KR102184353B1 - Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell - Google Patents

Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell Download PDF

Info

Publication number
KR102184353B1
KR102184353B1 KR1020190033817A KR20190033817A KR102184353B1 KR 102184353 B1 KR102184353 B1 KR 102184353B1 KR 1020190033817 A KR1020190033817 A KR 1020190033817A KR 20190033817 A KR20190033817 A KR 20190033817A KR 102184353 B1 KR102184353 B1 KR 102184353B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
exhaust gas
flow path
water
hydrogen
fuel cell
Prior art date
Application number
KR1020190033817A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR20200115754A (en
Inventor
안국영
이영덕
김영상
잡반티엔
Original Assignee
한국기계연구원
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 한국기계연구원 filed Critical 한국기계연구원
Priority to KR1020190033817A priority Critical patent/KR102184353B1/en
Priority to PCT/KR2020/003047 priority patent/WO2020197120A1/en
Priority to EP20777067.8A priority patent/EP3869599A4/en
Publication of KR20200115754A publication Critical patent/KR20200115754A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR102184353B1 publication Critical patent/KR102184353B1/en

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—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
    • H01M8/04104—Regulation of differential pressures
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04014—Heat exchange using gaseous fluids; Heat exchange by combustion of reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • 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
    • H01M8/04082—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
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • 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
    • H01M8/04701—Temperature
    • H01M8/04708—Temperature 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
    • H01M8/18—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

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

본 발명은 양방향 수전해 시스템에 관한 것으로, 일 실시예에 따르면, 수소극, 공기극 및 그 사이에 개재된 전해질로 구성되며 수전해 모드와 연료전지 모드 중 어느 하나의 모드에서 동작 가능한 양방향 수전해 연료전지; 상기 수소극으로 공급되는 수소와 상기 수소극에서 배출되는 제1 배출가스를 열교환하는 제1 열교환기; 스팀을 수소극에 공급하는 스팀 공급 유로; 상기 제1 배출가스에서 물을 제거하는 물 배출부; 및 상기 물 배출부의 물 배출유로에 설치되어 물을 외부로 펌핑하는 펌프;를 포함하고, 상기 펌프의 동작을 제어하여 상기 수소극의 입구와 공기극의 입구 사이의 압력 차이를 소정 범위 내로 유지시키는 양방향 수전해 시스템을 개시한다. The present invention relates to a two-way water electrolysis system, according to an embodiment, consisting of a hydrogen electrode, an air electrode, and an electrolyte interposed therebetween, and a two-way electrolysis fuel operable in any one of a water electrolysis mode and a fuel cell mode. battery; A first heat exchanger for exchanging the hydrogen supplied to the hydrogen electrode with the first exhaust gas discharged from the hydrogen electrode; A steam supply passage for supplying steam to the hydrogen electrode; A water discharge unit for removing water from the first exhaust gas; And a pump installed in the water discharge passage of the water discharge unit to pump water to the outside, and controlling the operation of the pump to maintain a pressure difference between the inlet of the hydrogen electrode and the inlet of the air electrode within a predetermined range. Start the water electrolysis system.

Description

연료전지 입구측 압력 조절 기능을 구비한 양방향 수전해 시스템 {Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell} Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell}

본 발명은 양방향 수전해 시스템에 관한 것으로, 보다 상세하게는 연료전지의 수소극의 입구와 공기극의 입구의 압력차를 소정 범위로 조절하여 연료전지 시스템을 안정적으로 운전하며, 효율을 높일 수 있는 양방향 수전해 시스템에 관한 것이다. The present invention relates to a two-way water electrolysis system, and more particularly, a two-way system capable of stably operating a fuel cell system and increasing efficiency by adjusting a pressure difference between an inlet of a hydrogen electrode and an inlet of an air electrode of a fuel cell within a predetermined range. It relates to a water electrolysis system.

최근 태양광이나 풍력과 같은 재생에너지를 이용한 발전 시스템에 대한 연구가 진행되고 있다. 재생에너지를 이용한 발전 시스템의 경우 자연환경에 따라 전기출력이 변동되므로 전력수요량 이상의 여유전력이 발생하는 경우 이를 저장하고 이용하는 방법에 대한 연구가 필요하다. 예를 들어 재생 에너지 발전설비로부터 전력수요량 이상의 여유전력이 발생하면 수전해 장치를 사용하여 수소를 생산하여 저장해 두었다가 발전량이 적을 경우 저장된 수소를 이용하여 연료전지에서 전력을 생산 및 공급할 수 있는 시스템이 연구되고 있다. Recently, research on a power generation system using renewable energy such as solar or wind power has been conducted. In the case of a power generation system using renewable energy, the electrical output varies depending on the natural environment, so when excess power exceeds the amount of power demand, research on how to store and use it is required. For example, when excess power is generated from renewable energy generation facilities, hydrogen is produced and stored using a water electrolysis device, and a system capable of producing and supplying power from a fuel cell using the stored hydrogen is studied when the amount of generation is small. Has become.

고온형 수전해 및 연료전지 기술을 기반으로 한 가역(양방향) 수전해 시스템은 700℃ 이상의 작동환경 및 고온의 수증기를 만들어주기 위한 열원을 요구하고 있다. 따라서 수전해 시스템의 작동환경을 고온으로 유지하고 수전해 시스템에서 배출되는 배출열을 효과적으로 활용함으로써 시스템 효율을 향상시킬 필요가 있다. The reversible (bidirectional) water electrolysis system based on high temperature water electrolysis and fuel cell technology requires an operating environment of 700°C or higher and a heat source to generate high temperature water vapor. Therefore, it is necessary to improve system efficiency by maintaining the operating environment of the water electrolysis system at a high temperature and effectively utilizing the exhaust heat emitted from the water electrolysis system.

특허문헌1: 한국 등록특허번호 제10-0776353호 (2007년 11월 07일 공고)Patent Document 1: Korean Patent Registration No. 10-0776353 (announced on November 7, 2007)

본 발명은 상술한 문제점을 해결하기 위한 것으로, 양방향 수전해 시스템을 안정적으로 운전하며, 열에너지를 효율적으로 활용하여 시스템 효율을 향상시키고 대용량화가 가능한 양방향 수전해 시스템을 제공하는 것을 목적으로 한다.An object of the present invention is to solve the above-described problem, and an object of the present invention is to provide a two-way water electrolysis system capable of stably operating a two-way water electrolysis system and efficiently utilizing heat energy to improve system efficiency and increase capacity.

본 발명의 일 실시예에 따르면, 양방향 수전해 시스템으로서, 수소극, 공기극 및 그 사이에 개재된 전해질로 구성되며 수전해 모드와 연료전지 모드 중 어느 하나의 모드에서 동작 가능한 양방향 수전해 연료전지; 상기 수소극으로 공급되는 수소와 상기 수소극에서 배출되는 제1 배출가스를 열교환하는 제1 열교환기; 스팀을 수소극에 공급하는 스팀 공급 유로; 상기 제1 배출가스에서 물을 제거하는 물 배출부; 및 상기 물 배출부의 물 배출유로에 설치되어 물을 외부로 펌핑하는 펌프;를 포함하고, 상기 펌프의 동작을 제어하여 상기 수소극의 입구와 공기극의 입구 사이의 압력 차이를 소정 범위 내로 유지시키는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템을 제공한다. According to an embodiment of the present invention, there is provided a two-way water electrolysis system comprising: a two-way water electrolysis fuel cell comprising a hydrogen electrode, an air electrode, and an electrolyte interposed therebetween and operable in any one of a water electrolysis mode and a fuel cell mode; A first heat exchanger for exchanging the hydrogen supplied to the hydrogen electrode with the first exhaust gas discharged from the hydrogen electrode; A steam supply passage for supplying steam to the hydrogen electrode; A water discharge unit for removing water from the first exhaust gas; And a pump installed in the water discharge passage of the water discharge unit to pump water to the outside, and controlling the operation of the pump to maintain a pressure difference between the inlet of the hydrogen electrode and the inlet of the air electrode within a predetermined range. It provides a two-way electrolysis system characterized by.

본 발명의 일 실시예에 따르면, 수소극과 공기극을 구비한 양방향 수전해 연료전지를 이용하여 수전해 모드와 연료전지 모드에서 동작 가능한 양방향 수전해 시스템의 동작 방법으로서, 수소극에서 배출되는 제1 배출가스를 상기 수소극으로 공급하는 수소와 열교환하는 제1 열교환기에서 상기 제1 배출가스가 수소를 가열하는 열교환 단계; 상기 제1 열교환기를 통과한 제1 배출가스에서 물을 분리하는 단계; 제1 배출가스에서 분리된 물을 배수 펌프를 이용하여 외부로 배출하는 단계; 및 물이 제거된 제1 배출가스의 적어도 일부를 재순환 가스로서 상기 수소극 측을 향해 재순환시키는 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템의 동작 방법을 제공한다. According to an embodiment of the present invention, there is provided a method of operating a two-way water electrolysis system capable of operating in a water electrolysis mode and a fuel cell mode using a bidirectional water electrolysis fuel cell having a hydrogen electrode and an air electrode. A heat exchange step in which the first exhaust gas heats hydrogen in a first heat exchanger for exchanging heat with hydrogen supplying the exhaust gas to the hydrogen electrode; Separating water from the first exhaust gas that has passed through the first heat exchanger; Discharging the water separated from the first exhaust gas to the outside by using a drain pump; And recirculating at least a portion of the first exhaust gas from which water has been removed toward the hydrogen electrode as a recycle gas. It provides a method of operating a two-way water electrolysis system comprising:

본 발명의 일 실시예에 따르면, 연료전지의 수소극에서 배출되는 배출가스에서 물을 분리하여 외부로 배출하기 위해 배수 펌프를 설치하고 이 배수 펌프의 동작을 제어하여 연료전지의 수소극 입구와 공기극 입구의 압력차를 소정 범위 이하로 유지함으로써 연료전지 효율을 향상시키는 효과를 달성하였다. According to an embodiment of the present invention, a drain pump is installed to separate water from the exhaust gas discharged from the hydrogen electrode of the fuel cell and discharge it to the outside, and the operation of the drain pump is controlled to prevent the inlet and the cathode of the fuel cell. By maintaining the pressure difference at the inlet within a predetermined range, an effect of improving fuel cell efficiency was achieved.

또한 본 발명의 일 실시예에 따르면 공기극에서 배출되는 배출가스 중 일부를 공기극으로 재공급하도록 구성하거나 또는 공기극에서 배출되는 배출가스를 수소극 배출가스를 이용하여 가열하도록 구성함으로써 주변기기(BOP)를 소형화하고 전력 소비량을 절감하여 시스템 효율을 향상시키는 효과를 얻을 수 있다. In addition, according to an embodiment of the present invention, a peripheral device (BOP) is miniaturized by configuring to resupply some of the exhaust gas discharged from the cathode to the cathode or to heat the exhaust gas emitted from the cathode by using the hydrogen electrode exhaust gas. And reduce the power consumption to improve system efficiency.

도1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기 위한 도면,
도2는 제1 실시예의 양방향 수전해 시스템의 수전해(SOEC) 모드를 설명하기 위한 도면,
도3은 제1 실시예의 양방향 수전해 시스템의 연료 전지(SOFC) 모드를 설명하기 위한 도면,
도4는 제2 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기 위한 도면,
도5는 제2 실시예의 양방향 수전해 시스템의 수전해(SOEC) 모드를 설명하기 위한 도면,
도6은 제2 실시예의 양방향 수전해 시스템의 연료 전지(SOFC) 모드를 설명하기 위한 도면,
도7은 제3 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기 위한 도면,
도8은 제4 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기 위한 도면이다.1 is a diagram for explaining a two-way electrolysis system according to a first embodiment of the present invention;
2 is a view for explaining a water electrolysis (SOEC) mode of the two-way water electrolysis system of the first embodiment;
3 is a diagram for explaining a fuel cell (SOFC) mode of the bidirectional water electrolysis system of the first embodiment;
4 is a diagram for explaining a two-way electrolysis system according to a second embodiment;
5 is a view for explaining a water electrolysis (SOEC) mode of the bi-directional water electrolysis system of the second embodiment;
6 is a view for explaining a fuel cell (SOFC) mode of the bidirectional water electrolysis system of the second embodiment;
7 is a diagram for explaining a two-way electrolysis system according to a third embodiment;
8 is a diagram for explaining a two-way electrolysis system according to a fourth embodiment.

