KR102361914B1 - 초임계 팽창을 통한 유체의 재기화 중에 전력 생성을 위한 개선된 방법 - Google Patents

초임계 팽창을 통한 유체의 재기화 중에 전력 생성을 위한 개선된 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR102361914B1
KR102361914B1 KR1020207018201A KR20207018201A KR102361914B1 KR 102361914 B1 KR102361914 B1 KR 102361914B1 KR 1020207018201 A KR1020207018201 A KR 1020207018201A KR 20207018201 A KR20207018201 A KR 20207018201A KR 102361914 B1 KR102361914 B1 KR 102361914B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
heat exchanger
line
turbine
fluid flow
pressure
Prior art date
Application number
KR1020207018201A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20200091889A (ko
Inventor
제바스챤 하스
Original Assignee
지멘스 악티엔게젤샤프트
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority to EP17203813.5A priority Critical patent/EP3489473A1/de
Priority to EP17203813.5 priority
Application filed by 지멘스 악티엔게젤샤프트 filed Critical 지멘스 악티엔게젤샤프트
Priority to PCT/EP2018/079128 priority patent/WO2019101461A1/de
Publication of KR20200091889A publication Critical patent/KR20200091889A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102361914B1 publication Critical patent/KR102361914B1/ko

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0282Steam turbine as the prime mechanical driver
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01KSTEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/34Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of extraction or non-condensing type; Use of steam for feed-water heating
    • F01K7/44Use of steam for feed-water heating and another purpose
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01KSTEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02Controlling, e.g. stopping or starting
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01KSTEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01KSTEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K3/00Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01KSTEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/34Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of extraction or non-condensing type; Use of steam for feed-water heating
    • F01K7/38Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of extraction or non-condensing type; Use of steam for feed-water heating the engines being of turbine type
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/02Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being an unheated pressurised gas
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04Recovery of thermal energy
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03Mixtures
    • F17C2221/032Hydrocarbons
    • F17C2221/033Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0107Single phase
    • F17C2223/013Single phase liquid
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135Pumps
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0339Heat exchange with the fluid by cooling using the same fluid

Abstract

본 발명은 극저온 유체용 탱크(2); 제1 라인(3)을 통해 탱크(2)와 연결된 제1 펌프(4); 제2 라인(5)을 통해 제1 펌프(4)와 연결된 제1 열교환기(6); 및 제1 열교환기(6)의 하류에 배열된 제2 열교환기(7); 그리고 제2 열교환기(7)의 바로 하류에 배열된 제1 터빈(8);을 포함하는, 재기화 중에 전력 생성을 위한 장치(1)에 관한 것으로서, 제1 터빈(8)으로부터는 제3 라인(9)이 분기되어 제1 열교환기(6) 내로 개방되고, 제1 열교환기(6)로부터는 제4 라인(10)이 분기되어 제2 라인(5) 내로 개방되고, 제2 펌프(11)가 제4 라인(10) 내에 연결된다. 본 발명은 또한 전력 생성을 위한 방법에 관한 것이다.

Description

초임계 팽창을 통한 유체의 재기화 중에 전력 생성을 위한 개선된 방법
본 발명은 재기화(regasification) 중에 전력 생성을 위한 장치 및 상응하는 전력 생성 방법에 관한 것이다.
발전소 건설에 있어서, 경향은 대형의 화석 연료 발전소에서 풍력, 태양광 발전(photovoltaics) 등과 같은 재생 에너지 발전(renewable energy generation)으로 이동하고 있다. 게다가, 분산형 에너지 생산(decentralized energy production)이 또한 더욱 중요해지고 있다.
망 안정성 및 공급 안전성에 대한 요건들에 부합하기 위해, 저장 해결책이 미래에 점점 더 중요해질 것이다. 이 경우, 각각의 용례의 특정 요건들에 추가하여, 경제성도 항상 중요한 위치에 있다. 에너지 저장소는 내구성이 있고 신속하게 이용 가능해야 하고, 유해 물질로 환경을 오염시키지 않아야 하고, 지리적 조건에 독립적이어야 하고, 큰 출력 범위, 에너지 함량 및 높은 효율을 가져야 하고, 최선으로는 또한 비용 효율적이어야 한다.
하나의 가능성은 액체 공기의 형태의 에너지 저장이다(LAES = liquid air energy storage: 액체 공기 에너지 저장). LAES 기술은 여전히 초기 단계에 있으며, 여전히 개선 및 부가의 비용 절감의 잠재력이 있는 것으로 보인다. 요약하면, LAES 방법은 순수 저장 프로세스를 위해, 공기 액화기, 액체 공기용 탱크, 및 재변환 유닛(reconversion unit)을 포함하며, 이러한 재변환 유닛 내에서 액체 공기는 고압으로 펌핑되고, 증발되며, 터빈 내에서 다단식으로 중간 가열에 의해 팽창된다. 효율을 증가시키기 위해, 공기 액화 중에 생성된 압축 열은 저장되고, 터빈 유입 전에 공기를 더 높은 온도로 유도하기 위해 재변환 사이클에서 사용될 수 있다.
동일한 방식으로, 재변환 사이클에서 공기의 증발 시에 발생하는 "냉기(cold)"가 액화 사이클에서 에너지 소비를 최소화하기 위해 저장될 수 있다.
게다가, 예를 들어, 가스 터빈 프로세스와 같은 다른 방법과 LAES의 조합이 또한 존재한다. 더욱이, 그렇지 않으면 예를 들어 액체 가스 증발기로부터 제거되는 냉기는 LAES에 바람직하게 통합될 수 있다. LAES 방법의 더 낮은 하부 프로세스 온도의 결과로서, 여전히 경제적으로 사용될 수 있는 산업 프로세스로부터의 저가치 폐열에도 동일한 것이 적용된다.
저온 저장소로서는, 증발된 공기에 대해 반대로 액화되는 유기 화합물이 언급될 수 있다.
무엇보다도, 투자 비용의 감소는 현재, 상업적 성공을 위해 중요한 것으로 보인다.
천연 가스는 운송 목적으로 액화되는데, 이를 위해 많은 양의 에너지가 소비되어야 한다. LNG 터미널에서, 액화 천연 가스(Liquid Natural Gas = LNG)는 압력을 받고 증발되어 파이프라인 내로 이송된다.
액화 천연 가스에 제공된 냉기의 잠재력을 전력 생성을 위해 사용하고 액화를 위해 소비된 에너지의 일부를 회수하기 위해, 낮은 효율을 제공하고 그리고/또는 비용이 많이 들고 복잡한 방법만이 이전에 존재해 왔다. 일반적으로, 부가의 작동 매체를 필요로 하고 다수의 구성요소들을 포함하는 방법이 실행된다. 그 결과로서 가용성이 낮고 복잡성이 높아진다.
본 발명의 목적은 높은 효율을 갖는 동시에 또한 비용 효율적이고 간단하며 신뢰성이 있는 저장 및 재변환을 위한 장치 및 방법을 제공하는 것이다.
본 발명은 극저온 유체용 탱크; 제1 라인을 통해 탱크와 연결된 제1 펌프; 제2 라인을 통해 제1 펌프와 연결된 제1 열교환기; 및 제1 열교환기의 하류에 배열된 제2 열교환기; 그리고 제2 열교환기의 바로 하류에 배열된 제1 터빈;을 포함하는, 재기화 중에 전력 생성을 위한 상기 유형의 장치에 있어서, 제1 터빈으로부터는 제3 라인이 분기되어 제1 열교환기 내로 개방되고 상기 제1 열교환기로부터는 제4 라인이 분기되어 제2 라인 내로 개방되고, 제2 펌프가 제4 라인 내에 연결되는 것을 제공함으로써, 장치에 관한 목적을 달성한다.
바람직한 실시예에서, 제3 열교환기가 제2 펌프의 상류에서 제2 라인 및 제4 라인 내에 연결된다. 상기 제3 열교환기(복열 장치)는 장치의 달성 가능한 전력을 증가시키지만 절대적으로 필수적인 것은 아니므로, 투자 비용을 절약하기 위해 생략될 수도 있게 된다. 복열 장치가 생략될 때 장치의 전력은 대략 1%만큼 감소한다.
제5 라인이 제1 터빈으로부터 분기되어 파이프라인 내로 개방되는 것이 바람직하다. 그러나, 대안적으로 그리고 사용된 매체에 따라, 추가 팽창 후 가스 터빈 연소 챔버, 냉기 저장소 또는 분위기로의 배출 도관이 또한 고려 가능하다.
제5 라인 내에 제4 열교환기가 연결되는 것이 또한 바람직하다.
요구 파이프라인 압력이 필수 초임계 팽창 압력보다 낮은 경우, 파이프라인을 향해 이동하는 유동은 다른 터빈 단계에서 파이프라인 압력의 레벨로 팽창될 수 있다. 이 경우, 제5 라인 내에는 제2 터빈이 연결되고 제4 열교환기가 이어서 제2 터빈의 하류에 배열될 것이다.
이 경우, 최종 팽창 단계 이전에 가열 작업이 실행될 수 있다. 즉, 제5 열교환기가 제5 라인 내에서 제2 터빈의 상류에 배열되는 것이 바람직하다.
대안적인 바람직한 실시예에서, 제1 열교환기; 제3 열교환기; 및 제2 라인 내로의 제4 라인의 이송 위치;는 하나의 구성요소에 일체화된다.
본 발명의 바람직한 실시예에서, 탱크는 액화 천연 가스(LNG)를 수납한다. 그러나, 액체 공기, 액체 질소, 액체 산소 또는 액체 아르곤이 또한 고려될 수도 있는 유체이다.
본 발명의 기본 개념은 예를 들어, 천연 가스가 터빈 내의 작동 매체로서 초임계 압력으로 팽창된다는 것이다. 큰 부분 유동이 이에 의해 재순환되고, 압력으로 펌핑될 수 있고, 터빈 내에서 팽창 전에 환경 및/또는 다른 프로세스로부터 열을 흡수할 수 있다. 이에 따라, 최저의 복잡성으로, 전력이 증가될 수 있다. 천연 가스/천연 가스 열교환기에서 2개의 재료 유동들이 이에 의해 유사한 온도 특성 곡선을 갖고, 작은 온도 차이가 발생하고, 따라서 양호한 열전달이 달성될 수 있기 때문에, 충분히 낮은 전력 소모량으로 작동하는 펌프로의 부분 유동의 재순환은 단지 초임계 팽창만을 통해 가능하다. 이에 의해, 펌프 유입 온도가 충분히 낮아지고 이에 상응하게 펌프 출력이 작다.
따라서, 방법에 관한 목적은, 전력 생성을 위한 방법이며, 유체가 제1 압력이 되고, 이에 따라 고압 유동이 생성되고, 고압 유동은 고압 유동보다 큰 제2 유체 유동과 결합되고, 생성되는 총 유체 유동은 제1 열교환기로 안내되고, 제1 열교환기에서는 총 유체 유동이 제2 유체 유동에 의해 가열되고, 가열된 총 유체 유동은 이후에 주변 열 및/또는 다른 프로세스들로부터의 폐열을 도입함으로써 제2 열교환기에서 추가로 가열되고, 추가로 가열된 총 유체 유동은 제1 터빈에서, 더 낮지만 초임계인 압력으로 팽창되고, 제1 터빈으로부터 배출된 총 유체 유동은 제2 유체 유동 및 더 작은 제3 유체 유동으로 분할되고, 제2 유체 유동은 자신의 열을 총 유체 유동으로 방출한 후, 고압 유동의 압력 레벨이 되는, 상기 방법에 의해 달성된다.
이 경우에, 제2 유체 유동은, 고압 유동의 압력 레벨이 되기 전에, 제3 열교환기에 의해 더욱 더 냉각되고, 고압 유동은 가열되는 것이 바람직하다.
바람직하게는, 유체는 탱크로부터 추출된다. 이러한 방법은 궁극적으로 탱크에 저장된 유체 매체의 재기화에 관한 것이다.
제1 펌프에 의해, 탱크로부터 추출된 유체는 150 bara 초과의 압력이 되는 것이 바람직하다.
추가 가열이 가능한 한 높은 터빈 유입 온도를 유도하는 것이 바람직하다. 단지 주변 열만 이용 가능하면, 추가 가열이 주변 온도에 가능한 한 가까이 근접하게 되지만, 적어도 주변 온도보다 5℃까지 낮은 온도로 수행되는 것이 바람직하다. 주변 열이 공기 또는 해수로부터 추출되는 것이 바람직하다.
더 낮지만 초임계인 압력은 70 bara 초과인 것이 또한 바람직하다. 초임계 팽창의 장점들은 이미 전술되었다.
제3 유체 유동의 하나의 가능한 중요 용도는, 예를 들어 탱크로부터 추출된 유체가 액화 천연 가스일 때, 추가 사용을 위한 파이프라인 내로의 이송이다. 그러나, 예를 들어 액체 공기, 액체 질소, 액체 산소 또는 액체 아르곤과 같은 다른 유체가 또한 본 발명에 따른 방법에 사용될 수도 있다.
효율을 추가로 개선하기 위해, 제1 터빈 내에서 다단식으로 팽창 및 중간 가열되는 것이 바람직할 수도 있다.
본 발명은 이하의 장점들을 제공한다:
- 효율이 비교적 높음;
- 매우 간단한 개념임. 적은 복잡성으로, 강건한 제어 및 자동화가 달성될 수 있음;
- 적은 수의 구성요소들 및 기계들을 통해, 상당한 운영 유연성이 가능함. 급속한 부하 변화가 마찬가지로 큰 문제를 나타내지 않음;
- 유체 자체(예로서, 천연 가스)에 추가하여, 부가의 작동 매체가 요구되지 않음;
- 낮은 복잡성의 결과로서, 새로운 방법은 낮은 고장률 및 이에 따른 높은 가용성을 제공하는데, 이는 고객 수용을 위해 매우 중요함,
- 문헌 내의 이론적으로 설명된 다른 방법과 대조적으로, 구성요소의 신규 개발에 대한 지출이 요구되지 않음;
- (예를 들어) 천연 가스 유동들 사이의 큰 전달 열을 통해, 주변 열에 의해 여전히 가열되어야 하는 천연 가스의 온도는 이미 매우 높음. 그 결과, 해수의 동결 또는 대기 습기의 동결은 명백히 더 적은 문제들을 제시하기 때문에, 더 비용 효율적인 열교환기가 생성된다.
계획된 LNG 터미널과 기존 터미널의 모두에 대해, 재기화 시의 전력 생성을 위한 완벽한 해결책이 개량으로서 제공될 수 있다.
고객 관점에서는, 새로운 해결책으로 자체 요구량이 감소될 수 있고 적용 가능한 경우에 초과 전류가 심지어 망에 공급될 수 있기 때문에, 개관 가능한 투자 비용으로 운영 비용을 상당히 감소시키는 가능성이 존재한다.
천연 가스의 일부가 증발을 위해 연소되는 종래의 재기화 해결책과 비교하여, 총 유동이 이제 파이프라인 내로 이송될 수 있고 또한 전류가 생성되기 때문에 경제성이 상당히 증가된다.
본 발명은 도면을 예로서 참조하여 더 상세히 설명된다. 개략적이고 실제 축척대로 도시되어 있지는 않은 도면에서,
도 1은 본 발명에 따른 전력 생성용 프로세스를 위한 기본 회로를 도시하고 있다.
도 2는 더 낮은 파이프라인 압력을 위한 회로를 도시하고 있다.
도 3은 복열 장치를 생략함으로서 비용 최적화를 위한 회로를 도시하고 있다.
도 4는 일체형 열교환기를 갖는 실시예를 도시하고 있다.
도 5는 본 발명에 따른 방법에 대한 흐름도이다.
도 1은 본 발명에 따른 재기화 중에 전력 생성을 위한 장치(1)의 기본 회로를 개략적으로 그리고 예로서 도시하고 있다. 장치(1)는 극저온 유체, 바람직하게는 액화 천연 가스(LNG)를 위한 탱크(2)를 포함하지만, 액체 공기, 액체 질소, 액체 산소 또는 액체 아르곤도 또한 가능하다. 제1 펌프(4)가 제1 라인(3)에 의해 탱크(2)와 연결된다. 제2 라인(5)이 제1 펌프(4)를 제1 열교환기(6)와 연결하고, 제1 열교환기의 하류에는 제2 열교환기(7)가 배열되고, 재차 제2 열교환기의 하류에는 제1 터빈(8)이 배열된다. 본 발명에 따르면, 제3 라인(9)이 제1 터빈(8)으로부터 분기되고 제1 열교환기(6) 내로 개방되고, 제1 열교환기로부터 재차 제4 라인(10)이 분기되고 제2 라인(5) 내로 개방된다.
이러한 제4 라인(10) 내에는 제2 펌프(11)가 연결되고, 제2 펌프(11)의 상류에는 제3 열교환기(12)가 배열된다. 또한, 제3 열교환기(12)는 제2 라인(5) 내에 연결된다.
도 1의 실시예에서, 제5 라인(13)이 제1 터빈(8)으로부터 분기되어 파이프라인(14) 내로 개방된다. 더욱이, 제5 라인(13) 내에는 제4 열교환기(15)가 연결된다.
도 2의 회로는 더 낮은 파이프라인 압력을 위해 최적화된다. 이 경우, 제5 라인(13) 내에는 제2 터빈(16)이 연결되고, 제4 열교환기(15)는 제2 터빈(16)의 하류에 배열된다. 더욱이, 제5 열교환기(17)가 제2 터빈(16)의 상류에서 제5 라인(13) 내에 배열된다.
도 3의 실시예는 비용을 최적화하는 역할을 한다. 라인(10) 내의 제3 열교환기(12)는 생략되어 있다. 유체는 제2 라인(5)으로 복귀되기 전에, 직접 제1 열교환기(6)로부터 제2 펌프(11)에 도달한다.
도 4는 최종적으로 일체형 열교환기(18), 즉 제1 열교환기(6); 제3 열교환기(12); 및 제2 라인(5) 내로의 제4 라인(10)의 이송 위치(19);가 하나의 구성요소에 일체화된 실시예를 도시하고 있다.
도 5는 전력 생성을 위한 방법에 대한 다이어그램을 도시하고 있다. 제1 단계(101)에서, 유체(액체 공기, 액화 천연 가스, 액체 질소, 액체 산소 또는 액체 아르곤)는 탱크(2)로부터 추출된다.
제2 단계(102)에서, 탱크(2)로부터 추출된 유체는 제1 압력이 되고, 이에 따라 고압 유동이 생성된다. 이러한 제1 압력은 150 bara 초과이다.
이 고압 유동은 제3 단계(103)에서, 고압 유동보다 큰 제2 유체 유동과 결합된다.
제4 단계(104)에서, 생성되는 총 유체 유동은 제1 열교환기(6)로 안내되고, 제1 열교환기에서 총 유체 유동은 제2 유체 유동에 의해 가열된다.
제5 단계(105)에서, 가열된 총 유체 유동은 다른 프로세스들로부터 주변 열 및/또는 폐열을 도입함으로써 제2 열교환기(7)에서 추가 가열된다. 주변 열의 경우, 이는 공기 또는 예를 들어 해수를 통해 수행될 수 있고, 도달될 수 있는 온도는 주변 온도에 가능한 한 가까이 근접해야 한다. 도달될 수 있는 온도는 사용된 열교환기들의 온도 차이에 좌우된다. 목표 온도는 가능한 한 높아야 하지만, 주변 온도보다 5℃ 이하로 낮아야 한다.
제6 단계(106)에서, 추가 가열되는 총 유체 유동은 제1 터빈(8) 내에서, 더 낮지만 초임계인 압력으로 팽창된다. 이 압력은 통상적으로 70 bara 초과이다.
제5 단계(105) 및 제6 단계(106)는, 제1 터빈(8) 내에서 다단식으로 팽창 및 중간 가열되도록 실시예에 따라 반복될 수 있다.
제7 단계(107)에서, 제1 터빈(8)으로부터 배출된 총 유체 유동은 제2 유체 유동 및 더 작은 제3 유체 유동으로 분할된다.
제8 단계(108)에서, 제2 유체 유동은 총 유체 유동으로 열을 방출한다.
제9 단계(109)에서, 제2 유체 유동은 그와 결합되기 전에 고압 유동의 압력 레벨이 된다(제3 단계).
제10 단계(110)에서, 제3 유체 유동은 파이프라인(14) 내로 이송된다.

Claims (18)

  1. 극저온 유체용 탱크(2); 제1 라인(3)을 통해 탱크(2)와 연결된 제1 펌프(4); 제2 라인(5)을 통해 제1 펌프(4)와 연결된 제1 열교환기(6); 및 제1 열교환기(6)의 하류에 배열된 제2 열교환기(7); 그리고 제2 열교환기(7)의 바로 하류에 배열된 제1 터빈(8);을 포함하는, 재기화 중에 전력 생성을 위한 장치(1)에 있어서,
    제1 터빈(8)으로부터는 제3 라인(9)이 분기되어 제1 열교환기(6) 내로 개방되고, 제1 열교환기(6)로부터는 제4 라인(10)이 분기되어 제1 펌프(4)와 제2 열교환기(7) 사이에서 제2 라인(5) 내로 개방되고, 제2 펌프(11)가 제4 라인(10) 내에 연결되고, 제3 열교환기(12)가 제2 펌프(11)의 상류에서 제2 라인(5) 및 제4 라인(10) 내에 연결되는 것을 특징으로 하는, 전력 생성을 위한 장치(1).
  2. 삭제
  3. 제1항에 있어서, 제5 라인(13)이 제1 터빈(8)으로부터 분기되어 파이프라인(14) 내로 개방되는, 전력 생성을 위한 장치(1).
  4. 제3항에 있어서, 제5 라인(13) 내에는 제4 열교환기(15)가 연결되는, 전력 생성을 위한 장치(1).
  5. 제4항에 있어서, 제5 라인(13) 내에는 제2 터빈(16)이 연결되고 제4 열교환기(15)는 제2 터빈(16)의 하류에 배열되는, 전력 생성을 위한 장치(1).
  6. 제5항에 있어서, 제5 열교환기(17)가 제5 라인(13) 내에서 제2 터빈(16)의 상류에 배열되는, 전력 생성을 위한 장치(1).
  7. 제1항에 있어서, 제1 열교환기(6); 제3 열교환기(12); 및 제2 라인(5) 내로의 제4 라인(10)의 이송 위치(19);는 일체형 열교환기(18) 내에 배열되는, 전력 생성을 위한 장치(1).
  8. 제1항 또는 제7항에 있어서, 탱크(2)는 액화 천연 가스(LNG)를 수납하는, 전력 생성을 위한 장치(1).
  9. 전력 생성을 위한 방법이며, 유체가 제1 압력이 되고, 이에 따라 고압 유동이 생성되고, 상기 고압 유동은 고압 유동보다 큰 제2 유체 유동과 결합되고, 생성되는 총 유체 유동은 제1 열교환기(6)로 안내되고, 제1 열교환기에서는 상기 총 유체 유동이 상기 제2 유체 유동에 의해 가열되고, 상기 가열된 총 유체 유동은 이후에 주변 열 및/또는 다른 프로세스들로부터의 폐열을 도입함으로써 제2 열교환기(7)에서 추가로 가열되고, 상기 추가로 가열된 총 유체 유동은 제1 터빈(8) 내에서, 더 낮지만 초임계인 압력으로 팽창되고, 제1 터빈(8)으로부터 배출된 총 유체 유동은 제2 유체 유동 및 더 작은 제3 유체 유동으로 분할되고, 상기 제2 유체 유동은 열을 총 유체 유동으로 방출한 후, 상기 고압 유동의 압력 레벨이되기 전에, 제3 열교환기(12)에 의해 더욱 더 냉각되고, 상기 고압 유동은 가열되는, 전력 생성을 위한 방법.
  10. 삭제
  11. 제9항에 있어서, 상기 유체는 탱크(2)로부터 추출되는, 전력 생성을 위한 방법.
  12. 제11항에 있어서, 제1 펌프(4)에 의해, 탱크(2)로부터 추출된 유체는 150 bara 초과의 압력이 되는, 전력 생성을 위한 방법.
  13. 제9항에 있어서, 주변 열은 공기 또는 해수로부터 추출되는, 전력 생성을 위한 방법.
  14. 제9항에 있어서, 추가 가열은 적어도 주변 온도보다 5℃ 낮은 온도로 수행되는, 전력 생성을 위한 방법.
  15. 제9항에 있어서, 상기 초임계인 압력은 70 bara 초과인, 전력 생성을 위한 방법.
  16. 제9항에 있어서, 상기 제3 유체 유동은 파이프라인(14) 내로 이송되는, 전력 생성을 위한 방법.
  17. 제9항에 있어서, 제1 터빈(8) 내에서는 다단식으로 팽창 및 중간 가열이 수행되는, 전력 생성을 위한 방법.
  18. 제11항에 있어서, 상기 탱크로부터 추출된 유체는 액체 공기, 액화 천연 가스, 액체 질소, 액체 산소 또는 액체 아르곤인, 전력 생성을 위한 방법.
KR1020207018201A 2017-11-27 2018-10-24 초임계 팽창을 통한 유체의 재기화 중에 전력 생성을 위한 개선된 방법 KR102361914B1 (ko)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP17203813.5A EP3489473A1 (de) 2017-11-27 2017-11-27 Verbessertes verfahren zur stromerzeugung bei der regasifizierung eines fluids durch überkritische entspannung
EP17203813.5 2017-11-27
PCT/EP2018/079128 WO2019101461A1 (de) 2017-11-27 2018-10-24 Verbessertes verfahren zur stromerzeugung bei der regasifizierung eines fluids durch überkritische entspannung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20200091889A KR20200091889A (ko) 2020-07-31
KR102361914B1 true KR102361914B1 (ko) 2022-02-14

Family

ID=60661727

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020207018201A KR102361914B1 (ko) 2017-11-27 2018-10-24 초임계 팽창을 통한 유체의 재기화 중에 전력 생성을 위한 개선된 방법

Country Status (7)

Country Link
US (1) US11287182B2 (ko)
EP (2) EP3489473A1 (ko)
JP (1) JP6980110B2 (ko)
KR (1) KR102361914B1 (ko)
CN (1) CN111386386A (ko)
ES (1) ES2895679T3 (ko)
WO (1) WO2019101461A1 (ko)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109391301B (zh) * 2017-08-11 2021-12-14 大唐移动通信设备有限公司 一种上行传输码本确定方法及设备

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100154471A1 (en) * 2006-07-27 2010-06-24 Brown Ross M Imported LNG treatment

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB946640A (en) * 1962-04-24 1964-01-15 Conch Int Methane Ltd Gasification of a liquefied gas with simultaneous production of mechanical energy
US3523421A (en) * 1968-07-24 1970-08-11 Combustion Eng Peaking load steam cycle
JPS5776205U (ko) * 1980-10-29 1982-05-11
US4995234A (en) * 1989-10-02 1991-02-26 Chicago Bridge & Iron Technical Services Company Power generation from LNG
JPH05302504A (ja) 1992-04-27 1993-11-16 Osaka Gas Co Ltd 液化天然ガスを用いる冷熱発電装置
CN1231660C (zh) * 2002-03-22 2005-12-14 中国科学院工程热物理研究所 利用液化天然气冷分离二氧化碳的燃气轮机发电系统及流程
MXPA05012948A (es) * 2003-06-05 2006-02-13 Fluor Corp Configuracion y metodo de regasificacion de gas natural licuado.
JP3611327B1 (ja) * 2003-07-04 2005-01-19 勝重 山田 再熱・再生式ランキングサイクルの火力発電プラント
EP1781902A4 (en) * 2004-07-14 2009-08-12 Fluor Tech Corp CONFIGURATIONS AND METHOD FOR ENERGY EFFICIENCY WITH INTEGRATED LNG RE-GASIFICATION
CA2589280C (en) 2004-12-16 2011-05-24 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for lng regasification and btu control
US9316122B2 (en) * 2010-12-20 2016-04-19 Invensys Systems, Inc. Feedwater heater control system for improved Rankine cycle power plant efficiency
GB2498382A (en) * 2012-01-13 2013-07-17 Highview Entpr Ltd Electricity generation using a cryogenic fluid
ES2580879B2 (es) * 2015-02-26 2017-02-08 Universidade Da Coruña Planta termoeléctrica alimentada con calor ambiental y enfriada mediante regasificación de gas natural licuado
WO2019129338A1 (fr) * 2018-02-14 2019-07-04 Laouir Ahmed Systèmes de vaporisation des gaz liquéfiés à re-compression de fluide

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100154471A1 (en) * 2006-07-27 2010-06-24 Brown Ross M Imported LNG treatment

Also Published As

Publication number Publication date
EP3662145A1 (de) 2020-06-10
US11287182B2 (en) 2022-03-29
WO2019101461A1 (de) 2019-05-31
EP3662145B1 (de) 2021-07-28
EP3489473A1 (de) 2019-05-29
JP6980110B2 (ja) 2021-12-15
JP2021504634A (ja) 2021-02-15
CN111386386A (zh) 2020-07-07
ES2895679T3 (es) 2022-02-22
KR20200091889A (ko) 2020-07-31
US20210180861A1 (en) 2021-06-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Peng et al. Liquid air energy storage flexibly coupled with LNG regasification for improving air liquefaction
Dispenza et al. Exergy recovery during LNG regasification: Electric energy production–Part one
CN109113824B (zh) Lng动力船燃料冷能综合利用方法及其系统
Tomków et al. Improvement of the LNG (liquid natural gas) regasification efficiency by utilizing the cold exergy with a coupled absorption–ORC (organic Rankine cycle)
Liu et al. Performance analysis of a novel combined cooling, heating and power system based on carbon dioxide energy storage
RU2663785C2 (ru) Система стравливания давления
KR20140134269A (ko) 전기 발생 장치 및 방법
KR102361914B1 (ko) 초임계 팽창을 통한 유체의 재기화 중에 전력 생성을 위한 개선된 방법
Tomków et al. Modelling of a novel power-generating cycle for the utilization of the cold exergy of liquid natural gas with the adjustable parameters of working fluid
CN103256081B (zh) 基于超临界空气的能源综合利用方法
Yao et al. Design and optimization of LNG vaporization cold energy comprehensive utilization system based on a novel intermediate fluid vaporizer
US20160363007A1 (en) Method and apparatus for generating electricity and storing energy using a thermal or nuclear power plant
US11274795B2 (en) LNG regasification
US20170059212A1 (en) Non-air compressed gas-based energy storage and recovery system and method
JP6591410B2 (ja) ボイルオフガスを再液化する方法およびシステム
CN112400054A (zh) 具有天然气再气化的扩展的燃气轮机工作过程
US20200400372A1 (en) Heat-of-compression recycle system, and sub-systems thereof
KR102196751B1 (ko) 액화가스 연료의 냉열을 이용한 액체공기 저장 시스템
GB2542796A (en) Improvements in heat recovery
CN101749206B (zh) 低温液化能量回收动力供应系统
KR102234666B1 (ko) 선박의 저압 연료 공급장치
CN212105987U (zh) 循环冷却水余热发电系统
US10690013B2 (en) System and method for liquid air energy storage
KR101994097B1 (ko) 공기의 액화, 재기화 및 팽창 과정에 의한 에너지 저장과 발전 시스템 및 방법
KR102388256B1 (ko) 액체수소 플랜트

Legal Events

Date Code Title Description
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant