KR102589455B1 - 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법에 관한 것으로, 더욱 구체적으로는, 천연가스를 연료로 사용하는 발전장치에서 배출되는 배기가스 중 온실가스를 재연료화하고 이산화탄소 배출이 없는 발전 시스템을 구현할 수 있는 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템은, 연료를 사용하여 전력을 생산하는 발전 유닛; 상기 발전 유닛의 연료로써 천연가스를 공급하는 연료 공급라인; 및 상기 발전 유닛의 연료로써 상기 발전 유닛의 배기가스로부터 합성한 메탄연료를 공급하는 재연료 공급라인;을 포함하여, 상기 배기가스에 포함된 이산화탄소를 메탄연료로 전환하여 발전 유닛의 연료로 사용하는 것을 특징으로 한다.

Description

발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법{Exhaust Gas Conversion System and Method for Power Generation System}
본 발명은 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법에 관한 것으로, 더욱 구체적으로는, 천연가스를 연료로 사용하는 발전장치에서 배출되는 배기가스를 재연료화하고 이산화탄소 배출이 거의 없는 발전 시스템을 구현할 수 있는 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법에 관한 것이다.
국제연합 기후변화협약(UNFCCC)에서는 온실가스 감축 목표를 효과적으로 달성하기 위한 이행 방안으로, 6대 온실가스, 즉 이산화탄소(CO2), 메탄(CH4), 아산화질소(N2O), 과불화탄소(PFCs), 수소불화탄소(HFC) 및 육불화황(SF6)을 일정기간 동안 배출할 수 있도록 국제연합의 담당기구가 개별국가에 부여하는 권리인 탄소배출권(CERs;Certified Emission Reductions) 거래 제도를 실시하고 있다. 탄소배출권은 교토의정서의 공동이행, 청정개발체제, 배출권 거래 등 3가지 제도에 따라 각국에 할당되며, 주식이나 채권처럼 거래소나 장외에서 매매할 수 있다. 즉, 부여받은 할당량 미만으로 온실가스를 배출할 경우 그 여유분을 다른 국가나 기업에 팔 수 있고, 반대로 온실가스의 배출이 할당량을 초과할 경우에는 다른 국가나 기업에서 배출권을 사들일 수 있도록 하여, 자발적으로 온실가스를 줄이도록 유도하는데 의의를 둔다.
이와 같이 이산화탄소 등 온실가스의 배출은 경제적 이익과 손해에 직결될 뿐 아니라, 전 세계적으로 탄소배출 규제 및 대기오염 방지 정책 등이 강화되고 있고, 각국 및 각 기업에서는 탄소배출량을 감소시키기 위한 에너지 대책을 마련하여 실천하고 있다.
전 세계적으로 석탄이나 오일을 연료로 사용하는 발전소가 여전히 많이 가동되고 있고, 이러한 화석연료의 연소에 의해 배출되는 배기가스 중에는 이산화탄소, 수증기 및 폐열 등이 포함되어 있기 때문에 이를 처리하기 위한 기술 개발이 활발히 진행되고 있다.
석탄이나 석유 등의 화석연료를 직접적인 연소를 통해 연료로 사용하게 되면 이산화탄소 등의 환경오염 물질이 다량으로 발생하며, 연소 후 배출되는 배기가스에 포함된 이산화탄소를 분리하기 위하여, 연료 연소 장치의 배기가스 배출 측에는 이산화탄소를 분리하기 위한 설비가 마련될 수 있다. 일례로 이산화탄소를 포집기로 포집하고 포집된 이산화탄소를 분리기에서 분리할 수 있는데, 이산화탄소의 분리는 주로 고압에서 이루어지며 배기가스 처리 장치의 부피는 배기가스의 압력에 비례하여 커져야 한다. 또한, 분리기에서 분리된 이산화탄소는 지하 저장소나 해저 저장소로 이송하기 위하여 초임계 유체상태로 저장할 수 있는 저장 수단 및 압축 수단 또한 마련되어야 한다.
