[go: up one dir, main page]

KR20180081115A - 엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장 - Google Patents

엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장 Download PDF

Info

Publication number
KR20180081115A
KR20180081115A KR1020187016035A KR20187016035A KR20180081115A KR 20180081115 A KR20180081115 A KR 20180081115A KR 1020187016035 A KR1020187016035 A KR 1020187016035A KR 20187016035 A KR20187016035 A KR 20187016035A KR 20180081115 A KR20180081115 A KR 20180081115A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
fuel cell
hydrogen
energy storage
anode
storage system
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
KR1020187016035A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101992798B1 (ko
Inventor
프레드 씨. 잔케
매튜 램브렉
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 KR20180081115A publication Critical patent/KR20180081115A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101992798B1 publication Critical patent/KR101992798B1/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
    • 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
    • H01M8/0656—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants by electrochemical means
    • 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
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01—Products
    • C25B1/02—Hydrogen or oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01—Products
    • C25B1/02—Hydrogen or oxygen
    • C25B1/04—Hydrogen or oxygen by electrolysis of water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B15/00—Operating or servicing cells
    • C25B15/08—Supplying or removing reactants or electrolytes; Regeneration of electrolytes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B5/00—Electrogenerative processes, i.e. processes for producing compounds in which electricity is generated simultaneously
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M16/00—Structural combinations of different types of electrochemical generators
    • H01M16/003—Structural combinations of different types of electrochemical generators of fuel cells with other electrochemical devices, e.g. capacitors, electrolysers
    • 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
    • H01M8/18—Regenerative fuel cells, e.g. redox flow batteries or secondary fuel cells
    • H01M8/184—Regeneration by electrochemical means
    • 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
    • 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
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • 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
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • 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
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • 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
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production
    • 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
    • H01M2250/40—Combination of fuel cells with other energy production systems
    • H01M2250/407—Combination of fuel cells with mechanical energy generators
    • 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
    • Y02E60/36—Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis
    • 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)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

에너지 저장 시스템은 이산화탄소를 포함하는 배기 가스를 발생시키도록 구성된 발전 장치를 포함한다. 에너지 저장 시스템은 전해조로서 역으로 작동하도록 구성된 제1 연료 전지를 추가로 포함한다. 제1 연료 전지는 발전 장치로부터의 배기 가스의 적어도 일부를 수용하도록 구성된다. 애노드는 배기 가스를 통해 이산화탄소를 그리고 별도의 공급물로부터의 메탄을 수용하도록 구성되며, 애노드는 수소-함유 가스 혼합물을 배출하도록 구성된다. 에너지 저장 시스템은 수소-함유 가스 혼합물에서의 실질적으로 모든 일산화탄소를 메탄으로 변환시키기 위해 수소-함유 가스 혼합물을 메탄화하도록 구성된 개질기를 추가로 포함한다. 에너지 저장 시스템은 수소 펌프로서 역으로 작동하고 개질기에 의해 배출된 가스 혼합물로부터 수소를 분리하도록 구성된 제2 연료 전지를 추가로 포함한다.

