KR102629240B1 - 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템 - Google Patents
양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템 Download PDFInfo
- Publication number
- KR102629240B1 KR102629240B1 KR1020230040312A KR20230040312A KR102629240B1 KR 102629240 B1 KR102629240 B1 KR 102629240B1 KR 1020230040312 A KR1020230040312 A KR 1020230040312A KR 20230040312 A KR20230040312 A KR 20230040312A KR 102629240 B1 KR102629240 B1 KR 102629240B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- steam
- temperature
- liquid
- pipe
- cooling
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 173
- 239000003225 biodiesel Substances 0.000 title claims abstract description 92
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 373
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 368
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 313
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 242
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 211
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 182
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 158
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims abstract description 158
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims abstract description 158
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 126
- 239000010813 municipal solid waste Substances 0.000 claims abstract description 124
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 122
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 118
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 116
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 107
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 102
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 80
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 79
- 239000012075 bio-oil Substances 0.000 claims abstract description 66
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 60
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims abstract description 54
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims abstract description 54
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 54
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 52
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 49
- -1 felts Polymers 0.000 claims abstract description 48
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 48
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 48
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 claims abstract description 47
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 claims abstract description 47
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 39
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 37
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 239000006148 magnetic separator Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000000465 moulding Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims abstract description 26
- WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N Sodium methoxide Chemical compound [Na+].[O-]C WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 claims abstract description 21
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 21
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 239000010985 leather Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000123 paper Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims abstract description 12
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 11
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000008162 cooking oil Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 388
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 362
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 288
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims description 199
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 192
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 192
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 167
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 149
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 114
- 235000011149 sulphuric acid Nutrition 0.000 claims description 92
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 88
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 68
- QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N L-alanine Chemical compound C[C@H](N)C(O)=O QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 67
- 229960003767 alanine Drugs 0.000 claims description 67
- QNAYBMKLOCPYGJ-UHFFFAOYSA-N D-alpha-Ala Natural products CC([NH3+])C([O-])=O QNAYBMKLOCPYGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 65
- QNAYBMKLOCPYGJ-UWTATZPHSA-N L-Alanine Natural products C[C@@H](N)C(O)=O QNAYBMKLOCPYGJ-UWTATZPHSA-N 0.000 claims description 65
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 51
- UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M sodium chlorite Chemical compound [Na+].[O-]Cl=O UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 37
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 35
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 34
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 claims description 26
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 15
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 15
- 239000008188 pellet Substances 0.000 claims description 15
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims description 15
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 12
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 11
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- 239000004753 textile Substances 0.000 claims description 8
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 7
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims description 6
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 6
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000007071 enzymatic hydrolysis Effects 0.000 claims description 6
- 238000006047 enzymatic hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000002352 steam pyrolysis Methods 0.000 claims description 6
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 claims description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 3
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000004279 alanine Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000015278 beef Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 2
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 claims description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 2
- 239000003760 tallow Substances 0.000 claims description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 206
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 30
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 abstract description 26
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 19
- 238000009835 boiling Methods 0.000 abstract description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000004821 distillation Methods 0.000 abstract description 12
- 239000003077 lignite Substances 0.000 abstract description 10
- RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N anthracen-1-ylmethanolate Chemical compound C1=CC=C2C=C3C(C[O-])=CC=CC3=CC2=C1 RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 239000003830 anthracite Substances 0.000 abstract description 9
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 abstract description 9
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 abstract description 9
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 235000004443 Ricinus communis Nutrition 0.000 abstract description 7
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 abstract description 7
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract description 7
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 abstract description 7
- 239000008107 starch Substances 0.000 abstract description 7
- 239000002802 bituminous coal Substances 0.000 abstract description 6
- 238000010411 cooking Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000284 extract Substances 0.000 abstract description 6
- 230000005457 Black-body radiation Effects 0.000 abstract description 5
- 240000005979 Hordeum vulgare Species 0.000 abstract description 5
- 235000007340 Hordeum vulgare Nutrition 0.000 abstract description 5
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 abstract description 5
- 241001133760 Acoelorraphe Species 0.000 abstract description 4
- 235000017060 Arachis glabrata Nutrition 0.000 abstract description 4
- 244000105624 Arachis hypogaea Species 0.000 abstract description 4
- 235000010777 Arachis hypogaea Nutrition 0.000 abstract description 4
- 235000018262 Arachis monticola Nutrition 0.000 abstract description 4
- 240000002791 Brassica napus Species 0.000 abstract description 4
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 abstract description 4
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 abstract description 4
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 abstract description 4
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 abstract description 4
- 244000020551 Helianthus annuus Species 0.000 abstract description 4
- 235000003222 Helianthus annuus Nutrition 0.000 abstract description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 241000221089 Jatropha Species 0.000 abstract description 4
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 abstract description 4
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 abstract description 4
- 244000025272 Persea americana Species 0.000 abstract description 4
- 235000008673 Persea americana Nutrition 0.000 abstract description 4
- 240000000111 Saccharum officinarum Species 0.000 abstract description 4
- 235000007201 Saccharum officinarum Nutrition 0.000 abstract description 4
- 244000044822 Simmondsia californica Species 0.000 abstract description 4
- 235000004433 Simmondsia californica Nutrition 0.000 abstract description 4
- 244000153888 Tung Species 0.000 abstract description 4
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 abstract description 4
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 abstract description 4
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 abstract description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 4
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 abstract description 4
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 abstract description 4
- 235000021388 linseed oil Nutrition 0.000 abstract description 4
- 239000000944 linseed oil Substances 0.000 abstract description 4
- 235000020232 peanut Nutrition 0.000 abstract description 4
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 abstract description 4
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 abstract description 4
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000005418 vegetable material Substances 0.000 abstract description 4
- 244000020518 Carthamus tinctorius Species 0.000 abstract description 3
- 235000003255 Carthamus tinctorius Nutrition 0.000 abstract description 3
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 abstract description 3
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 abstract description 3
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 abstract description 3
- 240000007817 Olea europaea Species 0.000 abstract description 3
- 235000003434 Sesamum indicum Nutrition 0.000 abstract description 3
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 abstract description 3
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 abstract description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 abstract description 3
- 229940087559 grape seed Drugs 0.000 abstract description 3
- 244000005700 microbiome Species 0.000 abstract description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract description 3
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 abstract description 3
- 238000010792 warming Methods 0.000 abstract description 3
- 239000010920 waste tyre Substances 0.000 abstract description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 abstract description 2
- BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N Selenium Chemical compound [Se] BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract description 2
- 229910052711 selenium Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000011669 selenium Substances 0.000 abstract description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 244000000231 Sesamum indicum Species 0.000 abstract 1
- 239000010897 cardboard waste Substances 0.000 abstract 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 abstract 1
- 239000010893 paper waste Substances 0.000 abstract 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 abstract 1
- 239000010784 textile waste Substances 0.000 abstract 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 223
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 137
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 101
- 229910002089 NOx Inorganic materials 0.000 description 66
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 38
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 12
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 12
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 8
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000011111 cardboard Substances 0.000 description 7
- 235000018102 proteins Nutrition 0.000 description 6
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000003981 vehicle Substances 0.000 description 5
- MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 4-(3,5-dimethylphenyl)-1,3-thiazol-2-amine Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C=2N=C(N)SC=2)=C1 MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000040738 Sesamum orientale Species 0.000 description 2
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 2
- 229940024606 amino acid Drugs 0.000 description 2
- 235000001014 amino acid Nutrition 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000036252 glycation Effects 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000012552 review Methods 0.000 description 2
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 2
- 235000007319 Avena orientalis Nutrition 0.000 description 1
- 244000075850 Avena orientalis Species 0.000 description 1
- 235000016068 Berberis vulgaris Nutrition 0.000 description 1
- 241000335053 Beta vulgaris Species 0.000 description 1
- 241000219310 Beta vulgaris subsp. vulgaris Species 0.000 description 1
- 244000025254 Cannabis sativa Species 0.000 description 1
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 1
- 240000008892 Helianthus tuberosus Species 0.000 description 1
- 235000003230 Helianthus tuberosus Nutrition 0.000 description 1
- 244000017020 Ipomoea batatas Species 0.000 description 1
- 235000002678 Ipomoea batatas Nutrition 0.000 description 1
- 241000219926 Myrtaceae Species 0.000 description 1
- ODUCDPQEXGNKDN-UHFFFAOYSA-N Nitrogen oxide(NO) Natural products O=N ODUCDPQEXGNKDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001520808 Panicum virgatum Species 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000008331 Pinus X rigitaeda Nutrition 0.000 description 1
- 241000018646 Pinus brutia Species 0.000 description 1
- 235000011613 Pinus brutia Nutrition 0.000 description 1
- 235000019485 Safflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 241000124033 Salix Species 0.000 description 1
- 244000061456 Solanum tuberosum Species 0.000 description 1
- 235000002595 Solanum tuberosum Nutrition 0.000 description 1
- 240000003829 Sorghum propinquum Species 0.000 description 1
- 235000011684 Sorghum saccharatum Nutrition 0.000 description 1
- 235000021536 Sugar beet Nutrition 0.000 description 1
- 240000001949 Taraxacum officinale Species 0.000 description 1
- 235000005187 Taraxacum officinale ssp. officinale Nutrition 0.000 description 1
- 235000021307 Triticum Nutrition 0.000 description 1
- 244000098338 Triticum aestivum Species 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 235000005687 corn oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002285 corn oil Substances 0.000 description 1
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 1
- 239000002385 cottonseed oil Substances 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- ALKZAGKDWUSJED-UHFFFAOYSA-N dinuclear copper ion Chemical compound [Cu].[Cu] ALKZAGKDWUSJED-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- 239000008169 grapeseed oil Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000004006 olive oil Substances 0.000 description 1
- 235000008390 olive oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 1
- 235000015277 pork Nutrition 0.000 description 1
- 235000012015 potatoes Nutrition 0.000 description 1
- 230000005631 quantum field theories Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000003813 safflower oil Substances 0.000 description 1
- 235000005713 safflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008159 sesame oil Substances 0.000 description 1
- 235000011803 sesame oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000002226 simultaneous effect Effects 0.000 description 1
- 239000002910 solid waste Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/10—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal from rubber or rubber waste
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
- B03C—MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
- B03C1/00—Magnetic separation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/02—Solid fuels such as briquettes consisting mainly of carbonaceous materials of mineral or non-mineral origin
- C10L5/34—Other details of the shaped fuels, e.g. briquettes
- C10L5/36—Shape
- C10L5/363—Pellets or granulates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/40—Solid fuels essentially based on materials of non-mineral origin
- C10L5/44—Solid fuels essentially based on materials of non-mineral origin on vegetable substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
- C12P—FERMENTATION OR ENZYME-USING PROCESSES TO SYNTHESISE A DESIRED CHEMICAL COMPOUND OR COMPOSITION OR TO SEPARATE OPTICAL ISOMERS FROM A RACEMIC MIXTURE
- C12P7/00—Preparation of oxygen-containing organic compounds
- C12P7/02—Preparation of oxygen-containing organic compounds containing a hydroxy group
- C12P7/04—Preparation of oxygen-containing organic compounds containing a hydroxy group acyclic
- C12P7/06—Ethanol, i.e. non-beverage
- C12P7/08—Ethanol, i.e. non-beverage produced as by-product or from waste or cellulosic material substrate
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1003—Waste materials
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/80—Additives
- C10G2300/805—Water
- C10G2300/807—Steam
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/62—Plastics recycling; Rubber recycling
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Zoology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Biotechnology (AREA)
- Microbiology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Bioinformatics & Cheminformatics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Genetics & Genomics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
본 발명은 양자이론을 적용하여 도시 고형 폐기물(Municipal Solid Waste)과 식물성재료와 조리과정에서 발생되는 쿠킹오일 등으로부터 에너지를 적게 사용하면서 재생원유를 생산하고 바이오매스에서는 바이오 에탄올(오일)을 생산 또는 추출하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템에 관한 것이며 플라스틱류, 펠트류, 고무류, 고분자재류, Rubber류, 가죽류, 종이류, 폐유류, 식물성유류, 식물씨앗류, 목재류가 포함되며 열분해 되는 도시고형폐기물을 유입하고 해당 제어신호에 의하여 균일한 크기로 분쇄시켜 파쇄도시고형폐기물로 배출하는 회전전단파쇄기; 회전전단파쇄기로부터 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 상온의 균일한 온도 환경에서 소정 시간 동안 체류시켜 수분을 제거하는 수분건조기; 수분건조기를 통과한 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하며 해당 제어신호에 의하여 발생된 자력을 인가하여 금속류를 분리 제거하는 자기분리기; 자기분리기를 통과한 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 단위 무게 검출에 의하여 비철금속을 분리 제거하는 비철분리기; 비철분리기를 통과한 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 균일한 유속으로 순환되는 공기에 의하여 비산되는 도시고형폐기물의 분진을 분리 포집하여 압축하는 공압분리기; 공압분리기를 통과한 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 균일한 크기의 다수 관통홀에 균일한 압력으로 연속 압입하여 균일한 크기로 성형하는 성형기; 성형기를 통과한 도시고형폐기물칩과 공압분리기에서 포집한 도시고형폐기물분진을 각각 유입하여 섭씨 200 내지 250 도 온도의 스팀을 유입받아 흐르는 동관 사이를 통과시키면서 고온의 플라즈마를 공급하여 액상화도시고형폐기물을 배출하는 열분해탱크; 열분해탱크로부터 배출되는 스팀을 유입하고 플라즈마 또는 화석연소연료에 의하여 평균 섭씨 500 도 온도의 스팀을 생성하여 배출하는 스팀생산기; 열분해탱크로부터 열분해된 액상화도시고형폐기물을 유입하고 스팀생산기로부터 평균 섭씨 500 도의 온도의 스팀을 유입하여 상기 액상화도시고형폐기물을 다수의 물질로 각각 분리되도록 증류하는 증류기를 포함하는 특징에 의하여 양자이론이 적용되는 적은 에너지 사용으로 폐목재류, 폐타이어류, 폐플라스틱류, 폐가죽류, 폐섬유류, 기계류사용으로 나오는 폐유, 조리과정에서 나오는 폐유 등이 포함되는 도시 고형 폐기물(Municipal Solid Waste)과 식물성 씨앗, 작물류 등이 포함되는 식물성재료 등으로부터 재생원유를 생산하고 바이오매스에서는 바이오 에탄올(오일)을 생산 또는 추출하므로 지연 친화적이면서 친환경적이고 자원을 재생하며 탄소배출을 억제하는 효과가 있다.
최근 고 유가와 지구온난화에 대처하기 위한 전 세계적인 흐름에 따라 세계 주요국들은 석유 의존도를 낮추기 위해 대체에너지 개발에 박차를 가하고 있으며, 여러 국가에서는 화석연료를 대체할 수 있는 재생 및 바이오 에너지 개발에 힘쓰고 있는 실정이다. 이러한 고 유가 시대의 문제를 해결하기 위해 본 발명은 스팀생산기에서 사용하는 연소 연료로 인해 생성되는 대기 환경오염의 실체인 CO2, NOx, Sox 등을 제거하기 위해 습식 Scrubber를 설치하고, 촉매제 재활용을 위한 열역학적 및 화학적 공법을 적용하여 적은 에너지로 400℃의 고온의 스팀을 발생시켜 재생원유, 바이오디젤 및 바이오에탄올을 생산하는 기술을 개발한 것이다. 특히 재생원유 생산공정은 MSW(Municipal Soil Waste)를 포함한 석유화학 제품으로 생산된 플라스틱, 펠트, 고무, 고분자재료 등, 가죽, 종이, 판지, 직물의 폐자재 및 갈탄, 역청탄, 무연탄 등을 회전전단파쇄기로 파쇄하여 건조 시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하고, 비철분리기에서 비철 금속류를 제거한 다음 공압분리기를 거쳐 성형기에서 5~15mm 크기로 만들어 열분해 챔버에 투입한 후 가스화 하여 가솔린, 등유, 디젤 및 중질유를 생산하는 공정으로 이루어진다.
그리고 바이오디젤 생산공정은 코코넛, 곡물, 목화씨앗, 올리브, 보리, 야자수, 땅콩, 포도씨앗, 콩, 해바라기, 옥수수, 홍화, 참깨, 부채꽃, 아주까리/피마자, 유동나무, 아보카도 열대과일, 자트로파, 호호바 나무, 미세조류, 돼지비계, 쌀겨 등의 바이오매스를 회전전단파쇄기로 파쇄하고 건조시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하고, 비철분리기에서 비철 금속류를 제거한 다음 성형기에서 압착기로 주입 가능한 크기로 성형하여 압착기에서 압착하여 바이오오일을 생산하고, 아마유, 유채 꽃씨에서 추출한 기름, 쿠킹 오일, 폐유, 소기름 등과 황산0.982wt%, 수산화 칼륨 1.24wt%, 메탄올 11.69wt%의 3가지 원료를 각각 29.44% : 8.74% : 61.82% 비율로 섞거나, 황산0.982wt%, 나트륨 메톡시드 3.85wt%, 메탄올 26.79wt%의 3가지 원료를 28.47% : 45.35% : 26.185% 비율로 섞은 다음 이를 바이오오일과 각각 58.4% : 41.6%(바이오 오일) 비율로 섞거나, 58.9% : 41.1%(바이오 오일) 비율로 섞어서 열분해탱크(챔버)에 투입하고 가스화 하여 가솔린, 등유, 디젤 및 중질유를 생산하는 공정으로 이루어진다.
또한 바이오에탄올 생산공정은 녹말가루 내지 전분, 덩이줄기 내지 뿌리, 사탕수수, 원목, 목재를 회전전단파쇄기로 파쇄하고 건조시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하고, 비철분리기에서 비철 금속류를 제거한 다음 공압분리기를 거쳐 저온의 열분해챔버에 투입하고, 바이오매스 중 씨앗의 경우는 바이오매스 90.5%, 물 9.1%와 황산 1.5wt%의 0.44%를 섞고, 목재류는 바이오매스 22.2%, 물 77.7%와 황산 1.5wt%의 0.11%를 섞은 후, 활성 단백질 또는 촉매 단백질로 탄수화물의 당화를 촉진하는 단백질 아미노산인 효소를 투입하여 당화물질로 변화시키고, 발효를 일으키는 세균(설탕가루를 먹고 알코올과 탄산을 생성하는 미생물)인 효모를 투입하여 에탄올로 변화시켜 바이오에탄올을 생산한다.
뿐만 아니라 세라믹 볼에서 나오는 파동에너지로 분자 연결고리를 크래킹 하는 종래의 도시유전 공법은 세라믹 볼에 300℃를 넘기지 않는 열을 가해 발생하는 ‘파동 에너지’가 플라스틱 제조과정에서 결합된 탄소분자 고리를 끊어내어 원래 모습으로 변환시키는 기술이라고 하나, 이는 이론적인 입증이 불명확하므로 본 발명은 양자 이론을 바탕으로 한 광전자 에너지를 이용하도록 한 것이다. 모든 재질에는 광전자 파장을 가지고 있는데, 셀레늄의 λ=196.03nm, 아연의 λ=213.86nm, 알루미늄의 λ= 308.22nm, 철의 λ=259.94nm로서 대략 자외선 구간의 파장을 가지고 있고, 세라믹의 λKα=100nm, 세라믹의 λKβ= 280nm의 파장을 가지고 있으며, 본 발명에서 사용한 재질은 동판 내지 동관으로서 λKα=54.175nm, λKβ= 108.35nm, λLα= 216.7nm 이다. Kα, Kβ는 전자파 에너지이고, Lα전자파 특수 에너지로 표현되며, 광전자 파 에너지는 주로 Kα, Kβ에 대하여 평균을 고려하거나 Kα를 적용하도록 한다. 그리고 흑체 방사 에너지(Blackbody emissive power)는 2가지 에너지가 있으므로 이를 고려하였다.
특히 세라믹 볼과 동관의 광전자 에너지에 대하여 확인하여 보면, 우선 재생원유 생산시 도시고형폐기물(MSW) 및 바이오디젤의 바이오매스오일, 가솔린, 등유, 디젤 및 중질유의 액상온도는 최대 150℃이상이면 액상화가 되고, 끓는 온도는 최대 540℃ 이므로, 이를 고려하여 열분해탱크에서 초기 스팀 온도를 250℃로 올릴 경우 모든 MSW가 액상화 되는데, 초기 스팀 온도를 250℃로 사용할 경우 세라믹 볼은 광전자 에너지로 72.91℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 322.9℃이고, 중질유인 경우 366.1℃가 되는 반면, 동판 내지 동관을 사용할 경우 광전자 에너지로 148.749℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 398.7℃가 되고, 중질유인 경우 486.8℃가 된다. 그리고 증류기 탱크에서 초기 스팀 온도를 400℃올릴 경우 모든 MSW가 액상화 되는데, 세라믹 볼은 광전자 에너지로 72.91℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 472.9℃이고, 중질유인 경우 516.1℃가 되며, 동판 내지 동관을 사용할 경우 광전자 에너지로 148.749℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 548.7℃가 되고, 중질유인 경우 636.8℃가 된다. 또한 가스화가 되었을 경우 세라믹 볼은 광전자 에너지로 87.233℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 487.2℃이고, 중질유인 경우 560.3℃가 되며, 동판 내지 동관을 사용할 경우 광전자 에너지로 177.97℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 578.0℃가 되고, 중질유인 경우 727.0℃가 된다. 여기서 재생원유 및 바이오디젤 생산시 증류기의 각 Layer에 따라 가솔린, 등유, 디젤, 중질유를 100% 추출하기 위해 각 Layer마다 촉매제 제올라이트를 투입하는데, 그 촉매제 제올라이트의 량은 가솔린 층(Zeolites 6wt%), 등유 층(Zeolites 6wt%), 디젤 층(Zeolites 3wt%), 중질유 층(Zeolites 3wt%)과 같이 구분하여 촉매 층을 두어 Yield 100% 이루도록 하였다.
더욱이 가솔린, 등유, 디젤, 중질유는 ASTM D 2892 TBP (True Boiling Point)에 따라 사전에 재생원유 Raw 연료 및 바이오디젤 Raw 연료에 대하여 사전에 검토하여야 한다. 그런데 재생원유 Raw 연료 및 바이오디젤 Raw 연료에 대하여 TBP를 확인 하지 못하였으므로 상기 표 1을 우선적으로 참고하여 본 발명을 진행하였다. 또한 세라믹 및 동의 광전자 에너지로 인한 MSW의 액상 및 가스의 온도 상승 및 증류기 각 Layer의 촉매사용량은 상기 표 1과 같다. 그리고 양자 이론 기반의 흑체 방사 에너지(Blackbody emissive power)에 대하여 검토한 결과 파장의 길이가 매우 작기 때문에 방사 에너지로 인한 온도 증가는 매우 적기 때문에 고려 대상이 되지 않았다.
그리고 스팀생산기에서 고온의 증기를 생산하기 위해 일반 연소 연료인 LNG, Diesel, Gasoline, LPG, HOF, Coal를 사용하거나 플라즈마를 사용할 수 있으며, 지역에 따라 플라즈마를 사용할 것인지 연소 연료를 사용할 것인지 결정하여야 한다. 플라즈마를 사용할 경우 파장을 마이크로파 / microwave인 122,367,346.94nm, 주파수 2.45GHz를 사용하여야 하고, 플라즈마 출격 대비 입력 전력은 1%에 불과하므로 일반 연소 연료보다 경제적이라 할 수 있으며, Pinput = 0.01*Poutput + 0.2229(kW)로 산정된다.
특히 플라즈마는 파장이 마이크로파이므로 광전자 에너지로 발생한 온도 상승은 1.018℃~1.064℃이므로 거의 의미가 없지만 흑체 방사 에너지를 이용한 플라즈마를 발생시켜 산소 57.1%와 공기 42.9%를 10kg/cm2로 주입할 경우에는 겨우 5~6sec의 시간에 내부 공기의 온도가 1,265,782℃가 된다. 이러한 공기의 온도를 가지고 예로 들면, 4.42m3의 물로 400℃의 스팀을 생산하기 위한 시간은 3.8~5sec에 불과하며 필요 열량은 6790.59kW이고 플라즈마 입력 전력은 1%인 67.91kW로서 필요 전력은 220V, 308.66A이고, 플라즈마 시스템은 339kW x 20ea를 설치하여야 한다. 비록 스팀생산기에 동판을 설치하여 광전자 에너지를 고려하더라도 액상의 물일 경우 온도 증가가 세라믹일 경우 17.25℃, 동판일 경우 27℃가 증가 되며, 증기일 경우 세라믹일 경우 2℃, 동판일 경우 3℃가 증가 될 뿐이다.
상기의 스팀생산기에서는 크게 2가지 종류의 고온의 물 및 고온의 스팀을 생산해야 되는데, 재생원유 및 바이오디젤은 250℃의 스팀 및 400℃스팀을 생산하여야 하고, 바이오에탄올은 70℃의 고온 온수 및 온도 400℃의 스팀을 생산하도록 내부 스팀 배관의 길이를 조정하여야 하며, 특히 400℃의 고온의 스팀일 경우 재생원유 및 바이오디젤에서는 증류기를 거쳐 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치의 재활용 촉매를 추출하기 위하여 필요하며, 바이오에탄올에서는 증류기를 거치지 않고 스팀생산기에서 바로 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치의 재활용 촉매를 추출하기 위하여 필요하다. 250℃의 스팀은 재생원유 및 바이오디젤의 열분해기에 사용되며, 70℃의 온수는 바이오에탄올의 액상가수분해탱크 및 증류기에서 사용된다. 따라서 재생원유 생산, 바이오디젤 생산 및 바이오에탄올 생산을 위해 초기 스팀의 온도를 높일 때 양자 이론을 바탕으로 동(Cupper)의 광전자 에너지와 흑체 방사 에너지를 이용한 열분해 공법 및 액상가수분해탱크와 증류기 온도 상승공법을 이용하여 에너지를 절약하므로 보다 경제적인 신공법으로 본 발명을 제시한다.
최근 고 유가와 지구온난화에 대처하기 위한 전 세계적인 흐름에 따라 세계 주요국들은 석유 의존도를 낮추기 위해 대체에너지 개발에 박차를 가하고 있으며, 여러 국가에서는 화석연료를 대체할 수 있는 재생 및 바이오 에너지 개발에 힘쓰고 있는 실정이다. 이러한 고 유가 시대의 문제를 해결하기 위해 본 발명은 스팀생산기에서 사용하는 연소 연료로 인해 생성되는 대기 환경오염의 실체인 CO2, NOx, Sox 등을 제거하기 위해 습식 Scrubber를 설치하고, 촉매제 재활용을 위한 열역학적 및 화학적 공법을 적용하여 적은 에너지로 400℃의 고온의 스팀을 발생시켜 재생원유, 바이오디젤 및 바이오에탄올을 생산하는 기술을 개발한 것이다. 특히 재생원유 생산공정은 MSW(Municipal Soil Waste)를 포함한 석유화학 제품으로 생산된 플라스틱, 펠트, 고무, 고분자재료 등, 가죽, 종이, 판지, 직물의 폐자재 및 갈탄, 역청탄, 무연탄 등을 회전전단파쇄기로 파쇄하여 건조 시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하고, 비철분리기에서 비철 금속류를 제거한 다음 공압분리기를 거쳐 성형기에서 5~15mm 크기로 만들어 열분해 챔버에 투입한 후 가스화 하여 가솔린, 등유, 디젤 및 중질유를 생산하는 공정으로 이루어진다.
그리고 바이오디젤 생산공정은 코코넛, 곡물, 목화씨앗, 올리브, 보리, 야자수, 땅콩, 포도씨앗, 콩, 해바라기, 옥수수, 홍화, 참깨, 부채꽃, 아주까리/피마자, 유동나무, 아보카도 열대과일, 자트로파, 호호바 나무, 미세조류, 돼지비계, 쌀겨 등의 바이오매스를 회전전단파쇄기로 파쇄하고 건조시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하고, 비철분리기에서 비철 금속류를 제거한 다음 성형기에서 압착기로 주입 가능한 크기로 성형하여 압착기에서 압착하여 바이오오일을 생산하고, 아마유, 유채 꽃씨에서 추출한 기름, 쿠킹 오일, 폐유, 소기름 등과 황산0.982wt%, 수산화 칼륨 1.24wt%, 메탄올 11.69wt%의 3가지 원료를 각각 29.44% : 8.74% : 61.82% 비율로 섞거나, 황산0.982wt%, 나트륨 메톡시드 3.85wt%, 메탄올 26.79wt%의 3가지 원료를 28.47% : 45.35% : 26.185% 비율로 섞은 다음 이를 바이오오일과 각각 58.4% : 41.6%(바이오 오일) 비율로 섞거나, 58.9% : 41.1%(바이오 오일) 비율로 섞어서 열분해탱크(챔버)에 투입하고 가스화 하여 가솔린, 등유, 디젤 및 중질유를 생산하는 공정으로 이루어진다.
또한 바이오에탄올 생산공정은 녹말가루 내지 전분, 덩이줄기 내지 뿌리, 사탕수수, 원목, 목재를 회전전단파쇄기로 파쇄하고 건조시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하고, 비철분리기에서 비철 금속류를 제거한 다음 공압분리기를 거쳐 저온의 열분해챔버에 투입하고, 바이오매스 중 씨앗의 경우는 바이오매스 90.5%, 물 9.1%와 황산 1.5wt%의 0.44%를 섞고, 목재류는 바이오매스 22.2%, 물 77.7%와 황산 1.5wt%의 0.11%를 섞은 후, 활성 단백질 또는 촉매 단백질로 탄수화물의 당화를 촉진하는 단백질 아미노산인 효소를 투입하여 당화물질로 변화시키고, 발효를 일으키는 세균(설탕가루를 먹고 알코올과 탄산을 생성하는 미생물)인 효모를 투입하여 에탄올로 변화시켜 바이오에탄올을 생산한다.
뿐만 아니라 세라믹 볼에서 나오는 파동에너지로 분자 연결고리를 크래킹 하는 종래의 도시유전 공법은 세라믹 볼에 300℃를 넘기지 않는 열을 가해 발생하는 ‘파동 에너지’가 플라스틱 제조과정에서 결합된 탄소분자 고리를 끊어내어 원래 모습으로 변환시키는 기술이라고 하나, 이는 이론적인 입증이 불명확하므로 본 발명은 양자 이론을 바탕으로 한 광전자 에너지를 이용하도록 한 것이다. 모든 재질에는 광전자 파장을 가지고 있는데, 셀레늄의 λ=196.03nm, 아연의 λ=213.86nm, 알루미늄의 λ= 308.22nm, 철의 λ=259.94nm로서 대략 자외선 구간의 파장을 가지고 있고, 세라믹의 λKα=100nm, 세라믹의 λKβ= 280nm의 파장을 가지고 있으며, 본 발명에서 사용한 재질은 동판 내지 동관으로서 λKα=54.175nm, λKβ= 108.35nm, λLα= 216.7nm 이다. Kα, Kβ는 전자파 에너지이고, Lα전자파 특수 에너지로 표현되며, 광전자 파 에너지는 주로 Kα, Kβ에 대하여 평균을 고려하거나 Kα를 적용하도록 한다. 그리고 흑체 방사 에너지(Blackbody emissive power)는 2가지 에너지가 있으므로 이를 고려하였다.
특히 세라믹 볼과 동관의 광전자 에너지에 대하여 확인하여 보면, 우선 재생원유 생산시 도시고형폐기물(MSW) 및 바이오디젤의 바이오매스오일, 가솔린, 등유, 디젤 및 중질유의 액상온도는 최대 150℃이상이면 액상화가 되고, 끓는 온도는 최대 540℃ 이므로, 이를 고려하여 열분해탱크에서 초기 스팀 온도를 250℃로 올릴 경우 모든 MSW가 액상화 되는데, 초기 스팀 온도를 250℃로 사용할 경우 세라믹 볼은 광전자 에너지로 72.91℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 322.9℃이고, 중질유인 경우 366.1℃가 되는 반면, 동판 내지 동관을 사용할 경우 광전자 에너지로 148.749℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 398.7℃가 되고, 중질유인 경우 486.8℃가 된다. 그리고 증류기 탱크에서 초기 스팀 온도를 400℃올릴 경우 모든 MSW가 액상화 되는데, 세라믹 볼은 광전자 에너지로 72.91℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 472.9℃이고, 중질유인 경우 516.1℃가 되며, 동판 내지 동관을 사용할 경우 광전자 에너지로 148.749℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 548.7℃가 되고, 중질유인 경우 636.8℃가 된다. 또한 가스화가 되었을 경우 세라믹 볼은 광전자 에너지로 87.233℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 487.2℃이고, 중질유인 경우 560.3℃가 되며, 동판 내지 동관을 사용할 경우 광전자 에너지로 177.97℃가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 578.0℃가 되고, 중질유인 경우 727.0℃가 된다. 여기서 재생원유 및 바이오디젤 생산시 증류기의 각 Layer에 따라 가솔린, 등유, 디젤, 중질유를 100% 추출하기 위해 각 Layer마다 촉매제 제올라이트를 투입하는데, 그 촉매제 제올라이트의 량은 가솔린 층(Zeolites 6wt%), 등유 층(Zeolites 6wt%), 디젤 층(Zeolites 3wt%), 중질유 층(Zeolites 3wt%)과 같이 구분하여 촉매 층을 두어 Yield 100% 이루도록 하였다.
더욱이 가솔린, 등유, 디젤, 중질유는 ASTM D 2892 TBP (True Boiling Point)에 따라 사전에 재생원유 Raw 연료 및 바이오디젤 Raw 연료에 대하여 사전에 검토하여야 한다. 그런데 재생원유 Raw 연료 및 바이오디젤 Raw 연료에 대하여 TBP를 확인 하지 못하였으므로 상기 표 1을 우선적으로 참고하여 본 발명을 진행하였다. 또한 세라믹 및 동의 광전자 에너지로 인한 MSW의 액상 및 가스의 온도 상승 및 증류기 각 Layer의 촉매사용량은 상기 표 1과 같다. 그리고 양자 이론 기반의 흑체 방사 에너지(Blackbody emissive power)에 대하여 검토한 결과 파장의 길이가 매우 작기 때문에 방사 에너지로 인한 온도 증가는 매우 적기 때문에 고려 대상이 되지 않았다.
그리고 스팀생산기에서 고온의 증기를 생산하기 위해 일반 연소 연료인 LNG, Diesel, Gasoline, LPG, HOF, Coal를 사용하거나 플라즈마를 사용할 수 있으며, 지역에 따라 플라즈마를 사용할 것인지 연소 연료를 사용할 것인지 결정하여야 한다. 플라즈마를 사용할 경우 파장을 마이크로파 / microwave인 122,367,346.94nm, 주파수 2.45GHz를 사용하여야 하고, 플라즈마 출격 대비 입력 전력은 1%에 불과하므로 일반 연소 연료보다 경제적이라 할 수 있으며, Pinput = 0.01*Poutput + 0.2229(kW)로 산정된다.
특히 플라즈마는 파장이 마이크로파이므로 광전자 에너지로 발생한 온도 상승은 1.018℃~1.064℃이므로 거의 의미가 없지만 흑체 방사 에너지를 이용한 플라즈마를 발생시켜 산소 57.1%와 공기 42.9%를 10kg/cm2로 주입할 경우에는 겨우 5~6sec의 시간에 내부 공기의 온도가 1,265,782℃가 된다. 이러한 공기의 온도를 가지고 예로 들면, 4.42m3의 물로 400℃의 스팀을 생산하기 위한 시간은 3.8~5sec에 불과하며 필요 열량은 6790.59kW이고 플라즈마 입력 전력은 1%인 67.91kW로서 필요 전력은 220V, 308.66A이고, 플라즈마 시스템은 339kW x 20ea를 설치하여야 한다. 비록 스팀생산기에 동판을 설치하여 광전자 에너지를 고려하더라도 액상의 물일 경우 온도 증가가 세라믹일 경우 17.25℃, 동판일 경우 27℃가 증가 되며, 증기일 경우 세라믹일 경우 2℃, 동판일 경우 3℃가 증가 될 뿐이다.
