초록 ▼

가. LNG 및 LPG를 이용한 탈황제 및 개질촉매 개발
- LNG/ LPG에 포함된 부취제 제거용 탈황제 개발(목표 10ppb 이하/30ppb 이하)
- 소형 연료전지 시스템에 설치 및 교체가 용이한 탈황기 개발
- 개질촉매 반응활성/안정성이 높고 황 및 코크에 대한 내성이 강한 개질촉매 개
나. 개질가스가 포함된 CO 정제용 촉매 개발
- CO 변성촉매 : 저온활성 및 내구성이 높은 전이반응 촉매 개발
- CO 제거촉매 : 반응온도 구간이 넓은 촉매 개발
다. DSS(Daily start-u

가. LNG 및 LPG를 이용한 탈황제 및 개질촉매 개발
- LNG/ LPG에 포함된 부취제 제거용 탈황제 개발(목표 10ppb 이하/30ppb 이하)
- 소형 연료전지 시스템에 설치 및 교체가 용이한 탈황기 개발
- 개질촉매 반응활성/안정성이 높고 황 및 코크에 대한 내성이 강한 개질촉매 개
나. 개질가스가 포함된 CO 정제용 촉매 개발
- CO 변성촉매 : 저온활성 및 내구성이 높은 전이반응 촉매 개발
- CO 제거촉매 : 반응온도 구간이 넓은 촉매 개발
다. DSS(Daily start-up & shut-down)에 내구성을 가진 반응기 및 요소기술 개발
- 고효율의 열교환 반응기 설계/제작 기술 확립
- DSS 운전에 적합한 반응기 설계/제작/평가 (목표 : 60회 이상)
- DSS 운전에 내구성을 지닌 연료처리시스템 개발 (버너, 촉매 등)
- 실증운전 5/000 시간 이상
라. 연료처리시스템의 최적 운전조건 확립
- 소형 연료전지 시스템 운전에 적합한 연료처리시스템 운전조건 확립 (LNG/LPG 열효율(%, LHV) : 75/72)
- 질소를 사용하지 않는 시동 및 정지 방법 개발
- 연료전지 부하 변동에 따른 연료처리시스템 부하 변동 조건 개발
- 시동 및 정지 시간 최적화 방법 개발 (LNG/LPG U1스템 50분/60분)
- 연료전지 시스템용 연료처리시스템 부피 최적화 (1kW급 LNG/LPG : $30{\ell}/50{\ell}$, 3kW급 LNG/LPG : $100{\ell}/160{\ell}$)
마. 연료전지 스택 연계 연료처리시스템 개발 및 성능평가(LNG, LPG)
- 스택 연계형 연료처리시스템 개발 및 성능 평가
- 스택 연계 최적 운전 조건 확립
- 스택 부하변동에 따른 연료처리시스템 부하변동 조건 확립

Abstract ▼

Fuel cells are ideal for power generation, either connected to the electric grid to provide supplemental power and back up assurance for critical areas, or installed as a grid-independent generator for on-site service in areas that are inaccessible by power lines. Since fuel cells operate silently,

Fuel cells are ideal for power generation, either connected to the electric grid to provide supplemental power and back up assurance for critical areas, or installed as a grid-independent generator for on-site service in areas that are inaccessible by power lines. Since fuel cells operate silently, they reduce noise pollution as well as air pollution and the exhaust heat from a fuel cell can be used to provide hot water or space heating for house. In addition, residential Fuel Cell Cogeneration System has high efficiency of 80% with transferring natural gas to electrical power and heat, directly and is a friendly environmental new technology in that $CO_2$ emission can reduce 40% compared with conventional power generator and boiler.