석탄이나 석유를 보다 청정하게 이용하기 위한 또 다른 방법의 하나로, 간접적인 연소 방식으로 석탄을 가스화하면 일산화탄소, 수소, 이산화탄소 등이 포함된 합성가스가 생성되고, 이를 반응물로 하여 메탄화 반응(Methanation)을 거쳐 메탄으로 생성시키는 시도가 진행되고 있다.
한편, 천연가스는 연료로써 연소시켰을 때 석탄이나 석유 등에 비해 배기가스 중의 온실가스 배출량이 현저히 낮은 청정연료이지만, 일산화탄소, 이산화탄소 등이 마찬가지로 포함되어 있다. 그러나 종래의 천연가스를 연료로 하는 발전 시스템의 배기가스는 도 1에 도시한 바와 같이 발전 유닛(1)으로부터 배출된 배기가스의 폐열을 회수하는 폐열 회수기(2)를 마련하여 폐열을 회수한 후 배출하는 수준에 불과하였다.
즉, 본 발명은 천연가스를 연료로 사용하는 발전장치에서 배출되는 배기가스를 처리하고, 이를 재연료화하여 연료비 절감 및 이산화탄소 배출 제로의 발전 시스템을 구현하는 것을 목적으로 하는 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법을 제공하고자 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 연료를 사용하여 전력을 생산하는 발전 유닛; 상기 발전 유닛의 연료로써 천연가스를 공급하는 연료 공급라인; 및 상기 발전 유닛의 연료로써 상기 발전 유닛의 배기가스로부터 합성한 메탄연료를 공급하는 재연료 공급라인;을 포함하여, 상기 배기가스에 포함된 이산화탄소를 메탄연료로 전환하여 발전 유닛의 연료로 사용하는, 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 배기가스로부터 메탄연료를 합성하는 재생부;를 더 포함하고, 상기 재생부는, 상기 배기가스 중의 고온의 증기를 이산화탄소 및 수소로 전환시키는 수성가스 반응기; 및 상기 수성가스 반응기에서 생성된 이산화탄소를 메탄으로 전환시키는 메탄화 반응기;를 포함하고, 상기 수성가스 반응기 및 메탄화 반응기 내에서의 화학반응열은 상기 배기가스의 폐열에 의해 제공될 수 있다.
바람직하게는, 상기 재생부는, 상기 배기가스의 폐열로 증기를 생산하는 폐열 회수기;를 더 포함하여, 상기 폐열 회수기를 통과한 배기가스가 상기 수성가스 반응기로 공급될 수 있다.
바람직하게는. 상기 메탄화 반응기에서 생성된 메탄가스를 냉각시키는 냉각기; 상기 냉각기에서 응축된 수분을 분리하는 기액분리기; 및 상기 기액분리기에서 수분이 분리된 메탄가스를 압축시켜 연료화하는 압축기;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 수성가스 반응기로 일산화탄소를 공급하는 일산화탄소 공급기; 및 상기 메탄화 반응기로 수소를 공급하는 수소 공급기;를 더 포함할 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 천연가스 연료를 이용하여 발전 유닛에서 전력을 생산하고, 상기 발전 유닛으로부터 배출되는 배기가스를 이용하여 메탄가스를 생성시키고, 상기 배기가스를 이용하여 생성한 메탄가스를 발전 유닛의 연료로 공급하며, 상기 배기가스를 이용하여 연료를 생성함으로써 천연가스를 연료로 하여 이산화탄소를 배출하지 않고 전력을 생산할 수 있는, 발전장치의 배기가스 연료 전환 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 배기가스를 이용하여 메탄가스를 생성시키기 위하여, 제1 반응기로 일산화탄소를 공급하고, 제2 반응기로 수소를 공급할 수 있다.
바람직하게는, 상기 배기가스를 이용하여 메탄가스를 생성시키는 것은, 제1 반응기에서 배기가스 중의 수증기와 일산화탄소를 반응시켜 수성가스를 생성하되, 상기 제1 반응기에서의 반응열은 상기 수증기의 고온에 의해 제공될 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 반응기에서 생성한 수성가스를 제2 반응기로 공급하고, 상기 제2 반응기에서 상기 수성가스 중의 이산화탄소와 수소를 반응시켜 메탄가스를 생성하되, 상기 제2 반응기에서의 반응열은 상기 제2 반응기에서의 반응열은 상기 제1 반응기에서 반응에 의해 생성된 열에너지에 의해 제공될 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 반응기로 배기가스를 공급하기 전에, 상기 배기가스의 고온을 이용하여 증기를 생산하고, 상기 배기가스의 고온에 의해 생산된 증기는 증기 터빈을 구동시켜 전력을 생산하거나 증기 수요처로 공급할 수 있다.
