사이클 (rankine cycle) 및 유사한 것을 포함하여 종래 기술에 공지된 증기 사이클에 의해 수행될 수 있다. 따라서, 연료 전지 시스템의 총 효율은 최대화될 수 있으며, 85% 내지 효율적으로 최대 100%의 연료 이용률 값이 달성될 수 있다. 보다 바람직하게는, 탄화수소 발생 유닛에서 방출된 열을 사용하여 스트림 사이클에서 물을 증발시킨다. 대안적인 바람직한 구현예에서, 탄화수소 발생 유닛에서 방출된 열을 사용하여 초임계 유체 또는 초임계 유체 혼합물을 가열한다. 따라서, 열 손실은 연료 전지의 총 효율을 증가시키기 위해 매우 효율적인 방식으로 사용될 수 있다.
추가의 바람직한 구현예에서, 연료 전지의 작동 온도는 600 내지 900℃인데, 이는 연료 전지 시스템의 최적의 총 효율이 이 온도 범위에서 도달할 수 있기 때문이다. 특히, 700 내지 800℃의 온도가 보다 바람직하다.
추가의 바람직한 구현예에서, 탄화수소 발생 유닛은 추가 개질기에 연결된 열 전달 유닛에 결합된다. 따라서, 열 손실의 적어도 일부는 상기 개질기를 작동시키기 위해 효율적으로 사용된다.
바람직한 구현예에서, 연료 전지는 SOFC (여기서 산화제 스트림은 순수한 산소로 이루어진다) 또는 산화제 스트림 중 1:2 (산소 대 이산화탄소) 혼합물을 포함하는 MCFC이다. 이것은 통상적인 수단에 의해 실현될 수 있다. 따라서, 연료 전지 시스템의 총 효율이 증가될 수 있다.
또 다른 바람직한 구현예에서, 연료 전지 시스템은 MCFC를 포함하며, 여기서 연료 전지 시스템은, 예를 들어, 재활용 도관을 통해 상기 연료 전지의 캐소드 입구로 이산화탄소를 재순환시키도록 마련된다. 따라서, MCFC의 탁월한 활성화가 달성될 수 있다.
또 다른 바람직한 구현예에서, 탄화수소 발생 유닛은 몇개의 탄화수소 발생 서브 유닛을 일렬로 포함하며, 여기서 탄화수소 발생 서브 유닛 각각의 배기 스트림은 기계적 동력을 제공하도록 완화된다. 이것은 통상적인 수단에 의해 수행될 수 있다. 따라서, 추가로 열 손실은 부분적으로 사용 가능한 기계적 동력으로 전환될 수 있다.
본 발명의 연료 전지 시스템의 추가의 바람직한 구현예는 탄화수소 발생 유닛에 직렬 또는 병렬로 연결된 추가 피셔-트롭쉬 유닛을 포함한다. 따라서, 장쇄 탄화수소는 또한 전환되지 않은 배기 스트림 성분으로 제조될 수 있다. 따라서, 연료 전지 시스템은 탄화수소에 관해 보다 높은 가변성을 갖는다. 보다 바람직하게는, 연료 전지 시스템은 또한 피셔-트롭쉬 유닛으로부터 애노드 입구까지 탄화수소 재순환 도관을 포함한다. 따라서, 매우 다양한 탄화수소가 현재의 요구에 따라 애노드로 재순환될 수 있다.
추가의 바람직한 구현예에서, 본 발명의 연료 전지 시스템은 발열 탄화수소 발생 반응에서 방출된 열의 적어도 일부를 사용하여 산화제 스트림을, 예를 들어, 600℃로 가열하도록 마련되며, 여기서 열 교환기는 산화제 스트림 공급 도관에 배열되며 통상적인 수단에 의해 탄화수소 발생 유닛에 열적으로 결합되고 연결된다. 연료 전지 시스템은 기계적 작업을 생성하기 위해, 예를 들어, 1 bar 및 300℃로 가열된 산화제 스트림을 완화시키도록 추가로 배열되며, 여기서 에너지 전환기에 연결된 가스 팽창 유닛은 상기 열 교환기의 하류에 배열된다. 또한, 연료 전지 시스템은 산화제 스트림을, 예를 들어, 700℃로 가열하기 위해 마련되며, 여기서 추가의 열 교환기는 당업계에 공지된 통상적인 수단에 의해 연료 전지의 배기 가스의 열에 열적으로 결합된다. 바람직하게는, 산화제 스트림은 상기의 배열에 들어가기 전에 5 bar의 압력 및 300℃를 갖는다. 따라서, 연료 전지 유닛의 열 방출은 효율적으로 사용될 수 있다.
또 다른 유리한 구현예에서, 연료 전지 시스템은 당업계에 공지된 임의의 가스 저장 유닛일 수 있는 탄화수소 발생 유닛의 탄화수소를 위한 가스 저장 유닛을 포함한다. 상기 가스 저장 유닛은, 예를 들어, 도관에 의해 탄화수소 발생 유닛에 연결된다. 따라서, 본 발명의 연료 전지 시스템은 필요에 따라 탄화수소를 용이하게 제공하고 저장할 수 있다.
또 다른 유리한 구현예에서, 연료 전지는 가역적 연료 전지이며 상기 기술된 연료 전지 시스템에 따라 연료 전지 모드로 그리고 추가로 전지가 증기로부터 수소 및 이산화탄소로부터 일산화탄소를 생성하는 전기분해 모드로 작동할 수 있으며; 생성된 수소 및 탄소 산화물은 반응하여 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 탄화수소 및 증기를 형성한다. 당업계에 공지된 모든 가역적 연료 전지가 가능하다. 연료 전지 시스템은 또한 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림으로부터 연료 가스를 생산할 수 있으며, 또한 필요에 따라 전기를 생산하기 위해 작동 모드로 전환활 수 있다. 따라서, 보다 다양한 연료 전지 시스템이 가능하며 비용도 절감할 수 있다.
본 발명은 추가로 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법에 관한 것이다. 연료 전지 시스템은 본 발명의 연료 전지 시스템과 관련하여 상기 개략화된 바와 같이 구성될 수 있다. 즉, 연료 전지 시스템을 작동시키는 본 발명의 방법은 본 발명의 연료 전지 시스템을 작동시키기 위해 사용될 수 있다. 본 발명의 방법은 연료 전지에서 탄화수소를 개질시키는 단계를 포함한다. 탄화수소의 개질은 상기 언급된 바와 같이, 즉 식 (I) 및 (II)에 따른 반응물을 포함하는 각각의 반응물 스트림 및/또는 추가의 탄화수소를 첨가함으로써 수행된다. 탄화수소의 흡열 개질로 인해, 연료 전지 내부 열 소산이 수행된다. 따라서, 연료 시스템의 총 효율이 증가될 수 있는데, 이는 어떠한 추가의 냉각 수단도 필요하지 않기 때문이다. 바람직하게는, 탄화수소 개질 동안 연료 전지의 작동 온도는 600 내지 800℃이다.