Description

엔진과 함께 REP를 이용한 에너지 저장
관련 특허출원에 대한 상호 참조문헌
본 출원은 2015년 11월 16일에 출원된 미국 가특허 출원번호 제62/255,868호의 이익을 주장하고, 우선권을 청구하며, 이러한 문헌의 전체 개시내용은 본원에 참고로 포함된다.
본 출원은 일반적으로 연료 전지를 이용한 에너지 저장의 분야에 관한 것이다.
에너지 저장은 물 또는 탄화수소로부터 H2를 발생시킴으로써 수행될 수 있다. 개질기-전해조-정제기("REP")는 H2를 발생시키기 위해 사용될 수 있다. REP, 및 이러한 것을 포함하는 시스템의 예는 PCT 공개번호 WO 2015/116964호에 기술되어 있으며, 이러한 문헌은 본 출원의 양수인에게 양도된 것이다.
REP는 작동하는 데 스팀 및 CO2를 필요로 한다. 이러한 스팀 및 CO2는 고온 연료 전지에 의해 공급될 수 있다. 그러나, 고온 연료 전지에 대한 접근은 때때로 제한된다(예를 들어, 발생되는 전력의 비용 또는 스케일로 인함).
일 구현예에서, 에너지 저장 시스템은 이산화탄소를 포함하는 배기 가스를 발생시키도록 구성된, 발전 장치(power plant)를 포함한다. 에너지 저장 시스템은 전해질 매트릭스에 의해 분리된 애노드 및 캐소드를 포함하는 제1 연료 전지, 및 전해조로서 역으로 제1 연료 전지를 작동시키기 위해 제1 연료 전지에 역방향 전압을 인가하도록 구성된 전원 공급장치를 추가로 포함한다. 제1 연료 전지는 발전 장치로부터의 배기 가스의 적어도 일부를 수용하도록 구성된다. 애노드는 배기 가스를 통해 이산화탄소를 수용하고 또한 별도의 공급물로부터 메탄을 수용하도록 구성된다. 애노드는 수소 및 일산화탄소를 포함하는 수소-함유 가스 혼합물을 배출하도록 구성된다. 에너지 저장 시스템은 수소-함유 가스 혼합물 중의 실질적으로 모든 일산화탄소를 메탄으로 변환시키기 위해 제1 연료 전지의 애노드로부터 배출된 수소-함유 가스 혼합물을 메탄화하도록 구성된 개질기를 추가로 포함하며, 여기서, 개질기는 가스 혼합물을 배출하도록 구성된다. 에너지 저장 시스템은 수소 펌프로서 역으로 작동시키는 제2 연료 전지를 추가로 포함하며, 제2 연료 전지는 개질기에 의해 배출된 가스 혼합물로부터 수소를 분리하도록 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 제1 연료 전지의 캐소드는 발전 장치로부터의 배기 가스를 수용하도록 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 발전 장치는 내연 기관이다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 공급물(feed)은 발전 장치의 배기 가스와 별도로 제1 연료 전지의 애노드에 메탄을 공급하도록 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 공급물은 메탄 및 이산화탄소를 포함한다. 제2 연료 전지에 의해 배출된 수소의 양은 공급물에 의해 공급된 탄소의 양에 비례한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 제1 연료 전지의 캐소드는 제2 연료 전지의 애노드로부터 배출된 가스 혼합물을 수용하도록 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 개질기는 제1 연료 전지에 의해 배출된 수소-함유 가스에 포함된 이산화탄소를 메탄으로 변환하도록 추가로 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 제2 연료 전지는 정제된 수소 가스를 배출시키기 위해 전기화학적 수소 압축기를 이용하여 수소-함유 가스를 압축시키도록 구성된다.
다른 구현예에서, 에너지 저장 시스템을 이용하여 수소를 발생시키는 방법은 발전 장치에 연료를 공급하고, 발전 장치를 이용하여 배기 가스를 발생시키고, 제1 연료 전지에서, 스팀 및 발전 장치로부터의 배기 가스를 수용하는 것을 포함한다. 본 방법은 제1 연료 전지의 애노드에서, 배기 가스를 통해 이산화탄소를, 및 별도의 공급물로부터의 메탄을 수용하는 것을 추가로 포함한다. 본 방법은 제1 연료 전지로부터, 수소 및 일산화탄소를 포함하는 수소-함유 가스 혼합물을 배출하는 것을 추가로 포함한다. 본 방법은 개질기를 이용하여, 제1 연료 전지로부터 수용된 실질적으로 모든 일산화탄소를 메탄으로 변환시키는 것을 추가로 포함한다. 본 방법은 제2 연료 전지를 이용하여, 개질기로부터 배출된 가스 혼합물로부터 수소를 분리시키는 것을 추가로 포함한다. 본 방법은 제1 연료 전지의 캐소드에 제2 연료 전지로부터의 잔류 가스 혼합물을 공급하는 것을 추가로 포함한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 본 방법은 전원 공급장치가 제1 연료 전지에 역방향 전압을 인가할 때 제1 연료 전지의 애노드에서 수소-함유 가스를 발생시키고, 제1 연료 전지의 애노드에서의 전기분해 반응을 이용하여, 수소-함유 가스로부터 이산화탄소를 분리시키는 것을 추가로 포함한다.
본 방법의 일 양태에서, 제1 연료 전지는 수소-함유 가스를 배출하고, 별도로 이산화탄소 및 산소를 포함하는 산화제 가스를 배출한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 본 방법은 적어도 제2 연료 전지에서의 전기화학적 수소 압축기를 이용하여, 제1 연료 전지의 애노드로부터 수소-함유 가스를 압축시키는 것을 추가로 포함한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 본 방법은 제2 연료 전지의 캐소드로부터 정제된 수소 가스를 배출시키는 것을 추가로 포함한다.
본 방법의 일 양태에서, 제2 연료 전지로부터의 잔류 가스 혼합물은 제2 연료 전지의 애노드로부터 배출된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 본 방법은 열이 요망되는 작동 온도에서 제1 연료 전지를 유지하도록, 전력이 에너지 저장 시스템에 저장될 필요가 없을 때, 열을 배기 가스로부터 단지 제1 연료 전지의 캐소드로 공급하는 것을 추가로 포함한다.
다른 구현예에서, 에너지 저장 시스템은 REP 캐소드 공급 가스를 배출하도록 구성된 발전 장치, 및 전해질 매트릭스에 의해 분리된 애노드 및 캐소드를 포함하는 연료 전지를 포함한다. 연료 전지는 전해조로서 역으로 연료 전지를 작동시키기 위해 제1 연료 전지에 역방향 전압을 인가하도록 구성된 전원 공급장치를 추가로 포함한다. 애노드는 이산화탄소를 포함하는 REP 애노드 공급 가스를 수용하도록 구성된다. 연료 전지는 수소 및 이산화탄소를 포함하는 수소-함유 가스 혼합물을 배출하도록 구성된다. 에너지 저장 시스템은, 이산화탄소가 메탄으로 변환되도록, 연료 전지로부터 배출된 수소-함유 가스 혼합물을 메탄화하도록 구성되고 변환된 수소-함유 가스 혼합물을 배출하도록 구성된 개질기를 추가로 포함한다. 에너지 저장 시스템은 개질기로부터의 변환된 수소-함유 가스 혼합물을 압축하도록 구성된 압축기를 추가로 포함한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, REP 애노드 공급 가스는 탄화수소를 추가로 포함한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 발전 장치는 내연 기관이다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, REP 캐소드 공급 가스는 발전 장치로부터의 배기 가스이다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 개질기는 연료 전지에 의해 배출된 수소-함유 가스 혼합물에서의 일산화탄소 및 이산화탄소를 메탄으로 변환시키도록 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 압축기는 개질기로부터의 변환된 수소-함유 가스 혼합물에서의 메탄을 압축시키도록 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 압축기로부터의 압축된 메탄 및 변환된 수소-함유 가스 혼합물은, 물이 응결되고 변환된 수소-함유 가스 혼합물로부터 분리되도록, 냉각된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 에너지 저장 시스템에서 생성된 메탄은 파이프라인에 삽입되도록 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 에너지 저장 시스템은 메탄 배출물 스트림으로부터 응결수를 제거하도록 구성된 물 녹아웃 포트(water knockout pot)를 추가로 포함한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 압축기로부터 배출된 압축된 메탄은 저장되도록 구성된다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 발전 장치는 혐기성 소화조 가스, 및 이산화탄소와 메탄의 혼합물을 수용하도록 구성된다.
다른 구현예에서, 에너지 저장 시스템을 이용하여 수소를 발생시키는 방법은 연료 전지의 애노드에서, 애노드 REP 공급 가스를 통해 이산화탄소를 수용하는 것을 포함한다. 본 방법은 연료 전지로부터, 메탄, 이산화탄소 및 수소를 포함하는 수소-함유 가스 혼합물을 배출하는 것을 추가로 포함한다. 본 방법은 개질기를 이용하여, 연료 전지로부터의 수소-함유 가스 혼합물을 메탄화시키는 것을 추가로 포함한다. 본 방법은 압축기를 이용하여, 개질기로부터의 변환된 수소-함유 가스 혼합물로부터 물을 분리하고, 압축기로부터의 분리된 가스 혼합물을 배출시키는 것을 추가로 포함한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 본 방법은 물 녹아웃 포트에서, 압축기에 의해 배출된 분리된 가스 혼합물로부터 물을 제거하고, 압축기에 의해 배출된 분리된 가스 혼합물로부터의 메탄을 가스 파이프라인에 공급하는 것을 추가로 포함한다.
에너지 저장 시스템의 일 양태에서, 본 방법은 전원 공급장치가 연료 전지에 역방향 전압을 인가할 때 제1 연료 전지의 애노드에서 수소-함유 가스를 발생시키고, 연료 전지의 애노드에서의 전기분해 반응을 이용하여, 수소-함유 가스 혼합물로부터 이산화탄소를 분리시키는 것을 추가로 포함한다.
본 방법의 일 양태에서, 연료 전지는 수소-함유 가스 혼합물을 배출시키고, 별도로 이산화탄소 및 산소를 포함하는 산화제 가스를 배출시킨다.
도 1은 본 발명의 REP 어셈블리를 포함하는 개질기-전해조-정제기(REP) 시스템의 개략도를 도시한 것이다.
도 2는 REP 어셈블리를 도입한 에너지 저장 시스템의 예시적 구성을 도시한 것이다.
도 3은 REP 어셈블리 및 그 안에서 일어나는 반응의 개략적 구성을 도시한 것이다.
도 4는 고효율 에너지 저장 및 NOx 환원 시스템을 도시한 것이다.
도 5는 ADG 공급원료를 기반으로 한 전력-대-메탄 변환 시스템을 도시한 것이다.
개질기-전해조-정제기("REP") 어셈블리는 적어도 하나의 전해조 용융 카르보네이트 연료 전지를 포함하고, REP 스택으로도 지칭되는 연료 전지 스택에서 형성된 복수의 전해조 연료 전지를 포함할 수 있다. 적어도 하나의 전해조 연료 전지는 CO2 및 물을 전기분해시켜 수소를 생성시키고 CO3 =를 전기화학적으로 제거함으로써 수소를 정제하기 위해 역으로 작동되는 연료 전지이다. CO2는 탄화수소, 예를 들어, 메탄에 의해 제공될 수 있으며, CO3 =의 제거는 개질 반응을 완료될 때까지 유도한다. 다른 반응은 하기에 기술되고 첨부된 도면에 도시된 바와 같이, 적어도 하나의 전해조 연료 전지에서 일어날 수 있다.
REP 스택은 용융 카르보네이트 연료 전지("MCFC") 스택을 포함하며, REP 어셈블리는 전기분해 반응을 완료할 때까지 유도하기 위해 REP 스택에 전력을 공급하기 위한 전원 공급장치를 포함한다. 제어기는 전원 공급장치를 제어하고 REP 어셈블리 및/또는 REP 시스템의 다른 작업 및 부분을 제어하기 위해 REP 어셈블리에 및/또는 REP 시스템에 포함될 수 있다. 제어 작업은 하기에 보다 상세히 기술된다. 명세서가 내부 또는 외부 개질과 같은 개질을 포함하는 것으로서 REP 어셈블리, REP 스택 및 REP 시스템을 기술하지만, 또한, REP 어셈블리, REP 스택 및/또는 REP 시스템이 내부 및/또는 외부 개질을 생략할 수 있고, CO2 및 물을 함유한 공급 가스를 전기분해시키고 개질 없이 수소를 정제하기 위해 사용될 수 있다는 것이 고려된다.
도 1은 REP 시스템(100)의 일 예의 개략도를 도시한 것이다. 도 1에 도시된 바와 같이, 연료, 예를 들어, 천연 가스, 혐기성 소화조 가스("ADG"), 또는 다른 적합한 연료는 예열기(102)에서 보다 낮은 수준의 폐열을 사용하여 예열되고, 이후에, REP 시스템(100)에 공급된다. 연료는 예열되기 전 또는 후에, 물로 습윤화되거나 이와 혼합될 수 있다. REP 시스템(100)에서, 연료는 수소, CO 및 이산화탄소를 생성시키기 위해 스팀과 반응시킴으로써 개질되며, 수소는 CO2를 H2로부터 제거하여 다른 반응 생성물로부터 이를 분리시키고 개질 반응을 완료될 때까지 유도함으로써 고온(개질 온도)에서 정제된다. REP 시스템(100)은 수소를 배출시키고, 산소 및 이산화탄소를 포함하는, 다른 반응 생성물을 별도로 배출시킨다. 도시된 바와 같이, 높은 수준의 폐열은, 모든 연료가 수소로 변환되어 CO2 방출물을 감소시켜 메탄의 수소로의 불완전한 변환을 형성시키도록, 흡연 개질 반응을 유도하기 위해 REP 시스템(100)에 공급된다.
REP 어셈블리는 높은 왕복 효율(round trip efficiency)을 갖는 그리드(grid)로부터의 초과 전력을 저장하기 위해 기본 부하 직접 연료 전지("DFC"®) 또는 고체 산화물 연료 전지("SOFC")와 함께 사용될 수 있다. 일반적으로, 전력의 전체 발생과 수요의 균형을 맞추기 위하여, 전원 공급장치 시스템, 예를 들어, 전력 그리드는 재생가능한 발전기로부터 높은 전력 발생의 기간 동안 초과 전력을 저장하고 발송될 수 없는 재생 가능한 소스로부터의 낮은 전력 발생 기간 동안 이를 그리드로 회수하는 것을 필요로 한다. 초과 전력의 저장을 위한 통상적인 해법은 배터리, 저효율 전해조, 압축 공기 에너지 저장, 및 펌핑된 수력발전 시스템을 사용하는 것이며, 이들 모두는 고가이거나, 제한된 저장 용량을 갖거나, 높은 왕복 에너지 손실을 갖는다.
PCT 공개번호 WO 2015/116964호에 기술된, 에너지 저장 시스템의 일 예에서, 그리드로부터 초과 전력을 저장하기 위한 높은 왕복 효율은 수소 배출물을 발생시키기 위해 초과 전력을 소비하는 REP 어셈블리와 기본 부하 전력을 제공하도록 작동되는 DFC 또는 SOFC를 결합시킴으로써 제공된다. 예를 들어, 도 2는 이러한 에너지 저장 시스템(900)의 예시적 구성을 도시한 것이다. 도 2에서, 시스템(900)은 전해질 매트릭스에 의해 분리된 애노드 측면(912) 및 캐소드 측면(914)을 갖는 REP 어셈블리(910), 매트릭스에 의해 분리된 애노드 측면(922) 및 캐소드 측면(924)을 갖는 DFC(920), 및 애노드 배기 가스 산화제("AGO")(930)를 포함한다. DFC(920)는 SOFC 또는 용융 카르보네이트 연료 전지("MCFC")와 같은 탄화수소 공급물을 사용한 임의의 연료 전지일 수 있다.
도 2에 도시된 바와 같이, 연료, 예를 들어, 천연 가스, 및 물은 시스템(900)에 공급되고, 물을 증기화하여 스팀을 생성시키기 위해 열 교환기(950)에서 예열된다. 연료 및 스팀 혼합물은 이후에, DFC(920)의 애노드 측면(922)에 공급되며, 여기서, 연료는 직접 개질 촉매를 사용하여 내부적으로 개질되고, 기본 부하 전력(base load power)을 생성시키기 위해 DFC(920)의 캐소드 측면(924)에 공급된 산화제 가스와의 전기화학적 반응을 일으킨다. 기본 부하 전력(DC 전력)은 DFC(920)로부터 배출되고, 그리드에 또는 외부 디바이스에 전력을 공급하기 위해 제공될 수 있다. CO2, H2, CO, 및 물을 포함하는 애노드 배기가스는 DFC의 애노드 측면(922)으로부터 배출되고, REP 어셈블리(910)의 애노드 측면(912)에 및/또는 AGO(930)에 제공된다.
도 2에서, REP 어셈블리(910)의 애노드 측면은 DFC의 애노드 측면(922)으로부터 배출된 애노드 배기가스 모두 또는 일부를 수용한다. 도 2에는 도시되어 있지 않지만, 애노드 배기가스가 REP 어셈블리(910)에 공급되기 전에, 스팀은 DFC의 애노드 측면(922)로부터 배출된 애노드 배기가스에 첨가될 수 있다. 이는, 시스템 주변의 열 및 물질 균형이 DFC로부터의 애노드 배기가스가 고순도의 수소 생산을 위한 물 함량의 약간 부족함을 나타내기 때문이다. REP 어셈블리(910)는 수소를 생성시키기 위해 애노드 배기 가스에서의 CO 및 CO2를 물과 반응시킨다. 애노드 배기 가스 REP 공급물에서의 수소는 REP 어셈블리에서의 반응으로부터 발생된 수소에 첨가된다. 통상적으로, 애노드 배기가스는 건조 기준으로 20 내지 30% H2+CO를 함유하며, CO는 REP 어셈블리(910)에서 내부 물 가스 이동 반응 동안 수소로 변환된다. 애노드 배기가스에서 물 및 CO2는 또한 전기화학적으로 반응되어 H2 및 CO3 = 이온을 생성하며, CO3 = 이온은 전해질 막을 통해 이송되고, 캐소드 측면(914)에서 CO2 및 O2로 변환되고, 그후에, 산화제 가스로서 REP 어셈블리의 캐소드 측면(914)으로부터 배출된다. DFC로부터의 애노드 배기가스 상에서의 이의 작동 동안 REP 어셈블리에서 일어나는 이러한 반응은 도 3에서 상세히 도시된다.
도 3에서 알 수 있는 바와 같이, DC 전력은 REP 어셈블리의 적어도 하나의 전해조 연료 전지에 역방향 전압을 인가하기 위하여 전원 공급장치(975)로부터 REP 어셈블리로 제공된다. 애노드 배기가스가 이미 수소를 함유하기 때문에, 애노드 배기가스를 갖는 수소 투입물을 포함하는, REP 어셈블리(900)로부터 배출된 수소 1 킬로그램 당 전력 소비는 고온 전해조의 경우에 통상적인 35 kWh/kg 전력 소비의 약 75%, 또는 약 26 kWh/kg이다. REP 어셈블리(900)에 의해 배출된 수소 1 킬로그램 당 전력 소비가 감소되기 때문에, 전력을 저장하기 위한 왕복 효율은 표준 저온 전해조와 비교할 때 대략 2배이며, 이는 대략 45 내지 60 kWh/kg H2를 필요로 할 수 있다.
도 2를 다시 참조하면, 공기는 송풍기(940) 또는 유사한 디바이스를 이용하여 AGO(930)에 공급된다. AGO(930)는 또한, DFC(920)의 애노드 측면(922)으로부터의 애노드 배기가스의 일부를 수용하고, 또한, REP 어셈블리에서 발생된 수소-함유 가스의 일부를 수용하고 REP 어셈블리(900)의 애노드 측면(912)로부터 배출할 수 있다. 이는 AGO 온도를 REP 작동과는 독립적으로 제어되도록 한다. AGO(930)는 가열된 산화제 가스를 생성시키고 배출하기 위해 DFC 애노드 배기가스 및/또는 수소-함유 가스에서 연료를 산화시키며, 이는 REP 어셈블리(910)의 캐소드 측면(914)로 이송된다. REP 어셈블리(900)로 가열된 산화제 가스의 공급은 REP 어셈블리의 전력 요건을 감소시키며, 이에 따라, 이의 효율을 증가시킨다. 도 2에 도시된 바와 같이, REP 어셈블리(900)에서 생성된 CO2 및 O2 혼합물을 포함하는 산화제 가스는 REP 어셈블리(900)의 캐소드 측면(914)에서 DFC(920)의 캐소드 측면(924)로 이송된다. DFC(920)의 캐소드 측면(924)으로부터 배출된 캐소드 배기가스는 시스템(900)으로부터 배기되기 전에 연료 및 물 혼합물 투입을 예열시키기 위해 열 교환기(950)로 송부된다.
도 2에서, 제어기(990)는 DFC(920)로부터의 애노드 배기가스의 분포를 제어하고, REP 어셈블리(910)의 애노드 측면으로부터 배출된 수소-함유 가스의 분포를 제어하고, 외부 전력 수요 및 초과 전력의 이용 가능성에 따라 REP 어셈블리(910)에 초과 전력을 제공하는 것을 포함하는, 시스템(900)의 작동을 제어하기 위해 이용된다. 상세하게, DFC는 외부 전력 수요, 그리드를 위해 사용되는 기본 부하 전력을 발생시키도록 작동되며, DFC(910)으로부터의 애노드 배기가스 모두 또는 일부는 REP 어셈블리(910)에 직접적으로 배출된다. 저장될 그리드 상에 초과 전력이 존재하지 않을 때, DFC 애노드 배기가스는 REP 어셈블리(910)를 통해 이송될 수 있고, 변경되지 않은 REP 어셈블리(910)의 애노드 측면(912)로부터 배출되며, 예를 들어, 수소-함유 가스는 변경되지 않은 애노드 배기가스이다. 이러한 방식으로, REP 어셈블리(910)는 고온으로 유지되고, 초과 전력이 그리드 상에 나타날 때마다 요구에 따라 작동한 준비가 된다. 이러한 경우에, 제어기(990)는 REP 어셈블리(910)으로부터 AGO(930)으로 이송되는 수소-함유 가스를 제어하며, 이는 또한, 공기를 수용하고 애노드 배기가스를 발화시키거나 산화시켜 N2, O2 및 CO2를 함유한 고온 산화제 가스를 생성시킨다. 이러한 고온 산화제 가스는 이후에, REP 어셈블리(910)의 캐소드 측면(914)으로 이송되며, REP 어셈블리(910)의 캐소드 측면(914)으로부터 배출된 산화제 가스는 이후에 DFC 캐소드 측면(924)으로 이송된다. REP 어셈블리를 통한 고온 산화제 가스의 이송은 REP 어셈블리가 초과 전력으로 작동하거나 작동하지 않는 지의 여부와는 무관하게, REP 어셈블리(910)를 고온으로 유지시키는데 도움을 준다.
초과 전력이 이용 가능하고 저장될 필요가 있을 때, 제어기(990)는, 역방향 전압이 전원 공급장치에 의해 적어도 하나의 전해조 연료 전지에 인가되며 REP 어셈블리(910)에 공급되는 DFC 애노드 배기가스가 수소로 변환되도록 REP 어셈블리(910)에 초과 전력을 제공하기 위해 제어한다. 이러한 경우에, 제어기(990)는 입수 가능한 초과 전력의 양을 기초로 하여 REP 어셈블리(910)를 우회하고 REP 어셈블리에 제공되는 DFC 애노드 배기가스의 양을 제어한다. 이러한 제어를 통해, REP 어셈블리(910)에 공급된 DFC 애노드 배기가스의 일부는 고순도(>97%) 수소 가스를 생성하기 위해 REP 어셈블리에 제공된 초과 전력과 균형을 이룬다.
제어기(990)는 REP 어셈블리(910)가 초과 전력에 대해 작동되거나 작동되지 않는 지의 여부를 기초로 하고 AGO(930)에서 발생될 필요가 있는 열량, 예를 들어, AGO의 온도를 기초로 하여, AGO(930)에 제공된 REP 어셈블리로부터 배출된 수소-함유 가스의 양 및 예를 들어, 도 2에 도시된 바와 같이, 내보내어지는, 외부 사용을 위한 수소-함유 가스 배출물의 양을 제어한다. 예를 들어, REP 어셈블리(910)가 초과 전력으로 작동하며 REP 어셈블리를 우회하고 AGO에 제공되는 DFC 애노드 배기가스의 양이 사전결정된 온도에서 AGO 온도를 유지시키기 위해 불충분할 때, 제어기(990)는 AGO에서 사전결정된 온도를 유지시키기 위해 REP 어셈블리로부터 배출된 수소-함유 가스의 일부를 AGO에 제공하도록 제어한다. 제어기(990)는, REP 어셈블리에 제공되는 초과 전력의 양이 증가하고 REP 어셈블리를 우회하여 AGO로의 DFC 애노드 배기가스의 양이 감소함에 따라, AGO에 공급된 REP 어셈블리로부터 수소-함유 가스의 양을 증가시키기 위해 추가로 제어한다. 반대로, REP 어셈블리(910)가 작동하지 않을 때, 모든 DFC 애노드 배기가스는 REP 어셈블리를 고온으로 유지시키기 위해 REP 어셈블리(910)에 제공될 수 있으며, 제어기(990)는, REP 어셈블리의 애노드 측면(912)으로부터 배출된 수소-함유 가스의 모두 또는 상당 부분이 AGO에서 사전결정된 온도를 유지하기 위해 AGO(930)으로 이송되도록 제어한다. AGO로의 공기는 온도 제어를 위해 또한 조정된다.
DFC를 REP 어셈블리와 결합시키고 수소 생성을 위한 REP 어셈블리에서 초과 전력을 이용함으로써, 초과 전력은 높은 전력 저장 왕복 효율로 생성된 수소 형태로 저장된다. 도 2의 구성에서, 전력 저장 왕복 효율은 하기와 같이 추정된다:
저장된 전력
수소 생성 - 26 kWh/kg
수소 저장 - 3 kWh/kg
생산된 전력
55% 효율에서의 전력 생산 - 18.5 kWh/kg
왕복 효율 = 18.5/(26+3) = 64%(또는 고압 저장 없이 71%)
도 2에서의 시스템의 64% 또는 71% 왕복 효율이 통상적인 배터리 저장으로 달성 가능한 70 내지 80% 왕복 효율과 유사하지만, 도 2의 시스템은 효율 저하 없이 장기간에 걸쳐 대량으로 저장될 수 있는 수소를 생산할 수 있는 장점을 갖는다. 또한, 도 2의 시스템에 의해 생성된 수소는 오프-사이트(off-site) PEM 연료 전지 및 연료 전지 자동차와 같은 수소로 작동하는 디바이스에 연료를 공급하거나 화학 및 정제 작업에 수소를 제공하기 위해 내보낼 수 있다. 도 2의 시스템에서와 같이, 수소를 내보냄은 통상적으로 수소를 역으로 전력으로 변환시키는 것보다 더 높은 값을 제공한다.
도 2에 도시된 예시적인 시스템이 초과 전력을 이용하여 수소를 발생시키기 위해 REP 어셈블리(910)를 사용하지만, 에너지 저장을 위한 수소를 생성시키는 것 이외에, REP 어셈블리가 또한, 시스템(900)의 효율을 증가시키기 위한 추가적인 전력을 발생시키기 위해 전력-생산 모드에서 작동될 수 있다는 것이 고려된다. 도 2의 시스템은 초과 전력이 저장을 위해 또는 높은 전력 수요 동안 추가적인 전력을 발생시키기 위한 전력-생산 모드에서 입수 가능할 때, REP 어셈블리(910)가 수소-생성 모드에서 고운 전해조로서 작동하기 위해 조절되도록, 변형될 수 있다. 이러한 구성에서, 제어기(990)는 저장을 위한 초과 전력의 외부 전력 수요 및/또는 이용가능성을 기초로 하여 REP 어셈블리의 작동 모드를 제어한다. 도 2의 시스템은 둘 이상의 상부 DFC, 및 연료 전지 스택 또는 DFC 스택을 포함하는 적어도 하나의 하부 REP 어셈블리를 포함하기 위해 추가로 변형될 수 있으며, 여기서, 상부 DFC로부터의 애노드 배기가스는 하부 REP 어셈블리의 애노드 측면에 공급되고/거나, 공기를 예열하고/거나, AGO에서 생성된 고온 산화제 가스는 하부 REP 어셈블리의 캐소드 측면에 공급되고, 하부 REP 어셈블리로부터 배출된 캐소드 배기가스(산화제 가스)는 상부 DFC의 개별 캐소드 측면에 공급된다. 이러한 시스템의 예시적인 구현예는 미국특허출원번호 제14/578,077호의 도 2에 도시되어 있으며, 이러한 문헌은 본 출원의 양수인에게 양도되고, 본원에 참고로 포함된다.
REP 또는 DFC와 같은 고온 연료 전지에 따르는 부하를 포함하는 이러한 시스템에서, 시스템은 열적 사이클링이 스택 수명을 크게 감소시키기 때문에, 하부 REP 스택의 가열 및 냉각 부분을 방지하기 위해 열적으로 중성에 가까워야 한다. 열적 균형은 전력 생산 모드에서 작동하는 하부 REP 어셈블리에서 메탄 연료의 개질이 셀 저항 및 전류 밀도로부터 발생된 열을 흡수하도록, 상부 DFC의 애노드 배기가스에 보충 메탄 연료를 첨가함으로써 조정될 수 있다. 제어기는 전류 밀도를 기초로 하여, 소정 속도에서 보충 메탄 연료의 공급을 제어한다. 일부 예시적인 구현예에서, 상부 DFC로부터 배출된 애노드 배기가스에서의 메탄 농도는, 전력 생산 모드에서 작동하는 하부 REP 어셈블리에 애노드 배기가스를 공급하기 전에, 상부 DFC의 애노드 배기 가스의 일부를 냉각시키고 하기 반응에 의해 애노드 배기가스에서 수소 및 CO2를 메탄으로 변환시키기 위한 촉매를 사용함으로써, 증가될 수 있다:
4H2 + CO2 → CH4 + 2H2O (1)
또한, 하부 REP 어셈블리가 전력 생산 모드에서 작동할 때, 전류는 REP 어셈블리의 셀에서 발생된 열에 의해 제한될 수 있다.
도 4를 참조하면, 물을 수소로 변환시킴으로써 에너지를 저장하기 위한 대안적인 에너지 저장 시스템이 제공된다. 통상적으로, 물은 풍력 및 태양력으로부터 초과 전력을 저장하기 위해 전기분해에 의해 수소 및 산소로 변환될 수 있다. 그러나, 저온 물 전기분해는 전해조의 저효율로 인하여 낮은 왕복 효율을 갖는다. 낮은 효율은 에너지 저장을 위한 전기분해의 현존하는 기술 및 적용의 비용 효율성을 감소시킨다.
본 발명의 특정 구현예는 물 또는 스팀으로부터 수소를 발생시키기 위해 에너지 저장 시스템(400)을 이용함으로써 이러한 어려움을 극복한다. REP 어셈블리는 스팀 및 CO2를 필요로 하며, 이에 따라, REP 어셈블리는 CO2를 포함하는 배기가스를 공급하고 에너지 저장 시스템(400)에서 열 균형을 유지시키도록 열을 공급하기 위해 발전 장치와 함께 사용될 수 있다. 발전 장치는 스팀 보일러, 연소 터빈, 또는 내연 기관("ICE")(410)일 수 있다.
에너지 저장 시스템(400)는 ICE(410), REP 어셈블리(420), 개질기(430), 및 전기화학적 수소 압축기("EHC")(440)를 포함한다.
도 4에서, 연료가 공급되고, 연소를 위한 공기와 함께 ICE(410)에 공급된다. 일반적으로, 연료 전지는 성황에 대해 비내성적이며, 이에 따라, 연료가 먼저 탈황화될 수 있다. 바람직하게, 연료는 천연 가스, ADG, 또는 황을 최소로 가지거나 황을 가지지 않는 다른 적합한 연료이다. ICE에서 연료의 연소는 배기가스를 발생시킨다. 예시적인 구현예에서, 배기가스는 추가로 탈황화될 수 있다. 배기가스는 주로 CO2 및 N2를 포함한다. 상세하게, 배기갓는 약 80% N2를 함유할 수 있다. ICE는 연속적으로 작동하도록 구성될 수 있지만, 초과 전력이 저장될 필요가 없을 때, 배기가스로부터의 열은, 이의 정상 작동 온도에서 REP 어셈블리(420)를 유지하기 위해, 단지 REP 캐소드(424)에 공급될 수 있다.
물은 이온화되고, 이후에, 스팀 발생기(450)에 공급된다. 배기가스 또는 REP 캐소드(424)로부터의 배출 가스로부터의 열은 스팀 발생기(450)에 공급된 탈이온수를 스팀으로 변환시키기 위해 사용될 수 있다.
도 4에 도시된 바와 같이, REP 애노드(422)는 배기가스를 수용하는데, 이는 약 80% N2 및 약 20% CO2를 포함한다. 예시적인 구현예에 따르면, 환원 대기를 갖는 가스는 REP 애노드(422)에 공급될 수 있으며, 이에 따라, 소량의 CH4, H2, 또는 다른 탄화수소는 배기가스에서 임의의 O2와 반응하고 이를 제거하기 위해 배기 가스에 첨가될 수 있다. 또한, ICE(410)는 ICE(410)로부터의 배기가스 중 O2 함량을 최소화하기 위해, 연료-풍부 조건(즉, 낮은 산소 함량을 가짐)에서 작동될 수 있다. CO2 및 N2는 스팀(H2O), 및 공급원료로부터의 CH4와 함께, 전기 분해 동안 반응하여 소량의 CO2, CH4, 및 CO와 함께, 주로 H2 및 N2를 함유한 배출 가스를 생성시킨다. REP 애노드(422)는 또한, 공급원료로부터 직접적으로 연료를 수용할 수 있다. REP 애노드(422)에 대한 배기가스에 의해 공급된 CO2의 공급속도는 REP 어셈블리(420)로 보내어진 전류(에너지 저장 시스템(400)에서 입수 가능한 초과 전력)의 양을 기준으로 하여 조절된다. 바람직하게, CO2의 공급 속도는 REP 애노드(422)로부터의 배출구 가스에서 미반응된 CO2를 최소화하기 위해 조절된다.
REP 애노드(422)를 가로지르는 메탄 개질 반응은 흡열성이고, 시스템으로부터 열을 제거한다. 이에 따라, REP 어셈블리(420)의 온도 및 온도 프로파일은 적어도 일부, 시스템에 공급되는 CH4의 양을 기준으로 하여 조절될 수 있다. 또한, H2는 메탄 개질 반응의 부산물이며, REP 어셈블리(420)로부터 배출된 H2는 적어도 일부, REP 어셈블리(420)에 공급되는 CH4의 양에 의해 조절될 수 있다. 예시적인 구현예에 따르면, H2 부산물은 탄소 투입에 실질적으로 비례할 수 있다. 예를 들어, H2 부산물은 REP 어셈블리(420)에 공급되는 CH4 및/또는 CO2의 양에 실질적으로 비례할 수 있다.
배기가스는 또한, REP 어셈블리(420)에 추가적인 열을 제공하기 위해 REP 캐소드(424)에 공급된다. 에너지를 저장할 필요가 없을 때, 배기가스는 오로지 REP 캐소드(424)에 공급되고, REP 애노드(422)에는 공급되지 않는다. REP 어셈블리(420)에서의 반응은 REP 캐소드(424)에서 CO2 및 O2를 추가로 발생시킨다.
연료 및 물 혼합물은 스팀 발생기(450)에서의 스팀 열 교환기(452)에서 가열되며, 여기서, 물은 스팀으로 변환되어, 연료 및 스팀 혼합물을 야기시킨다. 열은 REP 캐소드(424)로부터 배출구 가스에 의해 스팀 열 교환기(452)에 공급된다. 예시적인 구현예에서, 열은 또한, ICE(410)로부터의 배기가스에 의해 일부 공급된다. 스팀 발생기(450)에 의해 배출된 연료 및 스팀 혼합물은 물방울 아웃(water drop out)(454)을 통해 공급되며, 여기서, 스팀으로 변환되지 않은 과량의 물은 가열된 스팀 및 연료 혼합물로부터 제거된다. 과량의 물은 스팀 열 교환기(452)로 역으로 공급된다. 연료 및 스팀 혼합물은 제1 개질기 열 교환기(432)에서 추가로 가열되어, 개질기 배출 가스 혼합물로부터 열을 전달한다.
제2 개질기 열 교환기(434)는 REP 어셈블리(420)에 공급된 연료 및 스팀 혼합물을 예열하기 위해 사용된다. REP 애노드(422)로부터의 배출 가스는 제2 개질기 열 교환기(434)에서 냉각되어, 연료 및 스팀 혼합물이 REP 애노드(422)에 공급되기 전에, 스팀 및 연료 혼합물에 열을 전달한다.
EHC(440)에서, H2를 함유한 스트림은 막을 가로질러 전기화학적으로 밀려 나가서, EHC 캐소드(444)로부터 방출된 고압 하에서 정제된 H2의 스트림을 야기시킨다. 상세하게, H2 및 CH4의 혼합물을 포함하는, 개질기로부터의 변환된 수소-함유 가스, 및 이러한 구성에서 질소는 수소 펌프로 이송되며, 이는 수소를 압축하기 위해 전기화학적 수소 압축을 이용한다. H2 및 CH4 혼합물은 EHC 애노드(442)에서 수용되며, H2는 메탄 및 N2로부터 이를 분리시키기 위해 EHC 캐소드(444)에 대한 막을 가로질러 펌핑된다. 순수한 압축된 H2는 EHC 캐소드(444)로부터 배출되며, CH4 및 N2는 EHC 애노드(442)로부터 별도로 배출된다. EHC(440)를 갖는 수소 펌프를 이용함으로써, 수소는 99% 이상의 순도까지 정제되고, 고순도의 수소에서 작동하는 디바이스에서 사용하거나 저장하기에 적합한, 2,000 psig 이상의 고압에서 배출할 수 있다. 잔류하는 가스 혼합물은 CH4, N2, 및 정제되지 않은 잔류 H2를 포함하고, REP 캐소드(424)에 역으로 공급된다.