바람직하게는, 상기 생성된 메탄가스를 냉각시키고, 상기 냉각시킨 메탄가스 중의 수분을 분리 제거하고, 상기 수분이 분리된 메탄가스를 압축시켜 연료화하여 상기 발전 유닛의 연료로 공급할 수 있다.
바람직하게는, 상기 생성된 메탄가스의 고온을 이용하여 증기를 추가 생산할 수 있다.
본 발명에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법에 의하면, 천연가스를 연료로 사용하는 발전장치에서 배출되는 배기가스를 처리하고, 이를 재연료화하여 연료비 절감 및 이산화탄소 배출 제로의 발전 시스템을 구현할 수 있어 친환경적이다.
또한, 배기가스를 재연료화하기 위한 추가 반응열을 공급하지 않거나 최소화시킬 수 있어 에너지 효율이 높고, 이산화탄소 배출 제로의 발전 시스템을 구현함으로써 탄소 배출권에 의한 경제적 이익을 기대할 수 있다.
또한, 배기가스의 재연료화 반응에서 생성되는 열 에너지를 열원으로써 수요처로 추가 공급해줄 수 있다.
도 1은 천연가스를 연료로 하는 발전 시스템의 배기가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템의 공정 시뮬레이션 결과를 도시한 공정도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템을 간략하게 도시한 구성도이고, 도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템의 공정 시뮬레이션 결과를 도시한 공정도이다. 이하, 도 2 및 도 3를 참조하여 본 발명의 일 실시예에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.
본 발명의 일 실시예에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템은, 도 2에 도시한 바와 같이, 연료를 사용하여 전력을 생산하는 발전 유닛(Power Generation Unit)(10), 발전 유닛(10)으로 연료를 공급하는 연료 공급라인(FL) 및 발전 유닛(10)에서 전력을 생산하고 배출되는 배기가스(Exhaust Gas)를 발전 유닛(10)으로 공급할 수 있는 연료로 전환하는 재생부를 포함하는 것을 특징으로 한다.
본 실시예에서 발전 유닛(10)은 천연가스를 연료로 사용하고, 연료 공급라인(FL)은 발전 유닛(10)으로 천연가스를 연료로써 공급할 수 있으며, 천연가스는 메탄(Methane)을 주성분으로 하는 기체 상태의 연료이다. 즉, 본 실시예에서 발전 유닛(10)은 메탄을 주 연료로 공급받아 연소에 의해 전력을 생산할 수 있다.
발전 유닛(10)에서 전력을 생산하기 위해 연소 후 배출되는 배기가스는 질소(N2), 산소(O2), 이산화탄소(CO2), 수증기(H2O), 아르곤(Ar) 등으로 구성될 수 있다.
천연가스는 유황 성분을 거의 함유하고 있지 않고 연소 시 이산화탄소나 질소산화물 등과 같은 온실 가스의 발생이 적은 청정에너지원으로써 친환경적이고, 주성분인 메탄의 경우 발열량이 약 9.536kcal/m3으로 높은 우수한 연료의 특성을 갖추고 있어 전 세계적으로 그 수요가 급증하고 있다. 즉, 본 실시예에 따른 발전 유닛(10)는 천연가스를 연료로하여 전력을 생산할 수 있어 친환경적이다.
또한, 본 실시예에 따르면, 발전 유닛(10)에서 배출된 배기가스는 재생부로 공급되며, 재생부에서는 배기가스를 연료화시키고, 재생부에서 연료화된 배기가스를 연료 공급라인(FL)으로 공급하는 재연료 공급라인(ML)을 더 포함하는 것을 특징으로 한다.
