KR102257798B1 - 복합발전 시스템의 운영 방법 - Google Patents

복합발전 시스템의 운영 방법 Download PDF

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Abstract

본 발명은, 천연가스 공급관리소의 미활용 에너지를 회수하여 에너지 수요처로 공급하고, 공급관리소 인근지역과 연계하여 전력, 열, 수소, 천연가스 등 복합에너지를 공급하는 지역 거점형 복합발전 시스템의 운영 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 복합발전 시스템의 운영 방법은, 에너지 생산단계로서, 감압발전 단계; 제1 연료전지발전 단계; 및 열병합발전 단계;를 포함하고, 에너지 공급단계로서, 상기 제1 연료전지발전 단계에서 생산된 수소 중 연료로 사용하고 남은 수소를 수소 충전기에 공급하는 수소 충전단계; 및 상기 에너지 생산단계에서 생산된 전력을 전력 수요처로 공급하는 전력 공급단계;를 포함하며, 상기 전력 수요처는, 상기 에너지를 생산하면서 필요한 계내 수요 전력, 인근에 연계된 에너지 수요 단지의 수요 전력, 전력 거래소 및 전기 충전소 중 어느 하나 이상을 포함한다.

Description

복합발전 시스템의 운영 방법 {Operating Method for Combination Power Generating System}
본 발명은, 천연가스 공급관리소의 미활용 에너지를 회수하여 에너지 수요처로 공급하고, 공급관리소 인근지역과 연계하여 전력, 열, 수소, 천연가스 등 복합에너지를 공급하는 지역 거점형 복합발전 시스템의 운영 방법에 관한 것이다.
석탄, 석유 등 화석연료는 전통적인 에너지원으로서, 환경오염과 자연고갈 등의 문제를 수반하고 있고, 그 문제의 심각성은 나날이 커지고 있다. 전 세계적으로 환경오염 문제를 해결하고자 화석연료의 사용을 줄이기 위한 노력이 시행되고 있다. 화석연료의 사용비율이 가장 큰 분야는 전력 생산 분야이며, 우리나라의 전력 공급도 주로 화력 및 원자력 발전을 통해 이루어지고 있다.
이와 같이, 미래 에너지 전환 정책에 따른 에너지 패러다임의 변화로, 청정에너지, 신재생 에너지 등 복합에너지 기술 개발의 필요성이 더욱 커지고 있다.
이러한 종래의 연료전지, 열병합발전, 태양광 발전 등 친환경 발전사업은 단독으로 운영하는 경우 에너지 효율이 낮고 비용 측면에서도 비효율적이라는 단점이 존재한다.
한편, 전기차와 수소차의 충전 인프라 구축 역시 초기 투자 비용과 낮은 수익성으로 민간부분의 참여가 활성화되지 못하고 있는 실정이다.
충전인프라 시장은 크게 인프라 구축부문과 제반 서비스 부문으로 구성된다. 충전인프라 소유 사업모델로는, 레스토랑, 주유소, 극장, 쇼핑몰, 마트 등 주차장을 보유한 다중 이용시설의 소유주가 고객 서비스차원에서 제공하는 사례가 존재한다. 이들 사업모델의 특징은 전기차 및 수소차의 보급률이 둔화되거나, 신형 모델 지연으로 수익이 기대에 미치지 못하면, 사업모델이 제대로 작동되지 않아 투자비용 회수에 어려움이 있다.
따라서, 충전인프라 구축에는, 보급 초기 인프라 투자비용, 적은 수요, 낮은 이용률, 추가 자금 확보의 어려움 등 충전사업의 위험요소에 대응하기 위해 단순히 충전 서비스를 제공할 뿐 아니라 서비스 제공 구조를 다각화할 필요성이 있다.
한편, 천연가스는 다른 화석연료에 비해 오염물질 배출이 적은 에너지원 중 하나로서, 일반적으로 액체상태(LNG; Liquefied Natural Gas)로 저장 및 운반되며, 인수설비 및 공급설비를 보유하고 있는 인수기지에서 고압으로 기화된 후, 전국 각지에 산재하여 있는 공급관리소로부터 각 도시가스 수요처로 감압되어 공급된다.
국내 LNG 생산기지(인수기지)에서는 각 공급관리소에 약 60 내지 65 bar 압력으로 천연가스를 송출하고 있으며, 전국 지역 거점의 100여 개 이상의 공급관리소에서는 정압설비를 이용하여 각 발전소나 도시가스 공급소 등으로 필요한 압력으로 감압하여 공급하고 있다. 발전소용으로는 약 25 bar, 도시가스 공급용으로는 약 8.5 bar로 감압시킨다.
공급관리소에서는 감압밸브를 이용하여 고압의 천연가스를 감압시키는데, 이때 천연가스의 압력이 낮아짐에 따라 온도의 손실이 발생한다. 감압밸브에 의해 고압의 천연가스를 감압시키면 1kg/cm2당 온도가 약 0.6℃씩 낮아진다. 이 감압에 의한 온도 손실로 감압된 천연가스의 온도는 영하까지 낮아질 수 있으며, 이 경우 감압 이후 공정에서의 배관 및 기기 등의 결빙 문제가 발생할 수 있다.
이렇듯 천연가스를 감압시키면서 발생하는 천연가스의 냉열과 감압 에너지는 회수되지 않고 버려지는 미활용 에너지로 남아있었다. 전기 보일러 등을 감압밸브의 상류에 설치하여 감압 전 천연가스를 예열함으로써, 감압 후 천연가스의 온도가 적정 온도 이상을 유지하도록 하는 방법이 적용된 바 있지만, 전력 등 에너지원에 의한 예열은, 정전 시에 전원이 공급되지 않아 감압 설비의 정지 등을 실시하게 되어 천연가스를 안정적으로 공급할 수 없다.
한편, 위치, 화학, 열, 압력 등 다양한 형태의 에너지원을 원하는 또 다른 형태의 에너지원으로 변환하는 에너지 변환 기술 중, 열전발전 시스템은, 열에너지를 전기에너지로 변환시키는 에너지 변환 기술로서, 대표적으로는 연료전지 기술, 신재생에너지 기술, 감압발전 기술 등이 있다. 이러한 열전발전 시스템은, 무공해로 에너지 재생이 가능하고, 소음이 없으며, 기계적 접촉에 의한 부품마멸이 없어 시스템 수명이 길고 신뢰성이 높다는 장점이 있다. 또한, 유지비가 거의 들지 않고 에너지를 효율적으로 이용할 수 있기 때문에 각종 산업 폐열과 태양열 등의 자연에너지를 이용한 발전설비 개발이 시도되는 추세이다.
특히, 열전발전 효과를 응용한 감압발전 기술은 현재 산업 분야에 응용되고는 있으나, 수송 분야 등 다양한 분야로 확대 적용 시도가 필요하다.
또한, 에너지 변환 기술의 핵심은 에너지 변환 효율을 높이는 것으로서, 에너지를 전환하는 장치의 효율성을 높이는 방안을 고려해야 한다.