이상의 본 발명의 목적들, 다른 목적들, 특징들 및 이점들은 첨부된 도면과 관련된 이하의 바람직한 실시예들을 통해서 쉽게 이해될 것이다. 그러나 본 발명은 여기서 설명되는 실시예들에 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 오히려, 여기서 소개되는 실시예들은 개시된 내용이 철저하고 완전해질 수 있도록 그리고 당업자에게 본 발명의 사상이 충분히 전달될 수 있도록 하기 위해 제공되는 것이다.The above objects, other objects, features, and advantages of the present invention will be easily understood through the following preferred embodiments related to the accompanying drawings. However, the present invention is not limited to the embodiments described herein and may be embodied in other forms. Rather, the embodiments introduced herein are provided so that the disclosed content may be thorough and complete, and the spirit of the present invention may be sufficiently conveyed to those skilled in the art.

본 명세서에서, 단수형은 문구에서 특별히 언급하지 않는 한 복수형도 포함한다. 명세서에서 사용되는 '포함한다(comprise)' 및/또는 '포함하는(comprising)'은 언급된 구성요소는 하나 이상의 다른 구성요소의 존재 또는 추가를 배제하지 않는다.In this specification, the singular form also includes the plural form unless specifically stated in the phrase. As used in the specification, "comprise" and/or "comprising" does not exclude the presence or addition of one or more other components.

이하, 도면을 참조하여 본 발명을 상세히 설명하도록 한다. 아래의 특정 실시예를 기술하는데 있어서, 여러 가지의 특정적인 내용들은 발명을 더 구체적으로 설명하고 이해를 돕기 위해 작성되었다. 하지만 본 발명을 이해할 수 있을 정도로 이 분야의 지식을 갖고 있는 독자는 이러한 여러 가지의 특정적인 내용들이 없어도 사용될 수 있다는 것을 인지할 수 있다. 어떤 경우에는 발명을 기술하는 데 있어서 흔히 알려졌으면서 발명과 크게 관련 없는 부분들은 본 발명을 설명하는 데 있어 혼돈을 막기 위해 기술하지 않음을 미리 언급해 둔다. Hereinafter, the present invention will be described in detail with reference to the drawings. In describing the specific embodiments below, various specific contents have been prepared to more specifically describe the invention and to aid understanding. However, readers who have knowledge in this field enough to understand the present invention It can be recognized that it can be used without specific content. In some cases, it should be mentioned in advance that parts that are commonly known in describing the invention and are not significantly related to the invention are not described in order to avoid confusion in describing the invention.

도1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기 위한 도면이다. 1 is a diagram for explaining a bidirectional electrolysis system according to a first embodiment of the present invention.

도면을 참조하면, 제1 실시예의 양방향 수전해 시스템은 스팀 생성부(10), 양방향 수전해 연료전지(30), 히터(61,62) 등의 구성요소와 이 구성요소들 사이를 연결하는 다수의 유로, 그리고 유로에 배치된 다수의 열교환기, 블로워, 및 펌프로 구성될 수 있다. Referring to the drawings, the two-way water electrolysis system of the first embodiment includes components such as a steam generator 10, a two-way water electrolysis fuel cell 30, and heaters 61 and 62, and a plurality of components connecting the components. And a plurality of heat exchangers, blowers, and pumps disposed in the flow path.

양방향 수전해 연료전지(30)는 외부에서 공급되는 스팀과 전기에 의해 수소와 산소를 생성하는 수전해 모드 및 외부에서 공급되는 수소와 산소의 화학반응에 의해 전기와 물을 생성하는 연료전지 모드 중 어느 하나의 모드에서 동작할 수 있다. The two-way water electrolysis fuel cell 30 is one of a water electrolysis mode that generates hydrogen and oxygen by steam and electricity supplied from the outside, and a fuel cell mode that generates electricity and water by a chemical reaction of hydrogen and oxygen supplied from the outside. It can operate in either mode.

일 실시예에서 양방향 수전해 연료전지(30)는 예컨대 고체산화물 연료전지(Solid Oxide Fuel Cell; SOFC) 또는 용융탄산염 연료전지(Molten Carbonate Fuel Cell; MCFC) 등 임의의 연료전지로 구현될 수 있다. 설명의 편의를 위해 본 명세서에서는 양방향 수전해 연료전지(30)가 고체산화물 연료전지(SOFC)로 구현된 것으로 전제하고 설명하기로 한다. In one embodiment, the bi-directional water electrolysis fuel cell 30 may be implemented as an arbitrary fuel cell, such as a solid oxide fuel cell (SOFC) or a molten carbonate fuel cell (MCFC). For convenience of explanation, in this specification, it is assumed that the bi-directional water electrolysis fuel cell 30 is implemented as a solid oxide fuel cell (SOFC).

일 실시예에서 양방향 수전해 연료전지(30)는 수소극(31), 공기극(32) 및 그 사이에 개재된 전해질로 구성될 수 있다. 수전해 모드(이하에서 "SOEC 모드"라고도 함)에서 수소극(31)은 외부로부터 스팀(H2O)을 공급받아 이로부터 수소(H2)를 생산한다. 즉 수소극(31)은 유로(L21)로부터 스팀(H2O)을 공급받아 수소(H2)를 생성하며, 이렇게 생성된 수소(H2) 및 수소로 변환되지 못한 스팀(H2O)이 포함된 가스를 유로(L41)를 통해 제1 배출가스로서 배출한다. 수전해 모드(이하에서 "SOFC 모드"라고도 함)에서 공기극(32)은 수소극(31)으로부터 산소(O2)를 전달받으며, 이렇게 전달받은 산소(O2)를 유로(L53)를 통해 외부로부터 공급된 공기를 이용하여 이송한다. 공기극(32)은 산소와 공기가 포함된 가스를 유로(L61)를 통해 제2 배출가스로서 배출한다. In one embodiment, the bi-directional water electrolysis fuel cell 30 may be composed of a hydrogen electrode 31, an air electrode 32, and an electrolyte interposed therebetween. In the water electrolysis mode (hereinafter, also referred to as “SOEC mode”), the hydrogen electrode 31 receives steam (H2O) from the outside and produces hydrogen (H2) therefrom. That is, the hydrogen electrode 31 generates hydrogen (H2) by receiving steam (H2O) from the flow path (L21), and the gas containing the generated hydrogen (H2) and the steam (H2O) that cannot be converted into hydrogen is passed through the flow path. It is discharged as the first exhaust gas through (L41). In the water electrolysis mode (hereinafter referred to as "SOFC mode"), the air electrode 32 receives oxygen (O2) from the hydrogen electrode 31, and the oxygen (O2) received in this way is supplied from the outside through the flow path (L53). It is transported using the prepared air. The cathode 32 discharges a gas containing oxygen and air as a second exhaust gas through a flow path L61.

연료전지 모드에서, 수소극(31)은 유로(L11)로부터 공급되는 수소 및 공기극(32)으로부터 전달받은 산소의 화학반응에 의해 물(스팀)을 생성하며, 이렇게 생성된 스팀 및 스팀으로 변환되지 못한 수소가 포함된 가스를 유로(L41)를 통해 배출가스로서 배출할 수 있다. 공기극(32)은 유로(L53)에 의해 공기를 공급받고 전해질을 통해 산소를 수소극(31)으로 전달하며, 질소(N2)와 공기를 유로(L61)를 통해 제2 배출가스로서 배출할 수 있다. In the fuel cell mode, the hydrogen electrode 31 generates water (steam) by a chemical reaction of hydrogen supplied from the flow path L11 and oxygen delivered from the air electrode 32, and is not converted into steam and steam thus generated. The gas containing unresolved hydrogen may be discharged as exhaust gas through the flow path L41. The air electrode 32 is supplied with air through the flow path L53 and transfers oxygen to the hydrogen electrode 31 through an electrolyte, and can discharge nitrogen (N2) and air as a second exhaust gas through the flow path L61. have.

이론적으로 수전해 모드에서는 연료전지(30)에 물(스팀)과 전기를 공급하고 연료전지 모드에서는 연료전지(30)에 수소와 산소를 공급하지만 실제 장치의 동작을 위해서는 화학반응을 돕기 위해 수전해 모드와 연료전지 모드의 각 모드에서 수소와 스팀의 혼합가스를 연료전지(30)에 공급하는 것이 바람직하다. 다만 수전해 모드에서는 스팀이 주로 필요하기 때문에 스팀과 수소를 예컨대 80:1의 질량비(대략 8.9:1의 부피비)로 스팀과 수소의 혼합 가스를 연료전지(30)로 공급하고 연료전지 모드에서는 수소가 주로 필요하기 때문에 수소와 스팀을 예컨대 3.6:1의 질량비(대략 32:1의 부피비)로 혼합하여 연료전지(30)에 공급할 수 있다. 이 경우 수전해 모드와 연료전지 모드의 각각에서 수소와 스팀의 혼합 비율은 구체적 실시 형태에 따라 달라질 수 있음은 물론이다. 또한 각 모드에 따라 수소와 스팀의 혼합비를 다르게 조정하여 공급하기 위해, 도면에 도시하지 않았지만 예컨대 수소 공급 유로(L11)나 스팀 공급 유로(L21) 중 적어도 하나의 유로에 블로워, 펌프, 및/또는 유량제어밸브를 설치하여 수소 및/또는 스팀의 공급량을 조절할 수 있다. Theoretically, water (steam) and electricity are supplied to the fuel cell 30 in the water electrolysis mode, and hydrogen and oxygen are supplied to the fuel cell 30 in the fuel cell mode, but for the actual operation of the device, water electrolysis is supplied to aid the chemical reaction. It is preferable to supply a mixed gas of hydrogen and steam to the fuel cell 30 in each mode of the mode and the fuel cell mode. However, since steam is mainly required in the water electrolysis mode, the mixed gas of steam and hydrogen is supplied to the fuel cell 30 in a mass ratio of 80:1 (approximately 8.9:1 by volume) of steam and hydrogen, and hydrogen in the fuel cell mode. Since is mainly required, hydrogen and steam may be mixed in a mass ratio of 3.6:1 (approximately 32:1 by volume) and supplied to the fuel cell 30. In this case, it goes without saying that the mixing ratio of hydrogen and steam in each of the water electrolysis mode and the fuel cell mode may vary depending on the specific embodiment. In addition, in order to supply by adjusting the mixing ratio of hydrogen and steam differently according to each mode, although not shown in the drawing, for example, a blower, a pump, and/or a blower in at least one of the hydrogen supply flow path L11 and the steam supply flow path L21. A flow control valve can be installed to control the supply of hydrogen and/or steam.

도시한 실시예에서 수소는 수소 공급 유로(L11)을 통해 연료전지(30)로 공급된다. 수소 공급 유로(L11)는 예컨대 수소저장탱크(도시 생략)에 연결될 수 있다. 수소 공급 유로(L11)로 유입된 수소는 제1 열교환기(41)에서 가열될 수 있다. 제1 열교환기(41)는 연료전지(30)의 수소극(31)으로 공급되는 수소 가스와 수소극(31)에서 배출되는 배출가스의 사이의 열교환이 일어나도록 구성된다. 일 실시예에서 수소극(31)으로 공급되는 수소는 예를 들어 상온 또는 섭씨 35도 내지 45도이고 수소극(31)에서 배출되는 배출가스는 섭씨 700도 내지 750도일 수 있고, 이 경우 수소극(31)으로 공급되는 수소가 제1 열교환기(41)에서 예컨대 대략 섭씨 650도 또는 그 이상으로 가열될 수 있다. In the illustrated embodiment, hydrogen is supplied to the fuel cell 30 through the hydrogen supply passage L11. The hydrogen supply flow path L11 may be connected to, for example, a hydrogen storage tank (not shown). Hydrogen introduced into the hydrogen supply passage L11 may be heated in the first heat exchanger 41. The first heat exchanger 41 is configured to cause heat exchange between the hydrogen gas supplied to the hydrogen electrode 31 of the fuel cell 30 and the exhaust gas discharged from the hydrogen electrode 31. In one embodiment, the hydrogen supplied to the hydrogen electrode 31 is, for example, room temperature or 35 to 45 degrees Celsius, and the exhaust gas discharged from the hydrogen electrode 31 may be 700 to 750 degrees Celsius, in this case Hydrogen supplied to 31 may be heated in the first heat exchanger 41 to, for example, approximately 650 degrees Celsius or higher.

도시한 실시예에서 스팀은 스팀 공급 유로(L21)를 통해 연료전지(30)에 공급된다. 스팀 공급 유로(L21)에 연결된 스팀 생성부(10)는 예컨대 펌프(11)와 보일러(12)를 구비할 수 있고, 펌프(11)에 의해 보일러(12)로 공급된 물을 가열하여 스팀을 생성한다. 일 실시예에서 보일러(12)는 폐기물 고형연료 보일러 시스템, 열병합 발전 시스템, 복합발전 시스템, 폐기물 소각 시스템 등 기존의 연소장치나 소각장치로 구현될 수 있다. In the illustrated embodiment, steam is supplied to the fuel cell 30 through the steam supply flow path L21. The steam generator 10 connected to the steam supply flow path L21 may include, for example, a pump 11 and a boiler 12, and heat water supplied to the boiler 12 by the pump 11 to generate steam. Generate. In one embodiment, the boiler 12 may be implemented as a conventional combustion device or incineration device such as a waste solid fuel boiler system, a cogeneration system, a combined power generation system, and a waste incineration system.