본 실시예에서 재생부는, 배기가스 중에 포함된 증기(H2O)를 이산화탄소 및 수소를 포함하는 수성가스(Water Gas)로 전환시키는 수성가스 반응기(Water Gas Shift Reactor)(30) 및 수성가스 반응기(30)에서 생성된 이산화탄소를 메탄가스로 전환시키는 메탄화 반응기(Mathanation Reactor)(40)를 포함한다.
수성가스 반응기(30)에서 일어나는 화학반응식은 다음과 같다.
CO + H2O → CO2 + H2
수성가스 반응기(30)에서의 수성가스 전환반응은 발열반응이므로, 열역학적으로는 저온일수록 반응이 정방향으로 진행되나, 실제로 너무 낮은 온도에서는 반응 속도가 너무 늦기 때문에 더 많은 양의 생성물(CO2, H2)을 얻기 위해서는 적당한 고온에서 반응을 진행하는 것이 바람직하다.
본 실시예에 따르면, 수성가스 반응기(30)로 적당한 고온의 반응 조건을 충족시키기 위해 추가로 반응열을 공급할 필요없이, 발전 유닛(10)으로부터 배출되는 고온의 배기가스에 포함된 고온의 증기(H2O)가 일산화탄소(CO)와 반응하여 이산화탄소(CO2)와 수소(H2)를 포함하는 수성가스로 전환시킬 수 있다.
수성가스 반응기(30)에서 생성된 이산화탄소(CO2)와 수소(H2)는 메탄화 반응기(40)로 공급된다. 메탄화 반응기(40)에서는 수성가스 반응기(30)에서 생성된 이산화탄소(CO2)와 수소(H2)가 메탄(CH4)으로 전환되며, 메탄화 반응기(40)에서 일어나는 화학반응식은 다음과 같다.
CO2 + 4H2 → CH4 + 2H2O
메탄화 반응기(40)에서의 메탄화 반응 역시 발열반응이지만 약 200℃ ~ 500℃의 반응열이 필요하다.
본 실시예에 따르면, 고온의 배기가스의 폐열이 수성가스 반응기(30)의 반응열로 공급되고, 수성가스 반응기(30)에서 일어나는 발열반응에 의해 생성된 고온의 수성가스가 메탄화 반응기(40)에서 메탄가스(CH4)로 전환되므로 적당한 고온의 반응 조건을 충족시키기 위해 추가로 반응열을 공급할 필요가 없거나 공급을 최소화할 수 있다.
본 실시예에 따르면, 메탄화 반응기(40)에서 생성된 메탄가스는 재연료 공급라인(ML)을 따라 발전 유닛(10)으로 연료로써 공급될 수 있고, 따라서 발전 유닛(10)에서 배출되는 배기가스 중의 지구온난화의 원인이 되는 이산화탄소(CO2)를 메탄가스(CH4)로 연료화할 수 있으므로 발전 유닛(10)의 연료비를 절감할 수 있으며, 이산화탄소 배출 제로의 발전 시스템을 구현할 수 있고, 그에 따라 탄소 배출권을 판매할 수 있어 경제적 이익을 추가로 얻을 수도 있다.
또한, 증기(H2O)의 고온을 이용하여 추가 열에너지 공급 없이 화학반응공정을 통해 배기가스 중의 이산화탄소(CO2)를 제거하고 메탄가스(CH4)를 생성하여 연료화할 수 있으므로 발전 시스템 내 열 수지(Heat Balance) 평형을 맞출 수 있고 에너지 효율을 높일 수 있다.
본 실시예에 따른 재생부는, 도 2에 도시한 바와 같이, 수성가스 반응기(30)로 일산화탄소(CO)를 추가 공급하는 일산화탄소 공급기(31)와 메탄화 반응기(40)로 수소(H2)를 추가 공급하는 수소 공급기(41)가 더 마련될 수 있다. 일산화탄소 공급기(31) 및 수소 공급기(41)는 압력 용기(Bomb)일 수 있다.
수성가스 반응기(30)에서 수성가스를 생성하기 위한 반응물로써의 일산화탄소는, 일산화탄소 공급기(31)로부터 공급된 일산화탄소일 수도 있고, 또는 탄화수소 개질반응 등 또 다른 화학 반응에 의해 생성된 일산화탄소일 수도 있으며, 발전 유닛(10)에서 배출되는 배기가스 중에 포함되어 있는 연료의 불완전 연소에 의해 생성된 일산화탄소 등일 수 있다.