따라서, 본 발명은, 상술한 문제점을 해결하고자, 천연가스 공급관리소를 기반으로 하는 복합발전 시스템에 있어서, 경제성 확보가 가능하고, 친환경적이며, 수소 경제 및 충전 인프라 부문의 경쟁력을 확보하면서 복합 에너지를 공급하는 지역 거점형 통합에너지플랫폼 기반 복합발전 시스템의 운영할 수 있는 방법을 제공하고자 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 에너지 생산단계로서, 고압 천연가스 공급처로부터 공급받은 고압의 천연가스를 수요처의 요구 압력까지 감압시켜 가스 수요처로 공급하면서, 기체의 감압에 의해 발생한 에너지로 전력을 생산하는 감압발전 단계; 상기 감압된 천연가스로 수소를 생산하고, 생산된 수소를 연료로 사용하여 전기화학적 반응에 의해 전력을 생산하는 제1 연료전지발전 단계; 및 상기 감압된 천연가스를 연소시켜 열에너지를 생산하고, 폐열을 회수하여 전력을 생산하는 열병합발전 단계;를 포함하고, 에너지 공급단계로서, 상기 제1 연료전지발전 단계에서 생산된 수소 중 연료로 사용하고 남은 수소를 수소 충전기에 공급하는 수소 충전단계; 및 상기 에너지 생산단계에서 생산된 전력을 전력 수요처로 공급하는 전력 공급단계;를 포함하며, 상기 전력 수요처는, 상기 에너지를 생산하면서 필요한 계내 수요 전력, 인근에 연계된 에너지 수요 단지의 수요 전력, 전력 거래소 및 전기 충전소 중 어느 하나 이상을 포함하는, 복합발전 시스템의 운영 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 전력 공급단계는, 상기 각 전력 수요처의 전력 수요 및 사용 패턴과, 상기 전력 거래소의 가격 변동을 인자로 하여 전력 판매 우선 순위를 산정하는 단계; 및 상기 산정된 판매 우선 순위에 따라 전력을 분배하여 각 수요처로 공급하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 에너지 생산단계의 각 전원별 전력 판매가를 산정하는 단계;를 포함하고, 상기 전력 공급단계는, 상기 에너지 생산단계에서 생산된 전력을 계내 수요 전력으로 공급하는 제1 공급단계; 및 상기 제1 공급단계에서 공급하고 남은 나머지 전력을 상기 전력 판매소로 공급하되, 상기 전력 판매가가 가장 높게 산정된 전원에서 생산된 전력량만큼은, 상기 전력 생산량이 가장 높은 전원에서 생산된 전력량 중에서 상기 전기 충전소로 공급하는 제2 공급단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 에너지 생산단계의 각 전원별 전력 판매가를 산정하는 단계;를 포함하고, 상기 전력 공급단계는, 상기 에너지 생산단계에서 생산된 전력을 계내 수요 전력으로 공급하는 제1 공급단계; 및 상기 제1 공급단계에서 공급하고 남은 나머지 전력을 상기 전력 판매소로 공급하되, 상기 전력 판매가가 가장 높게 산정된 전원에서 생산된 전력량만큼은, 상기 전력 생산량이 가장 일정한 전원에서 생산된 전력량 중에서 상기 전기 충전소로 공급하는 제2 공급단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 전력 공급단계는, 상기 생산된 전력 중 일부를 백업전원으로 저장하는 단계;를 더 포함하며, 상기 저장된 백업전원은 정전을 포함하는 비상상황 시에 상기 전력 수요처로 공급할 수 있다.
바람직하게는, 상기 에너지 생산단계는, 상기 감압된 천연가스로 전력을 생산하는 제2 연료전지발전 단계;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 감압발전 단계는, 상기 열병합발전 단계에서 배출되는 폐열을 회수하여 상기 고압 천연가스를 감압시키기 전에 예열하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
바라직하게는, 상기 감압발전 단계는, 상기 제1 연료전지발전 단계에서 배출되는 폐열을 회수하여 상기 고압 천연가스를 감압시키기 전에 예열하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 우선 순위를 산정하는 단계는, 상기 전력 수요처별 에너지 사용량 및 사용 패턴을 분석하여 시나리오를 도출하는 단계; 상기 에너지 생산단계의 전원별 제어항목을 분석하는 단계; 및 상기 시나리오에 따라 상기 제어항목을 제어하여 상기 각 에너지 생산단계의 전력 생산량을 결정하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 우선 순위를 산정하는 단계는, 상기 전력 수요처별 에너지 사용량 및 사용 패턴을 분석하여 시나리오를 도출하는 단계; 상기 에너지 생산단계의 전원별 제어항목을 분석하는 단계; 및 상기 시나리오에 따라 상기 제어항목을 제어하여 전력 수요처별로 전력 공급량을 결정하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 전력 공급단계는, 상기 생산된 전력 중 일부를 기저전원으로 저장하는 단계;를 더 포함하며, 상기 저장된 백업전원은 정전을 포함하는 비상상황 시에 상기 전력 수요처로 공급할 수 있다.
본 발명에 따른 복합발전 시스템의 운영 방법은, 공급관리소의 미활용 에너지를 활용하여, 다양한 발전원 및 열원 공급원을 통합 운영하여, 자립도가 높은 복합에너지 망을 정립할 수 있다.
또한, 중앙급전방식에 따르면, 발전소로부터 수요지로의 원거리 송/배전에 따른 설비 문제와 전력 손실 문제, 빈번한 에너지 전환 등으로 인해 비효율적이었으나, 본 발명에 따르면, 복합에너지 공급 거점을 확보함으로써, 에너지 공급원과 수요처를 단거리로 융합하고, 부하추종에 따른 효율적 에너지 공급이 가능하다.
또한, 지역별 분산전원을 구축함으로써, 1차 에너지원의 에너지 전환을 통해 에너지 수요처에서 필요한 전력, 냉온열, 수소, 천연가스 등 다양한 에너지를 공급할 수 있어, 에너지 자립율을 향상시킬 수 있고, 간헐성, 편재성에 따른 신재생에너지 발전 특성에 따라 천연가스와의 공정 연계를 통해 시스템 간 시너지를 통해 융합공정 효율을 개선할 수 있다.
또한, 에너지 공급원과 수요처 간의 비대칭성으로 인해 에너지 공급원이 밀집된 지역의 환경오염이 극심한 문제를 해결할 수 있다.
또한, 수소 충전소와 전기 충전소 인프라를 저비용 고효율로 구축할 수 있어 수소차, 전기차 보급 촉진에 기여할 수 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 복합발전 시스템의 공정 개념을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 복합발전 시스템의 배치 개념을 간략하게 도시한 구성도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하, 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서, 각 도면의 구성요소들에 대해 참조부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
이하, 도 1 내지 도 2를 참조하여, 본 발명의 일 실시예에 따른 복합발전 시스템 및 복합발전 시스템의 운영 방법을 설명하기로 한다.
본 발명에 따른 복합발전 시스템은, 천연가스 생산기지로부터 이송된 고압의 천연가스를 연료로 사용하여 적어도 두 종류 이상의 에너지를 생산하는 에너지 공급부(ES) 및 에너지 공급부(ES)에서 생산된 에너지를 공급받아 직접 사용하거나 또는 각 수요처에서 필요로 하는 종류의 형태로 에너지를 공급해주는 에너지 수요부(ER)로 구성된다.
또한, 본 실시예의 복합발전 시스템은, 도 2에 도시된 바와 같이, 어느 하나 이상의 에너지 수요 단지(800)와 연계하여 구비될 수 있다.
본 실시예에서 에너지 수요 단지(800)는, 아파트와 같은 주거시설이 밀집되어 있는 주거용 단지, 편의점, 마트 등 생활편의시설이 밀집되어 있는 상업용 단지, 사무실, 병원 등 사무 또는 산업 시설이 밀집되어 있는 산업용 단지, 산업 플랜트, 발전 플랜트 등 공업 시설이 밀집되어 있는 공업용 단지, 주거, 상업, 산업 및 공업 시설 중 어느 둘 이상이 복합적으로 밀집되어 있는 복합 단지 등 에너지 수용가를 의미할 수 있다.
본 실시예의 에너지 공급부(ES)는, 천연가스 생산기지로부터 이송된 고압의 천연가스를 천연가스 수요처에서 요구하는 압력까지 감압시켜 천연가스 수요처로 일정한 압력으로 공급하면서 전력을 생산하는 감압발전 모듈(100) 및 감압발전 모듈(100)에서 감압된 저압의 천연가스를 연료로 사용하여 수소, 전력 및 열을 생산하는 연료전지 모듈(200)을 포함한다.
본 실시예의 감압발전 모듈(100)은, 고압가스 라인(GL1)을 따라 천연가스 생산기지로부터 이송된 고압의 천연가스를 감압시키기 전에 예열시키는 예열기(110) 및 예열기(110)에서 예열된 고압의 천연가스를 천연가스 수요처에서 요구하는 압력까지 감압시키고, 천연가스를 감압시키면서 감압에너지를 전기에너지로 전환하는 터보팽창-발전기(TEG; Turbo Expander Generator)(120)를 포함한다.
본 실시예의 감압발전 모듈(100)은, 천연가스의 감압 시 팽창현상에서 발생하는 운동에너지를 터빈을 통해 기계에너지로 변환하여 전력을 생산한다.
천연가스는 공급과정에서 높은 압력을 수용가 사용 압력으로 감압하여, 균등한 압력의 양질의 가스를 공급하는 정압과정이 필수로 요구된다. 기존의 공급관리소의 정압시설은 정압밸브(팽창밸브)를 이용하여 고압의 천연가스를 수용가 사용 압력으로 감압시켜 공급하는 기능을 담당한다. 이때, 감압과정에서 발생하는 압력차 에너지는 폐압으로 버려졌다.
그러나 본 실시에에 따르면, 단독 또는 정압밸브와 병렬로 구비되는 터보팽창-발전기(120)를 구비하여, 감압과정에서 발생하는 압력차를 활용하여 전기를 생산함으로써, 폐압을 전력을 생산하는 에너지원으로 활용한다.
기체를 팽창시키는 수단으로서, 단열팽창시 기체의 온도가 낮아지는 줄-톰슨 효과(Joule-Thomson effect)를 이용하는 팽창밸브를 이용하여 천연가스를 도시가스로 감압시키는 경우에는, 비용이 저렴하고 공간을 적게 차지하며 온도 강하가 적다는 점에서는 장점이 있으나, 감압에너지를 회수할 수 없다는 단점이 있다.
본 실시예의 터보팽창-발전기(120)는, 등엔트로피 과정에 의해 유체가 팽창하는 팽창기일 수 있다. 본 실시예의 감압발전 모듈(100)은, 예열기(110)와 터보팽창-발전기(120)를 포함할 수 있다.
또한 본 실시예의 감압발전 모듈(100)은 기존의 공급관리소에 이미 설치되어 있는 정압밸브(팽창밸브)에 터보팽창-발전기(120)를 병렬로 구비하고, 예열기(110)에 열병합발전 모듈(300) 및/또는 연료전지 모듈(200)로부터의 배열이 이송되도록 하는 라인을 연결하여 이루어질 수도 있을 것이다.
본 실시예에서 고압가스 라인(GL1)을 통해 감압발전 모듈(100)로 이송되는 천연가스의 압력은 60 bar 내지 65 bar, 바람직하게는 약 55 bar일 수 있다. 또한, 감압발전 모듈(100)에서 감압된 천연가스의 압력, 즉, 감압 목표 압력은 천연가스 수요처에 따라서 다르기는 하나 약 25 bar 또는 약 8.5 bar 또는 약 5 bar 또는 약 1 bar일 수 있다.
예를 들어, 55 bar의 고압 천연가스를 터보팽창-발전기(120)를 이용하여 8.5 bar까지 감압시키면, 천연가스의 온도는 영하까지 낮아질 수 있으며, 터보팽창-발전기(120) 이후 공정의 배관, 장치 등에 저온 손상을 일으킬 수 있다.
따라서, 본 실시예에 따르면, 터보팽창-발전기(120)의 상류에서 감압시킬 고압 천연가스를, 감압 후 온도가 설정온도 이상이 되도록 가열하기 위한 예열기(110)를 구비한다. 여기서 설정온도는 예를 들어 0℃를 초과하는 온도 또는 천연가스 수요처(400)에서 요구하는 조건의 온도일 수 있다.
정압설비에서 팽창기는 비용이 고가이고 실제 적용 시 투자 대비 전력 생산량이 적어 경제성이 낮다는 평가를 받고 있다. 그러나 본 실시예에 따르면, 폐열을 회수하여 천연가스를 예열하고, 천연가스의 감압에너지를 회수하면서도 다양한 발전원과 연계하여 저비용으로 전력 생산량을 증대시킬 수 있으므로, 경제성이 낮다는 단점을 극복할 수 있다.
한편, 이러한 감압발전 모듈을 단일형 발전시설로 운용할 경우 예열비가 큰 비용요소로 작용한다. 정압밸브나 터보팽창기에 의해 가스가 팽창되면, 가스 온도 손실이 발생하므로, 정압밸브나 터포팽창기의 출구 온도를 일정 수준으로 유지시키려면 예열(preheating)이 요구된다. 일반적으로, 정압밸브에 의한 감압에 비해 터보팽창기를 이용한 감압에 더 많은 예열이 필요하고, 감압비가 높을수록 온도 손실도 더 커지게 된다. 터보팽창-발전기(120)에 의해 생산할 수 있는 전기량은 감압비와 가스 유량에 의해 결정되므로, 최상의 효율과 최적 운전을 위해서는 감압비와 유량이 중요 변수가 된다.
