KR102147234B1 - High capacity cryogenic energy storage system using LNG gasification process - Google Patents

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KR102147234B1
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연세대학교 산학협력단
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Abstract

The present invention relates to a high-capacity cryogenic energy storage system using an LNG gasification process, which comprises: a first separator connected to an LNG supply source; a first line and a second line which are connected by being respectively separated from the first separator; a first heat exchanger installed on the first line; a circulation line connected to the first heat exchanger, wherein a working fluid, which exchanges heat with the LNG, circulates; a third heat exchanger installed on the second line; a third line connected by being respectively separated from the second separator connected to the storage gas supply source; a liquefied storage gas storage tank installed on the third line; a third-first line and a third-second line connected by being respectively separated from the second separator; a second heat exchanger installed on the third-first line; a third heat exchanger installed on the third-second line; a fourth line connected to the storage tank; and a turbine installed on the fourth line to generate electricity by storage gas. The present invention aims to provide the high-capacity cryogenic energy storage system using the LNG gasification process, which is able to use cold energy from the LNG to generate power.

Description

액화천연가스 가스화 공정을 이용한 대용량 극저온 에너지 저장 시스템{High capacity cryogenic energy storage system using LNG gasification process }High capacity cryogenic energy storage system using LNG gasification process}

본 발명은 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 대용량 극저온 에너지 저장 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a large-capacity cryogenic energy storage system using a liquefied natural gas gasification process.

천연가스는 가장 청정한 에너지원 중 하나이고, 상대적으로 적은 이산화탄소 방출로 인해 다른 화석연료에 대한 대안으로 고려되고 있다. 비점이 약-160℃인 천연가스는 일반적으로 장거리 수송을 위해 액체 상태로 전달되는데, 그 이유는 600배 이상의 엄청난 부피 감소 때문이다. 장거리 극저온 해상 운송의 어려움에도 불구하고, 액화천연가스(LNG: Liquefied Natural Gas)의 거래는 다음 30년 동안 300% 증가할 것으로 예상된다. 따라서, 에너지 농축 공정으로 알려진 천연가스 액화 공정에 많은 연구가 집중되었다.Natural gas is one of the cleanest energy sources and is considered an alternative to other fossil fuels due to its relatively low carbon dioxide emissions. Natural gas with a boiling point of about -160°C is usually delivered in a liquid state for long-distance transport because of the enormous volume reduction of more than 600 times. Despite the difficulties of long-distance cryogenic sea transportation, Liquefied Natural Gas (LNG) trade is expected to increase by 300% over the next 30 years. Therefore, many studies have been focused on the natural gas liquefaction process known as the energy concentration process.

또한, 수송된 LNG는 사용되거나 육지의 파이프라인을 통해 전달되도록 천연가스로 전환되어야 한다. 따라서, LNG 인수 터미널에서 재가스화 공정은 전력으로서 LNG 냉열 에너지를 이용하기 위해 연구되었다. Dispenza 등 및 Rocca는 전기를 생산하기 위해 LNG의 극저온 엑서지(exergy)를 연구하였지만, 주로 냉열 전달에 중점을 두었다. Szargut 등은 작동유체로서 에탄을 이용한 캐스케이드(cascade) LNG 냉열 발전 사이클을 연구하였다. Choi 등은 작동유체로서 메탄, 에탄 및 프로판을 이용하여 LNG로부터 전기를 생산하였다. Garcia 등도 캐스케이드 LNG 냉열 발전소를 연구하였다. 이들은 산업적 전기 수요를 위해 천연가스의 직접 팽창을 고려하였다. Garcia 등은 LNG 냉열 발전소에 잔열의 적용을 연구하였다. 상술한 연구들은 주로 LNG의 냉열 에너지를 이용한 발전에 중점을 두었다.In addition, transported LNG must be converted to natural gas to be used or delivered through pipelines on land. Therefore, the regasification process at the LNG receiving terminal has been studied to use LNG cold and heat energy as power. Dispenza et al. and Rocca studied the cryogenic exergy of LNG to generate electricity, but mainly focused on cold heat transfer. Szargut et al. studied a cascade LNG cooling and heat generation cycle using ethane as a working fluid. Choi et al. produced electricity from LNG using methane, ethane and propane as working fluids. Garcia et al. also studied Cascade LNG cold and heat plants. They considered the direct expansion of natural gas for industrial electricity demand. Garcia et al. studied the application of residual heat to LNG cooling and heating power plants. The above-described studies mainly focused on power generation using cold and heat energy of LNG.

다른 한편, 에너지 저장 기술이 경쟁적으로 연구되었다. 에너지 저장은 현재 에너지 구조에서 중요한 역할을 하고 에너지 생산 증가를 대체할 것이다. 극저온 에너지 저장(CES: Cryogenic Energy Storage) 시스템은 최근에 가장 주목되는 에너지 저장 기술 중 하나이다. CES 시스템은 공기 또는 질소를 이용한 Smith에 의해 처음 도입되었다. Yang 등은 LNG 극저온 저장 탱크의 벽 온도를 연구하였고, Preston 등은 극저온 저장 탱크의 단열을 연구하였다. Kishimoto 등은 1998년에 파일럿 플랜트를 이용하여 CES 시스템의 실현가능성을 시험하였다. Li 등은 열역학 및 경제학 분석을 통해 CES 시스템을 연구하였다. Abdo 등은 다양한 CES 시스템의 성능을 평가하였다. Zhang 등에 따르면, CES 시스템은 상대적으로 높은 에너지 밀도(100 내지 200 Wh/kg), 단위 에너지 당 적은 자본 비용을 가질 수 있으며, 환경에 우호적이고 상대적으로 긴 저장 기간을 갖는다.On the other hand, energy storage technology has been studied competitively. Energy storage will play an important role in current energy structures and will replace increasing energy production. Cryogenic Energy Storage (CES) systems are one of the most noted energy storage technologies in recent years. The CES system was first introduced by Smith using air or nitrogen. Yang et al. studied the wall temperature of LNG cryogenic storage tanks, and Preston et al. studied the insulation of cryogenic storage tanks. Kishimoto et al tested the feasibility of a CES system in 1998 using a pilot plant. Li et al. studied the CES system through thermodynamic and economic analysis. Abdo et al. evaluated the performance of various CES systems. According to Zhang et al., the CES system can have a relatively high energy density (100 to 200 Wh/kg), a small capital cost per unit energy, is environmentally friendly and has a relatively long storage period.

대한민국 등록특허 제10-1864935호Korean Patent Registration No. 10-1864935

본 발명의 목적은 액화천연가스의 냉열을 사용함으로써 액화천연가스의 냉열을 이용한 발전 및 대용량 에너지 저장 시스템 그리고 이를 이용한 발전 및 에너지 저장 방법을 제공하는 것이다.An object of the present invention is to provide a power generation and large-capacity energy storage system using the cold heat of the liquefied natural gas and a power generation and energy storage method using the same.

본 발명은, 액화천연가스 공급원과 연결되는 제1분리기; 제1분리기로부터 각각 분리되어 연결되는 제1라인 및 제2라인; 제1라인에 설치되는 제1열교환기; 제1열교환기와 연결되고, 액화천연가스와 열 교환되는 작동유체가 순환하는 제1순환라인; 제2라인에 설치되는 제3열교환기; 저장가스 공급원과 연결되는 제2분리기로부터 각각 분리되어 연결되는 제3라인; 제3라인에 설치되는 액화된 저장가스 저장탱크; 제2분리기로부터 각각 분리되어 연결되는 제3-1라인 및 제3-2라인; 제3-1라인에 설치되는 제2열교환기; 제3-2라인에 설치되는 제3열교환기; 저장탱크와 연결되는 제4라인; 및 제4라인에 설치되어 저장가스에 의해 전기를 생산하는 터빈을 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템을 제공한다.The present invention, the first separator connected to the liquefied natural gas supply source; A first line and a second line separated and connected from the first separator, respectively; A first heat exchanger installed in the first line; A first circulation line connected to the first heat exchanger and circulating a working fluid for heat exchange with liquefied natural gas; A third heat exchanger installed in the second line; A third line separated from and connected to the second separator connected to the storage gas supply source; A liquefied storage gas storage tank installed in the third line; A 3-1 line and a 3-2 line separated from and connected to the second separator; A second heat exchanger installed in the 3-1 line; A third heat exchanger installed in the 3-2 line; A fourth line connected to the storage tank; And it provides a power generation and energy storage system including a turbine that is installed in the fourth line to generate electricity by the storage gas.

본 발명에 따른 시스템은 제1라인에서 액화천연가스 공급원 및 제1분리기 사이에 설치되는 제1펌프를 추가로 포함할 수 있다.The system according to the present invention may further include a first pump installed between the liquefied natural gas supply source and the first separator in the first line.

본 발명에 따른 시스템은 제1순환라인에 설치되어 작동유체에 의해 에너지를 저장하는 냉열 저장탱크;를 추가로 포함할 수 있다.The system according to the present invention may further include a cold and heat storage tank installed in the first circulation line to store energy by the working fluid.

본 발명에 따른 시스템은 제1라인에서 제1열교환기 이후에 설치되는 제4열교환기를 추가로 포함할 수 있다.The system according to the invention may further comprise a fourth heat exchanger installed after the first heat exchanger in the first line.

본 발명에 따른 시스템은 제1라인 및 제2라인의 각각 말단과 연결되는 혼합기를 추가로 포함할 수 있다.The system according to the invention may further comprise a mixer connected to each end of the first line and the second line.

본 발명에 따른 시스템은 제3라인에 설치되고, 저장가스 공급원과 연결되는 압축기; 및 제3라인에 설치되고, 압축기와 연결되는 제5열교환기를 추가로 포함할 수 있다.The system according to the present invention includes a compressor installed in a third line and connected to a storage gas supply source; And a fifth heat exchanger installed in the third line and connected to the compressor.

본 발명에서 복수의 압축기 및 복수의 제5열교환기가 교대로 직렬 설치될 수 있다In the present invention, a plurality of compressors and a plurality of fifth heat exchangers may be alternately installed in series.