스팀 공급 유로(L21)는 수소 공급 유로(L11)와 합류하며, 수소와 스팀의 혼합 가스는 혼합가스 공급 유로(L12)를 따라 연료전지(30)의 수소극(31)에 공급된다. 이 때 스팀 공급 유로(L21)와 수소 공급 유로(L11)의 합류점이 수소 공급 유로(L11) 관점에서 볼 때 제1 열교환기(41)의 하류측, 즉 제1 열교환기(41)와 수소극(31) 사이에 위치한다. 따라서 수소극(31)에서 배출되는 고온의 배출가스는 이미 고온으로 가열된 스팀을 재가열 할 필요없이 제1 열교환기(41)에서 수소만 가열하면 되므로, 수소와 스팀의 혼합 가스를 가열하는 것에 비해 수소를 더 고온으로 가열할 수 있다. The steam supply flow path L21 merges with the hydrogen supply flow path L11, and the mixed gas of hydrogen and steam is supplied to the hydrogen electrode 31 of the fuel cell 30 along the mixed gas supply flow path L12. At this time, the confluence of the steam supply flow path L21 and the hydrogen supply flow path L11 is the downstream side of the first heat exchanger 41, that is, the first heat exchanger 41 and the hydrogen electrode from the viewpoint of the hydrogen supply flow path L11. It is located between (31). Therefore, the high-temperature exhaust gas discharged from the hydrogen electrode 31 only needs to be heated in the first heat exchanger 41 without the need to reheat the steam already heated to the high temperature, compared to heating a mixture gas of hydrogen and steam. Hydrogen can be heated to a higher temperature.

일 실시예에서 양방향 수전해 시스템은 제1 히터(61)를 더 포함할 수 있다. 제1 히터(61)는 수소극(31)의 입구측에 인접하여 혼합가스 공급 유로(L12) 상에 배치된다. 제1 히터(61)는 연료전지(30)가 최적의 효율로 수전해 모드와 연료전지 모드에서 동작할 수 있도록 수소와 스팀의 혼합가스의 온도를 소정 온도 범위로 가열할 수 있다. 일 실시예에서 제1 히터(61)는 수소와 스팀의 혼합가스의 온도를 섭씨 650도 내지 750도 사이의 범위로 가열할 수 있다. 또한 도면에 도시하지 않았지만, 이러한 온도 제어를 위해 제1 히터(61)의 내부 또는 전단이나 후단에 하나 이상의 온도센서가 설치되어 혼합가스의 온도를 측정하고 이에 기초하여 혼합가스를 가열할 수 있다. In an embodiment, the bidirectional water electrolysis system may further include a first heater 61. The first heater 61 is disposed on the mixed gas supply flow path L12 adjacent to the inlet side of the hydrogen electrode 31. The first heater 61 may heat the temperature of the mixed gas of hydrogen and steam to a predetermined temperature range so that the fuel cell 30 can operate in the electrolysis mode and the fuel cell mode with optimum efficiency. In one embodiment, the first heater 61 may heat the temperature of the mixture gas of hydrogen and steam in a range between 650 degrees Celsius and 750 degrees Celsius. In addition, although not shown in the drawing, for this temperature control, one or more temperature sensors are installed inside or at the front or rear end of the first heater 61 to measure the temperature of the mixed gas and heat the mixed gas based thereon.

일 실시예에서 양방향 수전해 시스템은 외부로부터 공기를 공기극(32)으로 공급하는 공기 공급 유로(L53) 및 이 유로(L53)에 배치된 공기-배출가스간 열교환기(53)를 포함한다. 열교환기(53)는 공기 공급 유로(53)를 통해 공기극(32)으로 이송되는 공기와 공기극(32)에서 배출되어 배출 유로(L61)로 이송되는 배출가스 사이를 열교환 한다. In one embodiment, the bidirectional water electrolysis system includes an air supply passage L53 for supplying air from the outside to the cathode 32 and an air-exhaust gas heat exchanger 53 disposed in the passage L53. The heat exchanger 53 exchanges heat between the air conveyed to the cathode 32 through the air supply channel 53 and the exhaust gas discharged from the cathode 32 and transferred to the exhaust channel L61.

공기 공급 유로(53)에 제2 히터(62)가 설치될 수 있다. 제2 히터(62)는 공기극(32)에 인접하게 공기 공급 유로(L53) 상에 배치되어, 연료전지(30)가 최적의 효율로 동작할 수 있도록 공기를 소정 온도 범위로 가열할 수 있다. 일 실시예에서 열교환기(53)가 상온의 공기를 대략 섭씨 650도 내지 700도로 가열하고 그 후 제2 히터(62)가 이 공기를 섭씨 700도 내지 750도로 가열한 후 공기극(32)으로 공급할 수 있다. A second heater 62 may be installed in the air supply passage 53. The second heater 62 is disposed on the air supply flow path L53 adjacent to the cathode 32 to heat air to a predetermined temperature range so that the fuel cell 30 can operate with optimum efficiency. In one embodiment, the heat exchanger 53 heats room temperature air to approximately 650 to 700 degrees Celsius, and then the second heater 62 heats this air to 700 to 750 degrees Celsius, and then supplies it to the cathode 32. I can.

도시한 실시예에서, 공기 공급 유로(L53)의 상류측에 서로 병렬로 배치된 제1 분기 유로(L51)와 제2 분기 유로(L52)가 연결되고 각 분기 유로(L51,L52)에 제1 블로워(51)와 제2 블로워(52)가 설치된다. 제2 분기 유로(L52)는 제1 분기 유로(L51)에 비해 더 많은 양의 공기를 이송하도록 구성된다. 예를 들어 제2 분기 유로(L52)의 배관이 제1 분기 유로(L51)의 배관 보다 더 큰 직경을 가지며 제2 블로워(52)가 제1 블로워(51)에 비해 더 많은 공기를 공급할 수 있도록 구성된다. 일 실시예에서 제2 블로워(52)가 제1 블로워(51) 보다 5 내지 15배 큰 공기 공급량을 가진다. In the illustrated embodiment, the first branch flow path L51 and the second branch flow path L52 arranged in parallel with each other on the upstream side of the air supply flow path L53 are connected, and the first branch flow paths L51 and L52 are connected to each other. The blower 51 and the second blower 52 are installed. The second branch flow path L52 is configured to transport a larger amount of air than the first branch flow path L51. For example, the pipe of the second branch flow path L52 has a larger diameter than the pipe of the first branch flow path L51, and the second blower 52 can supply more air than the first blower 51. Is composed. In one embodiment, the second blower 52 has an air supply amount that is 5 to 15 times larger than the first blower 51.

수전해 모드의 경우 물(스팀)과 전기가 많이 필요하고 공기는 상대적으로 적은 양이 필요하며 연료전지 모드에서는 수소와 산소(공기)가 많이 필요하므로 공기 공급량이 많아야 한다. 따라서 일 실시예에서, 수전해 모드에서 제1 블로워(51)만 구동하고 제2 블로워(52)는 구동하지 않으며 연료전지 모드에서는 제2 블로워(52)만 구동하고 제1 블로워(51)는 구동하지 않는다. 대안적 실시예에서, 연료전지 모드에서 제1 및 제2 블로워(51,52)가 모두 구동할 수도 있다. In the water electrolysis mode, a lot of water (steam) and electricity are required, and a relatively small amount of air is required, and in the fuel cell mode, a lot of hydrogen and oxygen (air) are required, so the amount of air supplied must be large. Therefore, in one embodiment, only the first blower 51 is driven in the water electrolysis mode and the second blower 52 is not driven. In the fuel cell mode, only the second blower 52 is driven and the first blower 51 is driven. I never do that. In an alternative embodiment, both the first and second blowers 51 and 52 may be driven in the fuel cell mode.

한편 연료전지(30)의 수소극(31)에서 배출되는 배출가스는 배출 유로(L41)를 따라 외부로 배출된다. 일 실시예에서 배출 유로(L41)를 따라 순차적으로 제1 열교환기(41) 및 제2 열교환기(42)가 각각 설치된다. 제1 열교환기(41)에서 배출가스는 수소 공급 유로(L11)를 통해 수소극(31)으로 공급되는 수소에 열에너지를 전달하여 수소를 가열한다. Meanwhile, the exhaust gas discharged from the hydrogen electrode 31 of the fuel cell 30 is discharged to the outside along the discharge flow path L41. In one embodiment, the first heat exchanger 41 and the second heat exchanger 42 are installed sequentially along the discharge passage L41, respectively. The exhaust gas from the first heat exchanger 41 transfers thermal energy to hydrogen supplied to the hydrogen electrode 31 through the hydrogen supply flow path L11 to heat the hydrogen.

배출 유로(L41)를 따라 이송되는 배출가스는 물 배출부로 이송된다. 물 배출부는 배출가스 중의 물을 분리하여 배출하는 장치이며, 도시한 실시예에서 물 배출부는 응축기(71)와 드레인(72) 및 응축기(71)를 통과하며 순환하는 냉매의 순환 유로(L70) 상에 설치된 펌프, 냉각장치 등을 포함할 수 있다. 응축기(71)에서 배출가스의 물이 응축되고 응축된 물은 드레인(72)에서 물 배출유로(L42,L43)를 통해 외부로 배출된다. 응축되지 않은 나머지 가스 성분(즉, 수소 및 응축되지 않은 스팀)은 유로(L45)를 따라 이송되고 블로워(73), 압축기(74), 수소 분리기(75) 등을 거쳐 수소와 스팀으로 분리된 후 각각 처리될 수 있다. 도면에 도시한 물 배출부는 공지 기술의 하나의 예시적인 구성을 나타낸 것이며, 본 발명의 실시 형태에 따라 배출가스에서 물을 분리하여 배출하고 수소를 추출하는 방식이나 구체적 장치 구성이 달라질 수 있음은 물론이다. The exhaust gas conveyed along the exhaust flow path L41 is conveyed to the water discharging unit. The water discharge unit is a device that separates and discharges water in the exhaust gas, and in the illustrated embodiment, the water discharge unit passes through the condenser 71 and the drain 72 and the condenser 71 on the circulation passage L70 of the refrigerant circulating. It may include a pump, a cooling device, etc. installed in the. Water of the exhaust gas is condensed in the condenser 71, and the condensed water is discharged from the drain 72 to the outside through the water discharge passages L42 and L43. The remaining uncondensed gas components (i.e., hydrogen and uncondensed steam) are transported along the flow path L45 and separated into hydrogen and steam through a blower 73, a compressor 74, a hydrogen separator 75, etc. Each can be processed. The water discharging unit shown in the drawings shows an exemplary configuration of a known technology, and according to an embodiment of the present invention, the method of separating and discharging water from the exhaust gas and extracting hydrogen, or a specific device configuration may vary. to be.

본 발명의 일 실시예에서, 드레인(72)을 통과하여 유로(L45)로 이송되는 가스 중 적어도 일부가 재순환 유로(L44)를 통해 분기된다. 재순환 유로(L44)는 수소 공급 경로(L11)에 연결되어 있으며, 따라서 재순환 유로(L44)를 통해 분기된 가스는 재순환 가스로서 수소극(31)에 재공급 될 수 있다. In one embodiment of the present invention, at least some of the gas transferred to the flow path L45 through the drain 72 is branched through the recirculation flow path L44. The recirculation flow path L44 is connected to the hydrogen supply path L11, and thus the gas branched through the recirculation flow path L44 may be resupplied to the hydrogen electrode 31 as a recycle gas.

예를 들어 연료전지 모드에서, 유로(L45)의 가스 중 적어도 일부를 재순환 유로(L44)로 재순환시켜 수소극(31)에 재공급하고 수전해 모드에서는 재순환 유로(L44)를 폐쇄하도록 구성할 수 있다. 이를 위해 예컨대 재순환 유로(L44)의 분기점에 삼방밸브를 설치하거나 재순환 유로(L44) 상의 임의의 지점에 개폐밸브를 설치하여 제어할 수 있다. For example, in the fuel cell mode, at least a part of the gas in the flow path L45 is recirculated to the recirculation flow path L44 to be re-supplied to the hydrogen electrode 31, and in the water electrolysis mode, the recirculation flow path L44 may be closed. have. To this end, for example, a three-way valve may be installed at a branch point of the recirculation passage L44 or an on-off valve may be installed at an arbitrary point on the recirculation passage L44 for control.

도시한 실시예에서 재순환 유로(L44)에 제2 열교환기(42)와 블로워(45)가 설치될 수 있다. 바람직하게는, 재순환 유로(L44)의 상류에서 하류 방향으로 제2 열교환기(42)와 블로워(45)가 순차적으로 설치된다. In the illustrated embodiment, the second heat exchanger 42 and the blower 45 may be installed in the recirculation flow path L44. Preferably, the second heat exchanger 42 and the blower 45 are sequentially installed in the upstream to downstream direction of the recirculation flow path L44.

제2 열교환기(42)는 배출 유로(L41)의 배출가스와 재순환 유로(L44)의 재순환 가스 사이를 열교환하여 재순환 가스의 온도를 상승시킨다. 일 실시예에서 제2 열교환기(42)는 재순환 가스의 온도를 상승하여 재순환 가스에 응결이 발생하지 않도록 할 목적으로 설치되는 소형 열교환기일 수 있다. 재순환 유로(L44)로 분기된 재순환 가스는 포화상태의 가스이며 재순환 유로(L44)의 환경에 따라 약간이라도 응결이 되면 후단의 블로워(45) 등 장치가 손상될 수 있다. 또한 제2 열교환기(42)에서 재순환 가스가 지나치게 고온으로 가열되는 경우에도 블로워(45)의 내구성이 문제가 될 수 있다. 따라서 본 발명의 바람직한 일 실시예에서 블로워(45)의 전단(상류측)에 소형의 제2 열교환기(42)를 설치하여 재순환 가스 온도를 약간 상승시킨 후 블로워(45)로 이송되도록 한다. 제2 열교환기(42)에 의해 상승하는 재순환 가스의 온도는 재순환 가스의 유량에 따라 달라질 수 있으며, 일 실시예에서 재순환 가스의 온도가 대략 5도 내지 30도 사이의 범위에서 상승하도록 한다. The second heat exchanger 42 exchanges heat between the exhaust gas of the exhaust flow path L41 and the recycle gas of the recycle flow path L44 to increase the temperature of the recycle gas. In one embodiment, the second heat exchanger 42 may be a small heat exchanger installed for the purpose of increasing the temperature of the recycle gas so that condensation does not occur in the recycle gas. The recirculation gas branched into the recirculation flow path L44 is a gas in a saturated state, and if even a little condensation occurs depending on the environment of the recirculation flow path L44, the apparatus such as the blower 45 at the rear stage may be damaged. In addition, even when the recycle gas is heated to an excessively high temperature in the second heat exchanger 42, durability of the blower 45 may be a problem. Therefore, in a preferred embodiment of the present invention, a small second heat exchanger 42 is installed at the front end (upstream side) of the blower 45 to slightly increase the temperature of the recirculation gas and then transfer to the blower 45. The temperature of the recycle gas raised by the second heat exchanger 42 may vary according to the flow rate of the recycle gas, and in one embodiment, the temperature of the recycle gas rises in a range of approximately 5 to 30 degrees.

제2 열교환기(42)와 블로워(45)를 통과한 재순환 가스는 수소 공급 유로(L11)에 합류하여 수소 가스와 함께 제1 열교환기(41)에서 고온으로 가열된 후 연료전지(30)의 수소극(31)으로 공급될 수 있다. The recycle gas that has passed through the second heat exchanger 42 and the blower 45 joins the hydrogen supply flow path L11 and is heated to a high temperature in the first heat exchanger 41 together with the hydrogen gas, and then the fuel cell 30 It may be supplied to the hydrogen electrode 31.

한편 본 발명의 바람직한 일 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템은 물 배출유로(L43)에 설치된 배수 펌프(77)를 더 포함한다. 펌프(77)는 드레인(72)에서 유로(L42)를 따라 배출되는 물을 강제로 펌핑하여 외부로 배출할 수 있다. Meanwhile, the bi-directional water electrolysis system according to an exemplary embodiment of the present invention further includes a drain pump 77 installed in the water discharge passage L43. The pump 77 forcibly pumps water discharged from the drain 72 along the flow path L42 and discharges it to the outside.

이와 같이 물 배출유로(L43)에 배수 펌프(77)를 설치하면, 첫째, 연료전지(30)의 수소극(31)의 입구와 공기극(32)의 입구의 압력 차이를 없애거나 소정 범위로 줄여서 유지시킬 수 있다. 연료전지(30)의 수소극(31)과 공기극(32)의 입구측의 압력 차이가 작을수록 연료전지 시스템을 안정적으로 운전할 수 있으며 효율이 높아질 수 있는데 일반적인 연료전지 시스템의 경우 공기극(32)에 비해 수소극(31)의 입구측과 출구측에 다수의 유로들과 열교환기 등의 장치들이 설치되기 때문에 수소극(31)의 압력이 더 높은 상태에 있다. 그러나 본 발명의 펌프(77)를 구동할 경우 펌프(77)의 흡입력이 수소극(31)의 배출 유로(L41)를 따라 수소극(31)에 작용하여 수소극(31)의 입구측 압력을 낮출 수 있다. 따라서 펌프(77)를 동작을 제어함으로써 수소극(31)과 공기극(32)의 입구측 압력을 서로 동일하게 또는 소정의 범위 내에서 거의 동일하게 유지시킬 수 있어 시스템을 안정적으로 운전할 수 있고 효율을 높일 수 있다. When the drain pump 77 is installed in the water discharge passage L43 in this way, first, the pressure difference between the inlet of the hydrogen electrode 31 of the fuel cell 30 and the inlet of the air electrode 32 is eliminated or reduced to a predetermined range. Can be maintained. The smaller the pressure difference between the inlet side of the hydrogen electrode 31 and the air electrode 32 of the fuel cell 30, the more stable the fuel cell system can be operated and the higher the efficiency. In the case of a general fuel cell system, the air electrode 32 In comparison, since devices such as a plurality of flow paths and heat exchangers are installed on the inlet and outlet sides of the hydrogen electrode 31, the pressure of the hydrogen electrode 31 is higher. However, when driving the pump 77 of the present invention, the suction force of the pump 77 acts on the hydrogen electrode 31 along the discharge flow path L41 of the hydrogen electrode 31 to reduce the inlet pressure of the hydrogen electrode 31. Can be lowered. Therefore, by controlling the operation of the pump 77, the pressure on the inlet side of the hydrogen electrode 31 and the air electrode 32 can be kept the same or almost the same within a predetermined range, so that the system can be operated stably and the efficiency is improved. You can increase it.

또한 수소극(31)의 입구측 압력이 낮아진 만큼 수소 공급 유로(L11)를 따라 수소를 수소극(31)으로 이송하기 위한 펌프나 블로워(도시 생략)의 용량이 작아져도 되며, 배출 유로(L41) 내부의 압력이 전체적으로 낮아져서 대기압보다 낮아지는 경우에도 펌프(77)에 의해 물을 강제로 배출하기 때문에 물이 배출 유로(L41)로 역류하는 것을 방지할 수 있다. In addition, as the inlet pressure of the hydrogen electrode 31 decreases, the capacity of a pump or blower (not shown) for transferring hydrogen along the hydrogen supply flow path L11 to the hydrogen electrode 31 may be reduced, and the discharge flow path L41 ) Even when the internal pressure is lowered than the atmospheric pressure as a whole, since water is forcibly discharged by the pump 77, it is possible to prevent the water from flowing back into the discharge passage L41.

이제 도2와 도3을 참조하여 제1 실시예의 양방향 수전해 시스템의 수전해 모드와 연료전지 모드의 동작을 각각 설명하기로 한다. With reference to Figs. 2 and 3, the operation of the electrolysis mode and the fuel cell mode of the bidirectional electrolysis system of the first embodiment will be described, respectively.

도2는 제1 실시예의 양방향 수전해 시스템의 수전해(SOEC) 모드의 동작 상태를 나타낸다. 도면에서 수전해 모드에서 사용되는 유로를 굵은 선으로 표시하였다. Fig. 2 shows the operating state of the SOEC mode of the bidirectional electrolysis system according to the first embodiment. In the figure, the flow path used in the electrolysis mode is indicated by a thick line.

도면을 참조하면, 수전해 모드에서 스팀 공급 유로(L21) 및 유로(L21)를 통해 연료전지(30)의 수소극(31)으로 스팀이 공급된다. 수전해 모드에서는 소량의 수소만 필요하므로 수소 공급 유로(L11)를 통해 별도의 수소를 공급하지는 않으나, 초기 구동시에는 일부 공급할 수 도 있다. 또한 수전해 모드에서는 상대적으로 적은 양의 공기가 필요하므로 연료전지(30)의 공기극(32)에 공기를 공급하기 위해 제1 블로워(51)가 작동하고 제2 블로워(52)는 작동하지 않는다. Referring to the drawings, steam is supplied to the hydrogen electrode 31 of the fuel cell 30 through the steam supply flow path L21 and the flow path L21 in the water electrolysis mode. In the water electrolysis mode, since only a small amount of hydrogen is required, separate hydrogen is not supplied through the hydrogen supply channel L11, but may be partially supplied during initial driving. In addition, since a relatively small amount of air is required in the electrolysis mode, the first blower 51 operates and the second blower 52 does not operate to supply air to the cathode 32 of the fuel cell 30.

연료전지(30)에서 수전해 반응이 일어남에 따라 수소극(31)으로부터 수소와 스팀으로 이루어진 제1 배출가스가 배출 유로(L41)를 통해 배출되고 공기극(32)으로부터 산소와 공기로 이루어진 제2 배출가스가 배출 유로(L61)를 통해 배출된다. As the water electrolysis reaction occurs in the fuel cell 30, the first exhaust gas composed of hydrogen and steam is discharged from the hydrogen electrode 31 through the discharge passage L41, and the second exhaust gas composed of oxygen and air is discharged from the cathode 32. The exhaust gas is discharged through the discharge flow path L61.

배출 유로(L41)로 배출되는 제1 배출가스는 제1 열교환기(41)와 제2 열교환기(42)에서 재순환 가스, 즉 재순환 경로(L44)를 따라 수소극(31)으로 재공급되는 재순환 가스와 열교환하여 재순환 가스를 가열한다. 그 후 제1 배출가스는 물 배출부로 이송되고 스팀이 응축되어 물 배출유로(L43)를 따라 외부로 배출되고 수소 및 응축되지 않은 스팀의 혼합가스 중 일부는 재순환 가스로서 재순환 유로(L44)를 따라 수소극(31)으로 재공급되고 혼합가스의 나머지는 배출 유로(L45)를 따라 이송되어 각기 분리되어 저장된다. The first exhaust gas discharged to the discharge passage L41 is recirculated gas from the first heat exchanger 41 and the second heat exchanger 42, that is, recirculation that is resupplied to the hydrogen electrode 31 along the recirculation path L44. Heats the recycle gas by heat exchange with the gas. After that, the first exhaust gas is transferred to the water discharge unit, and the steam is condensed and discharged to the outside along the water discharge channel L43, and some of the mixed gas of hydrogen and uncondensed steam is a recycle gas along the recycle channel L44. It is re-supplied to the hydrogen electrode 31 and the rest of the mixed gas is transported along the discharge flow path L45 and stored separately.

이 때 재순환 유로(L44)와 배출유로(L45)의 각각으로 분기되는 혼합가스의 유량 비율은 구체적 실시 형태에 따라 달라질 수 있으며, 일 실시예에서 예컨대 1:3 내지 1:5의 비율로 각각 재순환 유로(L44)와 배출유로(L45)로 분기될 수 있다. At this time, the flow rate ratio of the mixed gas branching into each of the recirculation flow path L44 and the discharge flow path L45 may vary depending on the specific embodiment, and in one embodiment, for example, each recirculation at a ratio of 1:3 to 1:5 It may be branched into the flow path L44 and the discharge flow path L45.

도3은 제1 실시예의 양방향 수전해 시스템의 연료 전지(SOFC) 모드의 동작 상태를 나타낸다. 도면에서 연료전지 모드에서 사용되는 유로를 굵은 선으로 표시하였다. Fig. 3 shows the operation state of the fuel cell (SOFC) mode of the bidirectional water electrolysis system of the first embodiment. In the drawing, the flow path used in the fuel cell mode is indicated by a thick line.

도면을 참조하면, 연료전지 모드에서 수소 공급 유로(L11)를 통해 수소가 공급되고 스팀 공급 유로(L21)를 통해 소량의 스팀이 공급된다. 수소는 제1 열교환기(41)에서 배출 유로(L41)의 배출가스와 열교환하여 가열된 후 스팀과 혼합되고 그 후 혼합 유로(L12)를 통해 스팀과 수소의 혼합 가스가 수소극(31)으로 공급된다. Referring to the drawings, in the fuel cell mode, hydrogen is supplied through the hydrogen supply flow path L11 and a small amount of steam is supplied through the steam supply flow path L21. Hydrogen is heated by heat exchange with the exhaust gas of the discharge flow path L41 in the first heat exchanger 41, and then mixed with steam, and then the mixed gas of steam and hydrogen is transferred to the hydrogen electrode 31 through the mixing flow path L12. Is supplied.