상기의 스팀생산기에서는 크게 2가지 종류의 고온의 물 및 고온의 스팀을 생산해야 되는데, 재생원유 및 바이오디젤은 250℃의 스팀 및 400℃스팀을 생산하여야 하고, 바이오에탄올은 70℃의 고온 온수 및 온도 400℃의 스팀을 생산하도록 내부 스팀 배관의 길이를 조정하여야 하며, 특히 400℃의 고온의 스팀일 경우 재생원유 및 바이오디젤에서는 증류기를 거쳐 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치의 재활용 촉매를 추출하기 위하여 필요하며, 바이오에탄올에서는 증류기를 거치지 않고 스팀생산기에서 바로 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치의 재활용 촉매를 추출하기 위하여 필요하다. 250℃의 스팀은 재생원유 및 바이오디젤의 열분해기에 사용되며, 70℃의 온수는 바이오에탄올의 액상가수분해탱크 및 증류기에서 사용된다. 따라서 재생원유 생산, 바이오디젤 생산 및 바이오에탄올 생산을 위해 초기 스팀의 온도를 높일 때 양자 이론을 바탕으로 동(Cupper)의 광전자 에너지와 흑체 방사 에너지를 이용한 열분해 공법 및 액상가수분해탱크와 증류기 온도 상승공법을 이용하여 에너지를 절약하므로 보다 경제적인 신공법으로 본 발명을 제시한다.
Description
본 발명은 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템에 관한 것으로 더욱 상세하게는 양자이론을 적용하여 도시 고형 폐기물(Municipal Solid Waste)과 식물성재료와 조리과정에서 발생되는 쿠킹오일 등으로부터 에너지를 적게 사용하면서 재생원유를 생산하고 바이오매스에서는 바이오 에탄올(오일)을 생산 또는 추출하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템에 관한 것이다.
최근 고공 행진하는 유가와 지구온난화에 대처하기 위한 전 세계적 흐름에 따라 세계 주요국들은 석유의존도를 낮추고자 대체에너지 개발에 박차를 가하고 있으며, 여러 국가에서는 화석연료를 대체할 수 있는 재생 에너지와 바이오 에너지 개발에 힘쓰고 있다.
이러한 대체에너지 중에서도 휘발유의 대체 연료인 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올의 보급이 비교적 매우 빠르게 확산되고 있다.
본 발명은 이러한 고 유가와 환경 문제를 해결하기 위한 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산기술에 관한 것으로 특히, 재생원유 생산 공정은 MSW(Municipal Soil Waste)를 포함한 석유화학 제품으로 생산한 플라스틱류, 페트류, 고무류, 고분자재료 등과 가죽류, 종이류, 판지류, 직물류의 폐자재 그리고 갈탄, 역청탄, 무연탄을 회전전단파쇄기를 이용하여 파쇄와 건조시키고 자기분리기에서 금속류를 제거하며 비철분류기에서 비철 금속류를 제거하고 공압분리기를 거쳐 성형기에서 5 내지 15 밀리미터(mm)로 가공하여 열분해탱크(챔버)에 투입한 후 가스화를 하여 가솔린과 등유와 디젤과 중질유를 생산하는 공정으로 이루어진다.
한편, 바이오디젤 생산은 1 차로 코코넛, 곡물, 목화씨앗, 올리브, 보리, 야자수, 땅콩, 포도씨앗, 콩, 해바라기, 옥수수, 홍화, 참깨, 부채꽃, 아주까리/피마자, 유동나무, 아보카도 열대과일, 자트로파, 호호바 나무, 미세조류, 돼지비계, 쌀겨 등의 바이오매스를 회전전단파쇄기로 파쇄하고 건조시키며 자기분리기로 금속류를 제거하고 비철 분류기로 비철 금속류를 제거한 다음 성형기에서 작은크기로 성형하여 압착기에 주입하고 압착기에서 압착하여 바이오 오일을 생산한다.
2 차로 아마유, 유채 꽃씨에서 추출한 기름, 쿠킹오일, 폐유, 소기름 등과 황산 0.982 wt%, 수산화 칼륨 1.24 wt%, 메탄올 11.69 wt% 의 3가지 원료를 각각 29.44 % : 8.74 % : 61.82 % 비율로 섞거나, 황산 0.982 wt%, 나트륨 메톡시드 3.85 wt%, 메탄올 26.79 wt% 의 3가지 원료를 각각 28.47 % : 45.35 % : 26.185 % 비율로 섞은 다음, 3차로 이를 바이오오일과 각각 58.4 % : 41.6 %(바이오오일) 비율로 섞거나, 58.9 % : 41.1 %(바이오오일) 비율로 섞어서 열분해 챔버에 투입한 후 가스화를 하여 가솔린, 등유, 디젤 및 중질유를 생산하는 공정으로 이루어진다.
그리고 바이오에탄올 생산 공정은 녹말가루 또는 전분, 덩이줄기 또는 뿌리, 사탕수수, 원목, 목재 등을 회전전단파쇄기로 파쇄하고 건조시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하며 비철분류기에서 비철 금속류를 제거하고 공압분리기를 거쳐 저온의 액상가수분해탱크(챔버)에 투입하는데, 바이오매스 중 씨앗의 경우는 바이오매스 90.5 %, 물 9.1 %와 황산 1.5 wt% 의 0.44 % 를 섞거나, 목재류는 바이오매스 22.2 %, 물 77.7 %와 황산 1.5 wt% 의 0.11 %를 섞는다. 이후 활성 단백질 또는 촉매 단백질로 탄수화물의 당화를 촉진하는 단백질 아미노산인 효소를 투입하여 당화물질로 변화시킨 후, 발효를 일으키는 세균(설탕 성분을 먹고 알코올과 탄산을 생성하는 미생물)인 효모를 투입하여 에탄올로 변화시켜 바이오에탄올을 생산한다.
이러한 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올을 생산하는 경우 필수적으로 필요한 것이 열량에너지 이고, 이러한 열역학적 열량 에너지가 필요한 곳은 스팀생산기, 열분해장치, 액상가수분해탱크(챔버), 증류기, De-CO2(SCR) System과 De-NOx(SCR) System과 De-SOx(SCR) System 등이 있으며, 이러한 시스템은 필요한 열량 확보를 위하여 많은 에너지를 사용한다.
한편, 에너지 소모를 최소화하기 위하여는 광자에너지와 플라즈마에너지를 이용할 수 있다. 광자는 더 이상 쪼갤 수 없는 기본 입자이며 전자기파인 빛의 양자라는 의미로 “광량자”라고도 한다.
양자(Quantum)는 수량이 가장 작은 원소단위 또는 가장 작은 불연속량 이고, 하나의 양자 전자기 에너지이며 양자 하나를 광자라 하며, 본 발명에서는 이러한 양자 전자기에너지인 광자 전자기에너지를 사용하여 일부 열량을 추가하여 필요한 에너지를 확보하는 것이 추구하는 기술 사상 중에 하나이다.
양자 이론에 기반하는 광자의 빛(전자기파) 스펙트럼은 일반적으로 파장이 감소하고 에너지와 주파수가 증가하는 순서로 8개의 영역(전파, 마이크로파, 테라 헤르츠 방사선, 적외선(IR), 가시 광선(VIS), 자외선 (UV), 엑스선( X- ray), 감마선)으로 구분된다. 빛은 입자와 파동의 성질을 동시에 갖는 전자기파이고, 전자기파장은 전자적 에너지가 공간을 진동하면서 전파하는 물리적 현상을 의미하며, 광자 전자기 방사선(빛)은 광범위한 파장과 주파수를 포함하며 다른 수준의 에너지를 전달한다.
19 세기 중반에 정리된 빛의 파동 이론은 매우 낮은 강도에서 빛의 특성을 설명하기에는 충분하지 않으나, 그 수준에서 빛의 특성을 설명하고 원자와 분자와 빛의 상호작용을 설명하는 양자 이론을 기본으로 한다.
가장 간단한 형태의 양자 이론은 빛을 광자라고 하는 별개의 에너지 덩어리 구성으로 묘사하고, 광자는 수송 될 수 있는 최소량의 에너지(quantum)라 할 수 있다. 아인슈타인은 빛이 불연속적인 개별 에너지 단위로 만들어 졌음을 소개하였으며 실험적으로 증명되었다. 광자 개념은 레이저, 보스-아인슈타인 응축(응축 물리), 양자장 이론과 확률론적 해석을 포함하여 실험과 이론 물리학에서 중대한 발전을 가져 왔다. 본 발명은 이러한 양자 이론을 기반으로 광전자 에너지를 열분해탱크(챔버), 액상가수분해탱크, 증류기에 직접 적용하는 것이 기술적 사상 중에 하나로 추구하는 신기술이다.
그리고 각 이산화탄소 제거시스템(De-CO2(SCR) System), 녹스 제거시스템(De-NOx(SCR) System), 삭스 제거시스템(De-SOx(SCR) System에)에서 활용될 촉매제의 재활용 위해 섭씨 400 ℃의 고온이 필요하며 촉매제를 추출하는 과정에서 버려지는 고온의 스팀을 재활용하기 위한 스팀 터빈 사용 기술은 추구하는 기술적 사상 중에 하나이면서 시스템을 경제적으로 운용되도록 하는 기술을 개발할 필요가 있다.
상기와 같은 종래 기술의 문제점과 필요성을 해소하기 위하여 안출한 본 발명은 양자이론을 적용하여 에너지를 조금 사용하면서도 도시 고형 폐기물(Municipal Solid Waste)과 식물성재료와 조리과정에서 발생되는 쿠킹오일 등으로부터 재생원유를 생산하고 바이오매스에서는 바이오 에탄올(오일)을 생산 또는 추출하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템을 제공하는 것이 추구하는 목적 중에 하나이다.
종래기술에 의한 도시유전 공법은 세라믹 볼에서 나오는 파동에너지로 분자 연결고리를 크래킹 하는 것으로서 세라믹 볼에 섭씨 300 ℃ 를 넘기지 않는 열을 가해 발생되는 ‘파동 에너지’가 플라스틱 제조과정에서 결합된 탄소분자 고리를 끊어내어 원래 모습으로 변환시키는 기술이다. 이러한 종래기술은 이론적인 입증이 불명확하다. 따라서 본 발명에서는 양자 이론을 바탕으로 하는 광전자 에너지를 이용한다.
모든 재질은 광전자 파장(λ)을 가지고 있으며, 일 례로, 셀레늄의 λ=196.03 nm, 아연의 λ=213.86 nm, 알루미늄의 λ= 308.22 nm, 철의 λ=259.94 nm이고, 대략 자외선 구간의 파장(λ) 이며, 세라믹의 λKα=100 nm, 세라믹의 λKβ= 280 nm 의 파장을 가진다. 본 발명에서 사용한 재질은 동판 또는 동관으로서 동의 파장 λKα=54.175 nm, λKβ=108.35 nm, λLα=216.7 nm 이고, λKα, λKβ 는 전자파 에너지이며 λLα 전자파는 특수 에너지로 표현되고, 광전자 파 에너지는 주로 λKα, λKβ 에 대하여 평균을 적용하거나 λKα 값을 적용한다. 흑체 방사 에너지(Blackbody emissive power)와 같이 광전자파 에너지와 흑체방사 에너지의 2 가지 에너지가 있으므로 이를 고려한다.
또한, 열분해와 증류기와 폐가스 처리를 위한 촉매제의 재생산시설 등에 필요한 스팀 발생기는 고온의 물과 스팀의 2 가지를 필요로 하며, 재생원유와 바이오디젤의 생산에는 섭씨 250 ℃의 스팀과 섭씨 400 ℃ 스팀을 각각 사용하고, 바이오에탄올 생산에는 섭씨 70 ℃의 고온수와 섭씨 400 ℃ 의 스팀을 각각 사용하도록 내부의 스팀 배관 길이를 각각 조정한다. 특히, 섭씨 400 ℃의 스팀은 재생원유와 바이오디젤 생산을 위한 것으로 증류기를 거쳐 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치의 재활용 촉매 추출에 필요하며, 바이오에탄올 생산을 위한 것으로 증류기를 거치지 않고 스팀생산기에서 직접 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치의 재활용 촉매를 추출하기 위하여 필요하다. 섭씨 250 ℃의 스팀은 재생원유와 바이오디젤 생산을 위한 열분해기에 사용이 되며, 섭씨 70 ℃의 온수는 바이오에탄올 생산을 위한 액상가수분해탱크와 증류기에서 각각 사용된다.
또한, 재생원유와 바이오디젤 생산을 위한 증류기에서 가솔린과 등유와 디젤과 중질유의 수율을 100 % 로 높이기 위해 각 Layer 의 온도를 고려하여 촉매제를 사용해야하고 본 발명에서는 지오라이트(Zeolites) 를 촉매제로 사용한다.
재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올을 각각 생산하기 위한 스팀의 초기 온도를 높일 때 양자 이론을 바탕으로 동(Cupper, 구리)의 광전자 에너지와 흑체 방사 에너지를 이용한 열분해 공법과 액상가수분해탱크와 증류기 온도 상승 기술을 사용하여 에너지를 절약하는 경제적인 새로운 기술을 개발할 필요가 있다.
한편, 각 De-CO2(SCR) System, De-NOx(SCR) System, De-SOx(SCR) System에 활용하는 촉매제의 재활용을 위해 섭씨 400 ℃의 고온 스팀이 사용되며, 촉매제 추출 과정에서 사용된 고온의 스팀을 재활용하여 스팀 터빈을 운용하는 경제적인 기술을 개발할 필요가 있다.
상기와 같은 목적을 달성하기 위하여 안출한 본 발명의 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템은 플라스틱류, 펠트류, 고무류, 고분자재류, Rubber류, 가죽류, 종이류, 폐유류, 식물성유류, 식물씨앗류, 목재류가 포함되며 열분해 되는 도시고형폐기물을 유입하고 해당 제어신호에 의하여 균일한 크기로 분쇄시켜 파쇄도시고형폐기물로 배출하는 회전전단파쇄기(17); 상기 회전전단파쇄기(17)로부터 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 상온의 균일한 온도 환경에서 소정 시간 동안 체류시켜 수분을 제거하는 수분건조기(18); 상기 수분건조기(18)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하며 해당 제어신호에 의하여 발생된 자력을 인가하여 금속류를 분리 제거하는 자기분리기(19); 상기 자기분리기(19)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 단위 무게 검출에 의하여 비철금속을 분리 제거하는 비철분리기(20); 상기 비철분리기(20)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 균일한 유속으로 순환되는 공기에 의하여 비산되는 도시고형폐기물의 분진을 분리 포집하여 압축하는 공압분리기(21); 상기 공압분리기(21)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 균일한 크기의 다수 관통홀에 균일한 압력으로 연속 압입하여 균일한 크기로 성형하는 성형기(22); 상기 성형기(22)를 통과한 도시고형폐기물칩과 상기 공압분리기(21)에서 포집한 도시고형폐기물분진을 각각 유입하여 섭씨 200 내지 250 도 온도의 스팀을 유입받아 흐르는 동관 사이를 통과시키면서 고온의 플라즈마를 공급하여 액상화도시고형폐기물을 배출하는 열분해탱크(23); 상기 열분해탱크(23)로부터 배출되는 스팀을 유입하고 플라즈마 또는 화석연소연료에 의하여 평균 섭씨 500 도 온도의 스팀을 생성하여 배출하는 스팀생산기(12); 상기 열분해탱크(23)로부터 열분해된 액상화도시고형폐기물을 유입하고 상기 스팀생산기(12)로부터 평균 섭씨 500 도의 온도의 스팀을 유입하여 상기 액상화도시고형폐기물을 다수의 물질로 각각 분리되도록 증류하는 증류기(26); 를 포함할 수 있다.
상기 회전전단파쇄기(17)는 유입되는 도시고형폐기물에 단위 센티미터 길이에 평균 10 킬로그램의 절단압력을 인가하여 반복 절단하므로 평균 직경 0.5 센티미터 미만 크기의 알갱이로 분쇄하여 파쇄도시고형폐기물로 배출하는 구성으로 이루어질 수 있다.
싱기 수분건조기(18)는 상기 파쇄도시고형폐기물을 유입하고 섭씨 30 내지 35 도의 온도가 일정하게 유지되며 초속 8 미터 유속의 공기가 순환되는 환경에서 5 내지 10 분간 체류시킨 후 통과되도록 하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 자기분리기(19)는 해당 제어신호에 의하여 인가되는 전원에 의하여 평방 센티미터 단위로 3 내지 4 가우스 세기의 자력을 발생하며 상기 파쇄도시고형폐기물의 상방 5 내지 10 센티미터 상방에서 인가하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 비철분리기(20)는 단위 크기에 대하여 무게가 많이 나가고 연소되지 않는 비철금속과 가연성 종류로 분리하는 원판형 원심분리기로 이루어질 수 있다.
상기 공압분리기(21)는 평균 초속 16 미터 유속의 공기를 상기 파쇄도시고형폐기물에 공급하여 비산되는 먼지를 포집하고 기계적 회전 압력을 인가하여 압축하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 성형기(22)는 파쇄도시고형폐기물의 알갱이를 평균 5 내지 15 밀리미터의 지름과 평균 10 밀리미터 깊이를 형성하는 관통홀에 평방 센티미터 단위 마다 평균 10 내지 15 킬로그람 무게의 압력으로 압입하여 균일한 크기로 성형되도록 압축하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 열분해탱크(23)는 다수의 동관이 평행하게 설치된 내부에 플라즈마를 인가하여 광전자촉매로 이루어지는 상기 동관에 흐르는 섭씨 200 내지 250 도 온도의 스팀 온도를 평균 400 도로 올리는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 스팀생산기(12)는 상기 열분해탱크(23)로부터 배출되는 스팀을 광전자촉매로 이루어지는 동관에 유입하고 압축공기와 함께 공급되는 화석연소연료의 연소 또는 플라즈마로부터 인가되는 열을 공급받고 평균 500 도 온도의 스팀을 배출하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 증류기(26)는 상기 스팀생산기(12)로부터 인가되는 섭씨 500 도의 스팀을 유입하며 동 재질로 이루어지는 광전자촉매동관(24); 상기 광전자촉매동관(24)을 내부 공간에 설치하고 상기 열분해탱크(23)로부터 배출되는 액상화도시고형폐기물을 유입하며 평균 5 내지 10 밀리미터 두께의 광전자촉매동라이닝(27)으로 이루어지며 그릇용기 형상을 하는 증류기바울(29); 상기 증류기바울(29)을 하부 끝단 부분에 내장 설치되고 폐쇄된 함체 형상의 내부 하측부이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 중질유를 수집 배출하는 중질류층(33); 상기 중질류층(33)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 디젤유를 수집 배출하는 디젤층(32); 상기 디젤층(32)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 등유를 수집 배출하는 등유층(31); 상기 등유층(31)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 가솔린을 수집 배출하는 가솔린층(30); 을 포함할 수 있다.
상기 중질류층(33)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 상기 증류기바울(29)에서 증류된 중질유를 모두 수집 배출하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 디젤층(32)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 상기 증류기바울(29)에서 증류된 디젤유를 모두 수집 배출하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 등유층(31)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 상기 증류기바울(29)에서 증류된 등유를 모두 수집 배출하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 가솔린층(30)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 상기 증류기바울(29)에서 증류된 가솔린을 모두 수집 배출하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 증류기(26)로부터 수집된 중질유와 디젤유와 등유와 가솔린을 각각 분리된 상태로 유입하여 냉각시키고 냉각된 중질유는 중질유배출배관(41)으로 배출하며 냉각된 디젤유는 디젤배출배관(40)으로 배출하고 냉각된 등유는 등유배출배관(39)으로 배출하며 냉각된 가솔린은 가솔린배출배관(38)으로 각각 배출하는 냉각기(35)를 더 포함할 수 있다.
상기와 같은 목적을 달성하기 위하여 안출한 본 발명의 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템은 도시고형폐기물을 회전전단파쇄기(17)에서 파쇄하고, 상기 회전전단파쇄기(17)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 수분건조기(18)에 유입시켜 수분을 제거하며, 상기 수분건조기(18)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 자기분리기(19)를 사용하여 철류 금속을 제거하고, 상기 자기분리기(19)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 비철분리기(20)를 사용하여 비철금속류를 제거하며, 상기 비철분리기(20)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 공압분리기(21)를 사용하여 가루와 먼지를 분리하여 별도 저장하고, 상기 공압분리기(21)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 성형기(22)를 사용하여 파쇄된 상기 도시고형폐기물을 균일한 크기의 펠릿 형태로 성형하며, 상기 성형기(22)에서 성형된 도시고형폐기물의 펠릿 형태와 상기 공압분리기(21)에서 저장된 도시고형폐기물의 가루와 먼지를 유입하는 열분해탱크(23)를 포함하여 이루어지고, 상기 열분해탱크(23)는 내부에 다수가 평행하게 설치되며 250 ℃의 스팀을 외부로부터 주입받고 양자 이론에 의한 광전자 에너지를 배출하는 광전자촉매동관(24)과 상기 광전자촉매동관(24)의 양쪽 끝단 부분에 각각 설치되어 상기 광전자촉매동관(24)을 고정시키는 광전자 촉매 라이닝 동판(5~10mm)(27)을 포함하여 이루어지고 상기 광전자 에너지에 의하여 주입된 스팀의 온도를 올리므로 365.7 ℃ 내지 400 ℃ 의 스팀을 발생시키며, 외부로부터 상온의 물을 공급받는 상온의물공급배관(10)과 상기 상온의물공급배관(10)에 연결설치되는 상온의물공급펌프(11)에 의하여 스팀생산기(12) 내부에 상기 상온의 물을 주수하고 가열(heating)하며 스팀열분해장치공급배관(13)을 거쳐 상기 열분해탱크(23)의 광전자촉매동관(24)에 250 ℃의 스팀을 주입하고, 상기 광전자촉매동관(24)과 광전자 촉매 라이닝 동판(5~10mm)(27)은 양자 기반 광전자의 파장을 활용한 광전자에 의하여 상기 주입된 스팀의 온도를 115.7 ℃ 범위로 더 증가시켜 상기 열분해탱크(23)의 내부 온도를 최종 평균 365.7 ℃ 내지 400 ℃ 까지 증가시키며, 상기 열분해탱크(23)는 유입된 도시고형폐기물의 펠릿과 가루와 먼지를 액상화시켜 증류기(26)의 증류기Bowl(29)에 유입시키고, 상기 증류기(26)의 증류기Bowl(29)은 유입된 도시고형폐기물의 액상화 상태에 500 ℃ 의 높은 온도를 인가하여 증류시키므로 가스화 시키고, 증류되어 가스화가 되지 않은 Bottom Product는 BottomProduct열분해탱크재이송펌프(28)를 구동시켜 상기 열분해탱크(23)로 재이송하거나 BottomProduct확인밸브(49)를 사용하여 폐 처리하며, 상기 증류기(26)는 상기 증류기바울(29)이 증류한 중질유를 수집 배출하는 중질류층(33); 상기 중질류층(33)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 디젤유를 수집 배출하는 디젤층(32); 상기 디젤층(32)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 등유를 수집 배출하는 등유층(31); 상기 등유층(31)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 가솔린을 수집 배출하는 가솔린층(30); 을 포함하고, 상기 중질류층(33)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 촉매로 배치하며, 상기 디젤층(32)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 촉매로 배치하며, 상기 등유층(31)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 촉매로 배치하며, 상기 가솔린층(30)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 촉매로 배치하여 각각 100 %의 수율(Yield)로 수집하고, 상기 스팀생산기(12)를 가열하는 스팀생산기Heating연료및장치(15)는 플라즈마 또는 화석연소연료를 사용하여 400 ℃ 의 스팀을 생산하고, 상기 플라즈마 또는 화석연소연료의 사용은 시스템이 설치되어 운영되는 지역의 공급조건에 의하여 선택 사용하고, 상기 화석연소연료는 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄(액체 및 고체 연소연료) 중에서 선택된 어느 하나 또는 어느 하나 이상으로 이루어지고, 상기 화석연소연료 사용으로 발생하는 CO2, NOx, Sox의 폐가스는 1차 De-CO2(SCR)장치(413), 2차 De-CO2(SCR)장치(414), 3차 De-CO2(SCR)장치(415)에 순차 이동시켜 각각 제거하며, 상기 플라즈마는 주파수 2.45 GHz, 파장 1.2237*108 nm(=1.2237*105 μm)의 마이크로웨이브를 사용하고 산소 57.1 %와 공기 42.9 %를 혼합한 공기 22.47 m3/hr을 사용하며, 상기 플라즈마 사용으로 공기 중 질소에 의하여 발생하는 0.323 g/hr의 NOx는 De-NOx(SCR)장치(458)에 이동시켜 제거하고, 상기 스팀생산기(12)의 400 ℃ 스팀은 스팀증류기공급배관(14)을 통하여 동판으로 이루어지는 광전자 촉매 라이닝(5~10mm)(27)이 내부에 설치된 증류기(26)의 증류기Bowl(29) 내부 광전자촉매동관(24)에 공급되고 증류기Bowl(29)에 유입된 액상화 도시고형폐기물은 400 ℃ 스팀에 의하여 증류 기화되되 상기 400 ℃ 스팀은 양자 이론을 기반으로 한 광전자파장에 의하여 온도가 184.2℃ 더 높아져 580 ℃ 이상이 되고 증류된 가스는 증류기Bowl(29)의 상부 층으로 이동되고, 상기 열분해탱크(23)에서 증류된 가스는 증류기Bowl(29)로 유입되고 J-T밸브(34)를 거쳐 액상화되어 증류기Bowl(29)에 다시 유입되고 기화되어 증류기(26)의 상부층으로 이동되며, 상기 증류기Bowl(29)의 광전자촉매동관(24)을 거쳐 나온 400 ℃ 스팀은 고온스팀De-CO2SCR이송배관(42), 고온스팀De-NOxSCR이송배관(43), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(44), 물응축장치이송배관(45)으로 공급되고, 상기 증류기(26)는 증류기Bowl(29)에서 증류된 가스는 중질유층(33)에서 370 ℃의 온도가 되면 액상화 되어 냉각기(35)로 들어가고, 나머지 가스는 디젤층(32)으로 올라가 340 ℃가 되면 액상화 되어 냉각기(35)로 들어가고, 그 나머지 가스는 등유층(31)으로 올라가 200 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어가고, 최종적으로 남은 가스가 가솔린층(30)으로 올라가 150 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어가며, 종이류와 직물류와 탄소, 황이 포함된 석탄류로 이루어진 도시고형폐기물이 액상화되어 증류기(26)에서 증류되고 가스화되면 증류기(26) 최상부 층에 CO, CO2, N2, NO, NO2, SO, SO2 및 H2S 의 폐가스 발생하고, 발생된 폐가스는 증류기(26) 상부를 통하여 Heating연료연소시폐가스이송배관(16)으로 이송되며, 증류기상부냉각수공급펌프(46)를 이용하여 증류기(26)의 상부 온도를 50 ℃ 내지 60 ℃ 로 냉각시킨 냉각수는 증류기상부냉각수배출배관(47)을 거쳐 상온의물공급배관(10)으로 주입되고, 상기 Heating연료연소시폐가스이송배관(16)으로 이송된 폐가스는 De-CO2(SCR)장치의 1차 De-CO2장치(413)에 240 m3/hr로 유입되고, 상기 증류기(26)에서 증류되고 중질유와 디젤과 등유와 가솔린으로 이루어지는 각 액상 연료는 냉각기(35)로 들어가고, 냉각기(35)의 냉각수는 냉각수공급펌프(36)에 의하여 유입되며, 냉각수배출배관/물응축기이송배관(37)으로 배출되고, 냉각기(35)에 유입되는 상기 액상 연료는 각각 100 내지 120 ℃로 낮추어지고 가솔린 배출배관(38), 등유 배출배관(39), 디젤 배출배관(40), 중질유 배출배관(41)으로 각각 배출되며 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)로 각각 유입되는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 증류기(26)에서 증류된 중질유와 디젤과 등유와 가솔린으로 이루어지는 액상 연료는 냉각기(35)에 유입되고, 상기 냉각기(35)는 냉각수를 냉각수공급펌프(36)에 의하여 유입하고 냉각수배출배관/물응축기이송배관(37)으로 배출하며, 상기 냉각기(35)에 유입되는 상기 액상 연료는 각각 100 내지 120 ℃로 낮추어지고 가솔린 배출배관(38), 등유 배출배관(39), 디젤 배출배관(40), 중질유 배출배관(41)으로 각각 배출되며 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)로 각각 유입되고, 상기 액상 연료는 상기 가솔린배출배관(38), 등유배출배관(39), 디젤배출배관(40), 중질유배출배관(41)을 통하여 110 ℃ 내지 120 ℃의 온도로 (51)가솔린액상/증기분리기(51), (52)등유액상/증기분리기(52), (53)디젤액상/증기분리기(53), (54)중질유액상/증기분리기(54)에 각각 유입되어 액상과 증기로 분리되며 액상 연료는 냉각기(55)에 유입되어 25 내지 30℃의 온도로 냉각되며, 상기 냉각기(55)의 냉각수는 냉각수공급펌프(56)에 의하여 공급되고 냉각수배출펌프(57)에 의하여 배출되며 냉각수배출배관(65)과 연결된 냉각응축수De-NOx(SCR)이송펌프(67)에 전달되고, 상기 냉각기(55)에 의하여 냉각된 각 액상 연료는 가솔린저장탱크(58), 등유저장탱크(59), 디젤저장탱크(60), 중질유저장탱크(61)로 각각 유입되어 각각 저장되고, 상기 물응축장치이송배관(45)으로 이송된 400 ℃의 스팀은 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)에 각각 유입되어 각각의 해당 액상 연료를 액상상태와 증기상태로 분리하며, 400 ℃ 스팀의 증기는 포집되고 증기압축기(62)에서 온도를 하강시켜 냉각응축기(63)로 보내지고, 상기 증기압축기(62)는 스팀의 온도 400 ℃를 70 ℃로 낮추고, De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(70), De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관 (72), De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(72)으로부터 각각 380 내지 400 ℃의 스팀을 유입하고, 상기 물응축기이송배관(45)을 통하여 유입된 스팀은 증기압축기(68)에서 온도가 낮추어져 냉각응축기(63)로 보내어지고, 상기 냉각응축기(63)는 냉각수공급펌프(64)에 의하여 유입되는 냉각수로 냉각시키며, 냉각수배출배관(65)을 거쳐 냉각응축수De-Nox(SCR)이송펌프(67)에 공급하고, 상기 냉각응축기(63)에서 냉각된 응축수는 응축수배출펌프(66)로 보내어져, 일부 응축수는 냉각응축수공급배관(10-1)으로 이송되어 상기 상온의물공급배관(10)에 유입되고, 나머지 응축수는 냉각응축수De-CO2(SCR)공급배관(69)으로 이송되는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기와 같은 목적을 달성하기 위하여 안출한 본 발명의 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템은 바이오매스 재료들을 회전전단파쇄기(101)에서 파쇄하고, 상기 회전전단파쇄기(101)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 수분건조기(102)에 유입시켜 수분을 제거하며, 상기 수분건조기(102)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 자기분리기(103)를 사용하여 철류 금속을 제거하고, 상기 자기분리기(103)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 비철분리기(104)를 사용하여 비철금속류를 제거하며, 상기 비철분리기(104)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 공압분리기(105)를 사용하여 가루와 먼지를 분리하여 별도 저장하고, 상기 공압분리기(105)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 성형기(106)를 사용하여 파쇄된 상기 바이오매스 재료들을 균일한 크기의 펠릿 형태로 성형하며, 상기 성형기(106)로부터 성형된 상기 바이오매스 재료들을 회전전단압착기(107)를 사용하여 바이오오일을 생산하고, 상기 회전전단압착기(107)로부터 생산된 바이오 오일은 바이오오일저장탱크(108)에 저장하며, 상기 회전전단압착기(107)에서 바이오 오일을 생산하고 남은 찌꺼기는 수분제거기(109)를 사용하여 수분을 제거하고 펠릿제조기(110)를 사용하여 펠릿으로 만들어 사료로 사용하고, 상기 바이오오일저장탱크(108)에 저장된 바이오 오일 및 쿠킹오일유, 폐유, 돼지비계유, 소기름유가 포함되어 폐바이오오일저장탱크(111)에 저장된 폐바이오오일을 각각 바이오오일이송펌프(112)와 (121)폐바이오오일이송펌프를 사용하여 바이오오일및수용액믹스탱크(122)로 이송하며, H2SO4수용액첨가제저장탱크(113)에는 H2SO4(0.982 wt%)의 수용액을 만들어 저장하고, KOH또는NaOCH3수용액첨가제저장탱크(114)에는 KOH(1.24 wt%)와 NaOCH3(3.85 wt%)의 수용액 중 선택된 어느 하나를 저장하며, Methanol수용액첨가제저장탱크(115)에는 KOH(1.24 wt%) 수용액을 사용하는 경우 Methanol(11.69 wt%)수용액, NaOCH3(3.85 wt%)수용액을 사용하는 경우 Methanol(26.79 wt%)수용액을 저장하고, H2SO4수용액첨가제저장탱크(113)에 저장된 수용액은 H2SO4수용액이송펌프(116)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하고, KOH또는NaOCH3수용액첨가제저장탱크(114)에 저장된 수용액은 KOH또는NaOCH3수용액이송펌프(117)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하고, (115)Methanol수용액첨가제저장탱크(115)에 저장된 수용액은 (118) Methanol수용액이송펌프(118)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하여 혼합하고, 상기 수용액믹스탱크(119)에서 혼합된 수용액은 수용액이송펌프(120)를 사용하여 바이오오일및수용액믹스탱크(122)에 이송하고, (123)바이오오일및수용액열분해기이송펌프(123)를 사용하여 열분해 탱크(157)에 주입하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 (157)열분해탱크 내부에 양자 이론을 기반으로 한 광전자 에너지를 이용하는 광전자촉매동관(158)에 250 ℃의 스팀을 주입하고, 상기 (157)열분해탱크 내부에 광전자촉매라이닝동판(5~10mm)(161)를 설치하고, 스팀생산기(152) 내부에 광전자촉매라이닝(5~10mm)(161)의 동판을 설치하며, 광전자 에너지로 온도를 올려 최종 온도 400 ℃의 스팀을 발생시키고, 냉각수응축수공급배관(211)을 통하여 공급되는 냉각수와 냉각응축수공급밸브(150)를 통하여 공급되는 냉각수를 상온의물공급펌프(151)에 의하여 스팀생산기(152)의 내부로 주수하고 가열(Heating)하여 스팀열분해장치공급배관(153)을 거쳐 광전자촉매동관(158)으로 250 ℃의 스팀을 주입하고, 양자 기반의 광전자의 파장에 의한 광전자에 의하여 115.7 ℃가 더 가열되어 최종 평균 365.7 ℃ 까지 증가한 스팀에 의하여 상기 바이오매스 재료들을 액상화 되고 증류기(160)의 증류기Bowl(163)에 유입되며, 상기 증류기Bowl(163)은 상기 바이오매스 재료들을 온도 400 ℃까지 올려도 가스화 되지 않는 Bottom Product를 BottomProduct열분해탱크재이송펌프(162)에 의하여 열분해탱크(157)로 재 이송하거나 BottomProduct확인밸브(181)를 사용하여 폐 처리하고, 상기 (160)증류기의 가솔린층, 등유등, 디젤층, 중질유층의 각 Layer에 촉매제제올라이트(182)를 각각 배치하여 가솔린, 등유, 디젤, 중질유를 각각 100 % 추출하고, 스팀생산기(152)에서 스팀을 발생하기 위해 화석연소연료 또는 플라즈마를 사용하고, 스팀생산기Heating연료및장치(155)는 시스템이 설치되는 지역의 전기 공급 상태를 반영하여 플라즈마를 선택적으로 사용하고, 상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)는 4.42 m3의 상온 물을 400 ℃ 까지 올리기 위한 것으로 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄(액체 및 고체 연소연료)를 중에서 선택된 어느 하나 또는 어느 하나 이상의 화석연소연료를 사용하고, 상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)에서 발생되는 CO2, NOx, Sox를 제거하기 위해 1차 De-CO2(SCR)장치(413), 2차 De-CO2(SCR)장치(414), 3차 De-CO2(SCR)장치(415)로 폐가스를 이동하고, 상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)에서 플라즈마를 사용하는 경우 주파수는 2.45 GHz, 파장은 1.2237*108 nm(=1.2237*105 μm)인 마이크로웨이브를 사용하며, 산소 57.1 % 및 공기 42.9 %의 혼합 공기 22.47 m3/hr 을 사용하고, 상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)에서 화석연소연료 사용시 발생하는 CO2, NOx, SOx는 Heating연료연소시폐가스이송배관(156)을 통하여 1차 De-CO2장치(413)로 이송하고, 상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)에서 플라즈마를 사용하는 경우 공기 중의 질소에 의하여 발생되는 0.323g/hr의 NOx를 De-NOx(SCR)장치(458)로 이송하고, 스팀생산기(152)에서 생성된 스팀은 스팀증류기공급배관(154)을 통하여 광전자촉매라이닝(5~10mm)(161)으로 이루어지는 동판을 내부에 설치한 증류기(160)의 증류기Bowl(163) 내부로 들어가고, 광전자촉매동관(158)에서 액상화된 바이오매스 재료들은 400 ℃의 스팀으로 인하여 증류기Bowl(163) 