본 발명에 따른 시스템은 제4라인에 설치되고, 저장탱크와 연결되는 제2펌프; 및 제4라인에 설치되고, 제2펌프 및 터빈과 각각 연결되는 제6열교환기를 추가로 포함할 수 있다The system according to the present invention includes a second pump installed in the fourth line and connected to the storage tank; And a sixth heat exchanger installed on the fourth line and connected to the second pump and the turbine, respectively.

본 발명에서 복수의 제6열교환기 및 복수의 터빈이 교대로 교대로 직렬 설치될 수 있다.In the present invention, a plurality of sixth heat exchangers and a plurality of turbines may be alternately installed in series.

본 발명에서 저장가스는 공기, 질소 중에서 선택되는 1종 이상일 수 있다.In the present invention, the storage gas may be at least one selected from air and nitrogen.

본 발명에서 작동유체는 에탄, 에틸렌, 프로판, n-부탄, i-부탄 및 프로필렌 중에서 어느 1종 이상일 수 있다.In the present invention, the working fluid may be any one or more of ethane, ethylene, propane, n-butane, i-butane and propylene.

본 발명에서 압축기의 압축비율은 1 내지 3일 수 있다.In the present invention, the compression ratio of the compressor may be 1 to 3.

본 발명에서 터빈의 팽창비율은 0 초과 및 1 미만일 수 있다.In the present invention, the expansion ratio of the turbine may be greater than 0 and less than 1.

또한, 본 발명은, 상술한 시스템을 이용하고, 액화천연가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 제1모드; 및 액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 생산하는 제2 모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드를 작동 가능한 발전 및 에너지 저장 방법을 제공한다.In addition, the present invention, using the above-described system, the first mode for storing energy by liquefying the storage gas together with the gasification of the liquefied natural gas; And a second mode of generating electricity through gasification of liquefied natural gas and generating electricity through the liquefied storage gas. It provides a power generation and energy storage method capable of operating one or more modes selected from.

본 발명에 따른 방법에 있어서, 오프-피크 시간대에서 제1모드로 작동하고, 온-피크 시간대에서 제2모드로 작동할 수 있다.In the method according to the invention, it is possible to operate in a first mode in an off-peak time zone and in a second mode in an on-peak time zone.

본 발명에서는 액화천연가스 가스화 공정에서 발생하는 냉열을 저장가스 액화에만 사용하여 공정이 단순하고, 기존의 극저온 에너지 저장 시스템보다 51% 이상 향상된 저장효율을 얻을 수 있다.In the present invention, the cold heat generated in the liquefied natural gas gasification process is used only to liquefy the storage gas, so that the process is simple, and storage efficiency improved by 51% or more can be obtained compared to the existing cryogenic energy storage system.

도 1은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 개략도이다.
도 2는 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제1모드의 상세도이다.
도 3은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제2모드의 상세도이다.
도 4는 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템에서 작동유체로 사용가능한 물질의 특성을 나타낸 그래프이다.
도 5는 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제1모드(a) 및 제2모드(b)의 온도-엔트로피(T-S) 선도이다.
도 6은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제1모드 및 제2모드의 에너지 스트림을 나타낸 상세도이다.
도 7은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 에너지 방출/저장 비율 그래프이다.
도 8는 계절에 따른 대한민국의 일일 전기 공급량을 나타낸 그래프이다.
도 9는 에너지 소비가 높은 기간 동안 본 발명에 따른 대용량 극저온 저장 시스템을 적용한 전기 그래프이다.1 is a schematic diagram of a cryogenic energy storage system using a liquefied natural gas gasification process according to the present invention.
2 is a detailed view of a first mode of a cryogenic energy storage system using a liquefied natural gas gasification process according to the present invention.
3 is a detailed view of a second mode of a cryogenic energy storage system using a liquefied natural gas gasification process according to the present invention.
4 is a graph showing the properties of a material usable as a working fluid in a cryogenic energy storage system using a liquefied natural gas gasification process according to the present invention.
5 is a temperature-entropy (TS) diagram of a first mode (a) and a second mode (b) of a cryogenic energy storage system using a liquefied natural gas gasification process according to the present invention.
6 is a detailed view showing energy streams in the first mode and the second mode of the cryogenic energy storage system using the liquefied natural gas gasification process according to the present invention.
7 is an energy release/storage ratio graph of a cryogenic energy storage system using a liquefied natural gas gasification process according to the present invention.
8 is a graph showing the daily electricity supply in Korea according to the season.
9 is an electric graph to which the large-capacity cryogenic storage system according to the present invention is applied during a period of high energy consumption.

이하, 본 발명을 상세하게 설명한다.Hereinafter, the present invention will be described in detail.

도 1은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 대용량 극저온 에너지 저장 시스템의 개략도이다. 가스화 공정은 장거리 수송 시 극저온 상태인 액화천연가스(LNG)를 산업적으로 사용 가능한 가스 상태로 기화시키는 것이 목적이며, 이 과정에서 액화천연가스의 냉열을 이용하여 전기를 생산한다. 대용량 극저온 에너지 저장 시스템은 액체 공기나 액화 질소를 에너지 저장 매체로 이용하는 대용량 에너지 저장 시스템이다. 액화천연가스 가스화 공정과 극저온 에너지 저장 시스템은 모두 극저온 특성을 갖는 공정이기 때문에 두 공정을 통합하게 되면 에너지 저장 효율을 높일 수 있다.1 is a schematic diagram of a large-capacity cryogenic energy storage system using a liquefied natural gas gasification process according to the present invention. The gasification process aims to vaporize liquefied natural gas (LNG), which is in a cryogenic state during long-distance transportation, into a gas that can be used industrially, and in this process, electricity is produced by using the cold heat of liquefied natural gas. The large-capacity cryogenic energy storage system is a large-capacity energy storage system that uses liquid air or liquid nitrogen as an energy storage medium. Since the liquefied natural gas gasification process and the cryogenic energy storage system are both processes having cryogenic characteristics, the energy storage efficiency can be improved by integrating the two processes.

본 발명에서는 액화천연가스의 냉열을 저장가스 압축 및 액화시켜 에너지를 저장하는데 이용하여 에너지 저장 및 전기를 생산하는 효율을 향상시키는 시스템을 개발하였다. 시스템의 운영은 에너지 저장 및 전기 생산의 2가지 모드로 작동될 수 있다.In the present invention, the cold heat of liquefied natural gas is used to store energy by compressing and liquefying the storage gas to develop a system that improves the efficiency of energy storage and electricity generation. The operation of the system can be operated in two modes: energy storage and electricity production.

1. 에너지 저장 모드(도 1의 왼쪽 점선 및 파란선, 제1모드에 해당)에서는 액화천연가스를 가스화 하면서 발생하는 냉열 및/또는 기존에 저장된 냉열을 이용하여 저장가스를 액화시켜 에너지를 저장한다. 구체적으로 액화천연가스의 냉열을 이용하여 에너지를 극저온 상태로 저장한다. 이때, 액화천연가스는 저장가스(예를 들어, 공기)를 액화시키는 데에 쓰이며, 액화천연가스의 가스화 공정 본연의 목적인 천연가스도 생산한다.1. In the energy storage mode (left dotted line and blue line in Fig. 1, corresponding to the first mode), the stored gas is liquefied by using cold heat generated while gasifying liquefied natural gas and/or the previously stored cold heat to store energy. . Specifically, energy is stored in a cryogenic state by using the cold heat of liquefied natural gas. At this time, the liquefied natural gas is used to liquefy the stored gas (eg, air), and natural gas, which is the original purpose of the gasification process of the liquefied natural gas, is also produced.

2. 전기 생산 모드(도 1의 오른쪽 실선 및 파란선, 제2모드에 해당)에서는 액화천연가스를 가스화 하면서 발생하는 냉열을 냉열 저장탱크에 저장함과 동시에 천연가스를 생산한다. 또한, 제1 모드에서 냉열 저장탱크에 저장된 액체가스의 에너지를 방출함으로써 전기를 생산한다. 먼저, 저장되어 있는 고압의 액체가스를 펌프를 이용하여 압력을 더 높여준다. 다음으로 이를 기화시켜 기체상태로 만든 후 터빈을 사용하여 전력을 생산하게 된다. 터빈에 의하여 대기압으로 팽창된 가스(공기)는 다시 대기중으로 방출된다.2. In the electricity production mode (right solid line and blue line in Fig. 1, corresponding to the second mode), the cold heat generated by gasifying liquefied natural gas is stored in the cold heat storage tank and natural gas is produced. In addition, electricity is produced by discharging energy of the liquid gas stored in the cold and heat storage tank in the first mode. First, the stored high-pressure liquid gas is further increased by using a pump. Next, it is vaporized to make it into a gaseous state, and then the turbine is used to generate power. Gas (air) expanded to atmospheric pressure by the turbine is released back into the atmosphere.

도 2는 본 발명에 따른 액화천연가스의 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제1모드의 상세도이고, 도 3은 제2모드의 상세도로서, 본 발명의 발전 및 에너지 저장 시스템은 액화천연가스 공급원(10), 액화천연가스 공급라인(20), 제1펌프(30), 제1분리기(40), 제1라인(50), 제1열교환기(60), 제1냉열저장탱크(70), 제2냉열저장탱크(80), 제2열교환기(90) 순환라인(100), 제4열교환기(110), 제1혼합기(120), 제2라인(130), 저장가스 공급원(140), 제3라인(150), 압축기(160), 제5열교환기(170), 제2분리기(180), 제3-1라인(190), 제3열교환기(200), 제3-2라인(210), 제2혼합기(220), 저장탱크(230), 제4라인(240), 제2펌프(250), 제6열교환기(260), 터빈(270) 등을 포함할 수 있다.2 is a detailed diagram of a first mode of a cryogenic energy storage system using a gasification process of liquefied natural gas according to the present invention, and FIG. 3 is a detailed diagram of a second mode, wherein the power generation and energy storage system of the present invention is liquefied natural Gas supply source 10, liquefied natural gas supply line 20, first pump 30, first separator 40, first line 50, first heat exchanger 60, first cold and heat storage tank ( 70), second cold and heat storage tank 80, second heat exchanger 90, circulation line 100, fourth heat exchanger 110, first mixer 120, second line 130, storage gas supply source (140), the third line 150, the compressor 160, the fifth heat exchanger 170, the second separator 180, the 3-1 line 190, the third heat exchanger 200, the third -Including the second line 210, the second mixer 220, the storage tank 230, the fourth line 240, the second pump 250, the sixth heat exchanger 260, the turbine 270, etc. I can.