연료전지 모드에서는 상대적으로 많은 양의 공기가 필요하므로 공기극(32)에 공기를 공급하기 위해 제2 블로워(52)가 작동하고 제1 블로워(51)는 작동하지 않는다. 대안적 실시예에서 제1 및 제2 블로워(51,52)가 모두 작동할 수도 있다. In the fuel cell mode, since a relatively large amount of air is required, the second blower 52 operates and the first blower 51 does not operate to supply air to the cathode 32. In an alternative embodiment, both the first and second blowers 51 and 52 may be operated.

연료전지(30)에서 수소와 산소의 화학반응이 일어남에 따라 수소극(31)으로부터 스팀과 수소로 이루어진 제1 배출가스가 배출 유로(L41)를 통해 배출되고 공기극(32)으로부터 질소와 공기로 이루어진 제2 배출가스가 배출 유로(L61)를 통해 배출된다. As a chemical reaction between hydrogen and oxygen occurs in the fuel cell 30, the first exhaust gas consisting of steam and hydrogen is discharged from the hydrogen electrode 31 through the discharge flow path L41, and is converted into nitrogen and air from the cathode 32. The formed second exhaust gas is discharged through the discharge passage L61.

배출 유로(L41)로 배출되는 제1 배출가스는 제1 열교환기(41)와 제2 열교환기(42)에서 재순환 가스, 즉 재순환 경로(L44)를 따라 수소극(31)으로 재공급되는 재순환 가스와 열교환하여 재순환 가스를 가열한다. 그 후 제1 배출가스는 물 배출부로 이송되고 스팀이 응축되어 물 배출유로(L43)를 따라 외부로 배출되고 수소 및 응축되지 않은 스팀의 혼합가스는 재순환 가스로서 재순환 유로(L44)를 따라 수소극(31)으로 재공급된다. The first exhaust gas discharged to the discharge passage L41 is recirculated gas from the first heat exchanger 41 and the second heat exchanger 42, that is, recirculation that is resupplied to the hydrogen electrode 31 along the recirculation path L44. Heats the recycle gas by heat exchange with the gas. After that, the first exhaust gas is transferred to the water discharge unit, and the steam is condensed and discharged to the outside through the water discharge channel L43. The mixed gas of hydrogen and uncondensed steam is a recycle gas and is used as a hydrogen electrode along the recycle channel L44. It is resupplied to (31).

이상과 같이 제1 실시예에 따르면 양방향 수전해 시스템의 각 동작 모드에 따라 적절한 수소와 스팀의 혼합가스를 연료전지(30)에 공급할 수 있는 이점이 있다. 예를 들어, 수전해 모드에서 수소는 소량만 필요하므로, 배출 유로(L41)로 배출되는 배출가스 중 일부를 재순환 유로(L44)로 분기하고 이 재순환 유로를 통해 피드백되는 재순환 가스에 함유된 수소를 이용하도록 구성하여 수소 공급 유로(L11)를 통해 외부에서 수소를 별도로 공급할 필요가 없도록 하였고 공기도 상대적으로 적은 양이 필요하므로 소형 블로워인 제1 블로워(51)만 구동하여 공기를 공급하도록 구성하였다. 연료전지 모드에서는 배출 유로(L41)로 배출되는 배출가스 중 응축된 물을 제외한 나머지 배출가스를 모두 재순환 유로(L44)를 통해 재순환 가스로서 재공급하도록 하여 연료전지(30)에서 반응되지 않고 버려지는 수소를 최소화할 수 있다. As described above, according to the first embodiment, there is an advantage in that an appropriate mixed gas of hydrogen and steam can be supplied to the fuel cell 30 according to each operation mode of the bidirectional water electrolysis system. For example, since only a small amount of hydrogen is required in the water electrolysis mode, some of the exhaust gas discharged to the discharge flow path L41 is branched to the recycle flow path L44, and hydrogen contained in the recycle gas fed back through the recycle flow path is removed. It is configured to be used so that it is not necessary to separately supply hydrogen from the outside through the hydrogen supply passage L11, and since a relatively small amount of air is required, only the first blower 51, which is a small blower, is driven to supply air. In the fuel cell mode, all exhaust gases other than condensed water among the exhaust gases discharged to the exhaust flow path L41 are resupplied as recycle gas through the recycle flow path L44, and are discarded without being reacted in the fuel cell 30. Hydrogen can be minimized.

또한 이 때 수전해 모드와 연료전지 모드의 각각에서 펌프(77)의 동작을 제어하여 수소극(31)과 공기극(32)의 입구측 압력을 서로 동일하게 또는 소정의 범위 내에서 거의 동일하게 유지함으로써 시스템을 안정적으로 운전하여 시스템 효율을 높일 수 있고, 재순환 유로(L44)의 블로워(45)의 상류측에 제2 열교환기(42)를 설치함으로써 재순환 유로(L44) 내에서 스팀의 응결에 의한 블로워(45)의 손상을 방지할 수 있다. In addition, at this time, by controlling the operation of the pump 77 in each of the electrolysis mode and the fuel cell mode, the inlet pressures of the hydrogen electrode 31 and the air electrode 32 are kept the same or almost the same within a predetermined range. As a result, the system can be operated stably to increase the system efficiency, and by installing the second heat exchanger 42 on the upstream side of the blower 45 of the recirculation flow path L44, the condensation of steam in the recirculation flow path L44 Damage to the blower 45 can be prevented.

이제 도4 내지 도6을 참조하여 제2 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기로 한다. Now, a two-way electrolysis system according to a second embodiment will be described with reference to FIGS. 4 to 6.

도4는 제2 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 나타낸다. 도면을 참조하면, 제2 실시예의 양방향 수전해 시스템은 스팀 생성부(10), 양방향 수전해 연료전지(30), 히터(61,62) 등의 구성요소와 이 구성요소들 사이를 연결하는 다수의 유로, 및 유로에 배치된 다수의 열교환기, 블로워, 및 펌프로 구성되며 이들 구성요소는 제1 실시예의 각 구성요소와 동일 또는 유사하므로 설명을 생략한다.4 shows a two-way electrolysis system according to a second embodiment. Referring to the drawings, the two-way water electrolysis system of the second embodiment includes components such as a steam generator 10, a two-way water electrolysis fuel cell 30, and heaters 61 and 62, and a plurality of components connecting the components. It consists of a flow path of, and a plurality of heat exchangers, blowers, and pumps arranged in the flow path, and these components are the same or similar to each of the components of the first embodiment, and thus a description thereof will be omitted.

도1의 제1 실시예와 비교할 때 제2 실시예의 시스템은 시스템 외부로부터 물(이하 "외부공급 물"이라 함)을 공급하는 물 공급 유로(L31) 및 이 유로(L31)에 설치된 펌프(15)와 제3 열교환기(43)를 더 포함하는 점에서 차이가 있다. Compared with the first embodiment of Fig. 1, the system of the second embodiment has a water supply flow path L31 that supplies water (hereinafter referred to as "external supply water") from outside the system and a pump 15 installed in the flow path L31. ) And the third heat exchanger 43 is further included.

도시한 제2 실시예에서 제3 열교환기(43)는 유로(L31)로 공급되는 외부공급 물과 수소극(31)에서 배출되는 배출가스 사이의 열교환이 일어나도록 구성되며, 배출가스의 흐름에서 볼 때 제1 열교환기(41)의 하류측에 배치된다. 일 실시예에서 외부공급 물은 예를 들어 상온 내지 45도 사이의 온도이고 제3 열교환기(43)로 공급되는 배출가스는 섭씨 600도 내지 700도 사이일 수 있고, 이 경우 외부공급 물은 제3 열교환기(43)에서 기화되고 예컨대 섭씨 600도 이상으로 가열될 수 있다. 제3 열교환기(43)에서 기화된 고온의 스팀은 스팀 공급 유로(L21)에 합류한 후 유로(L21,L12)를 따라 수소극(31)으로 공급된다. In the illustrated second embodiment, the third heat exchanger 43 is configured to generate heat exchange between the external supply water supplied to the flow path L31 and the exhaust gas discharged from the hydrogen electrode 31, and in the flow of the exhaust gas When viewed, it is disposed on the downstream side of the first heat exchanger 41. In one embodiment, the externally supplied water is, for example, a temperature between room temperature and 45 degrees Celsius, and the exhaust gas supplied to the third heat exchanger 43 may be between 600 degrees Celsius and 700 degrees Celsius. 3 It is vaporized in the heat exchanger 43 and can be heated to, for example, 600 degrees Celsius or higher. The high-temperature steam vaporized in the third heat exchanger 43 is supplied to the hydrogen electrode 31 along the flow paths L21 and L12 after joining the steam supply flow path L21.

이와 같이 물 공급 유로(L31)와 제3 열교환기(43)를 더 포함하면 수소극에서 배출되는 배출가스의 폐열 회수율을 높이는 이점이 있다. 도1의 제1 실시예에서는 배출 유로(L41)의 배출가스가 제1 열교환기(41)와 제2 열교환기(42)를 통과한 이후에도 고온을 유지하며 예컨대 수전해 모드에서 제2 열교환기(42)를 통과한 배기가스는 섭씨 600도 이상인 경우도 있지만, 제2 실시예에 따르면 배출 유로(L41)의 배출가스가 제3 열교환기(43)에서 외부공급 물을 가열하기 때문에 제2 열교환기(42)를 통과한 배기가스가 예컨대 섭씨 100도 내지 150도 사이까지 냉각될 수 있고 배출가스의 폐열 회수율을 그만큼 더 높일 수 있다. If the water supply passage L31 and the third heat exchanger 43 are further included as described above, there is an advantage of increasing the waste heat recovery rate of the exhaust gas discharged from the hydrogen electrode. In the first embodiment of FIG. 1, even after the exhaust gas of the discharge passage L41 passes through the first heat exchanger 41 and the second heat exchanger 42, the high temperature is maintained. For example, in the water electrolysis mode, the second heat exchanger ( Although the exhaust gas passing through 42) may be 600 degrees Celsius or more, according to the second embodiment, since the exhaust gas from the discharge passage L41 heats the externally supplied water in the third heat exchanger 43, the second heat exchanger The exhaust gas passing through (42) can be cooled to, for example, between 100°C and 150°C, and the waste heat recovery rate of the exhaust gas can be further increased that much.

도5와 도6은 제2 실시예의 양방향 수전해 시스템의 수전해 모드와 연료전지 모드의 동작을 각각 나타낸다. 5 and 6 show operations in the electrolysis mode and the fuel cell mode of the bidirectional electrolysis system according to the second embodiment, respectively.

우선 도5는 제2 실시예의 양방향 수전해 시스템의 수전해 모드의 동작 상태를 나타낸다. 도면에서 수전해 모드에서 사용되는 유로를 굵은 선으로 표시하였다. First, Fig. 5 shows the operation state of the electrolysis mode of the bidirectional electrolysis system according to the second embodiment. In the figure, the flow path used in the electrolysis mode is indicated by a thick line.

제1 실시예의 수전해 모드(도2)와 비교할 때 제2 실시예의 수전해 모드는 물 공급 유로(L31)를 통해 외부공급 물을 추가로 더 공급하는 것만 상이하고 나머지 동작은 동일 또는 유사하다. Compared with the water electrolysis mode of the first embodiment (FIG. 2), the water electrolysis mode of the second embodiment differs only by additionally supplying externally supplied water through the water supply flow path L31, and the remaining operations are the same or similar.

즉 도면을 참조하면, 수전해 모드에서 스팀 생성부(10)에서 생성된 스팀이 스팀 공급 유로(L21)를 통해 공급되고, 이와 동시에 외부공급 물도 물 공급 유로(L31)를 통해 공급된다. 외부공급 물은 제3 열교환기(43)에서 기화되고 고온의 스팀이 된 후 스팀 공급 유로(L21)에 합류되고 이렇게 혼합된 스팀은 유로(L21,L12)를 통해 수소극(31)으로 공급된다. That is, referring to the drawings, the steam generated by the steam generating unit 10 in the water electrolysis mode is supplied through the steam supply flow path L21, and at the same time, externally supplied water is supplied through the water supply flow path L31. The externally supplied water vaporizes in the third heat exchanger 43 and becomes high-temperature steam, and then joins the steam supply flow path L21, and the mixed steam is supplied to the hydrogen electrode 31 through the flow paths L21 and L12. .

수전해 모드에서는 소량의 수소만 필요하므로 수소 공급 유로(L11)를 통해 별도의 수소를 공급하지 않으며, 또한 상대적으로 적은 양의 공기만 필요하므로 제1 블로워(51)가 작동하고 제2 블로워(52)는 작동하지 않는다. In the water electrolysis mode, since only a small amount of hydrogen is required, separate hydrogen is not supplied through the hydrogen supply passage (L11). Also, since only a relatively small amount of air is required, the first blower 51 operates and the second blower 52 ) Does not work.