또한, 메탄화 반응기(40)에서 메탄을 생성하기 위한 반응물로써의 수소는, 수소 공급기(41)로부터 공급된 수소일 수도 있고, 탄화수소 개질반응 등 또 다른 화학 반응에 의해 생성된 수소일 수도 있다.
또한, 본 실시예에 따른 재생부는, 발전 유닛(10)에서 배출되는 배기가스의 폐열을 이용하여 증기(Steam)를 생산하는 폐열 회수기(WHRU; Waste Heat Recovery Unit)(20)를 더 포함할 수 있다.
폐열 회수기(20)는 일종의 열교환기로써, 이코노마이저(Economizer)일 수 있으며, 폐열 회수기(20)로 공급되는 물(Water)을 배기가스의 폐열을 이용하여 스팀(Steam)를 생산하고, 폐열 회수기(20)에서 생산된 스팀은 증기 터빈(미도시)으로 공급하여 전력을 추가로 생산할 수도 있고, 다른 열원 수요처로 공급되어 열원으로 활용할 수 있다.
폐열 회수기(20)에서 배기가스의 폐열에 의해 생산된 증기는 배기가스 내에 포함된 증기와 구별되는 개념이며, 배기가스의 폐열에 의해 생산된 증기는 열원 수요처로 공급되고, 폐열 회수기(20)에서 증기 생산을 위해 폐열을 공급해 준 후 배출되는 배기가스는 수성가스 반응기(30)로 공급되며, 수성가스 반응기(30)에서는 배기가스 중의 고온의 증기와 일산화탄소가 수성가스 전환 반응한다. 이하, 혼동을 방지하기 위하여, 폐열 회수기(20)에서 배기가스의 폐열에 의해 생산되는 증기를 스팀(Steam) 또는 열원이라하고, 배기가스 중에 포함된 증기를 증기(Vapor 또는 H2O)라 하기로 한다.
본 실시예에서, 천연가스 또는 메탄가스를 연료로 하는 발전 유닛(10)으로부터 배출되는 배기가스는 약 400℃ ~ 600℃일 수 있고, 약 400℃ ~ 600℃의 고온의 배기가스가 폐열 회수기(20)로 공급되어 스팀이 생산되고, 폐열 회수기(20)에서 스팀을 생산한 후 배출된 배기가스는 수성가스 반응기(30)로 공급된다.
또한, 본 실시예에 따르면, 도 2에 도시한 바와 같이, 메탄화 반응기(40)에서 생산된 메탄 풍부 가스로부터 폐열을 추가 회수하여 냉각시키는 냉각기(Cooler)(50)를 더 포함할 수 있으며, 냉각기(50)에서는 메탄 풍부 가스 중에 포함된 수분을 응축시킬 수 있다.
또한, 본 실시예에 따르면, 냉각기(50)에서 온도가 낮아지면서 응축된 수분을 분리하는 기액분리기(60)와 기액분리기(60)에서 액체(Liquid)가 분리된 메탄 풍부 가스를 압축시키는 압축기(Compressor)(70)를 더 포함할 수 있다.
압축기(70)는 메탄 풍부 가스를 발전 유닛(10)에서 요구하는 연료의 압력까지 압축시킬 수 있다.
이하, 도 3을 참조하여, 본 실시예에 따른 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템 중 특히 재생부에서의 공정을 시뮬레이션한 결과에 따른 열 흐름과 배기가스의 조성 등을 예를 들어 설명하기로 한다.
도 3에 도시한 공정 시뮬레이션은, 본 실시예에 따른 수성가스 반응기(30)와 메탄화 반응기(40)에서 100%의 전환(Conversion)공정이 이루어진다는 가정하에, Aspen Hysys를 이용하여 시뮬레이션하였다. 또한, 천연가스 또는 메탄가스를 연료로 하는 발전 유닛(10)으로부터 배출되는 배기가스는 약 400℃ ~ 600℃일 수 있는데, 본 시뮬레이션에서는 발전 유닛(10)으로부터 배출되는 배기가스의 온도가 485℃인 것으로 가정하였다.
도 3에 도시한 바와 같이, 본 실시예에 따르면, 발전 유닛(10)으로부터 배출된 485℃의 배기가스는, 폐열 회수기(20)로 공급되며, 폐열 회수기(20)로 공급되는 배기가스는 불순물을 정제시킨 후의 것일 수 있고 그 조성(Composition, mole%)은 메탄(Methane, CH4)이 약 0.00%, 이산화탄소(CO2)가 약 3.34%, 증기(H2O)가 약 8.40%, 질소(N2)가 약 73.98%, 아르곤(Ar)이 약 0.88%, 산소(O2)가 약 13.4%일 수 있다.
페열 회수기(20)에서 증기 터빈 등 열원 수요처로 공급할 스팀을 생산하기 위하여 배기가스로부터 약 43.99MW의 폐열이 회수되고, 폐열 회수기(20)에서 스팀을 생산시킨 후 배출되는 배기가스는 약 191.8℃이며 조성변화는 없다.
폐열 회수기(20)로부터 배출된 배기가스는 수성가스 반응기(30)로 공급되는데, 폐열 회수기(20)와 수성가스 반응기(30) 사이에는, 폐열 회수기(20)로부터 배출되는 배기가스와 일산화탄소 공급기(31)로부터 공급되는 일산화탄소를 혼합하는 혼합기가 더 마련될 수 있다.
일산화탄소 공급기(31)로부터 공급되는 일산화탄소는 약 30℃일 수 있으며, 혼합기에서는 일산화탄소 공급기(31)로부터 공급된 일산화탄소와 배기가스가 혼합되어 약 180℃의 배기가스가 혼합기로부터 수성가스 반응기(30)로 공급된다.
수성가스 반응기(30)에서는 약 180℃의 고온 배기가스, 특히 배기가스 중의 고온의 증기와 일산화탄소가 반응하여 이산화탄소와 수소를 포함하는 수성가스로 전환되며, 이 반응은 발열반응으로써, 수성가스 반응기(30)에서 생성된 수성가스는 약 277.8℃일 수 있다.
수성가스 반응기(30)에서 배출되는 기체 상태의 수성가스의 조성은, 이산화탄소(CO2)가 약 10.74%, 증기(H2O)가 약 0.10%, 일산화탄소(CO)가 약 0.00%, 수소(H2)가 약 7.66%일 수 있다.
수성가스 반응기(30)에서 배출되는 기체 상태의 수성가스는, 메탄화 반응기(40)로 공급되는데, 메탄화 반응기(40)로 공급되는 수성가스는 메탄화 반응기(40)로 공급되기 전에, 수소 공급기(41)로부터 약 30℃로 공급되는 수소와 혼합기에서 혼합된 후, 약 218.5℃의 고온 상태로 공급된다.
메탄화 반응기(40)에서는 배기가스로부터 전환된 수성가스 중의 이산화탄소가 메탄화 반응에 의해 메탄가스로 전환되며, 이 반응은 발열반응으로써, 메탄화 반응기(40)에서 생성된 메탄가스는 약 680.2℃일 수 있다.
메탄화 반응기(40)에서 배출되며, 메탄화 반응기(40)에서 생성된 기체 상태의 메탄을 포함하는 메탄 풍부 가스는 재연료 공급라인(ML)을 통해 발전 유닛(10)의 연료로써 공급될 수 있으며, 연료로 공급되기 전에, 냉각기(Cooler)(50)에서 약 107.1MW의 열이 회수되면서 약 150℃로 냉각될 수 있다.
냉각기(50)는 메탄가스의 폐열을 이용하여 상술한 폐열 회수기(20)와 같이 스팀을 생성하는 폐열 회수 장치(Waste Heat Recovery Unit)일 수 있다.
메탄화 반응기(40)로부터 배출되는 메탄 풍부 가스의 조성은, 메탄(Methane, CH4)이 약 9.37%, 이산화탄소(CO2)가 약 0.08%, 증기(H2O)가 약 18.83%, 질소(N2)가 약 60.11%, 아르곤(Ar)이 약 0.72%, 산소(O2)가 약 10.89%이며 재생부를 통과하기 전후의 배기가스 조성을 표 1에 표시하였다.