액화천연가스 공급원(10)은 액화천연가스(LNG)를 공급하는 곳이다.The liquefied natural gas supply source 10 supplies liquefied natural gas (LNG).

액화천연가스 공급라인(20)은 액화천연가스 공급원(10), 제1펌프(30), 제1분리기(40)와 각각 연결되어 액화천연가스 공급원(10)으로부터 제1펌프(30)를 거쳐 제1분리기(40)로 액화천연가스를 공급한다.The liquefied natural gas supply line 20 is connected to the liquefied natural gas supply source 10, the first pump 30, and the first separator 40, respectively, from the liquefied natural gas supply source 10 through the first pump 30. Liquefied natural gas is supplied to the first separator 40.

제1펌프(30)는 액화천연가스 공급라인(20)에서 액화천연가스 공급원과 제1분리기(40) 사이에 설치되고 액화천연가스를 고압으로 압축한다.The first pump 30 is installed between the liquefied natural gas supply source and the first separator 40 in the liquefied natural gas supply line 20 and compresses the liquefied natural gas at high pressure.

제1분리기(40)는 일측으로 액화천연가스 공급라인(20)을 통해 액화천연가스 공급원(10)과 연결되고, 다른 일측으로는 제1라인(50) 및 제2라인(140)과 각각 연결된다. 제1분리기(40)는 밸브나 스위치 등을 구비하여 액화천연가스를 제1라인(50) 및 제2라인(140) 중 어느 한쪽으로 보낼 수 있다.The first separator 40 is connected to the liquefied natural gas supply source 10 through the liquefied natural gas supply line 20 on one side, and the first line 50 and the second line 140 on the other side, respectively. do. The first separator 40 may be provided with a valve or a switch to send liquefied natural gas to one of the first line 50 and the second line 140.

제1라인(50)은 제1분리기(40)로부터 분리되어 제1혼합기(130)까지 길게 이어지는 라인으로서, 제1라인(50)에서 액화천연가스 및 가스화된 천연가스 스트림이 이송된다.The first line 50 is a line separated from the first separator 40 and extended to the first mixer 130, and liquefied natural gas and gasified natural gas streams are transferred from the first line 50.

제1열교환기(60)는 제1분리기(40) 이후에 제1라인(50)에 설치되고 이곳에서 액화천연가스와 작동유체의 열교환이 이루어진다. 액화천연가스는 작동유체와의 열교환을 통해 적어도 부분적으로 가스화될 수 있고, 작동유체는 액화천연가스의 냉열 에너지에 의해 응축될 수 있다. 작동유체로는 에탄, 에틸렌, 프로판, n-부탄, i-부탄 및 프로필렌 중에서 어느 1종 이상을 이용할 수 있고, 구체적으로는 프로판 또는 i-부탄을 이용할 수 있다.The first heat exchanger 60 is installed in the first line 50 after the first separator 40, where heat exchange between the liquefied natural gas and the working fluid is performed. The liquefied natural gas may be at least partially gasified through heat exchange with the working fluid, and the working fluid may be condensed by the cold heat energy of the liquefied natural gas. As the working fluid, any one or more of ethane, ethylene, propane, n-butane, i-butane and propylene may be used, and specifically, propane or i-butane may be used.

순환라인(100)은 제1열교환기(60), 제1냉열저장탱크(70), 제2열교환기(90) 및 제2냉열저장탱크(80)가 순차적으로 연결되는 라인으로서 이 라인에서는 액화천연가스와 열교환되는 작동유체가 냉열 에너지를 제1냉열저장탱크(70)와 제2냉열저장탱크(80)에 저장한다. 순환라인(100)에서 작동유체가 제2냉열저장탱크(80) 로부터 제1냉열저장탱크(70)로 이동하는 사이에 제1열교환기(60)가 위치하고, 제1냉열저장탱크(70)로부터 제2냉열저장탱크(80)로 이동하는 사이에 제2열교환기(90)가 위치한다. 구체적으로, 제1열교환기(60)에서는 제1라인(50)으부터 공급되는 액화천연가스와 작동유체가 열교환하여 제1냉열저장탱크(70)에 냉열 에너지(cold energy)를 저장하고, 제2열교환기(90)에서는 제3-1라인(190)으로부터 공급되는 저장가스와 작동유체가 열교환하여 제2냉열저장탱크(80)에 온열에너지(hot energy)를 저장한다.The circulation line 100 is a line in which the first heat exchanger 60, the first cold and heat storage tank 70, the second heat exchanger 90, and the second cold and heat storage tank 80 are sequentially connected. The working fluid heat-exchanged with natural gas stores cold and heat energy in the first cold and heat storage tank 70 and the second cold and heat storage tank 80. In the circulation line 100, the first heat exchanger 60 is located while the working fluid moves from the second cold and heat storage tank 80 to the first cold and heat storage tank 70, and from the first cold and heat storage tank 70 The second heat exchanger (90) is located while moving to the second cold and heat storage tank (80). Specifically, in the first heat exchanger 60, the liquefied natural gas supplied from the first line 50 and the working fluid exchange heat to store cold energy in the first cold and heat storage tank 70, and In the second heat exchanger 90, the storage gas supplied from the 3-1 line 190 and the working fluid exchange heat to store hot energy in the second cold and heat storage tank 80.

제4열교환기는 순환라인 이후에 설치되고, 이곳에서 해수 등의 유체와 열교환이 이루어질 수 있다.The fourth heat exchanger is installed after the circulation line, where heat exchange with a fluid such as seawater may be performed.

제1혼합기(120)는 제1라인(50) 및 제2라인(130)의 각 말단과 연결되고, 이후 각 라인으로부터 이송된 천연가스는 액화천연가스 공급라인(20)을 통해 공급될 수 있다.The first mixer 120 is connected to each end of the first line 50 and the second line 130, and then the natural gas transferred from each line may be supplied through the liquefied natural gas supply line 20. .

제2라인(130)은 제1분리기(40)로부터 분리되어 제1혼합기(120)까지 길게 이어지는 라인으로서, 제2라인(120)에서 액화천연가스 및 가스화된 천연가스 스트림이 이송된다.The second line 130 is a line that is separated from the first separator 40 and extends to the first mixer 120, and liquefied natural gas and gasified natural gas streams are transferred from the second line 120.

제3열교환기(200)는 제1분리기(400) 이후에 제2라인(130)에 설치되고, 이곳에서 액화천연가스와 저장가스의 열교환이 이루어진다. 액화천연가스는 저장가스와의 열교환을 통해 완전히 가스화될 수 있고, 저장가스는 액화천연가스의 냉열 에너지에 의해 액화될 수 있다. 저장가스로는 공기 및 질소 중에서 선택되는 1종 이상을 이용할 수 있고, 바람직하게는 공기를 이용할 수 있다.The third heat exchanger 200 is installed in the second line 130 after the first separator 400, where heat exchange between the liquefied natural gas and the stored gas is performed. The liquefied natural gas can be completely gasified through heat exchange with the storage gas, and the storage gas can be liquefied by the cold heat energy of the liquefied natural gas. As the storage gas, at least one selected from air and nitrogen may be used, and air may be preferably used.

저장가스 공급원(140)은 공기 등의 저장용 가스를 공급하는 곳이다.The storage gas supply source 140 supplies storage gas such as air.

제3라인(150)은 저장가스 공급원(140), 제2열교환기(90) 및 제3열교환기(200)와 각각 연결되고, 저장가스 공급원(140)로부터 저장탱크(230)까지까지 이어지는 라인으로, 이 라인을 통해 기체 저장가스 및 액화 저장가스가 이송된다.The third line 150 is connected to the storage gas supply source 140, the second heat exchanger 90, and the third heat exchanger 200, respectively, and a line extending from the storage gas supply source 140 to the storage tank 230 As such, gas storage gas and liquefied storage gas are conveyed through this line.

압축기(160)는 제3라인(150)에 설치되고, 저장가스 공급원(140)과 연결되며, 기체 상태의 저장가스를 고압으로 압축한다. 압축기(160)의 압축비율은 1 내지 3일 수 있다.The compressor 160 is installed in the third line 150, is connected to the storage gas supply source 140, and compresses the gaseous storage gas at high pressure. The compression ratio of the compressor 160 may be 1 to 3.

제5열교환기(170)는 제3라인(150)에 설치되고, 압축기(160)와 연결되며, 이곳에서 압축기(160)를 통해 압축된 저장가스를 해수 등과의 열교환을 통해 냉각시킨다.The fifth heat exchanger 170 is installed in the third line 150 and connected to the compressor 160, where the stored gas compressed through the compressor 160 is cooled through heat exchange with seawater or the like.

도면에 예시된 바와 같이, 복수의 압축기(160) 및 복수의 제5열교환기(170)가 교대로 직렬 설치될 수 있으며, 각각의 설치 개수는 특별히 제한되지 않고, 예를 들어 2 내지 10개일 수 있다.As illustrated in the drawing, a plurality of compressors 160 and a plurality of fifth heat exchangers 170 may be alternately installed in series, and the number of each installation is not particularly limited, and may be, for example, 2 to 10 have.

제3-1라인(190)은 제2분리기(180)로부터 분리되어 제2열교환기(90)를 거쳐 제2혼합기(220)까지 이어지는 라인으로서, 제3-1라인(190)은 기체 저장가스 및 제2열교환기에서 작동유체와의 열교환을 통해 액화된 저장가스 스트림이 이송된다.The 3-1 line 190 is separated from the second separator 180 and is connected to the second mixer 220 through the second heat exchanger 90, and the 3-1 line 190 is a gas storage gas. And the liquefied storage gas stream is transferred through heat exchange with the working fluid in the second heat exchanger.

제3-2라인(210)은 제2분리기(180)로부터 분리되어 제3열교환기(200)를 거쳐 제2혼합기(220)까지 이어지는 라인으로서, 제3-2라인(210)은 기체 저장가스 및 제3열교환기에서 액화천연가스와의 열교환을 통해 액화된 저장가스 스트림이 이송된다.The 3-2 line 210 is separated from the second separator 180 and is connected to the second mixer 220 through the third heat exchanger 200, and the 3-2 line 210 is a gas storage gas. And the liquefied storage gas stream is transferred through heat exchange with the liquefied natural gas in the third heat exchanger.