본 실시예에 따르면, 후술할 열병합발전 모듈(300)에서 생성된 폐열을 터보팽창기의 예열로 전환하여 활용함으로써, 복합발전 시스템 내 복합발전 효율을 증대시킬 수 있다.
또한, 본 실시예의 예열기(110)에서 고압의 천연가스를 가열하는 열원은, 에너지 공급부(ES)에서 회수되는 폐열일 수도 있다. 후술하는 연료전지 모듈(200)에서 배출되는 폐열이 제1 열원라인(QL1)을 따라 예열기(110)로 이송될 수 있다. 이때, 예열기(110)에서는, 제1 열원라인(QL1)을 통해 예열기(110)로 이송된 연료전지 모듈(200)의 폐열에 의해 고압의 천연가스는 가열되고, 폐열은 냉각되어 배출된다.
본 실시예에 따르면, 연료전지 모듈(200) 및/또는 열병합발전 모듈(300)에서 생성된 열에너지를 회수하여 예열원으로 활용함으로써, 에너지 절감, 환경개선 및 연료 다원화에 의한 폐자원 활용성을 증대에 기여할 수 있다.
예열기(110)에서 가열된 고압의 천연가스는 고압가스 라인(GL1)을 따라 터보팽창-발전기(120)로 이송되며, 터보팽창-발전기(120)에서 감압된 천연가스는 천연가스 수요처(400)로 이송된다. 예열기(110)에서 냉각된 폐열은 외부로 배출되거나 또는 에너지 수요부(ER)로 이송되어 냉난방 등에 필요한 열원으로 사용될 수 있다.
본 실시예에서 천연가스 수요처(400)는, 도시가스 공급소인 지구 정압기, 지역 정압기일 수 있다. 즉, 본 실시예의 감압발전 모듈(100)에서 감압된 천연가스는 천연가스 수요처(400)와, 에너지 수요 단지(800)와, 연료전지 모듈(200)과, 열병합발전 모듈(300)로 공급될 수 있다.
한편, 감압발전 모듈(100)에서 생산된 전력은, 전력 수요처로 이송된다.
본 실시예의 전력 수요처는, 본 실시예에 따른 복합발전 시스템 내에서 에너지를 생산 및 공급하기 위해 필요한 각종 설비를 포함하고, 전기 충전기(600), 전력 거래소(미도시), 전력 저장장치(710) 및 에너지 수요 단지(800)를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예의 감압발전 모듈(100)은 물론 후술할 연료전지 모듈(200), 열병합발전 모듈(300) 및 기타 에너지 생산 모듈(900)에서 생산된 전력은, 전력 수요처로 직접 공급될 수도 있고, 전력 분배부(700)를 통해 전력 수요처로 분배 공급될 수 있다.
본 실시예에 따른 복합발전 시스템은, 2차 발전원으로서 연료전지 모듈(200)을 포함한다.
본 실시예에 따른 연료전지 모듈(200)은, 감압발전 모듈(100)에서 감압된 저압 천연가스를 연료로 사용하여 수소, 전력 및 열을 생산하는 제1 연료전지부(210)와, 감압발전 모듈(100)에서 감압된 저압 천연가스 또는 제1 연료전지부(210)에서 생산된 수소를 연료로 사용하여 전력 및 열을 생산하는 제2 연료전지부(220)를 포함한다.
연료전지는 LNG 등 연료와 공기의 화학에너지를 전기화학적 반응에 의해 전기에너지 및 열로 전환하는 친환경 분산발전원이다. 별도의 연소과정이 없어 온실가스 배출이 없고 친환경적이며, 전기와 동시에 열을 생산하므로 난방과 전기를 동시에 공급할 수 있는 특성이 있다. 또한, 주요 도심지에 설치 가능한 분산형 전원 특성으로, 대형 연료전지를 통해 건물의 분산형 전지나 발전용 전지로 사용가능하다. 특히, 천연가스 중에 수소를 연료로 하여 전력을 생산하고, 수소는 전기화학적으로 산소와 반응하여 물을 생산하면서 전극에 전류를 발생시키며, 전자가 전해질을 통과하면서 직류전력과 열이 생성된다.
본 실시예의 연료전지 모듈(200)은 천연가스(화석연료)를 직접 개질하여 사용하거나, 개질한 수소를 이용하는 형태로서, 태양광 등 신재생에너지와의 하이브리드 또는 전기를 이용해 물분해를 통해 생산되는 수소를 이용하는 방식으로 활용할 수 있다.
감압발전 모듈(100)에서 감압된 저압 천연가스 중 일부는 제2 저압가스 라인(GL3)을 통해 연료전지 모듈(200)로 이송된다.
본 실시예의 제1 연료전지부(210)는, 제2 저압가스 라인(GL3)을 통해 이송된 천연가스, 즉 메탄(CH4)을 개질반응시켜 수소를 생산하는 개질기(미도시) 및 개질기에서 생산된 수소를 고순도로 정제하는 수소 정제 장치(미도시)를 포함할 수 있다.
제1 연료전지부(210)에서 생산된 수소는, 제2 수소라인(HL2)을 통해 에너지 수요부(ER)의 수소 충전기(500)로 이송된다. 또한, 제1 연료전지부(210)에서 생산된 수소는 제1 수소라인(HL1)을 통해 제2 연료전지부(220)로도 공급될 수 있다.
제1 연료전지부(210)에서 생산된 전력은, 감압발전 모듈(100)에서 생산된 전력과 마찬가지로 전력 수요처로 직접 공급되거나 또는 전력 분배부(700)를 통해 전력 수요처로 분배 공급될 수도 있다.
본 실시예에 따른 제1 연료전지부(210) 및 제2 연료전지부(220)는, 인산형 연료전지(PAFC; Phosphoric Acid Fuel Cell)일 수 있다.
또는, 제2 연료전지부(220)의 연료전지는, 고체산화물 연료전지(SOFC; Solid Oxide Fuel Cell)일 수 있다. 고체산화물 연료전지는 발전 효율이 높으며, 수소 뿐만 아니라 천연가스도 연료로 사용할 수 있다. 따라서, 수소와 천연가스 공급 및 가격 변동에 유연하게 대처할 수 있다.
본 실시예의 제2 연료전지부(220)에서는 전력과 열만이 생산된다.
제2 연료전지부(220)에서 생산된 전력은, 감압발전 모듈(100)에서 생산된 전력과 마찬가지로 전력 수요처로 직접 공급되거나 또는 전력 분배부(700)를 통해 전력 수요처로 분배 공급될 수도 있다.
한편, 연료전지 모듈(200)에서는 반응에 의해 필연적으로 배열이 발생하게 되는데, 이때, 연료전지 모듈(200)로부터 배출되는 폐열은 약 150℃일 수 있다.
종래의 연료전지 발전의 경우, 발전시설을 단일형으로 운영할 경우 발전과정에서 나오는 배열은 버려지고 있었다.
그러나, 본 실시예에 따르면, 연료전지 모듈(200)에서 발생된 열은, 제1 열원라인(QL1)을 통해 예열기(110)로 이송되어, 고압 천연가스를 예열하는 열원으로 사용될 수 있다. 또한, 연료전지 모듈(200)에서 발생된 열은 제2 열원라인(QL2)을 통해 이송되어 에너지 수요부(ER)의 열원 수요처, 예를 들어 에너지 수요 단지(800)에서 냉난방용 열원으로 사용될 수도 있다. 또는, 제1 연료전지부(210)에서 천연가스의 개질을 위한 증기를 발생시키는 열원으로 사용될 수 있다.
본 실시예의 연료전지 모듈(200)은, 전력 수요처의 전력 수요량과, 감압발전 모듈(100)의 열원 수요량과, 수소 충전기(500)의 수소 수요량에 따라서 가동률이 제어될 수 있다.
연료전지 모듈(200)의 수소 생산량이 지속적으로 유지될 수 있다면, 수소 충전기(500)의 가동률도 높아지므로, 본 실시예에 따르면, 연료전지 모듈(200)의 높은 가동률을 이용한 연속운전을 통해, 수소 충전기(500)에서 수소 연료차로의 안정적인 수소 연료 공급이 가능하다.
한편, 본 실시예의 에너지 수요부(ER)는, 에너지 공급부(ES)로부터 천연가스를 공급받는 천연가스 수요처(400), 에너지 공급부(ES)로부터 수소를 공급받는 수소 수요처(500), 에너지 공급부(ES)로부터 전력을 공급받는 전력 수요처(600, 700), 에너지 공급부(ES)로부터 천연가스, 수소, 전력 및 열원을 공급받는 에너지 수요 단지(800), 에너지 공급부(ES)로부터 천연가스를 공급받아 전력을 생산하는 열병합발전 모듈(300) 및 신재생 에너지를 이용하여 전력을 생산하는 기타 에너지 생산 모듈(900) 중 어느 하나 이상을 포함한다.
본 실시예의 수소 수요처(500)는, 수소를 연료로 사용하는 수소 연료차량으로 수소 연료를 충전해줄 수 있는 수소 충전기(500)일 수 있다. 도 1에는 한 대의 수소 충전기(500)만이 구비되는 것처럼 도시되어 있지만, 수소 충전기(500)는 1대 이상 설치될 수 있다.
또한, 본 실시예의 수소 충전기(500)는 탈부착 및 이동이 용이한 패키지 형태일 수 있고, 제2 수소라인(HL2)을 통해 에너지 공급부(ES)로부터 수소를 공급받는 온 사이트(on-site) 방식의 수소 충전기(500)일 수 있다.
본 실시예의 전력 수요처는, 에너지 공급부(ES)의 감압발전 모듈(100), 연료전지 모듈(200), 에너지 수요부(ER)의 열병합발전 모듈(300) 및 기타 에너지 생산 모듈(900)에서 생산된 전력을 이송받아 저장하거나 각 수요처로 분배하여 공급해주는 전력 분배부(700), 잉여 전력은 저장하고, 전력 피크 때에는 저장된 전력을 각 수요처로 공급하는 전력 저장장치(710) 및 전기차로 전력을 충전해줄 수 있는 전기 충전기(600)를 포함할 수 있다.
도 1에는 한 대의 전기 충전기(600)만이 구비되는 것처럼 도시되어 있지만, 전기 충전기(600)는 1대 이상 설치될 수 있으며, 본 실시예에서는 3대의 급속 전기 충전기(600)가 설치되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
본 실시예의 열병합발전 모듈(300)은, 감압발전 모듈(100)에서 감압된 저압 천연가스를 제3 저압가스 라인(GL4)을 통해 이송받아, 저압 천연가스를 연료로 하여 전력과 열원을 생산할 수 있다.
열병합발전은, 1차 에너지원인 천연가스로부터 전기를 생산한 후, 이 과정에서 발생한 폐열을 유효에너지로 활용하는 에너지 공급 시스템으로서, 하나의 에너지원으로부터 열과 전력을 동시에 발생시켜, 용도별로 공급하여, 에너지 이용 효율을 극대화시킬 수 있다. 산업체, 건물, 지역 냉난방, 산업단지 대상 집단 에너지 공급방식의 주요 열원설비로 활용되어 열과 전기를 생산한다.
본 실시예의 열병합발전 모듈(300)은, 천연가스를 연소시켜 발생하는 배기가스를 작동유체로 하여 전력을 생산하는 가스터빈(미도시), 가스터빈으로부터 배출되는 폐열로 스팀을 생산하는 폐열보일러(미도시) 및 폐열보일러에서 생산된 스팀을 작동유체로 하여 전력을 생산하는 스팀터빈(미도시)을 포함할 수 있다.
본 실시예의 열병합발전 모듈(300)은 전기 발생 후 발생하는 추기열과 배열을, 생산공정 열 또는 냉난방 방식의 열원으로 사용하는 증기터빈 방식일 수 있다.
열병합발전 모듈(300)의 운전방식은 열부하 추종운전, 가스터빈 단독운전, 전기부하 추종운전, 최대열부하 추종운전 및 혼합운전로 분류되는 총 5가지 모드로 운전될 수 있다.
열병합발전 모듈(300)에서 생산된 전력은 전력 수요처로 직접 공급되거나 또는 전력 분배부(700)를 통해 전력 수요처로 분배 공급될 수 있다.
본 실시예의 열병합발전 모듈(300)로부터 배출되는 폐열은 감압발전 모듈(100)의 예열기(110)로 공급될 수도 있고, 연료전지 모듈(200)의 제1 연료전지부(210)로 공급될 수도 있을 것이다. 또는, 제3 열원라인(QL3)을 통해 열원 수요처, 즉 본 실시예서 에너지 수요 단지(800)로 공급될 수 있다.
열병합발전 모듈(300)로부터 배출되는 열원은, 천연가스를 연소시켜 발생하는 배기가스, 폐열보일러에서 생산된 스팀, 가스터빈을 구동시킨 후 배출되는 가스터빈 배기가스 또는 스팀터빈을 구동시킨 후 배출되는 스팀터빈 응축수일 수 있다.
종래의 화력발전소 등에서는 열병합발전은 단일형 발전시설로 운영할 경우, 발전과정에서 나오는 폐열은 버려지게 된다. 즉, 천연가스 투입 에너지의 1/3 정도만 전력으로 회수되고 나머지 2/3 정도는 복수기를 통해 버려지는 실정이었다.
그러나, 본 실시예와 같이 집단 에너지 공급 시설에 열병합발전을 조합한 경우, 손실열을 냉난방열로 활용함으로써, 에너지 이용효율을 87%까지 극대화시킬 수 있으며, 복합발전에 의해 열병합발전 모듈(300)의 폐열을 감압발전 모듈(100) 또는 열원 수요처로 보낼 수 있으므로, 운전비용을 절감할 수 있다.
본 실시예의 열병합발전 모듈(300)는, 에너지를 생산하는 에너지 공급부(ES)로서의 역할을 수행하지만, 감압발전 모듈(100)을 안전하게 운영하기 위하여, 에너지 수요부(ER)에 배치된다.