The fuel cell cogeneration system consists of two main parts which have electrical unit and cogeneration unit. The electrical unit contains a fuel processor, a fuel cell stack, an inverter, a control unit and balance of plant(BOP), and the cogeneration unit has heat exchanger, hot water tank, and auxiliaries. Liquefied Natural gas (LNG) or Liquefied petroleum gas (LPG) is reformed to a hydrogen rich gas by thermo-catalytic reaction in the fuel processor. The reformatted gas which contains 70-80% hydrogen is supplied to the fuel cell stack and consumed during electrical power generation. The generated DC electricity is converted into 220V AC by using the inverter connected to the grid system. Exhaust heat is recovered from reformer exhaust gas and stack cooling water, which passes through heat exchangers to hot water tank. The hot water of which temperature is over $60^{\circ}C$, is stored in hot water tank can be used for shower and floor heating in house. GS FuelCell have been developed fuel cell cogeneration system for household. Among parts of this system, fuel processor system is very important device to produce hydrogen from the fossil fuels such as LNG and LPG. Fuel processor consists of desulfurizer, reformer, CO converter, CO remover. In addition, its performance and durability could determine the efficiency and life time of residential fuel cell cogeneration system, respectively.
The fuel processor showed methane conversion of 90-95% and the concentration of CO in the product gas was less than 5 ppm during the steady state operation. This paper introduces the compact fuel processor with the catalyst and the burner developed through collaboration with companies such as Kocat, Ecopro and Acod corporation. Highly activity catalysts (desulfurizing absorbent, reforming catalyst, CO shift catalyst, CO removal catalyst) and the burner which are adapted to the fuels such as LPG and LNG were investigated and evaluated in this study.
Sulfur compounds added as odorants in fuels such as LNG and LPG can deactivate the reforming, base metal water-gas-shift. And the Prox catalysts in fuel process system and the anode electrode of the fuel cell. onsequently, it is necessary to desulfurize the hydrocarbon feed to the lowest possible sulfur concentrations, preferably below 200 ppbv.
Commercial desulfurizing agent and developed adsorbent performance were compared and evaluated to check adsorption performance. It was possible to obtain the developed adsorbent for LNG/LPG that has 20% higher adsorption capacity than commercial adsorbent. Adsorption capacity of the developed adsorbents for TBM/THT is 0.077(g-S)/(g-adsorbent). Reforming reaction device was installed for development of steam reforming catalyst; $CH_4$ conversion rate of developed and commercial catalyst obtained was measured; and it was confirmed that the developed catalyst demonstrates the performance to the same level as that of commercial product. In addition, C deposition evaluation was carried out for durability check and it was identified to have same level, compared with the commercial product.
In general, the reformatted gas from a methane steam reformer contain a significant amount of CO (7-12%) and it should be passed to an water gas shift (WGS) reactor where the concentration of CO is decreased by reacting with $H_2O$ to give $CO_2$ and $H_2$. As the concentration of more than 5 ppm CO in the hydrogen stream to a PEMFC can cause a deterioration of its energy conversion efficiency via CO-induced poisoning of the anode catalyst (Pt), it should be kept far below a tolerable level. Consequently, confronts to CO gases and the catalyst development which has the activity is necessary. In this work/ the water gas shift (WGS) and CO preferential oxidation reaction on a Cu-Zn-Ce catalyst and $Ru_2/O_3$ catalyst and the coupling of these reactors to a proton exchange membrane fuel cell were investigated. Results of chromatographic analyses showed that when the reactors are fed with a $H_2/CH_4/CO_2$/CO (15mo1%) mixture, high conversions of CO to $CO_2$ are observed by the Preferential oxidation and WGS processes, respectively. For example, CO concentration in PrOx reaction is less than 5 ppm in our catalyst at $100{\sim}130^{\circ}C$, GHSV $4,000hr^{-1}$ and CO conversion m WGS reaction is 83% on our catalyst at S/C 2.5 and GHSV $5,500hr^{-1}$ under wide temperature range of $250{\sim}350^{\circ}C$.
Steam reformation is an endothermic chemical reaction which typically takes place in packed bed reactors. Heat to drive the endothermic reactions is supplied externally. Several different strategies have been developed to supply heat to the reformer reactor including burners with flue gas heat exchangers, catalytic combustors integrated with heat exchange surfaces and electric resistance heaters. The thermal control of the reformation reactor is critical to reactor performance and affects conversion efficiency, thermal efficiency, effluent composition, and catalyst life.