제2혼합기(220)는 제3-1라인(190) 및 제3-2라인(210)의 각 말단과 연결되고, 이후 각 라인으로부터 이송된 액화된 저장가스는 제3라인(150)을 통해 공급될 수 있고, 액화된 저장가스는 저장탱크(230)에 저장한다.The second mixer 220 is connected to each end of the 3-1 line 190 and the 3-2 line 210, and the liquefied storage gas transferred from each line thereafter is through the third line 150. It can be supplied, and the liquefied storage gas is stored in the storage tank 230.

저장탱크(230)는 제2혼합기와 연결되고, 제2열교환기(90) 및 제3열교환기(200)에서 열교환을 통해 액화된 저장가스를 저장한다.The storage tank 230 is connected to the second mixer and stores the liquefied storage gas through heat exchange in the second heat exchanger 90 and the third heat exchanger 200.

제4라인(240)은 저장탱크(230)로부터 대기 방출 전까지 이어지는 라인으로, 이 라인을 통해 액화 저장가스 및 기체 저장가스가 이송된다.The fourth line 240 is a line that continues from the storage tank 230 until air is released, through which the liquefied storage gas and the gas storage gas are transferred.

제2펌프(250)은 제4라인(240)에 설치되고, 저장탱크(230)과 연결되며, 액체 상태의 저장가스를 고압으로 압축한다.The second pump 250 is installed in the fourth line 240, is connected to the storage tank 230, and compresses the liquid storage gas at high pressure.

제6열교환기(260)는 제4라인(240)에 설치되고, 제2펌프(250) 및 터빈(270)과 각각 연결되며, 이곳에서는 액체 상태의 저장가스를 해수 등과의 열교환을 통해 증발시킨다.The sixth heat exchanger 260 is installed in the fourth line 240 and is connected to the second pump 250 and the turbine 270, respectively, where the liquid storage gas is evaporated through heat exchange with seawater, etc. .

터빈(270)은 제4라인(240)에 설치되고, 제6열교환기(260)과 연결되어 제6열교환기(260)로부터 증발된 저장가스에 의해 전기를 생산할 수 있다. 터빈(270)은 전기 생산을 위해 발전기(미도시)와 연결될 수 있다. 저장가스는 터빈(270)을 통해 순차적으로 대기압까지 팽창된 후 대기 중으로 방출될 수 있다. 터빈(270)의 팽창비율은 0 초과 및 1 미만일 수 있다.The turbine 270 is installed in the fourth line 240 and is connected to the sixth heat exchanger 260 to generate electricity by the storage gas evaporated from the sixth heat exchanger 260. The turbine 270 may be connected to a generator (not shown) to generate electricity. The stored gas may be sequentially expanded to atmospheric pressure through the turbine 270 and then discharged into the atmosphere. The expansion ratio of the turbine 270 may be greater than 0 and less than 1.

도면에 예시된 바와 같이 복수의 제6열교환기(260) 및 복수의 터빈(270)이 교대로 직렬 설치될 수 있으며, 각각의 설치 개수는 특별히 제한되지 않고, 예를 들어 2 내지 10개일 수 있다.As illustrated in the drawing, a plurality of sixth heat exchangers 260 and a plurality of turbines 270 may be alternately installed in series, and the number of each installation is not particularly limited, and may be, for example, 2 to 10. .

본 발명에 따른 발전 및 에너지 저장 시스템의 라운드 트림(round trip) 효율은 80% 이상, 90% 이상 또는 95% 이상일 수 있다.The round trip efficiency of the power generation and energy storage system according to the present invention may be 80% or more, 90% or more, or 95% or more.

또한, 본 발명은 상술한 시스템을 이용하고, 액화천연가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 제1모드; 및 액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 생산하는 제2 모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드를 작동 가능한 발전 및 에너지 저장 방법을 제공한다.In addition, the present invention uses the above-described system, the first mode for storing energy by liquefying the storage gas together with the gasification of the liquefied natural gas; And a second mode of generating electricity through gasification of liquefied natural gas and generating electricity through the liquefied storage gas. It provides a power generation and energy storage method capable of operating one or more modes selected from.

본 발명에 따른 방법에 있어서, 오프-피크 시간대(off-peak time)에서 제1모드로 작동하고, 온-피크 시간대(on-peak time)에서 제2모드로 작동할 수 있다. 온-피크 시간대는 전력 피크 시간대로서 예를 들어, 10시 내지 12시, 14시 내지 17시, 및/또는 17시 내지 19시일 수 있다. 오프-피크 시간대는 예를 들어, 22시 내지 8시 또는 24시 내지 6시일 수 있다.In the method according to the present invention, it is possible to operate in a first mode in an off-peak time and in a second mode in an on-peak time. The on-peak time zone is a power peak time zone and may be, for example, 10 to 12, 14 to 17, and/or 17 to 19 hours. The off-peak time zone may be, for example, from 22:00 to 8 hours or from 24 to 6 hours.

[실시예][Example]

HCES 시스템 설계HCES system design

극저온 에너지 저장(CES) 시스템은 액화천연가스의 재가스화 발전소에 접목할 때 극저온 특성으로 인해 이점을 갖는다. 본 발명에서는 재가스화 발전 유닛 및 극저온 에너지 저장 유닛으로 구성되는 대용량 극저온 에너지 저장(HCES) 시스템이 설계되고 수학적으로 최적화되었다. 산업 및 가정에 걸친 천연가스 수요를 충족하기 위해, 액체천연가스 재가스화 발전소는 액화천연가스 가스화 발전소는 연속적으로 운전된다. 그러나, 오프-피크 시간대에 전기를 생산할 경우, 온-피크 시간대보다 상대적으로 낮은 수요 및 낮은 가격 때문에 효율적이지 못하다. 기존의 극저온 에너지 저장 시스템의 경우, 에너지 저장 및/또는 공급(전력 생산)이 시간에 영향을 받는다는 문제점이 있다. 이에, 본 발명은 냉열 에너지를 별도의 작동유체를 통해 저장함으로써 전력 수요의 많고 적음과 상관없이 액화천연가스는 가스화되어 천연가스로 공급되고, 상대적으로 전력 수요가 적은 시간에 에너지를 저장한 후 전력 수요가 많은 시간에 저장된 에너지(예를 들어, 냉열 에너지 및 액화된 저장가스 에너지)를 방출하여 전기를 생산한다.Cryogenic energy storage (CES) systems have advantages due to their cryogenic properties when incorporating liquefied natural gas into regasification power plants. In the present invention, a large-capacity cryogenic energy storage (HCES) system consisting of a regasification power generation unit and a cryogenic energy storage unit has been designed and mathematically optimized. To meet the demand for natural gas across industries and households, the liquid natural gas regasification power plant and the liquefied natural gas gasification power plant are operated continuously. However, when electricity is produced during the off-peak period, it is not efficient because of the relatively lower demand and lower price than the on-peak period. In the case of a conventional cryogenic energy storage system, there is a problem that energy storage and/or supply (electricity production) is affected by time. Accordingly, the present invention stores cold and heat energy through a separate working fluid, so that liquefied natural gas is gasified and supplied as natural gas regardless of the large or small power demand, and energy is stored at a time when the power demand is relatively low. Electricity is produced by releasing stored energy (eg, cold heat energy and liquefied stored gas energy) during high demand times.

대용량 극저온 에너지 저장 시스템은 액화천연가스 가스화 발전 유닛 및 극저온 에너지 저장 유닛으로 구성된다. 도 1은 대용량 극저온 에너지 저장 시스템이 시간 변화에 따라 어떻게 다르게 작동하는지를 보여준다. 1일 중 2가지 다른 기간이 전력 수요에 따라 구분되는데, 즉 오프-피크 시간대 및 온-피크 시간대로 구분된다. 오프-피크 시간대는 사람의 비활동으로 인해 필요한 전기 수요가 낮은 시간대로서, 특히 밤이다. 반대로 전기의 높은 수요는 온-피크 시간대, 특히 오후에 예상된다. 오프-피크 시간에서, 시스템은 에너지 저장 모드로 작동하여 재가스화 발전 유닛은 천연가스를 생산하고, 극저온 에너지 저장 유닛은 액화천연가스 냉열 에너지를 이용하거나, 액화된 작동유체로부터 냉열 에너지를 이용하여 저장가스를 액화시켜 저장한다. 온-피크 시간대에서, 시스템은 에너지 공급 모드로 운전되어 저장된 액체 저장가스를 방출한다. 이 공정 중에, 액체 공기의 냉열 에너지가 공기 터빈에 의해 전기를 생산하는데 사용된다. 또한, 재가스화 발전 유닛에서 액화천연가스를 생산하고, 액화천연가스 냉열 에너지를 이용하여 작동유체를 액화시킨다. 따라서, 본 발명에 따른 발전 및 에너지 저장 시스템에서 재가스화 발전 유닛은 천연가스 생산에 사용되고, 극저온 에너지 저장 유닛은 전기를 생산하는데 사용되는 것이 특징이다.The large-capacity cryogenic energy storage system is composed of a liquefied natural gas gasification power generation unit and a cryogenic energy storage unit. 1 shows how a large-capacity cryogenic energy storage system works differently with time. Two different periods of the day are divided according to power demand, i.e., off-peak time zone and on-peak time zone. The off-peak period is a period when electricity demand is low due to human inactivity, especially at night. Conversely, high demand for electricity is expected during the on-peak period, especially in the afternoon. In off-peak hours, the system operates in an energy storage mode, whereby the regasification power generation unit produces natural gas, and the cryogenic energy storage unit uses liquefied natural gas cold heat energy, or stores cold heat energy from liquefied working fluid. The gas is liquefied and stored. In the on-peak period, the system is operated in energized mode to release the stored liquid storage gas. During this process, the cold and heat energy of the liquid air is used by the air turbine to produce electricity. In addition, liquefied natural gas is produced in the regasification power generation unit, and the working fluid is liquefied using the liquefied natural gas cold heat energy. Accordingly, in the power generation and energy storage system according to the present invention, the regasification power generation unit is used to produce natural gas, and the cryogenic energy storage unit is used to produce electricity.