제2 단계에서, 본 발명의 방법은 연료 전지의 애노드 출구로부터 연료 전지의 애노드 입구로의 배기 스트림의 일부를 재순환시키는 단계를 포함한다. 재순환은 배기 재순환 스트림 도관과 같은 통상적인 수단에 의해 수행될 수 있다. 배기 스트림이 주로 이산화탄소 및 물과 같은 불연성 성분을 함유하기 때문에, 개질 반응을 위한 반응물 농도를 제어할 수 있다. 이것은 연료 이용률 및 열 균형을 양호하게 제어하여 연료 전지 시스템의 총 효율을 양호하게 제어할 수 있도록 한다.
제3 단계는 탄화수소 함유 스트림을 생성하기 위해 연료 전지의 애노드 출구의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림인 배기 스트림의 일부에 포함된 일산화탄소 및 수소로부터 탄화수소를 생성하는 단계를 포함하며, 여기서 탄화수소 발생 열은 연료 전지로부터 분리된다. 일산화탄소 및 수소를 포함하여 전환되지 않은 배기 스트림의 일부로부터 탄화수소를 생성하는 것은, 탄화수소 발생성 유닛의 설명에서 상기 언급된 바와 같이 작동될 수 있다. 발열 탄화수소 발생 반응으로 인해, 전환되지 않은 배기 스트림은 연료 전지의 열 손실의 상당 부분을 운반한다. 따라서, 발열 탄화수소 발생에 의해 방출된 열은, 예를 들어, 통상적인 예너지 전환 수단에 의해 시스템의 총 효율을 증가시키기 위해 추가로 사용될 수 있다. 탄화수소 발생은 상기 설명된 바와 같이 개질로부터 분리되어, 발열 탄화수소 발생 반응과 흡열 개질 반응이 진행되되 하나의 반응이 다른 반응을 열적으로 방해하지 않으면서 진행된다.
제4 단계에서, 생성된 탄화수소 스트림은 연료 전지의 애노드 입구로 재순환된다. 이것은 탄화수소 재순환 도관과 같은 통상적인 수단에 의해 수행될 수 있다. 재순환 농도는, 예를 들어, 밸브 및 압축기를 사용하여 제어 가능하다. 애노드 입구에서의 탄화수소 농도가 어느 정도 증가하면, 연료 이용률도 증가하고 그 역도 마찬가지이다. 전지의 노화는 본 발명의 방법의 개별 요건에 따라 탄화수소 재순환 스트림에 제공된 보다 높은 탄화수소 농도에 의해 보상될 수 있다. 따라서, 공정의 비용을 절감할 수 있으며 높은 공정 가변성이 가능하다.
본 발명의 방법의 또 다른 바람직한 구현예에 따르면, 탄화수소 발생 동안 방출된 열은 증발 과정 및/또는 흡착된 물질의 탈착 및/또는 가열 목적을 위해 사용된다. 따라서, 상기 열의 더 나은 이용이 달성될 수 있다.
연료 전지 시스템을 작동시키는 본 발명의 방법은 몇 가지 이점을 갖는다. 배기 스트림의 일부의 재순환 및 배기 스트림의 일부의 탄화수소 발생에 의해 연료 전지에서 탄화수소의 개질 반응으로 인해, 본 발명의 연료 전지 시스템의 총 효율은 효율적으로 증가될 수 있다. 또한, 탄화수소 발생 동안에 본질적으로 방출되는 연료 전지의 열 손실은 몇 가지 목적, 예를 들어, 탄화수소 발생의 하류에 간단한 에너지 전환 공정을 위해 추가로 사용될 수 있다. 또한, 생성된 탄화수소 스트림을 연료 전지의 애노드 입구로 재순환시키면 전지의 노화 및 농도에 따른 전지의 총 효율의 증가에 대한 탁월한 제어를 제공한다. 본 발명의 방법을 수행함으로써, 연료 전지의 산화제 스트림에 의한 열 추출을 최소화하고 강한 연료 희석 없이 95 질량% 초과의 연료 이용률에 도달하는 것 또한 가능한데, 이는 애노드 입구에서 30 질량% 미만의 이산화탄소 함량을 의미한다.
연료 전지 시스템의 구성요소, 이점 및 유리한 효과에 대한 추가의 설명과 관련하여, 상기 표제의 본 발명의 연료 전지 시스템의 개시내용을 참조한다.
본 발명의 방법의 추가의 유리한 구현예에 따르면, 불연성 배기 스트림 성분, 특히 이산화탄소 및 물은 상기 기술된 수단에 의해 탄화수소를 발생시키는 단계 후에 탄화수소 함유 스트림으로부터 분리된다. 분리로 인해, 보다 높은 순도의 탄화수소 및 연료 전지에서 보다 나은 반응의 제어가 가능하다. 또한, CO2 및 H2O는 분리 없이 농축될 것이며 시스템은 더 이상 작동하지 않을 것이다. 여기서, 탄소 및 수소의 유입량과 동일한 양의 CO2 및 H2O가 각각 분리되어야 한다.
본 발명의 방법의 또 다른 바람직한 구현예에 따르면, 상기 방법은 화학량론적 양의 탄화수소 및/또는 적어도 하나의 개질 성분을 통해 연료 전지 온도를 제어하는 단계를 포함한다. 이것은 상기 기술된 바와 같이 실현될 수 있다. 전기화학적 전환 및 흡열 반응 및 따라서 전지의 열 소산 및 전지의 전지화학적 연소 반응은 상기 반응물에 의해 탁월하게 제어될 수 있다. 게다가, 상기 방법은 상기 설명된 바와 같이 연료 전지 시스템의 열 균형을 제어하기 위해 탄화수소 발생 유닛에서 화학량론적 양의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림 성분을 제저하는 단계를 포함한다. 이것은, 예를 들어, 당업계에 공지된 수단에 의해 재순환된 배기 스트림의 일부 비율을 조정함으로써 가능하다. 따라서, 총 열 균형은 탁월하게 제어 가능하다. 추가로, 상기 방법은 탄화수소 개질을 위해 열을 조정하기 위해 연료 전지에서 산화제의 유량을 제어하는 단계를 포함한다. 상기 설명된 바와 같이, 캐소드에서의 낮은 유량은 개질 반응에 필요한 애노드로부터 많은 열을 소산시키지 않는다. 따라서, 총 효율이 증가될 수 있다.
또 다른 유리한 구현예에 따르면, 연료 스트림 공급물은 개질 반응에서 보다 많은 CO를 수득하기 위해 이산화탄소와 조합된 수소로 이루어진다. 이와 같이 생성된 CO 및 전환되지 않은 수소는 탄화수소 발생 유닛에서 탄화수소로 추가로 전환될 수 있다. 따라서, 전체 열 균형은 탄화수소 발생 유닛에 의해 보다 효율적으로 제어될 수 있다.
연료 전지 시스템의 열 효율을 추가로 개선하기 위해, 상기 방법은 탄화수소 발생 유닛으로부터 방출된 열이 특히 증발을 통해 연료 전지 시스템으로부터 추출되는 것을 특징으로 할 수 있다.