본 실시예의 기타 에너지 생산 모듈(900)는, 태양광 에너지, 풍력 발전 등 신재생 에너지 발전원일 수 있다.
기타 에너지 생산 모듈(900)에서 생산된 전력은 전력 수요처로 직접 공급되거나 또는 전력 분배부(700)를 통해 전력 수요처로 분배 공급될 수 있다.
본 실시예에서 생산된 천연가스, 전력, 수소, 열원 등의 에너지는 에너지 수요부(ER)에서 사용될 수 있을 뿐 아니라, 에너지 공급부(ES)에서 장치를 구동시키기 위해 필요한 에너지로도 사용될 수 있다.
상술한 바와 같이 본 실시예에 따른 복합발전 시스템은, 감압발전 모듈(100), 연료전지 모듈(200), 열병합발전 모듈(300) 및 기타 에너지 생산 모듈(900) 등 적어도 3개 이상의 발전원을 포함하며, 천연가스, 수소, 열원, 전력 등 적어도 2종 이상의 에너지원을 생산할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 복합발전 시스템은, 제어센터(CR)를 더 포함할 수 있다. 제어센터(CR)는 본 실시예의 복합발전 시스템에 포함되는 각 장치들의 가동여부와 부하를 제어할 수 있고, 에너지 수요처의 수요량 변동에 따라 에너지 생산량을 제어할 수 있으며, 생산된 에너지를, 해당 에너지를 필요로 하는 수요처로 적절하게 분배하여 공급하고 각 수요처로의 에너지 공급량을 제어하는 수단일 수 있다.
또한, 본 실시예의 복합발전 시스템은, 동일한 연료를 사용하여 열과 전기를 동시에 생산한다. 또한, 배열 회수 및 폐열 활용으로 손실되는 에너지를 회수하여 재활용함으로서, 대체설비인 보일러와 발전기의 개별 효율을 능가할 수 있다.
한편, 감압발전, 열병합발전, 연료전지, 태양광 발전 등 다양한 발전시설들은, 단독으로 운영할 때 그 효율이 낮으므로, 다양한 에너지원을 사용 목적별로 발전조합을 적절하게 구성하여 최적 발전이 가능하도록 설계하는 것이 효율적인 복합발전 운영 시스템의 핵심 사항이라 할 수 있다.
이하, 상술한 본 발명의 일 실시예에 따른 복합발전 시스템의 효과적인 운영 방법을 설명하기로 한다. 본 실시예에 따른 복합발전 시스템의 운영방법은, 생산된 에너지원을 효과적으로 공급하고 사용하여 복합발전 시스템의 최적 발전이 가능하도록 한다.
여기서, 본 발명의 일 실시예에 따른 복합발전 시스템에서 생산되는 에너지원은, 연료전지 모듈(200)의 제1 연료전지부(210)에서 생산되는 수소와, 감압발전 모듈(100), 연료전지 모듈(200)의 제1 연료전지부(210) 및 제2 연료전지부(220), 열병합발전 모듈(300)에서 생산되는 전력을 포함한다. 또한, 필요에 따라서는 기타 에너지 생성 모듈(900)에서 생산되는 전력을 더 포함할 수도 있다.
본 실시예에 따르면, 제1 연료전지부(210)에서 생산되는 수소는 전량 수소 충전기(500)로 공급하여 수소차 충전 서비스 제공에 사용하는 것이 바람직하다.
또한, 본 실시예의 감압발전 모듈(100), 연료전지 모듈(200)의 제1 연료전지부(210), 연료전지 모듈(200)의 제2 연료전지부(220), 열병합발전 모듈(300)에서 생산된 전력은 모두 전력거래소에 판매하거나 모두 전기 충전기(600)로 공급하여, 전기차 충전 서비스 제공에 사용할 수 있다.
본 발명의 발명자들은 복합발전 시스템을 전력계통에 연계할 경우, 발전원가에 따라 경제성 문제가 발생하게 되며, 에너지 저장장치와 결합이 신뢰도와 경제성을 높이는 수단임을 확인하였다.
따라서, 본 실시예에 따르면, 감압발전 모듈(100), 연료전지 모듈(200)의 제1 연료전지부(210), 연료전지 모듈(200)의 제2 연료전지부(220), 열병합발전 모듈(300)에서 생산된 전력은 전력거래소에 판매하되, 감압발전 모듈(100)에서 생산된 전력 중에서 연료전지 모듈(200)의 제2 연료전지부(220)에서 생산된 전력량 만큼의 분량은 전기 충전모듈로 공급하는 것이 바람직하다.
이는 감압발전 모듈(100), 연료전지 모듈(200)의 제1 연료전지부(210), 연료전지 모듈(200)의 제2 연료전지부(220), 열병합발전 모듈(300)에서 생산된 전력을 모두 전력거래소에 판매하는 방식에 비해, 회수 시간 및 경제성 부문에서 큰 차이를 보인다.
따라서, 본 실시예와 같이 연료전지 모듈(200)의 발생 전력은 전력거래소에 판매하고, 감압발전 모듈(100) 및 열병합발전 모듈(300)의 발생 전력은 복합발전 시스템 내에서 활용하거나 전기 충전기(600)에 공급하는 것이, 연료전지 발생전력에 대한 가격 정책의 유리함을 최대한 활용하면서도, 발전량이 많고 필연적으로 전력이 발생하는 감압발전을 이용하여 지역 내 전기차 충전수요를 일부 충당하여 해소할 수 있어 경제성과 공익성을 모두 포용할 수 있어 유리하다.
즉, 본 실시예에 따르면, 복합발전 시스템 내에서 생산된 전력을 모두, 전력거래소에 판매하되, 판매단가가 가장 높은 발전원에서 생산된 전력량, 즉 제2 연료전지부(220)에서 생산된 전력량에 해당하는 양만큼의 전력은, 발전량이 가장 많으면서도 발전량이 일정한 발전원에서 생산된 전력량, 즉 감압발전 모듈(100)에서 생산된 전력량 중에서 해당량만큼을 충당하여 전기 충전기(600)에 공급한다.
또한, 복합발전 시스템이, 기타 에너지 생성 모듈(900)을 포함하고, 기타 에너지 생성 모듈(900)로서 태양광발전 모듈 등 신재생에너지 발전 모듈을 포함하는 경우에도 마찬가지로, 복합발전 시스템 내에서 생산된 전력을 모두 전력거래소에 판매하되, 판매단가가 가장 높은 발전원에서 생산된 전력량에 해당하는 양만큼의 전력을, 발전량이 가장 많은 발전원에서 생산된 전력량 중에서 충당하여 전기 충전기(600)에 공급한다.
이와 같이, 연료전지 모듈(200)의 제1 연료전지부(210)에서 생산된 수소는 수소 충전기(500)에 공급하여 수소차 충전에 사용하고, 감압발전 모듈(100), 연료전지 모듈(200), 열병합발전 모듈(300) 및 기타 에너지 생성 모듈(900)에서 생산된 전력을 공급하는 방식에 따라 서로 다른 조합을 고려할 수 있다.