The objective of this development project is to develop compact burner system for fuel cell. The nozzle injection type burner and surface combustion type burner ranging from 1kW to 3kW were developed and fabricated respectively. The scope of the development is to develop injection nozzle, air/gas mixing parts, burner housing and ignition device, etc. The developed burner system uses LNG, LPG and anode-off gas from stack in fuel cell as fuel. For better understanding, the characteristics of these three fuels such as heat value, combustion velocity and theoretical equivalence ratio are calculated. The performance of developed burner was evaluated by the experimental device specially designed for measuring burner temperature, TDR(turn down ratio) and analyzing exhaust gas. The measured TDR of developed burners is shown to five, and the emission level of CO and NOx are under the target value.
In conclusion, highly active catalysts (desulfurizing adsorbent, reforming catalyst, CO shift catalyst, CO removal catalyst) and the various burners were developed and evaluated in this study. The comparison between the developed catalysts and the commercial ones provided a similar performance. The efficiency of 1 kW/3 kW class fuel processor system (FPS) with the developed catalysts and burner showed/ 75%/72% (LNG), 73%/71% (LPG), based on Lower Heating Value (LHV). The volumes of the 1 kW and 3kW class FPS which could be stable in 50 minutes (start-up time < 60 minutes) was less than $30{\ell}$ and $100{\ell}$ including thermal insulation, respectively. In the case of LPG fuel, efficiency, the volumes of the 1 kW and 3kW class FPS which could be stable in 50 minutes (start-up time < 60 minutes) was less than $50{\ell}$. and 160L including thermal insulation, respectively. The FPS operation was carried out in residential fuel cell cogeneration system with fuel cell stack under dynamic conditions. The 1 kW and 3 kW class fuel processors have been evaluated for reliability and durability including with on/off test of developed catalysts and burner.