연료 전지 시스템의 연료 효율을 추가로 개선하기 위해, 연료 전지의 완전한 배기 스트림이 탄화수소 발생 유닛 내로 공급되는 것이 유리하다.
추가의 바람직한 구현예에 따르면, 애노드의 배기 스트림은 다른 스트림과의 사전 혼합 없이 탄화수소로 전환되어 연료 전지 시스템의 구조 및 따라서 이를 작동시키는 방법이 용이해질 수 있다.
연료 전지 시스템의 연료 효율은, 애노드 출구의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림에 포함된 80 질량% 초과의 잔류 수소 및 일산화탄소가 탄화수소 발생 유닛에서 탄화수소로 전환되고/되거나 탄화수소 발생 유닛 입구가 10% 미만의 메탄을 함유하는 구현예에 의해 추가로 개선될 수 있다.
연료 전지를 작동시키는 방법의 복잡성을 감소시키는 것을 고려하여, 연료 전지의 배기의 일부가 산화되지 않고 잔류 연료가 대기로 배출되지 않는 것이 유리하다.
연료 전지 시스템을 작동시키는 방법의 열 효율을 추가로 개선시키기 위해, 발열 연료 전지 작동 동안에 발생된 열의 적어도 50%가 탄화수소의 흡열 개질에 의해 소비되고 이어서 탄화수소 발생 유닛에서 발열 반응 동안에 방출되는 것이 추가로 유리하다.
전체 유효 연료 이용률이 최대 95 내지 100%에 도달하는 경우 더 추가로 유리하다.
본 발명은 추가로 발전소에서 본 발명의 연료 전지 시스템의 용도에 관한 것이다. 따라서, 발전소의 총 효율 및 연료 이용률이 상당히 증가될 수 있다.
본 발명의 추가의 상세한 설명, 이점 및 특성은 도면을 고려하여 이하의 구현예의 설명과 관련하여 설명될 것이다. 도면은 다음과 같다:
도 1: 일 구현예에 따른 연료 전지 시스템의 개략도.
도 2: 또 다른 구현예에 따른 연료 전지 시스템의 개략도.
도 3: 일 구현예에 따른 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법의 개략도.
본 발명은 하기 도면을 참조하여 기술된다. 여기에 본 발명의 연료 전지의 모든 필수 요소 및 구성요소를 나타낸다. 모든 다른 요소 및 구성요소는 본 발명의 이해를 높이기 위해 생략되었다.
상세하게, 도 1은 본 발명의 일 구현예에 따른 연료 전지 시스템 (1)의 개략도를 나타낸다. 연료 전지 시스템 (1)은 애노드 (2a) 및 캐소드 (2b)를 포함하는 연료 전지 (2)를 포함한다. 연료 전지 (2)의 재료, 예를 들어, 촉매, 막, 전해질은 당업계에 공지된 것들을 포함한다. 연료 전지 (2)는 산화제 스트림에 의해 산화된 연료 스트림의 전기화학적 연소 반응에 의해 전력을 생산하기 위해 연료 전지 (2)로 들어가는 산화제 스트림 및 연료 스트림을 전환시키도록 마련된다. 연료 전지의 작동 온도는 바람직하게는 600 내지 800℃이다.
연료 전지 (2)의 캐소드 (2b)는, 공기 또는 순수한 산소로 이루어진 산화제 스트림이 도입되는 캐소드 입구 (9)를 포함한다. 순수한 산소 반응물의 경우, 연료 전지의 총 효율이 증가될 수 있는데, 이는 보다 많은 전기 에너지가 발생되기 때문이다. 산화제 스트림은, 예를 들어, 가스 저장 탱크에 의해 또는 가스 액화 유닛에 의해 또는 산화제로서 공기 단순히 환경의 경우 산화제 스트림 공급 도관 (11)에 도입된다. 산화제 스트림의 압력 및 질량 유동은, 예를 들어, 산화제 스트림 공급 도관 (11)의 상류에 있는 압축기 또는 터빈에 의해 조정될 수 있다. 열 교환기 (13b)를 사용하여 공기 또는 순수한 산소 스트림을 연료 전지 (2)의 작동 온도로 가열하고, 여기서 종래 기술의 임의의 유형의 적합한 열 교환기가 사용될 수 있다. 캐소드 (2b)는 공기의 경우 산소 환원된 산화제 배기 스트림이 산화제 스트림 출구 (17)를 통해 연료 전지 (2)를 빠져나가는 캐소드 출구 (10)를 추가로 포함한다. 추가로, 열 교환기 (14b)는 산화제 배기 스트림을 냉각시키기 위해 캐소드 출구 (10)의 하류에 배열된다. 열 교환기 (14b)에서 전달된 열은, 예를 들어, 열 교환기 (13b)에서 유입되는 산화제 스트림을 가열하기 위해 연료 전지 시스템 (1)을 위해 더 효율적으로 사용될 수 있다.
연료 전지 (2)의 애노드 (2a)는 연료 스트림이 도입될 수 있는 애노드 입구 (8)를 포함한다. 연료 스트림은, 예를 들어, 천연 가스, 합성 가스, 일산화탄소, 수소, 메탄올, 에탄올, 아세트산, 포름알데하이드, 메탄, 에탄, 프로판 또는 이들의 임의의 조합 및 당업계에 공지된 연료 전지에 적합한 추가의 물질을 포함할 수 있다. 연료 스트림은 연료 스트림 공급 도관 (12)을 통해 연료 전지 시스템 (1) 내로 도입된다. 연료 스트림 공급 도관 (12)은, 예를 들어, 가스 탱크, 바이오가스 생성 유닛, 가스 파이프라인 또는 연료 가스를 생성하는 또 다른 산업적 작동 유닛 또는 당업계에 공지된 다른 적합한 수단에 연결될 수 있다. 연료 스트림 공급물의 질량 유동 및 압력은 예를 들어, 압축기, 질량 유동 제어기 또는 터빈 또는 종래 기술에 공지된 임의의 다른 기술적 수단에 의해 제어될 수 있다. 열 교환기 (13a)는 연료 스트림을 연료 전지의 작동 온도, 예를 들어, 800℃로 예열한다. 애노드 배기 스트림은 애노드 출구 (7)를 통해 애노드 (2a)를 빠져나간다. 열 교환기 (14a)는 애노드 (2a)의 하류에 배열되어 상기 정의된 바와 같이 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림을, 예를 들어, 350℃로 냉각시킨다. 배기 스트림 성분의 유형에 따라, 배기 스트림은 아래 상세히 설명된 바와 같이 추가로 처리된다. 이러한 구성 (set-up)으로 인해, 예를 들어, 50%의 우수한 연료 전지 내부/국부 연료 이용률이 달성될 수 있다. 그 값은, 애노드 (2a)의 노화를 피해야 하고 전극의 스트림에 장시간 유동이 필요한 경우 특히 유리하다.
또한, 연료 전지 (2)는 연료 전지 (2)의 작동 동안에 생성된 열을 소산시키기 위해 탄화수소의 개질 반응을 위해 마련된다. 흡열 개질은 식 (I) 및 (II)에 따른 경로를 통해 진행된다. 따라서, 탄화수소는 아래에 설명된 바와 같이 탄화수소 스트림 재순환 도관 (4)을 통해 및/또는 연료 스트림 공급 도관 (12)을 통해 공될 수 있다. 다른 반응물, 예를 들어, 이산화탄소 및 물은 일산화탄소 및 수소와 같은 전환되지 않은 배기 성분을 추가로 포함하는 배기 스트림을 통해 공급되며, 탄화수소 발생 유닛 (5) 및 열 교환기 (14a)의 상류에 배열된 애노드 출구 (7)에 연결된 배기 스트림 재순환 도관 (3)을 통해 애노드 출구 (7)를 빠져나가며, 애노드 입구 (8)에 의해 연료 전지 (2)에 재진입하는 것을 포함한다. 재순환된 배기 스트림의 양은 연료 전지 (2)에서 개질 반응을 제어하기 위해 변화될 수 있다. 그러한 재순환은, 예를 들어, 밸브 (여기서 미도시) 및 압축기 (15)를 통해 가능하다. 개질 반응은 연료 전지 (2)에서 히트 싱크를 제공하며, 연료 전지 (2)에는 어떠한 추가의 냉각 수단도 필요하지 않다. 따라서, 배기 스트림 재순환으로 인해, 최대 70%의 우수한 연료 이용률이 가능한데, 이때 연료 전지 (2)의 열화가 매우 낮으며 연료 전지 시스템 (1)의 총 효율이 증가한다.
연료 전지 시스템 (1)은 전환되지 않은 배기 스트림, 예를 들어, 일산화탄소 및 수소를 탄화수소로 전환시키는 탄화수소 발생 유닛 (5)을 추가로 포함한다. 탄화수소 발생 유닛의 상류에는, 탄화수소 발생 유닛 (5)에 대한 배기 스트림을, 예를 들어, 350℃로 냉각시키는 열 교환기 (14a)가 배열된다. 따라서, 우수한 탄화수소 수율이 생성될 수 있는데, 이는 평형이 탄화수소 측으로 이동하기 때문이다. 공지된 임의의 탄화수소 발생 유닛 (5)이 사용될 수 있다. 연료 전지 (2)에서 개질 반응으로 인해, 연료 전지 시스템 (1)의 높은 비율의 열 손실이 탄화수소 발생 유닛 (5)에 대한 반응물에 저장된다. 탄화수소 발생 유닛 (5)에서의 발열 탄화수소 발생 반응은 아래에 설명된 바와 같이 효율을 증가시키기 위해 추가로 사용될 수 있는 열을 방출한다. 탄화수소 발생 유닛 (5)에 의해 생성된 탄화수소는 불연성 성분, 특히 이산화탄소 및 물을 분리하기 위해 막, 와셔, 흡착기 또는 이들의 임의의 조합을 포함하는 적어도 하나의 분리 유닛 (6) 내로 도입된다. 분리 유닛 (6)으로 인해, 우수한 순도를 갖는 탄화수소 스트림은 탄화수소 스트림 재순환 도관 (4)을 통해 애노드 입구 (8)로 다시 보내지고 열 교환기 (13a)를 통과한 후, 탄화수소를 예를 들어, 800℃의 반응 온도로 예열할 수 있다. 탄화수소 재순환 스트림에서 탄화수소의 농도 및 그 압력은, 예를 들어, 압축기 (16)에 의해 용이하게 제어될 수 있다. 탄화수소 스트림 재순환 도관 (4)을 통한 탄화수소 스트림 재순환으로 인해, 애노드 (2a) 재료의 분해 없이 100%의 연료 이용률이 달성될 수 있는데, 이는 수소가 항상 개질 반응에 의해 공급되며 애노드 출구 (7)에서도 충분한 잔류 연료를 이용 가능하기 때문이다. 추가 냉각이 필요하지 않기 때문에, 최대 80%의 연료 전지 (2)의 높은 총 효율이 달성된다. 탄화수소 발생 유닛 (5)은 연료 전지 시스템 (1)의 더 나은 열 균형을 제공하는 연료 전지 (2)로부터 열적으로 분리된다.
또한, 연료 전지 시스템 (1)은 화학량론적 양의 탄화수소 및/또는 적어도 하나의 개질 성분에 의해 연료 전지 (2) 온도를 제어하도록 마련된다. 이것은, 예를 들어, 연료 스트림 공급물 (12)을 통해 또는 탄화수소 재순환 도관 (4) 및/또는 배기 스트림 재순환 도관 (3)의 질량 유동을 통해 도입된 탄화수소 스트림의 질량 유동 또는 압력에 의해 가능하다. 상기 질량 유동은 탄화수소 재순환 도관 (16) 및/또는 배기 스트림 재순환 도관 (15)의 압축기와 같은 공지된 기술적 수단 및 여기에 나타내지 않은 다른 적합한 기술적 수단에 의해 용이하게 제어될 수 있다. 상기 반응물의 질량 유동이 보다 높을수록, 개질 반응은 더 많이 흡열이다. 따라서, 연료 전지 (2)의 열 소산은 용이하게 제어될 수 있다.
연료 전지 시스템 (1)은 또한 연료 전지 시스템 (1)의 열 균형을 제어하기 위해 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 화학량론적 양의 부분적으로 전환되지 않은 배기 가스 스트림 성분을 제어하도록 마련된다. 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 전환되지 않은 배기 스트림의 양이 많을수록, 탄화수소 발생 유닛 (5)에 의해 방출된 에너지가 더 많다. 상기 양은, 예를 들어, 당업계에 공지된 수단에 의해 그 질량 유동 또는 그 압력에 의해 조정될 수 있다. 따라서, 탄화수소 발생 유닛 (5)에 의해 방출된 열은 용이하게 제어될 수 있다.
연료 전지 시스템 (1)은 또한 탄화수소 개질을 위해 열을 제공하기 위해 연료 전지 (2)에서 산화제 스트림의 유량을 제어하도록 마련된다. 산화제 스트림의 유량이 낮을수록, 탄화수소 개질을 위해 더 많은 열을 이용 가능하다. 따라서, 작동 비용을 절감할 수 있으며 연료 전지 시스템 (1)의 총 효율이 증가될 수 있다.
연료 전지 시스템 (1)의 작동 압력은 대기압보다 높으며, 바람직하게는 대기압보다 2 내지 30 bar, 보다 바람직하게는 5 내지 15 bar 높을 수 있으며 이는 탄화수소 발생 유닛 (5)에서의 탄화수소 발생 반응의 평형을 생성물 측으로 이동시키고 CO2 및 H2O에 대한 분리 효율을 개선함으로써 연료 전지 시스템 (1)의 총 효율에 기여한다.
도 2는 도 1의 특징을 포함하는, 본 발명의 또 다른 구현예에 따른 연료 전지 시스템 (1)의 개략도이다. 그러나, 도 1에 나타낸 구현예에 추가로, 예를 들어, 증기 회로와 같은 에너지 전환기 (18)는 탄화수소 발생 유닛 (5)에 결합되고 연결되며, 여기서, 발열 탄화수소 발생 반응에 의해 방출된 열은 전기 에너지로 추가로 전환된다. 따라서, 80% 이상의 연료 전지 시스템 (1)의 탁월한 총 효율이 달성된다.
감소된 작동 비용 및 80% 이상의 높은 총 효율을 갖는 연료 전지 시스템 (1)이 제공될 수 있다. 연료 전지 (2)의 총 열 균형은 또한 용이하게 제어될 수 있다. 또한, 연료 전지 시스템 (1)은 연료 전지 (2)의 애노드 (2a) 재료의 열화를 증가시키지 않으면서 최대 100%의 높은 연료 이용률로 작동될 수 있다.
상세하게, 도 3은 본 발명의 방법의 구현예에 따라 연료 전지 시스템 (1)을 작동시키는 본 발명의 방법의 개요를 제공한다. 제1 단계(100)에서, 상기 방법은 연료 전지 (2)에서 탄화수소를 개질하는 단계를 제공한다. 이 흡열 반응으로 인해, 본 발명의 연료 전지 시스템 (1)의 총 효율을 증가시키는 연료 전지 (2) 내에 히트 싱크가 제공될 수 있다. 탄화수소 개질은 전형적인 연료 전지 작동 온도, 즉 800℃ 하에 수행된다. 식 (I) 또는 (II)에 따른 반응물은 상기 기술된 바와 같이 애노드 입구 (8)로 공급될 수 있다. 탄화수소의 개질 동안에, 연료 전지 (2)의 높은 비율의 열 손실은 연료 전지 (2)를 빠져나가는 개질 생성물에 저장된다. 예를 들어, 개질 반응물은 연료 스트림 공급 도관 (12) 및/또는 배기 스트림 재순환 도관 (3) 및/또는 탄화수소 스트림 재순환 도관 (4)을 통해 도입될 수 있다. 각 스트림 각각의 질량 유동 및 따라서 개질 반응의 평형은, 예를 들어, 압축기 (14 및 15)와 같은 공지된 기술적 수단에 의해 조정될 수 있다.
제2 단계 (200)에서, 배기 스트림의 일부는 연료 전지 (2)의 애노드 출구 (7)로부터 연료 전지 (2)의 애노드 입구 (8)로 재순환된다. 따라서, 이산화탄소 및 물과 같은 개질 반응을 위한 반응물이 제공된다. 연료 전지 (2)의 온도는 화학량론적 양의 배기 재순환 스트림 성분에 의해 용이하게 제어될 수 있다. 따라서, 한편으로는, 불연성 폐기물은 효율적으로 사용될 수 있으며, 한편으로는, 연료 전지 (2)의 연료 이용률 및 따라서 연료 전지 시스템 (1)의 총 효율이 증가된다.
제3 단계 (300)에서, 연료 전지 (2)의 애노드 출구 (7)로부터의 배기 스트림의 일부는 탄화수소로 전환되어 탄화수소 함유 스트림을 생성하며, 여기서 탄화수소 발생 열은 연료 전지 (2)로부터 열적으로 분리된다. 탄화수소 발생은 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 수행된다. 탄화수소 발생 열은 연료 전지 (2)로부터 분리되는데, 이는 탄화수소 발생이 발열 과정이기 때문이다. 이로써 탄화수소 발생과 개질 공정 사이의 간섭이 효율적으로 회피된다. 따라서, 배기 스트림의 일부, 즉 전환되지 않은 배기 스트림 성분으로부터 탄화수소를 발생시켜 생성된 열은, 추가 기술 유닛을 작동시키기 위해 또는 열 방출을 추가의 전기 에너지로 변환하기 위해 추가로 사용되어 높은 총 효율을 제공할 수 있다.
제4 단계 (400)에서, 불연성 배기 스트림 성분, 특히 이산화탄소 및 물은 단계 (300) 후에 탄화수소 발생 유닛 (5)을 빠져나가는 탄화수소 함유 스트림으로 분리된다. 상기 배기 스트림 성분의 분리는 와셔, 흡착기, 막 또는 이들의 임의의 조합과 같은 수단에 의해 수행될 수 있다. 따라서, 높은 순도의 탄화수소가 추가의 처리를 위해 제공될 수 있다.
제5 단계 (500)는 이전 단계 동안 생성된 탄화수소 스트림을 연료 전지 (2)의 애노드 입구 (8)로 재순환시키는 단계를 포함한다. 연료 이용률은 최대 100%의 값까지 증가하며 연료 전지 시스템 (1)의 총 효율은 80%의 값까지 증가한다. 탄화수소의 사용으로 인해, 평형 및 따라서 개질 반응의 열 균형은 효율적으로 제어될 수 있다. 탄화수소의 재순환은 또한 제1 단계 (100)에서 흡열 개질 반응의 열을 제어할 수 있다.
본 발명의 연료 전지 시스템 (1)을 작동시키는 본 발명의 방법 동안에, 보다 낮은 질량 유동을 갖는 산화제 스트림은 연료 전지 (2)의 열적 열 균형의 탁월한 제어성을 제공하기 위해 사용될 수 있다. 낮은 산화제 스트림이 연료 전지 (2)의 캐소드 (2b)에 적용될 수 있기 때문에, 개질 반응에 더 많은 열이 이용 가능하다. 개질 반응에 사용된 열은 개질 생성물에 저장되며, 전기 에너지 생성을 위해 추가로 사용될 수 있는데, 즉 연소 증기 사이클에 의해 또는 열 방출에 이어 탄화수소 발생 유닛 (5) 후 열 전환에 의해, 전기 에너지 생성을 위해 추가로 사용될 수 있다.
따라서, 본 발명의 공정은 높은 총 효율 및 연료 전지 (2)의 열적 열 균형의 탁월한 제어성을 갖는 본 발명의 연료 전지 시스템 (1)의 작동을 가능하게 한다.
본 발명의 구현예가 도시되고 기술되었지만, 이들 구현예는 본 발명의 모든 가능한 형태를 도시하고 기술하도록 의도된 것은 아니다. 본 명세서에서 사용된 단어는 제한보다는 기술을 위한 단어이며, 본 발명의 사상 및 범위로부터 벗어나지 않고 다양한 변경이 이루어질 수 있음이 이해된다.
1 연료 전지 시스템
2 연료 전지
2a 애노드
2b 캐소드
3 배기 스트림 재순환 도관
4 탄화수소 스트림 재순환 도관
5 탄화수소 발생 유닛
6 분리 유닛
7 애노드 출구
8 애노드 입구
9 캐소드 입구
10 캐소드 출구
11 산화제 스트림 공급 도관
12 연료 스트림 공급 도관
13a 열 교환기
13b 열 교환기
14a 열 교환기
14b 열 교환기
15 압축기
16 압축기
17 산화제 스트림 배기 도관
18 증기 회로
100 방법의 단계
200 방법의 단계
300 방법의 단계
400 방법의 단계
500 방법의 단계

Claims (23)

  1. 연료 전지 시스템 (1)으로서,
    탄화수소 개질을 위해 마련된 적어도 하나의 연료 전지 (2), 및
    상기 연료 전지 (2)의 애노드 출구 (7)의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림에 포함된 일산화탄소 및 수소로부터 탄화수소를 발생시키기 위한 상기 연료 전지 (2)의 애노드 출구 (7)에 연결된 탄화수소 발생 유닛 (5)을 포함하며,
    상기 연료 전지 (2)가 상기 탄화수소 생성 유닛 (5)으로부터 열적으로 분리됨으로써, 발열 탄화수소 발생 반응과 흡열 개질 반응은 서로를 열적으로 방해하지 않으면서 진행되는, 연료 전지 시스템 (1).
  2. 제1항에 있어서, 상기 탄화수소는 메탄이며, 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)은 메탄화 유닛인, 연료 전지 시스템 (1).
  3. 제1항 또는 제2항에 있어서, 적어도 하나의 분리 유닛 (6)은 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)의 하류에 배열되고 이에 연결되어 불연성 배기 스트림 성분, 특히 물 및 이산화탄소를 분리하는, 연료 전지 시스템.
  4. 제1항 내지 제3항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)은 상기 연료 전지 (2)의 애노드 입구 (8)에 연결된 탄화수소 재순환 도관 (4)에 연결되는, 연료 전지 시스템.
  5. 제4항에 있어서, 상기 탄화수소 재순환 도관 (4)으로부터 얻어진 재순환 탄화수소는 30 질량% 미만의 CO2 및 30 질량% 미만의 H2O를 함유하는, 연료 전지 시스템
  6. 제1항 내지 제5항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료 전지 (2)의 애노드 입구 (8)는 30% 미만의 CO2를 함유하는, 연료 전지 시스템.
  7. 제1항 내지 제6항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료 전지 (2)의 산화제 스트림은 순수한 산소로 이루어지며, 특히, 상기 산소는 연료의 전기화학적 전환을 위해 화학량론적 양으로 제공되며, 발열 전기화학적 반응 동안 발생된 완전한 열은 상기 탄화수소의 흡열 개질에 의해 소비되는, 연료 전지 시스템.
  8. 제1항 내지 제7항 중 어느 한 항에 있어서, 배기 스트림 재순환 도관 (3)은 상기 연료 전지 (2)의 상기 애노드 출구 (7)에 그리고 상기 연료 전지 (2)의 애노드 입구 (8)에 연결되며, 상기 배기 스트림 재순환 도관 (3)은 상기 연료 전지 (2)로부터 배기 스트림의 적어도 일부를 재순환시키도록 마련되는, 연료 전지 시스템.
  9. 제1항 내지 제8항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료 전지 시스템 (1)은 상기 화학량론적 양의 재순환된 탄화수소 및/또는 적어도 하나의 개질 성분을 통해 상기 연료 전지 (2) 온도를 제어하도록 마련되는, 연료 전지 시스템.
  10. 제1항 내지 제9항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 분리 유닛 (6)은 막, 와셔(washer), 흡착기, 극저온 분리/증류, 압력/온도 순환식 흡착, 또는 이들의 임의의 조합을 포함하는, 연료 전지 시스템.
  11. 제1항 내지 제10항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료 전지 시스템 (1)은 상기 연료 전지 (2)의 열 균형을 제어하기 위해 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 화학량론적 양의 상기 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림 성분을 제어하도록 마련되는, 연료 전지 시스템 (1).
  12. 제1항 내지 제11항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료 전지 시스템 (1)은 상기 탄화수소 개질을 위한 열을 제공하기 위해 상기 연료 전지 (2)에서 산화제 스트림의 유량을 제어하도록 마련되는, 연료 전지 시스템.
  13. 제8항 내지 제12항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 배기 스트림 재순환 도관 (3)은 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)의 상류에 배열되는, 연료 전지 시스템.
  14. 제1항 내지 제13항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료 전지 시스템 (1)의 작동 압력은 대기압보다 높고, 바람직하게는 대기압보다 2 내지 30 bar, 보다 바람직하게는 5 내지 15 bar 높은, 연료 전지 시스템.
  15. 제1항 내지 제14항 중 어느 한 항에 있어서, 열 교환기 (14a)는 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)의 상류에 있는 상기 연료 전지 (2)의 상기 애노드 출구 (7)에 연결되는, 연료 전지 시스템 (1).
  16. 제1항 내지 제15항 중 어느 한 항에 있어서, 탄화수소 발생 동안 방출된 열은 증발 과정 및/또는 흡착된 물질의 탈착 및/또는 가열 목적을 위해 사용되는, 연료 전지 시스템 (1).
  17. 제1항 내지 제16항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 연료 전지 (2)는 가역적 연료 전지이며, 제1항 내지 제16항 중 어느 한 항에 따른 연료 전지 모드 및 추가로 전기분해 모드에서 작동할 수 있는, 연료 전지 시스템 (1).
  18. 제1항 내지 제17항 중 어느 한 항에 따른 연료 전지 시스템 (1)의 작동 방법으로서, 하기를 포함하는, 방법:
    a) 연료 전지 (2)에서 탄화수소를 개질하는 단계 (100);
    b) 배기 스트림의 일부를 특히 배기 스트림 재순환 도관 (3)을 통해 상기 연료 전지 (2)의 애노드 출구 (7)로부터 상기 연료 전지 (2)의 애노드 입구 (8)로 재순환시키는 단계 (200);
    c) 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 상기 연료 전지 (2)의 상기 애노드 출구 (7)의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림에 포함된 일산화탄소 및 수소로부터 탄화수소를 생성하여 탄화수소 함유 스트림을 생성하는 단계 (300)로서, 상기 탄화수소 발생 열은 상기 연료 전지 (2)로부터 분리됨으로써, 상기 발열 탄화수소 발생 반응과 상기 흡열 개질 반응이 서로를 열적으로 방해하지 않으면서 진행되는, 단계 (300); 및
    d) 생성된 탄화수소 스트림을 특히 탄화수소 재순환 도관 (4)을 통해 상기 연료 전지 (2)의 상기 애노드 입구 (8)로 재순환시키는 단계 (500).
  19. 제18항에 있어서, 불연성 배기 스트림 성분, 특히 이산화탄소 및 물을 단계 c) (300) 후에 상기 탄화수소 함유 스트림으로부터 분리하는 단계 (400)인, 방법.
  20. 제18항 또는 제19항에 있어서, 상기 방법은 상기 화학량론적 양의 탄화수소 및/또는 적어도 하나의 개질 성분을 통해 상기 연료 전지 온도를 제어하는 단계를 추가로 포함하거나, 상기 방법은 상기 연료 전지 시스템 (1)의 열 균형을 제어하기 위해 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 화학량론적 양의 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림 성분을 제어하는 단계를 추가로 포함하거나, 상기 방법은 상기 탄화수소 개질을 위해 열을 제공하기 위해 상기 연료 전지 (2)에서 산화제 스트림의 유량을 제어하는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  21. 제18항 내지 제20항 중 어느 한 항에 있어서,
    - 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)으로부터 방출된 열은 특히 증발을 통해 상기 연료 전지 시스템 (1)으로부터 추출되고/되거나,
    - 상기 연료 전지 (2)의 상기 애노드 출구 (7)의 완전한 배기 스트림은 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)으로 공급되고/되거나,
    - 애노드 (2a)의 상기 배기 스트림은 다른 스트림과의 사전 혼합 없이 탄화수소로 전환되고/되거나,
    - 상기 애노드 출구 (7)의 상기 부분적으로 전환되지 않은 배기 스트림에 포함된 잔류 수소 및 일산화탄소의 80 질량% 초과가 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 탄화수소로 전환되고/되거나,
    - 상기 탄화수소 발생 유닛 (5) 입구는 10% 미만의 메탄을 함유하고/하거나,
    - 배기의 일부는 산화되지 않으며 잔류 연료는 대기로 배출되지 않는, 방법.
  22. 제18항 내지 제21항 중 어느 한 항에 있어서, 발열 연료 전지 작동 동안에 발생된 열의 적어도 50%는 탄화수소의 흡열 개질에 의해 소비되고 이어서 상기 탄화수소 발생 유닛 (5)에서 발열 반응 동안 방출되는, 방법.
  23. 제18항 내지 제22항 중 어느 한 항에 있어서, 전체 유효 연료 이용률은 최대 95 내지 100%에 이르는, 방법.
KR1020197035529A 2017-05-02 2018-04-26 연료 전지 시스템 및 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법 Active KR102313211B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP17169085.2 2017-05-02
EP17169085.2A EP3399580B1 (en) 2017-05-02 2017-05-02 Fuel cell system and method for operating a fuel cell system
PCT/EP2018/060782 WO2018202551A1 (en) 2017-05-02 2018-04-26 Fuel cell system and method for operating a fuel cell system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20190140065A true KR20190140065A (ko) 2019-12-18
KR102313211B1 KR102313211B1 (ko) 2021-10-18

Family

ID=58664600

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020197035529A Active KR102313211B1 (ko) 2017-05-02 2018-04-26 연료 전지 시스템 및 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법

Country Status (9)

Country Link
US (1) US11799109B2 (ko)
EP (1) EP3399580B1 (ko)
JP (1) JP6943406B2 (ko)
KR (1) KR102313211B1 (ko)
CN (1) CN110582880B (ko)
CA (1) CA3061820C (ko)
DK (1) DK3399580T3 (ko)
PL (1) PL3399580T3 (ko)
WO (1) WO2018202551A1 (ko)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US12320022B2 (en) 2018-01-22 2025-06-03 Twelve Benefit Corporation System and method for carbon dioxide reactor control
JP6755288B2 (ja) * 2018-10-30 2020-09-16 東京瓦斯株式会社 燃料電池システム及びオフガスの再生方法
FR3107617A1 (fr) * 2020-02-25 2021-08-27 Entrepose Group Extraction de CO2 dans la boucle de recyclage d’une pile à combustible
EP4084163A1 (en) * 2021-04-29 2022-11-02 Technische Universität München Fuel cell system and method for operating the same
CN113451627B (zh) * 2021-05-31 2022-09-06 宁波大学 用于高温可逆燃料电池的碳循环装置
EP4117061A1 (en) * 2021-07-09 2023-01-11 Technische Universität München Method of operating a fuel cell system in fuel cell mode
CA3240316A1 (en) 2021-12-08 2023-12-14 Twelve Benefit Corporation Systems and methods for ethylene production
JP2023151619A (ja) * 2022-03-31 2023-10-16 京セラ株式会社 燃料電池装置
PL442986A1 (pl) * 2022-11-29 2024-06-03 Politechnika Warszawska Kompaktowy układ hybrydowy ogniwa paliwowego ze stopionym węglanem połączony z obiegiem CO2 w stanie nadkrytycznym
US12460310B2 (en) 2023-04-04 2025-11-04 Twelve Benefit Corporation Integrated systems employing carbon oxide electrolysis in aluminum production

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100178574A1 (en) * 2007-04-17 2010-07-15 Jeroen Valensa Fuel cell system with partial external reforming and direct internal reforming
WO2013178430A1 (en) * 2012-05-29 2013-12-05 Topsøe Fuel Cell A/S Pre-reforming of sulfur-containing fuels to produce syngas for use in fuel cell systems

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5034287A (en) * 1990-04-23 1991-07-23 International Fuel Cells Corporation Fuel cell cooling using heat of reaction
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
AUPS244802A0 (en) * 2002-05-21 2002-06-13 Ceramic Fuel Cells Limited Fuel cell system
US7575822B2 (en) * 2003-04-09 2009-08-18 Bloom Energy Corporation Method of optimizing operating efficiency of fuel cells
EP2026901B1 (en) * 2006-04-07 2017-02-22 Chart Industries, Inc. Supercritical process, reactor and system for hydrogen production
JP2008204783A (ja) * 2007-02-20 2008-09-04 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 燃料電池発電システムとその冷却方法
US8062799B2 (en) * 2008-08-19 2011-11-22 Fuelcell Energy, Inc. High-efficiency dual-stack molten carbonate fuel cell system
US8349504B1 (en) * 2009-03-24 2013-01-08 Michael John Radovich Electricity, heat and fuel generation system using fuel cell, bioreactor and twin-fluid bed steam gasifier
AU2010279666B2 (en) * 2009-08-03 2014-07-17 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the production of methane
KR101441491B1 (ko) * 2012-11-02 2014-09-17 두산중공업 주식회사 석탄가스화 복합발전 연계형 연료전지 시스템 및 가스 공급 방법
BR112015020949A2 (pt) * 2013-03-15 2017-07-18 Exxonmobil Res & Eng Co geração de energia integrada usando células de combustível de carbonato fundido
CN105960729B (zh) * 2014-01-17 2019-02-22 Ez-能源有限公司 通过气态烃进料生产二氧化碳和电力的方法和系统
FR3034570B1 (fr) * 2015-03-30 2019-06-28 Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives Systeme de production d'electricite par pile a combustible sofc avec circulation des especes carbonees en boucle fermee
KR20210018528A (ko) * 2016-04-29 2021-02-17 퓨얼 셀 에너지, 인크 이산화탄소 포집을 증진시키기 위한 애노드 배기가스의 메탄화

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100178574A1 (en) * 2007-04-17 2010-07-15 Jeroen Valensa Fuel cell system with partial external reforming and direct internal reforming
WO2013178430A1 (en) * 2012-05-29 2013-12-05 Topsøe Fuel Cell A/S Pre-reforming of sulfur-containing fuels to produce syngas for use in fuel cell systems

Also Published As

Publication number Publication date
KR102313211B1 (ko) 2021-10-18
EP3399580B1 (en) 2020-11-04
WO2018202551A1 (en) 2018-11-08
DK3399580T3 (da) 2021-01-25
US11799109B2 (en) 2023-10-24
JP2020518948A (ja) 2020-06-25
EP3399580A1 (en) 2018-11-07
CA3061820C (en) 2022-11-29
JP6943406B2 (ja) 2021-09-29
CA3061820A1 (en) 2018-11-08
PL3399580T3 (pl) 2021-05-17
CN110582880A (zh) 2019-12-17
CN110582880B (zh) 2023-03-10
US20200153013A1 (en) 2020-05-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102313211B1 (ko) 연료 전지 시스템 및 연료 전지 시스템을 작동시키는 방법
EP3054519B1 (en) Reversible fuel cell system and method for operating a fuel cell system
JP6644144B2 (ja) エンジン付きｒｅｐを用いるエネルギ貯蔵
US20050123810A1 (en) System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
CN106133973A (zh) 用于制氢的重整器‑电解槽‑净化器(rep)组件、包含其的系统以及制氢的方法
Manzolini et al. Hydrogen production from ethanol steam reforming: energy efficiency analysis of traditional and membrane processes
JP7176025B2 (ja) 発電装置
JP2019507718A (ja) Ｓｏｅｃにより最適化された一酸化炭素製造方法
CA3096322A1 (en) A method for generating synthesis gas for use in hydroformylation reactions
US8394544B2 (en) Solid oxide fuel cell steam reforming power system
JP2004018343A (ja) 炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法とそのプラント及びその排熱回収型改質器
EP1680354A1 (en) Hydrogen production from methanol
US20250006963A1 (en) Method of operating a fuel cell system in fuel cell mode
KR102903917B1 (ko) 개질기 가열용 히트 펌프를 구비한 고온 pem 연료 전지 시스템, 그 작동 방법 및 그 용도
JP4938299B2 (ja) 燃料電池発電装置の運転方法
CN121565901A (zh) 一种耦合甲醇合成的高温固体氧化物燃料电池发电系统及方法
Francesconi et al. ENERGY INTEGRATION OF THE STEAM REFORMING PROCESS OF BIOETHANOL AND FUEL CELLS
EP2381520A1 (fr) Procédé de cogénération d&#39;énergie mécanique-électrique et de chaleur

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
PA0105 International application

St.27 status event code: A-0-1-A10-A15-nap-PA0105

PA0201 Request for examination

St.27 status event code: A-1-2-D10-D11-exm-PA0201

PG1501 Laying open of application

St.27 status event code: A-1-1-Q10-Q12-nap-PG1501

D13-X000 Search requested

St.27 status event code: A-1-2-D10-D13-srh-X000

D14-X000 Search report completed

St.27 status event code: A-1-2-D10-D14-srh-X000

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

St.27 status event code: A-1-2-D10-D21-exm-PE0902

P11-X000 Amendment of application requested

St.27 status event code: A-2-2-P10-P11-nap-X000

P13-X000 Application amended

St.27 status event code: A-2-2-P10-P13-nap-X000

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

St.27 status event code: A-1-2-D10-D22-exm-PE0701

GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

St.27 status event code: A-2-4-F10-F11-exm-PR0701

PR1002 Payment of registration fee

St.27 status event code: A-2-2-U10-U12-oth-PR1002

Fee payment year number: 1

PG1601 Publication of registration

St.27 status event code: A-4-4-Q10-Q13-nap-PG1601

PR1001 Payment of annual fee

St.27 status event code: A-4-4-U10-U11-oth-PR1001

Fee payment year number: 4

PR1001 Payment of annual fee

St.27 status event code: A-4-4-U10-U11-oth-PR1001

Fee payment year number: 5

U11 Full renewal or maintenance fee paid

Free format text: ST27 STATUS EVENT CODE: A-4-4-U10-U11-OTH-PR1001 (AS PROVIDED BY THE NATIONAL OFFICE)

Year of fee payment: 5