신재생에너지는 통계학적 특성과 낮은 에너지 밀도 특성으로 안정적인 전력공급과 경제성 확보가 중요하며 복합발전 시스템의 주요 설계인자가 된다. 그 중 연료전지는 기존 배터리 대비 다량의 전력을 저장할 수 있고, 필요한 시점에 전력을 전송할 수 있다는 장점이 있다.
본 실시예의 복합발전 시스템은 안정적으로 전력을 생산하고, 각각의 발전원은 서로 보완하는 방식으로 가동된다. 본 발명은 감압발전과 열병합발전의 연계 뿐 아니라, 연료전지 발전을 결합하여 배열을 활용하고, 전력과 수소의 생산 및 판매를 지향하는 경제적 가치 창출의 개념이다.
한편, 본 실시예에 따르면, 수요처의 에너지 사용량 패턴을 바탕으로, 전력 거래소의 가격 변동을 고려하여 공급 최적 운용 방안을 도출한다.
먼저, 본 실시예에 따른 복합발전 시스템에서 생산된 전력을 공급받는 전력 수요처별로 에너지 사용량을 분석하여 시나리오를 도출하는 단계를 포함한다.
여기서, 전력 수요처로서는, 수소 충전기(500), 전기 충전기(600) 및 에너지 수요 단지(800)를 포함한다.
수소 충전기(500)는, 정제설비, 저장설비, 압축설비, 수소 공급설비, 충전 설비 및 온도 제어설비 등 전력을 필요로 하는 설비를 포함하고 있다. 즉, 수소 충전소의 각종 설비별 에너지 사용량을 분석한 후, 일 평균 에너지 사용량을 분석하여 에너지 사용 시나리오를 도출한다.
또한, 또 다른 전력 수요처인 전기 충전기(600)의 설비별 에너지 사용량을 분석하고, 사례별, 시간별, 요일별, 계절별 에너지 사용 시나리오를 도출한다.
또한, 또 다른 전력 수요처인 에너지 수요 단지(800), 예를 들어 1,000 kW 이상 급 오피스 건물군의 에너지 사용 패턴을 분석하고, 시간별, 요일별, 계절별 에너지 사용 시나리오를 도출한다.
다음으로, 본 실시예에 따른 복합발전 시스템의 전원별 경제성 및 제어항목을 분석하는 단계를 포함한다.
본 실시예에 따른 복합발전 시스템의 전원은, 감압발전 모듈(100), 연료전지 모듈(200) 및 열병합발전 모듈(300)을 포함하며, 필요에 따라서는 기타 에너지 생산 모듈(900) 즉, 본 실시예에서 태양광발전 모듈(900)을 더 포함할 수 있고, 또한 방전모드로 작동할 때에는 전력 저장 장치(710)를 더 포함할 수도 있다.
본 실시예에서 분석할 각 전원의 경제성 항목은 부품 교체비 등의 유지비를 포함한다.
또한, 본 실시예에서 분석할 제어항목은, 태양광발전 모듈(900)과 전력 저장장치(710)의 제어로직을 분석하여 각 이벤트에 따라 구체적으로 추려낸다.
다음으로, 전력 거래소 분석을 통해 전기요금체계를 도출하는 단계를 포함한다.
이 단계에서는, 단선도 해석을 통해 복합발전 시스템의 전기 사용 용도, 즉 전력 수요처의 수요 및 사용패턴을 분석하고, 그에 따라 전력 요금 산정 공식을 계절별 및 부하별로 도출하여, 각 전력 수요처로의 전력 생산량 판매금액을 산정하여 적용한다.
여기서, 전력 생산량 판매금액은, 과거 3년간 가격 변동을 고려할 수 있다.
마지막으로, 앞선 분석 항목들을 고려하여 환경별, 소비패턴별, 시나리오별 경제적 최적 운영방안을 도출하는 단계를 포함한다.
각 전력 수요처의 전력 수요 및 사용 패턴과, 상기 전력 거래소의 가격 변동 등 상술한 분석 항목들을 인자로 하여 전력 판매 우선 순위를 산정하고, 산정된 판매 우선 순위에 따라 전력을 분배하여 각 수요처로 공급한다.
예를 들어, 생산된 전력은 계내 수요 전력으로 우선적으로 공급한다. 계내 수요 전력으로 공급하고 남은 나머지 전력은 전력 판매소로 공급하되, 상기 전력 판매가가 가장 높게 산정된 전원에서 생산된 전력량만큼은, 상기 전력 생산량이 가장 높은 전원에서 생산된 전력량 중에서 상기 전기 충전소로 공급한다.
남는 전력은 전력 저장 장치(710)에 저장한 후 계내 전력 수요나 인근 에너지 수요 단지(800)의 백업 전력 및/또는 기저 전력으로 사용할 수 있다.
전력 저장 장치(710)에 저장된 전력은 정전 등의 이벤트가 발생했을 때, 전력 수요처로 공급하여 사용할 수 있다.
한편, 앞선 분석 항목들을 고려하여 전력 공급을 제어할 뿐 아니라, 전력의 생산도 제어할 수 있다.
일례로, 각 전력 수요처의 전력 수요 및 사용 패턴과, 상기 전력 거래소의 가격 변동 등 상술한 분석 항목들을 인자로 하여, 각 전원별 전력 생산량을 결정한다. 이때, 전력 생산량은 전력 수요처의 전체 전력 수요에 대응하여 결정할 수도 있을 것이다.
다만, 본 실시예의 복합발전 시스템의 전력 생산량은, 감압발전 모듈(100)의 경우 가스 수요량에 따라 발전량이 결정되고, 연료전지 모듈(200)의 경우 수소 공급량과 수소 수요량에 따라 발전량이 결정될 수 있으며, 열병합발전 모듈(300)의 경우에도 연료 공급량과 냉난방 수요 및 예열기(110)의 열량 수요에 따라 결정될 수 있고, 기타 에너지 생산 모듈(900)이 신재생에너지인 경우 환경에 따라 결정될 수 있다.
즉, 전력 생산량을 제어하지 않더라도 각 에너지 보급 형태에 따라 각 저원별로 전력 생산량이 일정하거나 또는 변동되어서 결정되는데, 전력 생산량을 제어한다는 것은, 이와 같이 기본적으로 결정되는 전력 생산량에서 추가로 전력을 더 생산하기 위해, 어느 하나 이상의 전원의 전력 생산량을 증대시키는 것과, 기본 전력 생산량보다 전력 생산량을 감소시키는 것을 의미할 수 있다.
추가로 전력을 더 생산하는 경우는, 예를 들어 전기 충전소나 전력 거래소의 판매단가가 증가한다거나 또는 시나리오 분석 상 전력 수요처의 전력 수요나 판매 단가가 증가할 것으로 예상되는 경우를 포함할 수 있다.
한편, 전력 생산량을 감소시키는 경우는, 마찬가지로, 전기 충전소나 전력 거래소의 판매단가가 감소한다거나 또는 시나리오 분석 상 전력 수요처의 전력 수요나 판매 단가가 감소할 것으로 예상되는 경우를 포함할 수 있다.
이와 같이, 공급관리소 기반 융복합 발전 시스템 내 발전원 계통과 수용가의 전력 계통을 연계하여, 수용가 기저설비 사용전력 및 정전 등 이벤트 상황에서 백업전원 공급 역할을 수행할 수 있어 수요자원거래 참여로 정산금을 확보할 수 있고, 임대상가의 에너지 사용 및 요금관리를 효율적으로 할 수 있으며, 전기요금 절감을 극대화할 수 있다.
상술한 본 발명의 일 실시예에서 추구하는 운영 모델은, 초기 수소차 보급이 어려운 시점에 연료전지 발전을 통한 전력거래로 경제성을 제고할 수 있다.
기존의 수소 충전소에서는 생산 또는 공급받은 수소를 수소차에만 판매하였으므로, 수소차 보급률의 영향을 많이 받는다. 수소차 보급이 낮을 때에는 수소 충전소의 이용률이 10% 미만에 불과하여 운영이 어려웠다. 이는 전기 충전소에서도 마찬가지였다.
그러나, 본 발명에 따른 복합발전 시스템은, 연료전지를 설치함으로써, 온 사이트 방식으로 수소 충전 서비스를 제공할 수 있을 뿐 아니라, 전력 판매로 경제성을 제고할 수 있다. 특히, LPG, 도시가스(LNG), 바이오가스 등 가장 경제적으로 공급받을 수 있는 연료를 사용하여, 연료전지에서 수소를 생산할 수 있으므로, 충전소에 공급하는 수소 단가에 큰 영향을 미치는 운송비도 절감되고, 지역상황을 고려하여 유연하고 경제적인 수소와 전력 생산 및 보급이 가능하다.
본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.
ES : 에너지 공급부
100 : 감압발전 모듈 200 : 연료전지 모듈
110 : 예열기 210 : 제1 연료전지부
120 : 터보팽창-발전기 220 : 제2 연료전지부
ER : 에너지 수요부
300 : 열병합발전 모듈 700 : 전력 분배부
400 : 천연가스 수요처 710 : 전력 저장 장치
500 : 수소 충전기 800 : 에너지 수요 단지
600 : 전기 충전기 900 : 기타 에너지 생성부
CR : 제어센터
GL1 : 고압가스 라인 GL2 : 제1 저압가스 라인
GL3 : 제2 저압가스 라인 GL4 : 제3 저압가스 라인
HL1 : 제1 수소라인 HL2 : 제2 수소라인
EL1 : 제1 전력라인 EL2 : 제2 전력라인
EL3 : 제3 전력라인 EL4 : 제4 전력라인
QL1 : 제1 열원라인 QL2 : 제2 열원라인
QL3 : 제3 열원라인

Claims (8)

  1. 천연가스를 연료로 사용하는 둘 이상의 전원을 이용하여 전력을 생산하는 에너지 생산단계; 및
    상기 에너지 생산단계에서 생산된 전력을 계내 수요 전력, 인근에 연계된 에너지 수요 단지의 수요 전력, 전력 거래소 및 전기 충전소 중 어느 하나 이상에 공급하는 전력 공급단계;를 포함하고,
    상기 둘 이상의 전원은 각각 서로 다른 방식으로 전력을 생산하고,
    상기 전력 공급단계는,
    상기 에너지 생산단계에서 생산된 전력을 계내 수요 전력으로 공급하는 제1 공급단계;
    상기 에너지 생산단계의 각 전원별 전력 판매가를 산정하는 단계;
    상기 둘 이상의 전원 중에서 상기 전력 판매가가 가장 높게 산정된 전원에서 생산된 전력량만큼을, 전력 생산량이 가장 일정한 전원에서 생산된 전력 또는 전력 생산량이 가장 많은 전원에서 생산된 전력 중에서, 상기 전기 충전소로 공급하는 단계; 및
    상기 제1 공급단계 및 전기 충전소로 공급하는 단계에서 공급하고 남은 나머지 전력을 상기 전력 거래소에 판매하는 제2 공급단계;를 포함하는, 복합발전 시스템의 운영 방법.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 전력 공급단계는,
    상기 각 전력 수요처의 전력 수요 및 사용 패턴과, 상기 전력 거래소의 가격 변동을 인자로 하여 전력 판매 우선 순위를 산정하는 단계; 및
    상기 산정된 판매 우선 순위에 따라 전력을 분배하여 각 수요처로 공급하는 단계;를 포함하는, 복합발전 시스템의 운영 방법.
  3. 청구항 1에 있어서,
    상기 에너지 생산단계는,
    고압 천연가스 공급처로부터 공급받은 고압의 천연가스를 수요처의 요구 압력까지 감압시켜 가스 수요처로 공급하면서, 기체의 감압에 의해 발생한 에너지로 전력을 생산하는 감압발전 단계;
    상기 감압된 천연가스로 수소를 생산하고, 생산된 수소를 연료로 사용하여 전기화학적 반응에 의해 전력을 생산하는 제1 연료전지발전 단계; 및
    상기 감압된 천연가스를 연소시켜 열에너지를 생산하고, 폐열을 회수하여 전력을 생산하는 열병합발전 단계;를 포함하는, 복합발전 시스템의 운영 방법.
  4. 청구항 3에 있어서,
    상기 에너지 공급단계는,
    상기 제1 연료전지발전 단계에서 생산된 수소 중 연료로 사용하고 남은 수소를 수소 충전기에 공급하는 수소 충전단계;를 포함하는, 복합발전 시스템의 운영 방법.
  5. 청구항 1에 있어서,
    상기 전력 공급단계는,
    상기 생산된 전력 중 일부를 백업전원으로 저장하는 단계;를 더 포함하며,
    상기 저장된 백업전원은 정전을 포함하는 비상상황 시에 상기 계내 수요 전력, 인근에 연계된 에너지 수요 단지의 수요 전력, 전력 거래소 및 전기 충전소 중 어느 하나 이상으로 공급하는, 복합발전 시스템의 운영 방법.
  6. 청구항 3에 있어서,
    상기 에너지 생산단계는,
    상기 감압된 천연가스로 전력을 생산하는 제2 연료전지발전 단계;를 더 포함하는, 복합발전 시스템의 운영 방법.
  7. 청구항 3에 있어서,
    상기 감압발전 단계는,
    상기 열병합발전 단계에서 배출되는 폐열을 회수하여 상기 고압 천연가스를 감압시키기 전에 예열하는 단계;를 더 포함하는, 복합발전 시스템의 운영 방법.
  8. 청구항 3에 있어서,
    상기 감압발전 단계는,
    상기 제1 연료전지발전 단계에서 배출되는 폐열을 회수하여 상기 고압 천연가스를 감압시키기 전에 예열하는 단계;를 더 포함하는, 복합발전 시스템의 운영 방법.
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