표 1에서 'Inlet Gas'는 재생부로 도입되는 배기가스를 의미하고, 'Outlet Gas'는 재생부를 통과한 배기가스, 즉 메탄 풍부 가스를 의미한다.
구 분 Inlet Gas Outlet Gas


성분 (Composition, mole%)


 0.00 9.37
3.34 0.08
8.40 18.83
73.98 60.11
0.88 0.72
13.40 10.89
표 2에는 본 발명과 같이 배기가스를 재생부를 통하여 재연료화시키는 경우와, 재생부를 마련하지 않고 그대로 배기가스를 배출하는 경우의 효과를 비교하여 도시하였다.
구 분 재생부 미통과 재생부 통과
CH4 함유량 (mole%) 0.00 9.37
CO2 함유량 (mole%) 3.34 0.08
회수 열 에너지(MW) 44 151
즉, 천연가스를 연료로 하는 발전 유닛(10)에서 전력을 생산하고 배출되는 배기가스가 본 실시예에 따른 재생부를 통과하지 않고 그대로 배출되는 경우, 배기가스 중의 메탄 함유량은 약 0.00%로써 발전 유닛(10)의 연료로써의 가치가 없고, 온실가스인 이산화탄소가 약 3.34% 함유된 채로 배출되며, 고온의 배기가스로부터 회수할 수 있는 열 에너지는 약 44MW에 불과하다.
반면, 본 실시예에 따르면, 발전 유닛(10)으로부터 배출되는 고온의 배기가스를 재생부를 통과하여 재연료화시킴으로써, 재생부를 통과한 배기가스 중의 메탄 함유량은 약 9.37%로써 발전 유닛(10)의 연료로 공급할 수 있고, 온실가스인 이산화탄소는 약 0.08%로써 이산화탄소 제로의 발전 시스템을 구현할 수 있고, 고온의 배기가스로부터는 폐열 회수기(20)에서 약 44MW, 냉각기(50)에서 약 107MW 총 약 151MW의 폐열을 회수하여 스팀을 생산할 수 있으며, 폐열에 의해 생산된 스팀으로는 증기 터빈 등을 구동시켜 추가 전력을 생산할 수도 있다. 본 실시예에 따른 냉각기(50)에서의 폐열의 추가 회수는, 재생부의 수성가스 반응기(30)와 메탄화 반응기(40)에서 배기가스를 재연료화시키기 위해 일어나는 반응이 발열반응이기 때문에 가능한 것이다.
이와 같이, 본 발명에 따르면, 추가 열에너지의 공급 없이도 천연가스를 연료로 하는 발전 유닛으로부터 배출되는 배기가스를 연료화할 수 있어 연료비를 절감할 수 있다. 특히, 배기가스에 포함된 일산화탄소 또는 이산화탄소를 메탄가스로 연료화함으로써 이산화탄소 배출 제로의 발전 시스템을 구현할 수 있으며, 탄소 배출권을 통한 경제적 이익을 기대할 수 있다. 또한, 배기가스의 재연료화 반응이 발열반응이므로 배기가스로부터 폐열을 추가로 회수할 수 있으며, 스팀을 추가 생산하여 열원 수요처로 추가 공급해줄 수 있고, 전력을 추가로 생산할 수도 있으며, 에너지 효율 및 발전 효율을 향상시킬 수 있다.
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.
10 : 발전 유닛
20 : 폐열 회수기
30 : 수성가스 반응기
40 : 메탄화 반응기
50 : 냉각기
60 : 기액분리기
70 : 압축기
FL : 연료 공급라인
ML : 재연료 공급라인

Claims (12)

  1. 연료를 사용하여 전력을 생산하는 발전 유닛;
    상기 발전 유닛의 연료로서 천연가스를 공급하는 연료 공급라인;
    상기 발전 유닛의 연료로서 상기 발전 유닛의 배기가스로부터 합성한 메탄연료를 공급하는 재연료 공급라인;
    상기 배기가스 중의 수증기와 일산화탄소를 반응시켜 수성가스를 생성하며, 반응에 의해 생성된 반응열이 상기 수증기의 고온에 의해 제공되는 수성가스 반응기;
    상기 수성가스 반응기에서 생성한 수성가스를 공급받아 상기 수성가스 중의 이산화탄소와 수소를 반응시켜 메탄가스를 생성하며, 상기 수성가스 반응기에서 반응에 의해 생성된 열에너지를 공급받는 메탄화 반응기; 및
    상기 수성가스 반응기로 배기가스를 공급하기 전에, 상기 배기가스의 고온을 이용하여 증기를 생산하는 폐열 회수기;를 포함하여,
    상기 배기가스에 포함된 이산화탄소를 메탄연료로 전환하여 발전 유닛의 연료로 사용하고,
    상기 폐열 회수기에서 생산된 증기는 증기 터빈을 구동시켜 전력을 생산하거나 증기 수요처로 공급하며, 상기 생성된 메탄가스의 고온을 이용하여 증기를 추가 생산하는, 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템.
  2. 삭제
  3. 삭제
  4. 청구항 1에 있어서,
    상기 메탄화 반응기에서 생성된 메탄가스를 냉각시키는 냉각기;
    상기 냉각기에서 응축된 수분을 분리하는 기액분리기; 및
    상기 기액분리기에서 수분이 분리된 메탄가스를 압축시켜 연료화하는 압축기;를 더 포함하는, 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템.
  5. 청구항 4에 있어서,
    상기 수성가스 반응기로 일산화탄소를 공급하는 일산화탄소 공급기; 및
    상기 메탄화 반응기로 수소를 공급하는 수소 공급기;를 더 포함하는, 발전장치의 배기가스 연료 전환 시스템.
  6. 천연가스 연료를 이용하여 발전 유닛에서 전력을 생산하고,
    상기 발전 유닛으로부터 배출되는 배기가스를 이용하여 메탄가스를 생성시키고,
    상기 배기가스를 이용하여 생성한 메탄가스를 발전 유닛의 연료로 공급하며,
    상기 배기가스를 이용하여 연료를 생성함으로써 천연가스를 연료로 하여 이산화탄소를 배출하지 않고 전력을 생산할 수 있으며,
    상기 배기가스를 이용하여 메탄가스를 생성시키는 것은,
    제1 반응기에서 배기가스 중의 수증기와 일산화탄소를 반응시켜 수성가스를 생성하되, 상기 제1 반응기에서의 반응열은 상기 수증기의 고온에 의해 제공되고,
    상기 제1 반응기에서 생성한 수성가스는 제2 반응기로 공급하고,
    상기 제2 반응기에서 상기 수성가스 중의 이산화탄소와 수소를 반응시켜 메탄가스를 생성하되, 상기 제2 반응기에서의 반응열은 상기 제1 반응기에서 반응에 의해 생성된 열에너지에 의해 제공되고,
    상기 제1 반응기로 배기가스를 공급하기 전에, 상기 배기가스의 고온을 이용하여 증기를 생산하고, 상기 배기가스의 고온에 의해 생산된 증기는 증기 터빈을 구동시켜 전력을 생산하거나 증기 수요처로 공급하며,
    상기 생성된 메탄가스의 고온을 이용하여 증기를 추가 생산하는, 발전장치의 배기가스 연료 전환 방법.
  7. 청구항 6에 있어서,
    상기 배기가스를 이용하여 메탄가스를 생성시키기 위하여,
    제1 반응기로 일산화탄소를 공급하고,
    제2 반응기로 수소를 공급하는, 발전장치의 배기가스 연료 전환 방법.
  8. 삭제
  9. 삭제
  10. 삭제
  11. 청구항 6에 있어서,
    상기 생성된 메탄가스를 냉각시키고,
    상기 냉각시킨 메탄가스 중의 수분을 분리 제거하고,
    상기 수분이 분리된 메탄가스를 압축시켜 연료화하여 상기 발전 유닛의 연료로 공급하는, 발전장치의 배기가스 연료 전환 방법.
  12. 삭제
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