2가지 다른 시간 변화 모드, 즉 에너지 저장 모드(Energy storage mode) 및 에너지 공급 모드(Energy release mode)를 묘사하기 위해, 계산 도구 도구로서 Aspen HYSYS가 사용되었다. 액화천연가스의 질량 유량은 35 kg/s(약 1백만 톤/년)로 가정하였는데, 이는 상업적 액화천연가스 재가스화 발전소의 용량에 해당한다. 극저온 에너지 저장 유닛에서, 액체 공기는 그 비점보다 5℃ 낮게 저장되었고 냉열 에너지 손실은 무시하였다. 다른 작동 조건은 표 1에 나타나 있다. 표 1은 대용량 극저온 에너지 저장(HCES) 시스템의 작동 조건이다.To describe two different time-varying modes, Energy storage mode and Energy release mode, Aspen HYSYS was used as a calculation tool tool. The mass flow rate of liquefied natural gas is assumed to be 35 kg/s (about 1 million tonnes/year), which corresponds to the capacity of a commercial liquefied natural gas regasification power plant. In the cryogenic energy storage unit, the liquid air was stored 5°C below its boiling point and the cold heat energy loss was neglected. Other operating conditions are shown in Table 1. Table 1 shows the operating conditions for a large capacity cryogenic energy storage (HCES) system.

액화천연가스 입구 온도Liquefied natural gas inlet temperature -162℃-162℃ 액화천연가스 입구 압력Liquefied natural gas inlet pressure 1.3bar1.3bar 액화천연가스 질량 유량Liquefied natural gas mass flow 35 kg/s35 kg/s 천연가스 출구 압력Natural gas outlet pressure 70 bar70 bar 천연가스 출구 온도Natural gas outlet temperature -10℃-10℃ 공기 압축기의 등엔트로피 효율Isoentropy efficiency of air compressor 0.900.90 공기 터빈의 등엔트로피 효율Isoentropy efficiency of air turbine 0.920.92 작동유체 터빈의 등엔트로피 효율Isoentropy efficiency of working fluid turbine 0.920.92 천연가스 팽창기의 등엔트로피 효율Isoentropy efficiency of natural gas expander 0.900.90 펌프의 등엔트로피 효율Isoentropy efficiency of the pump 0.900.90 열교환기에서 최소 온도차Minimum temperature difference in heat exchanger 5℃5℃ 주위 온도Ambient temperature 15℃15℃

1.1. 에너지 저장 모드(제1모드)1.1. Energy storage mode (first mode)

오프-피크 시간대에는 에너지 수요가 상대적으로 적으므로 잉여 전기를 대용량 극저온 에너지 저장에 저장할 수 있다. 에너지 저장 모드는 도 2에 나타나 있는 바와 같다. 액화천연가스는 70bar로 가압되고 냉열 에너지는 공기 중으로 공급된다. 또한 냉열 저장탱크로부터 나온 냉열 에너지는 작동유체인 액체 프로판을 통해 공기로 전달된다. 대기압은 4개의 압축기에 의해 37bar로 압축된다. 그런 다음 압축된 공기는 2개의 냉열 에너지 공급 장치(cold storage 및 제3열교환기)에 의해 액화된다. 액화된 공기는 저장탱크(액화된 공기 저장소, liquid air storage)에 저장되므로 소빈된 전기는 액체 공기의 형태로 저장된다.During the off-peak period, energy demand is relatively small, so surplus electricity can be stored in large-capacity cryogenic energy storage. The energy storage mode is as shown in FIG. 2. Liquefied natural gas is pressurized to 70 bar and cold heat energy is supplied into the air. In addition, the cold heat energy from the cold heat storage tank is transferred to the air through liquid propane, which is a working fluid. Atmospheric pressure is compressed to 37 bar by four compressors. The compressed air is then liquefied by two cold storage energy supplies (cold storage and a third heat exchanger). Liquefied air is stored in a storage tank (liquid air storage), so consumed electricity is stored in the form of liquid air.

1.2. 에너지 공급 모드(제2모드)1.2. Energy supply mode (second mode)

온-피크 시간대는 에너지 수요가 상대적으로 높아 에너지 공급 모드이다. 대용량 극저온 에너지 저장 시스템의 에너지 공급 모드(전력 생산 모드)는 도 3에 나타내었다. 액화천연가스는 70bar로 가압되고 냉열 에너지는 냉열 저장탱크(cold storage)의 작동유체(액체 프로판)로 전달된다. 저장된 냉열 에너지는 에너지 저장 모드 중에 사용된다. 프로판은 약 -42.5℃의 끓는점을 가지므로 열교환 후 남은 액화천연 가스 내열 에너지는 해수에서 소멸되며, 저장된 액체 공기는 120bar로 가압되어 가스화된다. 그런 다음, 일련의 터빈은 대기압에서 공기를 팽창시켜 전기를 생산한다. 터빈은 60℃의 다른 열원의 잔여열을 사용하는데, 그렇지 않으면 일반적으로 낭비된다. 이 과정을 통해 액체 공기는 전기의 형태로 저장된 에너지를 생산한다. 더욱이, 이 과정은 독립적으로 운영되어 에너지 공급 시간이 유동적이므로 에너지 공급 시간 보다 액체 공기 저장량이 중요한 요소이다.During the on-peak period, energy demand is relatively high, and it is an energy supply mode. The energy supply mode (power generation mode) of the large-capacity cryogenic energy storage system is shown in FIG. 3. Liquefied natural gas is pressurized to 70 bar and cold heat energy is transferred to the working fluid (liquid propane) of a cold storage tank. The stored cold heat energy is used during the energy storage mode. Since propane has a boiling point of about -42.5℃, the heat-resistant energy of the liquefied natural gas remaining after heat exchange is dissipated in seawater, and the stored liquid air is gasified by pressurizing to 120bar. Then, a series of turbines generate electricity by expanding the air at atmospheric pressure. The turbine uses the residual heat of another heat source at 60°C, otherwise it is generally wasted. Through this process, liquid air produces stored energy in the form of electricity. Moreover, since this process is independently operated and the energy supply time is flexible, the amount of liquid air storage is more important than the energy supply time.

1.3. 작동유체 종류1.3. Type of working fluid

액화천연가스의 냉열 에너지는 온-피크 시간 동안 냉열 저장탱크에 저장된다. 저장 용량은 저장시설 비용에 직접적으로 관련되므로 저장용량은 가장 중요한 시스템 구성 요소 중 하나이다. 따라서, 냉열 저장탱크를 위한 효율적인 작동유체 선택이 중요하다. 액화천연 가스는 -162℃에서 공급되며, 천연가스는 -10℃에서 방출된다. 이에, 액화천연가스 냉열 에너지의 사용성을 증가시키기 위해 작동유체가 넓은 온도범위를 가지는 것이 중요하다. 또한, 냉열 저장탱크의 크기를 축소시키기 위해 작동유체는 높은 등압 열 용량(isobaric heat capacity)을 갖는 것이 필요하다. 도 4는 일반적으로 냉매로 사용되는 작동유체의 등압 열 용량 및 작동 온도범위를 나타낸 그래프이다. 등온 열용량은 작동유체의 액체 상태에 대한 대기압 및 온도 범위 표준을 기반으로 한다. 도 4를 살펴보면, 에탄과 에틸렌은 작동 온도 범위가 좁기는 하나, 작동유체 중 가장 높은 등압 열 용량을 나타낸다. 또한, 프로판, n-부탄, i-부탄 및 프로필렌은 넓은 작동 온도 범위를 나타내면서 비교적 높은 등압 열 용량을 나타낸다. 반면, R12 및 R22는 넓은 작동 온도 범위를 가지나 낮은 등압 열 용량을 나타내고, R134a는 작동 온도 범위가 좁고 등압 열 용량도 낮아서 작동유체로 사용하기 어렵다. 따라서, 작동유체로 프로판, n-부탄, i-부탄 및 프로필렌이 가장 적절하고, 에탄 및 에틸렌도 작동 온도 범위가 좁아 전력 효율은 약간 감소할 수 있으나, 작동유체로 사용하기에 적합하다.The cold heat energy of the liquefied natural gas is stored in the cold heat storage tank during the on-peak period. Storage capacity is directly related to the cost of storage facilities, so storage capacity is one of the most important system components. Therefore, it is important to select an efficient working fluid for a cold and heat storage tank. Liquefied natural gas is supplied at -162°C, and natural gas is released at -10°C. Accordingly, it is important that the working fluid has a wide temperature range in order to increase the usability of the liquefied natural gas cooling and heat energy. In addition, in order to reduce the size of the cold and heat storage tank, the working fluid needs to have a high isobaric heat capacity. 4 is a graph showing the isobaric heat capacity and operating temperature range of a working fluid generally used as a refrigerant. Isothermal heat capacity is based on atmospheric pressure and temperature range standards for the liquid state of the working fluid. Referring to FIG. 4, ethane and ethylene exhibit the highest isobaric heat capacity among working fluids, although the operating temperature range is narrow. In addition, propane, n-butane, i-butane and propylene exhibit a relatively high isostatic heat capacity while exhibiting a wide operating temperature range. On the other hand, R12 and R22 have a wide operating temperature range but exhibit a low isobaric heat capacity, and R134a has a narrow operating temperature range and a low isobaric heat capacity, making it difficult to use as a working fluid. Therefore, propane, n-butane, i-butane, and propylene are the most suitable working fluids, and ethane and ethylene are also suitable for use as working fluids, although the power efficiency may slightly decrease due to a narrow operating temperature range.

2. 최적화 모델링2. Optimization modeling

공기 압축기에서의 전기 소모를 최소화하고 공기 터빈에서의 전기 생산을 최대화하는 것은 CES 시스템에서 더 높은 에너지 저장 효율을 얻는데 있어서 중요하다. 각 설비의 압력 변화는 전력량에 영향을 주며, 그래서 최적의 압축 비율 및 팽창 비율을 찾는 것은 하기에 설명한다.Minimizing the electricity consumption in the air compressor and maximizing the electricity production in the air turbine is important in obtaining higher energy storage efficiency in CES systems. The pressure change of each facility affects the amount of power, so finding the optimum compression ratio and expansion ratio is described below.

2.1 압축기 모델2.1 Compressor model

극저온 에너지 저장 시스템을 최적화하기 위해, 대용량 극저온 에너지 저장 시스템 에서 에너지 저장 및 전력 생산은 압축기 및 터빈을 기반으로 한다.In order to optimize cryogenic energy storage systems, energy storage and power generation in large-capacity cryogenic energy storage systems are based on compressors and turbines.

각 압축기의 압축 비율은 저장 전력에 영향을 준다. 에너지 저장 모드 중에 소모된 전체 전력을 최소화하기 위해, 다음과 같이 최적화되었다.Each compressor's compression ratio affects its storage power. In order to minimize the total power consumed during the energy storage mode, it has been optimized as follows.

[수학식 1][Equation 1]

Figure 112019050697618-pat00001
Figure 112019050697618-pat00001

여기서,

Figure 112019050697618-pat00002
는 압축기에서 소모된 전체 전력이고,
Figure 112019050697618-pat00003
는 극저온 에너지 저장 유닛에서 i번째 압축기를 나타낸다. 각 압축기의 소모 전력은 아래와 같이 계산된다.here,
Figure 112019050697618-pat00002
Is the total power consumed by the compressor,
Figure 112019050697618-pat00003
Represents the ith compressor in the cryogenic energy storage unit. The power consumption of each compressor is calculated as follows.

[수학식 2][Equation 2]

Figure 112019050697618-pat00004
Figure 112019050697618-pat00004

[수학식 3][Equation 3]

Figure 112019050697618-pat00005
Figure 112019050697618-pat00005

여기서,

Figure 112019050697618-pat00006
은 질량 유속, H는 비엔탈피,
Figure 112019050697618-pat00007
은 압축기의 등엔트로피 효율이고, 아래 첨자 out은 출구스트림, 아래 첨자 in은 입구 스트림, 윗 첨자 isen은 등엔드로피 조건을 나타낸다.
Figure 112019050697618-pat00008
은 공기의 열역학 특성에 의해 정의되는데, 여기서here,
Figure 112019050697618-pat00006
Is the mass flow rate, H is the specific enthalpy,
Figure 112019050697618-pat00007
Is the isentropy efficiency of the compressor, the subscript out is the outlet stream, the subscript in is the inlet stream, and the superscript isen is the isentropy condition.
Figure 112019050697618-pat00008
Is defined by the thermodynamic properties of air, where

[수학식 4][Equation 4]

Figure 112019050697618-pat00009
Figure 112019050697618-pat00009

[수학식 5][Equation 5]

Figure 112019050697618-pat00010
Figure 112019050697618-pat00010

[수학식 6][Equation 6]

Figure 112019050697618-pat00011
Figure 112019050697618-pat00011

[수학식 7][Equation 7]

Figure 112019050697618-pat00012
Figure 112019050697618-pat00012

여기서 S는 비엔트로피, T는 온도, P는 압력, f는 함수이고,

Figure 112019050697618-pat00013
는 압축기의 팽창비율이다.Where S is the specific entropy, T is the temperature, P is the pressure, f is a function,
Figure 112019050697618-pat00013
Is the expansion ratio of the compressor.

2.2 터빈 모델2.2 Turbine model

또한, 각 터빈의 팽창 비율은 공급 전력에 영향을 주며, 따라서 압축기와 유사하게 최적화된다. 다음의 식은 전체 생산 전력을 최대화시키는데 사용된다.In addition, the expansion rate of each turbine affects the power supply and is therefore optimized similarly to a compressor. The following equation is used to maximize the total power produced.

[수학식 8][Equation 8]

Figure 112019050697618-pat00014
Figure 112019050697618-pat00014

여기서,

Figure 112019050697618-pat00015
는 터빈에서 소모된 전체 전력이고,
Figure 112019050697618-pat00016
는 극저온 에너지 저장 유닛에서 i번째 터빈을 나타낸다. 각 터빈의 소모 전력은 아래와 같이 계산된다.here,
Figure 112019050697618-pat00015
Is the total power consumed by the turbine,
Figure 112019050697618-pat00016
Represents the ith turbine in the cryogenic energy storage unit. The power consumption of each turbine is calculated as follows.

[수학식 9][Equation 9]

Figure 112019050697618-pat00017
Figure 112019050697618-pat00017

[수학식 10][Equation 10]

Figure 112019050697618-pat00018
Figure 112019050697618-pat00018

여기서,

Figure 112019050697618-pat00019
은 질량 유속, H는 비엔탈피,
Figure 112019050697618-pat00020
은 터빈의 등엔트로피 효율이고, 아래 첨자 out은 출구스트림, 아래 첨자 in은 입구 스트림, 윗 첨자 isen은 등엔드로피 조건을 나타낸다.
Figure 112019050697618-pat00021
은 압축기 모델과 동일하게 계산되는데, 여기서here,
Figure 112019050697618-pat00019
Is the mass flow rate, H is the specific enthalpy,
Figure 112019050697618-pat00020
Is the isentropy efficiency of the turbine, the subscript out is the outlet stream, the subscript in is the inlet stream, and the superscript isen is the isentropy condition.
Figure 112019050697618-pat00021
Is calculated the same as the compressor model, where

[수학식 11][Equation 11]

Figure 112019050697618-pat00022
Figure 112019050697618-pat00022

[수학식 12][Equation 12]

Figure 112019050697618-pat00023
Figure 112019050697618-pat00023

[수학식 13][Equation 13]

Figure 112019050697618-pat00024
Figure 112019050697618-pat00024

[수학식 14][Equation 14]

Figure 112019050697618-pat00025
Figure 112019050697618-pat00025

여기서 S는 비엔트로피, T는 온도, P는 압력, f는 함수이고,

Figure 112019050697618-pat00026
는 터빈의 팽창비율이다.Where S is the specific entropy, T is the temperature, P is the pressure, f is a function,
Figure 112019050697618-pat00026
Is the expansion ratio of the turbine.

2.3. 제약조건2.3. Constraint

제약조건은 불가능 상태의 야기를 방지하는데 필요하다. 배출 온도의 관점에서, 압축기의 압축 비율은 3을 초과할 수 없다. 다음의 제약조건은 일반적으로 설비의 운전을 나타낸다.Constraints are necessary to avoid causing the impossible state. In terms of discharge temperature, the compression ratio of the compressor cannot exceed 3. The following constraints generally indicate the operation of the plant.

[수학식 15][Equation 15]

1 ≤ 압축 비율 ≤ 31 ≤ compression ratio ≤ 3

[수학식 16][Equation 16]

0 ＜ 팽창 비율 ＜ 10 ＜ Expansion rate ＜ 1

또한, 설비의 입구 및 출구 스트림은 수학식 17 및 18에 나타낸 바와 같이 액체 상태일 수 없다.In addition, the inlet and outlet streams of the facility cannot be in a liquid state as shown in Equations 17 and 18.

[수학식 17][Equation 17]

VFin = 1VF in = 1

[수학식 18][Equation 18]

VFout = 1VF out = 1

여기서 VF는 증기 분율이다.Where VF is the vapor fraction.

3. 결과3. Results

최적화하기 위해, gPROMS로 시뮬레이션되고, 비선형 순차 2차 프로그래밍 최적화 솔버(optimization tolerance 0.001)이 사용되었고, 최적화 결과는 하기 표 2에 나타내었다. 계산된 압축비는 거의 동일하지만 팽창비는 약 10%의 차이를 나타낸다. 최적화에 의한, 극저온 에너지 저장 유닛의 압축 비율, 팽창 비율, 저장 전력 및 공급 전력을 포함한 시뮬레이션 결과가 표 2에 나타나 있다. 표 2는 극저온 에너지 저장 유닛의 시뮬레이션 결과이다.To optimize, it was simulated with gPROMS, and a nonlinear sequential quadratic programming optimization solver (optimization tolerance 0.001) was used, and the optimization results are shown in Table 2 below. The calculated compression ratio is almost the same, but the expansion ratio shows a difference of about 10%. Simulation results including compression ratio, expansion ratio, storage power and power supply of the cryogenic energy storage unit by optimization are shown in Table 2. Table 2 shows the simulation results of the cryogenic energy storage unit.

에너지 저장 모드Energy storage mode 압축 비율Compression ratio 저장 전력(MW)Stored power (MW) 압축기 1Compressor 1 2.4672.467 13.2513.25 압축기 2Compressor 2 2.4592.459 13.4113.41 압축기 3Compressor 3 2.4572.457 13.3813.38 압축기 4Compressor 4 2.4512.451 13.3113.31 에너지 공급 모드Energy supply mode 팽창 비율Expansion rate 공급 전력(MW)Power supply (MW) 터빈 1Turbine 1 0.32450.3245 11.3211.32 터빈 2Turbine 2 0.30410.3041 12.1412.14 터빈 3Turbine 3 0.29420.2942 12.5812.58 터빈 4Turbine 4 0.29090.2909 12.7412.74

에너지 저장 모드Energy storage mode 전력 소비(MW)Power consumption (MW) 압축기compressor 53.3553.35 LNG 펌프LNG pump 0.580.58 합계Sum 53.9353.93 에너지 공급 모드Energy supply mode 전력 생성(MW)Power generation (MW) 터빈turbine 48.7848.78 LNG 펌프LNG pump -0.58-0.58 액화 공기 펌프Liquefied air pump -2.33-2.33 합계Sum 45.8745.87

표 3은 대용량 극저온 에너지 저장(HCES) 시스템 결과이다. 표 3을 살펴보면, 극저온 에너지 저장 유닛에서 전체 저장 전력은 53.93MW이고, 전체 공급 전력은 45.87MW이다. 이러한 결과를 통해 도 7에 나타낸 바와 같이, 본 발명의 에너지 저장 시스템은 에너지 저장 시스템으로서 85.1%의 라운드 트립 효율(에너지 곱급량을 에너지 저장량으로 나눈값)을 가지는 것을 알 수 있다. 최적화된 비율에 따라 전체 시스템의 전력 용량이 계산되고, 대용량 극저온 에너지 저장 유닛의 전체 전력 소비/생성 결과를 표 3에 나타내었다.Table 3 shows the results of a large capacity cryogenic energy storage (HCES) system. Looking at Table 3, the total stored power in the cryogenic energy storage unit is 53.93 MW, and the total power supply is 45.87 MW. As shown in FIG. 7 through these results, it can be seen that the energy storage system of the present invention has a round trip efficiency of 85.1% (a value obtained by dividing the energy product amount by the energy storage amount) as an energy storage system. The power capacity of the entire system was calculated according to the optimized ratio, and the total power consumption/generation results of the large-capacity cryogenic energy storage unit are shown in Table 3.