목차 Contents

• 제 1 장 연구개발과제의 개요 ...32
• 제 1 절 개발기술의 중요성 ...32
• 1. 기술적 측면 ...32
• 2. 산업 경제적 측면 ...39
• 3. 정책적 측면 ...41
• 제 2 절 연료처리시스템 개발의 필요성 ...43
• 제 2 장 국내외 기술개발 현황 ...50
• 제 1 절 연료처리시스템의 국내외 기술 현황 ...50
• 1. 국외 기술 현황 ...50
• 2. 국내 기술 현황 ...60
• 제 2 절 탈황제 및 개질촉매의 기술개발 현황 ...62
• 1. 탈황흡착제 ...62
• 2. 수증기 개질반응 ...62
• 제 3 절 CO 변성촉매와 CO 제거촉매의 기술개발 현황 ...63
• 1. 수성가스전환반응촉매 ...63
• 2. 선택적 산화반응촉매 ...65
• 제 4 절 연료처리시스템용 소형 버너의 기술개발 현황 ...66
• 제 3 장 연구개발 수행 내용 및 결과 ...68
• 제 1 절 LNG 연료처리시스템 개발 ...68
• 1. 1차년도 연료처리시스템 개발 내용 및 성능 ...68
• 2. 2차년도 연료처리시스템 개발 내용 및 성능 ...75
• 3. 3차년도 연료처리시스템 개발 내용 및 성능 ...87
• 제 2 절 LPG 연료처리시스템 개발 ...97
• 1. 1차년도 연료처리시스템 개발 내용 및 성능 ...97
• 2. 2차년도 연료처리시스템 개발 내용 및 성능 ...104
• 3. 3차년도 연료처리시스템 개발 내용 및 성능 ...115
• 제 3 절 연료전지 Stack 연계평가 ...123
• 1. 무질소 ($N_2$ less) 운전 ...123
• 2. 시동특성 운전 ...127
• 3. 부하 변동 운전 ...129
• 제 4 절 상온탈황제 개발 ...132
• 1. 1차년도 상온탈황제 개발결과 ...132
• 2. 2차년도 상온탈황제 개발결과 ...139
• 3. 3차년도 상온탈황제 개발결과 ...150
• 제 5 절 수증기 개질촉매 개발 ...154
• 1. 1차년도 수증기 개질촉매 개발결과 ...154
• 2. 2차년도 수증기 개질촉매 개발결과 ...161
• 3. 3차년도 수증기 개질촉매 개발결과 ...164
• 제 6 절 수성가스 전환 및 선택적 산화반응 촉매개발 ...169
• 1. 실험적 접근방법 ...169
• 2. 연구 내용 및 실험 조건 ...173
• 3. 촉매 실험 결과 및 고찰 ...187
• 제 7 절 버너에 공급되는 연료 특성 고찰 ...208
• 제 8 절 버너 성능 평가 시스템 ...219
• 제 9 절 버너 설계 및 제작 ...233
• 1. 노즐 형상에 따른 화염 특성 ...237
• 2. 1kW 노즐분사형 버너 노즐 설계 ...239
• 3. 노즐 평가 ...244
• 4. 버너 화염 위치 및 화염 길이에 대한 영향 ...255
• 5. 1kW급 표면연소 버너 시스템 설계 및 시제품 제작 ...265
• 6. 3kW급 노즐분사형 버너 시제품 제작 ...275
• 7. 3kW급 표면 연소형 버너 시스템 ...280
• 8. 공기/연료 혼합기구 개발 ...285
• 9. 스파크플러그 및 절연물 ...289
• 10. 점화 특성 개선 모델 ...294
• 제 10 절 연료에 따른 열효율 평가 실험 ...297
• 1. 버너 시험 조건 ...297
• 2. 버너 시험 결과 ...299
• 제 11 절 장기운전 ...304
• 1. 평가장치 ...304
• 2. 장기운전 ...312
• 제 12 절 결론 ...322
• 제 4 장 목표달성도 및 관련분야에의 기여도 ...323
• 제 1 절 목표달성도 ...323
• 1. 최종 개발 목표 및 달성도 ...323
• 2. 차년도별 목표 달성도 ...324
• 제 2 절 관련분야의 기여도 ...327
• 1. 기술발전의 기여도 ...327
• 2. 경제적 기여도 ...328
• 제 5 장 연구개발결과의 활용계획 ...329
• 제 1 절 활용계획 ...329
• 1. 기술적 측면 ...329
• 2. 산업 경제적 측면 ...331
• 3. 정책적 측면 ...331
• 제 2 절 시장현황 및 사업화 전망 ...332
• 1. 시장현황 ...332
• 2. 사업화 전망 ...334
• 제 6 장 참고문헌 ...347
• LNG 연료처리시스템 개발 ...353
• 그림목차
• 그림 1-1. 발전방식에 따른 공해물질 배출량 ...33
• 그림 1-2 가정용 연료전지 도입 효과 ...34
• 그림 1-3 가정용 연료전지시스템의 개요 ...36
• 그림 1-4 일본 가정용 연료전지시스템의 고장원인분석 ...38
• 그림 1-5. 수증기 개질공정 구성 ...46
• 그림 2-1. 도쿄가스 FPS와 탈황제 외관 ...54
• 그림 2-2. 오사카가스 평판형 FPS ...57
• 그림 2-3. 이데미쯔 흥산 등유 FPS 외관과 버너 ...59
• 그림 3-1. 1kW급 LNG 연료처리시스템 (Ver 1.0) ...70
• 그림 3-2. 1kW급 LNG 연료처리시스템 성능 평가 (Ver 1.0) ...71
• 그림 3-3. 1kW급 LNG 연료처리시스템 (Ver 2.0) ...73
• 그림 3-4. 1kW급 LNG 연료처리시스템 성능 평가 (Ver 2.0) ...74
• 그림 3-5. 버너 연소 구간의 온도 구배 ...76
• 그림 3-6. 수증기 개질 반응부의 온도 구배 ...77
• 그림 3-7. 1kW급 LNG 연료처리시스템 (Ver 3.0) ...79
• 그림 3-8. 1kW급 LNG 연료처리시스템 성능평가 (Ver 3.0) ...81
• 그림 3-9. 3kW급 LNG 연료처리시스템 (Ver 1.0) ...84
• 그림 3-10. 3kW급 LNG 연료처리시스템 성능평가 (Ver 1.0) ...85
• 그림 3-11. 연료처리 시스템 유체 해석 ...88
• 그림 3-12. 1kW급 LNG 연료처리시스템 (Ver 4.0) ...90
• 그림 3-13. 1kW급 LNG 연료처리시스템 성능평가 (Ver 4.0) ...91
• 그림 3-14. 3kW급 LNG 연료처리시스템 (Ver. 2.0) ...94
• 그림 3-15. 3kW급 LNG 연료처리시스템 성능평가 (Ver 2.0) ...95
• 그림 3-16. 1kW급 LPG 연료처리시스템 (Ver 1.0) ...98
• 그림 3-17. 1kW급 LPG 연료처리시스템 성능 평가 (Ver 1.0) ...99
• 그림 3-18. 1kW급 LPG 연료처리시스템 (Ver 2.0) ...101
• 그림 3-19. 1kW급 LPG 연료처리시스템 성능 평가(Ver 2.0) ...102
• 그림 3-20. CO 제거 반응기 S-Dimensional ...105
• 그림 3-21. CO 제거 반응기 유로 구배도 ...106
• 그림 3-22. 1kW급 LPG 연료처리시스템 (Ver 3.0) ...108
• 그림 3-23. 1kW급 LPG 연료처리시스템 성능평가 (Ver 3.0) ...109
• 그림 3-24. 3kW급 LPG 연료처리시스템 (Ver 1.0) ...112
• 그림 3-25. 3kW급 LPG 연료처리시스템 성능평가 (Ver 1.0) ...113
• 그림 3-26. 1kW급 LPG 연료처리시스템 (Ver 4.0) ...116
• 그림 3-27. 1kW급 LPG 연료처리시스템 성능평가 (Ver 4.0) ...117
• 그림 3-28. 3차년도 3kW급 LPG 연료처리시스템 (Ver. 2.0) ...120
• 그림 3-29. 3차년도 3kW급 LPG 연료처리시스템 성능평가 (Ver 2.0) ...121
• 그림 3-30. 무질소 운전 시동 시 연료처리시스템 온도 변화 ...125
• 그림 3-31. 무질소 운전 정지 시 연료처리시스템 온도 변화 ...126
• 그림 3-32. 시동 특성 운전 ...128
• 그림 3-33. 부하 변동 시 따른 열효율 ...130
• 그럼 3-34. 상온탈황흡착 상용흡착제 ...133
• 그림 3-35. 흡착제별 파과시간 측정 결과 ...134
• 그림 3-36. 흡착제별 파과시간 측정결과 ...135
• 그림 3-37. 1차년도 개발 흡착제 ...137
• 그림 3-38. 상용 흡착제와 1차 시제품 TBM:THT(3:7) 흡착성능 비교 ...140
• 그림 3-39. Metal loading(%)에 따른 흡착성능 변화 ...141
• 그림 3-40. LNG 대상 상용흡착제와 1/2차년도 개발흡착제 ...142
• 그림 3-41. $CH_4$ Selectivity 측정 ...144
• 그림 3-42. LPG 대상 상용흡착제와 2차년도 개발흡착제 ...146
• 그림 3-43. 상용 흡착제와 시제품 TBM:DMS(3:7) 흡착성능 비교 ...147
• 그림 3-44. 상용 흡착제와 시제품 EMS 흡착성능 비교 ...148
• 그림 3-45. 상용흡착제와 1차/2차 시제품 홉착성능 비교 ...149
• 그림 3-46. 3차년도 시제품 KSA-N의 TBM/THT 흡착성능 ...151
• 그림 3-47. 3차년도 시제품 KSA-P의 TBM/DMS 흡착성능 ...153
• 그림 3-48. Diagram of sulfur removal & reforming test unit ...155
• 그림 3-49. 상용 개질촉매(a, b, c)와 1차 시제품(d, e, f, g) ...157
• 그림 3-50. 상용 개질촉매(a, b, c)와 1차 시제품(d, e, f, g) 개질 성능 실험결과 ...158
• 그림 3-51. 상용 개질촉매와 1차 시제품 비교 및 최종 1차 시제품 개질성능 ...159
• 그림 3-52. 상용 개질촉매와 시제품 온도별 개질 성능 비교 ...162
• 그림 3-53. 상용 개질촉매와 시제품 C 침적비교 (S/C=2.5) ...163
• 그림 3-54. 상용 개질촉매와 시제품 온도별 개질 성능 비교 ...165
• 그림 3-55. 상용 개질촉매와 시제품 C 침적비교 (S/C=2.5) ...167
• 그림 3-56. 촉매 반응 시스템 모식도 ...172
• 그림 3-57. HTS/ LTS/ PrOx 촉매의 XRD 분석 ...176
• 그림 3-58. HTS, LTS, PrOx 촉매의 표면 분석 ...177
• 그림 3-59. 촉매 평가 시스템 모식도 ...179
• 그림 3-60. 촉매 평가 시스템 ...180
• 그림 3-61. 촉매 성능 평가 분석 장비 ...181
• 그림 3-62. 촉매 합성 장치 모식도 ...183
• 그림 3-63. 촉매 합성 반응기 ...184
• 그림 3-64. Rotatry 타정 기 및 몰드 ...186
• 그림 3-65. 반응온도에 따른 상용촉매(HTS) 및 개발촉매 전환율 비교 ...192
• 그림 3-66. 반응온도에 따른 상용촉매(HTS) 및 개발촉매(WH-6)의 CO 전환율 비교 ...193
• 그림 3-67. 상용촉매(HTS) 및 개발촉매(WH-6)의 CO 전환율 비교 ...195
• 그림 3-68. 상용촉매 및 개발촉매의 내구성 평가 ...196
• 그림 3-69. 반응온도에 따른 상용촉매(LTS) 및 개발촉매(WL-8)의 CO 전환율 비교 ...198
• 그림 3-70. 상용촉매(M-cat) 및 개발촉매(WL-8 cat)의 CO 전환율 비교 ...199
• 그림 3-71. 선택적 산화촉매 개발품 ...203
• 그림 3-72. 선택적 산화촉매 상용품 ...203
• 그림 3-73. 반응온도에 따른 상용촉매 및 개발촉매의 CO제거 농도 비교 ...204
• 그림 3-74. 개발촉매(EP-8)의 내구성 평가 ...206
• 그림 3-75. 단열평형온도 ...212
• 그림 3-76. 이론 공기비 ...213
• 그림 3-77. 층류연소속도 ...217
• 그림 3-78. 화염의 여러 가지 상태 ...218
• 그림 3-79. 버너 성능 시험 장치 개략도 ...220
• 그림 3-80. 열교환기 개략도 ...222
• 그림 3-81. 화염형태(하부관측창) ...223
• 그림 3-82. 측면 관측창 ...224
• 그림 3-83. 화염 형태(측면관측창) ...225