내부에서 증류 기화되어 가스화되고, 양자 이론을 기반으로 한 광전자파장에 의하여 184.2℃가 더 증가되어 가스화 된 상태의 온도는 최종 580 ℃ 이상이 되어 증류기Bowl(163)에서 상부 층으로 이동되고, 열분해탱크(157)에서 증류되어 가스화된 상태는 증류기Bowl(163)에 유입되고 J-T밸브(168)를 거쳐 액상화가 되어 증류기Bowl(163)에 공급되며 가스화되어 증류기(160) 상부 층으로 이동하고, 상기 증류기Bowl(163)에서 사용된 380 내지 400 ℃의 스팀은 광전자촉매동관(158)을 거쳐 고온스팀De-CO2SCR이송배관(176), 고온스팀De-NOxSCR이송배관(177), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(178), 물응축장치이송배관(179)으로 각각 유입되고, 상기 증류기(160)의 증류기Bowl(163)에서 가스화 된 상태가 증류기(160) 상부의 중질유 층(167)에서 온도가 370℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어가고, 나머지 가스는 디젤 층(166)으로 올라가 340℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어가고, 그 나머지 가스가 등유층(165)으로 올라가 200 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어가고, 최종적으로 남은 가스가 (164)가솔린층(164)으로 올라가 150 ℃가 되면 액상이 되어 (169)냉각기(169)로 들어가고, 상기 증류기(160)로부터 증류된 액상 연료는 냉각기(169)로 들어가고, 상기 냉각기(169)는 냉각수를 냉각수공급펌프로부터 공급받으며, 냉각수배출배관/물응축기이송배관(171)으로 배출하여 냉각응축기(202)로 유입되고, 상기 액상이 된 각 연료는 각각 100~120℃로 맞추어서 가솔린배출배관(172), 등유배출배관(173), 디젤배출배관(174), 중질유배출배관(175)으로 각각 배출되어 각각 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214), 디젤액상/증기분리기(215), 중질유액상/증기분리기(216)로 유입되는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 가솔린배출배관(172), 등유배출배관(173)으로 이송된 연료는 110 ℃ 내지 120 ℃의 온도로 각각 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214)에 유입되고, 상기 디젤배출배관(174), 중질유배출배관(175)으로 이송된 연료는 310 ℃ 의 온도로 각각 디젤액상/증기분리기(215), 중질유액상/증기분리기(216)에 유입되어 각각 액상상태와 증기상태로 분리되고, 상기 액상상태의 각 연료는 냉각기(218)로 각각 유입되어 온도가 25 내지 30 ℃로 냉각되며, 상기 냉각기(218)는 냉각수를 냉각수공급펌프(217)에 의하여 공급받고 냉각수배출펌프(219)에 의하여 배출되며 냉각수배출배관(220)에 연결되어 냉각응축기(202)로 유입되고, 상기 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214)에서 분리된 110~120℃의 증기상태는 스팀배출배관(221)을 거쳐 냉각기(228)로 유입되고, 상기 디젤액상/증기분리기(215) 및 중질유액상/증기분리기(216)로부터 나온 310 ℃ 증기상태는 스팀증기배출배관(222)을 거쳐 냉각기(223)로 유입되며 상기 냉각기(223)는 냉각수를 냉각수공급펌프(224)에 의하여 공급받아 냉각하고 냉각수 배출배관(225)을 거쳐 냉각수 배출배관(220)으로 이송하며, 상기 디젤액상/증기분리기(215) 및 중질유액상/증기분리기(216)로부터 나온 310 ℃ 증기상태는 스팀증기배출배관(222)을 거쳐 냉각기(223)로 유입되어 120℃로 냉각이 되면 액상/증기분리기(226)에서 액상의 글리콜이 생산되는데 바이오오일 대비 9.37 %가 생산되고, 상기 생산된 글리콜은 재생글리콜저장탱크(227)에 저장되어 공급하며, 상기 액상/증기분리기(226)에서 분리된 증기는 스팀배출배관(221)으로 이송하고, 상기 스팀 배출배관(221)의 120 ℃ 증기는 냉각기(228)로 주입되며, 상기 냉각기(228)는 냉각수공급펌프(229)를 통하여 공급된 냉각수를 이용하여 80 ℃로 냉각하고, 냉각수 배출배관(220)을 통하여 냉각응축기(202)에 이송하며, 상기 냉각기(228)에 의하여 80 ℃로 냉각된 증기는 액상/증기 분리기(230)로 들어가 물은 폐수 저장탱크로 들어가고, 재생메탄올은 가스화 되어 냉각기(232)로 들어가 냉각수 공급 펌프(233)로 부터 공급되는 냉각수를 이용하여 30 ℃로 냉각하여 재생메탄올 저장탱크(238)에 저장하고, 상기 냉각기(232)에서 사용한 냉각수는 냉각수 배출배관(220)으로 이송되어 냉각 응축기(202)로 들어가 냉각 응축수가 되고, 상기 냉각기(218)에서 냉각된 각각의 바이오 연료는 가솔린 저장탱크(234), 등유 저장탱크(235), 디젤 저장탱크(236), 중질유 저장탱크(237)에 각각 유입되어 저장되고, 상기 열분해탱크(157)의 광전자 촉매 동관(158)을 거친 스팀은 열분해 배출증기-물 응축기 이송배관(180)을 통하여 증기 압축기(201)에서 온도를 하강(70℃) 시키고, 상기 증류기(160)의 증류기Bowl(163) 내의 광전자촉매동관(158)을 거친 400 ℃의 일부는 물응축장치이송배관(179)을 거친 스팀과 냉각기(169)를 거친 냉각수는 냉각수배출배관/물응축기이송배관(171)을 거쳐 증기압축기(201)에서 온도를 하강(70℃) 시키고, De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(207)과 De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(208)과 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(209)이 서로 연결되어 냉각 응축기(202)로 유입되고, 냉각수는 냉각수 공급펌프(203)에 의하여 냉각 응축기(202)에 주수하여 스팀을 60 내지 80 ℃로 응축하고 냉각응축수공급펌프(204)를 사용하여 냉각응축수NOx(SCR)공급배관(210)을 통하여 이송되고 냉각기(465)에 유입이 되며, 상기 냉각응축기(202)에서 냉각된 응축수는 냉각응축수출구배관(205)을 거쳐 냉각응축수공급펌프(206)를 사용하여 일부 응축수는 냉각응축수공급배관(211)을 통하여 스팀생산기(152)로 들어가고, 다른 일부 응축수는 냉각응축수CO2(SCR)물공급배관(212)을 거쳐 냉각수로 공급하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기와 같은 목적을 달성하기 위하여 안출한 본 발명의 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템은 바이오 매스의 재료들을 회전전단파쇄기(251)에서 파쇄한 후, 수분건조기(252)로 들어가 수분을 제거하고, 이에 포함된 금속을 제거하기 위해 자기분리기(253)에서 금속을 제거하고, 비철금속을 제거하기 위해 비철분리기(254)에서 비철을 제거하고, 공압분리기(255)로 들어가 가루 내지 먼지는 별도 저장한 후, 파쇄된 바이오매스를 수용액 믹스탱크(258)에 주입하고, H2SO4수용액 첨가제 저장탱크(256)에서 H2SO4(1.5wt%)를 H2SO4수용액 이송펌프(257)를 사용하여 수용액 믹스탱크(258)에 주입하며 상온의 물 공급펌프(281)를 사용하여 상온 물 저장탱크(282)에 주수하고 상온 물 저장탱크(282)로부터 20~30℃의 물을 수용액 믹스탱크(258)에 공급하여 서로 혼합하여 액상가수분해탱크(259)로 보내고, 상기 액상가스분해탱크(259)는 액상가스분해탱크(259) 내부에 양자 이론을 기반으로 한 광전자 에너지를 이용하는 광전자 촉매 동관(260)과 광전자 촉매 동 라이닝(5~10mm)(261)을 설치하여 상기 광전자 촉매 동관(260)의 70 ℃ 물이 광전자 에너지로 인하여 90 ℃ 내지 100 ℃로 데워지고, 스팀생산기(262)에는 물 공급배관(266)과 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 물을 공급하고, 스팀생산기(262) 내부에 광전자 촉매 동 라이닝(5~10mm)(261)의 동판을 설치하여 광전자 에너지로 온도를 약 3 ℃를 올리므로 최종 온도 400℃의 스팀을 발생시키고, 상기 광전자촉매동관(260)을 거친 70 ℃의 물은 70℃물배출수공급배관(269)으로 들어가고, 일부는 냉각 응축기(265)로 들어가서 냉각수가 되며, 물공급배관(266)과 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 냉각응축기(265)에 물을 주수하여 냉각하고, 냉각 응축수와 사용된 냉각수는 냉각응축수공급펌프(268)를 사용하여 물공급배관(266)에 연결하며, 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 냉각응축기(265)에 들어가고 70℃의 물은 70℃물액상가수분해탱크공급배관(263)을 거쳐 광전자촉매동관(260)으로 공급되고, 스팀생산기(262)에서는 400 ℃의 스팀을 생산하여 400℃스팀공급배관(264)을 거쳐 일부는 냉각응축기이송배관(275)으로 들어가고, 고온스팀De-CO2 SCR이송배관(276), 고온스팀De-NOx SCR이송배관(277), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(278)으로 이송하며, 스팀생산기Heating연료및장치(283)에서 플라즈마를 사용하는 경우 플라즈마는 주파수 2.45 GHz, 파장은 1.2237*108 nm(=1.2237*105 μm)인 마이크로웨이브를 사용하고, 산소 57.1 % 및 공기 42.9 %의 혼합 공기 22.47 m3/hr을 사용하고, 스팀생산기(262)에 화석연소연료 사용시 CO2, NOx, SOx가 발생하므로 스팀생산기Heating연료및장치(283)에서 화석연소연료인 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄(액체 및 고체 연소연료)를 사용시 폐가스는 이송배관인 Heating연료연소시폐가스이송배관(279)를 통하여 1차 De-CO2장치(413)로 이송하고, 상기 스팀생산기Heating연료및장치(283)에서 플라즈마를 사용하는 경우 공기중의 질소에 의하여 NOx가 0.323 g/hr 발생되는 폐가스는 De-NOx(SCR)장치(458)로 이송하고, 액상가수분해탱크(259)에서 가수분해 된 에탄올 바이오매스 액상은 고체/액체 주입펌프(270)를 사용하여 고체/액체 분리기(271)로 들어가고 액체는 중화 믹스탱크(273)로 주입되며, 중화를 위해 NaOH(14~18 wt%) 또는 Ca(OH)2(1.15 wt%)를 NaOH또는Ca(OH)2수용액첨가제저장탱크(272)에서 펌프를 사용하여 중화믹스탱크(273)로 주입하고 혼합하여 30 내지 40 ℃의 액상을 만들고 효소탱크로공급배관(274)을 통하며 액상펌프(314)로 이송을 하고, 고체/액체 분리기(271)에서 나온 고체는 고체 이송차량(280)를 이용하여 수분제거기(354)로 이송하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기와 같은 목적을 달성하기 위하여 안출한 본 발명의 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템은 상기 냉각 응축기 이송배관(275)을 거친 400 ℃의 스팀은 증기압축기(301)를 거치면서 온도를 70 ℃로 낮추어, 냉각 응축기(302)로 이송하며, 25 내지 30 ℃의 냉각 응축수는 냉각응축수이송배관(321)으로 이송하고, 상기 중화믹스탱크(273)에서 30 내지 40 ℃로 중화된 액상은 효소탱크로공급배관(274)을 거쳐 액상펌프(314)를 사용하여 효소믹스탱크(305)로 들어가고, 효소 저장탱크(304)에서 효소(0.24 wt%)를 효소 이송펌프(315)를 사용하여 효소믹스탱크(305)에 주입하여 혼합하고 효소수용액이송펌프(316)를 사용하여 1차 효소가수분해믹스탱크(306)에 주입하고, 25 내지 30 ℃의 냉각 응축수를 냉각응축수펌프(303)를 사용하여 1차 효소가수분해믹스탱크(306) 및 2차 효소가수분해믹스탱크(307)의 광전자 촉매 동관(322)으로 공급하면 광전자 에너지로 인해 내부의 효소 수용액의 온도를 40 내지 50 ℃까지 올리고, 1차 효소가수분해믹스탱크(306)에서 나온 당화 수용액을 당화 수용액 이송펌프(317)를 이용하여 2차 효소가수분해믹스탱크(307)에 보내어 가수분해 한 다음 가수분해에 사용한 25~30℃의 물은 응축기공급배관(323)으로 보내어 냉각응축기(362)로 보내고, 2차 효소가수분해믹스탱크(307)에서 배출된 당화 수용액을 당화 수용액 이송펌프(328)를 이용하여 효모 믹스탱크(309)로 이송하며 효모 저장탱크(308)에서 효모 이송펌프(329)를 사용하여 효모(0.05 wt%)를 효모 믹스탱크(309)로 보내어 혼합하고 효모 수용액 이송펌프(330)를 이용하여 1차 발효탱크(311)로 이송하며, 냉각 응축수 펌프(303)를 사용하여 냉각기(310)로 보낸 25 내지 30 ℃의 물을 상온물공급펌프(320)를 사용하여 공급된 냉각수로 20 내지 25 ℃로 냉각하고, 사용된 냉각수는 냉각수 20~25 ℃의 배관에 연결하여 1차 발효탱크(311) 및 2차 발효탱크(312) 내의 광전자 촉매 동관(322)으로 주입되어 발효탱크 내의 온도를 광전자 에너지를 이용하여 28~33 ℃<36 ℃로 맞추고, 1차 발효탱크(311)에서 일부 발효된 액상은 발효액2차발효탱크이송펌프(319)를 사용하여 2차발효탱크(312)로 보내어 최종 24 시간 동안 발효하고 2차발효액이송배관(331)을 통하여 고체/액체분리기(313)로 이송하며, 광전자 촉매 동관(322)을 거친 20~25 ℃의 물은 응축기 공급배관(324)으로 이송하고, 냉각응축기(362)로 유입되고, 고체/액체분리기(313)에서 분리한 액상은 에탄올액상이송배관(325)에 주입이 되고, 고체는 고체 이송차량(326)을 이용하여 수분 제거기(354)로 이송되는 구성으로 이루어질 수 있다. 상기 에탄올액상이송배관(325)을 거친 액상은 증류기(351)로 들어가고, 상기 70℃물배출수공급배관(269)을 거친 70 ℃의 고온수는 증류기(351) 내의 광전자촉매동관(353)으로 주입되어 양자 이론 기반의 광전자 에너지로 증류기(351) 내부의 온도를 90~95 ℃<100 ℃로 유지시키고, 고온 물 응축기 이송배관(357)을 거쳐 냉각응축기(362)로 유입되며, 증류기(351) 내의 에탄올 가스는 고온증기에탄올 공급배관(358)을 거쳐 냉각기(359)로 들어가고, 상기 냉각기(359)에 사용한 냉각수를 냉각수 이송배관(360)을 통해 냉각 응축기(302)로 주입하고, 상기 냉각 응축기(302)로부터 냉각 응축수 이송배관(321)을 통하여 냉각수가 주입되고 냉각 응축수 이송펌프(368)를 사용하여 냉각기(359)에 주입되어 90 ℃의 에탄올을 30 ℃로 온도를 낮춘 액상 에탄올은 냉각 에탄올 저장탱크(361)에 저장되며, 냉각기(359)에 사용된 냉각수는 냉각수 이송배관(360)을 거쳐 냉각응축기(302)에 유입되고, 증류기(351) 내부의 온도를 90~95 ℃<100 ℃로 유지하고 기화된 에탄올은 고온증기에탄올공급배관(358)으로 들어가며, 내부의 물은 액상으로 고체/액체분리기(352)에서 분리되어 물은 폐수로 처리하고, 고체는 수분 제거기(354)로 이송하며, De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(365), De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(366), De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(367)을 포함하고, 1차 효소가수분해믹스탱크(306) 및 2차 효소가수분해믹스탱크(307)의 광전자 촉매동관(322)을 거쳐 나온 온수는 응축기 공급배관(323)을 통하여 냉각응축기(362)로 유입되고, 1차 발효탱크(311) 및 2차 발효탱크(312) 내의 광전자촉매동관(322)을 거쳐 나온 온수는 응축기 공급배관(324) 거쳐 고온물응축기이송배관(357)에 연결되어 냉각응축기(362)로 유입되는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기와 같은 목적을 달성하기 위하여 안출한 본 발명의 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템은 Heating연료연소시폐가스이송배관(16), Heating연료연소시폐가스이송배관(156), Heating연료연소시폐가스이송배관(279)을 포함하고 CO2 제거를 위해 폐가스를 De-CO2(SCR)장치로 전달하며, 화석연소연료인 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄(액체 및 고체 연소연료)를 사용시 폐가스를 이송하고, 스팀생산기(12), 스팀생산기(152), 스팀생산기(262)를 포함하고 플라즈마 연소장치이면 폐가스차단밸브(433)를 닫고 폐가스는 폐가스De-Nox이송배관(418)을 통하여 De-NOx(SCR)장치로 이송하며, 1차 발효탱크(311) 및 2차 발효탱크(312)에서 발생한 CO2는 CO2 발생 이송배관(327)을 거쳐 유량 240 m3/hr 이내로 1차 De-CO2장치(413)에 유입하고, De-NOx(SCR)장치의 폐가스 De-Nox로 이송배관(418)으로 유입하며, 스팀생산기(12), 스팀생산기(152), 스팀생산기(262)를 포함하고 화석연소연료를 사용하면 폐가스차단밸브(433)를 거친 폐가스의 유량은 240 m3/hr로서 1차 De-CO2장치(413)로 들어가고 CO2를 제거하기 위해 촉매 L-Alanine(C3H7NO2)(401)을 촉매 L-Alanine주입 펌프(402)를 사용하여 촉매 L-Alanine수용액 믹스탱크(403)에 투입하고, 촉매 L-Alanine수용액 믹스탱크(403) 및 촉매 KOH수용액 믹스탱크(408)로 보내고 일부 냉각 응축수는 냉각 응축수 펌프(303)로 이송하고, 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69), 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 물 공급배관(212), 냉각 응축수 이송배관(321)을 포함하며 물주입펌프(404)를 사용하여 촉매 L-Alanine수용액 믹스탱크(403)에 주수하여 L-Alanine(8.0 wt%)와 물(92w t%)로 믹스하고, 촉매 KOH 저장탱크(406)에서 촉매 KOH 주입펌프(407)를 사용하여 촉매KOH수용액믹스탱크(408)에 투입하고, 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69), 냉각응축수De-CO2(SCR)물공급배관(212), 냉각응축수이송배관(321)을 포함하며, 물주입펌프(409)를 사용하여 촉매 KOH수용액 믹스탱크(408)에 주수하여 KOH(7.0 wt%)와 물(93 wt%)를 믹스(혼합)하고, 혼합된 촉매인 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)의 수용액을 L-Alanine수용액 주입펌프(405)를 사용하여 촉매수용액믹스탱크(411)에 50 % 주입하고, 촉매KOH수용액믹스탱크(408)의 수용액을 KOH수용액주입펌프(410)를 사용하여 촉매 수용액 믹스탱크(411)에 50 % 주입하여 혼합하고 촉매 수용액 이송펌프(412)를 사용하여 1차 De-CO2장치(413), 2차 De-CO2장치(414), 3차 De-CO2장치(415)로 이송하고, CO2가 포함된 폐가스가 1차 De-CO2장치(413)에 240 m3/hr의 유량으로 주입되고 촉매수용액을 1차 De-CO2장치(413)에서 스프레이로 뿌려 1차적으로 CO2 92.95 %가 H2CO3로 액상이 되고, 2차적으로 2차 De-CO2장치(414)에서 99.503 %가 액상이 되며, 마지막으로 3차 De-CO2장치(415)에서 CO2는 99.965 %까지 H2CO3로 액상이 되고, 상온의 액상 수용액은 CO2혼합물 이송배관(419)으로 이송되며, 나머지 폐가스는 폐가스 건조기(416)를 거쳐, CO2확인 분석기(417)에서 CO2포함 비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매수용액 유량을 조절하여 폐가스 De-Nox로 이송배관(418)으로 이송하고, 고온 스팀 CO2 SCR 이송배관(42), 고온 스팀 CO2 SCR 이송배관(176), 고온 스팀 De-CO2 SCR 이송배관(276)을 포함하며, 400℃의 고온의 스팀과, 상온의 CO2혼합물이 CO2혼합물 이송배관(419)을 거쳐 액상 수용액이 열교환기(420)에 들어오면 고온의 스팀으로 인해 열교환기(420)에서 액상 수용액의 온도가 250℃까지 올라가며 L-Alanine는 212.9 ℃에서 기화되어 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고 액상인 KOH, H2CO3는 열교환기(421)로 들어가고, 고온 스팀 CO2 SCR 이송배관(42), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(207), 고온 스팀 CO2 SCR 이송배관(276)을 포함한, 공급된 고온의 스팀으로 열교환기(421)에서 380℃까지 온도가 올라가며, H2CO3는 333.6℃에서 기화되어 기체 상태는 냉각기(423)로 들어가고 액상인 KOH는 재생 KOH 저장탱크(422)에 들어가서 재활용되고, 냉각기(423)로 들어간 H2CO3는 냉각 응축수 공급펌프(431)에 의하여 냉각수를 공급하여 온도를 120 ℃로 낮추어 H2CO3 저장탱크(424)로 들어가 공급하며, 포함된 일부 수분은 수증기는 외부에 자연 배출되고, 250 ℃까지 올라간 L-Alanine는 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고, 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69), 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(212), 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(363)을 포함하며 냉각수를 냉각 응축수 공급펌프(426)를 사용하여 냉각기(425)에 주수하여 온도를 150℃까지 내리고, 액상/수증기분리기(427)에서 수증기는 냉각기(429)로 유입하고 액상 L-Alanine는 재생 L-Alanine 저장탱크(428)로 들어가 냉각되어 고체화 된 후 재활용하고, 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69),냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관 (212), 냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관(363)을 포함하며 공급된 냉각수가 냉각기(429)로 주수되어 150℃의 증기를 90℃이하의 액상으로 만들고, De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(70), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(207), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(365)을 포함하며, 냉각 응축기(63), 냉각 응축기(202), 냉각 응축기(362)를 포함하고, CO2 혼합물 이송배관을 분리하기 위하여 CO2 혼합물 이송배관(419), 열교환기(420)에서 나온 온도 250℃ 스팀과 열교환기(421)에서 나온 온도 380℃ 스팀은 스팀 발전을 위해 고온 완충 탱크 이송배관(550)에 연결되고, 스팀 발전을 위해 고온스팀 완충 탱크(551)로 유입되고 냉각기(423)에서 나온 100℃ 스팀은 냉각 응축기(430)에서 일부 증기가 응축수가 되고, De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(70), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(207), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(365)을 포함하고, 냉각 응축기(63), 냉각 응축기(202), 냉각 응축기(362)로 들어가고, 냉각수는 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69), 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(212), De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(365)을 포함하며 냉각응축수공급펌프(431)에 의하여 냉각응축수공급배관(432)으로 공급하고, 물주입펌프(456)를 사용하여 촉매 수용액 믹스탱크(455)로 유입하는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기 폐가스De-NOx로이송배관(418)을 거친 폐가스는 De-NOx 장치(458)로 들어가고, NOx를 제거하기 위해 촉매 NaClO2(451)를 촉매 NaClO2 주입펌프(453)를 이용하여 촉매 수용액 믹스탱크(455)에 주입하고, 촉매 H2SO4 저장탱크(452)에서 촉매 H2SO4 주입펌프(454)를 사용하여 촉매 수용액 믹스탱크(455)에 주입하여 촉매 NaClO2(10 wt%), 촉매 H2SO4(0.15 wt%) 및 물(89.95 wt%)의 수용액을 만들고, 촉매수용액은 촉매 수용액 주입펌프(457)를 사용하여 De-NOx 장치(458)로 들어가 스프레이로 뿌려져 NOx혼합물 이송배관(462)으로 들어가고 나머지 폐가스는 폐가스 건조기(459)를 거쳐 NOx 확인 분석기(460)에서 NOx 포함비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매 수용액 유량을 조절하여 폐가스 De-SOx로 이송배관(461)으로 이송되고, 상온의 NOx혼합물이NOx혼합물 이송배관 (462)으로 들어온 NOx혼합물은 열교환기(463)로 들어가고, 고온 스팀 De-NOx SCR 이송배관(43), 고온 스팀 De-NOx SCR 이송배관(177), 고온 스팀 De-NOx SCR 이송배관(277)을 포함하며, 400℃의 고온 스팀은 열교환기(463)에서 NOx혼합물의 온도를 380℃까지 올리고 NHO3, H2SO4 및 수증기는 냉각기(465)로 이송하고, 액상의 NaClO2는 재생 NaClO2 저장탱크(464)에서 냉각되어 고체화시켜 재활용하며, 냉각기(465)로 들어온 NHO3, H2SO4 가스를 포함하고, 냉각 응축수 De-NOx(SCR) 이송펌프(67), 냉각 응축수 De-NOx(SCR) 공급배관(210), 냉각 응축기(362)와 냉각 응축수 NOx(SCR) 공급배관(364)을 포함하고, 냉각 응축수 주입펌프(474)로 냉각기(465)에 공급하여 냉각기(465)로 들어온 NHO3, H2SO4가스를 200℃로 냉각하고 액상/수증기 분리기(466)로 들어가면, 액상인 H2SO4는 재생 H2SO4 저장탱크(467)에 저장되어 재활용되고, 냉각기(465)에서 나온 200 ℃의 스팀 및 열교환기(463)에서 나온 380 ℃의 고온의 스팀은 고온 완충 탱크 이송배관(550)에 연결되어 이송되고, 스팀 발전을 위해 고온스팀 완충 탱크(551)로 들어가고 냉각기(468)에서 나온 냉각수, 상기 냉각기(471)에서 나온 냉각수는 De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(71), De-NOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(208), De-NOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(366)을 포함하며, 냉각 응축기(63), 냉각기 응축기(202), 냉각기 응축기(362)로 유입되고 액상/수증기 분리기(466)의 200℃ 가스는 냉각기(468)로 들어가고, 냉각 응축수 De-NOx(SCR) 이송펌프(67), 냉각 응축수 De-NOx(SCR) 공급배관(210), 냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관(363)를 포함하며 냉각 응축수 공급배관(432)으로 공급된 냉각수는 냉각 응축수 주입펌프(474)를 사용하여 냉각 응축수 공급배관(469)을 거쳐 냉각기(468)에서 온도를 90℃로 낮추어 액상/수증기분리기(470)로 들어가며, 기체인 NHO3는 냉각기(471)로 재이송하고 액상으로 변한 스팀은 폐수로 처리하며, 냉각 응축수 공급배관(469)을 거친 냉각수는 냉각 응축수 주입펌프(474)를 사용하여 냉각기(471)로 보내어 기체인 NHO3를 50℃로 냉각하여 NHO3 저장탱크(472)로 보내 사용처에 공급하고, 냉각 응축수 주입펌프(474)에서 나온 냉각수는 냉각 응축수 De-SOx(SCR)장치 공급배관(473)으로 공급하는 구성으로 이루어질 수 있다.
NOx가 제거된 폐가스는 폐가스 De-SOx로 이송배관(461)을 거쳐 De-SOx장치(506)로 이송되고, 촉매 NaOH 저장탱크(501)에서 촉매 NaOH 주입펌프(504)를 사용하여 촉매수용액 믹스탱크(502)로 촉매를 주입하고, 냉각 응축수 De-SOx(SCR)장치 공급배관(473)을 통하여 냉각수를 냉각 응축수 주입펌프(503)를 사용하고 촉매수용액 믹스탱크(502)에 주수하고 믹스하여 De-SOx장치(506)로 보내 스프레이로 뿌려지며, 비율은 NaOH(10 wt%)와 물(90 wt%)로 구성되고, SOx혼합물은 SOx혼합물 이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 보내고, 남은 폐가스는 폐가스 건조기(507)를 거쳐 SOx 확인 분석기(508)를 포함하고, 폐가스De-SOx로이송배관(461)의 유량을 조절하고, 촉매 수용액 펌프(505)에서 스프레이 량을 조절하며, SOx 확인 분석기(508)를 거친 폐가스는 SOx 제거 폐가스 이송배관(517)을 거쳐 폐가스 수분제거 드럼(518)으로 유입되고, 폐가스 프레어 스택(519)에서 잔존 폐가스를 대기 중에 방출하고, 상온의 SOx혼합물은 SOx혼합물 이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 들어온 혼합물을 포함하고, 고온 스팀 De-SOx SCR 이송배관(44), 고온 스팀 De-SOx SCR 이송배관(178), 고온 스팀 De-SOx SCR 이송배관(278)으로 유입된 380~400℃의 스팀을 사용하여 360~370℃의 고온으로 높인 후 액상/수증기 분리기(511)를 거쳐 액상인 NaOH는 재생 NaOH 저장탱크(512)에서 냉각되어 고체화 된 후 재활용하고, 가스화된 H2SO4는 냉각기(513)로 들어가고, 냉각수는 냉각응축수주입펌프(474)를 사용하여 냉각응축수De-SOx(SCR)장치 공급배관(473)을 거쳐 냉각응축수 공급펌프(516)를 사용하여 냉각기(513)에 유입되어 냉각하고, 냉각기(513)를 거친 H2SO4는 150℃로 온도가 내려가서 액상/수증기 분리기(514)에서 분리되어 액상인 H2SO4는 H2SO4 저장탱크(515)에 저장되어 필요한 곳에 공급하고, 열교환기(510)에 사용한 스팀은 고온 완충 탱크 이송배관(550)에 연결되고, 고온스팀 완충 탱크(551)로 유입되며 냉각기(513)에 사용되는 냉각수는 액상/수증기분리기(514)의 증기 및 스팀냉각수이송배관(557)으로 이송되고, De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(72), De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(209), De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(367)을 포함하고, De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(72)으로 유입되고 냉각 응축기(63)로 유입되며 De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(209)로 유입되고, 냉각응축기(202)로 유입되고, De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(367)을 거쳐 고온 물 응축기 이송배관(357)에 연결 유입되고, 냉각 응축기(362)로 들어가는 구성으로 이루어질 수 있다.
열교환기(420) 및 열교환기(421), 열교환기(463), 열교환기(510)를 포함하고, 사용된 고온의 스팀을 모아 고온 완충 탱크 이송배관(550)으로 보내고, 고온의 스팀을 스팀완충 탱크(551)에서 저장하고 스팀 압축기(552)에서 1.5 bar, 380 ℃의 스팀을 90 bar, 310 ℃의 스팀의 고압으로 변환시키고, 고압 스팀 터빈(553)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내고, 60 bar, 280 ℃의 스팀을 중압 스팀 터빈(554)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내고, 30 bar, 210 ℃의 스팀을 저압 스팀 터빈(555)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내어 전력을 생산하고, 저압 스팀 터빈(555)을 거쳐 나온 스팀은 6 bar, 130 ℃의 스팀을 스팀 냉각 응축기(556) 로 보내어 스팀냉각수이송배관(557)으로 이송하고, De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입 배관(72)에 연결되어 냉각응축기(63)로 주입되고, De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입 배관(209) 에 연결되어 냉각 응축기(202)로 주입되고, De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입 배관(367)에 연결하여 냉각 응축기(362)로 주입되는 구성으로 이루어질 수 있다.
상기한 바와 같이 종래의 도시유전 공법은 세라믹 볼에서 나오는 파동에너지로 분자 연결고리를 크래킹(분리) 하는 것으로서 세라믹 볼에 300℃를 넘기지 않는 열을 가해 발생하는 ‘파동 에너지’가 플라스틱 제조과정에서 결합된 탄소분자 고리를 끊어내어 원래 모습으로 변환시키는 기술이라고 하나, 이는 이론적인 입증이 불명확하므로 본 발명에서는 양자 이론을 바탕으로 한 광전자 에너지를 이용한다. 모든 재질에는 광전자 파장을 가지고 있는데, 본 발명에서 사용한 재질은 동판 내지 동관으로서 λKα=54.175nm, λKβ= 108.35nm, λLα= 216.7nm로서 Kα, Kβ는 전자파 에너지이고, Lα전자파는 특수 에너지로 표현되며, 광전자 파 에너지는 주로 Kα, Kβ에 대하여 평균을 고려하거나 Kα를 적용한다. 그리고 흑체 방사 에너지(Blackbody emissive power)는 2가지 에너지가 있으므로 이를 고려한다.
특히, 세라믹 볼과 동(구리)의 광전자 에너지에 대하여 살펴보면, 우선 재생원유 생산을 위한 도시고형폐기물(MSW)과 바이오디젤 생산을 위한 바이오매스오일과 가솔린, 등유, 디젤, 중질유의 액상온도는 최대 섭씨 150 ℃이상이고, 끓는 온도는 최대 섭씨 540 ℃ 이다. 열분해탱크에서 초기 스팀 온도를 섭씨 250 ℃로 올릴 경우 모든 MSW가 액상화가 되며, 세라믹 볼은 광전자 에너지로 섭씨 72.91 ℃ 가 증가 되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 섭씨 322.9 ℃가 되고 중질유인 경우 섭씨 366.1 ℃ 가 된다. 그러나 동판 또는 동관을 사용하면 광전자 에너지로 섭씨 148.749 ℃ 가 증가 되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 섭씨 398.7 ℃ 로 되고 중질유의 경우에는 섭씨 486.8 ℃ 가 된다.
한편, 증류기탱크에서 초기의 스팀 온도를 섭씨 400 ℃로 올리게 되면 모든 MSW가 액상화가 되며, 세라믹 볼은 광전자 에너지에 의하여 섭씨 72.91 ℃ 가 증가되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 섭씨 472.9 ℃ 가 되고 중질유의 경우에는 섭씨 516.1 ℃ 가 되지만, 동판 또는 동관을 사용하게 되면 광전자 에너지로 섭씨 148.749 ℃ 가 증가 되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 섭씨 548.7 ℃ 가 되고, 중질유의 경우에는 섭씨 636.8 ℃가 된다.
가스화 되었을 경우의 세라믹 볼은 광전자 에너지로 섭씨 87.233 ℃ 가 증가 되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상의 온도는 섭씨 487.2 ℃ 가 되고 중질유의 경우에는 섭씨 560.3 ℃ 가 되며 동판 또는 동관을 사용하는 경우에는 광전자 에너지로 섭씨 177.97 ℃ 가 증가 되어 광전자 에너지를 고려한 총 액상 온도는 섭씨 578.0 ℃ 가 되고, 중질유의 경우에는 섭씨 727.0 ℃가 된다.
보다 상세한 내용은 아래 표 1 과 같이 나타나며, 동관 또는 동판의 경우 세라믹 볼에 비하여 연료의 종류에 따라 차이는 있으나, 약 10 % 내지 32 % 이상의 효율이 있는 것으로 확인된다.
재생원유와 바이오디젤을 생산하는 경우 가솔린, 등유, 디젤, 중질유를 100 % 추출하기 위해 증류기의 각 층(Layer) 마다 촉매로 Zeolites 를 투입하며, 투입되는 Zeolites 의 량은 다음과 같이, 가솔린 층에 Zeolites 6 wt%, 등유 층에 Zeolites 6 wt%, 디젤 층에 Zeolites 3 wt%, 중질 유 층에 Zeolites 3 wt% 와 같이 구분하여 촉매 층을 형성하므로 수율(Yield) 100 % 가 달성되도록 한다.
가솔린, 등유, 디젤, 중질유는 ASTM D 2892 TBP(True Boiling Point)에 따라 사전에 재생원유와 바이오디젤의 Raw 연료에 대하여 사전에 검토하여야 한다.
한편, 양자 이론 기반의 흑체방사에너지(Blackbody emissive power)에 대한 검토 결과 파장 길이가 매우 짧기 때문에 방사 에너지로 인한 온도 증가는 비교적 매우 적으므로 고려 대상이 되지 않는다.
스팀생산기는 고온의 증기 생산을 위하여 일반적 화석 연소 연료인 LNG, Diesel, Gasoline, LPG, HOF, Coal(석탄) 을 사용하거나, 플라즈마를 사용할 수 있고, 지역에 따라 플라즈마를 사용할 것인지 화석 연소 연료를 사용할 것인지 결정하여야 한다. 플라즈마를 사용할 경우 파장은 마이크로파(microwave)의 122,367,346.94 nm, 주파수는 2.45 GHz 를 사용하고, 플라즈마는 출력 대비 입력 전력이 약 1 % 에 불과하므로 일반적 화석 연소 연료보다 경제적이라 할 수 있으며, Pinput = 0.01 * Poutput + 0.2229(kW)로 산정된다.
특히 플라즈마는 파장이 마이크로파이므로 광전자 에너지로 발생한 온도 상승은 섭씨 1.018 ℃ 내지 1.064 ℃ 범위이므로 거의 의미가 없지만 흑체방사에너지를 이용한 플라즈마를 발생시켜 산소 57.1 % 와 공기 42.9 % 를 10 kg/cm2 로 주입할 경우 겨우 5 내지 6 sec 의 시간에 내부의 공기 온도가 섭씨 1,265,782 ℃ 가 된다. 이러한 공기의 온도는 일 예로, 물 4.42 m3 를 섭씨 400 ℃ 의 스팀으로 생산하기 위하여 불과 3.8 내지 5 sec 시간이 필요하며 필요 열량은 6,790.59 kW 이고 플라즈마 입력 전력은 1.0 % 인 67.91 kW 로서 필요 전력은 220 V, 308.66 A 이므로 플라즈마 시스템은 339 kW x 20 ea 를 설치하여야 한다.
스팀생산기에서 광전자 에너지를 고려하여도 액상 물의 증가 온도는 세라믹의 경우 섭씨 17.25 ℃, 동판일 경우 섭씨 27 ℃ 가 증가 되며, 증기의 증가 온도는 세라믹의 경우 섭씨 2 ℃, 동판일 경우 섭씨 3 ℃가 증가 될 뿐이다. 스팀생산기는 고온의 물과 스팀을 각각 생산하며 재생원유와 바이오디젤은 섭씨 250 ℃의 스팀과 섭씨 400 ℃의 스팀을 생산하고 바이오에탄올은 섭씨 70 ℃의 온수, 섭씨 400 ℃ 의 스팀을 각각 생산하도록 내부의 스팀 배관 길이를 조정한다.
특히, 재생원유와 바이오디젤생산을 위한 섭씨 400 ℃ 의 고온 스팀은 증류기를 거쳐 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치의 재활용 촉매를 추출하기 위하여 필요하며, 바이오에탄올 생산에서는 증류기를 거치지 않고 스팀 발전기에서 직접 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치의 재활용 촉매를 추출하기 위하여 필요하다. 섭씨 250 ℃의 스팀은 재생원유와 바이오디젤의 열분해기에 사용 되며, 섭씨 70 ℃의 온수는 바이오에탄올 생산을 위한 액상가수분해탱크와 증류기에서 사용된다.
바이오디젤 생산 공정은 1 차로 코코넛, 곡물, 목화씨앗, 올리브, 보리, 야자수, 땅콩, 포도씨앗, 콩, 해바라기, 옥수수, 홍화, 참깨, 부채꽃, 아주까리/피마자, 유동나무, 아보카도 열대과일, 자트로파, 호호바 나무, 미세조류, 돼지비계, 쌀겨 등을 회전전단파쇄기에서 파쇄하고 건조시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하며, 비철분리기에서 비철 금속류를 제거한 다음 성형기에서 압착기를 이용하여 주입 가능한 크기로 성형한 후 압착기로 압착하여 바이오오일을 생산한다.
2 차로 아마유, 유채 꽃씨에서 추출한 기름, 쿠킹오일, 폐유, 소기름 등과 황산 0.982 wt%, 수산화 칼륨 1.24 wt%, 메탄올 11.69 wt% 의 3가지 원료를 각각 29.44 % : 8.74 % : 61.82 % 비율로 섞거나 황산 0.982 wt%, 나트륨 메톡시드 3.85 wt%, 메탄올 26.79 wt% 의 3가지 원료를 각각 28.47 % : 45.35 % : 26.185 % 비율로 섞는다.
3 차로 이를 바이오오일과 각각 58.4 % : 41.6 %(바이오 오일) 비율로 섞거나, 58.9 % : 41.1 %(바이오 오일) 비율로 섞은 후 열분해 챔버에 투입하고 가스화를 하여 가솔린, 등유, 디젤, 중질유를 생산하는 공정이 이루어진다.
바이오에탄올 생산 공정은 녹말가루 또는 전분, 덩이줄기 또는 뿌리, 사탕수수, 원목, 목재를 회전전단파쇄기로 파쇄하고 건조 시킨 후, 자기분리기에서 금속류를 제거하며, 비철분류기에서 비철 금속류를 제거한 다음 공압분리기를 거쳐 저온의 열분해 챔버에 투입한다. 바이오매스 중 씨앗은 바이오매스 90.5 %, 물 9.1 %와 1.5 wt% 의 황산을 0.44 % 섞는다. 목재류는 바이오매스 22.2 %, 물 77.7 % 와 1.5 wt% 의 황산 0.11 % 를 섞는다. 그리고 나서 활성 단백질 또는 촉매 단백질로 탄수화물의 당화를 촉진하는 단백질 아미노산 효소를 투입하여 당화물질로 변화시키고 발효를 일으키는 세균(설탕 가루를 먹고 알코올과 탄산을 생성하는 미생물) 효모를 투입하여 에탄올로 변화시켜 바이오에탄올을 생산한다.
재생원유 생산을 위하여 스팀생산기에 화석 연소 연료로 LNG, Diesel, Gasoline, LPG, HOF, Coal(석탄) 등을 사용하는 경우 CO2, NOx, SOx 가 발생하고, 플라즈마를 사용하면 NOx 가 발생하며, MSW(Municipal Soil Waste) 재생 연료 중 가죽, 종이, 판지, 직물의 폐자재와 갈탄, 역청탄, 무연탄을 사용하는 경우는 열분해탱크(챔버)에서 CO2, NOx, SOx가 발생한다. 특히, 바이오에탄올 생산을 위한 발효탱크에서 CO2 가 발생하며 CO2, NOx, SOx 를 제거하기 위해 폐가스를 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치를 거쳐 배출함으로서 CO2, NOx, SOx 를 제거하며, De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치에 필요한 촉매제에 대하여 아래 표로 설명 한다.
우선 De-CO2(SCR)장치에서 CO2 를 제거하기 위해 L-Alanine(C3H7NO2) 및 KOH의 수용액을 폐가스가 지나는 곳에 커튼 스프레이로 1 차, 2 차 3 차에 걸쳐 방사할 경우 92.95 %, 99.903 %, 99.965 %의 CO2 가 제거되고 나머지 0.035 % 만 이를 통과한다. 스팀생산기에서 고온의 섭씨 380 ℃ 스팀을 발생시켜 Heating과 Cooling System 에 이용하고, L-Alanine(C3H7NO2)과 KOH 를 재활용하기 위해 Recovery 하며, CO2 로 인해 생산된 H2CO3 를 Recovery 하기 위한 각 분자의 Boiling Point와 Melting Point는 아래 표 2와 같다.
한편, De-NOx(SCR)장치에서 NOx 를 제거하기 위해 H2SO4 와 NaClO2 의 수용액을 폐가스가 지나는 곳에 커튼 스프레이로 방사하여 NOx 를 제거하고, 차후 스팀생산기로부터 섭씨 380 ℃의 고온 스팀을 발생시켜 Heating 과 Cooling System 에 사용하며 H2SO4 과 NaClO2 를 재활용하기 위해 Recovery 하고, NOx 로 인해 생산된 NHO3 를 Recovery 하기 위한 각 분자의 Boiling Point와 Melting Point는 아래 표 3과 같다.
그리고 De-SOx(SCR)장치에서 SOx 를 제거하기위해 NaOH 의 수용액을 폐가스가 지나는 곳에 커튼 스프레이로 방사하여 SOx 를 제거하고, 스팀생산기에서 섭씨 380 ℃ 의 고온스팀을 발생시켜 Heating 과 Cooling System 에 이용하며 NaOH 를 재활용하기 위해 Recovery 하고, SOx 로 인해 생산된 H2SO4 를 Recovery 하기 위한 각 분자의 Boiling Point와 Melting Point는 아래 표 4와 같다.
따라서 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산을 위한 스팀의 초기온도를 높일 때 양자 이론을 바탕으로 동(Cupper)의 광전자 에너지와 흑체방사에너지를 이용한 열분해 방식 그리고 액상가수분해탱크와 증류기 온도 상승 방식을 이용하여 에너지를 절약하며, 촉매제를 사용한 습식 Scrubber인 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치를 사용하여 CO2, NOx, SOx를 제거하므로 대기 오염에 영향을 주지 않으며, 사용한 촉매제를 재 추출하여 재 사용하므로 경제적인 기술을 제공한다.
또한, 종래의 도시유전 방식은 세라믹 볼에서 나오는 파동에너지로 분자 연결고리를 크래킹 하는 것이며, 세라믹 볼에 섭씨 300 ℃ 가 넘지 않는 열을 가해 발생하는 ‘파동 에너지’가 플라스틱 제조과정에서 결합된 탄소분자 고리를 끊어내어 원래 모습으로 변환시키는 기술로 알려져 있으나 이론적 입증이 불명확하다.
그러나 양자 이론을 바탕으로 한 광전자 에너지를 이용하는 재질은 동판 또는 동관이고 λKα=54.175 nm, λKβ = 108.35 nm, λLα = 216.7 nm 이며 λKα, λKβ 는 전자파 에너지이며, λLα 전자파는 특수 에너지로 표현되고, 광전자 파 에너지는 주로 λKα, λKβ 에 대하여 평균을 고려하거나 λKα 를 적용한다. 그리고 흑체 방사 에너지(Blackbody emissive power)는 2 가지 에너지가 있으므로 이를 고려한다.
각각의 De-CO2(SCR) System, De-NOx(SCR) System, De-SOx(SCR) System 에 활용된 촉매제를 재활용하기 위하여 섭씨 400 ℃ 의 고온이 필요하며, 촉매제를 추출하는 과정에서 고온의 스팀을 재활용하는 고압 스팀 터빈, 중압 스팀 터빈, 저압 스팀 터빈의 사용은 비교적 매우 경제적인 기술이다.
상기와 같은 구성의 본 발명은 양자이론을 적용하여 적은 에너지 사용으로 폐목재류, 폐타이어류, 폐플라스틱류, 폐가죽류, 폐섬유류, 기계류사용으로 나오는 폐유, 조리과정에서 나오는 폐유 등이 포함되는 도시 고형 폐기물(Municipal Solid Waste)과 식물성 씨앗, 작물류 등이 포함되는 식물성재료 등으로부터 재생원유를 생산하고 바이오매스에서는 바이오 에탄올(오일)을 생산 또는 추출하므로 지연 친화적이면서 친환경적이고 자원을 재생하며 탄소배출을 억제하는 장점이 있다.
최근 고유가와 지구온난화에 대처하는 전 세계적 흐름에 따라 세계 주요국은 석유 의존도를 낮추기 위한 대체에너지 개발에 박차를 가하고 있으며, 여러 국가에서 화석연료를 대체하는 재생 에너지와 바이오 에너지 개발에 힘쓰고 있는 실정이다.
고유가 시대의 문제 해결을 위한 일환으로 스팀 생산기에 사용되는 화석 연소 연료로 인해 발생하고 대기 환경오염의 주원인으로 작용하는 CO2, NOx, Sox 등을 제거하기 위해 촉매제를 사용한 습식 Scrubber 를 설치하고, 고온 스팀과 냉각수를 활용하여 이미 사용된 촉매제를 추출하는 열역학적과 화학적 방식을 사용하여 재사용할 수 있게 하였으며, 동판(Cupper Plate) 또는 동관(Cupper Pipe) 사용으로 증기(스팀) 온도에서 광전자 에너지가 발생하므로 스팀의 발생 온도에 비하여 열분해탱크(챔버), 증류기, 액상가수분해탱크, 효소가수분해탱크, 발효탱크에서 섭씨 27 ℃ 내지 120 ℃ 이상의 온도를 추가하여 높이는 효과가 있다. 특히, 스팀을 고온으로 제공하기 위해 동(구리)을 사용하므로 광전자 에너지의 촉매 역할과 같은 동시 효과와 에너지를 절감하는 경제적 효과와 대기 환경오염을 줄이는 장점이 있다.
각 De-CO2(SCR) System, De-NOx(SCR) System 및 De-SOx(SCR) System에서 활용된 촉매제를 재활용하기 위하여 회수(추출)하는데 있어서 섭씨 400 ℃ 의 고온 스팀을 사용하고, 촉매제 추출에 사용된 고온의 스팀은 스팀 터빈으로 재활용하므로 매우 경제적인 장점이 있다.
도1 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 스팀 생산과 열분해탱크와 증류기 장치의 구성도,
도2 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 냉각응축기와 연료분리기와 생산 저장 장치 구성도,
도3 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도,
도4 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도,
도5 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도,
도6 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 바이오오일 생산과 첨가제 혼합장치 구성도,
도7 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 스팀 생산과 열분해탱크와 증류기 장치 구성도,
도8 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 냉각응축기와 연료분리기와 생산 저장 장치 구성도,
도9 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도,
도10 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도,
도11 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도,
도12 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 액상화 탱크와 스팀생산기와 액상고체분리기 장치 구성도,
도13 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 효소가수분해와 발효탱크와 액체고체분리기 장치 구성도,
도14 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 에탄올 증류기와 에탄올 생산 장치 구성도,
도15 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도,
도16 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도,
도17 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도,
그리고
도18 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 스팀 터빈 발전기 구성도 이다.
도2 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 냉각응축기와 연료분리기와 생산 저장 장치 구성도,
도3 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도,
도4 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도,
도5 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도,
도6 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 바이오오일 생산과 첨가제 혼합장치 구성도,
도7 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 스팀 생산과 열분해탱크와 증류기 장치 구성도,
도8 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 냉각응축기와 연료분리기와 생산 저장 장치 구성도,
도9 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도,
도10 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도,
도11 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도,
도12 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 액상화 탱크와 스팀생산기와 액상고체분리기 장치 구성도,
도13 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 효소가수분해와 발효탱크와 액체고체분리기 장치 구성도,
도14 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 에탄올 증류기와 에탄올 생산 장치 구성도,
도15 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도,
도16 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도,
도17 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도,
그리고
도18 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 스팀 터빈 발전기 구성도 이다.
본 발명은 다양한 변환을 가할 수 있고 여러 가지 실시 예를 가질 수 있는바, 특정 실시 예들을 도면에 예시하고 상세한 설명에서 상세하게 설명하고자 한다. 그러나 이는 본 발명을 특정한 실시 형태에 대해 한정하려는 것이 아니며, 본 발명의 사상 및 기술 범위에 포함되는 모든 변환, 균등물 내지 대체물을 포함하는 것으로 이해되어야 한다. 본 발명을 설명함에 있어서 관련된 공지 기술에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우 그 상세한 설명을 생략한다.
도1 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 스팀 생산과 열분해탱크와 증류기 장치의 구성도 이고, 도2 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 냉각응축기와 연료분리기와 생산 저장 장치 구성도 이며, 도3 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도 이고, 도4 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도 이며, 도5 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도 이고, 도6 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 바이오오일 생산과 첨가제 혼합장치 구성도 이며, 도7 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 스팀 생산과 열분해탱크와 증류기 장치 구성도 이고, 도8 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 냉각응축기와 연료분리기와 생산 저장 장치 구성도 이며, 도9 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도 이고, 도10 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도 이며, 도11 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오디젤 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도 이고, 도12 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 액상화 탱크와 스팀생산기와 액상고체분리기 장치 구성도 이며, 도13 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 효소가수분해와 발효탱크와 액체고체분리기 장치 구성도 이고, 도14 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 에탄올 증류기와 에탄올 생산 장치 구성도 이며, 도15 는 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치 구성도 이고, 도16 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치 구성도 이며, 도17 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치 구성도 이고, 도18 은 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 스팀 터빈 발전기 구성도 이다.
이하에서 재생원유와 재생디젤은 같은 의미이며 문맥에 적합하게 선택적으로 기재하기로 하고, 다수의 실시 예를 설명하는 경우 동일한 기능부의 명칭은 동일하게 기재하며 도면부호는 각각 다르게 부여하여 실시예가 다름을 표시하기로 한다.
본 발명의 구체적인 실시 예를 설명하기에 앞서 본 발명에 의해 생산되는 재생디젤생산시스템 Package, 바이오디젤생산시스템 Package, 바이오에탄올생산시스템 Package 에 대해 살펴본다.
재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올을 생산할 경우 환경오염을 유발하는 일산화탄소(CO), 이산화탄소(CO2), 산화질소(NO), 이산화질소(NO2), 이산화황(SO2, 아황산) 등이 발생하므로 이를 경감하기 위해 스팀생산기에서 사용되는 화석 연소 연료인 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄 사용에 대하여 지역적으로 적용범위를 결정하고, 이하에서는 설명을 간단하게 하며 이해를 쉽게하기 위하여 플라즈마 사용을 위주로 설명하고 이해하기로 한다.
플라즈마를 사용하면 공기주입에 의하여 녹스(NOx) 가 발생하므로 De-CO2(SCR)장치, De-NOx(SCR)장치, De-SOx(SCR)장치를 설치하고 이산화탄소(CO2) 발생 시에는 De-CO2(SCR)장치에 촉매제를 사용하여 탄산(H2CO3) 으로 만들어 재생시킨다.
한편, NOx 발생 시 De-NOx(SCR)장치에서 촉매제를 사용하여 NHO3로 만들어 재생시키고, 삭스(SOx) 발생 시에는 De-SOx(SCR)장치에서 촉매제를 사용하여 황산(H2SO4)으로 만들어 재생한다. 그리고 스팀생산기와 열분해탱크(챔버)와 증류기와 액상가수분해탱크 내부의 온도를 상승시키기 위해 양자 이론 기반의 광전자 에너지를 사용한다.
이하에서는 여러 가지 재료(촉매) 중 설명을 간단하게 하고 이해를 쉽게하기 위하여 동판(Cupper Plate) 또는 동관(Cupper Pipe)을 사용한다. 동판 또는 동관 사용에 의하여 증기(스팀) 온도에서 광전자 에너지를 발생시키고 증기(스팀) 온도에 비하여 섭씨 27 ℃ 내지 120 ℃ 이상의 온도를 추가하여 높이게 된다.
아래 첨부한 도면으로 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자가 용이하게 실시할 수 있도록 본 발명의 일 실시 예를 상세히 설명한다. 그러나 본 발명은 여러 가지 상이한 형태로 구현될 수 있으며, 여기에서 설명하는 일 실시 예에 한정되지 않는다. 그리고 도면에서 본 발명을 명확하게 설명하기 위해서 설명과 관계없는 부분은 생략하였으며, 명세서 전체를 통하여 유사한 부분에 대해서는 유사한 도면 부호를 사용한다.
또한, 명세서 전체에서 어떤 부분이 어떤 구성요소를 "포함"한다고 할 때, 이는 특별히 반대되는 기재가 없는 한 다른 구성요소를 제외하는 것이 아니라 다른 구성요소를 더 포함할 수 있는 것을 의미한다.
이하, 첨부된 모든 도면을 참조하여 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 양자 이론 기반 재생디젤과 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템을 상세히 설명한다.
본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 양자 이론 기반 재생디젤과 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템은 회전전단파쇄기(17)와 수분건조기(18)와 자기분리기(19)와 비철분리기(20)와 공압분리기(21)와 성형기(22)와 열분해탱크(23)와 스팀생산기(12)와 증류기(26)를 포함하는 구성이다.
회전전단파쇄기(17)는 플라스틱류, 펠트류, 고무류, 고분자재류, Rubber류, 가죽류, 종이류, 폐유류, 식물성유류, 목재류가 포함되며 열분해 되는 도시고형폐기물을 유입하고 해당 제어신호에 의하여 균일한 크기로 분쇄시켜 파쇄도시고형폐기물로 배출한다. 회전전단파쇄기(17)는 유입되는 도시고형폐기물에 단위 센티미터 길이에 평균 10 킬로그램의 절단압력을 인가하여 반복 절단하므로 평균 직경 0.5 센티미터 미만 크기의 알갱이로 분쇄하여 파쇄도시고형폐기물로 배출하는 구성이다.
수분건조기(18)는 회전전단파쇄기(17)로부터 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 상온의 균일한 온도 환경에서 소정 시간 동안 체류시켜 수분을 제거한다. 수분건조기(18)는 파쇄도시고형폐기물을 유입하고 섭씨 30 내지 35 도의 온도가 일정하게 유지되며 평균 초속 8 미터 유속의 공기가 순환되는 환경에서 5 내지 10 분간 체류시킨 후 통과되도록 하는 구성이다.
자기분리기(19)는 수분건조기(18)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하며 해당 제어신호에 의하여 발생된 자력을 인가하여 금속류를 분리 제거한다. 자기분리기(19)는 해당 제어신호에 의하여 인가되는 전원에 의하여 평방 센티미터 단위로 3 내지 4 가우스 세기의 자력을 발생하며 파쇄도시고형폐기물의 상방 5 내지 10 센티미터 상방에서 인가하므로 자력에 이끌리는 금속을 분리 추출한다.
비철분리기(20)는 자기분리기(19)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 단위 무게 검출에 의하여 비철금속을 분리 제거한다. 비철분리기(20)는 단위 크기에 대하여 무게가 비교적 많이 나가고 연소되지 않는 비철금속과 가연성 종류로 분리하는 원판형 원심분리기로 이루어지며 필요에 의하여 석재류 등이 포함될 수 있다.
공압분리기(21)는 비철분리기(20)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 균일한 유속으로 순환되는 공기에 의하여 비산되는 도시고형폐기물의 분진을 분리 포집하여 압축한다. 공압분리기(21)는 평균 초속 16 미터 유속의 공기를 파쇄도시고형폐기물에 공급하여 비산되는 먼지를 포집하고 기계적 회전 압력을 인가하여 압축하는 구성이다.
성형기(22)는 공압분리기(21)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 균일한 크기의 다수 관통홀에 균일한 압력으로 연속 압입하여 균일한 크기로 성형한다. 성형기(22)는 파쇄도시고형폐기물의 알갱이를 평균 5 내지 15 밀리미터의 지름과 평균 10 밀리미터 깊이를 형성하는 관통홀에 평방 센티미터 단위 마다 평균 10 내지 15 킬로그람 무게의 압력으로 압입하여 균일한 크기로 성형되도록 압축하는 구성이다. 한편, 필요에 의하여 일반적인 펠릿 성형기로 대체될 수 있다.
열분해탱크(23)는 성형기(22)를 통과한 도시고형폐기물칩과 공압분리기(21)에서 포집한 도시고형폐기물분진을 각각 유입하여 섭씨 200 내지 250 도 온도의 스팀을 유입받아 흐르는 동관 사이를 통과시키면서 고온의 플라즈마를 공급하여 액상화도시고형폐기물을 배출한다. 열분해탱크(23)는 다수의 동관이 평행하게 설치된 내부에 플라즈마를 인가하여 광전자촉매로 이루어지는 동관에 흐르는 섭씨 200 내지 250 도 온도의 스팀 온도를 평균 400 도로 올리는 구성이다.
스팀생산기(12)는 열분해탱크(23)로부터 배출되는 스팀을 유입하고 플라즈마 또는 화석연소연료에 의하여 평균 섭씨 500 도 온도의 스팀을 생성하여 배출한다. 스팀생산기(12)는 상기 열분해탱크(23)로부터 배출되는 스팀을 광전자촉매로 이루어지는 동관에 유입하고 압축공기와 함께 공급되는 화석연소연료의 연소 또는 플라즈마로부터 인가되는 열을 공급받고 평균 500 도 온도의 스팀을 배출하는 구성이다.
증류기(26)는 열분해탱크(23)로부터 열분해된 액상화도시고형폐기물을 유입하고 스팀생산기(12)로부터 평균 섭씨 500 도의 온도의 스팀을 유입하여 액상화도시고형폐기물을 다수의 물질로 각각 분리되도록 증류한다.
증류기(26)는 광전자촉매동관(24)와 증류기바울(29)과 중질류층(33)과 디젤층(32)과 등유층(31)과 가솔린층(30)과 냉각기(35)를 포함하는 구성이다.
광전자촉매동관(24)은 스팀생산기(12)로부터 인가되는 섭씨 500 도의 스팀을 유입하며 동(구리) 재질로 이루어진다.
증류기바울(29)은 광전자촉매동관(24)을 내부 공간에 설치하고 열분해탱크(23)로부터 배출되는 액상화도시고형폐기물을 유입하며 평균 5 내지 10 밀리미터 두께의 광전자촉매동라이닝(27)으로 이루어지며 그릇용기 형상을 한다.
중질류층(33)은 증류기바울(29)을 하부 끝단 부분에 내장 설치되고 폐쇄된 함체 형상의 내부 하측부이면서 증류기바울(29)이 증류한 중질유를 수집 배출한다. 중질류층(33)은 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 증류기바울(29)에서 증류된 중질유를 모두 수집 배출하는 구성이다.
디젤층(32)은 중질류층(33)의 상측부 이면서 증류기바울(29)이 증류한 디젤유를 수집 배출한다. 디젤층(32)은 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 증류기바울(29)에서 증류된 디젤유를 모두 수집 배출한다.
등유층(31)은 디젤층(32)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 등유를 수집 배출한다. 등유층(31)은 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 구비하여 증류기바울(29)에서 증류된 등유를 모두 수집 배출한다.
가솔린층(30)은 등유층(31)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 가솔린을 수집 배출한다. 가솔린층(30)은 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 증류기바울(29)에서 증류된 가솔린을 모두 수집 배출한다.
냉각기(35)는 증류기(26)로부터 수집된 중질유와 디젤유와 등유와 가솔린을 각각 분리된 상태로 유입하여 냉각시키고 냉각된 중질유는 중질유배출배관(41)으로 배출하며 냉각된 디젤유는 디젤배출배관(40)으로 배출하고 냉각된 등유는 등유배출배관(39)으로 배출하며 냉각된 가솔린은 가솔린배출배관(38)으로 각각 배출한다.
본 발명의 재생디젤 생산 시스템 Package
첨부된 도 1 을 참조하여 본 발명의 일 실시 예에 의한 것으로 재생디젤 생산시스템 중 스팀 생산과 열분해탱크 및 증류기 장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
재생디젤 생산 기술은 단순히 MSW(도시고형폐기물, Municipal solid waste) 중에서 플라스틱, 펠트, 고무, 고분자재, Rubber 를 열분해하는 것에 제한된 것은 아니며, Leather, Paper, Cardboard, Textiles, Lignite(갈탄), Bituminous(역청탄), Anthracite(무연탄) 등도 사용할 수 있다.
위의 연료들을 회전전단파쇄기(17)에서 파쇄 한 후, 수분건조기(18)로 들어가 수분을 제거하고, 이에 포함된 금속을 제거하기 위해 자기분리기(19)에서 금속을 제거하고, 비철금속을 제거하기 위해 비철분리기(20)에서 비철을 제거하고, 공압분리기(21)로 들어가 가루 내지 먼지는 별도 저장을 한 후 파쇄 된 연료를 성형기(22)에서 성형하고, 성형된 연료는 열분해탱크(23)로 들어가는데, 공압분리기(21)에서 분리된 가루나 먼지 또한 열분해탱크(23)로 들어간다.
이 경우 열분해탱크(23) 내부에 양자 이론을 기반으로 한 광전자 에너지를 이용하기 위해 광전자촉매동관(24)으로 250 ℃ 의 스팀을 주입하고, 열분해탱크(23) 내부에 광전자촉매라이닝동판(27)(5~10mm)을 설치하고, 스팀생산기(12) 내부에 광전자촉매라이닝동판(27)(5~10mm)을 설치하면, 광전자 에너지가 온도를 약 3 ℃를 올리므로 최종온도 400 ℃의 스팀을 발생시키기 위해 Heating 연료는 397 ℃가 되는 열량만 필요로 한다. 그리고 상온의물공급배관(10)과 상온의물공급펌프(11)를 이용하여 스팀생산기(12) 내부에 주수를 하고 Heating을 가할 경우 스팀열분해장치공급배관(13)을 거쳐 광전자촉매동관(24)으로 250 ℃의 스팀을 주입하면, 양자 기반의 광전자의 파장을 활용한 광전자로 인하여 온도가 115.7 ℃ 증가 되어 최종 평균 365.7 ℃까지 증가하고 그 과정에서 연료는 액상화가 되며, 이러한 액상의 연료는 증류기(26)의 증류기Bowl(29)로 들어간다.
증류기(26)의 증류기Bowl(29)에서 온도를 400 ℃까지 올려도 가스화가 되지 않은 Bottom Product는 BottomProduct열분해탱크의재이송펌프(28)에 의하여 열분해탱크(23)로 재 이송 되거나 BottomProduct확인밸브(49)에서 재사용 여부를 확인 후 폐 처리한다.
증류기(26)의 각 Layer에서 가솔린, 등유, 디젤, 중질유를 100 % 추출하기 위해 각 Layer마다 촉매제제올라이트(50)를 투입한다. 촉매제제올라이트(50)의 투입량은 재생디젤 Raw 연료로써 투입되는 도시고형폐기물(MSW) 기준으로 가솔린 층(Zeolite 6 wt%), 등유 층(Zeolite 6 wt%), 디젤 층(Zeolite 3 wt%), 중질유 층(Zeolite 3 wt%)으로 구분하여 촉매 층을 각각 두어 수율(Yield) 100 % 를 이루도록 하고, 가솔린, 등유, 디젤, 중질유는 ASTM D 2892 TBP(True Boiling Point)에 따라 사전에 재생디젤 Raw 연료에 대하여 검토한다.
스팀생산기(12)의 스팀을 발생하기 위해 화석 연소 연료를 사용하거나 플라즈마를 사용하는 경우가 있는데, 스팀생산기Heating연료및장치(15)인 플라즈마는 지역의 여건 등을 고려하여 선택한다.
따라서 일반 연료인 LNG, Diesel, Gasoline, LPG, HOF, Coal를 사용하여 400 ℃의 스팀(증기)을 생산하기 위한 스팀생산기(12)의 예를 들면, 스팀생산기(12)에서 상온이며 4.42 m3 용량의 물을 400 ℃까지 올리기 위한 열량은 24,446,110.12 kJ로서 이를 3600 sec로 나누어 전력량으로 표시하면 P=6,790.59 Kw 가 소모되며, 이를 사용할 경우 CO2, NOx, Sox가 발생하므로 이를 제거하기 위해 도 3의 1차De-CO2(SCR)장치(413), 2차De-CO2(SCR)장치(414), 3차De-CO2(SCR)장치(415)로 폐가스가 이동된다.
상기의 스팀생산기(12)의 일 실시 예인 상온 4.42 m3의 물을 400 ℃까지 올리기 위해 필요한 화석 연소 연료는 아래 표 5와 같다.
그러나 스팀생산기Heating연료및장치(15)를 플라즈마로 하였을 경우 플라즈마의 주파수는 2.45 GHz, 파장은 1.2237*108 nm(=1.2237*105μm)인 마이크로웨이브를 사용하여야 하며, 별도 연료를 사용하지 않고 산소 57.1 % 와 공기 42.9 % 를 혼합한 공기 22.47 m3/hr 을 사용한다. 플라즈마의 Heating 열량 대비 필요한 입력 열량은 아래 표 6과 같이 나타난다.
뿐만 아니라 플라즈마에 Heating 장치를 사용할 경우에는 공기중의 질소에 의하여 0.323 g/hr의 NOx 가 발생하여 도 4의 De-NOx(SCR)장치(458)로 들어간다.
그리고 스팀이 스팀생산기(12)와 스팀증류기공급배관(14)으로부터 광전자촉매라이닝(27)(5~10mm)인 동판을 내부에 설치한 증류기(26)의 증류기Bowl(29) 내부로 들어가는데, 광전자촉매동관(24)에서 연료가 액상일 경우 온도가 0.138 ℃밖에 증가되지 않으나 400 ℃의 스팀으로 인하여 증류기Bowl(29) 내부의 연료가 기화된다.
이 때 양자 이론을 기반으로 한 광전자파장에 의하여 온도가 184.2 ℃ 증가되어 가스화 된 내부 연료 온도가 최종 580 ℃이상 되어 증류기Bowl(29)에서 상부 층으로 증기가 이동되고, 초기 열분해탱크(23)에서 기화된 가스는 증류기Bowl(29)로 들어와 J-T밸브(34)를 거쳐 액상화가 되어 다시 증류기Bowl(29)로 내려올 경우 기화되어 재차 증류기(26) 상부로 가스가 올라간다.
또한 광전자촉매동관(24)을 거쳐 나온 고온의 스팀은 고온스팀De-CO2SCR이송배관(42), 고온스팀De-NOxSCR이송배관(43), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(44), 물응축장치이송배관(45)으로 들어간다.
증류기Bowl(29)에서 가스화된 연료가 증류기(26) 상부의 중질유층(33)에서 온도가 370 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어가고, 나머지 가스가 디젤층(32)으로 올라가 340 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어가고, 나머지 가스가 등유층(31)으로 올라가 200 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어가고, 최종적으로 가스가 가솔린층(30)으로 올라가 150 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어간다.
만약 Leather, Paper, Cardboard, Textiles, Lignite(갈탄), Bituminous(역청탄), Anthracite(무연탄)을 사용할 경우 증류기(26) 최 상부의 층에 폐가스 CO, CO2, N2, NO, NO2, SO, SO2 및 H2S 가 발생하는데, 증류기(26) 상부의 온도를 50 ℃ 내지 60 ℃ 정도로 냉각하기 위해 증류기상부냉각수공급펌프(46)를 이용하여 냉각시킨 후 냉각수는 증류기상부냉각수배출배관(47)을 거쳐 상온의물공급배관(10)으로 주입되고, 폐가스는 증류기(26) 상부의 온도가 50 ℃ 내지 60 ℃ 일 경우 액상이 되지 않으므로 증류기(26) 상부를 통하여 Heating연료연소시폐가스이송배관(16)을 통하여 도 3의 De-CO2(SCR)장치의 1차De-CO2장치(413)로 240 m3/hr 가 들어간다.
고온의 액상 연료는 냉각기(35)로 들어가고, 냉각수는 냉각수공급펌프(36), 냉각수배출배관/물응축기이송배관(37)을 거쳐 도 2의 냉각응축기(63)로 유입되며, 고온의 액상 연료는 각각 100~120 ℃로 맞추어서 가솔린배출배관(38), 등유배출배관(39), 디젤배출배관(40), 중질유 배출배관(41)에서 나와 도 2의 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기 분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)로 각각 들어간다.
도 2 재생원유 생산 시스템 중 냉각응축기와 연료분리기 및 생산 저장 장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
고온의 액상 연료가 상기 도 1의 가솔린배출배관(38), 등유배출배관(39), 디젤배출배관(40), 중질유 배출배관(41)을 통하여 110 ℃ 내지 120 ℃의 온도로 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)에 각각 들어가 액상과 증기로 분리되어 액상의 연료는 냉각기(55)로 들어가 섭씨 25 내지 30 ℃의 온도로 냉각되는데, 냉각수는 냉각수공급펌프(56)로 공급하여 냉각에 사용 후 냉각수배출펌프(57)로 이송되고, 냉각수배출배관(65)과 연결된 냉각응축수De-NOx(SCR)이송펌프(67)로 전달된다.
냉각된 연료는 가솔린저장탱크(58), 등유저장탱크(59), 디젤저장탱크(60), 중질유저장탱크(61)로 들어가 저장되며, 연료 Heating 후 400 ℃의 스팀은 도 1의 증류기(26)의 스팀증류기공급배관(14)으로부터 물응축장치이송배관(45)을 거쳐 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)에 들어가 액상과 증기로 분리되는데, 증기를 포집하여 증기압축기(62)에서 온도를 하강시켜 냉각응축기(63)로 보내진다. 이 경우 증기압축기(62)의 입구 온도 400 ℃를 70 ℃로 낮추기 위해 아래의 내용에 따라 압축을 고려하여야 한다.
섭씨 380 내지 400 ℃의 고온 스팀은 각각 도 3의 De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(70), 도 4의 De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(71), 도 5의 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(72) 및 도 1의 물응축기이송배관(45)을 통하여 증기압축기(68)에서 온도를 하강하여 냉각응축기(63)로 보내어 냉각수공급펌프(64)로 냉각시키고, 냉각수는 다시 냉각수배출배관(65)을 거쳐 냉각응축수De-NOx(SCR)이송펌프(67)로 공급된다.
그리고 냉각응축기(63)에서 냉각된 응축수는 응축수배출펌프(66)로 보내어져, 일부 응축수는 냉각응축수공급배관(10-1)으로 이송되어 도 1의 상온의물공급배관(10)에 연결되고, 나머지는 냉각응축수De-CO2(SCR)공급배관(69)으로 이송이 된다.
도 3 재생원유 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 1의 Heating연료연소시폐가스이송배관(16)에 포함된 CO2를 제거하기 위해 폐가스를 De-CO2(SCR)장치로 전달하도록 하였으며, 재생 연료인 Leather, Paper, Cardboard, Textiles, Lignite(갈탄), Bituminous(역청탄), Anthracite(무연탄)를 사용하지 않고, 도 1의 스팀생산기(12)에서 연소 장치를 플라즈마로 할 경우 폐가스차단밸브(433)를 닫고 폐가스는 바로 도 4의 De-NOx(SCR)장치의 폐가스De-Nox로이송배관(418)으로 들어간다.
도 1의 스팀생산기(12)에서 연소 연료를 사용할 경우 폐가스차단밸브(433)를 거친 폐가스의 유량은 240 m3/hr 로서 1차De-CO2장치(413)로 들어가는 동시에 CO2를 제거하기 위해 촉매제가 요구되는데, 촉매L-Alanine(C3H7NO2)(401)을 촉매L-Alanine주입펌프(402)로 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)로 투입하고, 도 2의 냉각응축수De-CO2(SCR)공급배관(69)을 거쳐, 물주입펌프(404)로 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)에 주수하여 L-Alanine(8.0 wt%)와 물(92 wt%)로 믹스를 하며, 촉매KOH저장탱크(406)에서 촉매KOH주입펌프(407)로 촉매KOH수용액믹스탱크(408)에 투입하고, 도 2의 냉각응축수De-CO2(SCR)공급배관(69)을 거쳐, 물주입펌프(409)로 촉매KOH수용액믹스탱크(408)에 주수하여 KOH(7.0 wt%)와 물(93w t%)로 믹스를 한다. 이렇게 혼합된 촉매인 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)의 수용액을 L-Alanine수용액주입펌프(405)로 촉매수용액믹스탱크(411)에 50 % 주입하고, 촉매KOH수용액믹스탱크(408)의 수용액을 KOH수용액주입펌프(410)로 촉매수용액믹스탱크(411)에 50 % 주입하여 고루 섞은 다음 촉매수용액이송펌프(412)를 사용하여 1차De-CO2장치(413), 2차De-CO2장치(414), 3차De-CO2장치(415)로 보낸다. 이후 CO2가 포함된 폐가스가 1차De-CO2장치(413)에 240m3/hr의 유량으로 주입되고 촉매수용액을 1차De-CO2장치(413)에서 스프레이로 뿌릴 경우 1차적으로 CO2 92.95 %가 H2CO3로 액상이 되고, 2차적으로 2차De-CO2장치(414)에서 99.503 %가 액상이 되며, 마지막으로 3차De-CO2장치(415)에서 CO2는 99.965 %까지 H2CO3로 액상이 된다. 이러한 상온의 액상 수용액은 CO2혼합물이송배관(419)으로 들어가고, 나머지 폐가스는 폐가스건조기(416)를 거쳐, CO2확인분석기(417)에서 CO2포함 비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매수용액 유량을 조절하여 폐가스De-Nox로이송배관(418)으로 보내진다.
도 1의 고온스팀CO2 SCR이송배관(42)을 거친 400 ℃의 고온의 스팀과, CO2혼합물이송배관(419)을 거쳐 액상 수용액이 열교환기(420)에 들어오면 고온의 스팀으로 인해 열교환기(420)에서 액상 수용액의 온도가 250℃까지 올라가는데, L-Alanine는 212.9 ℃에서 기화되어 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고 액상인 KOH, H2CO3는 열교환기(421)로 들어가서 도 1의 고온스팀CO2 SCR이송배관(42)으로부터 공급된 고온의 스팀으로 인하여 열교환기(421)에서 380 ℃까지 온도가 올라가며, H2CO3는 333.6 ℃에서 기화되어 기체 상태로 냉각기(423)로 들어가고 액상인 KOH는 재생KOH저장탱크(422)로 들어가서 재활용된다. 냉각기(423)로 들어간 H2CO3는 냉각응축수공급펌프(431)로 냉각수를 공급하여 온도를 120 ℃로 낮추어 H2CO3저장탱크(424)로 들어가 별도 사용처로 공급하며, 이 때 일부 수분이 있다면 자연스럽게 수증기는 외부로 배출된다.
그리고 250 ℃까지 올라간 L-Alanine는 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고 도 2의 냉각응축수De-CO2(SCR)공급배관(69)으로 냉각수를 냉각응축수공급펌프(426)로 냉각기(425)에 주수하여 온도를 150 ℃까지 내리고, 액상/수증기분리기(427)에서 수증기는 냉각기(429)로 들어가고 액상인 L-Alanine는 재생L-Alanine저장탱크(428)로 들어가 냉각되어 고체화 된 후 재활용한다. 냉각기(429)로 들어간 스팀은 도 2의 냉각응축수De-CO2(SCR)공급배관(69)에서 공급된 냉각수로 150 ℃의 스팀을 90 ℃이하로 냉각시켜 액상으로 만들고 도 2의 De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(70)을 거쳐 도 2의 냉각응축기(63)로 들어간다.
열교환기(420)에서 나온 온도 250℃ 스팀과 열교환기(421)에서 나온 온도 380 ℃ 스팀은 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 18의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(423)에서 나온 100 ℃ 스팀은 냉각응축기(430)에서 일부 증기가 응축수가 되어 도 2의 De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(70)을 거쳐 도 2의 냉각응축기(63)로 들어간다. 냉각수는 도 2의 냉각응축수De-CO2(SCR)공급배관(69)을 거쳐 냉각응축수공급배관(432)을 거쳐 도 4의 물주입펌프(456)를 사용하여 도 4의 촉매수용액믹스탱크(455)로 들어간다. 아래 표 7은 CO2를 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용된다.
도 4 재생원유 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 3의 폐가스De-Nox로이송배관(418)을 거친 폐가스는 De-NOx(458) 장치로 들어가고, 이 경우 NOx를 제거하기 위해 촉매제가 필요하므로 촉매NaClO2(451)를 촉매NaClO2주입펌프(453)를 이용하여 촉매수용액믹스탱크(455)로 주입하고, 촉매H2SO4저장탱크(452)에서 촉매H2SO4주입펌프(454)를 사용하여 촉매수용액믹스탱크(455)로 주입하여 촉매 NaClO2(10 wt%), 촉매 H2SO4(0.15 wt%) 및 물(89.95 wt%)의 수용액을 만든다. 촉매수용액은 촉매수용액주입펌프(457)로 De-NOx(458) 장치로 들어가 스프레이로 뿌려져 NOx혼합물이송배관(462)으로 들어가고 나머지 폐가스는 폐가스건조기(459)를 거쳐 NOx확인분석기(460)에서 NOx 포함비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매 수용액 유량을 조절하여 폐가스De-SOx로이송배관(461)으로 보내진다.
NOx혼합물이송배관(462)으로 들어온 NOx혼합물은 열교환기(463)로 들어가고 도 1의 고온스팀De-NOxSCR이송배관(43)을 거친 400 ℃의 고온 스팀은 열교환기(463)에서 NOx혼합물의 온도를 380 ℃까지 올리고 NHO3, H2SO4 및 수증기는 냉각기(465)로 이송한다. 액상으로 남은 NaClO2는 재생NaClO2저장탱크(464)에서 냉각되어 고체화 된 후 재활용하며, 냉각기(465)로 들어온 NHO3, H2SO4 가스는 도 2의 냉각응축수De-NOx(SCR)이송펌프(67)로 냉각수를 공급하여 200℃로 냉각하여 액상/수증기분리기(466)로 들어가고, 액상인 H2SO4는 재생H2SO4저장탱크(467)로 들어가 재활용된다. 냉각기(465)에서 나온 200℃의 스팀및열교환기(463)에서 나온 380 ℃ 고온의 스팀은 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 18의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(468)에서 나온 냉각수, 냉각기(471)에서 나온 냉각수들은 도 2의 De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(71)을 거쳐, 도 2의 냉각응축기(63)로 들어가며, 액상/수증기분리기(466)의 200 ℃ 가스는 냉각기(468)로 들어간다. 도 2의 냉각응축수De-NOx(SCR)이송펌프(67)을 거쳐, 냉각응축수공급배관(432)으로 공급된 냉각수는 냉각응축수주입펌프(474)로 냉각응축수공급배관(469)을 거쳐 냉각기(468)에서 온도를 90 ℃로 낮추어 액상/수증기분리기(470)로 들어가며, 기체인 NHO3는 냉각기(471)로 재차 이송하고 액상으로 변한 스팀은 폐수로 처리한다. 또한 냉각응축수공급배관(469)을 거친 냉각수는 냉각응축수주입펌프(474)로 냉각기(471)로 보내어 기체인 NHO3를 50 ℃로 냉각하여 NHO3저장탱크(472)로 보내 별도 사용처에 공급하고, 냉각응축수주입펌프(474)에서 나온 냉각수는 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)으로 공급한다. 아래 표 8은 녹스(NOx)를 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용 된다.
도 5 재생원유 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 4에서 NOx가 제거된 폐가스는 폐가스De-SOx로이송배관(461)을 거쳐 De-SOx장치(506)로 이송되고, 촉매NaOH저장탱크(501)에서 촉매NaOH주입펌프(504)를 사용하여 촉매수용액믹스탱크(502)로 촉매를 주입하며, 도 4의 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)을 통하여 냉각수를 냉각응축수주입펌프(503)로 촉매수용액믹스탱크(502)로 주수 이후 믹스하여 De-SOx장치(506)로 보내 스프레이로 뿌려지는데, 그 비율은 NaOH(10 wt%)와 물(90 wt%) 이다. 이러한 SOx혼합물은 SOx혼합물이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 보내고, 남은 폐가스는 폐가스건조기(507)를 거쳐 SOx확인분석기(508)에서 SOx 여부를 확인하는데, 필요시 도 4의 폐가스De-SOx로이송배관(461)의 유량을 조절하고, 촉매수용액펌프(505)에서 스프레이 량을 조절하며, SOx확인분석기(508)를 거친 폐가스는 SOx제거폐가스이송배관(517)을 거쳐 폐가스수분제거드럼(518)으로 유입되고, 폐가스프레어스택(519)에서 잔존 폐가스를 대기 중에 방출한다.
그리고 SOx혼합물이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 들어온 혼합물은 도 1의 고온스팀De-SOxSCR이송배관(44)으로 유입된 380 내지 400 ℃의 스팀을 사용하여 360 내지 370 ℃의 고온으로 높인 후 액상/수증기 분리기(511)를 거쳐 액상인 NaOH는 재생NaOH저장탱크(512)에서 냉각되어 고체화 된 후 재활용하고, 가스화된 H2SO4는 냉각기(513)로 들어간다. 냉각수는 도 4의 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)을 거쳐 냉각응축수공급펌프(516)로 냉각기(513)에 유입되어 냉각하고, 냉각기(513)를 거친 H2SO4는 150 ℃로 온도가 내려가서 액상/수증기분리기(514)에서 분리되어 액상인 H2SO4는 H2SO4저장탱크(515)에 저장되어 필요한 곳에 공급하고, 열교환기(510)에 사용한 스팀은 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 8의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(513)에 사용한 냉각수, 액상/수증기분리기(514)의 증기 및 도 18의 스팀냉각수이송배관(557)을 거쳐, 도 2의 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(72)을 거쳐 도 2의 냉각응축기(63)로 유입된다. 아래 표 9는 SOx를 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용 된다.
본 발명의 바이오디젤 생산 시스템 Package
도 6 바이오디젤 생산 시스템 중 바이오오일 생산과 첨가제 혼합장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
바이오디젤 생산기술은 코코넛유, 곡물유, 목화씨앗유, 올리브유, 보리, 야자수, 땅콩, 포도씨앗유, 콩, 해바라기, 아마유, 옥수수유, 유채 꽃씨에서 추출한 기름, 홍화유, 참깨유, 부채꽃유, 아주까리/피마자유, 유동나무유, 아보카도 열대과일 유, 자트로파유, 호호바 나무유, 미세조류, 쿠킹오일, 폐유, 돼지비계, 소기름 등을 이용하여 바이오디젤을 생산하는 것으로서, 절차는 다음과 같다.
위의 재료들을 회전전단파쇄기(101)에서 파쇄한 후, 수분건조기(102)로 보내어 수분을 제거하고, 이에 포함된 금속을 제거하기 위해 자기분리기(103)에서 금속을 제거하고, 비철금속을 제거하기 위해 비철분리기(104)에서 비철을 제거한 후, 공압분리기(105)에서 가루 내지 먼지는 별도 저장하고 파쇄된 연료는 성형기(106)에서 성형하여 회전전단압착기(107)에서 바이오오일을 생산한다. 생산된 바이오 오일은 바이오오일저장탱크(108)에 저장하며, 회전전단압착기(107)에서 발생한 찌꺼기는 수분제거기(109)에서 수분을 제거하고 펠릿제조기(110)에서 펠릿을 만들어 사료로 사용한다.
바이오오일저장탱크(108) 및 폐바이오오일저장탱크(111)에 저장된 각 바이오오일을 바이오오일이송펌프(112) 및 폐바이오오일이송펌프(121)를 사용하여 바이오오일및수용액믹스탱크(122)로 이송하며, H2SO4수용액첨가제저장탱크(113)에는 H2SO4(0.982 wt%)의 수용액을 만들어 저장하고, KOH또는NaOCH3수용액첨가제저장탱크(114)에는 ①KOH(1.24 wt%)와 ②NaOCH3(3.85 wt%)의 수용액 중 보다 경제적인 하나를 사용자가 결정하여 저장할 수 있으며, Methanol수용액첨가제저장탱크(115)에는 ①KOH(1.24 wt%)수용액을 사용했을 경우 Methanol(11.69 wt%)수용액, ②NaOCH3(3.85 wt%)수용액을 사용했을 경우 Methanol(26.79 wt%)수용액을 사용한다. H2SO4수용액첨가제저장탱크(113)에서 H2SO4수용액이송펌프(116)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하고, KOH또는NaOCH3수용액첨가제저장탱크(114)에서 KOH또는NaOCH3수용액이송펌프(117)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하고, Methanol수용액첨가제 저장탱크(115)에서 Methanol수용액이송펌프(118)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하여 이를 고루 섞어야 하는데, H2SO4수용액, KOH 또는 NaOCH3수용액, Methanol수용액의 비율은 아래 표 10과 같다.
상기 표 10 첨가제 수용액 비율에 맞추어 수용액믹스탱크(119)에서 고루 섞은 수용액을 수용액이송펌프(120)를 사용하여 바이오오일및수용액믹스탱크(122)에 이송하고 특히 상기 표 10의 1 안인 경우 첨가제 수용액을 58.4 %와 바이오오일 41.6 %, 2 안인 경우 첨가제 수용액을 58.9 %와 바이오오일 41.1 %을 고루 섞어 바이오오일및수용액열분해기이송펌프(123)를 사용하여 도 7의 열분해탱크(157)에 주입한다.
도 7 바이오디젤 생산 시스템 중 스팀 생산과 열분해탱크 및 증류기 장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
다음은 도 7 바이오디젤 생산 시스템 중 스팀 생산과 열분해탱크 및 증류기에 대한 설명으로서, 열분해탱크(157) 내부에 양자 이론을 기반으로 한 광전자 에너지를 이용하기 위해 광전자촉매동관(158)에 250 ℃의 스팀을 주입하고, 열분해탱크(157) 내부에 (161)광전자촉매라이닝동판 (5~10mm)를 설치하고, 스팀생산기(152) 내부에 광전자촉매라이닝(161)(5~10mm)인 동판을 설치하면, 광전자 에너지로 온도를 약 3 ℃ 올리므로 최종온도 400 ℃의 스팀을 발생시키기 위해 Heating 연료는 397 ℃의 열량만 필요로 한다. 그리고 도 8의 (211)냉각수 응축수 공급배관을 거친 냉각수와 (150)냉각 응축수 공급밸브와 (151)상온의 물 공급펌프로 스팀생산기(152) 내부로 주수를 하고 Heating을 가할 경우 (153)스팀열분해장치 공급배관을 거쳐 광전자촉매동관(158)으로 250℃의 스팀을 주입하면, 양자 기반의 광전자의 파장을 활용한 광전자로 인하여 115.7 ℃가 증가 되어 최종 평균 365.7 ℃까지 증가하고 그 과정에서 연료는 액상화 되어 증류기(160)의 증류기Bowl(163)로 들어간다.
증류기(160)의 증류기Bowl(163)에서 온도 400 ℃까지 올려도 가스화가 되지 않은 Bottom Product는 (162)Bottom Product 열분해탱크 재 이송펌프에 의하여 열분해탱크(157)로 재 이송되거나 (181)Bottom Product 확인밸브에서 재사용 여부를 확인 후 폐 처리한다. 여기서 증류기(160)의 각 Layer에 따라 가솔린, 등유, 디젤, 중질유를 100 %추출하기 위해 각 Layer마다 (182)촉매제 제올라이트를 투입하는데, 그 촉매제 제올라이트의 량은, 가솔린 층(Zeolite 6wt%), 등유 층(Zeolite 6wt%), 디젤 층(Zeolite 3wt%), 중질유 층(Zeolite 3wt%)으로 구분하여 촉매 층을 두어 수율(Yield) 100 % 이루도록 하였다. 더욱이 가솔린, 등유, 디젤, 중질유는 ASTM D 2892 TBP (True Boiling Point)에 따라 바이오디젤 Raw 연료에 대하여 사전에 검토하여야 한다.
스팀생산기(152)에서 스팀을 발생하기 위해 연소 연료를 사용하거나 플라즈마를 사용하는 경우가 있는데, 스팀생산기Heating연료및장치(155)인 플라즈마는 지역의 여건 등을 고려하여 선택하도록 하였다. 따라서 일반 연료인 LNG, Diesel, Gasoline, LPG, HOF, Coal를 사용하여 400℃까지 스팀을 생산하기 위한 스팀생산기(12)의 예를 들면, 스팀생산기(12)에서 4.42 m3의 상온의 물을 400 ℃까지 올리기 위한 열량은 24,446,110.12 kJ로서 이를 3600 sec로 나누어 전력량으로 표시하면 P= 6,790.59Kw가 소모되며, 이를 이용할 경우 CO2, NOx, Sox가 발생하므로 이를 제거하기 위해 도 9의 1차De-CO2(SCR)장치(413), 2차De-CO2(SCR)장치(414), 3차De-CO2(SCR)장치(415)로 폐가스가 이동된다. 상기의 스팀생산기(152)의 예인 4.42 m3의 상온의 물을 400 ℃까지 올리기 위해 필요한 연소 연료는 상기 도 1의 표 5와 같다.
그러나 스팀생산기Heating연료및장치(155)를 플라즈마로 하였을 경우 플라즈마는 주파수는 2.45 GHz, 파장은 1.2237*108nm(=1.2237*105μm)인 마이크로웨이브를 사용하여야 하며, 별도 연료를 사용하지 않고 산소 57.1 % 및 공기 42.9 %의 혼합 공기 22.47 m3/hr를 사용한다. 플라즈마 Heating 열량 대비 필요한 입력 열량은 상기 도 1의 표 6과 같이 나타난다.
또한 스팀생산기(153)에 연소 연료 사용시 CO2, NOx, SOx가 발생하여 Heating연료연소시폐가스이송배관(156)으로 도 9의 1차De-CO2장치(413)로 들어간다. 뿐만 아니라 플라즈마를 Heating 장치로 사용할 경우 공기중의 질소에 의하여 NOx가 0.323 g/hr 이 발생하여 도 10의 De-NOx(SCR)장치(458)로 들어간다.
그리고 스팀이 스팀생산기(152)와 스팀증류기공급배관(154)으로부터 광전자촉매라이닝(161)(5~10mm)인 동판을 내부에 설치한 증류기(160)의 증류기Bowl(163) 내부로 들어가는데, 광전자촉매동관(158)에서 연료가 액상일 경우 온도가 0.138 ℃밖에 증가되지 않으나 400 ℃의 스팀으로 인하여 증류기Bowl(163) 내부의 연료가 기화된다. 이 때 양자 이론을 기반으로 한 광전자파장에 의하여 184.2 ℃가 증가되어 가스화가 된 내부 연료 온도가 최종 580 ℃이상 되어 증류기Bowl(163)에서 상부 층으로 증기가 이동되고, 초기 열분해탱크(157)에서 기화된 가스는 증류기Bowl(163)로 들어와 J-T밸브(168)를 거쳐 액상화가 되어 다시 증류기Bowl(163)로 내려올 경우 기화되어 재차 증류기(160) 상부로 가스가 올라간다.
또한 광전자촉매동관(158)을 거쳐 나온 고온의 스팀은 고온스팀De-CO2SCR이송배관(176), 고온스팀De-NOxSCR이송배관(177), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(178), 물응축장치이송배관(179)으로 들어간다. 증류기Bowl(163)에서 가스화 된 연료가 증류기(160) 상부의 중질유층(167)에서 온도가 370 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어가고, 나머지 가스가 디젤층(166)으로 올라가 340 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어가고, 나머지 가스가 등유층(165)으로 올라가 200 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어가고, 최종적으로 남은 가스가 가솔린층(164)으로 올라가 150 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어간다.
고온의 액상 연료는 냉각기(169)로 들어가고, 냉각수는 냉각수공급펌프(170), 냉각수배출배관/물응축기이송배관(171)을 거쳐 도 8의 냉각응축기(202)로 유입되며, 고온의 액상 연료는 각각 100~120 ℃로 맞추어서 가솔린배출배관(172), 등유배출배관(173), 디젤배출배관(174), 중질유배출배관(175)에서 나와 도 8의 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214), 디젤액상/증기분리기(215), 중질유액상/증기분리기(216)로 각각 들어간다.
도 8 바이오디젤 생산 시스템 중 냉각 응축기와 연료분리기 및 생산 저장 장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
상기 도 7의 가솔린배출배관(172), 등유배출배관(173)의 유량이 110 ℃~120 ℃의 온도로 각각 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214)로 유입 되고, 디젤배출배관(174), 중질유배출배관(175)의 유량은 310 ℃의 온도로 각각 디젤액상/증기분리기(215), 중질유액상/증기분리기(216)에 들어가 액상과 증기로 분리되어, 액상 연료는 냉각기(218)로 들어가 온도 25 내지 30 ℃로 냉각되며, 냉각수는 냉각수공급펌프(217)로 공급하여 냉각에 사용 후 냉각수배출펌프(219)로 이송되고, 냉각수배출배관(220)과 연결되어 냉각응축기(202)로 유입된다. 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214)에서 분리된 110 내지 120 ℃의 증기는 스팀배출배관(221)을 거쳐 냉각기(228)로 유입되고, 디젤액상/증기분리기(215) 및 중질유액상/증기분리기(216)에서 나온 310 ℃ 증기는 스팀증기배출배관(222)을 거쳐 냉각기(223)로 들어가며, 냉각수공급펌프(224)로 냉각을 하고 냉각수는 냉각수배출배관(225)을 거쳐 냉각수배출배관(220)으로 이송한다. 그리고 310 ℃의 스팀이 스팀배출배관(222)을 거쳐 냉각기(223)로 유입되어 120 ℃로 냉각이 되면 액상/증기분리기(226)에서 액상의 글리콜이 생산되는데 바이오오일 대비 9.37 %가 생산된다. 생산된 글리콜은 재생글리콜저장탱크(227)에 저장하여 별도 필요지역에 공급하고, 액상/증기분리기(226)에서 분리된 증기는 스팀배출배관(221)으로 이송한다. 또한 스팀배출배관(221)의 120 ℃ 증기는 냉각기(228)로 주입되며, 냉각수공급펌프(229)로 공급된 냉각수를 이용하여 80 ℃로 냉각하고, 냉각에 사용한 냉각수는 냉각수배출배관(220)을 거쳐 냉각기(202)에 보내진다.
80℃로 냉각된 증기는 액상/증기분리기(230)로 들어가 물은 폐수 저장탱크로 들어가고, 재생메탄올은 가스화 되어 냉각기(232)로 들어가 냉각수공급펌프(233)로 공급된 냉각수를 이용하여 30 ℃로 냉각하여 재생메탄올저장탱크(238)에 저장된다. 사용한 냉각수는 냉각수배출배관(220)으로 이송되어 냉각응축기(202)로 들어가 냉각 응축수가 된다.
그리고 냉각기(218)에서 냉각된 바이오 연료는 가솔린저장탱크(234), 등유 저장탱크(235), 디젤저장탱크(236), 중질유저장탱크(237)로 들어가 저장되며, 도 7의 열분해탱크(157)의 광전자촉매동관(158)을 거친 스팀은 도 7의 열분해배출증기-물응축기이송배관(180)을 통하여 증기압축기(201)에서 온도를 하강(70 ℃) 시키고, 도 7의 증류기(160)의 증류기Bowl(163)내의 광전자촉매동관(158)을 거친 400 ℃의 일부 스팀 중 물응축장치이송배관(179)을 거친 스팀과 도 7의 냉각기(169)를 거친 냉각수는 냉각수배출배관/물응축기이송배관(171)을 거쳐 증기압축기(201)에서 온도를 하강(70 ℃) 시킨다.(상기 도 2의 증기압축기(62)의 공기저장탱크의 내용적으로 공기압축기의 부하/무부하 주기 참조)
뿐만 아니라 도 9의 De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(207), 도 10의 De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(208), 도 11의 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(209)이 서로 연결되어 냉각응축기(202)로 유입되고, 냉각수는 냉각수공급펌프(203)로 냉각응축기(202)에 주수하여 고온의 스팀을 60 내지 80 ℃로 응축 한 이후 냉각응축수공급펌프(204)를 사용하여 냉각응축수NOx(SCR)공급배관(210)을 거쳐 도 10의 냉각기(465)로 유입이 되며, 냉각응축기(202)에서 냉각된 응축수는 냉각응축수출구배관(205)을 거쳐 냉각응축수공급펌프(206)를 사용하여 일부 응축수는 냉각응축수 공급배관(211)을 통하여 도 7의 스팀생산기(152)로 들어가고, 일부 응축수는 냉각 응축수CO2(SCR)물공급배관(212)을 거쳐 냉각수로 공급한다.
도 9 바이오디젤 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 7의 (156)Heating 연료 연소시 폐가스 이송배관에 포함된 CO2를 제거하기 위해 De-CO2(SCR)장치로 전달하도록 하였으며, 재생 연료인 Leather, Paper, Cardboard, Textiles, Lignite(갈탄), Bituminous(역청탄), Anthracite(무연탄)를 사용하지 않고, 도 7의 스팀생산기(152)에서 연소 장치를 플라즈마로 할 경우 (433)폐가스 차단 밸브를 닫고 폐가스를 도 4의 De-NOx(SCR)장치로 바로 보내기 위해 (418)폐가스 De-Nox 이송배관으로 들어간다.
도 7의 스팀생산기(152)에서 연소 연료를 사용할 경우 폐가스가 폐가스차단밸브(433)를 거쳐 폐가스의 유량 240 m3/hr가 1차De-CO2장치(413)로 들어가고, 그와 동시에 CO2를 제거하기 위해 촉매제가 요구되는데, 촉매L-Alanine(C3H7NO2)(401)을 촉매L-Alanine주입펌프(402)로 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)로 투입하고, 도 8의 냉각응축수De-CO2(SCR)물공급배관(212)을 거쳐, 물주입펌프(404)로 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)에 주수한 후 이를 L-Alanine(8.0 wt%)와 물(92 wt%)의 비율로 믹스한다. 또한 촉매KOH저장탱크(406)에서 촉매KOH주입펌프(407)로 촉매KOH수용액믹스탱크(408)로 투입하고, 도 8의 냉각응축수De-CO2(SCR)물공급배관(212)을 거쳐, 물주입펌프(409)로 촉매KOH수용액믹스탱크(408)로 주수한 후 이를 KOH(7.0 wt%)와 물(93 wt%)의 비율로 믹스한다. 이렇게 혼합된 촉매인 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)의 수용액을 L-Alanine수용액주입펌프(405)로 촉매수용액믹스탱크(411)에 50 %를 주입하고, 촉매KOH수용액믹스탱크(408)의 수용액을 KOH수용액주입펌프(410)로 촉매수용액믹스탱크(411)에 50 %를 주입하여 고루 섞은 다음 촉매수용액이송펌프(412)를 사용하여 1차De-CO2장치(413), 2차De-CO2장치(414), 3차De-CO2장치(415)로 보내지는데, CO2가 포함된 폐가스가 1차De-CO2장치(413)에 240 m3/hr의 유량으로 주입되고 촉매수용액을 1차De-CO2장치(413)에서 스프레이로 뿌릴 경우 1차적으로 CO2 92.95 %가 H2CO3로 액상이 되고, 2차적으로 2차De-CO2장치(414)에서 99.503 %가 액상이 되며, 마지막으로 3차De-CO2장치(415)에서 CO2는 99.965 %까지 H2CO3로 액상이 된다. 이러한 상온의 액상 수용액이 CO2혼합물이송배관(419)으로 들어가고 나머지 폐가스는 폐가스건조기(416)를 거쳐, CO2확인분석기(417)에서 CO2포함 비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매 수용액 유량을 조절하여 폐가스De-Nox로이송배관(418)으로 보내진다.
400 ℃의 고온의 스팀이 도 7의 (176)고온 스팀 CO2 SCR 이송배관을 거쳐, 열교환기(420)에 들어오고, 액상 수용액이 CO2혼합물이송배관(419)을 거쳐 들어오면 고온의 스팀으로 인해 열교환기(420)에서 250 ℃까지 온도가 올라가고 L-Alanine는 212.9 ℃에서 기화되어 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고 액상인 KOH, H2CO3는 열교환기(421)로 들어가서 도 8의 (207)De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관으로 공급된다. 이후 열교환기(421)에서 380℃로 온도가 올라가고 H2CO3는 333.6 ℃에서 기화되어 기체 상태로 냉각기(423)로 들어가고, 액상인 KOH는 재생KOH저장탱크(422)에 저장되어 재활용하며, 냉각기(423)로 들어간 H2CO3는 냉각응축수공급펌프(431)로 냉각수를 공급하여 온도를 120 ℃ 낮추어 H2CO3저장탱크(424)로 저장되어 별도 사용처로 공급하며, 이 때 일부 수분이 있다면 수증기는 자연스럽게 외부로 배출된다.
그리고 250 ℃까지 올라간 L-Alanine는 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가서 도 8의 (212)냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관에서 공급된 냉각수를 (426)냉각 응축수 공급 펌프로 냉각기(425)에 주수하여 온도를 150 ℃까지 낮춘 후, 액상/수증기분리기(427)에서 수증기는 냉각기(429)로 들어가며, 액상인 L-Alanine는 재생L-Alanine저장탱크(428)로 들어가 냉각되어 고체화 된 후 재활용한다. 이후 냉각기(429)로 들어간 스팀은 도 8의 (212)냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관에서 공급된 냉각수가 냉각기(429)로 주수되어 150℃의 증기를 90℃이하의 액상으로 만들고 도 8의 (207)De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관을 거쳐 도 8의 냉각응축기(202)로 들어간다.
열교환기(420)에서 나온 온도 250 ℃ 수증기와 (421) 열교환기에서 나온 온도 380 ℃ 수증기는 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 18의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(423)에서 나온 100℃의 수증기는 냉각응축기(430)에서 일부 증기가 응축수가 되어 도 8의 (207)De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관을 거쳐 도 8의 냉각응축기(202)로 들어간다.
냉각 응축수는 도 8의 (212)냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관을 거쳐 냉각응축수공급배관(432)을 통해 도 10의 물주입펌프(456)를 사용하여 도 10의 촉매수용액믹스탱크(455)로 들어간다. 상기 도 3의 표 7은 CO2를 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용된다.
도 10 재생원유 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 9의 폐가스De-Nox로이송배관(418)을 거친 폐가스는 De-NOx(458)장치로 들어가는데, 이 경우 NOx를 제거하기 위해 촉매제가 필요하여 촉매NaClO2(451) 저장탱크에서 NaClO2를 촉매NaClO2주입펌프(453)를 이용하여 촉매수용액믹스탱크(455)에 주입하고, 촉매H2SO4저장탱크(452)에서 H2SO4를 촉매H2SO4주입펌프(454)를 사용하여 촉매수용액믹스탱크(455)로 주입하여, 촉매 NaClO2(10 wt%), 촉매 H2SO4(0.15 wt%) 및 물(89.95 wt%)을 섞은 수용액을 만들어 촉매수용액주입펌프(457)로 De-NOx(458)장치로 주입한 후 스프레이로 뿌린다. 이러한 혼합물은 NOx혼합물이송배관(462)을 통하여 열교환기(463)로 들어가고 나머지 폐가스는 폐가스건조기(459)를 거쳐, NOx확인분석기(460)에서 NOx 포함비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매 수용액 유량을 조절하여 폐가스De-SOx로이송배관(461)으로 보내진다.
열교환기(463)로 들어온 NOx혼합물은 도 7의 (177)고온 스팀 De-NOx SCR 이송배관을 거친 400 ℃의 고온 스팀으로 인해 온도가 380 ℃까지 올라가서 NHO3, H2SO4 및 수증기는 냉각기(465)로 이송하고, 액상으로 남은 NaClO2는 재생NaClO2저장탱크(464)에서 냉각되어 고체화 된 후 재활용하며, 냉각수를 도 8의 (210)냉각 응축수 De-NOx(SCR) 공급배관을 거쳐 냉각응축수주입펌프(474)로 냉각기(465)에 공급하여 냉각기(465)로 들어온 NHO3, H2SO4가스를 200℃로 냉각한 후 액상/수증기분리기(466)로 들어가면, 액상인 H2SO4는 재생H2SO4저장탱크(467)에 저장되어 재활용되며, 냉각기(465)에서 나온 200℃의 스팀및열교환기(463)에서 나온 380 ℃의 고온의 스팀은 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 18의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(468)에서 나온 냉각수, 냉각기(471)에서 나온 냉각수들은 도 8의 (208)De-NOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관을 거쳐, 도 8의 냉각기(202) 응축기로 들어간다. 액상/수증기분리기(466)의 200 ℃의 가스는 냉각기(468)로 들어가고, 도 8의 (210)냉각 응축수 De-NOx(SCR) 공급배관을 거쳐, 냉각응축수공급배관(432)으로 공급된 냉각수를 냉각응축수주입펌프(474)를 사용하여 냉각응축수공급배관(469)을 거쳐 냉각기(468)로 주수하여 온도를 90 ℃로 낮춘 후 액상/수증기분리기(470)로 들어가 기체인 NHO3는 냉각기(471)로 재차 이송하고 액상 스팀은 폐수로 처리한다. 냉각응축수공급배관(469)을 거친 냉각수는 냉각응축수주입펌프(474)로 냉각기(471)로 보내어 기체인 NHO3의 온도를 50 ℃로 냉각하여 NHO3저장탱크(472)로 보내 별도 사용처에 공급하고, 냉각응축수주입펌프(474)에서 나온 냉각수는 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)으로 공급한다.
상기 도 4의 표 8은 NOx를 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용된다.
도 11 재생원유 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 10 에서 NOx가 제거된 폐가스는 폐가스De-SOx로이송배관(461)을 거쳐 De-SOx장치(506)로 유입이 되고, NaOH를 촉매NaOH저장탱크(501)에서 촉매NaOH주입펌프(504)를 사용하여 촉매수용액믹스탱크(502)로 주입하고, 도 10 의 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)을 거쳐 냉각응축수주입펌프(503)로 냉각수를 (502) 촉매수용액 믹스탱크로 주수하여 NaOH(10 wt%)와 물(90 wt%) 비율로 믹스한 후 De-SOx장치(506)로 주입하여 스프레이 뿌린다. 이러한 SOx혼합물은 SOx혼합물이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 보내고, 남은 폐가스는 폐가스건조기(507)를 거쳐 SOx확인분석기(508)에서 SOx 여부를 확인하고 필요 시 도 10 의 폐가스De-SOx로이송배관(461)의 유량과 촉매수용액주입펌프(505)에서 스프레이 유량을 조절한다. SOx확인분석기(508)를 거친 폐가스는 SOx제거폐가스이송배관(517)으로 폐가스수분제거드럼(518)으로 유입되고, 폐가스프레어스택(519)에서 잔존 폐가스를 대기 중에 방출한다.
그리고 SOx혼합물이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 들어온 혼합물은 도 7 의 (178)고온 스팀 De-SOx SCR 이송배관으로 유입된 380 내지 400 ℃의 스팀을 사용하여 고온 360 내지 370 ℃로 높인 후 액상/수증기 분리기(511)에서 액상인 NaOH는 재생NaOH저장탱크(512)에 냉각되어 고체화 된 후 재활용하며, 가스화 된 H2SO4는 냉각기(513)로 들어간다. 도 10 의 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)을 거친 냉각수는 냉각응축수공급펌프(516)로 냉각기(513)에 주입하고, 냉각기(513)를 거친 H2SO4는 150℃로 온도가 저하된 후 액상/수증기분리기(514)에서 분리되어 액상인 H2SO4는 H2SO4저장탱크(515)에서 냉각되어 필요한 곳에 공급하고, 열교환기(510)에 사용한 스팀은 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 18 의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(513)에 사용한 냉각수, 액상/수증기분리기(514)의 증기 및 도 18 의 스팀냉각수이송배관(557)을 거쳐, 도 8 의 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(209)을 거쳐 도 8 의 냉각응축기(202)로 유입된다. 상기 도 5의 표 9는 SOx 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용된다.
본 발명의 바이오에탄올 생산 시스템 Package
도 12 바이오에탄올 생산 시스템 중 액상가수분해탱크 및 스팀생산기와 액상고체분리기 장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
바이오에탄올 생산기술은 녹말가루, 옥수수 전분, 옥수수 줄기, 수수, 쌀, 밀, 보리, 귀리, 덩이줄기, 덩이뿌리인 감자, 고구마, 뚱단지(예루살렘 아티초크), 설탕류인 사탕무우, 사료무우, 사탕수수, 원목류인 아까시나무, 버드나무, 도금양과의 상록 교목인 소나무, 잔디, 지팽이풀(스위치그래스)등을 이용하여 바이오에탄올을 생산하는 것으로서, 절차는 다음과 같다.
위의 재료들을 (251)회전전단파쇄기에서 파쇄한 후, 수분건조기(252)로 들어가 수분을 제거하고, 이에 포함된 금속을 제거하기 위해 자기분리기(253)에서 금속을 제거하고, 비철금속을 제거하기 위해 비철분리기(254)에서 비철을 제거하고, 공압분리기(255)로 들어가 가루 내지 먼지는 별도 저장한 후, 파쇄된 바이오매스를 수용액믹스탱크(258)에 주입하고, H2SO4수용액첨가제저장탱크(256)에서 H2SO4(1.5 wt%)를 H2SO4수용액이송펌프(257)를 사용하여 수용액 믹스탱크(258)에 주입함과 동시에 상온의물공급펌프(281)를 이용하여 상온물저장탱크(282)로 주수하여 상온물저장탱크(282)로부터 20 내지 30 ℃의 물을 수용액믹스탱크(258)에 공급하여 서로 잘 섞어서 액상가수분해탱크(259)로 보낸다. 이 때 수용액믹스탱크(258)에 주입되는 첨가제 및 바이오매스 수용액 비율은 다음 표 11과 같다.
다음은 바이오에탄올 생산 시스템 중 스팀 생산과 액상가스분해탱크(259)에 대한 설명으로서, 액상가스분해탱크(259) 내부에 양자 이론을 기반으로 한 광전자 에너지를 이용하기 위해 액상가스분해탱크(259) 내부에 광전자촉매동관(260)과 광전자 촉매 동 라이닝(5~10mm)(261)을 설치하여 광전자촉매동관(260)의 70 ℃ 물이 광전자 에너지로 인하여 90 ℃ 내지 100 ℃로 높아진다. 스팀생산기(262)에는 물공급배관(266) 및 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 물을 공급하는데, 스팀생산기(262) 내부에 광전자촉매동라이닝(5~10mm)(261)인 동판을 설치하여 광전자 에너지로 온도를 약 3 ℃를 올리므로 최종온도 400 ℃의 스팀을 발생하기 위해 Heating 연료는 397 ℃의 열량만 필요로 한다. 그리고 광전자촉매동관(260)을 거친 70 ℃의 고온의 물은 70℃물배출수공급배관(269)으로 들어가고, 일부는 냉각응축기(265)로 들어가서 냉각수가 되는데, 물공급배관(266) 및 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 냉각응축기(265)에 물을 주수하여 냉각한다. 냉각 응축수 및 사용된 냉각수는 냉각응축수공급펌프(268)를 사용하여 물공급배관(266)에 연결하며, 재차 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 냉각응축기(265)에 들어가고 70℃의 물은 재차 70℃물액상가수분해탱크공급배관(263)을 거쳐 광전자촉매동관(260)으로 들어간다.
스팀생산기(262)에서는 400℃의 스팀을 생산하여 400℃스팀공급배관(264)을 거쳐 일부는 냉각응축기이송배관(275)으로 들어가고, 고온스팀De-CO2SCR이송배관(276), 고온스팀De-NOxSCR이송배관(277), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(278)으로 이송 된다. 그리고 스팀생산기(262)의 예인 4.42 m3의 상온의 물을 400 ℃까지 올리기 위해 필요한 연소 연료는 상기 도 1의 표 5와 같다.
그러나 스팀생산기Heating연료및장치(283)를 플라즈마로 하였을 경우 플라즈마는 주파수는 2.45 GHz, 파장은 1.2237*108 nm(=1.2237*105 μm)인 마이크로웨이브를 사용하여야 하고, 별도 연료를 사용하지 않고 산소 57.1 % 및 공기 42.9 %의 혼합 공기 22.47 m3/hr을 사용하며, 플라즈마 Heating 열량 대비 필요한 입력 열량은 상기 도 1의 표 6과 같이 나타난다. 또한 스팀생산기(262)에 연소 연료 사용시 CO2, NOx, SOx가 발생하므로 스팀생산기Heating연료및장치(283)에서 연소 연료 사용시 폐가스는 이송배관인 Heating연료연소시폐가스이송배관(279)으로 도 15의 1차De-CO2장치(413)로 들어간다. 뿐만 아니라 플라즈마를 Heating 장치로 사용할 경우 공기중의 질소에 의하여 NOx가 0.323g/hr이 발생하여 도 16의 De-NOx(SCR)장치(458)로 들어간다.
액상가수분해탱크(259)에서 충분히 가수분해가 된 에탄올 바이오매스 액상은 고체/액체주입펌프(270)를 사용하여 고체/액체분리기(271)로 들어가고 액체는 중화믹스탱크(273)로 주입되는데, 중화를 위해 NaOH(14~18wt%) 내지 Ca(OH)2(1.15wt%)를 NaOH또는Ca(OH)2수용액첨가제저장탱크(272)에서 펌프를 사용하여 중화믹스탱크(273)로 주입하고 고루 섞어 30~40℃의 액상을 만든 다음 효소탱크로공급배관(274)을 거쳐 도 13의 액상펌프(314)로 이송을 하고, 고체/액체분리기(271)에서 나온 고체는 고체이송차량(280)으로 도 14의 수분제거기(354)로 이송한다.
도 13 바이오에탄올 생산 시스템 중 효소가수분해 및 발효탱크와 액체고체분리기 장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
다음은 도 13 바이오에탄올 생산 시스템 중 효소가수분해 및 발효탱크와 액체고체분리기에 대한 설명으로서, 도 14의 냉각기(359)에 사용한 냉각수를 도 14의 냉각수이송배관(360)을 통해 냉각응축기(302)로 주입하고, 도 12의 냉각응축기이송배관(275)을 거친 400 ℃의 스팀은 증기압축기(301)를 거치면서 온도를 70 ℃로 낮추어(상세한 내용은 도 2의 증기압축기(62)를 참조할 것) 냉각응축기(302)로 이송하며, 25 내지 30 ℃의 냉각 응축수는 냉각응축수이송배관(321)으로 도 15의 (403)촉매 L-Alanine수용액 믹스탱크 및 (408)촉매 KOH수용액 믹스탱크로 보내고 일부 냉각 응축수는 (303)냉각 응축수 펌프로 이송된다. 도 12에서 30 내지 40 ℃로 중화된 액상은 효소탱크로공급배관(274)을 거쳐 액상펌프(314)를 사용하여 (305)효소 믹스탱크로 들어가고, 동시에 (304)효소 저장탱크에서 효소(0.24wt%)를 (315)효소 이송펌프로 (305)효소 믹스탱크에 주입하여 고루 섞은 후 (316)효소수용액 이송펌프를 사용하여 1차 효소가수분해믹스탱크(306)에 주입하고, 25 내지 30 ℃의 냉각 응축수를 냉각 응축수 펌프(303)를 사용하여 1차 효소가수분해믹스탱크(306) 및 2차 효소가수분해믹스탱크(307)의 (322)광전자 촉매 동관으로 공급하면 광전자 에너지로 인해 내부의 효소 수용액의 온도를 40 내지 50 ℃까지 올리게 된다. 그리고 (306)1차 효소가수분해믹스탱크에서 나온 당화 수용액을 (317)당화 수용액 이송펌프로 (307)2차 효소가수분해믹스탱크로 보내어 충분히 가수분해를 한 다음 가수분해에 사용한 25 내지 30 ℃의 물은 (323)응축기 공급 배관으로 보내어 도 14의 냉각응축기(362)로 보내진다.
(307)2차 효소가수분해믹스탱크에서 나온 당화 수용액을 (328)당화 수용액 이송펌프를 이용하여 (309)효모 믹스탱크로 이송함과 동시에 (308)효모 저장탱크에서 (329)효모 이송펌프를 사용하여 효모(0.05 wt%)를 (309)효모 믹스탱크로 보내어 고루 섞은 다음 (330)효모 수용액 이송펌프를 이용하여 (311)1차 발효탱크로 보내고, (303)냉각 응축수 펌프를 사용하여 (310)냉각기로 보낸 25 내지 30 ℃의 물을 (320)상온 물 공급펌프를 사용하여 공급된 냉각수로 20 내지 25 ℃로 냉각한다. 사용된 냉각수는 냉각수 20 내지 25 ℃의 배관에 연결하여 (311)1차 발효탱크 및 (312)2차 발효탱크 내의 (322)광전자 촉매 동관으로 주입되어 발효탱크 내의 온도를 광전자 에너지를 이용하여 28~33℃<36℃로 맞추고, (311)1차 발효탱크에서 일부 발효된 액상은 (319)발효액 2차 발효탱크 이송펌프를 사용하여 (312)2차 발효탱크로 보내어 최종 24시간 동안 발효 이후 (331)2차 발효액 이송배관을 통하여 (313)고체/액체 분리기로 들어간다. 그리고 (322)광전자 촉매 동관을 거친 20~25℃의 물은 (324)응축기 공급배관을 거쳐 도 14의 냉각응축기(362)로 들어가고, (313)고체/액체 분리기에서 분리한 액상은 (325)에탄올 액상 이송배관에 주입이 되고, 고체는 (326)고체 이송차량으로 도 14의 (354)수분 제거기에 주입 된다.
도 14 바이오에탄올 생산 시스템 중 에탄올 증류기 및 에탄올 생산 장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 13의 (325)에탄올 액상 이송배관을 거친 액상은 (351)증류기로 들어가고, 도 12의 (269)70℃ 물 배출수 공급배관을 거친 70℃의 고온수는 (351)증류기 내의 (353)광전자 촉매동관으로 주입되어 양자 이론 기반의 광전자 에너지로 (351)증류기 내부의 온도를 90~95℃<100℃로 유지시키고, 고온물응축기이송배관(357)을 거쳐 냉각응축기(362)로 유입되며, (351)증류기 내의 에탄올 가스는 (358)고온 증기 에탄올 공급배관을 거쳐 냉각기(359)로 들어간다. 도 13의 냉각응축기(302)로부터 냉각응축수이송배관(321)을 통하여 냉각수가 주입되고 (368)냉각 응축수 이송펌프를 사용하여 냉각기(359)에 주입되어 90 ℃의 에탄올을 30 ℃로 온도를 낮추게 되며, 이러한 액상 에탄올은 (361)냉각 에탄올 저장탱크에 저장되며, 냉각기(359)에 사용된 냉각수는 (360)냉각수 이공배관을 거쳐 도 13의 냉각응축기(302)로 들어간다.
또한 (351)증류기 내부의 온도가 90~95℃<100℃로 유지하고 있으므로 기화된 에탄올은 (358)고온 증기 에탄올 공급배관으로 들어가나, 내부의 물은 액상으로서 (352)고체/액체 분리기에서 분리되어 물은 폐수로 처리하고, 고체는 (354)수분 제거기로 들어간다. 뿐만 아니라 De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(365), De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(366), De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(367), 도 13의 (306)1차 효소가수분해믹스탱크 및 (307)2차 효소가수분해믹스탱크의 광전자촉매동관(322)을 거쳐 나온 온수는 (323)응축기 공급배관을 통하여 (362)냉각응축기로 유입되며, 도 13의 (311)1차 발효탱크 및 (312)2차 발효탱크 내의 광전자촉매동관(322)을 거쳐 나온 온수는 (324)응축기 공급배관 거쳐 고온물응축기이송배관(357)에 연결되어 냉각응축기(362)로 유입된다.
도 15 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-CO2(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 12의 (279)Heating연료 연소시 폐가스 이송배관에 포함된 CO2를 제거하기 위해 폐가스를 De-CO2(SCR)장치로 전달하도록 하였으며, 재생 연료인 Leather, Paper, Cardboard, Textiles, Lignite(갈탄), Bituminous(역청탄), Anthracite(무연탄)를 사용하지 않고, 도 12의 스팀생산기(262)에서 연소 장치를 플라즈마로 할 경우 폐가스차단밸브(433)를 닫고 폐가스는 (418)폐가스 De-Nox 이송배관을 통하여 4의 De-NOx(SCR)장치로 바로 들어간다. 그러나 도 13의 (311)1차 발효탱크 및 (312)2차 발효탱크에서 발생한 CO2는 (327)CO2 발생 이송배관을 거쳐 유량 240m3/hr 이내로 1차De-CO2장치(413)로 들어간다.
도 12의 스팀생산기(262)에서 연소 연료를 사용할 경우 폐가스는 폐가스차단밸브(433)를 거쳐 240m3/hr 유량으로 1차De-CO2장치(413)로 들어가고, 그와 동시에 CO2를 제거하기 위해 촉매제가 요구되므로, 촉매 L-Alanine(C3H7NO2)을 (401)촉매 L-Alanine 저장탱크에서 (402)촉매 L-Alanine 주입펌프로 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)로 투입하고, 도 13의 냉각응축수이송배관(321)을 거쳐 물주입펌프(404)로 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)에 주수하여 L-Alanine(8.0 wt%)와 물(92 wt%) 비율로 믹스하며, 촉매 KOH를 촉매KOH저장탱크(406)에서 촉매KOH주입펌프(407)로 촉매KOH수용액믹스탱크(408)로 투입하고, 도 13의 냉각응축수이송배관(321)을 거쳐 물주입펌프(409)로 촉매KOH수용액믹스탱크(408)로 주수하여 KOH(7.0 wt%)와 물(93 wt%) 비율로 믹스한다. 이러한 촉매인 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)의 수용액을 L-Alanine수용액주입펌프(405)로 촉매수용액믹스탱크(411)에 50%를 주입하고, 촉매KOH수용액믹스탱크(408)의 수용액을 KOH수용액주입펌프(410)로 50 %를 촉매수용액믹스탱크(411)에 주입하여 고루 섞은 다음 촉매수용액이송펌프(412)를 사용하여 1차De-CO2장치(413), 2차De-CO2장치(414), 3차De-CO2장치(415)로 보내는데, CO2가 포함된 폐가스가 1차De-CO2장치(413)에 240 m3/hr의 유량으로 주입되고 촉매수용액을 1차De-CO2장치(413)에서 스프레이로 뿌릴 경우 1차적으로 CO2가 92.95 %가 H2CO3로 액상이 되고, 2차적으로 2차De-CO2장치(414)에서 99.503 %가 액상이 되며, 마지막으로 3차De-CO2장치(415)에서 CO2는 99.965 %까지 H2CO3로 액상이 된다. 이러한 상온의 액상 수용액이 CO2혼합물이송배관(419)으로 들어가고 나머지 폐가스는 폐가스건조기(416)를 거쳐 CO2확인분석기(417)에서 CO2 포함비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매 수용액 유량을 조절하여 폐가스De-Nox로이송배관(418)으로 보내진다.
400 ℃의 고온의 스팀이 도 12의 고온스팀De-CO2SCR이송배관(276)을 거쳐 열교환기(420)에 들어오고 액상 수용액이 CO2혼합물이송배관(419)을 거쳐 열교환기(420)에 들어오면 고온의 스팀으로 인해 열교환기(420)에서 혼합물의 온도가 250 ℃까지 올라가서 L-Alanine는 212.9 ℃에서 기화되어 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고, 액상인 KOH, H2CO3는 열교환기(421)로 들어가서 도 12의 고온스팀CO2SCR이송배관(276)으로 공급된 고온의 스팀으로 인하여 열교환기(421)에서 380 ℃까지 온도가 올라가서 H2CO3는 333.6℃ 에서 기화되어 기체 상태로 냉각기(423)로 들어가고, 액상인 KOH는 재생KOH저장탱크(422)로 들어가서 재활용한다. 냉각기(423)로 들어간 H2CO3는 냉각응축수공급펌프(431)로 공급된 냉각수로 온도를 120 ℃로 낮추어 H2CO3저장탱크(424)로 들어가 별도 사용처로 공급하며, 이 때 일부 수분이 있다면 자연스럽게 수증기는 외부로 배출된다.
그리고 250 ℃까지 올라간 L-Alanine는 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고 도 14의 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(363)을 통하여 냉각수가 냉각응축수공급펌프(426)로 냉각기(425)에 주수되어 온도를 150 ℃까지 내린 후, 액상/수증기분리기(427)에서 수증기는 냉각기(429)로 들어가고, 액상인 L-Alanine는 재생L-Alanine저장탱크(428)로 들어가 냉각되어 고체화 된 후 재활용된다. 냉각기(429)로 들어간 스팀은 도 14의 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(363)에서 공급된 냉각수가 냉각기(429)로 들어가 150 ℃의 증기를 90 ℃이하로 낮추어 스팀을 액상으로 만든 후 도 14의 De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(365)을 거쳐 도 14의 냉각응축기(362)로 들어간다.
열교환기(420)에서 나온 온도 250℃ 수증기와 열교환기(421)에서 나온 온도 380 ℃ 수증기는 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 18의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(423)에서 나온 100 ℃ 수증기는 냉각응축기(430)에서 일부 증기가 응축수가 되어 도 14의 De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(365)을 거쳐 도 14의 냉각응축기(362)로 들어가고, 도 14의 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(363)과 냉각응축수공급펌프(431)를 거쳐 냉각응축수공급배관(432)을 통하여 도 16의 물주입펌프(456)로 도 16의 촉매수용액믹스탱크(455)로 들어간다. 상기 도 3의 표 7은 CO2를 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용된다.
도 16 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-NOx(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 15의 CO2확인분석기(417)를 통해 폐가스De-Nox로이송배관(418)을 거친 폐가스는 De-NOx(458)장치로 들어가고, 이 경우 NOx를 제거하기 위해 촉매제가 필요하므로 NaClO2를 촉매NaClO2(451) 저장탱크에서 촉매NaClO2주입펌프(453)를 이용하여 촉매수용액믹스탱크(455)로 주입하고, H2SO4를 촉매H2SO4저장탱크(452)에서 촉매H2SO4주입펌프(454)를 사용하여 촉매수용액믹스탱크(455)로 주입하여 촉매NaClO2(10 wt%), 촉매H2SO4(0.15 wt%) 및 물(89.95 wt%) 비율로 수용액을 만들어 촉매수용액주입펌프(457)로 De-NOx(458)장치로 주입하여 스프레이로 뿌린다. 이렇게 만들어진 NOx혼합물은 NOx혼합물이송배관(462)으로 들어가고 나머지 폐가스는 폐가스건조기(459)를 거쳐 NOx확인분석기(460)에서 NOx 포함비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매 수용액 유량을 조절하여 폐가스De-SOx로이송배관(461)으로 보내진다.
NOx혼합물이송배관(462)으로 들어온 NOx혼합물은 열교환기(463)로 들어가고 도 12의 고온스팀De-NOxSCR이송배관(277)을 거친 400 ℃의 고온 스팀으로 인해 열교환기(463)에서 380 ℃까지 온도가 올라가서 NHO3, H2SO4 및 수증기는 냉각기(465)로 이송하고, 액상으로 남은 NaClO2는 재생NaClO2저장탱크(464)에서 냉각되어 고체화 된 후 재활용하며, 냉각기(465)로 들어온 NHO3, H2SO4가스는 도 14의냉각응축기(362)와 도 14의 냉각응축수NOx(SCR)공급배관(364)을 거쳐 냉각응축수주입펌프(474)로 냉각기(465)에 주입된 냉각수에 의해 200 ℃로 냉각되어 액상/수증기분리기(466)로 들어간다. 이후 액상인 H2SO4는 재생H2SO4저장탱크(467)로 들어가 재활용되며, 냉각기(465)에서 나온 200 ℃의 스팀과 스팀및열교환기(463)에서 나온 380 ℃의 고온의 스팀은 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 18의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(468)에서 나온 냉각수, 냉각기(471)에서 나온 냉각수들은 도 14의 De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(366)을 거쳐 도 14의 냉각기응축기(362)로 들어간다. 액상/수증기분리기(466)의 200℃ 가스는 냉각기(468)로 들어가서 도 15의 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(363)과 도 15의 냉각응축수공급펌프(431)를 거치고 냉각응축수공급배관(432)을 거쳐 냉각응축수주입펌프(474)를 사용하여 냉각응축수공급배관(469)을 통해 냉각기(468)로 주수된 냉각수에 의해 온도를 90 ℃로 낮추어 액상/수증기분리기(470)로 들어가 기체인 NHO3는 냉각기(471)로 재차 이송하고 액상 스팀은 폐수로 처리하며, 냉각응축수공급배관(469)을 거친 냉각수를 냉각응축수주입펌프(474)로 냉각기(471)로 보내어 기체인 NHO3를 50 ℃로 냉각하여 NHO3저장탱크(472)로 보내 별도 사용처에 공급하고, 냉각응축수주입펌프(474)에서 나온 냉각수는 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)으로 공급한다. 상기 도 4의 표 8은 NOx를 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용된다.
도 17 바이오에탄올 생산 시스템 중 De-SOx(SCR)장치에 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
도 16에서 NOx가 제거된 폐가스는 폐가스De-SOx로이송배관(461)을 거쳐 De-SOx장치(506)로 유입이 되고, 촉매NaOH저장탱크(501)에서 NaOH를 촉매NaOH주입펌프(504)를 사용하여 촉매수용액믹스탱크(502)로 주입하고, 도 16의 냉각응축수주입펌프(474)와 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)을 거쳐 냉각응축수주입펌프(503)로 촉매수용액믹스탱크(502)로 주수하여 NaOH(10 wt%)와 물(90 wt%) 비율로 믹스하여 수용액을 만든 후 De-SOx장치(506)로 주입하여 스프레이 뿌린다. 이렇게 만들어진 SOx혼합물은 SOx혼합물이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 보내고, 남은 폐가스는 폐가스건조기(507)를 거쳐 SOx확인분석기(508)에서 SOx 여부를 확인하는데, 필요 시 도 16의 폐가스De-SOx로이송배관(461)의 유량을 조절하고 촉매수용액주입펌프(505)에서 스프레이 유량을 조절하며, SOx확인분석기(508)를 거친 폐가스는 SOx제거폐가스이송배관(517)을 거쳐 폐가스수분제거드럼(518)으로 유입되고 폐가스프레어스택(519)에서 잔존 폐가스를 대기 중에 방출한다.
그리고 SOx혼합물이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 들어온 혼합물은 도 12의 고온스팀De-SOxSCR이송배관(278)으로 유입된 380 내지 400 ℃의 스팀을 사용하여 360 내지 370 ℃의 고온으로 높인 후 액상/수증기 분리기(511)에서 액상인 NaOH는 재생NaOH저장탱크(512)에 냉각되어 고체화 된 후 재활용한다. 가스화 된 H2SO4는 냉각기(513)로 들어가서 도 16의 냉각응축수주입펌프(474)와 도 16의 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관(473)을 거쳐 냉각응축수공급펌프(516)로 냉각기(513)로 공급된 냉각수에 의해 온도가 150 ℃로 저하된 후 액상/수증기분리기(514)에서 분리되어 액상인 H2SO4는 H2SO4저장탱크(515)에서 냉각되어 필요한 곳에 공급하고, 열교환기(510)에 사용한 스팀은 고온완충탱크이송배관(550)에 연결되어 도 18의 고온스팀완충탱크(551)로 들어가고 그 외의 냉각기(513)에 사용한 냉각수, 액상/수증기분리기(514)의 증기 및 도 18의 스팀냉각수이송배관(557)을 거쳐, 도 14의 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(367)을 거쳐 도 14의 고온물응축기이송배관(357)에 연결하여 도 14의 냉각응축기(362)로 유입된다. 상기 도 5의 표 9는 SOx를 제거하기 위한 촉매제의 끓는점과 녹는점을 사용하여 촉매제를 재활용하는데 이용 된다.
본 발명의 스팀 터빈 발전기 Package의 설명
도18 스팀 터빈 발전기 대하여 아래 내용과 같이 본 발명의 실시 예를 상세히 설명한다.
다음은 스팀 생산기에서 생산한 400℃의 고온 스팀이 De-CO2(SCR) System, De-NOx(SCR) System, De-SOx(SCR) System으로 들어가 촉매제를 재생한 이후 380 ℃의 고온 스팀을 Steam Buffer Tank에서 이를 모은 다음 Steam Compressor를 이용하여 온도를 310 ℃, 90 bar로하여 HP Steam Turbine으로 들어가고, 재차 280 ℃의 고온과 60 bar압력으로 IP Steam Turbine로 들어가고, 다음으로 210 ℃의 고온과 30 bar압력으로 LP Steam Turbine을 거쳐 Generator에서 20 MW 내지 35 MW의 전력을 생산한다. 도 18은 재생원유 생산과 바이오 디젤 생산 및 바이오 에탄올 생산 시스템 중 스팀 터빈 발전기 시스템에 대한 상세 설명은 아래 내용으로 구체적으로 나타 내었다.
다음의 내용은 증기 압축기를 사용하여 고압의 증기를 생산하여 증기 터빈에 공급하고자 증기 압축기에 대한 열ㆍ물질 균형 시뮬레이션을 아래와 같이 설명한다.
상기의 증기 압축기 시뮬레이션 결과 필요 전력이 7.001 Kw가 요구되며, 실제 증기 터빈 사용시 생산 전력 대비 0.02 %이므로 매우 적은 전력이 요구됨으로 경제성 측면에서 스팀 터빈의 필요성이 정당하다 할 것이다.
아래 표 12 고압 스팀 터빈(HP Steam Turbine), 표 13 중압 스팀 터빈(IP Steam Turbine), 표 14 저압 스팀 터빈(LP Steam Turbine)에 대한 열ㆍ물질 균형 시뮬레이션을 다음과 같다.
도 3 및 도 9 그리고 도 15의 열교환기(420) 및 열교환기(421), 도 4 및 도 10 그리고 도 16의 열교환기(463), 도 5 및 도 11 그리고 도 17의 열교환기(510) 에서 사용한 고온의 스팀을 모아 고온완충탱크이송배관(550)으로 보내고, 이러한 고온의 스팀을 스팀완충탱크(551)에서 저장하고 스팀압축기(552)에서 1.5 bar, 380 ℃의 스팀을 90 bar, 310 ℃의 스팀의 고압으로 변환시킨 다음 고압스팀 터빈(553)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내고, 재차 60 bar, 280 ℃의 스팀을 중압스팀터빈(554)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내고, 마지막으로 30 bar, 210 ℃의 스팀을 저압스팀터빈(555)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내어 최종적으로 전력을 생산한다.
그리고 저압스팀터빈(555)을 거쳐 나온 스팀은 6 bar, 130 ℃의 스팀을 스팀냉각응축기(556)로 보내어 스팀냉각수이송배관(557)을 거쳐, 각각 도 5의 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(72), 도 11의 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입 배관(209), 도17의 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입 배관(367)에 연결하여 냉각 응축기로 이송이 된다.
이러한 구성은 양자이론을 적용하여 적은 에너지 사용으로 폐목재류, 폐타이어류, 폐플라스틱류, 폐가죽류, 폐섬유류, 기계류사용으로 나오는 폐유, 조리과정에서 나오는 폐유 등이 포함되는 도시 고형 폐기물(Municipal Solid Waste)과 식물성 씨앗, 작물류 등이 포함되는 식물성재료 등으로부터 재생원유를 생산하고 바이오매스에서는 바이오 에탄올(오일)을 생산 또는 추출하므로 지연 친화적이면서 친환경적이고 자원을 재생(재활용)하며 탄소배출을 억제하는 장점이 있다.
이상에서 본 발명은 기재된 구체 예에 대해서 상세히 설명하였지만 본 발명의 기술사상 범위 내에서 다양한 변형 및 수정이 가능함은 당업자에게 있어서 명백한 것이며, 이러한 변형 및 수정이 첨부된 특허청구범위에 속함은 당연한 것이다.
10 : 상온의 물 공급 배관 10-1 : 냉각 응축수 공급 배관
11 : 상온의물공급펌프 12 : 스팀 생산기
13 : 스팀열분해장치공급배관 14 :스팀 증류기 공급 배관
15 : 스팀생산기Heating연료및장치
16 : Heating연료연소시폐가스이송배관
17, 101, 251 : 회전전단파쇄기 18 : 수분건조기
19, 103, 252 : 자기 분리기 20 : 비철 분리기
22, 106 : 성형기
28 : Bottom Product 열분해 탱크 재 이송 펌프
30 : 가솔린층 33 : 가솔린 배출 배관
34 : J-T밸브
37 : 냉각수배출배관/물응축기이송배관
39 : 등유배출배관 40 : 디젤 배출 배관
42 : 고온스팀CO2SCR이송배관 43 : 고온스팀De-NOxSCR이송배관
44 : 고온스팀De-SOxSCR이송배관 46 : 증류기상부냉각수공급펌프
47 : 증류기상부냉각수배출배관 49 : BottomProduct확인밸브
50 : 촉매제제올라이트 51 : 가솔린액상/증기분리기
53 : 가솔린저장탱크 63 : 냉각응축기
65 : 냉각수배출배관 66 : 응축수배출펌프
67 : 냉각 응축수 De-NOx(SCR) 이송 배관
69 : 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 이송 배관
71 : De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
72 : De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
102 : 수분건조기 103 : 자기 분리기
104 : 비철 분리기 109 : 수분건조기
107 : 회전 전단 압착기 108 : 바이오 오일 저장 탱크
111 : 폐 바이오 오일 저장 탱크 112 : 바이오 오일 이송 펌프
113 : H2SO4수용액 첨가제 저장탱크
113 : Methanol 수용액 이송펌프
114 : KOH 또는 NaOCH3 수용액 첨가제 저장 탱크
115 : Methanol 수용액 첨가제 저장탱크
117 : KOH 또는 NaOCH3 수용액 이송펌프
120 : 수용액 이송 펌프 121 : 폐 바이오 오일 이송 펌프
122 : 바이오오일및수용액믹스탱크
123 : 바이오 오일 및 수용액 열분해기 이송 펌프
150 : 냉각 응축수 공급 밸브 151 : 상온의물공급 펌프
152 : 스팀 발생기 153 : 스팀생산기
154 : 스팀증류기공급배관 155 : 스팀생산기Heating연료및장치
156 : Heating연료연소시폐가스이송배관
157 : 열분해탱크 160 : 증류기
161 : 광전자촉매라이닝 163 : 증류기Bowl
164 : 가솔린층 166 : 디젤층
167 : 중질유층 168 : J-T밸브
169 : 냉각기 170 : 냉각수공급펌프
171 : 냉각수배출배관/물응축기이송배관
172 : 가솔린배출배관 173 : 등유배출배관
174 : 디젤 배출배관 175 : 중질유 배출배관
176 : 고온스팀De-CO2SCR이송배관 179 : 물응축장치이송배관
180 : 열분해배출증기-물응축기이송배관
181 : BottomProduct확인밸브 182 : 촉매제제올라이트
201 : 증기 압축기 202 : 냉각기
209 : De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
213 : 가솔린액상/증기분리기 214 : 등유액상/증기분리기
215 : 디젤액상/증기분리기 216 : 중질유액상/증기분리기
217 : 냉각수공급펌프 218 : 냉각기
219 : 냉각수배출펌프 220 : 냉각수배출배관
221 : 스팀 배출배관 222 : 스팀증기배출배관
223 : 냉각기 224 : 냉각수 공급펌프
225 : 냉각수배출배관 226 : 액상/증기 분리기
227 : 재생 글리콜 저장탱크 228 : 냉각기
230 : 액상/증기분리기 232 : 냉각기
238 : 재생메탄올저장탱크 234 : 가솔린저장탱크
252 : 수분건조기 253 : 자기분리기
254 : 비철분리기 255 : 공압분리기
256 : H2SO4수용액첨가제저장탱크 257 : H2SO4수용액이송펌프
258 : 수용액주입탱크/수용액 믹스탱크
259 : 액상가수분해탱크 261 : 광전자촉매동라이닝
262 : 스팀생산기
263 : 70℃물액상가수분해탱크공급배관
264 : 400℃스팀 공급배관 265 : 냉각응축기
266 : 물공급배관 267 : 상온의물공급펌프
268 : 냉각응축수공급펌프 269 : 70℃물배출수공급배관
270 : 고체/액체주입펌프 271 : 고체/액체분리기
273 : 중화믹스탱크 274 : 효소탱크로 공급배관
275 : 냉각응축기이송배관 276 : 고온스팀De-CO2SCR이송배관
277 : 고온스팀De-NOxSCR이송배관 278 : 고온스팀De-SOxSCR이송배관
279 : Heating연료연소시폐가스이송배관
280 : 고체이송차량 281 : 상온의물공급펌프
282 : 상온물저장탱크 283 : 스팀생산기Heating연료및장치
301 : 증기 압축기 302 : 냉각응축기
314 : 액상펌프 321 : 냉각응축수이송배관
354 : 수분제거기 357 : 고온물응축기이송배관
359 : 냉각기 360 : 냉각수 이송배관
362 : 냉각응축기 363 : 냉각응축수CO2(SCR)공급배관
364 : 냉각응축수NOx(SCR)공급배관
365 : De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관
366 : De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
367 : De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
401 : 촉매L-Alanine(C3H7NO2)저장탱크
402 : 촉매L-Alanine주입펌프 403 : 촉매L-Alanine수용액믹스탱크
404 : 물 주입펌프 405 : L-Alanine수용액주입펌프
406 : 촉매KOH저장탱크 407 : 촉매KOH주입펌프
408 : 촉매KOH수용액믹스탱크 409 : 물주입펌프
410 : KOH수용액주입펌프 411 : 촉매수용액믹스탱크
412 : 촉매수용액이송펌프 413 : 1차De-CO2장치
416 : 폐가스 건조기 417 : CO2확인분석기
418 : 폐가스De-Nox로이송배관 419 : CO2혼합물 이송배관
420 : 열교환기 422 : 재생KOH저장탱크
423 : 냉각기 424 : H2CO3저장탱크
425 : 냉각기 426 : 냉각응축수공급펌프
427 : 액상/수증기분리기 428 : 재생L-Alanine저장탱크
429 : 냉각기 430 : 냉각응축기
431 : 냉각 응축수 공급펌프 432 : 냉각응축수공급배관
433 : 폐가스차단밸브 451 : 촉매NaClO2
452 : 촉매H2SO4저장탱크 453 : 촉매NaClO2주입펌프
454 : 촉매H2SO4주입펌프 455 : 촉매수용액믹스탱크
456 : 물주입펌프 457 : 촉매수용액주입펌프
458 : De-NOx 459 : 폐가스건조기
460 : NOx확인분석기 461 : 폐가스De-SOx로이송배관
462 : NOx혼합물이송배관 463 : 스팀및열교환기
464 : 재생NaClO2저장탱크 465 : 냉각기
466 : 액상/수증기분리기 467 : 재생H2SO4저장탱크
468 : 냉각기 469 : 냉각응축수공급배관
470 : 액상/수증기분리기 471 : 냉각기
472 : NHO3저장탱크
473 : 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관
474 : 냉각응축수주입펌프 501 : 촉매NaOH저장탱크
502 : 촉매수용액믹스탱크 503 : 냉각응축수주입펌프
504 : 촉매NaOH주입펌프 505 : 촉매 수용액 펌프
506 : De-SOx장치 507 : 폐가스 건조기
508 : SOx 확인 분석기 509 : SOx혼합물 이송배관
510 : 열교환기 511 : 액상/수증기 분리기
512 : 재생 NaOH 저장탱크 513 : 냉각기
514 : 액상/수증기분리기 515 : H2SO4 저장탱크
516 : 냉각 응축수 공급펌프 517 : SOx제거폐가스이송배관
518 : 폐가스수분제거드럼 519 : 폐가스프레어스택
550 : 고온완충탱크이송배관 551 : 고온스팀 완충 탱크
552 : 스팀압축기 553 : 고압스팀터빈
554 : 중압스팀터빈 555 : 저압 스팀 터빈
556 : 스팀냉각응축기 557 : 발전기
557 : 스팀냉각수이송배관
11 : 상온의물공급펌프 12 : 스팀 생산기
13 : 스팀열분해장치공급배관 14 :스팀 증류기 공급 배관
15 : 스팀생산기Heating연료및장치
16 : Heating연료연소시폐가스이송배관
17, 101, 251 : 회전전단파쇄기 18 : 수분건조기
19, 103, 252 : 자기 분리기 20 : 비철 분리기
22, 106 : 성형기
28 : Bottom Product 열분해 탱크 재 이송 펌프
30 : 가솔린층 33 : 가솔린 배출 배관
34 : J-T밸브
37 : 냉각수배출배관/물응축기이송배관
39 : 등유배출배관 40 : 디젤 배출 배관
42 : 고온스팀CO2SCR이송배관 43 : 고온스팀De-NOxSCR이송배관
44 : 고온스팀De-SOxSCR이송배관 46 : 증류기상부냉각수공급펌프
47 : 증류기상부냉각수배출배관 49 : BottomProduct확인밸브
50 : 촉매제제올라이트 51 : 가솔린액상/증기분리기
53 : 가솔린저장탱크 63 : 냉각응축기
65 : 냉각수배출배관 66 : 응축수배출펌프
67 : 냉각 응축수 De-NOx(SCR) 이송 배관
69 : 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 이송 배관
71 : De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
72 : De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
102 : 수분건조기 103 : 자기 분리기
104 : 비철 분리기 109 : 수분건조기
107 : 회전 전단 압착기 108 : 바이오 오일 저장 탱크
111 : 폐 바이오 오일 저장 탱크 112 : 바이오 오일 이송 펌프
113 : H2SO4수용액 첨가제 저장탱크
113 : Methanol 수용액 이송펌프
114 : KOH 또는 NaOCH3 수용액 첨가제 저장 탱크
115 : Methanol 수용액 첨가제 저장탱크
117 : KOH 또는 NaOCH3 수용액 이송펌프
120 : 수용액 이송 펌프 121 : 폐 바이오 오일 이송 펌프
122 : 바이오오일및수용액믹스탱크
123 : 바이오 오일 및 수용액 열분해기 이송 펌프
150 : 냉각 응축수 공급 밸브 151 : 상온의물공급 펌프
152 : 스팀 발생기 153 : 스팀생산기
154 : 스팀증류기공급배관 155 : 스팀생산기Heating연료및장치
156 : Heating연료연소시폐가스이송배관
157 : 열분해탱크 160 : 증류기
161 : 광전자촉매라이닝 163 : 증류기Bowl
164 : 가솔린층 166 : 디젤층
167 : 중질유층 168 : J-T밸브
169 : 냉각기 170 : 냉각수공급펌프
171 : 냉각수배출배관/물응축기이송배관
172 : 가솔린배출배관 173 : 등유배출배관
174 : 디젤 배출배관 175 : 중질유 배출배관
176 : 고온스팀De-CO2SCR이송배관 179 : 물응축장치이송배관
180 : 열분해배출증기-물응축기이송배관
181 : BottomProduct확인밸브 182 : 촉매제제올라이트
201 : 증기 압축기 202 : 냉각기
209 : De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
213 : 가솔린액상/증기분리기 214 : 등유액상/증기분리기
215 : 디젤액상/증기분리기 216 : 중질유액상/증기분리기
217 : 냉각수공급펌프 218 : 냉각기
219 : 냉각수배출펌프 220 : 냉각수배출배관
221 : 스팀 배출배관 222 : 스팀증기배출배관
223 : 냉각기 224 : 냉각수 공급펌프
225 : 냉각수배출배관 226 : 액상/증기 분리기
227 : 재생 글리콜 저장탱크 228 : 냉각기
230 : 액상/증기분리기 232 : 냉각기
238 : 재생메탄올저장탱크 234 : 가솔린저장탱크
252 : 수분건조기 253 : 자기분리기
254 : 비철분리기 255 : 공압분리기
256 : H2SO4수용액첨가제저장탱크 257 : H2SO4수용액이송펌프
258 : 수용액주입탱크/수용액 믹스탱크
259 : 액상가수분해탱크 261 : 광전자촉매동라이닝
262 : 스팀생산기
263 : 70℃물액상가수분해탱크공급배관
264 : 400℃스팀 공급배관 265 : 냉각응축기
266 : 물공급배관 267 : 상온의물공급펌프
268 : 냉각응축수공급펌프 269 : 70℃물배출수공급배관
270 : 고체/액체주입펌프 271 : 고체/액체분리기
273 : 중화믹스탱크 274 : 효소탱크로 공급배관
275 : 냉각응축기이송배관 276 : 고온스팀De-CO2SCR이송배관
277 : 고온스팀De-NOxSCR이송배관 278 : 고온스팀De-SOxSCR이송배관
279 : Heating연료연소시폐가스이송배관
280 : 고체이송차량 281 : 상온의물공급펌프
282 : 상온물저장탱크 283 : 스팀생산기Heating연료및장치
301 : 증기 압축기 302 : 냉각응축기
314 : 액상펌프 321 : 냉각응축수이송배관
354 : 수분제거기 357 : 고온물응축기이송배관
359 : 냉각기 360 : 냉각수 이송배관
362 : 냉각응축기 363 : 냉각응축수CO2(SCR)공급배관
364 : 냉각응축수NOx(SCR)공급배관
365 : De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관
366 : De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
367 : De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관
401 : 촉매L-Alanine(C3H7NO2)저장탱크
402 : 촉매L-Alanine주입펌프 403 : 촉매L-Alanine수용액믹스탱크
404 : 물 주입펌프 405 : L-Alanine수용액주입펌프
406 : 촉매KOH저장탱크 407 : 촉매KOH주입펌프
408 : 촉매KOH수용액믹스탱크 409 : 물주입펌프
410 : KOH수용액주입펌프 411 : 촉매수용액믹스탱크
412 : 촉매수용액이송펌프 413 : 1차De-CO2장치
416 : 폐가스 건조기 417 : CO2확인분석기
418 : 폐가스De-Nox로이송배관 419 : CO2혼합물 이송배관
420 : 열교환기 422 : 재생KOH저장탱크
423 : 냉각기 424 : H2CO3저장탱크
425 : 냉각기 426 : 냉각응축수공급펌프
427 : 액상/수증기분리기 428 : 재생L-Alanine저장탱크
429 : 냉각기 430 : 냉각응축기
431 : 냉각 응축수 공급펌프 432 : 냉각응축수공급배관
433 : 폐가스차단밸브 451 : 촉매NaClO2
452 : 촉매H2SO4저장탱크 453 : 촉매NaClO2주입펌프
454 : 촉매H2SO4주입펌프 455 : 촉매수용액믹스탱크
456 : 물주입펌프 457 : 촉매수용액주입펌프
458 : De-NOx 459 : 폐가스건조기
460 : NOx확인분석기 461 : 폐가스De-SOx로이송배관
462 : NOx혼합물이송배관 463 : 스팀및열교환기
464 : 재생NaClO2저장탱크 465 : 냉각기
466 : 액상/수증기분리기 467 : 재생H2SO4저장탱크
468 : 냉각기 469 : 냉각응축수공급배관
470 : 액상/수증기분리기 471 : 냉각기
472 : NHO3저장탱크
473 : 냉각응축수De-SOx(SCR)장치공급배관
474 : 냉각응축수주입펌프 501 : 촉매NaOH저장탱크
502 : 촉매수용액믹스탱크 503 : 냉각응축수주입펌프
504 : 촉매NaOH주입펌프 505 : 촉매 수용액 펌프
506 : De-SOx장치 507 : 폐가스 건조기
508 : SOx 확인 분석기 509 : SOx혼합물 이송배관
510 : 열교환기 511 : 액상/수증기 분리기
512 : 재생 NaOH 저장탱크 513 : 냉각기
514 : 액상/수증기분리기 515 : H2SO4 저장탱크
516 : 냉각 응축수 공급펌프 517 : SOx제거폐가스이송배관
518 : 폐가스수분제거드럼 519 : 폐가스프레어스택
550 : 고온완충탱크이송배관 551 : 고온스팀 완충 탱크
552 : 스팀압축기 553 : 고압스팀터빈
554 : 중압스팀터빈 555 : 저압 스팀 터빈
556 : 스팀냉각응축기 557 : 발전기
557 : 스팀냉각수이송배관
Claims (27)
- 도시고형폐기물을 회전전단파쇄기(17)에서 파쇄하고, 상기 회전전단파쇄기(17)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 수분건조기(18)에 유입시켜 수분을 제거하며, 상기 수분건조기(18)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 자기분리기(19)를 사용하여 철류 금속을 제거하고, 상기 자기분리기(19)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 비철분리기(20)를 사용하여 비철금속류를 제거하며, 상기 비철분리기(20)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 공압분리기(21)를 사용하여 가루와 먼지를 분리하여 별도 저장하고, 상기 공압분리기(21)로부터 배출된 상기 도시고형폐기물을 성형기(22)를 사용하여 파쇄된 상기 도시고형폐기물을 균일한 크기의 펠릿 형태로 성형하며, 상기 성형기(22)에서 성형된 도시고형폐기물의 펠릿 형태와 상기 공압분리기(21)에서 저장된 도시고형폐기물의 가루와 먼지를 유입하는 열분해탱크(23)를 포함하여 이루어지고,
상기 열분해탱크(23)는 내부에 다수가 평행하게 설치되며 250 ℃의 스팀을 외부로부터 주입받고 양자 이론에 의한 광전자 에너지를 배출하는 광전자촉매동관(24)과 상기 광전자촉매동관(24)의 양쪽 끝단 부분에 각각 설치되어 상기 광전자촉매동관(24)을 고정시키는 광전자 촉매 라이닝 동판(5~10mm)(27)을 포함하여 이루어지고 상기 광전자 에너지에 의하여 주입된 스팀의 온도를 올리므로 365.7 ℃ 내지 400 ℃ 의 스팀을 발생시키며,
외부로부터 상온의 물을 공급받는 상온의물공급배관(10)과 상기 상온의물공급배관(10)에 연결설치되는 상온의물공급펌프(11)에 의하여 스팀생산기(12) 내부에 상기 상온의 물을 주수하고 가열(heating)하며 스팀열분해장치공급배관(13)을 거쳐 상기 열분해탱크(23)의 광전자촉매동관(24)에 250 ℃의 스팀을 주입하고, 상기 광전자촉매동관(24)과 광전자 촉매 라이닝 동판(5~10mm)(27)은 양자 기반 광전자의 파장을 활용한 광전자에 의하여 상기 주입된 스팀의 온도를 115.7 ℃ 범위로 더 증가시켜 상기 열분해탱크(23)의 내부 온도를 최종 평균 365.7 ℃ 내지 400 ℃ 까지 증가시키며, 상기 열분해탱크(23)는 유입된 도시고형폐기물의 펠릿과 가루와 먼지를 액상화시켜 증류기(26)의 증류기Bowl(29)에 유입시키고,
상기 증류기(26)의 증류기Bowl(29)은 유입된 도시고형폐기물의 액상화 상태에 500 ℃ 의 높은 온도를 인가하여 증류시키므로 가스화 시키고, 증류되어 가스화가 되지 않은 Bottom Product는 BottomProduct열분해탱크재이송펌프(28)를 구동시켜 상기 열분해탱크(23)로 재이송하거나 BottomProduct확인밸브(49)를 사용하여 폐 처리하며,
상기 증류기(26)는 상기 증류기바울(29)이 증류한 중질유를 수집 배출하는 중질류층(33); 상기 중질류층(33)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 디젤유를 수집 배출하는 디젤층(32); 상기 디젤층(32)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 등유를 수집 배출하는 등유층(31); 상기 등유층(31)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 가솔린을 수집 배출하는 가솔린층(30); 을 포함하고, 상기 중질류층(33)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 촉매로 배치하며, 상기 디젤층(32)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 촉매로 배치하며, 상기 등유층(31)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 촉매로 배치하며, 상기 가솔린층(30)은 상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 촉매로 배치하여 각각 100 %의 수율(Yield)로 수집하고,
상기 스팀생산기(12)를 가열하는 스팀생산기Heating연료및장치(15)는 플라즈마 또는 화석연소연료를 사용하여 400 ℃ 의 스팀을 생산하고, 상기 플라즈마 또는 화석연소연료의 사용은 시스템이 설치되어 운영되는 지역의 공급조건에 의하여 선택 사용하고,
상기 화석연소연료는 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄(액체 및 고체 연소연료) 중에서 선택된 어느 하나 또는 어느 하나 이상으로 이루어지고,
상기 화석연소연료 사용으로 발생하는 CO2, NOx, Sox의 폐가스는 1차 De-CO2(SCR)장치(413), 2차 De-CO2(SCR)장치(414), 3차 De-CO2(SCR)장치(415)에 순차 이동시켜 각각 제거하며,
상기 플라즈마는 주파수 2.45 GHz, 파장 1.2237*108 nm(=1.2237*105 μm)의 마이크로웨이브를 사용하고 산소 57.1 %와 공기 42.9 %를 혼합한 공기 22.47 m3/hr을 사용하며,
상기 플라즈마 사용으로 공기 중 질소에 의하여 발생하는 0.323 g/hr의 NOx는 De-NOx(SCR)장치(458)에 이동시켜 제거하고,
상기 스팀생산기(12)의 400 ℃ 스팀은 스팀증류기공급배관(14)을 통하여 동판으로 이루어지는 광전자 촉매 라이닝(5~10mm)(27)이 내부에 설치된 증류기(26)의 증류기Bowl(29) 내부 광전자촉매동관(24)에 공급되고 증류기Bowl(29)에 유입된 액상화 도시고형폐기물은 400 ℃ 스팀에 의하여 증류 기화되되 상기 400 ℃ 스팀은 양자 이론을 기반으로 한 광전자파장에 의하여 온도가 184.2℃ 더 높아져 580 ℃ 이상이 되고 증류된 가스는 증류기Bowl(29)의 상부 층으로 이동되고,
상기 열분해탱크(23)에서 증류된 가스는 증류기Bowl(29)로 유입되고 J-T밸브(34)를 거쳐 액상화되어 증류기Bowl(29)에 다시 유입되고 기화되어 증류기(26)의 상부층으로 이동되며,
상기 증류기Bowl(29)의 광전자촉매동관(24)을 거쳐 나온 400 ℃ 스팀은 고온스팀De-CO2SCR이송배관(42), 고온스팀De-NOxSCR이송배관(43), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(44), 물응축장치이송배관(45)으로 공급되고,
상기 증류기(26)는 증류기Bowl(29)에서 증류된 가스는 중질유층(33)에서 370 ℃의 온도가 되면 액상화 되어 냉각기(35)로 들어가고, 나머지 가스는 디젤층(32)으로 올라가 340 ℃가 되면 액상화 되어 냉각기(35)로 들어가고, 그 나머지 가스는 등유층(31)으로 올라가 200 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어가고, 최종적으로 남은 가스가 가솔린층(30)으로 올라가 150 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(35)로 들어가며,
종이류와 직물류와 탄소, 황이 포함된 석탄류로 이루어진 도시고형폐기물이 액상화되어 증류기(26)에서 증류되고 가스화되면 증류기(26) 최상부 층에 CO, CO2, N2, NO, NO2, SO, SO2 및 H2S 의 폐가스 발생하고, 발생된 폐가스는 증류기(26) 상부를 통하여 Heating연료연소시폐가스이송배관(16)으로 이송되며, 증류기상부냉각수공급펌프(46)를 이용하여 증류기(26)의 상부 온도를 50 ℃ 내지 60 ℃ 로 냉각시킨 냉각수는 증류기상부냉각수배출배관(47)을 거쳐 상온의물공급배관(10)으로 주입되고,
상기 Heating연료연소시폐가스이송배관(16)으로 이송된 폐가스는 De-CO2(SCR)장치의 1차 De-CO2장치(413)에 240 m3/hr로 유입되고,
상기 증류기(26)에서 증류되고 중질유와 디젤과 등유와 가솔린으로 이루어지는 각 액상 연료는 냉각기(35)로 들어가고, 냉각기(35)의 냉각수는 냉각수공급펌프(36)에 의하여 유입되며, 냉각수배출배관/물응축기이송배관(37)으로 배출되고,
냉각기(35)에 유입되는 상기 액상 연료는 각각 100 내지 120 ℃로 낮추어지고 가솔린 배출배관(38), 등유 배출배관(39), 디젤 배출배관(40), 중질유 배출배관(41)으로 각각 배출되며 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)로 각각 유입되는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 1 항에 있어서,
상기 증류기(26)에서 증류된 중질유와 디젤과 등유와 가솔린으로 이루어지는 액상 연료는 냉각기(35)에 유입되고, 상기 냉각기(35)는 냉각수를 냉각수공급펌프(36)에 의하여 유입하고 냉각수배출배관/물응축기이송배관(37)으로 배출하며,
상기 냉각기(35)에 유입되는 상기 액상 연료는 각각 100 내지 120 ℃로 낮추어지고 가솔린 배출배관(38), 등유 배출배관(39), 디젤 배출배관(40), 중질유 배출배관(41)으로 각각 배출되며 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)로 각각 유입되고,
상기 액상 연료는 상기 가솔린배출배관(38), 등유배출배관(39), 디젤배출배관(40), 중질유배출배관(41)을 통하여 110 ℃ 내지 120 ℃의 온도로 (51)가솔린액상/증기분리기(51), (52)등유액상/증기분리기(52), (53)디젤액상/증기분리기(53), (54)중질유액상/증기분리기(54)에 각각 유입되어 액상과 증기로 분리되며 액상 연료는 냉각기(55)에 유입되어 25 내지 30℃의 온도로 냉각되며, 상기 냉각기(55)의 냉각수는 냉각수공급펌프(56)에 의하여 공급되고 냉각수배출펌프(57)에 의하여 배출되며 냉각수배출배관(65)과 연결된 냉각응축수De-NOx(SCR)이송펌프(67)에 전달되고,
상기 냉각기(55)에 의하여 냉각된 각 액상 연료는 가솔린저장탱크(58), 등유저장탱크(59), 디젤저장탱크(60), 중질유저장탱크(61)로 각각 유입되어 각각 저장되고,
상기 물응축장치이송배관(45)으로 이송된 400 ℃의 스팀은 가솔린액상/증기분리기(51), 등유액상/증기분리기(52), 디젤액상/증기분리기(53), 중질유액상/증기분리기(54)에 각각 유입되어 각각의 해당 액상 연료를 액상상태와 증기상태로 분리하며, 400 ℃ 스팀의 증기는 포집되고 증기압축기(62)에서 온도를 하강시켜 냉각응축기(63)로 보내지고,
상기 증기압축기(62)는 스팀의 온도 400 ℃를 70 ℃로 낮추고,
De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(70), De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관 (72), De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(72)으로부터 각각 380 내지 400 ℃의 스팀을 유입하고,
상기 물응축기이송배관(45)을 통하여 유입된 스팀은 증기압축기(68)에서 온도가 낮추어져 냉각응축기(63)로 보내어지고, 상기 냉각응축기(63)는 냉각수공급펌프(64)에 의하여 유입되는 냉각수로 냉각시키며, 냉각수배출배관(65)을 거쳐 냉각응축수De-Nox(SCR)이송펌프(67)에 공급하고,
상기 냉각응축기(63)에서 냉각된 응축수는 응축수배출펌프(66)로 보내어져, 일부 응축수는 냉각응축수공급배관(10-1)으로 이송되어 상기 상온의물공급배관(10)에 유입되고, 나머지 응축수는 냉각응축수De-CO2(SCR)공급배관(69)으로 이송되는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 바이오매스 재료들을 회전전단파쇄기(101)에서 파쇄하고, 상기 회전전단파쇄기(101)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 수분건조기(102)에 유입시켜 수분을 제거하며, 상기 수분건조기(102)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 자기분리기(103)를 사용하여 철류 금속을 제거하고, 상기 자기분리기(103)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 비철분리기(104)를 사용하여 비철금속류를 제거하며, 상기 비철분리기(104)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 공압분리기(105)를 사용하여 가루와 먼지를 분리하여 별도 저장하고, 상기 공압분리기(105)로부터 배출된 상기 바이오매스 재료들을 성형기(106)를 사용하여 파쇄된 상기 바이오매스 재료들을 균일한 크기의 펠릿 형태로 성형하며, 상기 성형기(106)로부터 성형된 상기 바이오매스 재료들을 회전전단압착기(107)를 사용하여 바이오오일을 생산하고, 상기 회전전단압착기(107)로부터 생산된 바이오 오일은 바이오오일저장탱크(108)에 저장하며, 상기 회전전단압착기(107)에서 바이오 오일을 생산하고 남은 찌꺼기는 수분제거기(109)를 사용하여 수분을 제거하고 펠릿제조기(110)를 사용하여 펠릿으로 만들어 사료로 사용하고,
상기 바이오오일저장탱크(108)에 저장된 바이오 오일 및 쿠킹오일유, 폐유, 돼지비계유, 소기름유가 포함되어 폐바이오오일저장탱크(111)에 저장된 폐바이오오일을 각각 바이오오일이송펌프(112)와 (121)폐바이오오일이송펌프를 사용하여 바이오오일및수용액믹스탱크(122)로 이송하며, H2SO4수용액첨가제저장탱크(113)에는 H2SO4(0.982 wt%)의 수용액을 만들어 저장하고, KOH또는NaOCH3수용액첨가제저장탱크(114)에는 KOH(1.24 wt%)와 NaOCH3(3.85 wt%)의 수용액 중 선택된 어느 하나를 저장하며, Methanol수용액첨가제저장탱크(115)에는 KOH(1.24 wt%) 수용액을 사용하는 경우 Methanol(11.69 wt%)수용액, NaOCH3(3.85 wt%)수용액을 사용하는 경우 Methanol(26.79 wt%)수용액을 저장하고, H2SO4수용액첨가제저장탱크(113)에 저장된 수용액은 H2SO4수용액이송펌프(116)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하고, KOH또는NaOCH3수용액첨가제저장탱크(114)에 저장된 수용액은 KOH또는NaOCH3수용액이송펌프(117)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하고, (115)Methanol수용액첨가제저장탱크(115)에 저장된 수용액은 (118) Methanol수용액이송펌프(118)를 사용하여 수용액믹스탱크(119)로 이송하여 혼합하고,
상기 수용액믹스탱크(119)에서 혼합된 수용액은 수용액이송펌프(120)를 사용하여 바이오오일및수용액믹스탱크(122)에 이송하고, (123)바이오오일및수용액열분해기이송펌프(123)를 사용하여 열분해 탱크(157)에 주입하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 3 항에 있어서,
상기 (157)열분해탱크 내부에 양자 이론을 기반으로 한 광전자 에너지를 이용하는 광전자촉매동관(158)에 250 ℃의 스팀을 주입하고, 상기 (157)열분해탱크 내부에 광전자촉매라이닝동판(5~10mm)(161)를 설치하고, 스팀생산기(152) 내부에 광전자촉매라이닝(5~10mm)(161)의 동판을 설치하며, 광전자 에너지로 온도를 올려 최종 온도 400 ℃의 스팀을 발생시키고,
냉각수응축수공급배관(211)을 통하여 공급되는 냉각수와 냉각응축수공급밸브(150)를 통하여 공급되는 냉각수를 상온의물공급펌프(151)에 의하여 스팀생산기(152)의 내부로 주수하고 가열(Heating)하여 스팀열분해장치공급배관(153)을 거쳐 광전자촉매동관(158)으로 250 ℃의 스팀을 주입하고, 양자 기반의 광전자의 파장에 의한 광전자에 의하여 115.7 ℃가 더 가열되어 최종 평균 365.7 ℃ 까지 증가한 스팀에 의하여 상기 바이오매스 재료들을 액상화 되고 증류기(160)의 증류기Bowl(163)에 유입되며,
상기 증류기Bowl(163)은 상기 바이오매스 재료들을 온도 400 ℃까지 올려도 가스화 되지 않는 Bottom Product를 BottomProduct열분해탱크재이송펌프(162)에 의하여 열분해탱크(157)로 재 이송하거나 BottomProduct확인밸브(181)를 사용하여 폐 처리하고,
상기 (160)증류기의 가솔린층, 등유등, 디젤층, 중질유층의 각 Layer에 촉매제제올라이트(182)를 각각 배치하여 가솔린, 등유, 디젤, 중질유를 각각 100 % 추출하고,
스팀생산기(152)에서 스팀을 발생하기 위해 화석연소연료 또는 플라즈마를 사용하고, 스팀생산기Heating연료및장치(155)는 시스템이 설치되는 지역의 전기 공급 상태를 반영하여 플라즈마를 선택적으로 사용하고,
상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)는 4.42 m3의 상온 물을 400 ℃ 까지 올리기 위한 것으로 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄(액체 및 고체 연소연료)를 중에서 선택된 어느 하나 또는 어느 하나 이상의 화석연소연료를 사용하고,
상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)에서 발생되는 CO2, NOx, Sox를 제거하기 위해 1차 De-CO2(SCR)장치(413), 2차 De-CO2(SCR)장치(414), 3차 De-CO2(SCR)장치(415)로 폐가스를 이동하고,
상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)에서 플라즈마를 사용하는 경우 주파수는 2.45 GHz, 파장은 1.2237*108 nm(=1.2237*105 μm)인 마이크로웨이브를 사용하며, 산소 57.1 % 및 공기 42.9 %의 혼합 공기 22.47 m3/hr 을 사용하고,
상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)에서 화석연소연료 사용시 발생하는 CO2, NOx, SOx는 Heating연료연소시폐가스이송배관(156)을 통하여 1차 De-CO2장치(413)로 이송하고,
상기 스팀생산기Heating연료및장치(155)에서 플라즈마를 사용하는 경우 공기 중의 질소에 의하여 발생되는 0.323g/hr의 NOx를 De-NOx(SCR)장치(458)로 이송하고,
스팀생산기(152)에서 생성된 스팀은 스팀증류기공급배관(154)을 통하여 광전자촉매라이닝(5~10mm)(161)으로 이루어지는 동판을 내부에 설치한 증류기(160)의 증류기Bowl(163) 내부로 들어가고, 광전자촉매동관(158)에서 액상화된 바이오매스 재료들은 400 ℃의 스팀으로 인하여 증류기Bowl(163) 내부에서 증류 기화되어 가스화되고, 양자 이론을 기반으로 한 광전자파장에 의하여 184.2℃가 더 증가되어 가스화 된 상태의 온도는 최종 580 ℃ 이상이 되어 증류기Bowl(163)에서 상부 층으로 이동되고, 열분해탱크(157)에서 증류되어 가스화된 상태는 증류기Bowl(163)에 유입되고 J-T밸브(168)를 거쳐 액상화가 되어 증류기Bowl(163)에 공급되며 가스화되어 증류기(160) 상부 층으로 이동하고,
상기 증류기Bowl(163)에서 사용된 380 내지 400 ℃의 스팀은 광전자촉매동관(158)을 거쳐 고온스팀De-CO2SCR이송배관(176), 고온스팀De-NOxSCR이송배관(177), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(178), 물응축장치이송배관(179)으로 각각 유입되고,
상기 증류기(160)의 증류기Bowl(163)에서 가스화 된 상태가 증류기(160) 상부의 중질유 층(167)에서 온도가 370℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어가고, 나머지 가스는 디젤 층(166)으로 올라가 340℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어가고, 그 나머지 가스가 등유층(165)으로 올라가 200 ℃가 되면 액상이 되어 냉각기(169)로 들어가고, 최종적으로 남은 가스가 (164)가솔린층(164)으로 올라가 150 ℃가 되면 액상이 되어 (169)냉각기(169)로 들어가고,
상기 증류기(160)로부터 증류된 액상 연료는 냉각기(169)로 들어가고, 상기 냉각기(169)는 냉각수를 냉각수공급펌프로부터 공급받으며, 냉각수배출배관/물응축기이송배관(171)으로 배출하여 냉각응축기(202)로 유입되고,
상기 액상이 된 각 연료는 각각 100~120℃로 맞추어서 가솔린배출배관(172), 등유배출배관(173), 디젤배출배관(174), 중질유배출배관(175)으로 각각 배출되어 각각 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214), 디젤액상/증기분리기(215), 중질유액상/증기분리기(216)로 유입되는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 4 항에 있어서,
상기 가솔린배출배관(172), 등유배출배관(173)으로 이송된 연료는 110 ℃ 내지 120 ℃의 온도로 각각 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214)에 유입되고, 상기 디젤배출배관(174), 중질유배출배관(175)으로 이송된 연료는 310 ℃ 의 온도로 각각 디젤액상/증기분리기(215), 중질유액상/증기분리기(216)에 유입되어 각각 액상상태와 증기상태로 분리되고,
상기 액상상태의 각 연료는 냉각기(218)로 각각 유입되어 온도가 25 내지 30 ℃로 냉각되며, 상기 냉각기(218)는 냉각수를 냉각수공급펌프(217)에 의하여 공급받고 냉각수배출펌프(219)에 의하여 배출되며 냉각수배출배관(220)에 연결되어 냉각응축기(202)로 유입되고,
상기 가솔린액상/증기분리기(213), 등유액상/증기분리기(214)에서 분리된 110~120℃의 증기상태는 스팀배출배관(221)을 거쳐 냉각기(228)로 유입되고,
상기 디젤액상/증기분리기(215) 및 중질유액상/증기분리기(216)로부터 나온 310 ℃ 증기상태는 스팀증기배출배관(222)을 거쳐 냉각기(223)로 유입되며 상기 냉각기(223)는 냉각수를 냉각수공급펌프(224)에 의하여 공급받아 냉각하고 냉각수 배출배관(225)을 거쳐 냉각수 배출배관(220)으로 이송하며,
상기 디젤액상/증기분리기(215) 및 중질유액상/증기분리기(216)로부터 나온 310 ℃ 증기상태는 스팀증기배출배관(222)을 거쳐 냉각기(223)로 유입되어 120℃로 냉각이 되면 액상/증기분리기(226)에서 액상의 글리콜이 생산되는데 바이오오일 대비 9.37 %가 생산되고, 상기 생산된 글리콜은 재생글리콜저장탱크(227)에 저장되어 공급하며,
상기 액상/증기분리기(226)에서 분리된 증기는 스팀배출배관(221)으로 이송하고,
상기 스팀 배출배관(221)의 120 ℃ 증기는 냉각기(228)로 주입되며, 상기 냉각기(228)는 냉각수공급펌프(229)를 통하여 공급된 냉각수를 이용하여 80 ℃로 냉각하고, 냉각수 배출배관(220)을 통하여 냉각응축기(202)에 이송하며,
상기 냉각기(228)에 의하여 80 ℃로 냉각된 증기는 액상/증기 분리기(230)로 들어가 물은 폐수 저장탱크로 들어가고, 재생메탄올은 가스화 되어 냉각기(232)로 들어가 냉각수 공급 펌프(233)로 부터 공급되는 냉각수를 이용하여 30 ℃로 냉각하여 재생메탄올 저장탱크(238)에 저장하고,
상기 냉각기(232)에서 사용한 냉각수는 냉각수 배출배관(220)으로 이송되어 냉각 응축기(202)로 들어가 냉각 응축수가 되고,
상기 냉각기(218)에서 냉각된 각각의 바이오 연료는 가솔린 저장탱크(234), 등유 저장탱크(235), 디젤 저장탱크(236), 중질유 저장탱크(237)에 각각 유입되어 저장되고,
상기 열분해탱크(157)의 광전자 촉매 동관(158)을 거친 스팀은 열분해 배출증기-물 응축기 이송배관(180)을 통하여 증기 압축기(201)에서 온도를 하강(70℃) 시키고,
상기 증류기(160)의 증류기Bowl(163) 내의 광전자촉매동관(158)을 거친 400 ℃의 일부는 물응축장치이송배관(179)을 거친 스팀과 냉각기(169)를 거친 냉각수는 냉각수배출배관/물응축기이송배관(171)을 거쳐 증기압축기(201)에서 온도를 하강(70℃) 시키고,
De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(207)과 De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(208)과 De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(209)이 서로 연결되어 냉각 응축기(202)로 유입되고, 냉각수는 냉각수 공급펌프(203)에 의하여 냉각 응축기(202)에 주수하여 스팀을 60 내지 80 ℃로 응축하고 냉각응축수공급펌프(204)를 사용하여 냉각응축수NOx(SCR)공급배관(210)을 통하여 이송되고 냉각기(465)에 유입이 되며,
상기 냉각응축기(202)에서 냉각된 응축수는 냉각응축수출구배관(205)을 거쳐 냉각응축수공급펌프(206)를 사용하여 일부 응축수는 냉각응축수공급배관(211)을 통하여 스팀생산기(152)로 들어가고, 다른 일부 응축수는 냉각응축수CO2(SCR)물공급배관(212)을 거쳐 냉각수로 공급하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 바이오 매스의 재료들을 회전전단파쇄기(251)에서 파쇄한 후, 수분건조기(252)로 들어가 수분을 제거하고, 이에 포함된 금속을 제거하기 위해 자기분리기(253)에서 금속을 제거하고, 비철금속을 제거하기 위해 비철분리기(254)에서 비철을 제거하고, 공압분리기(255)로 들어가 가루 내지 먼지는 별도 저장한 후, 파쇄된 바이오매스를 수용액 믹스탱크(258)에 주입하고, H2SO4수용액 첨가제 저장탱크(256)에서 H2SO4(1.5wt%)를 H2SO4수용액 이송펌프(257)를 사용하여 수용액 믹스탱크(258)에 주입하며 상온의 물 공급펌프(281)를 사용하여 상온 물 저장탱크(282)에 주수하고 상온 물 저장탱크(282)로부터 20~30℃의 물을 수용액 믹스탱크(258)에 공급하여 서로 혼합하여 액상가수분해탱크(259)로 보내고,
상기 액상가스분해탱크(259)는 액상가스분해탱크(259) 내부에 양자 이론을 기반으로 한 광전자 에너지를 이용하는 광전자 촉매 동관(260)과 광전자 촉매 동 라이닝(5~10mm)(261)을 설치하여 상기 광전자 촉매 동관(260)의 70 ℃ 물이 광전자 에너지로 인하여 90 ℃ 내지 100 ℃로 데워지고,
스팀생산기(262)에는 물 공급배관(266)과 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 물을 공급하고, 스팀생산기(262) 내부에 광전자 촉매 동 라이닝(5~10mm)(261)의 동판을 설치하여 광전자 에너지로 온도를 3 ℃를 올리므로 최종 온도 400℃의 스팀을 발생시키고,
상기 광전자촉매동관(260)을 거친 70 ℃의 물은 70℃물배출수공급배관(269)으로 들어가고, 일부는 냉각 응축기(265)로 들어가서 냉각수가 되며, 물공급배관(266)과 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 냉각응축기(265)에 물을 주수하여 냉각하고,
냉각 응축수와 사용된 냉각수는 냉각응축수공급펌프(268)를 사용하여 물공급배관(266)에 연결하며, 상온의물공급펌프(267)를 이용하여 냉각응축기(265)에 들어가고 70℃의 물은 70℃물액상가수분해탱크공급배관(263)을 거쳐 광전자촉매동관(260)으로 공급되고,
스팀생산기(262)에서는 400 ℃의 스팀을 생산하여 400℃스팀공급배관(264)을 거쳐 일부는 냉각응축기이송배관(275)으로 들어가고, 고온스팀De-CO2 SCR이송배관(276), 고온스팀De-NOx SCR이송배관(277), 고온스팀De-SOxSCR이송배관(278)으로 이송하며,
스팀생산기Heating연료및장치(283)에서 플라즈마를 사용하는 경우 플라즈마는 주파수 2.45 GHz, 파장은 1.2237*108 nm(=1.2237*105 μm)인 마이크로웨이브를 사용하고, 산소 57.1 % 및 공기 42.9 %의 혼합 공기 22.47 m3/hr을 사용하고,
스팀생산기(262)에 화석연소연료 사용시 CO2, NOx, SOx가 발생하므로 스팀생산기Heating연료및장치(283)에서 화석연소연료인 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄(액체 및 고체 연소연료)를 사용시 폐가스는 이송배관인 Heating연료연소시폐가스이송배관(279)를 통하여 1차 De-CO2장치(413)로 이송하고,
상기 스팀생산기Heating연료및장치(283)에서 플라즈마를 사용하는 경우 공기중의 질소에 의하여 NOx가 0.323 g/hr 발생되는 폐가스는 De-NOx(SCR)장치(458)로 이송하고,
액상가수분해탱크(259)에서 가수분해 된 에탄올 바이오매스 액상은 고체/액체 주입펌프(270)를 사용하여 고체/액체 분리기(271)로 들어가고 액체는 중화 믹스탱크(273)로 주입되며, 중화를 위해 NaOH(14~18 wt%) 또는 Ca(OH)2(1.15 wt%)를 NaOH또는Ca(OH)2수용액첨가제저장탱크(272)에서 펌프를 사용하여 중화믹스탱크(273)로 주입하고 혼합하여 30 내지 40 ℃의 액상을 만들고 효소탱크로공급배관(274)을 통하며 액상펌프(314)로 이송을 하고, 고체/액체 분리기(271)에서 나온 고체는 고체 이송차량(280)를 이용하여 수분제거기(354)로 이송하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템. - 제 6 항에 있어서,
상기 냉각 응축기 이송배관(275)을 거친 400 ℃의 스팀은 증기압축기(301)를 거치면서 온도를 70 ℃로 낮추어, 냉각 응축기(302)로 이송하며, 25 내지 30 ℃의 냉각 응축수는 냉각응축수이송배관(321)으로 이송하고,
상기 중화믹스탱크(273)에서 30 내지 40 ℃로 중화된 액상은 효소탱크로공급배관(274)을 거쳐 액상펌프(314)를 사용하여 효소믹스탱크(305)로 들어가고, 효소 저장탱크(304)에서 효소(0.24 wt%)를 효소 이송펌프(315)를 사용하여 효소믹스탱크(305)에 주입하여 혼합하고 효소수용액이송펌프(316)를 사용하여 1차 효소가수분해믹스탱크(306)에 주입하고, 25 내지 30 ℃의 냉각 응축수를 냉각응축수펌프(303)를 사용하여 1차 효소가수분해믹스탱크(306) 및 2차 효소가수분해믹스탱크(307)의 광전자 촉매 동관(322)으로 공급하면 광전자 에너지로 인해 내부의 효소 수용액의 온도를 40 내지 50 ℃까지 올리고,
1차 효소가수분해믹스탱크(306)에서 나온 당화 수용액을 당화 수용액 이송펌프(317)를 이용하여 2차 효소가수분해믹스탱크(307)에 보내어 가수분해 한 다음 가수분해에 사용한 25~30℃의 물은 응축기공급배관(323)으로 보내어 냉각응축기(362)로 보내고,
2차 효소가수분해믹스탱크(307)에서 배출된 당화 수용액을 당화 수용액 이송펌프(328)를 이용하여 효모 믹스탱크(309)로 이송하며 효모 저장탱크(308)에서 효모 이송펌프(329)를 사용하여 효모(0.05 wt%)를 효모 믹스탱크(309)로 보내어 혼합하고 효모 수용액 이송펌프(330)를 이용하여 1차 발효탱크(311)로 이송하며,
냉각 응축수 펌프(303)를 사용하여 냉각기(310)로 보낸 25 내지 30 ℃의 물을 상온물공급펌프(320)를 사용하여 공급된 냉각수로 20 내지 25 ℃로 냉각하고, 사용된 냉각수는 냉각수 20~25 ℃의 배관에 연결하여 1차 발효탱크(311) 및 2차 발효탱크(312) 내의 광전자 촉매 동관(322)으로 주입되어 발효탱크 내의 온도를 광전자 에너지를 이용하여 28~33 ℃<36 ℃로 맞추고, 1차 발효탱크(311)에서 일부 발효된 액상은 발효액2차발효탱크이송펌프(319)를 사용하여 2차발효탱크(312)로 보내어 최종 24 시간 동안 발효하고 2차발효액이송배관(331)을 통하여 고체/액체분리기(313)로 이송하며,
광전자 촉매 동관(322)을 거친 20~25 ℃의 물은 응축기 공급배관(324)으로 이송하고,
냉각응축기(362)로 유입되고, 고체/액체분리기(313)에서 분리한 액상은 에탄올액상이송배관(325)에 주입이 되고, 고체는 고체 이송차량(326)을 이용하여 수분 제거기(354)로 이송되는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 7 항에 있어서,
상기 에탄올액상이송배관(325)을 거친 액상은 증류기(351)로 들어가고,
상기 70℃물배출수공급배관(269)을 거친 70 ℃의 고온수는 증류기(351) 내의 광전자촉매동관(353)으로 주입되어 양자 이론 기반의 광전자 에너지로 증류기(351) 내부의 온도를 90~95 ℃<100 ℃로 유지시키고, 고온 물 응축기 이송배관(357)을 거쳐 냉각응축기(362)로 유입되며, 증류기(351) 내의 에탄올 가스는 고온증기에탄올 공급배관(358)을 거쳐 냉각기(359)로 들어가고,
상기 냉각기(359)에 사용한 냉각수를 냉각수 이송배관(360)을 통해 냉각 응축기(302)로 주입하고,
상기 냉각 응축기(302)로부터 냉각 응축수 이송배관(321)을 통하여 냉각수가 주입되고 냉각 응축수 이송펌프(368)를 사용하여 냉각기(359)에 주입되어 90 ℃의 에탄올을 30 ℃로 온도를 낮춘 액상 에탄올은 냉각 에탄올 저장탱크(361)에 저장되며, 냉각기(359)에 사용된 냉각수는 냉각수 이송배관(360)을 거쳐 냉각응축기(302)에 유입되고,
증류기(351) 내부의 온도를 90~95 ℃<100 ℃로 유지하고 기화된 에탄올은 고온증기에탄올공급배관(358)으로 들어가며, 내부의 물은 액상으로 고체/액체분리기(352)에서 분리되어 물은 폐수로 처리하고, 고체는 수분 제거기(354)로 이송하며,
De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(365), De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(366), De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(367)을 포함하고,
1차 효소가수분해믹스탱크(306) 및 2차 효소가수분해믹스탱크(307)의 광전자 촉매동관(322)을 거쳐 나온 온수는 응축기 공급배관(323)을 통하여 냉각응축기(362)로 유입되고,
1차 발효탱크(311) 및 2차 발효탱크(312) 내의 광전자촉매동관(322)을 거쳐 나온 온수는 응축기 공급배관(324) 거쳐 고온물응축기이송배관(357)에 연결되어 냉각응축기(362)로 유입되는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- Heating연료연소시폐가스이송배관(16), Heating연료연소시폐가스이송배관(156), Heating연료연소시폐가스이송배관(279)을 포함하고 CO2 제거를 위해 폐가스를 De-CO2(SCR)장치로 전달하며, 화석연소연료인 LNG, LPG, 가솔린, 디젤, 중유, 석탄(액체 및 고체 연소연료)를 사용시 폐가스를 이송하고,
스팀생산기(12), 스팀생산기(152), 스팀생산기(262)를 포함하고 플라즈마 연소장치이면 폐가스차단밸브(433)를 닫고 폐가스는 폐가스De-Nox이송배관(418)을 통하여 De-NOx(SCR)장치로 이송하며,
1차 발효탱크(311) 및 2차 발효탱크(312)에서 발생한 CO2는 CO2 발생 이송배관(327)을 거쳐 유량 240 m3/hr 이내로 1차 De-CO2장치(413)에 유입하고, De-NOx(SCR)장치의 폐가스 De-Nox로 이송배관(418)으로 유입하며,
스팀생산기(12), 스팀생산기(152), 스팀생산기(262)를 포함하고 화석연소연료를 사용하면 폐가스차단밸브(433)를 거친 폐가스의 유량은 240 m3/hr로서 1차 De-CO2장치(413)로 들어가고 CO2를 제거하기 위해 촉매 L-Alanine(C3H7NO2)(401)을 촉매 L-Alanine주입 펌프(402)를 사용하여 촉매 L-Alanine수용액 믹스탱크(403)에 투입하고, 촉매 L-Alanine수용액 믹스탱크(403) 및 촉매 KOH수용액 믹스탱크(408)로 보내고 일부 냉각 응축수는 냉각 응축수 펌프(303)로 이송하고,
냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69), 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 물 공급배관(212), 냉각 응축수 이송배관(321)을 포함하며 물주입펌프(404)를 사용하여 촉매 L-Alanine수용액 믹스탱크(403)에 주수하여 L-Alanine(8.0 wt%)와 물(92w t%)로 믹스하고, 촉매 KOH 저장탱크(406)에서 촉매 KOH 주입펌프(407)를 사용하여 촉매KOH수용액믹스탱크(408)에 투입하고,
냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69), 냉각응축수De-CO2(SCR)물공급배관(212), 냉각응축수이송배관(321)을 포함하며, 물주입펌프(409)를 사용하여 촉매 KOH수용액 믹스탱크(408)에 주수하여 KOH(7.0 wt%)와 물(93 wt%)를 믹스(혼합)하고, 혼합된 촉매인 촉매L-Alanine수용액믹스탱크(403)의 수용액을 L-Alanine수용액 주입펌프(405)를 사용하여 촉매수용액믹스탱크(411)에 50 % 주입하고, 촉매KOH수용액믹스탱크(408)의 수용액을 KOH수용액주입펌프(410)를 사용하여 촉매 수용액 믹스탱크(411)에 50 % 주입하여 혼합하고 촉매 수용액 이송펌프(412)를 사용하여 1차 De-CO2장치(413), 2차 De-CO2장치(414), 3차 De-CO2장치(415)로 이송하고, CO2가 포함된 폐가스가 1차 De-CO2장치(413)에 240 m3/hr의 유량으로 주입되고 촉매수용액을 1차 De-CO2장치(413)에서 스프레이로 뿌려 1차적으로 CO2 92.95 %가 H2CO3로 액상이 되고, 2차적으로 2차 De-CO2장치(414)에서 99.503 %가 액상이 되며, 마지막으로 3차 De-CO2장치(415)에서 CO2는 99.965 %까지 H2CO3로 액상이 되고, 상온의 액상 수용액은 CO2혼합물 이송배관(419)으로 이송되며, 나머지 폐가스는 폐가스 건조기(416)를 거쳐, CO2확인 분석기(417)에서 CO2포함 비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매수용액 유량을 조절하여 폐가스 De-Nox로 이송배관(418)으로 이송하고,
고온 스팀 CO2 SCR 이송배관(42), 고온 스팀 CO2 SCR 이송배관(176), 고온 스팀 De-CO2 SCR 이송배관(276)을 포함하며, 400℃의 고온의 스팀과, 상온의 CO2혼합물이 CO2혼합물 이송배관(419)을 거쳐 액상 수용액이 열교환기(420)에 들어오면 고온의 스팀으로 인해 열교환기(420)에서 액상 수용액의 온도가 250℃까지 올라가며 L-Alanine는 212.9 ℃에서 기화되어 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고 액상인 KOH, H2CO3는 열교환기(421)로 들어가고,
고온 스팀 CO2 SCR 이송배관(42), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(207), 고온 스팀 CO2 SCR 이송배관(276)을 포함한, 공급된 고온의 스팀으로 열교환기(421)에서 380℃까지 온도가 올라가며, H2CO3는 333.6℃에서 기화되어 기체 상태는 냉각기(423)로 들어가고 액상인 KOH는 재생 KOH 저장탱크(422)에 들어가서 재활용되고, 냉각기(423)로 들어간 H2CO3는 냉각 응축수 공급펌프(431)에 의하여 냉각수를 공급하여 온도를 120 ℃로 낮추어 H2CO3 저장탱크(424)로 들어가 공급하며, 포함된 일부 수분은 수증기는 외부에 자연 배출되고, 250 ℃까지 올라간 L-Alanine는 기체 상태로 냉각기(425)로 들어가고,
냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69), 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(212), 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(363)을 포함하며 냉각수를 냉각 응축수 공급펌프(426)를 사용하여 냉각기(425)에 주수하여 온도를 150℃까지 내리고, 액상/수증기분리기(427)에서 수증기는 냉각기(429)로 유입하고 액상 L-Alanine는 재생 L-Alanine 저장탱크(428)로 들어가 냉각되어 고체화 된 후 재활용하고,
냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69),냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관 (212), 냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관(363)을 포함하며 공급된 냉각수가 냉각기(429)로 주수되어 150℃의 증기를 90℃이하의 액상으로 만들고,
De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(70), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(207), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(365)을 포함하며,
냉각 응축기(63), 냉각 응축기(202), 냉각 응축기(362)를 포함하고,
CO2 혼합물 이송배관을 분리하기 위하여 CO2 혼합물 이송배관(419), 열교환기(420)에서 나온 온도 250℃ 스팀과 열교환기(421)에서 나온 온도 380℃ 스팀은 스팀 발전을 위해 고온 완충 탱크 이송배관(550)에 연결되고,
스팀 발전을 위해 고온스팀 완충 탱크(551)로 유입되고 냉각기(423)에서 나온 100℃ 스팀은 냉각 응축기(430)에서 일부 증기가 응축수가 되고,
De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(70), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(207), De-CO2(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(365)을 포함하고,
냉각 응축기(63), 냉각 응축기(202), 냉각 응축기(362)로 들어가고,
냉각수는 냉각 응축수 De-CO2(SCR) 공급배관(69), 냉각응축수CO2(SCR)공급배관(212), De-CO2(SCR)고온스팀응축기주입배관(365)을 포함하며 냉각응축수공급펌프(431)에 의하여 냉각응축수공급배관(432)으로 공급하고,
물주입펌프(456)를 사용하여 촉매 수용액 믹스탱크(455)로 유입하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 9 항에 있어서,
상기 폐가스De-NOx로이송배관(418)을 거친 폐가스는 De-NOx 장치(458)로 들어가고, NOx를 제거하기 위해 촉매 NaClO2(451)를 촉매 NaClO2 주입펌프(453)를 이용하여 촉매 수용액 믹스탱크(455)에 주입하고, 촉매 H2SO4 저장탱크(452)에서 촉매 H2SO4 주입펌프(454)를 사용하여 촉매 수용액 믹스탱크(455)에 주입하여 촉매 NaClO2(10 wt%), 촉매 H2SO4(0.15 wt%) 및 물(89.95 wt%)의 수용액을 만들고, 촉매수용액은 촉매 수용액 주입펌프(457)를 사용하여 De-NOx 장치(458)로 들어가 스프레이로 뿌려져 NOx혼합물 이송배관(462)으로 들어가고 나머지 폐가스는 폐가스 건조기(459)를 거쳐 NOx 확인 분석기(460)에서 NOx 포함비율을 분석하고 폐가스 이송 유량이나 촉매 수용액 유량을 조절하여 폐가스 De-SOx로 이송배관(461)으로 이송되고,
상온의 NOx혼합물이NOx혼합물 이송배관 (462)으로 들어온 NOx혼합물은 열교환기(463)로 들어가고,
고온 스팀 De-NOx SCR 이송배관(43), 고온 스팀 De-NOx SCR 이송배관(177), 고온 스팀 De-NOx SCR 이송배관(277)을 포함하며, 400℃의 고온 스팀은 열교환기(463)에서 NOx혼합물의 온도를 380℃까지 올리고 NHO3, H2SO4 및 수증기는 냉각기(465)로 이송하고, 액상의 NaClO2는 재생 NaClO2 저장탱크(464)에서 냉각되어 고체화시켜 재활용하며, 냉각기(465)로 들어온 NHO3, H2SO4 가스를 포함하고,
냉각 응축수 De-NOx(SCR) 이송펌프(67), 냉각 응축수 De-NOx(SCR) 공급배관(210), 냉각 응축기(362)와 냉각 응축수 NOx(SCR) 공급배관(364)을 포함하고, 냉각 응축수 주입펌프(474)로 냉각기(465)에 공급하여 냉각기(465)로 들어온 NHO3, H2SO4가스를 200℃로 냉각하고 액상/수증기 분리기(466)로 들어가면, 액상인 H2SO4는 재생 H2SO4 저장탱크(467)에 저장되어 재활용되고, 냉각기(465)에서 나온 200 ℃의 스팀 및 열교환기(463)에서 나온 380 ℃의 고온의 스팀은 고온 완충 탱크 이송배관(550)에 연결되어 이송되고,
스팀 발전을 위해 고온스팀 완충 탱크(551)로 들어가고 냉각기(468)에서 나온 냉각수, 상기 냉각기(471)에서 나온 냉각수는 De-NOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(71), De-NOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(208), De-NOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(366)을 포함하며,
냉각 응축기(63), 냉각기 응축기(202), 냉각기 응축기(362)로 유입되고 액상/수증기 분리기(466)의 200℃ 가스는 냉각기(468)로 들어가고,
냉각 응축수 De-NOx(SCR) 이송펌프(67), 냉각 응축수 De-NOx(SCR) 공급배관(210), 냉각 응축수 CO2(SCR) 공급배관(363)를 포함하며 냉각 응축수 공급배관(432)으로 공급된 냉각수는 냉각 응축수 주입펌프(474)를 사용하여 냉각 응축수 공급배관(469)을 거쳐 냉각기(468)에서 온도를 90℃로 낮추어 액상/수증기분리기(470)로 들어가며, 기체인 NHO3는 냉각기(471)로 재이송하고 액상으로 변한 스팀은 폐수로 처리하며, 냉각 응축수 공급배관(469)을 거친 냉각수는 냉각 응축수 주입펌프(474)를 사용하여 냉각기(471)로 보내어 기체인 NHO3를 50℃로 냉각하여 NHO3 저장탱크(472)로 보내 사용처에 공급하고, 냉각 응축수 주입펌프(474)에서 나온 냉각수는 냉각 응축수 De-SOx(SCR)장치 공급배관(473)으로 공급하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 10 항에 있어서,
NOx가 제거된 폐가스는 폐가스 De-SOx로 이송배관(461)을 거쳐 De-SOx장치(506)로 이송되고, 촉매 NaOH 저장탱크(501)에서 촉매 NaOH 주입펌프(504)를 사용하여 촉매수용액 믹스탱크(502)로 촉매를 주입하고,
냉각 응축수 De-SOx(SCR)장치 공급배관(473)을 통하여 냉각수를 냉각 응축수 주입펌프(503)를 사용하고 촉매수용액 믹스탱크(502)에 주수하고 믹스하여 De-SOx장치(506)로 보내 스프레이로 뿌려지며, 비율은 NaOH(10 wt%)와 물(90 wt%)로 구성되고,
SOx혼합물은 SOx혼합물 이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 보내고, 남은 폐가스는 폐가스 건조기(507)를 거쳐 SOx 확인 분석기(508)를 포함하고,
폐가스De-SOx로이송배관(461)의 유량을 조절하고, 촉매 수용액 펌프(505)에서 스프레이 량을 조절하며, SOx 확인 분석기(508)를 거친 폐가스는 SOx 제거 폐가스 이송배관(517)을 거쳐 폐가스 수분제거 드럼(518)으로 유입되고, 폐가스 프레어 스택(519)에서 잔존 폐가스를 대기 중에 방출하고,
상온의 SOx혼합물은 SOx혼합물 이송배관(509)을 거쳐 열교환기(510)로 들어온 혼합물을 포함하고,
고온 스팀 De-SOx SCR 이송배관(44), 고온 스팀 De-SOx SCR 이송배관(178), 고온 스팀 De-SOx SCR 이송배관(278)으로 유입된 380~400℃의 스팀을 사용하여 360~370℃의 고온으로 높인 후 액상/수증기 분리기(511)를 거쳐 액상인 NaOH는 재생 NaOH 저장탱크(512)에서 냉각되어 고체화 된 후 재활용하고, 가스화된 H2SO4는 냉각기(513)로 들어가고,
냉각수는 냉각응축수주입펌프(474)를 사용하여 냉각응축수De-SOx(SCR)장치 공급배관(473)을 거쳐 냉각응축수 공급펌프(516)를 사용하여 냉각기(513)에 유입되어 냉각하고, 냉각기(513)를 거친 H2SO4는 150℃로 온도가 내려가서 액상/수증기 분리기(514)에서 분리되어 액상인 H2SO4는 H2SO4 저장탱크(515)에 저장되어 필요한 곳에 공급하고, 열교환기(510)에 사용한 스팀은 고온 완충 탱크 이송배관(550)에 연결되고,
고온스팀 완충 탱크(551)로 유입되며 냉각기(513)에 사용되는 냉각수는 액상/수증기분리기(514)의 증기 및 스팀냉각수이송배관(557)으로 이송되고,
De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(72), De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(209), De-SOx(SCR)고온스팀응축기주입배관(367)을 포함하고,
De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(72)으로 유입되고 냉각 응축기(63)로 유입되며 De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(209)로 유입되고, 냉각응축기(202)로 유입되고, De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입배관(367)을 거쳐 고온 물 응축기 이송배관(357)에 연결 유입되고, 냉각 응축기(362)로 들어가는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 상기 제 9 항에 있어서,
열교환기(420) 및 열교환기(421), 열교환기(463), 열교환기(510)를 포함하고, 사용된 고온의 스팀을 모아 고온 완충 탱크 이송배관(550)으로 보내고, 고온의 스팀을 스팀완충 탱크(551)에서 저장하고 스팀 압축기(552)에서 1.5 bar, 380 ℃의 스팀을 90 bar, 310 ℃의 스팀의 고압으로 변환시키고, 고압 스팀 터빈(553)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내고, 60 bar, 280 ℃의 스팀을 중압 스팀 터빈(554)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내고, 30 bar, 210 ℃의 스팀을 저압 스팀 터빈(555)으로 보내어 터빈의 회전을 발전기(558)에 보내어 전력을 생산하고,
저압 스팀 터빈(555)을 거쳐 나온 스팀은 6 bar, 130 ℃의 스팀을 스팀 냉각 응축기(556) 로 보내어 스팀냉각수이송배관(557)으로 이송하고,
De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입 배관(72)에 연결되어 냉각응축기(63)로 주입되고,
De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입 배관(209) 에 연결되어 냉각 응축기(202)로 주입되고,
De-SOx(SCR) 고온 스팀 응축기 주입 배관(367)에 연결하여 냉각 응축기(362)로 주입되는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 플라스틱류, 펠트류, 고무류, 고분자재류, Rubber류, 가죽류, 종이류, 폐유류, 식물성유류, 식물씨앗류, 목재류가 포함되며 열분해 되는 도시고형폐기물을 유입하고 해당 제어신호에 의하여 균일한 크기로 분쇄시켜 파쇄도시고형폐기물로 배출하는 회전전단파쇄기(17);
상기 회전전단파쇄기(17)로부터 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 상온의 균일한 온도 환경에서 소정 시간 동안 체류시켜 수분을 제거하는 수분건조기(18);
상기 수분건조기(18)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하며 해당 제어신호에 의하여 발생된 자력을 인가하여 금속류를 분리 제거하는 자기분리기(19);
상기 자기분리기(19)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 단위 무게 검출에 의하여 비철금속을 분리 제거하는 비철분리기(20);
상기 비철분리기(20)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 균일한 유속으로 순환되는 공기에 의하여 비산되는 도시고형폐기물의 분진을 분리 포집하여 압축하는 공압분리기(21);
상기 공압분리기(21)를 통과한 상기 파쇄도시고형폐기물을 컨베이어벨트로 유입하고 균일한 크기의 다수 관통홀에 균일한 압력으로 연속 압입하여 균일한 크기로 성형하는 성형기(22);
상기 성형기(22)를 통과한 도시고형폐기물칩과 상기 공압분리기(21)에서 포집한 도시고형폐기물분진을 각각 유입하여 섭씨 200 내지 250 도 온도의 스팀을 유입받아 흐르는 동관 사이를 통과시키면서 고온의 플라즈마를 공급하여 액상화도시고형폐기물을 배출하는 열분해탱크(23);
상기 열분해탱크(23)로부터 배출되는 스팀을 유입하고 플라즈마 또는 화석연소연료에 의하여 평균 섭씨 500 도 온도의 스팀을 생성하여 배출하는 스팀생산기(12);
상기 열분해탱크(23)로부터 열분해된 액상화도시고형폐기물을 유입하고 상기 스팀생산기(12)로부터 평균 섭씨 500 도의 온도의 스팀을 유입하여 상기 액상화도시고형폐기물을 다수의 물질로 각각 분리되도록 증류하는 증류기(26); 를 포함하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 회전전단파쇄기(17)는 유입되는 도시고형폐기물에 단위 센티미터 길이에 평균 10 킬로그램의 절단압력을 인가하여 반복 절단하므로 평균 직경 0.5 센티미터 미만 크기의 알갱이로 분쇄하여 파쇄도시고형폐기물로 배출하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
싱기 수분건조기(18)는 상기 파쇄도시고형폐기물을 유입하고 섭씨 30 내지 35 도의 온도가 일정하게 유지되며 초속 8 미터 유속의 공기가 순환되는 환경에서 5 내지 10 분간 체류시킨 후 통과되도록 하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 자기분리기(19)는 해당 제어신호에 의하여 인가되는 전원에 의하여 평방 센티미터 단위로 3 내지 4 가우스 세기의 자력을 발생하며 상기 파쇄도시고형폐기물의 상방 5 내지 10 센티미터 상방에서 인가하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 비철분리기(20)는 단위 크기에 대하여 무게가 많이 나가고 연소되지 않는 비철금속과 가연성 종류로 분리하는 원판형 원심분리기로 이루어지는 구성을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 공압분리기(21)는 평균 초속 16 미터 유속의 공기를 상기 파쇄도시고형폐기물에 공급하여 비산되는 먼지를 포집하고 기계적 회전 압력을 인가하여 압축하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 성형기(22)는 파쇄도시고형폐기물의 알갱이를 평균 5 내지 15 밀리미터의 지름과 평균 10 밀리미터 깊이를 형성하는 관통홀에 평방 센티미터 단위 마다 평균 10 내지 15 킬로그람 무게의 압력으로 압입하여 균일한 크기로 성형되도록 압축하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 열분해탱크(23)는 다수의 동관이 평행하게 설치된 내부에 플라즈마를 인가하여 광전자촉매로 이루어지는 상기 동관에 흐르는 섭씨 200 내지 250 도 온도의 스팀 온도를 평균 400 도로 올리는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 스팀생산기(12)는 상기 열분해탱크(23)로부터 배출되는 스팀을 광전자촉매로 이루어지는 동관에 유입하고 압축공기와 함께 공급되는 화석연소연료의 연소 또는 플라즈마로부터 인가되는 열을 공급받고 평균 500 도 온도의 스팀을 배출하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 증류기(26)는
상기 스팀생산기(12)로부터 인가되는 섭씨 500 도의 스팀을 유입하며 동 재질로 이루어지는 광전자촉매동관(24);
상기 광전자촉매동관(24)을 내부 공간에 설치하고 상기 열분해탱크(23)로부터 배출되는 액상화도시고형폐기물을 유입하며 평균 5 내지 10 밀리미터 두께의 광전자촉매동라이닝(27)으로 이루어지며 그릇용기 형상을 하는 증류기바울(29);
상기 증류기바울(29)을 하부 끝단 부분에 내장 설치되고 폐쇄된 함체 형상의 내부 하측부이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 중질유를 수집 배출하는 중질류층(33);
상기 중질류층(33)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 디젤유를 수집 배출하는 디젤층(32);
상기 디젤층(32)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 등유를 수집 배출하는 등유층(31);
상기 등유층(31)의 상측부 이면서 상기 증류기바울(29)이 증류한 가솔린을 수집 배출하는 가솔린층(30); 을 포함하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 22 항에 있어서,
상기 중질류층(33)은
상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 상기 증류기바울(29)에서 증류된 중질유를 모두 수집 배출하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 22 항에 있어서,
상기 디젤층(32)은
상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 3 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 상기 증류기바울(29)에서 증류된 디젤유를 모두 수집 배출하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 22 항에 있어서,
상기 등유층(31)은
상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 상기 증류기바울(29)에서 증류된 등유를 모두 수집 배출하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 22 항에 있어서,
상기 가솔린층(30)은
상기 열분해탱크(23)에 유입된 도시고형폐기물의 6 wt%에 해당하는 지올라이트를 배치하며 상기 증류기바울(29)에서 증류된 가솔린을 모두 수집 배출하는 구성으로 이루어지는 것을 특징으로 하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
- 제 13 항에 있어서,
상기 증류기(26)로부터 수집된 중질유와 디젤유와 등유와 가솔린을 각각 분리된 상태로 유입하여 냉각시키고 냉각된 중질유는 중질유배출배관(41)으로 배출하며 냉각된 디젤유는 디젤배출배관(40)으로 배출하고 냉각된 등유는 등유배출배관(39)으로 배출하며 냉각된 가솔린은 가솔린배출배관(38)으로 각각 배출하는 냉각기(35)를 더 포함하는 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020230040312A KR102629240B1 (ko) | 2023-03-28 | 2023-03-28 | 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020230040312A KR102629240B1 (ko) | 2023-03-28 | 2023-03-28 | 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| KR102629240B1 true KR102629240B1 (ko) | 2024-01-26 |
Family
ID=89720046
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| KR1020230040312A KR102629240B1 (ko) | 2023-03-28 | 2023-03-28 | 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| KR (1) | KR102629240B1 (ko) |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR100522658B1 (ko) | 1999-05-11 | 2005-10-20 | 주식회사 대원팝틴폼 | 마이크로웨이브 플라즈마 버너 |
| KR20060028570A (ko) * | 2004-09-25 | 2006-03-30 | 주식회사 알포 | 폐합성 고분자화합물의 연속식 열분해 시스템 |
| KR20070032634A (ko) * | 2004-03-14 | 2007-03-22 | 오즈모테크 피티와이 엘티디 | 폐기물 물질의 액체 연료로의 전환 방법 및 이를 위한 장치 |
| KR20100100362A (ko) * | 2009-03-06 | 2010-09-15 | 서흥인테크(주) | 혼합쓰레기 전처리 과정에서의 선별방법 |
| KR20110075308A (ko) * | 2009-12-28 | 2011-07-06 | 한국에너지기술연구원 | 폐플라스틱으로부터 재생연료유를 생산하는 회분식 공정의 연속공정화 방법 |
| KR101272172B1 (ko) * | 2011-11-30 | 2013-06-07 | 이상훈 | 알피에프 제조 시스템 |
| KR101294926B1 (ko) | 2010-12-31 | 2013-08-08 | 한국에너지기술연구원 | 바이오디젤 생산을 위한 전처리 반응에서 발생한 메탄올과 산 촉매의 혼합용액으로부터 메탄올을 회수하는 방법 및 회수된 메탄올을 재활용하는 방법 |
| KR101664833B1 (ko) | 2015-10-02 | 2016-10-13 | 주식회사 윈테크에너지 | 스팀 플라즈마를 이용한 일산화탄소 제조장치 및 제조방법 |
| KR20200046651A (ko) * | 2018-10-25 | 2020-05-07 | 이병삼 | 폐합성수지의 유화장치 및 유화방법 |
| KR20200103224A (ko) * | 2019-02-22 | 2020-09-02 | 운해이엔씨(주) | 양자에너지 발생기가 내장된 플라이애쉬 자원화 장치 |
| KR102417097B1 (ko) | 2021-10-26 | 2022-07-06 | 최병렬 | 천연가스를 이용한 블루수소 생산장치와 원료 연소시 발생한 폐가스의 액화 장치, 고온의 증기를 이용한 증기 터빈 발전장치 |
| KR102457045B1 (ko) | 2021-10-26 | 2022-10-24 | 최병렬 | 다양한 원료를 이용한 블루수소 생산장치, 원료 연소시 발생한 폐가스의 액화장치 및 고온의 증기를 이용한 증기터빈 발전장치 |
-
2023
- 2023-03-28 KR KR1020230040312A patent/KR102629240B1/ko active IP Right Grant
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR100522658B1 (ko) | 1999-05-11 | 2005-10-20 | 주식회사 대원팝틴폼 | 마이크로웨이브 플라즈마 버너 |
| KR20070032634A (ko) * | 2004-03-14 | 2007-03-22 | 오즈모테크 피티와이 엘티디 | 폐기물 물질의 액체 연료로의 전환 방법 및 이를 위한 장치 |
| JP2007529574A (ja) * | 2004-03-14 | 2007-10-25 | オズモテック ピーティーワイ リミテッド | 廃材を液体燃料に転換するための方法及びプラント |
| KR20060028570A (ko) * | 2004-09-25 | 2006-03-30 | 주식회사 알포 | 폐합성 고분자화합물의 연속식 열분해 시스템 |
| KR20100100362A (ko) * | 2009-03-06 | 2010-09-15 | 서흥인테크(주) | 혼합쓰레기 전처리 과정에서의 선별방법 |
| KR20110075308A (ko) * | 2009-12-28 | 2011-07-06 | 한국에너지기술연구원 | 폐플라스틱으로부터 재생연료유를 생산하는 회분식 공정의 연속공정화 방법 |
| KR101294926B1 (ko) | 2010-12-31 | 2013-08-08 | 한국에너지기술연구원 | 바이오디젤 생산을 위한 전처리 반응에서 발생한 메탄올과 산 촉매의 혼합용액으로부터 메탄올을 회수하는 방법 및 회수된 메탄올을 재활용하는 방법 |
| KR101272172B1 (ko) * | 2011-11-30 | 2013-06-07 | 이상훈 | 알피에프 제조 시스템 |
| KR101664833B1 (ko) | 2015-10-02 | 2016-10-13 | 주식회사 윈테크에너지 | 스팀 플라즈마를 이용한 일산화탄소 제조장치 및 제조방법 |
| KR20200046651A (ko) * | 2018-10-25 | 2020-05-07 | 이병삼 | 폐합성수지의 유화장치 및 유화방법 |
| KR20200103224A (ko) * | 2019-02-22 | 2020-09-02 | 운해이엔씨(주) | 양자에너지 발생기가 내장된 플라이애쉬 자원화 장치 |
| KR102417097B1 (ko) | 2021-10-26 | 2022-07-06 | 최병렬 | 천연가스를 이용한 블루수소 생산장치와 원료 연소시 발생한 폐가스의 액화 장치, 고온의 증기를 이용한 증기 터빈 발전장치 |
| KR102457045B1 (ko) | 2021-10-26 | 2022-10-24 | 최병렬 | 다양한 원료를 이용한 블루수소 생산장치, 원료 연소시 발생한 폐가스의 액화장치 및 고온의 증기를 이용한 증기터빈 발전장치 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 미국 특허번호 US-5580389-A(1996년 12월 03일) ‘METHOD OF SEPARATING ACDS AND SUGARS RESULTING FROM STRONG ACD HYDROLYSIS’ |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Deng et al. | Pretreatment of agricultural residues for co-gasification via torrefaction | |
| Bergman et al. | Torrefaction for biomass upgrading | |
| Vamvuka | Bio‐oil, solid and gaseous biofuels from biomass pyrolysis processes—an overview | |
| KR101445205B1 (ko) | 열분해에 의해 바이오매스로부터 합성 가스를 제조하는 시스템 및 방법 | |
| KR101796461B1 (ko) | 고농도 바이오매스 함량을 갖는 석탄-바이오매스 혼합연료 제조방법 | |
| AU2012256008A1 (en) | Methods for integrated fast pyrolysis processing of biomass | |
| CN101787291A (zh) | 褐煤高效快速热解方法 | |
| CN101012384A (zh) | 以生物质为原料气化制备燃气的方法和装置 | |
| US10024533B2 (en) | System and process for combusting cleaned coal and beneficiated organic-carbon-containing feedstock | |
| CN101531910A (zh) | 生物质快速热解液化系统 | |
| EP1883689B1 (fr) | Procede de distillation de produits solides organiques | |
| FR2899596A1 (fr) | Procede de production d'energie electrique a partir de biomasse | |
| Bhattacharya | State-of-the-art of utilizing residues and other types of biomass as an energy source | |
| EP3568242B1 (en) | Process and system for treating municipal solid waste materials and producing multiple products | |
| US10018355B2 (en) | System and process for combusting coal and beneficiated organic-carbon-containing feedstock | |
| KR102629240B1 (ko) | 양자 이론 기반 재생원유와 바이오디젤과 바이오에탄올 생산 시스템 | |
| WO2012147752A1 (ja) | 流動層乾燥設備及び石炭を用いたガス化複合発電システム | |
| US9683738B2 (en) | System for co-firing coal and beneficiated organic-carbon-containing feedstock in a coal combustion apparatus | |
| CN201198470Y (zh) | 生物质快速热解液化系统 | |
| CN203295433U (zh) | 车载秸秆处理系统 | |
| CN101602954A (zh) | 秸秆快速热裂解生产燃料的方法及其燃料产品 | |
| US20170297067A1 (en) | Waste Stream Recovery Conversion Technologies | |
| CN109575968A (zh) | 一种废弃有机物绝氧裂解碳化工艺及其设备 | |
| CN108841416A (zh) | 生活垃圾裂解气化工艺方法 | |
| JP4385375B2 (ja) | 高含水バイオマスのエネルギー回収方法及び装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
| GRNT | Written decision to grant |