4. 열역학 분석4. Thermodynamic Analysis

도 5(a)는 제1모드에서 온도-엔트로피(T-S) 선도를 나타내고, 도 5(b)는 제2모드에서 온도-엔트로피(T-S) 선도를 나타낸다. 각 선도는 스트림 라인을 통과하는 공기의 거동을 설명한다. 이들 선도에서 제1모드는 스트림 9 내지 14에서, 제2모드는 스트림 2 내지 3에서 현저한 엔트로피 변화가 나타난다. 액화천연가스 냉열 에너지가 이 단계에서 공기를 액화하는데 사용되기 때문이다.FIG. 5(a) shows a temperature-entropy (T-S) diagram in a first mode, and FIG. 5(b) shows a temperature-entropy (T-S) diagram in a second mode. Each diagram describes the behavior of air through a stream line. In these diagrams, significant entropy changes appear in streams 9 to 14 in the first mode and streams 2 to 3 in the second mode. This is because the liquefied natural gas cold heat energy is used to liquefy the air at this stage.

엑서지(Exergy)는 파과되거나 손실된 유용한 에너지 또는 작업 포텐셜의 양으로 정의된다. Kotas가 소개한 엑서지 방법을 토대로 엑서지 발런스와 엑서지 효율을 다음과 같이 표현할 수 있다:Exergy is defined as the amount of useful energy or work potential that has been broken or lost. Based on the exergy method introduced by Kotas, exergy balance and exergy efficiency can be expressed as follows:

[수학식 19][Equation 19]

Figure 112019050697618-pat00027
Figure 112019050697618-pat00027

[수학식 20][Equation 20]

Figure 112019050697618-pat00028
Figure 112019050697618-pat00028

[수학식 21][Equation 21]

Figure 112019050697618-pat00029
Figure 112019050697618-pat00029

[수학식 22][Equation 22]

Figure 112019050697618-pat00030
Figure 112019050697618-pat00030

여기서,

Figure 112019050697618-pat00031
은 순수 유입 엑서지(net exergy input)이고,
Figure 112019050697618-pat00032
는 전체 유입 엑서지(total exergy input)이며,
Figure 112019050697618-pat00033
는 유입 열 흐름(heat flow input)이고,
Figure 112019050697618-pat00034
는 유입 일량(work input)이며,
Figure 112019050697618-pat00035
는 전체 방출 엑서지(total exergy output)이고,
Figure 112019050697618-pat00036
는 순수 방출 엑서지(net exergy output)이며,
Figure 112019050697618-pat00037
는 방출 열 흐름(heat flow output)이고,
Figure 112019050697618-pat00038
는 방출 일량(output)이며,
Figure 112019050697618-pat00039
는 전체 엑서지 파괴 또는 감소(total exergy destruction or loss)이고,
Figure 112019050697618-pat00040
는 엑서지 효율을 의미한다.here,
Figure 112019050697618-pat00031
Is the net exergy input,
Figure 112019050697618-pat00032
Is the total exergy input,
Figure 112019050697618-pat00033
Is the heat flow input,
Figure 112019050697618-pat00034
Is the work input,
Figure 112019050697618-pat00035
Is the total exergy output,
Figure 112019050697618-pat00036
Is the net exergy output,
Figure 112019050697618-pat00037
Is the heat flow output,
Figure 112019050697618-pat00038
Is the output,
Figure 112019050697618-pat00039
Is the total exergy destruction or loss,
Figure 112019050697618-pat00040
Means exergy efficiency.

도 6은 대용량 극저온 에너지 저장의 엑서지 흐름도를 나타낸 것으로, 공기의 거동에 초점을 맞춘 것이다. 엑서지는 1MTPA 액화천연가스 재기화를 기반으로 계산된 것이다.6 is a flow chart showing an exergy flow chart of large-capacity cryogenic energy storage, focusing on the behavior of air. Exergy is calculated based on 1MTPA liquefied natural gas regasification.

에너지 저장 모드는, 53.35MW의 압축기 전력은 엑서지가 0.02MW인 공기로 주입된다. 4.14MW의 엑서지 파괴가 압축기에서 발생하고 6.44MW의 엑서지 손실이 냉각기에서 발생한다. 따라서 공기는 37 bar의 압력을 가지며 42.79 MW의 엑서지를 갖고 이 압축 공기는 냉열 엑서지를 얻음으로써 액화된다. 액화천연가스 및 프로판은 각각 17.78MW 및 12.37MW의 엑서지를 갖는다. 결과적으로 액체공기는 72.95MW의 엑서지를 가지면서 액체 공기 저장소에 저장된다. 에너지 저장 모드에서는 순수 유입 엑서지는 10.58MW이고, 순수 방출 엑서지는 6.44MW이므로, 대용량 극저온 에너지 저장 시스템은 에너지 저장 모드에서 60.9%의 엑서지 효율을 나타낸다.In the energy storage mode, 53.35 MW of compressor power is injected into air with an exergy of 0.02 MW. 4.14 MW of exergy destruction occurs in the compressor and 6.44 MW of exergy loss occurs in the cooler. Thus, the air has a pressure of 37 bar and has an exergy of 42.79 MW, and this compressed air is liquefied by obtaining a cold heat exergy. Liquefied natural gas and propane have exergy of 17.78 MW and 12.37 MW, respectively. As a result, liquid air is stored in a liquid air reservoir with an exergy of 72.95 MW. In the energy storage mode, the net inflow exergy is 10.58MW and the net emission exergy is 6.44MW, so the large-capacity cryogenic energy storage system exhibits an exergy efficiency of 60.9% in the energy storage mode.

에너지 공급 모드는, 120 bar의 액체 공기는 히터와의 열 교환으로 19.33 MW의 엑서지를 잃는다. 액체 공기는 기상이 되고 터빈에 의해 팽창된다. 다음으로, 터빈은 5.31MW의 엑서지 파괴로 48.78MW의 전력을 생산하고, 마지막으로, 0.88MW의 엑서지를 갖는 공기는 대기압과 60 ℃의 온도에서 대기로 방출된다. 에너지 공급 모드에서는 순수 유입 엑서지는 74.39MW이고, 순수 방출 엑서지는 68.11MW이므로, 대용량 극저온 에너지 저장 시스템은 에너지 공급 모드에서 91.6%의 엑서지 효율을 나타낸다.In the energy supply mode, 120 bar of liquid air loses 19.33 MW of exergy in heat exchange with the heater. Liquid air becomes gaseous and is expanded by the turbine. Next, the turbine produces 48.78 MW of power with 5.31 MW of exergy destruction, and finally, air with 0.88 MW of exergy is released into the atmosphere at atmospheric pressure and a temperature of 60 °C. In the energy supply mode, the net inflow exergy is 74.39MW and the net emission exergy is 68.11MW, so the large-capacity cryogenic energy storage system exhibits an exergy efficiency of 91.6% in the energy supply mode.

5. 대용량 극저온 에너지 저장 시스템의 효율5. Efficiency of large-capacity cryogenic energy storage system

상술한 바와 같이, 대용량 극저온 에너지 저장 시스템의 우수한 효과를 확인하기 위하여, 다른 극저온 에너지 저장 시스템과 비교하였다.As described above, in order to confirm the excellent effect of the large-capacity cryogenic energy storage system, it was compared with other cryogenic energy storage systems.

5.1 다른 극저온 에너지 저장 시스템과의 비교5.1 Comparison with other cryogenic energy storage systems

도 7은 본 발명에 따른 에너지 시스템(대용량 극저온 에너지 저장, HCES)과 기존의 극저온 에너지 저장(CES) 시스템과 액화천연가스 재기화 과정을 결합한 시템의 에너지 방출/저장 비율을 나타낸 그래프이다.7 is a graph showing the energy release/storage ratio of an energy system (large-capacity cryogenic energy storage, HCES) according to the present invention, a system combining a conventional cryogenic energy storage (CES) system and a liquefied natural gas regasification process.

비슷한 조건에서 각각의 모델을 평가하기 위해, 1MTPA 액화천연가스 재기화를 기반으로 실험하였다. 에너지 방출/저장 비율은 생산된 전기를 소비된 전기로 나눈 값으로 공정의 효율을 나타낸다. 전력 공급 용량은 일상적인 시스템 전원 출력을 나타낸다. 전력 용량은 대량 전력 관리를 위해 설겨되어 가장 중요한 요소 중 하나이다.In order to evaluate each model under similar conditions, experiments were conducted based on 1MTPA liquefied natural gas regasification. The energy release/storage ratio represents the efficiency of a process as the electricity produced divided by the electricity consumed. Power supply capacity represents the typical system power output. Power capacity is one of the most important factors designed for mass power management.

도 7을 살펴보면, LNG-CES 시스템은 에너지 방출/저장 비율이 1.70으로 가장 높으나, 전원 공급 용량이 본 발명의 HCES 시스템과 비교하여 25% 미만으로 나타났다. 반면, 본 발명의 HCES 시스템은 가장 높은 전력 공급 용량은 나타내며 에너지 방출/저장 비율이 0.85로 가장 낮은 값을 나타냈다. 이를 통해, 효율성과 용량은 트레이드 오프(trade-off) 관계임을 알 수 있다. HCES 시스템은 LPCES 보다 51%, LNG-CES 보다 307%로 더 우수한 전력 공급 용량을 가진다. 또한, 기존의 벌크 전력 관리 시스템 보다 높은 에너지 방출/저장 비율을 나타낸다. 따라서, 본 발명에 따른 에너지 저장 시스템은 기존의 시스템에서 낭비되었던(wasted) 액화천연가스 냉열 에너지를 효율적으로 사용할 수 있는 것을 알 수 있다.Referring to FIG. 7, the LNG-CES system has the highest energy emission/storage ratio of 1.70, but the power supply capacity is less than 25% compared to the HCES system of the present invention. On the other hand, the HCES system of the present invention exhibited the highest power supply capacity and the lowest energy release/storage ratio of 0.85. Through this, it can be seen that efficiency and capacity are in a trade-off relationship. The HCES system has 51% better power supply capacity than LPCES and 307% better than LNG-CES. In addition, it exhibits a higher energy release/storage ratio than the existing bulk power management system. Accordingly, it can be seen that the energy storage system according to the present invention can efficiently use the liquefied natural gas cold and heat energy wasted in the existing system.