• 그림 3-84. 열교환기 구조 ...226
• 그림 3-85. 연소실 내부 온도 변화 특성 ...228
• 그림 3-86. 연소실 외벽 온도 변화 특성 ...229
• 그림 3-87. 버너 성능시험 장치 ...232
• 그림 3-88. 질량유량계 및 컨트롤러 ...232
• 그림 3-89. 개발버너 단면적 비교 ...236
• 그림 3-90. 노즐에 따른 화염형상 ...238
• 그림 3-91. 설계 노즐 ...241
• 그림 3-92. 노즐 종류에 따른 연소사진 ...242
• 그림 3-93. 노즐분사형 버너 조립품 ...243
• 그림 3-94. 운전조건에 따른 화염의 가시화 및 가연한계 ...245
• 그림 3-95. 각 노즐에 따른 연소안정영역 ...247
• 그림 3-96. LNG 연소안정영역 ...248
• 그림 3-97. LPG 연소안정영역 ...249
• 그림 3-98. AO-2 연소안정영역 ...250
• 그림 3-99. LNG의 NO 배출특성 ...252
• 그림 3-100. LPG의 NO 배출특성 ...253
• 그림 3-101. AO-2의 NO 배출특성 ...254
• 그림 3-102. 노즐 위치에 따른 연소실 온도 ...256
• 그림 3-103. 확산화염 버너 (DFB) ...258
• 그림 3-104. A0-2 예혼합연소 ...259
• 그림 3-105. A0-2 확산연소 ...260
• 그림 3-106. 부분예혼합 버너 (PPB) ...261
• 그림 3-107. LNG 연소 ...262
• 그림 3-108. AO-2 연소 ...263
• 그림 3-109. 연소 방식에 따른 연소실 온도 ...264
• 그림 3-110. 좌측: 적염 / 우측: 청염 ...266
• 그림 3-111. 다양한 형상 ...267
• 그림 3-112. 표면연소버너 A ...269
• 그림 3-113. 표면연소버너 B ...270
• 그림 3-114. LNG 연소 표면연소 버너 A ...271
• 그림 3-115. 오프가스(anode-off gas) 연소 표면연소 버너 A ...272
• 그림 3-116. LNG 연소 표면연소 버너 B ...273
• 그림 3-117. 오프가스(anode-off gas) 연소표면연소 버너 B ...274
• 그림 3-118. 3kW급 버너 시제품 ...276
• 그림 3-119. 3kW급 버너 시제품 LNG 연소 ...277
• 그림 3-120. 3kW급 버너 시제품 오프가스(anode-off gas) 연소 ...278
• 그림 3-121. NOx 배출 특성 ...279
• 그림 3-122. 3kW급 표면연소형 버너 시제품 개략도 ...281
• 그림 3-123. 1kW급 표면연소형 버너 운전 ...282
• 그림 3-124. 3kW급 표면연소형 버너 운전 ...283
• 그림 3-125. 스파크플러그 삽입형 모델의 개략도 ...284
• 그림 3-126. 개발품 사진 ...286
• 그림 3-127. 유량에 따른 혼합기구 압력 강하 ...287
• 그림 3-128. 버너 몸체 ...288
• 그림 3-129. 스파크플러그 및 절연물 ...290
• 그림 3-130. 조립이 완료된 모습 ...291
• 그림 3-131. 스파크 점화 ...292
• 그림 3-132. 절연물 장착 개선 모델 ...293
• 그림 3-133. 실제 시제품 ...295
• 그림 3-134. 오프가스(anode-off gas)용 포트 추가 모델 ...296
• 그림 3-135. LNG와 LPG사용에 따른 연소실내 온도 분포 ...300
• 그림 3-136. LNG와 A0-2사용에 따른 연소실내 온도 분포 ...301
• 그림 3-137. 연료에 따른 NOx 배출특성 ...302
• 그림 3-138. 공급열량 증가에 따른 온도분포의 변화 ...303
• 그림 3-139. 프로그램 메인 화면 ...305
• 그림 3-140. P&ID 화면 ...306
• 그림 3-141. 그래프 화면 ...307
• 그림 3-142. Auto Function 설정 화면 ...309
• 그림 3-143 장기운전용 1kW/ 3kW LNG, LPG 용 연료처리시스템 평가장치 ...311
• 그림 3-144. 1kW급 LNG 연료처리 시스템 장기운전 ...314
• 그림 3-145. 1kW급 LPG 연료처리 시스템 장기운전 ...316
• 그림 3-146. 3kW급 LNG 연료처리시스템 장기운전 ...318
• 그림 3-147. 3kW급 LPG 연료처리시스템 장기운전 ...320
• 그림 3-148. 3kW급 LPG 연료처리시스템 CO 농도 상승 ...321
• 그림 5-1. 소형 분산전원용 연료전지 시스템의 용량별 분포 ...330
• 그림 5-2. 세계 스마트 그리드 시장 전망 ...336
• 그림 5-3. 스마트 그리드 관련 정부의 실천 계획 ...337
• 그림 5-4. 2010년 일본 고체고분자연료전지 시장 및 기술동향 ...340
• 그림 5-5 일본의 건물용 연료전지 보급 목표 수량 및 가격(단기) ...341
• 그림 5-6. 국내 건물용 연료전지 보급 목표 수량 및 가격 ...345
• 표목차
• 표 1-1. 가정용 연료전지 연차별 사업 계획 ...40
• 표 1-2. 주요국의 에너지 수입 및 석유 의존도 현황 및 전망 ...42
• 표 1-3. 대표적인 개질 공정에 따른 특성 ...44
• 표 1-4. 일본 LPG 용 연료처리시스템 개발 과정 ...49
• 표 2-1. 세계 가정용/상업용 연료전지 개발업체 현황 ...51
• 표 2-2. 도쿄가스 연료처리 시스템 규격 ...53
• 표 2-3. 오사카가스 연료처리 시스템 규격표 ...56
• 표 2-4. 수성가스전환촉매 국내외 개발 현황 ...64
• 표 2-5. 연소방식에 따른 특성 ...67
• 표 3-1. 1kW급 LNG 연료처리시스템 (ver. 3.0) 스펙시트 ...82
• 표 3-2. 3kW급 LNG 연료처리시스템 (ver. 1.0) 스펙시트 ...86
• 표 3-3. 1kW급 LNG 연료처리시스템 (ver. 4.0) 스펙시트 ...92
• 표 3-4. 3kW급 LNG 연료처리시스템 (ver. 2.0) 스펙시트 ...96
• 표 3-5. 1kW급 LPG 연료처리시스템 (ver. 2.0) 스펙시트 ...103
• 표 3-6. 1kW급 LPG 연료처리시스템 (ver. 3.0) 스펙시트 ...110
• 표 3-7. 3kW급 LPG 연료처리시스템 (ver. 1.0) 스펙시트 ...114
• 표 3-8. 1kW급 LPG 연료처리시스템 (ver. 4.0) 스펙시트 ...118
• 표 3-9. 3kW급 LPG 연료처리시스템 (ver. 2.0) 스펙시트 ...122
• 표 3-10. 선진사 대비 GS퓨얼셀의 연료처리시스템 부하별 효율 변동 ...131
• 표 3-11. 상용흡착제와 개발흡착제 파과시간 비교 ...138
• 표 3-12. 수증기 개질촉매의 온도별 $CH_4$ 전환율(%) 비교 ...160
• 표 3-13. 금속성분에 따른 HTS 촉매 조성 ...188
• 표 3-14. 금속성분에 따른 LTS 촉매 조성 ...189
• 표 3-15. HTS반응 후 출구 가스 조성 ...191
• 표 3-16. 저온수성가스촉매(LTS) 반응 후 출구 가스 조성 ...201
• 표 3-17. PrOx반응 후 출구 가스 조성 ...207
• 표 3-18. 사용연료별 연료 성분표 ...209
• 표 3-19. 연료별 저위발열량 및 이론 공기비 ...210
• 표 3-20. 2kW를 연소하는 경우의 혼합기 조건 ...215
• 표 3-21. 충전에 따른 AO-2 표준가스 조성 편차 ...231
• 표 3-22. 개발버너의 주요 특징 및 사양 ...234
• 표 3-23. 노즐설계 주요사항 ...240
• 표 3-24. 실험조건 ...298
• 표 5-1. 일본의 연료처리시스템 개발업체 및 가정용 열병합 연료전지시스템 업체 ...333
• 표 5-2. 국내 연도별 대체에너지 공급비중 ...339
• 표 5-3. 건물용 연료전지 발전전략 로드맵 ...343
• 표 5-4. 그린홈 100만호 보급사업 계획 ...344