연료전지(30)에서 수전해 반응이 일어남에 따라 수소극(31)으로부터 수소와 스팀으로 이루어진 제1 배출가스가 배출 유로(L41)를 통해 배출되고 공기극(32)으로부터 산소와 공기로 이루어진 제2 배출가스가 배출 유로(L61)를 통해 배출된다. As the water electrolysis reaction occurs in the fuel cell 30, the first exhaust gas composed of hydrogen and steam is discharged from the hydrogen electrode 31 through the discharge passage L41, and the second exhaust gas composed of oxygen and air is discharged from the cathode 32. The exhaust gas is discharged through the discharge flow path L61.

배출 유로(L41)로 배출되는 제1 배출가스는 제1 열교환기(41), 제3 열교환기(43), 및 제2 열교환기(42)를 순차적으로 통과하며 하류측 재순환 가스, 외부공급 물, 및 상류측 재순환가스를 순차적으로 가열하고 그 후 물 배출부로 이송된다. 물 배출부에서 제1 배출가스의 스팀이 응축되어 물 배출유로(L43)를 따라 외부로 배출되고 수소 및 응축되지 않은 스팀의 혼합가스 중 일부는 재순환 가스로서 재순환 유로(L44)를 따라 수소극(31)으로 재공급되고 혼합가스의 나머지는 배출 유로(L45)를 따라 이송되어 각기 분리되어 처리된다. The first exhaust gas discharged to the discharge passage L41 passes through the first heat exchanger 41, the third heat exchanger 43, and the second heat exchanger 42 in sequence, and the downstream recycle gas and external supply water , And the upstream recirculation gas are sequentially heated and then transferred to the water discharge unit. The steam of the first exhaust gas is condensed in the water discharge part and discharged to the outside along the water discharge channel L43, and some of the mixed gas of hydrogen and uncondensed steam is a recycle gas, and a hydrogen electrode ( 31), and the rest of the mixed gas is transported along the discharge flow path L45 and processed separately.

재순환 유로(L44)와 배출유로(L45)의 각각으로 분기되는 혼합가스의 유량 비율은 구체적 실시 형태에 따라 달라질 수 있으며, 일 실시예에서 예컨대 1:3 내지 1:5의 비율로 각각 재순환 유로(L44)와 배출유로(L45)로 분기될 수 있다. The flow rate ratio of the mixed gas branching into each of the recirculation flow path L44 and the discharge flow path L45 may vary depending on the specific embodiment, and in one embodiment, for example, in the ratio of 1:3 to 1:5, each recirculation flow path ( It can be branched into L44) and discharge passage (L45).

도6은 제2 실시예의 양방향 수전해 시스템의 연료전지 모드의 동작 상태를 나타낸다. 도면에서 수전해 모드에서 사용되는 유로를 굵은 선으로 표시하였다. 6 shows the operating state of the fuel cell mode of the bidirectional water electrolysis system of the second embodiment. In the figure, the flow path used in the electrolysis mode is indicated by a thick line.

제2 실시예의 연료전지 모드의 동작은 제1 실시예의 연료전지 모드(도3)의 동작과 동일 또는 유사하다. 도면을 참조하면, 연료전지 모드에서 수소 공급 유로(L11)를 통해 수소가 공급되고 스팀 공급 유로(L21)를 통해 소량의 스팀이 공급된다. 소량의 스팀만 필요하므로 물 공급 유로(L31)에 의한 외부공급 물은 공급되지 않는다. The operation of the fuel cell mode of the second embodiment is the same as or similar to the operation of the fuel cell mode (Fig. 3) of the first embodiment. Referring to the drawings, in the fuel cell mode, hydrogen is supplied through the hydrogen supply flow path L11 and a small amount of steam is supplied through the steam supply flow path L21. Since only a small amount of steam is required, externally supplied water through the water supply flow path L31 is not supplied.

수소는 제1 열교환기(41)에서 배출 유로(L41)의 배출가스와 열교환하여 가열된 후 스팀과 혼합되고 그 후 혼합 유로(L12)를 통해 스팀과 수소의 혼합 가스가 수소극(31)으로 공급된다. Hydrogen is heated by heat exchange with the exhaust gas of the discharge flow path L41 in the first heat exchanger 41, and then mixed with steam, and then the mixed gas of steam and hydrogen is transferred to the hydrogen electrode 31 through the mixing flow path L12. Is supplied.

연료전지 모드에서는 상대적으로 많은 양의 공기가 필요하므로 공기극(32)에 공기를 공급하기 위해 제2 블로워(52)가 작동하고 제1 블로워(51)는 작동하지 않는다. 대안적 실시예에서 제1 및 제2 블로워(51,52)가 모두 작동할 수도 있다. In the fuel cell mode, since a relatively large amount of air is required, the second blower 52 operates and the first blower 51 does not operate to supply air to the cathode 32. In an alternative embodiment, both the first and second blowers 51 and 52 may be operated.

수소극(31)에서 배출되는 배출가스는 제1 열교환기(41)와 제2 열교환기(42)에서 재순환 가스를 가열하고 그 후 물 배출부로 이송되고, 배출가스에서 스팀이 응축되어 물 배출유로(L43)를 따라 외부로 배출되고 수소 및 응축되지 않은 스팀의 혼합가스는 재순환 가스로서 재순환 유로(L44)를 따라 수소극(31)으로 재공급된다. The exhaust gas discharged from the hydrogen electrode 31 heats the recycle gas in the first heat exchanger 41 and the second heat exchanger 42, and then is transferred to the water discharge unit, and the steam is condensed from the discharge gas to the water discharge flow path. The mixed gas of hydrogen and uncondensed steam, which is discharged to the outside along L43, is re-supplied to the hydrogen electrode 31 along the recirculation flow path L44 as a recycle gas.

이제 도7과 도8을 참조하여 각각 제3 및 제4 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 설명하기로 한다. Now, a bidirectional electrolysis system according to the third and fourth embodiments will be described with reference to FIGS. 7 and 8, respectively.

도7은 제3 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 나타낸다.7 shows a two-way electrolysis system according to a third embodiment.

도면을 참조하면, 제3 실시예의 양방향 수전해 시스템은 스팀 생성부(10), 양방향 수전해 연료전지(30), 히터(61,62) 등의 구성요소와 이 구성요소들 사이를 연결하는 다수의 유로, 및 유로에 배치된 다수의 열교환기, 블로워, 및 펌프로 구성되며 이들 구성요소는 제2 실시예(도4)의 각 구성요소와 동일 또는 유사하므로 설명을 생략한다.Referring to the drawings, the two-way water electrolysis system of the third embodiment includes components such as a steam generator 10, a two-way water electrolysis fuel cell 30, and heaters 61 and 62, and a plurality of components connecting the components. It consists of a flow path of, and a plurality of heat exchangers, blowers, and pumps arranged in the flow path, and these components are the same as or similar to the components of the second embodiment (FIG. 4), so a description thereof will be omitted.

도4의 제2 실시예와 비교할 때 제3 실시예의 시스템은 공기 공급 유로(L53)와 공기 배출 유로(L61) 사이를 연결하는 피드백 유로(L62) 및 이 피드백 유로에 설치된 블로워(55)를 더 포함한다. 피드백 유로(L62)는 공기 배출유로(L61)의 열교환기(53)의 상류측과 공급 유로(L53)의 열교환기(53)의 하류측을 연결한다. Compared with the second embodiment of Fig. 4, the system of the third embodiment further includes a feedback flow path L62 connecting the air supply flow path L53 and the air discharge flow path L61, and a blower 55 installed in the feedback flow path. Include. The feedback flow path L62 connects the upstream side of the heat exchanger 53 of the air discharge flow path L61 and the downstream side of the heat exchanger 53 of the supply flow path L53.

이 구성에 따르면 공기극(32)에서 배출유로(L61)를 따라 배출되는 배출가스 중 일부가 블로워(55)를 통해 재순환된다. 일 실시예에서 배출 유로(L61)의 배출가스 중 대략 절반을 피드백 유로(L62)로 분기할 수 있으나 피드백 유로(L62)로의 분기량은 구체적 실시 형태에 따라 달라질 수 있다. 블로워(55)를 통과한 재순환 배출가스는 공기 공급 유로(L51 및/또는 L52)를 통해 유입된 공기와 혼합된 후 공기극(32)으로 공급된다. According to this configuration, some of the exhaust gas discharged from the cathode 32 along the exhaust passage L61 is recirculated through the blower 55. In an embodiment, approximately half of the exhaust gas of the discharge passage L61 may be branched into the feedback passage L62, but the amount of branching into the feedback passage L62 may vary according to a specific embodiment. The recirculation exhaust gas that has passed through the blower 55 is mixed with air introduced through the air supply passages L51 and/or L52 and then supplied to the cathode 32.

일반적으로 공기 유입 유로(L51 및/또는 L52)를 통해 유입된 공기를 공기-배출가스간 열교환기(53)에서 가열하지만 가열 온도가 충분하지 않아 제2 히터(62)에 의해 한번 더 가열하도록 구성된다. 그런데 공기가 많이 필요한 경우(특히, 연료전지 모드인 경우) 공기 공급량이 클수록 제2 히터(62)의 전력 소모가 많아지므로 전체 시스템 효율이 낮아진다. In general, the air introduced through the air inlet flow path (L51 and/or L52) is heated by the air-exhaust gas heat exchanger 53, but the heating temperature is not sufficient, so it is configured to be heated once more by the second heater 62 do. However, when a lot of air is required (especially in the case of the fuel cell mode), the power consumption of the second heater 62 increases as the amount of air supplied increases, so that the overall system efficiency decreases.

이에 대해 도시한 본 발명의 제3 실시예에 의하면 공기극(32)에서 배출되는 고온의 배출가스 중 일부를 피드백 유로(L62)를 통해 공기와 혼합시키므로 충분히 고온의 공기를 공기극(32)에 공급할 수 있어 제2 히터(62)를 동작시키지 않아도 되며 전력 소비량을 줄일 수 있다. 예컨대 연료전지 모드에서 실험한 결과, 제1 실시예 또는 제2 실시예의 제2 히터(62)에 비해 제3 실시예의 블로워(55)의 전력 소비가 대략 1/5로 감소함을 확인하였다. According to the third embodiment of the present invention, since some of the high-temperature exhaust gas discharged from the cathode 32 is mixed with air through the feedback flow path L62, sufficiently high-temperature air can be supplied to the cathode 32. Therefore, it is not necessary to operate the second heater 62 and power consumption can be reduced. For example, as a result of the experiment in the fuel cell mode, it was confirmed that the power consumption of the blower 55 of the third embodiment was reduced to approximately 1/5 compared to the second heater 62 of the first or second embodiment.

더욱이, 공기극(32)으로 공급될 공기 중 일부가 피드백 경로(L62)의 재순환 가스로 채워지므로 연료전지 모드의 경우 분기 유로(L52)로 공급할 공기 유량이 작아지고 제2 블로워(52)의 처리 용량도 작아지며 이에 따라 공기-배출가스간 열교환기(53)도 소형화할 수 있으므로, 전체적으로 공기극(32) 주변의 시스템 보조기기(BOP)의 전력 소비량이 줄어들어 시스템 에너지 효율을 향상시킬 수 있다. Moreover, since some of the air to be supplied to the cathode 32 is filled with the recirculation gas of the feedback path L62, the flow rate of air to be supplied to the branch flow path L52 in the fuel cell mode decreases, and the processing capacity of the second blower 52 As a result, the air-exhaust gas heat exchanger 53 can also be miniaturized, and as a whole, the power consumption of the system auxiliary equipment (BOP) around the cathode 32 can be reduced, thereby improving system energy efficiency.

도8은 제4 실시예에 따른 양방향 수전해 시스템을 나타낸다. 8 shows a two-way electrolysis system according to a fourth embodiment.

도면을 참조하면, 제4 실시예의 양방향 수전해 시스템은 스팀 생성부(10), 양방향 수전해 연료전지(30), 히터(61,62) 등의 구성요소와 이 구성요소들 사이를 연결하는 다수의 유로, 및 유로에 배치된 다수의 열교환기, 블로워, 및 펌프로 구성되며 이들 구성요소는 제2 실시예(도4)의 각 구성요소와 동일 또는 유사하므로 설명을 생략한다.Referring to the drawings, the two-way water electrolysis system of the fourth embodiment includes components such as a steam generator 10, a two-way water electrolysis fuel cell 30, and heaters 61 and 62, and a plurality of components connecting the components. It consists of a flow path of, and a plurality of heat exchangers, blowers, and pumps arranged in the flow path, and these components are the same as or similar to the components of the second embodiment (FIG. 4), so a description thereof will be omitted.