5.2. 전력 산업에서 HCES의 효과5.2. The effect of HCES in the power industry

본 발명에 따른 대용량 극저온 에너지 저장(HCES) 시스템의 실제 적용 시 효과에 대해 평가하기 위해, 전력 산업 자료(data)와 액화천연가스 수요를 이용하여 평가하였다. 도 9는 대한민국의 일일 전기 공급량을 나타낸 것으로, 봄철과 가을철과 같이 에너지 소비가 적은 계절은 기저 부하용 전력(baseload power)이 전기 공급의 대부분을 차지한다. 그러나, 에너지 소비가 많은 시즌에는 비기저 부하 전력(non-baseload power) 생산이 필수적이다. 따라서, 에너지 소비가 많은 시즌에 대용량 극저온 에너지 저장 시스템을 적용하면 전체적인 비기저 부하 전력을 줄일 수 있을 것으로 보인다.In order to evaluate the effect of the large-capacity cryogenic energy storage (HCES) system according to the present invention in actual application, the evaluation was made using power industry data and liquefied natural gas demand. 9 shows the daily electricity supply in the Republic of Korea. In seasons when energy consumption is low, such as spring and autumn, baseload power accounts for most of the electricity supply. However, production of non-baseload power is essential during the high energy consumption season. Therefore, it is expected that the overall non-base load power can be reduced by applying a large-capacity cryogenic energy storage system in the season when energy consumption is high.

또한, 도 9는 에너지 소비가 높은 기간 동안 본 발명에 따른 HCES 시스템을 적용한 전기 구조를 보여준다. 2018년 대한민국에 대한 36.56MTPA의 예상 액화천연가스 수요에 따르면, HCES는 최대 가동 조건에서 1966.3MW의 전기를 저장할 수 있고, 1672.4MW의 전기를 생산할 수 있다. HCES 시스템이 오프-피크 시간 동안 에너지를 저장하고 온-피크 시간 동안 에너지를 공급한다고 가정하면, 하루에 23,596MWh의 에너지가 저장되어 20,069MWh의 에너지를 공급한다. 또한, 에너지는 액화천연가스 재기화와 관계없이 생산되고, 에너지는 액체 공기 저장소(저장탱크)에 남아있는 액체 공기의 잔류량에 영향을 받는다. 따라서, 대용량 극저온 에너지 저장(HCES) 시스템은 에너지 저장 및 공급 시간에 대해서 보다 유연해질 수 있다. 이를 통해, HCES 시스템은 도 9와 같이 온-피크 시간 동안 비기저 전력 생산의 8.7% 내지 11.7%을 보충할 수 있다.In addition, FIG. 9 shows an electrical structure in which the HCES system according to the present invention is applied during a period of high energy consumption. According to the estimated demand for liquefied natural gas of 36.56 MTPA for the Republic of Korea in 2018, HCES can store 1966.3 MW of electricity and produce 1672.4 MW of electricity under maximum operating conditions. Assuming that the HCES system stores energy during the off-peak period and supplies energy during the on-peak period, 23,596 MWh of energy is stored per day, providing 20,069 MWh of energy. In addition, energy is produced irrespective of the regasification of liquefied natural gas, and energy is affected by the residual amount of liquid air remaining in the liquid air storage (storage tank). Thus, a high-capacity cryogenic energy storage (HCES) system can be more flexible in terms of energy storage and supply time. Through this, the HCES system can make up for 8.7% to 11.7% of the non-base power generation during the on-peak time as shown in FIG. 9.

10: 액화천연가스 공급원
20: 액화천연가스 공급라인
30: 제1펌프
40: 제1분리기
50: 제1라인
60: 제1열교환기
70: 제1냉열저장탱크
80: 제2냉열저장탱크
90: 제2열교환기
100: 순환라인
110: 제4열교환기
120: 제1혼합기
130: 제2라인
140: 저장가스 공급원
150: 제3라인
160: 압축기
170: 제5열교환기
180: 제2분리기
190: 제3-1라인
200: 제3열교환기
210: 제3-2라인
220: 제2혼합기
230: 저장탱크
240: 제4라인
250: 제2펌프
260: 제6열교환기
270: 터빈10: Liquefied natural gas source
20: Liquefied natural gas supply line
30: first pump
40: first separator
50: first line
60: first heat exchanger
70: first cold and heat storage tank
80: second cold and heat storage tank
90: second heat exchanger
100: circulation line
110: fourth heat exchanger
120: first mixer
130: second line
140: storage gas source
150: third line
160: compressor
170: fifth heat exchanger
180: second separator
190: line 3-1
200: third heat exchanger
210: line 3-2
220: second mixer
230: storage tank
240: line 4
250: second pump
260: sixth heat exchanger
270: turbine

Claims (15)

액화천연가스 공급원과 연결되는 제1분리기;
제1분리기로부터 각각 분리되어 연결되는 제1라인 및 제2라인;
제1라인에 설치되는 제1열교환기;
제1열교환기와 연결되고, 액화천연가스와 열 교환되는 작동유체가 순환하는 순환라인;
제2라인에 설치되는 제3열교환기;
저장가스 공급원과 연결되는 제2분리기로부터 각각 분리되어 연결되는 제3-1라인 및 제3-2라인으로 구성되는 제3라인;
제3라인에 설치되는 액화된 저장가스 저장탱크;
제3-1라인에 설치되는 제2열교환기;
제3-2라인에 설치되는 제3열교환기;
저장탱크와 연결되는 제4라인; 및
제4라인에 설치되어 저장가스에 의해 전기를 생산하는 터빈을 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.A first separator connected to a liquefied natural gas supply source;
A first line and a second line separated and connected from the first separator, respectively;
A first heat exchanger installed in the first line;
A circulation line connected to the first heat exchanger and circulating a working fluid for heat exchange with liquefied natural gas;
A third heat exchanger installed in the second line;
A third line consisting of a 3-1 line and a 3-2 line separated and connected from the second separator connected to the storage gas supply source;
A liquefied storage gas storage tank installed in the third line;
A second heat exchanger installed in the 3-1 line;
A third heat exchanger installed in the 3-2 line;
A fourth line connected to the storage tank; And
Power generation and energy storage system including a turbine installed on the fourth line to generate electricity by storage gas. 제1항에 있어서,
제1라인에서 액화천연가스 공급원 및 제1분리기 사이에 설치되는 제1펌프를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
Power generation and energy storage system further comprising a first pump installed between the liquefied natural gas supply source and the first separator in the first line. 제1항에 있어서,
순환라인에 설치되어 작동유체에 의해 에너지를 저장하는 냉열 저장탱크;를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
Power generation and energy storage system further comprising a; cold and heat storage tank installed in the circulation line to store energy by the working fluid. 제1항에 있어서,
제1라인에서 제1열교환기 이후에 설치되는 제4열교환기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
Power generation and energy storage system further comprising a fourth heat exchanger installed after the first heat exchanger in the first line. 제1항에 있어서,
제1라인 및 제2라인의 각각 말단과 연결되는 혼합기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
Power generation and energy storage system further comprising a mixer connected to each end of the first line and the second line. 제1항에 있어서,
제3라인에 설치되고, 저장가스 공급원과 연결되는 압축기; 및
제3라인에 설치되고, 압축기와 연결되는 제5열교환기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
A compressor installed in the third line and connected to a storage gas supply source; And
A power generation and energy storage system installed in the third line and further comprising a fifth heat exchanger connected to the compressor. 제6항에 있어서,
복수의 압축기 및 복수의 제5열교환기가 교대로 직렬 설치되는 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 6,
A power generation and energy storage system, characterized in that a plurality of compressors and a plurality of fifth heat exchangers are alternately installed in series. 제1항에 있어서,
제4라인에 설치되고, 저장탱크와 연결되는 제2펌프; 및
제4라인에 설치되고, 제2펌프 및 터빈과 각각 연결되는 제6열교환기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
A second pump installed on the fourth line and connected to the storage tank; And
The power generation and energy storage system further comprising a sixth heat exchanger installed on the fourth line and connected to the second pump and the turbine, respectively. 제8항에 있어서,
복수의 제6열교환기 및 복수의 터빈이 교대로 직렬 설치되는 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 8,
A power generation and energy storage system, characterized in that a plurality of sixth heat exchangers and a plurality of turbines are alternately installed in series. 제1항에 있어서,
저장가스는 공기, 질소 중에서 선택되는 1종 이상인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
Power generation and energy storage system, characterized in that the storage gas is at least one selected from air and nitrogen. 제1항에 있어서,
작동유체는 에탄, 에틸렌, 프로판, n-부탄, i-부탄 및 프로필렌 중에서 어느 1종 이상인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
Power generation and energy storage system, characterized in that the working fluid is any one or more of ethane, ethylene, propane, n-butane, i-butane and propylene. 제6항에 있어서,
압축기의 압축비율은 1 내지 3인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 6,
Power generation and energy storage system, characterized in that the compression ratio of the compressor is 1 to 3. 제1항에 있어서,
터빈의 팽창비율은 0 초과 및 1 미만인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.The method of claim 1,
Power generation and energy storage system, characterized in that the expansion ratio of the turbine is greater than 0 and less than 1. 제1항에 따른 시스템을 이용하고,
액화천연가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 제1모드; 및
액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 생산하는 제2 모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드를 작동 가능한 발전 및 에너지 저장 방법.Using the system according to paragraph 1,
A first mode for storing energy by liquefying the stored gas together with the gasification of the liquefied natural gas; And
A second mode of generating electricity through gasification of liquefied natural gas and generating electricity through liquefied storage gas; Power generation and energy storage methods capable of operating one or more modes selected from. 제14항에 있어서,
오프-피크 시간대에서 제1모드로 작동하고,
온-피크 시간대에서 제2모드로 작동하는 발전 및 에너지 저장 방법.The method of claim 14,
Operates in the first mode in the off-peak period,
Power generation and energy storage method operating in a second mode in the on-peak period.
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