EHC(440)는 일반적으로 CO에 대해 비내성적이며, 이에 따라, 개질기(430)는, REP 애노드(422)로부터의 배출 가스가 EHC(440)에 공급되기 전에 실질적으로 모든 CO를 CH4로 변환시키기 위해 이용될 수 있다. 개질기(430)에서의 반응은 또한, 실질적으로 모든 CO2를 CH4로 변환시킨다. 반응 동안에, H2는 메탄화 반응(반응식 (2) 및 반응식 (3) 참조)에 의해 CH4 및 물을 형성하기 위해 CO2 및 CO와 반응된다.
CO2 + 4H2 → CH4 + 2H2O (2)
CO + 3H2 → CH4 + H2O (3)
바람직하게, 개질기(430)는 적어도 H2N2, CH4의 혼합물을 포함하는 변환된 수소-함유 가스를 배출시킨다. 개질기 배출 가스 혼합물은 제1 개질기 열 교환기(432)에서 추가로 냉각되고 EHC 애노드(442)로 공급된다.
REP 어셈블리(420)에서 전기분해 동안, CO2 및 O2는 REP 캐소드(424)에 첨가된다. EHC(440)로부터의 잔류 가스 혼합물의 H2 및 CH4는 이후에 CO2 및 O2에 의해 산화되어 CO2 및 H2O를 생성한다. 산화 공정은 추가적인 열을 발생시킨다. REP 캐소드(424)로부터의 배출 가스는 스팀 열 교환기(452)를 통해 공급되어 물을 스팀으로 변환시키기 위한 열을 제공하고, 이후에, 에너지 저장 시스템(400) 밖으로 배기된다. MCFC가 전력을 생산하기 위해 작동될 때, 시스템에 공급되는 NOx의 양은 통상적으로 감소되어, MCFC가 REP 모드에서 작동될 때, REP 시스템에 공급되는 NOx가 여전히 감소될 수 있게 한다.
일반적으로, CO2로부터 생성된 H2는 대략 36 kWh/kg을 필요로 하며, REP 어셈블리(420)에 대한 CH4 공급원료로부터 생성된 H2는 8 kWh/kg 미만을 필요로 한다. REP 어셈블리(420)에 대한 CH4 공급원료는, CH4-공급된 REP 어셈블리(420)에서, 대략 80%의 H2가 개질기(430)에서 CH4를 개질시킴으로써 발생되고, 나머지 대략 20%의 H2가 REP 어셈블리(420)에서 전기분해 동안 발생되기 때문에, H2를 발생시키기 위해 요구되는 에너지를 감소시킨다.
도 5를 참조하면, 제1 연료로부터 CO2를 효율적으로 제거함으로써, ADG와 같은 보다 높은 CO2 함량을 갖는 연료를 파이프라인 천연 가스와 같은 보다 낮은 CO2 함량을 갖는 다른 연료로 전환시킴으로써 에너지를 저장하기 위한 에너지 저장 시스템이 제공된다. 통상적으로, ADG는 ADG를 고압으로 압축시키고 압축 스윙 흡착(pressure swing adsorption, "PSA")을 이용하여 CO2를 제거함으로써, 또는 수소를 첨가하여 CO2를 CH4로 변환시킴으로써 천연 가스로 전환된다. 전자의 기술은 CO2로 CH4의 일부의 제거를 야기시키는데, 이는 CH4 배출을 방지하기 위해 발화되어야 하고 CO2뿐만 아니라 CH4가 압축되어야 하기 때문에 고압 비용을 추가로 갖는다. 후자의 통상적인 기술은 고가의 수소를 필요로 하며, 수소 에너지의 약 17%는 반응의 발연 특성으로 인하여 CH4 보다 오히려 열로 변환된다.
본 발명의 특정 구현예는 에너지 저장 시스템(500)에서 열 균형을 유지하기 위한 열을 공급하기 위해 발전 장치를 이용하면서, REP 어셈블리(520)에서 대부분의 CO2를 전기화학적으로 제거함으로써 그리고 개질기(530)에서 메탄화 반응에 의해 잔류하는 CO2를 제거함으로써 ADG를 천연 가스로 변환시키기 위해 에너지 저장 시스템(500)을 이용함으로써 이러한 어려움을 극복한다. 발전 장치는 연소 터빈 또는 ICE(510)일 수 있고, REP 캐소드 공급 가스를 REP 캐소드(524)에 공급하도록 구성될 수 있다. 예시적인 구현예에 따르면, REP 캐소드 공급 가스는 탄화수소를 포함한다. 에너지 저장 시스템(500)은 CH4의 공급을 발생시키는데, 이는 천연 가스 파이프라인에 주입될 수 있다. 상세하게, 에너지 저장 시스템(500)은 CH4를 형성시키는 데 유리할 수 있으며, 여기서, 연료는 ADG 또는 다른 적합한 연료이다.
에너지 저장 시스템(500)은 ICE(510), REP 어셈블리(520), 및 개질기(530)를 포함한다.
도 5에서, CO2를 함유한 연료는 탈황화되고, 연소를 위한 공기와 함께 ICE(510)에 공급된다. 바람직하게, 연료는 ADG, 또는 다른 적합한 연료이다. 예시적인 구현예에 따르면, REP(520)에 대한 공급물은 실질적으로 모두 CO2일 수 있다. ICE에서 연료의 점화는 배기가스를 발생시킨다. 배기가스는 주로 CO2 및 N2를 포함한다. 상세하게, 배기가스는 약 80% N2를 함유할 수 있다. 배기가스는 REP 캐소드(524)를 통해, 스팀 열 교환기(552)를 통해 공급되고, 에너지 저장 시스템(500) 밖으로 배기된다. 예시적인 구현예에 따르면, 배기가스는 REP 캐소드 공급 가스이다. 에너지 저장 시스템(500)을 위해 요구되는 대부분의 열은 메탄화 반응에 의해 발생되지만, 배기가스로부터의 열은 이의 정상 작동 온도에서 REP 어셈블리(520)를 유지시키는 데 도움을 주기 위해 사용된다.
물은 탈이온화되고, 이후에, 스팀 발생기(550)에 공급된다. 배기가스로 또는 REP 캐소드(524)로부터 배출된 가스로부터의 열은 스팀 발생기(550)에 공급된 탈이온수를 스팀으로 변환시키기 위해 사용될 수 있다. 연료 및 물 혼합물은 스팀 발생기(550)에서 스팀 열 교환기(552)에서 가열되며, 여기서, 물은 스팀으로 변환되어, 연료 및 스팀 혼합물을 야기시킨다. 열은 REP 캐소드(524)로부터 배출구 가스에 의해 스팀 열 교환기(552)에 공급된다. 연료 및 스팀 발생기(550)에 의해 배출된 스팀 혼합물은 제1 물 녹아웃 포트(554)를 통해 공급되며, 여기서, 스팀으로 변환되지 않은 과량의 물은 가열된 스팀 및 연료 혼합물로부터 제거된다. 과량의 물은 스팀 열 교환기(552)에 역으로 공급된다. 연료 및 스팀 혼합물은 제1 개질기 열 교환기(532)에서 추가로 가열되어, 개질기 배출 가스 혼합물로부터 열을 전달한다. 개질기 배출구 가스의 추가 냉각이 요망될 수 있지만, 이러한 열 교환기는 도시되어 있지 않다.
제2 개질기 열 교환기(534)는 REP 어셈블리(520)에 공급된 연료 및 스팀 혼합물을 예열시키기 위해 사용된다. REP 애노드(522)로부터의 배출구 가스는 제2 개질기 열 교환기(534)에서 냉각되어, 스팀 및 연료 혼합물이 REP 애노드(522)에 공급되기 전에 연료 및 스팀 혼합물에 열을 전달한다.
도 5에 도시된 바와 같이, REP 애노드(522)는 REP 애노드 공급 가스를 수용한다. 예를 들어, REP 애노드 공급 가스는 ADG를 포함할 수 있으며, 이는 약 60% CH4 및 약 40% CO2, 및 스팀(H2O)을 포함한다. REP 어셈블리(520)에서, CO2는 이후에 혼합물로부터 펌핑되며, H2는, H2 대 CO2 비가 4:1이 될 때까지 혼합물에 첨가된다. ADG로부터의 CO2 중 대략 80%는 펌핑되며, 대략 20%는 메탄화를 위해 잔류한다. 이러한 비는 단지 소량의 비변환된 H2 및 CO2를 가지면서, 실질적으로 순수한 CH4 스트림을 형성하기 위해, 개질기(530)에서 가스가 메탄화되게 할 수 있다(하기 반응식 (4) 참조).
60CH4 + 8CO2 + 32H2 → 68CH4 + 16H2O (4)
개질기 배출 가스 혼합물은 제1 개질기 열 교환기(532)에서 가열되고, 압축기(540)에 공급된다. 개질기(530)에서 생성된 물은 응결되고 제2 물 녹아웃 포트(542)에서 CH4로부터 분리된다. 잔류하는 CH4는 이후에, 천연 가스 파이프라인에 주입된다. 예시적인 구현예에 따르면, 메탄으로서 전기분해 반응에 의해 생성된 H2 부산물을 저장함으로써, 압축기 비용 및 에너지의 실질적인 절약이 실현될 수 있다. 예를 들어, CH4는 H2로서 저장된 균등한 양의 에너지의 실질적으로 1/3인 부피를 갖는다. 또한, REP(520)로부터 배출된 보다 낮은 순도의 H2는 REP(520)를 작동시키기 위해 요구되는(예를 들어, 10% 정도) 전압을 감소시키며, 이에 의해 전력 저장 효율을 증가시킨다.
본 발명이 이의 바람직한 구현예와 관련하여 기술되지만, 본 발명의 범위 및 사상 내에 있는, 다양한 다른 구현예 및 변형예가 당업자에게 일어날 수 있는 있으며, 이러한 다른 구현예 및 변형체 내에서, 상응하는 청구범위에 의해 포함되도록 의도되는 것으로 이해되어야 한다.
본원에서 사용되는 용어 "대략," "약," "실질적으로," 및 유사한 용어들은 본 개시내용의 대상과 관련된 당업자에 의해 일반적으로 허용되는 사용법과 조화하여 넓은 의미를 갖는 것으로 의도된다. 이러한 개시내용을 검토하는 당업자에 의해, 이러한 용어들이 제공된 정확한 수치 범위로 이러한 특징의 범위를 제한하지 않으면서 기술되고 청구된 특정 특징들의 설명을 가능하게 하도록 의도된 것으로 이해되어야 한다. 이에 따라, 이러한 용어들은 기술되고 청구된 대상의 비실질적이거나 중요하지 않은 변형 또는 변경이 첨부된 청구범위에서 나열된 바와 같은 본 발명의 범위 내에 있는 것으로 여겨진다는 것을 나타내는 것으로 해석되어야 한다.
다양한 구현예를 기술하기 위해 본원에서 사용되는 용어 "예시적인"이 그러한 구현예가 가능한 가능한 구현예들의 예들, 표현들, 및/또는 예시들임을 명시하도록 의도된다는 것(그리고, 이러한 용어가 그러한 구현예가 필연적으로 특별한 또는 취상의 예인 것을 내포하는 것으로 의도되지 않다는 것)이 주지되어야 한다.
본원에서 사용되는 용어 "결합된(coupled)," "연결된(connected)," 등은 두 개의 부재를 서로 직접적으로 또는 간접적으로 연결(joining)시키는 것을 의미한다. 이러한 연결은 정지(예를 들어, 영구적)되거나 이동 가능(예를 들어, 제거 가능 또는 배출 가능)할 수 있다. 이러한 연결은 두 개의 부재로 달성될 수 있으며, 두 개의 부재 및 임의의 추가적인 중간 부재는 서로 또는 두 개의 부재와 함께 단일의 통합된 바디로서 일체형으로 형성되며, 두 개의 부재 및 임의의 추가적인 중간 부재는 서로 부착된다.
본원에서 구성요소의 위치에 대한 언급(예를 들어, "상부," "하부," "위," "아래," 등)은 단지 도면에서 다양한 구성요소의 방향을 기술하기 위해 사용된다. 다양한 구성요소의 방향이 다른 예시적인 구현예에 따라 다를 수 있으며, 이러한 변화가 본 개시내용에 의해 포함되는 것으로 의도된다는 것이 주지되어야 한다.
본 발명이 이의 바람직한 구현예와 관련하여 기술되었지만, 본 발명의 범위 및 사상 내에 있는, 다양한 다른 구현예 및 변형예가 당업자에게 일어날 수 있으며, 이러한 다른 구현예 및 변형예가 상응하는 청구항에 의해 포함됨을 의도되는 것으로 이해되어야 한다. 당업자는 본원에 기술된 대상의 신규한 교시 및 장점으로부터 실질적으로 벗어나지 않으면서, 다수의 변형(예를 들어, 구조의 변형, 파라미터의 값, 마운팅 배열, 등)이 가능하다는 것을 용이하게 이해할 것이다. 예를 들어, 임의의 공정 또는 방법 단계의 순서 또는 시퀀스(sequence)는 대안적인 구현예에 따라 변경되거나 재배열될 수 있다. 다른 치환, 수정, 변경 및 생략이 또한, 본 발명의 범위를 벗어나지 않으면서 다양한 예시적 구현예의 설계, 작동 조건 및 배열에서 이루어질 수 있다.

Claims (30)

  1. 에너지 저장 시스템으로서,
    이산화탄소를 포함하는 배기 가스를 발생시키도록 구성된 발전 장치(power plant);
    전해질 매트릭스에 의해 분리된 애노드 및 캐소드, 및 전해조로서 역으로 제1 연료 전지를 작동하기 위해 상기 제1 연료 전지에 역방향 전압(reverse voltage)을 인가하도록 구성된 전원 공급장치를 포함하는 제1 연료 전지로서, 상기 제1 연료 전지는 상기 발전 장치로부터의 배기 가스의 적어도 일부를 수용하도록 구성되고, 상기 애노드는 배기 가스를 통해 이산화탄소를 수용하고 또한 별도의 공급물(feed)로부터 메탄을 수용하도록 구성되고, 상기 애노드는 수소 및 일산화탄소를 포함하는 수소-함유 가스 혼합물을 배출하도록 구성된, 상기 제1 연료 전지;
    상기 수소-함유 가스 혼합물 중의 실질적으로 모든 일산화탄소를 메탄으로 변환시키기 위해 상기 제1 연료 전지의 상기 애노드로부터 배출된 수소-함유 가스 혼합물을 메탄화하도록 구성된 개질기로서, 가스 혼합물을 배출하도록 구성된, 상기 개질기; 및
    수소 펌프로서 역으로 작동하는 제2 연료 전지로서, 상기 개질기에 의해 배출된 가스 혼합물로부터 수소를 분리시키도록 구성된, 상기 제2 연료 전지를 포함하는, 에너지 저장 시스템.
  2. 제1항에 있어서, 상기 제1 연료 전지의 캐소드가 상기 발전 장치로부터의 배기 가스를 수용하도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  3. 제1항에 있어서, 상기 발전 장치가 내연 기관인, 에너지 저장 시스템.
  4. 제1항 내지 제3항 중 어느 한 항에 있어서, 공급물을 추가로 포함하며, 상기 공급물은 상기 발전 장치의 배기 가스와 별도로 상기 제1 연료 전지의 애노드에 메탄을 공급하도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  5. 제4항에 있어서, 상기 공급물이 메탄 및 이산화탄소를 포함하며,
    상기 제2 연료 전지에 의해 배출된 수소의 양이 상기 공급물에 의해 공급된 탄소의 양에 비례하는, 에너지 저장 시스템.
  6. 제1항에 있어서, 상기 제1 연료 전지의 캐소드가 상기 제2 연료 전지의 애노드로부터 배출된 가스 혼합물을 수용하도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  7. 제1항에 있어서, 상기 개질기가 상기 제1 연료 전지에 의해 배출된 상기 수소-함유 가스에 포함된 이산화탄소를 메탄으로 변환시키도록 추가로 구성된, 에너지 저장 시스템.
  8. 제1항에 있어서, 상기 제2 연료 전지가 정제된 수소 가스를 배출하기 위해 전기화학적 수소 압축기를 이용하여 수소-함유 가스를 압축하도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  9. 제1항 내지 제8항 중 어느 한 항에 따른 에너지 저장 시스템을 이용하여 수소를 발생시키는 방법으로서,
    연료를 발전 장치에 공급하고, 상기 발전 장치를 이용하여 배기 가스를 발생시키는 단계;
    제1 연료 전지에서, 스팀 및 상기 발전 장치로부터의 배기 가스를 수용하는 단계;
    상기 제1 연료 전지의 애노드에서, 배기 가스를 통해 이산화탄소, 및 상기 별도의 공급물로부터의 메탄을 수용하는 단계;
    상기 제1 연료 전지로부터, 수소 및 일산화탄소를 포함하는 상기 수소-함유 가스 혼합물을 배출하는 단계;
    상기 개질기를 이용하여, 상기 제1 연료 전지로부터 수용된 실질적으로 모든 상기 일산화탄소를 메탄으로 변환시키는 단계;
    상기 제2 연료 전지를 이용하여, 상기 개질기로부터 배출된 상기 가스 혼합물로부터 수소를 분리하는 단계; 및
    상기 제2 연료 전지로부터의 잔류하는 가스 혼합물을 상기 제1 연료 전지의 캐소드에 공급하는 단계를 포함하는 방법.
  10. 제9항에 있어서,
    상기 전원 공급장치가 상기 제1 연료 전지에 역방향 전압을 인가할 때 상기 제1 연료 전지의 애노드에서 수소-함유 가스를 발생시키는 단계; 및
    상기 제1 연료 전지의 상기 애노드에서의 전기분해 반응을 이용하여, 상기 수소-함유 가스로부터 이산화탄소를 분리시키는 단계를 추가로 포함하는 방법.
  11. 제10항에 있어서, 상기 제1 연료 전지가 상기 수소-함유 가스를 배출하고, 이산화탄소 및 산소를 포함하는 산화제 가스를 별도로 배출하는 방법.
  12. 제10항에 있어서, 적어도, 상기 제2 연료 전지에서의 전기화학적 수소 압축기를 이용하여, 상기 제1 연료 전지의 애노드로부터의 수소-함유 가스를 압축하는 단계를 추가로 포함하는 방법.
  13. 제9항에 있어서, 상기 제2 연료 전지의 캐소드로부터 정제된 수소 가스를 배출하는 단계를 추가로 포함하는 방법.
  14. 제9항에 있어서, 상기 제2 연료 전지로부터의 상기 잔류 가스 혼합물이 상기 제2 연료 전지의 애노드로부터 배출되는 방법.
  15. 제9항에 있어서, 열이 요망되는 작동 온도에서 상기 제1 연료 전지를 유지하도록, 상기 에너지 저장 시스템에 전력이 저장될 필요가 없을 때, 상기 배기 가스로부터의 상기 열을 단지 상기 제1 연료 전지의 캐소드로 공급하는 단계를 추가로 포함하는 방법.
  16. REP 캐소드 공급 가스를 배출하도록 구성된 발전 장치;
    전해질 매트릭스에 의해 분리된 애노드 및 캐소드; 및 전해조로서 역으로 연료 전지를 작동시키기 위해 제1 연료 전지에 역방향 전압을 인가하도록 구성된 전원 공급장치를 포함하는 연료 전지로서, 상기 애노드가 이산화탄소를 포함하는 REP 애노드 공급 가스를 수용하도록 구성되고, 상기 연료 전지가 수소 및 이산화탄소를 포함하는 수소-함유 가스 혼합물을 배출하도록 구성된, 상기 연료 전지;
    이산화탄소가 메탄으로 변환되도록 상기 연료 전지로부터 배출된 수소-함유 가스 혼합물을 메탄화하도록 구성되고, 변환된 수소-함유 가스 혼합물을 배출하도록 구성된 개질기; 및
    상기 개질기로부터의 상기 변환된 수소-함유 가스 혼합물을 압축하도록 구성된 압축기를 포함하는, 에너지 저장 시스템.
  17. 제16항에 있어서, 상기 REP 애노드 공급 가스가 탄화수소를 추가로 포함하는, 에너지 저장 시스템.
  18. 제16항에 있어서, 상기 발전 장치가 내연 기관인, 에너지 저장 시스템.
  19. 제16항에 있어서, 상기 REP 캐소드 공급 가스가 상기 발전 장치로부터의 배기 가스인, 에너지 저장 시스템.
  20. 제16항에 있어서, 상기 개질기가 상기 연료 전지에 의해 배출된 상기 수소-함유 가스 혼합물 중의 일산화탄소 및 이산화탄소를 메탄으로 변환시키도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  21. 제16항에 있어서, 상기 압축기가 상기 개질기로부터의 상기 변환된 수소-함유 가스 혼합물에서의 메탄을 압축시키도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  22. 제21항에 있어서, 상기 압축기로부터의 압축된 메탄 및 상기 변환된 수소-함유 가스 혼합물이, 물이 응결되고 상기 변환된 수소-함유 가스 혼합물로부터 분리되도록 냉각된, 에너지 저장 시스템.
  23. 제16항에 있어서, 상기 에너지 저장 시스템에서 생성된 메탄이 파이프라인에 삽입되도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  24. 제22항에 있어서, 상기 메탄 배출 스트림으로부터 응결된 물을 제거하도록 구성된 물 녹아웃 포트(water knockout pot)를 추가로 포함하는, 에너지 저장 시스템.
  25. 제22항에 있어서, 상기 압축기로부터 배출된 압축된 메탄이 저장되도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  26. 제16항에 있어서, 상기 발전 장치가 혐기성 소화조 가스(anaerobic digester gas) 및 이산화탄소와 메탄의 혼합물을 수용하도록 구성된, 에너지 저장 시스템.
  27. 제16항 내지 제26항 중 어느 한 항에 따른 에너지 저장 시스템을 이용하여 메탄을 발생시키는 방법으로서,
    상기 연료 전지의 상기 애노드에서, 상기 애노드 REP 공급 가스를 통해 이산화탄소를 수용하는 단계;
    상기 연료 전지로부터, 메탄, 이산화탄소 및 수소를 포함하는 수소-함유 가스 혼합물을 배출하는 단계;
    상기 개질기를 이용하여, 상기 연료 전지로부터의 상기 수소-함유 가스 혼합물을 메탄화시키는 단계; 및
    상기 압축기를 이용하여, 상기 개질기로부터의 상기 변환된 수소-함유 가스 혼합물로부터 물을 분리시키고, 상기 압축기로부터 분리된 가스 혼합물을 배출시키는 단계를 포함하는 방법.
  28. 제27항에 있어서, 물 녹아웃 포트(water knockout pot)에서, 상기 압축기에 의해 배출된 상기 분리된 가스 혼합물로부터 물을 제거하는 단계; 및
    가스 파이프라인에 상기 압축기에 의해 배출된 상기 분리된 가스 혼합물로부터의 메탄을 공급하는 단계를 추가로 포함하는 방법.
  29. 제27항에 있어서,
    상기 전원 공급장치가 상기 연료 전지에 역방향 전압을 인가할 때 상기 제1 연료 전지의 애노드에서 수소-함유 가스를 발생시키는 단계; 및
    상기 연료 전지의 애노드에서의 전기분해 반응을 이용하여, 상기 수소-함유 가스 혼합물로부터 이산화탄소를 분리하는 단계를 추가로 포함하는 방법.
  30. 제29항에 있어서, 상기 연료 전지가 상기 수소-함유 가스 혼합물을 배출하고, 별도로 이산화탄소 및 산소를 포함하는 산화제 가스를 배출하는 방법.
KR1020187016035A 2015-11-16 2016-11-15 엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장 Active KR101992798B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201562255868P 2015-11-16 2015-11-16
US62/255,868 2015-11-16
PCT/US2016/062083 WO2017087413A1 (en) 2015-11-16 2016-11-15 Energy storage using an rep with an engine

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020187017809A Division KR101992123B1 (ko) 2015-11-16 2016-11-15 엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20180081115A true KR20180081115A (ko) 2018-07-13
KR101992798B1 KR101992798B1 (ko) 2019-06-25

Family

ID=58717728

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020187017809A Active KR101992123B1 (ko) 2015-11-16 2016-11-15 엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장
KR1020187016035A Active KR101992798B1 (ko) 2015-11-16 2016-11-15 엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020187017809A Active KR101992123B1 (ko) 2015-11-16 2016-11-15 엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10680265B2 (ko)
EP (2) EP3377214B1 (ko)
JP (2) JP6644144B2 (ko)
KR (2) KR101992123B1 (ko)
CN (1) CN108604695B (ko)
CA (1) CA3005639C (ko)
WO (1) WO2017087413A1 (ko)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102653151B1 (ko) * 2019-02-18 2024-04-02 퓨얼셀 에너지, 인크 용융 탄산염 전해조 전지를 이용한 연소 터빈용 에너지 저장
JP7432997B2 (ja) * 2019-05-24 2024-02-19 三菱重工業株式会社 合成物生産システム及び合成物生産方法
JP2021009820A (ja) * 2019-07-02 2021-01-28 株式会社デンソー エネルギマネジメントシステム
EP4006209A4 (en) * 2019-07-25 2022-11-16 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. Hydrogen purification system
US11923578B2 (en) 2019-12-20 2024-03-05 Cummins Inc. Reversible fuel cell system architecture
US11745891B2 (en) * 2020-04-14 2023-09-05 Raytheon Technologies Corporation Aircraft fuel system with electrochemical hydrogen compressor
CN114759234A (zh) * 2020-12-25 2022-07-15 南方科技大学 一种加氢系统
US11555446B2 (en) * 2021-06-11 2023-01-17 Mitsubishi Power Americas, Inc. Hybrid power plant with C02 capture
US12119656B2 (en) * 2021-11-30 2024-10-15 Caterpillar Inc. Hydrogen energy storage for power time shifting
US20240072339A1 (en) * 2022-08-24 2024-02-29 Saudi Arabian Oil Company Renewable energy integration with natural-gas based combined hydrogen and electricity production (chep) system and method

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5071719A (en) * 1989-11-20 1991-12-10 Haldor Topsoe A/S Fuel cell power plant
US20050112425A1 (en) * 2003-10-07 2005-05-26 Ztek Corporation Fuel cell for hydrogen production, electricity generation and co-production
WO2015116964A1 (en) * 2014-01-31 2015-08-06 Fuelcell Energy, Inc. Reformer-electrolyzer-purifier (rep) assembly for hydrogen production, systems incorporating same and method of producing hydrogen

Family Cites Families (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3094390A (en) 1958-07-09 1963-06-18 Air Prod & Chem Production and storage of converted hydrogen
IT1020634B (it) * 1974-06-11 1977-12-30 Shell Bv Motore a combustione interna con riciclo dei gas di scarico
CA1242985A (en) 1984-02-08 1988-10-11 William P. Hegarty Method for controlling fluidized catalytic cracker regenerator temperature and velocity with carbon dioxide
JPS60235893A (ja) 1984-05-09 1985-11-22 Osaka Gas Co Ltd Ｃｏ及びｈ↓２を含むガスのメタン化方法
US4849091A (en) 1986-09-17 1989-07-18 Uop Partial CO combustion with staged regeneration of catalyst
JP3407747B2 (ja) 1992-06-19 2003-05-19 石川島播磨重工業株式会社 水分分離器を備えた燃料電池発電装置
US5346613A (en) 1993-09-24 1994-09-13 Uop FCC process with total catalyst blending
US5413878A (en) 1993-10-28 1995-05-09 The United States Of America As Represented By The Department Of Energy System and method for networking electrochemical devices
US5711770A (en) * 1996-01-04 1998-01-27 Malina; Mylan Energy conversion system
US6187465B1 (en) 1997-11-07 2001-02-13 Terry R. Galloway Process and system for converting carbonaceous feedstocks into energy without greenhouse gas emissions
JPH11169661A (ja) * 1997-12-12 1999-06-29 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 二酸化炭素回収装置
JP4100479B2 (ja) * 1998-02-04 2008-06-11 信行 神谷 二酸化炭素分解方法
CN1360556A (zh) 1999-07-09 2002-07-24 株式会社荏原制作所 通过可燃物气化制造氢的方法和装置及燃料电池发电方法和燃料电池发电系统
AU7228101A (en) 2000-07-10 2002-01-21 Global Thermoelectric Inc Integrated module for solid oxide fuel cell systems
JP2002319428A (ja) 2001-04-19 2002-10-31 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 溶融炭酸塩型燃料電池発電設備
AU2003268522A1 (en) 2002-09-05 2004-03-29 Miglin, Maria, Therese Apparatus and process for production of high purity hydrogen
JP4103510B2 (ja) 2002-09-05 2008-06-18 株式会社Ｉｈｉ 酸素及び二酸化炭素の精製と高濃度化処理方法
US7070874B2 (en) 2002-12-24 2006-07-04 Fuelcell Energy, Inc. Fuel cell end unit with integrated heat exchanger
US7276306B2 (en) 2003-03-12 2007-10-02 The Regents Of The University Of California System for the co-production of electricity and hydrogen
JP2004311159A (ja) * 2003-04-04 2004-11-04 Central Res Inst Of Electric Power Ind 高圧水素製造方法および装置並びに燃料電池自動車
US7482078B2 (en) 2003-04-09 2009-01-27 Bloom Energy Corporation Co-production of hydrogen and electricity in a high temperature electrochemical system
US6896988B2 (en) 2003-09-11 2005-05-24 Fuelcell Energy, Inc. Enhanced high efficiency fuel cell/turbine power plant
US7353085B2 (en) * 2003-09-22 2008-04-01 Hydrogenics Corporation Electrolyzer cell stack system
US20050123810A1 (en) 2003-12-09 2005-06-09 Chellappa Balan System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
US7422810B2 (en) 2004-01-22 2008-09-09 Bloom Energy Corporation High temperature fuel cell system and method of operating same
JP4751580B2 (ja) 2004-03-31 2011-08-17 東京瓦斯株式会社 発電装置
US7396603B2 (en) 2004-06-03 2008-07-08 Fuelcell Energy, Inc. Integrated high efficiency fossil fuel power plant/fuel cell system with CO2 emissions abatement
US7323270B2 (en) 2004-08-11 2008-01-29 Fuelcell Energy, Inc. Modular fuel-cell stack assembly
US7381487B2 (en) 2004-12-27 2008-06-03 Fuelcell Energy, Inc. In-situ removal of electrolyte from gas oxidizer
GB0524486D0 (en) 2005-12-01 2006-01-11 Rolls Royce Fuel Cell Systems An electrolysis apparatus
JP4813887B2 (ja) 2005-12-12 2011-11-09 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント
WO2008033452A2 (en) 2006-09-13 2008-03-20 Ceramatec, Inc. High purity hydrogen and electric power co-generation apparatus and method
JP2008084698A (ja) * 2006-09-27 2008-04-10 Toshiba Corp 燃料改質装置及び燃料電池システム
US20080155984A1 (en) 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
US7862938B2 (en) 2007-02-05 2011-01-04 Fuelcell Energy, Inc. Integrated fuel cell and heat engine hybrid system for high efficiency power generation
US9557057B2 (en) * 2007-02-09 2017-01-31 Dale Robert Lutz Reliable carbon-neutral power generation system
EP2074290A4 (en) * 2007-09-06 2017-06-21 Korea Institute Of Machinery & Materials Power plant having pure oxygen combustor
US8062804B2 (en) * 2007-10-31 2011-11-22 Fuelcell Energy, Inc. Flow control assembly for use with fuel cell systems operating on fuels with varying fuel composition
US7935245B2 (en) 2007-12-21 2011-05-03 Uop Llc System and method of increasing synthesis gas yield in a fluid catalytic cracking unit
US8652694B2 (en) 2008-03-04 2014-02-18 Fuelcell Energy, Inc. Water recovery assembly for transferring water from fuel cell cathode exhaust
US8366902B2 (en) 2008-03-24 2013-02-05 Battelle Energy Alliance, Llc Methods and systems for producing syngas
JP5137199B2 (ja) * 2008-07-07 2013-02-06 東京瓦斯株式会社 大気中二酸化炭素の分離回収処理装置
US20100058771A1 (en) 2008-07-07 2010-03-11 Osum Oil Sands Corp. Carbon removal from an integrated thermal recovery process
US8062799B2 (en) * 2008-08-19 2011-11-22 Fuelcell Energy, Inc. High-efficiency dual-stack molten carbonate fuel cell system
JP5496494B2 (ja) 2008-11-26 2014-05-21 中国電力株式会社 発電システム
JP2012514039A (ja) 2008-12-31 2012-06-21 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー メタンリッチガスの生成方法
JP2010212141A (ja) 2009-03-11 2010-09-24 Fuji Electric Systems Co Ltd 燃料電池発電装置
JP5106461B2 (ja) 2009-03-27 2012-12-26 中国電力株式会社 二酸化炭素回収装置
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
US8632922B2 (en) 2009-06-16 2014-01-21 Shell Oil Company Systems and processes for operating fuel cell systems
KR20110114816A (ko) 2010-04-14 2011-10-20 삼성중공업 주식회사 연료전지 발전시스템을 이용한 이산화탄소 포집장치 및 그 방법
BR112012028329A2 (pt) * 2010-05-05 2017-03-21 Univ Denmark Tech Dtu processo para a operação de uma pilha de célula de combustível com alta temperatura
US9819038B2 (en) 2011-03-31 2017-11-14 General Electric Company Fuel cell reforming system with carbon dioxide removal
EP2751307B1 (de) * 2011-08-29 2015-09-09 Karl-Hermann Busse Energieversorgungsanlage, insbesondere für den bereich der haustechnik
US9190685B2 (en) 2011-10-27 2015-11-17 Bloom Energy Corporation SOFC system with selective CO2 removal
FR2982422B1 (fr) 2011-11-09 2013-11-15 Saint Gobain Substrat conducteur pour cellule photovoltaique
JP5970076B2 (ja) 2011-11-21 2016-08-17 サウジ アラビアン オイル カンパニー 石油燃料を使用した水素および電気の複合生産のための方法およびシステム
DE102012206541A1 (de) 2012-04-20 2013-10-24 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Anordnung für die Hochtemperaturelektrolyse
US9664385B2 (en) 2012-09-17 2017-05-30 Phillips 66 Company Process for enabling carbon-capture from existing combustion processes
US9190676B2 (en) 2012-09-28 2015-11-17 Fuelcell Energy, Inc. Flame stabilized mixer-eductor-oxidizer for high temperature fuel cells
WO2014151196A1 (en) 2013-03-15 2014-09-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated operation of molten carbonate fuel cells
EP2784187A1 (en) * 2013-03-25 2014-10-01 Helmut-Schmidt-Universität/ Universität der Bundeswehr Hamburg High efficiency fuel cell
JP2014198789A (ja) 2013-03-29 2014-10-23 大阪瓦斯株式会社 メタンリッチガス製造システム
WO2015153064A1 (en) 2014-04-01 2015-10-08 Mclarty Dustin Poly-generating fuel cell with thermally balancing fuel processing
US9478819B2 (en) 2014-12-19 2016-10-25 Fuelcell Energy, Inc. High-efficiency molten carbonate fuel cell system and method
EP3054519B1 (en) 2015-02-03 2017-11-08 Technische Universität München Reversible fuel cell system and method for operating a fuel cell system
CN104847424B (zh) 2015-05-05 2016-05-18 华北电力大学 用熔融碳酸盐燃料电池捕获燃煤电厂co2的系统及方法
JP6534116B2 (ja) 2015-05-22 2019-06-26 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 固体酸化物形燃料電池システム
KR102143864B1 (ko) 2015-11-16 2020-08-12 퓨얼 셀 에너지, 인크 연료 전지로부터 co2를 포집하기 위한 시스템

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5071719A (en) * 1989-11-20 1991-12-10 Haldor Topsoe A/S Fuel cell power plant
US20050112425A1 (en) * 2003-10-07 2005-05-26 Ztek Corporation Fuel cell for hydrogen production, electricity generation and co-production
WO2015116964A1 (en) * 2014-01-31 2015-08-06 Fuelcell Energy, Inc. Reformer-electrolyzer-purifier (rep) assembly for hydrogen production, systems incorporating same and method of producing hydrogen

Also Published As

Publication number Publication date
EP3425716A1 (en) 2019-01-09
JP2018193612A (ja) 2018-12-06
JP6644144B2 (ja) 2020-02-12
CN108604695A (zh) 2018-09-28
JP6723292B2 (ja) 2020-07-15
EP3377214B1 (en) 2020-09-09
EP3377214A1 (en) 2018-09-26
US10680265B2 (en) 2020-06-09
US20180261860A1 (en) 2018-09-13
KR101992123B1 (ko) 2019-06-24
KR101992798B1 (ko) 2019-06-25
CA3005639A1 (en) 2017-05-26
JP2018537817A (ja) 2018-12-20
EP3377214A4 (en) 2019-07-17
CN108604695B (zh) 2021-09-17
KR20180074801A (ko) 2018-07-03
CA3005639C (en) 2021-05-18
WO2017087413A1 (en) 2017-05-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101992123B1 (ko) 엔진과 함께 rep를 이용한 에너지 저장
KR101939687B1 (ko) 수소 생성을 위한 개질기-전해조-정제기(ｒｅｐ) 어셈블리, 이를 통합한 시스템들 및 수소를 생성하는 방법
CA3005529C (en) System for capturing co2 from a fuel cell
CA2343740A1 (en) Solid oxide fuel cell which operates with an excess of fuel
KR101992794B1 (ko) 부분 산화와 함께 rep를 사용한 수소 및 일산화탄소 생성
US20230352702A1 (en) Hydrogen Generation Using a Fuel Cell System with an Rep
KR20070111145A (ko) 산소 공급기를 사용하는 개질기 및 이를 포함하는 연료전지시스템
JP2004259647A (ja) 燃料電池発電システムの制御方法
JP3872006B2 (ja) 燃料電池発電システム
JP2005108509A (ja) 燃料電池発電システム
JP4620399B2 (ja) 燃料電池発電システムの制御方法
JP3609961B2 (ja) 燃料電池発電装置
JP4479361B2 (ja) ハイブリッド型燃料電池発電装置
JP2005071813A (ja) 燃料電池発電システム
JP2004164930A (ja) 燃料電池発電システム
JPH11339821A (ja) ハイブリッド型燃料電池システム
JP2005056735A (ja) 燃料電池発電システム
JP2005056666A (ja) 燃料電池発電システム

Legal Events

Date Code Title Description
PA0105 International application

Patent event date: 20180605

Patent event code: PA01051R01D

Comment text: International Patent Application

A107 Divisional application of patent
PA0104 Divisional application for international application

Comment text: Divisional Application for International Patent

Patent event code: PA01041R01D

Patent event date: 20180622

A201 Request for examination
A302 Request for accelerated examination
PA0201 Request for examination

Patent event code: PA02012R01D

Patent event date: 20180702

Comment text: Request for Examination of Application

PA0302 Request for accelerated examination

Patent event date: 20180702

Patent event code: PA03022R01D

Comment text: Request for Accelerated Examination

PG1501 Laying open of application
E902 Notification of reason for refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event date: 20181112

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: 20190319

GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

Comment text: Registration of Establishment

Patent event date: 20190619

Patent event code: PR07011E01D

PR1002 Payment of registration fee

Payment date: 20190619

End annual number: 3

Start annual number: 1

PG1601 Publication of registration
PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20220517

Start annual number: 4

End annual number: 4

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20230518

Start annual number: 5

End annual number: 5

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20240522

Start annual number: 6

End annual number: 6