도4의 제2 실시예와 비교할 때 제4 실시예의 시스템은 수소극 배출 유로(L41)와 공기극 배출 유로(L61) 사이를 연결하는 분기 유로(L46) 및 이 분기 유로와 공기극 배출 유로(L61)의 합류지점에 설치된 촉매 연소기(57)를 더 포함한다. Compared with the second embodiment of Fig. 4, the system of the fourth embodiment has a branch flow path L46 connecting between the hydrogen electrode discharge flow path L41 and the cathode discharge flow path L61, and the branch flow path and the cathode discharge flow path L61. It further includes a catalytic combustor 57 installed at the confluence point of.

촉매 연소기(57)는 금속 또는 금속산화물의 촉매를 담지한 담체를 공기극(32)에서 배출되는 배출가스 및 분기 유로(L46)를 통해 분기된 수소극 배출가스가 통과하도록 구성된다. The catalytic combustor 57 is configured such that the exhaust gas discharged from the cathode 32 and the hydrogen electrode exhaust gas branched through the branch flow path L46 pass through a carrier carrying a metal or metal oxide catalyst.

연료전지 모드의 경우, 수소극(31)에서 배출되는 배출가스 중 소량의 수소가 촉매 연소기(57)에서 연료로 기능하여 공기극(32)에서 배출되는 공기를 가열한다. 예를 들어 촉매 연소기(57)에서 공기극(32)의 배출가스의 온도를 대략 20도 내지 30도 상승시킬 수 있다. 촉매 연소기(57)가 없는 제1 내지 제3 실시예에서 공기극(32)에서 배출되는 배출가스 온도가 예컨대 대략 섭씨 750도인 경우, 제4 실시예와 같이 촉매 연소기(57)를 설치하면 촉매 연소기(57)를 통과한 배출가스를 대략 섭씨 770도 내지 780도까지 가열할 수 있고, 이렇게 추가적으로 가열된 배출가스가 공기-배출가스간 열교환기(53)에서 공기 유로(L53)의 공기에 더 많은 열에너지를 전달할 수 있으므로 제2 히터(62)를 동작시키지 않아도 된다. 한편 상술한 온도 수치는 예시적인 것이며 발명의 구체적 실시 형태에 따라 온도 상승 범위가 달라질 수 있다. In the fuel cell mode, a small amount of hydrogen among the exhaust gas discharged from the hydrogen electrode 31 functions as fuel in the catalytic combustor 57 to heat the air discharged from the cathode 32. For example, the temperature of the exhaust gas of the cathode 32 in the catalytic combustor 57 may be increased by approximately 20 to 30 degrees. In the first to third embodiments without the catalytic combustor 57, when the exhaust gas temperature discharged from the cathode 32 is, for example, approximately 750 degrees Celsius, the catalytic combustor 57 is installed as in the fourth embodiment. The exhaust gas passing through 57) can be heated to approximately 770 to 780 degrees Celsius, and the additionally heated exhaust gas is more thermal energy in the air of the air passage L53 in the air-exhaust gas heat exchanger 53 As can be transmitted, the second heater 62 does not need to be operated. Meanwhile, the above-described temperature values are exemplary, and the temperature increase range may vary according to specific embodiments of the invention.

일 실시예에서 대량의 공기가 필요한 연료전지 모드에서 촉매 연소기(57)를 사용하고 수전해 모드에서는 촉매 연소기(57)를 사용하지 않아도 된다. 이를 위해 예컨대 분기 유로(L46) 상에 개폐밸브(도시 생략)를 설치하고 연료전지 모드에서 분기 유로(L46)를 개방하고 수전해 모드에서 분기 유로(L46)를 폐쇄하도록 제어 할 수 있다. In one embodiment, the catalytic combustor 57 may be used in the fuel cell mode requiring a large amount of air, and the catalytic combustor 57 may not be used in the electrolytic mode. To this end, for example, an on-off valve (not shown) may be installed on the branch passage L46, and the branch passage L46 may be opened in the fuel cell mode, and the branch passage L46 may be closed in the water electrolysis mode.

이상 상술한 본 발명의 실시예들에 따르면 양방향 수전해 시스템의 수전해 모드와 연료전지 모드의 각 동작 모드에 따라 적절한 수소와 스팀의 혼합가스를 연료전지에 공급하고 연료전지에서 배출되는 배출가스의 폐열을 적절히 활용하여 재사용함으로써 시스템 효율을 향상시키는 이점이 있다. According to the embodiments of the present invention described above, an appropriate mixture of hydrogen and steam is supplied to the fuel cell according to each operation mode of the two-way water electrolysis mode and the fuel cell mode, and exhaust gas discharged from the fuel cell is There is an advantage of improving system efficiency by properly utilizing and reusing waste heat.

일반적으로 양방향 수전해 시스템에서 수전해 모드에서의 시스템 효율은 아래와 같이 정의될 수 있다. In general, in a two-way electrolysis system, the system efficiency in the electrolysis mode can be defined as follows.

Figure 112019030508886-pat00001
Figure 112019030508886-pat00001

위 수식에서 η1은 투입된 에너지 대비 생산된 에너지로 정의되는 효율로서, 분모는 보일러(12)에 공급되는 폐기물의 열량과 신재생 에너지에 의해 연료전지(30)에 공급되는 전기에너지를 나타내고, 분자는 연료전지(30)에서 생성되는 수소의 열량으로서 얼마만큼의 수소가 생성되는지를 나타낸다. η2는 η1의 분모에서 폐기물 열량을 제외한 것이다. η3은 엑서지(exergy) 효율로서, 에너지의 양과 질을 동시에 반영한 효율이다. In the above equation, η1 is the efficiency defined as the energy produced compared to the input energy, and the denominator represents the amount of heat of waste supplied to the boiler 12 and the electric energy supplied to the fuel cell 30 by renewable energy, and the numerator is As the heat quantity of hydrogen generated in the fuel cell 30, it indicates how much hydrogen is generated. η2 is the denominator of η1 minus the amount of waste heat. η3 is exergy efficiency, which reflects the quantity and quality of energy at the same time.

위의 수식들과 유사하게, 양방향 수전해 시스템의 연료전지 모드에서의 효율은 아래와 같이 정의될 수 있다. Similar to the above equations, the efficiency in the fuel cell mode of the bidirectional electrolysis system can be defined as follows.

Figure 112019030508886-pat00002
Figure 112019030508886-pat00002

위 수식에 따라 본 발명의 제1 내지 제4 실시예의 수전해 모드에서의 엑서지 효율(η3)을 계산한 결과 제1 실시예는 79.41%, 제2 실시예는 82.60%, 제3 실시예는 82.44%, 그리고 제4 실시예는 82.21%의 효율을 각각 나타내었다. 종래의 일반적인 수전해 모드의 엑서지 효율이 70 내지 75%인 것을 감안할 때 본 발명의 양방향 수전해 시스템을 구성할 경우 시스템 효율이 향상됨을 알 수 있었고, 특히 제1 실시예에 비해 외부공급 물을 추가로 투입하는 제2 내지 제3 실시예가 더 높은 효율을 나타내었다. As a result of calculating the exergy efficiency (η3) in the water electrolysis mode of the first to fourth embodiments of the present invention according to the above equation, the first embodiment is 79.41%, the second embodiment is 82.60%, and the third embodiment is The efficiency of 82.44% and the fourth example was 82.21%, respectively. Considering that the exergy efficiency of the conventional water electrolysis mode is 70 to 75%, it was found that the system efficiency was improved when the bidirectional water electrolysis system of the present invention was configured. The second to third examples, which are additionally added, showed higher efficiency.

또한 연료전지 모드에서의 엑서지 효율을 계산한 결과 제1 실시예와 제2 실시예는 각각 53.83%의 효율을 나타내었지만 제3 실시예와 제4 실시예는 각각 66.85% 및 58.89%를 나타내었다. 제3 실시예와 제4 실시예는 연료전지의 폐에너지를 회수하여 공기극(32)으로 공급하는 공기를 가열하고 제2 히터(62)의 전력 소모를 줄였기 때문에 제1 및 제2 실시예에 비해 에너지 효율이 더 크게 향상하였음을 알 수 있다. In addition, as a result of calculating the exergy efficiency in the fuel cell mode, the first and second examples showed 53.83% efficiency, respectively, but the third and fourth examples showed 66.85% and 58.89%, respectively. . The third and fourth embodiments recover waste energy from the fuel cell, heat the air supplied to the cathode 32, and reduce the power consumption of the second heater 62. Compared to that, it can be seen that the energy efficiency has improved significantly.

이상과 같이 본 발명이 속하는 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 이러한 명세서의 기재로부터 다양한 수정 및 변형이 가능함을 이해할 수 있다. 그러므로 본 발명의 범위는 설명된 실시예에 국한되어 정해져서는 아니되며 후술하는 특허청구범위뿐 아니라 이 특허청구범위와 균등한 것들에 의해 정해져야 한다. As described above, those of ordinary skill in the field to which the present invention belongs can understand that various modifications and variations are possible from the description of this specification. Therefore, the scope of the present invention is limited to the described embodiments and should not be defined, and should be defined by the claims and equivalents to the claims to be described later.

10: 스팀 생성부
30: 양방향 수전해 연료전지
41, 42, 43, 44, 53: 열교환기
45, 51,52, 55, 73: 블로워
57: 촉매 연소기
61,62: 히터 10: steam generator
30: two-way electrolysis fuel cell
41, 42, 43, 44, 53: heat exchanger
45, 51,52, 55, 73: blower
57: catalytic combustor
61,62: heater

Claims (17)

양방향 수전해 시스템으로서,
수소극, 공기극 및 그 사이에 개재된 전해질로 구성되며 수전해 모드와 연료전지 모드 중 어느 하나의 모드에서 동작 가능한 양방향 수전해 연료전지(30);
상기 수소극으로 공급되는 수소와 상기 수소극에서 배출되는 제1 배출가스를 열교환하는 제1 열교환기(41);
스팀을 수소극에 공급하는 스팀 공급 유로(L21);
상기 제1 배출가스에서 물을 제거하는 물 배출부;
상기 물 배출부의 물 배출유로(L43)에 설치되어 물을 외부로 펌핑하는 펌프(77); 및
상기 물 배출부를 통과한 제1 배출가스 중 적어도 일부를 재순환 가스로서 상기 수소극으로 재공급하는 재순환 유로(L44);를 포함하고,
상기 펌프(77)의 동작을 제어하여, 상기 펌프의 흡입력이 제1 배출가스의 배출유로를 따라 상기 수소극에 작용하여 상기 수소극의 입구측 압력을 낮춤으로써 상기 수소극의 입구와 공기극의 입구 사이의 압력 차이를 소정 범위 내로 유지시키는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. As a two-way electrolysis system,
A two-way electrolysis fuel cell 30 composed of a hydrogen electrode, an air electrode, and an electrolyte interposed therebetween and operable in either a water electrolysis mode or a fuel cell mode;
A first heat exchanger (41) for exchanging heat between hydrogen supplied to the hydrogen electrode and first exhaust gas discharged from the hydrogen electrode;
A steam supply passage L21 for supplying steam to the hydrogen electrode;
A water discharge unit for removing water from the first exhaust gas;
A pump 77 installed in the water discharge passage L43 of the water discharge part to pump water to the outside; And
Including; a recirculation passage (L44) for resupplying at least a portion of the first exhaust gas passing through the water discharge portion as a recycle gas to the hydrogen electrode
By controlling the operation of the pump 77, the suction force of the pump acts on the hydrogen electrode along the discharge flow path of the first exhaust gas to lower the inlet pressure of the hydrogen electrode, thereby reducing the inlet of the hydrogen electrode and the inlet of the air electrode. Bi-directional water electrolysis system, characterized in that maintaining the pressure difference between within a predetermined range. 제 1 항에 있어서,
상기 재순환 유로에 설치되며 상기 재순환 가스와 제1 배출가스 사이를 열교환하는 제2 열교환기(42); 및
상기 재순환 유로에서 상기 제2 열교환기(42)의 하류에 배치되는 블로워(45);를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 1,
A second heat exchanger (42) installed in the recirculation flow path and configured to exchange heat between the recirculation gas and the first exhaust gas; And
And a blower (45) disposed downstream of the second heat exchanger (42) in the recirculation flow path. 제 2 항에 있어서,
상기 제2 열교환기(42)에 의해 상기 재순환 가스의 온도를 5도 내지 30도 상승시키는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 2,
Bi-directional water electrolysis system, characterized in that the temperature of the recycle gas is raised by 5 to 30 degrees by the second heat exchanger (42). 제 2 항에 있어서,
외부에서 공급되는 외부공급 물과 상기 제1 배출가스를 열교환하는 제3 열교환기(43);를 더 포함하고,
상기 제3 열교환기(43)에서 스팀으로 기화된 외부공급 물을 상기 스팀 공급 유로(L21)에 합류시키도록 구성된 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 2,
A third heat exchanger 43 for heat-exchanging the first exhaust gas with externally supplied water supplied from the outside; further comprising,
Bi-directional water electrolysis system, characterized in that configured to join the external supply water vaporized as steam in the third heat exchanger (43) to the steam supply passage (L21). 제 4 항에 있어서,
상기 스팀 공급 유로(L21)와 수소를 수소극에 공급하는 수소 공급 유로(L11)의 합류점이 상기 제1 열교환기(41)와 수소극 사이에 위치하는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 4,
A two-way water electrolysis system, characterized in that a junction of the steam supply flow path L21 and the hydrogen supply flow path L11 for supplying hydrogen to the hydrogen electrode is located between the first heat exchanger 41 and the hydrogen electrode. 제 4 항에 있어서,
상기 공기극으로 공기를 공급하는 공기 공급 유로(L53)에 병렬로 연결된 제1 블로워(51) 및 제2 블로워(52); 및
상기 공기 공급 유로(L53)를 통해 공기극으로 공급되는 공기와 상기 공기극에서 배출되는 제2 배출가스를 열교환하는 제4 열교환기(53);를 더 포함하고,
상기 제2 블로워의 공기 공급량이 제1 블로워의 공기 공급량보다 5 내지 15배 큰 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 4,
A first blower 51 and a second blower 52 connected in parallel to an air supply passage L53 supplying air to the cathode; And
A fourth heat exchanger (53) for exchanging heat between the air supplied to the cathode through the air supply passage (L53) and the second exhaust gas discharged from the cathode;
The two-way water electrolysis system, characterized in that the air supply amount of the second blower is 5 to 15 times larger than the air supply amount of the first blower. 제 6 항에 있어서,
상기 공기 공급 유로와 공기극의 배출유로 사이를 연결하는 피드백 유로(L62); 및
상기 피드백 유로에 설치된 제3 블로워(55);를 더 포함하고,
상기 제2 배출가스 중 일부를 상기 피드백 유로(L62)를 통해 공기극으로 재순환하는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 6,
A feedback flow path L62 connecting the air supply flow path and the discharge flow path of the air electrode; And
A third blower 55 installed in the feedback flow path; further includes,
A two-way water electrolysis system, characterized in that some of the second exhaust gas is recycled to the cathode through the feedback flow path (L62). 제 7 항에 있어서,
상기 제1 내지 제3 블로워 중 수전해 모드에서 상기 제1 블로워를 구동하고 연료전지 모드에서 상기 제2 및 제3 블로워를 구동하도록 구성된 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 7,
And driving the first blower in a water electrolysis mode among the first to third blowers and driving the second and third blowers in a fuel cell mode. 제 6 항에 있어서,
상기 제1 배출가스 중 일부를 분기하여 공기극의 배출유로로 공급하는 분기 유로(L46); 및
상기 분기 유로와 공기극의 배출유로의 합류지점에 설치된 촉매 연소기(57);를 더 포함하고,
상기 촉매 연소기가 상기 공기극에서 배출되는 제2 배출가스를 가열하는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 6,
A branch passage (L46) for branching part of the first exhaust gas and supplying it to an exhaust passage of the cathode; And
The catalytic combustor 57 installed at the junction of the branch flow path and the discharge flow path of the air electrode further includes,
The two-way electrolysis system, characterized in that the catalytic combustor heats the second exhaust gas discharged from the cathode. 제 9 항에 있어서,
상기 분기 유로(L46)가 수전해 모드에서 폐쇄되고 연료전지 모드에서 개방되는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템. The method of claim 9,
The bidirectional water electrolysis system, characterized in that the branch flow path L46 is closed in a water electrolysis mode and opened in a fuel cell mode. 수소극과 공기극을 구비한 양방향 수전해 연료전지를 이용하여 수전해 모드와 연료전지 모드에서 동작 가능한 양방향 수전해 시스템의 동작 방법으로서,
수소극에서 배출되는 제1 배출가스를 상기 수소극으로 공급하는 수소와 열교환하는 제1 열교환기에서 상기 제1 배출가스가 수소를 가열하는 열교환 단계;
상기 제1 열교환기를 통과한 제1 배출가스에서 물을 분리하는 단계;
제1 배출가스에서 분리된 물을 배수 펌프를 이용하여 외부로 배출하는 단계; 및
물이 제거된 제1 배출가스의 적어도 일부를 재순환 가스로서 상기 수소극 측을 향해 재순환시키는 단계;를 포함하고,
상기 물을 외부로 배출하는 단계에서,
상기 배수 펌프의 동작을 제어하여, 상기 배수 펌프의 흡입력이 제1 배출가스의 배출유로를 따라 상기 수소극에 작용하여 상기 수소극의 입구측 압력을 낮춤으로써 수소극의 입구와 공기극의 입구 사이의 압력 차이를 소정 범위 내로 유지시키는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템의 동작 방법. As a method of operating a two-way water electrolysis system capable of operating in a water electrolysis mode and a fuel cell mode using a two-way electrolysis fuel cell having a hydrogen electrode and an air electrode,
A heat exchange step in which the first exhaust gas heats hydrogen in a first heat exchanger that heats the first exhaust gas discharged from the hydrogen electrode with hydrogen supplied to the hydrogen electrode;
Separating water from the first exhaust gas that has passed through the first heat exchanger;
Discharging the water separated from the first exhaust gas to the outside by using a drain pump; And
Recirculating at least a portion of the first exhaust gas from which water has been removed as a recycle gas toward the hydrogen electrode side; Including,
In the step of discharging the water to the outside,
By controlling the operation of the drain pump, the suction force of the drain pump acts on the hydrogen electrode along the discharge flow path of the first exhaust gas to lower the inlet pressure of the hydrogen electrode, thereby A method of operating a two-way electrolysis system, characterized in that maintaining the pressure difference within a predetermined range. 삭제delete 제 11 항에 있어서,
상기 재순환 가스의 재순환시키는 경로상에 순차적으로 설치된 제2 열교환기(42) 및 블로워(45)를 포함하고,
상기 제2 열교환기(42)가 상기 재순환 가스와 상기 제1 열교환기를 통과한 제1 배출가스 사이를 열교환하여 재순환 가스를 섭씨 5도 내지 30도 가열시키도록 구성된 것을 특징으로 하는, 양방향 수전해 시스템의 동작 방법. The method of claim 11,
It includes a second heat exchanger 42 and a blower 45 sequentially installed on the recirculation path of the recirculation gas,
The second heat exchanger 42 is configured to heat the recycle gas between the recycle gas and the first exhaust gas passing through the first heat exchanger to heat the recycle gas to 5 to 30 degrees Celsius. Method of operation. 제 13 항에 있어서,
제1 블로워 및 제1 블로워보다 대용량인 제2 블로워 중 하나를 통해 공급되는 공기와 상기 공기극에서 배출되는 제2 배출가스를 열교환하여 공기를 가열하는 단계;
가열된 공기를 상기 공기극으로 공급하는 단계; 및
상기 공기극에서 배출되는 제2 배출가스의 적어도 일부를 제3 블로워를 이용하여 상기 공기극으로 재공급하는 단계;를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템의 동작 방법. The method of claim 13,
Heating air by heat exchange between air supplied through one of a first blower and a second blower having a larger capacity than the first blower and a second exhaust gas discharged from the cathode;
Supplying heated air to the cathode; And
Resupplying at least a part of the second exhaust gas discharged from the cathode to the cathode by using a third blower; The method of operating a two-way water electrolysis system further comprising. 제 14 항에 있어서,
상기 제1 내지 제3 블로워 중 수전해 모드에서 상기 제1 블로워를 구동하고 연료전지 모드에서 상기 제2 및 제3 블로워를 구동하도록 구성된 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템의 동작 방법. The method of claim 14,
And driving the first blower in a water electrolysis mode among the first to third blowers, and driving the second and third blowers in a fuel cell mode. 제 13 항에 있어서,
제1 블로워 및 제1 블로워보다 대용량인 제2 블로워 중 하나를 통해 공급되는 공기와 상기 공기극에서 배출되는 제2 배출가스를 열교환하여 공기를 가열하는 단계;
가열된 공기를 상기 공기극으로 공급하는 단계;
수소극에서 배출되는 제1 배출가스 중 일부를 분기유로를 통해 분기하여 상기 제2 배출가스로 합류시키는 단계; 및
제1 배출가스가 혼합된 제2 배출가스를 촉매 연소기를 이용하여 가열하는 단계;를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템의 동작 방법. The method of claim 13,
Heating air by heat exchange between air supplied through one of a first blower and a second blower having a larger capacity than the first blower and a second exhaust gas discharged from the cathode;
Supplying heated air to the cathode;
Branching a portion of the first exhaust gas discharged from the hydrogen electrode through a branch passage and joining the second exhaust gas; And
Heating the second exhaust gas mixed with the first exhaust gas using a catalytic combustor; The method of operating a two-way water electrolysis system further comprising. 제 16 항에 있어서,
상기 분기유로를 수전해 모드에서 폐쇄하고 연료전지 모드에서 개방하도록 제어하는 것을 특징으로 하는 양방향 수전해 시스템의 동작 방법. The method of claim 16,
The method of operating a two-way electrolysis system, characterized in that the branch flow path is closed in the electrolysis mode and controlled to open in the fuel cell mode.
KR1020190033817A 2019-03-25 2019-03-25 Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell KR102184353B1 (en)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020190033817A KR102184353B1 (en) 2019-03-25 2019-03-25 Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell
PCT/KR2020/003047 WO2020197120A1 (en) 2019-03-25 2020-03-04 Reversible water electrolysis system and method for operating same
EP20777067.8A EP3869599A4 (en) 2019-03-25 2020-03-04 Reversible water electrolysis system and method for operating same

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020190033817A KR102184353B1 (en) 2019-03-25 2019-03-25 Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20200115754A KR20200115754A (en) 2020-10-08
KR102184353B1 true KR102184353B1 (en) 2020-12-01

Family

ID=72897258

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020190033817A KR102184353B1 (en) 2019-03-25 2019-03-25 Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR102184353B1 (en)

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101925290B1 (en) * 2017-09-15 2018-12-06 한국기계연구원 Reversible solid oxide electrolysis system using heat recovery

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR100776353B1 (en) 2006-10-31 2007-11-15 한국전력공사 Stand alone energy system using hydrogen energy
US7862938B2 (en) * 2007-02-05 2011-01-04 Fuelcell Energy, Inc. Integrated fuel cell and heat engine hybrid system for high efficiency power generation

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101925290B1 (en) * 2017-09-15 2018-12-06 한국기계연구원 Reversible solid oxide electrolysis system using heat recovery

Also Published As

Publication number Publication date
KR20200115754A (en) 2020-10-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101925290B1 (en) Reversible solid oxide electrolysis system using heat recovery
US6896988B2 (en) Enhanced high efficiency fuel cell/turbine power plant
CN113278993B (en) High-safety fuel cell electrolytic cell system and working method thereof
JP2016537782A (en) Recirculation apparatus and method for high temperature battery systems
AU2020232743B2 (en) Reversible water electrolysis system and operation method thereof
KR20090089859A (en) Fuel cell heat exchange systems and methods
KR102232001B1 (en) Reversible solid oxide electrolysis system having heat recovery function using ejector and method for operating the same reversible solid oxide electrolysis system
CN113278992B (en) Water vapor turbocharged fuel cell electrolytic cell system and working method thereof
CN102456897B (en) Fuel cell electric heating cold supply system
JP2002319428A (en) Molten carbonate fuel cell power generating device
KR102372534B1 (en) Electrolysis system with easily controlling pressure and method for operating the same
JP2021150156A (en) Fuel cell system
KR102017993B1 (en) hybrid electric power generator system
EP3869599A1 (en) Reversible water electrolysis system and method for operating same
CN109964351B (en) Integrated fuel cell block with modified fuel cell cycle for integrated reforming fuel cell
KR102500283B1 (en) Reversible fuel cell system for preventing negative pressure by using hydrogen generated from fuel cell
KR102184353B1 (en) Reversible solid oxide electrolysis system having pressure controlling function at the inlet of fuel cell
CN109923717A (en) Amendment fuel cell for monoblock type reforming fuel cell recycles
KR102500327B1 (en) Ammonia-based fuel cell system with continuous operation
JP2014182923A (en) Fuel cell system and operation method thereof
KR102184354B1 (en) Reversible solid oxide electrolysis system having catalyst combustor
KR102500325B1 (en) Ammonia-based reversible fuel cell system
KR102602831B1 (en) Hybrid system of fuel cell
KR102000127B1 (en) Reversible solid oxide electrolysis system having heat recovery function using ejector
KR101817432B1 (en) Fuel cell system

Legal Events

Date Code Title Description
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant