KR20130102044A

KR20130102044A - 탄소 포집을 갖는 제트 엔진

Info

Publication number: KR20130102044A
Application number: KR1020137005470A
Authority: KR
Inventors: 토르 크리스텐슨; 크누트 뵈르세쓰; 스텔란 함린; 헤르만 드 메이어
Original assignee: 사르가스 에이에스
Priority date: 2010-07-28
Filing date: 2011-07-22
Publication date: 2013-09-16
Also published as: JP2013533426A; US20130119667A1; AU2011284982A1; EP2598230A1; EA201300013A1; CA2804884A1; WO2012013596A1; CN103096999A; BR112013002035A2

Abstract

본 발명은 전력 및 배기 가스를 생산하기 위해 가스 연료와, 산소를 포함하는 가스가 가스 터빈에 유입되고, 가스 터빈에서 추출한 배기 가스가 보일러내 스팀 발생에 의해 냉각되고, 처리된 CO₂ 희박 배기 가스가 주변으로 배출되고 포집된 CO₂가 발전소에서 배출되기 전에, 냉각된 배기 가스를, 냉각된 배기 가스에서 흡수/탈착 과정에 의해 CO₂를 포집하기 위한 CO₂ 포집 발전소로 유입하여 추가 처리를 거쳐 CO₂를 배출하게 될 CO₂ 농후 스트림(stream)과 처리된 CO₂ 희박 배기 가스가 제공되고, 가스 터빈에서 배출되는 배기 가스가 3 내지 15 바라의 압력을 갖고, 배기 가스는 CO₂ 포집 발전소에서 배출된 후 대기 압력으로 팽창되는 전력 및 포집 CO₂ 생산 방식에 관한 것이다. 상기 방식을 수행하는 발전소도 기재되었다.

Description

탄소 포집을 갖는 제트 엔진{JET ENGINE WITH CARBON CAPTURE}

본 발명은 탄소질 연료의 연소에서 발생하는 배기 가스 등 CO₂를 포함하는 기체에서 CO₂를 포집하는 기술 분야에 관한 것이다. 더 구체적으로는, 기존의 방식에 비해 전기적 효율이 높은, CO₂를 포함하는 가스 화력 복합 사이클 발전소의 개선에 관한 것이다.

대기 중 CO₂의 온실 가스 효과로 인해, 탄소질 연료, 더 구체적으로는 화석 연료의 연소에서 발생하는 CO₂의 배출은 깊은 우려의 대상이 되고 있다. 대기 중 CO₂ 배출을 감축할 수 있는 한 가지 접근 방법은 탄소질 연료의 연소에서 발생하는 배기 가스에서 CO₂를 포집하고 포집된 CO₂을 안전하게 저장하는 것이다. 지난 약 10년간 CO₂ 포집을 위한 여러 해결 방안들이 제안되어왔다.

CO₂ 포집을 위해 제안된 기술들은 다음의 3 가지 주요 그룹으로 분류될 수 있다:

1. CO₂ 흡수 - 배기 가스를 가역적으로 흡수하여 배기 가스 중 CO₂를 감축하고 흡수제를 재발생하여 생성된 CO₂가 추가 처리되고 저장됨

2. 연료 전환 - 탄화수소 연료가 수소와 CO₂로 전환 (개질)됨. 수소에서 CO₂가 분리 및 안전하게 저장되는 한편 수소는 연료로 사용됨

3. 산소연료(Oxyfuel) - 공기 중에서 분리된 산소가 존재하는 상태에서 탄소질 연료가 연소됨. 산소를 공기로 치환하여 남은 CO₂와 스팀으로 주로 구성된 배기 가스가 냉각 및 플래싱(flashing)에 의해 분리됨.

WO 2004/001301 A (SARGAS AS) 31.12.2003에 기재된 발전소에서는 증가된 압력하에 탄소질 연료가 연소되고, 연소실내 스팀 튜브에서의 스팀 발생에 의해 연소실 안에서 연소 가스가 냉각되고, 흡수/탈착에 의해 연소 가스에서 CO₂가 분리되어 남은 CO₂가 감축된 가스 및 Co₂는 저장되고, CO₂가 감축된 연소 가스는 가스 터빈에서 확장된다.

WO 2006/107209 A (SARGAS AS) 12.10.2006에서는 연료 주입 및 배기 가스 전처리가 개선된 석탄 화력 가압 유동층 연소 발전소를 기재한다.

증가된 압력하에 탄소질 연료를 연소하고 연소실에서 발생된 가압 연소 가스를 냉각시키면 대기 압력 중 연도 가스의 유사량에 비해 연도 가스의 양이 감소한다. 또한, 연소 과정에서의 증가된 압력 및 냉각 방식은 실질적인 화학량적 연소를 가능케 한다. 잔여 산소 함량을 가령 부피 <4% 또는 <3% 등 부피 <5%로 하는 실질적인 화학량적(stoichiometric) 연소로 인해, 특화된 전력 생산에 필요한 공기의 질량 흐름이 감소된다. 또한, 이로 인해 연도 가스내 CO₂의 농도와 분압이 크게 증가하여, CO₂에 필요한 장치는 단순해지고 필요한 에너지는 감소된다. 게다가, 낮은 잔여 산소 함량으로 인해 CO₂ 생성물내 산소의 양이 감소하는데, 이는 유정에서의 원유 추출량을 증가시키는 등 CO₂ 적용 분야에 매우 중요하게 작용한다.

WO 99/48709 A, (Norsk Hydro As), 24.08.2000은 주발전 및 2차 발전 시스템을 포함하는 발전소에 관한 것이다. 주발전 시스템은 가스 터빈과 스팀 터빈을 포함하는 복합 사이클 발전소로서, 가스 터빈에서 배출되는 배기 가스를 냉각하여 스팀을 발생시킨다. 냉각 및 확장된 배기 가스는 2차 발전 시스템에 유입되고, 여기에서 배기 가스는 압축되고 다시 냉각된다. 압축된 배기 가스는 아민 기반 CO₂ 포집 발전소로 유입된다. CO₂ 포집 발전소에서는, 발전소에서 배출된 CO₂로부터 배기 가스가 분리되고, CO₂가 고갈된 스팀은 재가열된 후, 가스는 전력 발생을 위해 터빈에서 확장되고, CO₂이 고갈된 배기 가스는 주변으로 배출된다. 복합 사이클 발전소에서 배출된 배기 가스를 재압축하게 되면, 처리할 배기 가스의 양은, 실질적인 화학량적 연소에서 얻을 수 있는 정도까지는 아니지만, 크게 줄어들게 된다. 또한, 배기 가스의 CO₂ 분압이 증가해, 이는 다시 CO2 포집 발전소의 흡수 유닛에서의 CO₂ 포집 효율을 증대시킨다.

CO₂ 포집 과정은 발전소의 전반적인 효율을 상당히 떨어뜨리는, 에너지 소비가 많은 과정이다. 에너지 손실은 경제적으로 큰 관심의 대상이기 때문에, CO₂ 포집 과정으로 인한 에너지 또는 열 손실을 줄이기 위한 많은 노력이 이루어져 왔다. 이렇듯 에너지 손실은 CO₂ 포집 이행에 있어 매우 중요한 부분이기 때문에, 에너지 손실을 줄이는 것이 경제적으로 실행 가능한 CO₂ 포집에 있어 매우 중요하다.

일 측면에 따르면, 본 발명은 전력 및 배기 가스를 생산하기 위해 가스 연료와, 산소를 포함하는 가스가 가스 터빈에 유입되고, 가스 터빈에서 추출한 배기 가스가 보일러내 스팀 발생에 의해 냉각되고, 처리된 CO₂ 희박 배기 가스가 주변으로 배출되고 포집된 CO₂가 발전소에서 배출되기 전에, 냉각된 배기 가스를, 냉각된 배기 가스에서 흡수/탈착 과정에 의해 CO₂를 포집하기 위한 CO₂ 포집 발전소로 유입하여 추가 처리를 거쳐 CO₂를 배출하게 될 CO2 농후 스트림(stream)과 처리된 CO₂ 희박 배기 가스가 제공되고, 가스 터빈에서 배출되는 배기 가스가 3 내지 15 바라의 압력을 갖고, 배기 가스는 CO₂ 포집 발전소에서 배출된 후 대기 압력으로 팽창되는 전력 및 포집 CO₂ 생산 방식에 관한 것이다. 배기 가스를 3 내지 15 바라의 압력으로 가스 터빈에서 부분적으로 팽창함으로써, 고가의 연도 가스 재압축 없이도, 대기 압력에서 발전소를 작동시킬 때보다 배기 가스의 양과 압력이 증대된다. 낮은 양과 높은 압력은 몇 가지 장점을 제공한다. 가스의 양이 줄면 탄소 포집 기기의 크기도 줄어들 수 있다. 배기 가스의 압력이 증가하면 CO₂의 분압이 높아지고, 이에 따라 흡착 과정의 효율성과 속도, 즉 CO₂ 포집 효율성과 속도가 증가한다. 또한, 압력이 높아지면 고온의 탄산 칼륨 기반 흡수제를 효율적으로 이용할 수 있게 된다. 고온 탄산칼륨 기반 흡수제는 안정된, 비활성 상태의 물질이기 때문에 탄소 포집 발전소에 사용 중이거나 제안된 마인 EH는 암모늄 탄산 흡수제들과는 다르게 환경친화적이다.

가스 터빈에서 배출되는 배기 가스의 현재 바람직한 압력은 6 내지 12 바라이다. 이 압력은 탄소 포집에 바람직한 압력 및 가스 터빈 컴프레서에 전력을 제공하는데 필요한 팽창력, 그리고 보일러에서 냉각될 수 있는 팽창된 가스의 온도 등을 절충한 것이다.

일 실시예에 따르면, 배기 가스가 보일러에서 배출된 후, 그리고 CO2 포집 발전소내 흡착기로 유입되기 전에, 배기 가스내 NOx는 제거 또는 크게 감축된다. NOx 제거/감축 유닛으로 인해 발전소에서의 NOx 배출양 및 발전소의 탄소 포집에 있어서의 NOx 관련 문제점들이 감소된다.

또 다른 일 실시 예에 따르면, 보일러에서 배출되는 배기 가스는 흡착기에서 배출되는 CO2 희박 배기가스에 대한 열 교환에 의해 추가 냉각되며, CO2 희박 배기 가스는 터빈에서 팽창된다. 흡착기에서 배출되는 CO2 희박 배기 가스에 대한 흡착기로의 유입될 배기 가스의 열 교환은 흡착기로 유입될 배기 가스의 온도를 낮추게 되고, 이는 스트리퍼(stripper)에서의 흡수에 유리하게 작용한다. 또한, 희박 배기 가스의 팽창을 위해 터빈에서 팽창될 희박 배기 가스의 가열은 팽창될 가스에 에너지를 더하게 되고, 이에 따라, 터빈에서 출력되는 에너지도 증가한다.

제2 측면에 따르면, 본 발명은 가스 터빈, 열 튜브에서의 스팀 발생에 의한 가스 터빈 배출 가스를 냉각시키는 보일러, 보일러에서 발생한 스팀에서 전력을 생산하기 위한 스팀 터빈 사이클, 및 CO2 희박 배기 가스와 CO2 농후 흡수제 제공을 위해 수성 흡수제를 배기 가스에 역류시키기 위해 채택된 흡수제, 흡수제에서 희박 배기 가스를 추출하기 위한 린 배기선, 농후 흡수제를 흡착기에서 추출하고 흡수제의 재생을 위해 농후 흡수제를 스트리퍼로 유입하기 위한 리치 흡수제선, 스트리퍼에서 CO₂ 농후 스팀을 추출하기 위한 CO₂ 추출선, 그리고 재생된, 또는 희박 흡수제를 스트리퍼로부터 추출하고 희박 흡수제를 흡착기로 유입하기 위한 린 흡수제선 등을 포함하는 복합 사이클 발전소에 관한 것이다. 여기서, 가스 터빈은 3 내지 15 바라의 압력으로의 배기 가스의 부분 팽창을 위해 구성되며, 배기 가스를 대기 압력으로 팽창시키기 위한 터빈은 CO₂ 포집 후 배기 가스의 팽창을 위한 흡착기의 하류에 배치된다.

도 1은 본 발명에 따른 가스 화력 발전소의 제1 실시 예를 도시하고 있고,
도 2는 본 발명에 따른 제2 실시 예를 도시하고 있고,
도 3은 본 발명에 따른 제3 실시 예를 도시하고 있고,
도 4는 본 발명의 제4 실시 예를 도시하고 있다.

도 1은 본 발명의 기본 개념을 도시하고 있다. 도시된 발전소는 가스 터빈(1), 스팀 터빈 유닛(2), 및 CO₂ 포집 발전소(3) 등 3 개의 주요 부분들을 포함한다.

단계들 사이에 인터쿨러(intercooler)(100)가 형성된 컴프레서(11, 11')로 , 공기 라인(10)을 통해 공기가 유입된다. 컴프레서는 인터쿨러(100)없이 작동할 수도 있다. 압축된 공기는 라인(1)을 통해 유입되어, 천연 가스 등의 가스와 혼합된 후 연료선(14)을 통해 연소실(13)로 유입된다. 여기에서 가스는 증가된 압력에서 연소된다. 일반적으로, 연소실내 압력은 약 20 바 앱솔루트(bar absolute) 이상인데, 이하 바라(bara)로 약칭하기로 한다. 40 바라 이상의 높은 압력을 유지하는 것이 바람직하다. 연소 가스는 압축된 배기선(15)을 통해 추출되어 터빈(16)으로 유입되고, 여기서 가스는 연소실의 압력에서 3 내지 15 바라, 혹은 일반적으로 6 내지 12 바라의 압력으로 부분 팽창된다.

배기 가스의 팽창은 배기 가스의 온도를 낮추며, 팽창의 정도는 컴프레서(11, 11')를 구동하고 하류 장비를 위해 충분한 온도까지 배기 가스를 냉각해야 하는 필요성과, CO2 포집 유닛내 바람직한 높은 압력 간의 절충으로 결정된다. 압력을 일반적으로 42 바라 1250℃에서 8.4 바라로 팽창하게 되면 출력 온도가 약 830℃가 되는데, 이는 스팀 발생에 의한 추가적인 외부 냉각에 적합하다. 반대로, 일반적으로 26 바라에서 작동하는 저압 터빈에서의 팽창의 경우 출력 온도가 더 높다. 가령, 압력을 일반적으로 26 바라 1250℃ 에서 8.4 바라로 팽창시키게 되면, 배기 가스의 온도가 940℃까지 떨어져, 외부 장치에서의 스팀 발생에 의한 추가적 냉각을 훨씬 더 복잡하게 만들 것이다.

전력 생산을 위해, 터빈(16)은 축(18)을 통해 발전기(17)에 연결된다. 효율적인 CO₂ 포집을 위해, 터빈(16)의 출구 압력은 높을수록 바람직하다. 이는 터빈(16)으로부터의 전력이 컴프레서(11)를 구동할 정도로 충분할 때 달성된다. 이러한 경우, 발전기(17)에서의 전력은 작거나 0일 수 있다. 이 경우, 발전기(17)는 제거될 수 있다. 축(18)은 컴프레서(11), 터빈(16), 및 발전기(17)의 공동 축으로 도시되었으나, 당업자는 컴프레서와 터빈내 흐름의 차이로 인한 축의 불균형으로 인한 문제를 해결하기 위해 축을 두 개를 사용하는 등 설계를 바꿀 수 있다는 점을 주지하고 있을 것이다. 가장 상업적으로 이용 가능한 가스 터빈에서는 이러한 축의 불균형 문제를 제대로 다룰 수 없을 것이다. 미국 휴스턴, GE Power Systems에서는 상기와 같은 불균형 문제를 해결한 가스 터빈인 LMS 100을 제시한 바 있다.

배기 가스는 팽창된 배기 가스선(19)에서 터빈(16)으로부터 추출되어 보일러(20)로 유입되며, 여기에서 배기 가스는 보일러(20)의 압력 컨테이너내 열 튜브(21)에서의 스팀 발생에 의해 냉각된다. 배기선(19)은 외부 파이프가 절연된 이중 파이프 일 수 있으며 300 내지 400℃의 비교적 저온에서 유지된다. 또한, 파이프들 간의 애널러스(annulus)는 300 내지 400℃ 미만의 온도를 갖는 공기와 같은 흐르는 가스와 함께 가압되며, 내부 파이프는 고온 배기 가스를 위해 사용된다. 보일러(20)는 구조적 완전성을 위해, 300 내지 400℃ 등 비교적 저온에서 유지되는 압력 컨테이너, 및 고온 배기 가스가 열 튜브(21)들과 접촉되는 내부 인클로저(enclosure)로 구성될 수 있다. 압력 쉘(shell)의 낮은 온도는 압력 쉘과 내부 열 튜브 엔클로저 사이의 흐르는 공기 또는 냉각 가스에 의해 달성되며, 또는 내부 열 튜브 엔클로저를 물과 냉각함으로써 가능하다.

스팀선(22)을 통해 보일러(20)에서 스팀이 추출되어, 스팀 터빈(23)으로 유입된다. 스팀 터빈(23)은 전력 생산을 위해 제2 발전기(24)로 연결된다.

팽창된 스팀은 팽창된 스팀선(25)을 통해 스팀 발전기(23)에서 추출되어 냉각기(26)에서 냉각된다. 압축 스팀 또는 물을 워터 라인(28)을 통해 펌프시키고 다시 보일러(20)내 열 튜브로 전환하는 순환 펌프(27)가 제공된다. 당업자는 스팀 터빈(23)으로부터의 폐열이나 스팀 사이드 드로우(draw) 등을 사용한 물의 예열, 및 최종 팽창 전 스팀 터빈(23)에서의 부분 팽창 후 스팀의 재가열 등이 상기 사이클의 효율성을 증대시킨다는 것을 이해할 것이다.

부분적으로 팽창되고 부분적으로 냉각된, 250 내지 450℃ 사이의 배기 가스는 라인(29)을 통해 보일러에서 추출된다.

공기가 존재하는 상태에서의 탄소질 연료의 연소는 NOx를 발생시킨다. 환경적 영향 외에도, NOx는 CO2 포집에 악영향을 미칠 수 있다. 따라서, 선택적 환원 촉매(SCR) 유닛은 보일러(20)의 하류에 배치된다. 종래의 기술에 따라, NOx의 제거를 위해, 우레아 또는 NH₃이 SCR 유닛으로 유입되어, 촉매와 함께 NOx와 반응된다. SCR 유닛의 온도는 250 내지 450℃가 바람직하다. SCR 유닛의 바람직한 작동 온도는 약 350℃이다. SCR 유닛은 촉매와 결합해 CO를 CO₂로 산화할 수 있다.

SCR 유닛 하나 이상의 열 교환기의 하류에는, 배기 가스 스크러버(scrubber) 및 필터가 배치될 수 있다. 제1 열 교환기(40)는 배기 가스를 250℃ 미만으로 냉각하기 위한 연도 가스 냉각 유닛이다. 제2 냉각 유닛(41)은 바람직하게는 역류 스크러버 또는 복합 직접 접촉 및 연마 유닛으로 도시되었는데, 이 유닛은 배기 가스를 물로 냉각 및 포화하고 연도 가스에서 NOx 와 암모니아 슬립 등과 같은 잔여 오염물질을 제거한다.

냉각수가 접촉 영역(43) 위로 재순환 파이프(42)를 통해 냉각기(41)로 유입되고, 접촉 영역 아래에서 냉각기(41)로 유입되는 배기 가스에 역류된다. 물은 냉각기(41)의 바닥부에서 수집되고 재순환 파이프(42)를 통해 재활용된다. 재순환 파이프(42)는 접촉 영역(43)의 최상단으로 흐르는 유체가 접촉 영역의 바닥보다 온도가 낮아지도록 열 교환기를 통과하도록 경로가 결정된다. 또는, 재순환 파이프(42)가 역류 스크러버(51)의 최상단에 직접 루트될 수 있는데, 여기에서는 라인(49)을 통해, CO2 흡착 컬럼(45)으로부터 비교적 건조한 가스와 직접 접촉을 통해 냉각이 이루어진다. 냉각은 일부 물이 상대적으로 건조한 가스로 기화됨으로써 발생한다. 그런 다음 순환 파이프(52)는 역류 스크러버(43)의 최상단으로 경로가 루트된다. 이러한 방식을 통해, 연도 가스 온도는 CO₂흡착기에 요구되는 온도로 조절될 수 있다.

냉각된 배기 가스는 세척된 배기 가스선(44)을 통해 냉각기(41)에서 추출되어 흡착기 컬럼(45)의 하부로 유입되는데, 여기서 배기 가스는 츱착기내 하나 이상의 접촉 영역(46)내 수성 흡수제에 대해 역류된다. 수성 흡수제는 린 흡수제선(47)을 통해 상부 접촉 영역 위로 흡착기안으로 유입된다.

배기 가스내 CO2는 흡착기 안의 흡수제에 의해 흡수되어 리치 흡수제선(48)을 통해 흡착기(45)의 바닥부에서 추출되는 CO 농후 흡수제를 제공한다.

즉 배기 가스 중 CO2 중 50%, 더 바람직하게는 80% 이상이 흡착기로 유입되는 희박 배기 가스는 린 배기 가스선(49)을 통해 추출된다.

흡착기내 압력은 보일러(30)내 압력보다 약간 낮은데, 이는 SCR(30), 열 교환기(40), 직접 접촉 냉각기(41), 그리고 그것들을 연결하는 라인들에서 압력이 약간씩 떨어지기 때문이다. 흡착기내 압력이 높을 수록 바람직한 것과 마찬가지로 압력 감소는 적을수록 바람직하다. 따라서, 보일러(20)에서 흡착기로의 압력 저하는 1 바(bar) 미만인 것이 바람직하며, 더 바람직하게는 0.2 내지 0.3 바 등 0.5 미만이다. 이는 4.5 내지 14.8 바라의 흡착기 안의 압력과 대응된다.

흡착기로 유입된 배기 가스의 높은 CO₂함량 및 높은 압력의 조합은 흡착기의 양을 감축함과 동시에 고효율의 CO₂ 포집을 가능하게 한다. 이를 통해 산업적으로 증명된 산업 기기를 사용할 수 있게 되며, 잔여 배기 가스 산소와 반응시, 유기 흡수제들과 달리 잔여 배기 가스 산소와 반응해도 질이 저하되지 않는 고온 탄산칼륨 또한 사용할 수 있게 된다.

흡착기에 사용된 수성 흡수제는 아미노산 수용액, 탄산암모늄 수용액 또는 더 바람직하게는 산소 내성 고온 수성 탄산칼륨 기반 수용액일 수 있다. 고온 수성 탄산 칼륨 기반 수용액은 중량 기준으로 15 내지 35% 의 K₂CO₃를 포함할 수 있다. 적합한 첨가제를 반응률을 높이고 부식을 최소화하는데 사용될 수 있다. 무기 첨가제가 첨가된 탄산칼륨 기반 흡수제는 그 제로 휘발성 및 우수한 화학적 안정성으로 인해, 특히 높은 산소 분압에서 연도 가스를 처리하는 CO₂ 흡착기에서 사용하기에 바람직하다. 산소는 흡착기와 탈착기의 농도와 온도에서, 아민, 아미노산 등을 포함한 사실상 모든 유기 수성 수용액 등 대체 흡수제들의 질을 저하시키게 된다. 흡수제의 질 저하는 발전소 작동에 또 다른 문제 및 비용을 발생시킨다. 가령 전체 흡수제에서 질이 저하된 흡수제를 분리하는데 드는 비용, 또는 질이 저하된 흡수제를 대체하고 폐수를 처리하는데 드는 비용 등이 발생할 수 있다. 흡수제의 질 저하는 또한 가스 제품의 품질 저하로 이어질 수 있고, 이는 CO₂ 고갈 배기 가스와 함께 배출될 수 있다. 일부 배기 가스는 독성이 있을 수 있고 환경적으로 악영향을 미칠 수 있다.

고온 탄산칼륨 기반 시스템에서, CO₂가 다음의 역반응에 따라 흡수된다:

(1) K₂CO₃ + CO₂ + H₂O <<--> 2 KHCO₃ - ΔHrl = -32.29 kJ/mol CO₂)

희박 배기 가스가 린 배기 가스선(49)을 통해 흡착기(45)의 최상단에서 추출되어 세척 세션(50)에서 유입되는데, 여기서 희박 배기 가스는 접촉 섹션(51)내의 세척수에 대해 역류된다. 세척수는 세척수 재활용선(52)을 통해 세척 섹션의 바닥부에서 수집되어 접촉 섹션(51) 위의 세척 섹션으로 재유입된다. 라인(52)내 냉각을 통해 배기 가스에서 기체가 응결되고, 물은 보존된다. 또는, 가열을 통해 물을 기화하고, 열 용량 및 희박 배기 가스의 양을 증대시켜, 팽창기(54)에서 생성된 전력을 증대시킬 수 있다. 순환선(42)을 역류 스크러버(50)로 재조정하고, 그리고 라인(52)을 통해 물을 역류 스크러버(41)로 되돌아가게 하여, 역류 스크러버(41)로부터 고온을 역류 스크러버의 최상단(50)으로 유입함으로써 가열을 달성할 수 있다. 세철된 희박 배기 가스는 처리된 배기 파이프(53)를 통해 세척 섹션의 최상단으로부터 추출된다.

처리된 배기 파이프(53)내 가스는 열 교환기(40)로 유입되며, 여기에서 SCR(30)에서 배출되는 고온 배기 가스에 대해 가열된다.

상기와 같이 가열 및 처리된 배기 가스는 가스 터빈으로 유입되며, 여기서 가스는 발전기(55)에서 팽창되어 전력을 생산한다. 팽창된 가스는 팽창된 배기 가스 파이프(56)을 통해 추출되어 대기로 배출된다. 당업자라면 팽창된 가스내 잔여 열이 라인(28)내 보일러 물의 예열, 스팀 터빈으로의 추가 스팀 생산, 또는 역류 스크러버(50)의 최상단으로 흐르는 물의 가열 등의 스팀 사이클에서 사용될 수 있다.

농후 흡수제, 즉 CO₂가 농후한 흡수제는 앞서 설명한 바와 같이, 흡착기(45)의 바닥부에서 수집되어 리치 흡수제 파이프(48)를 통해 추출된다.

바람직하게는, 산소 감축 유닛(73)이 농후 흡수제선(48)에 배치되어 스트리핑 컬럼(61)으로의 유입 전에, 농후 흡수제의 산소 함량을 없애거나 크게 감소시킨다. 산소 감축 유닛은 농후 흡수제의 산소 함량을 감소시킴으로써, 의도된 CO₂ 사용에 지나치게 높은 산소 함량을 감소시키는 것이다. 대부분의 유정에서는 산소 함량이 지나치게 높은 CO₂는 최근에 가장 널리 사용되는 석유회수증진법(EOR)에 족합하지 않다.

산소 감축 유닛은 플래시 탱크(flash tank)일 수 있다. 플래시 탱크에서는 압력 감축 밸브(72)에서의 플래싱(flashing)을 통해 산소가 제거된다. 더 바람직하게는, 산소 감축 유닛(73)은 스트리핑 가스, 더 바람직하게는 질소 등에 의해 산소가 제거되는 스트리핑 유닛일 수 있다. 그러나 CO2 등 다른 불활성 기체도 사용될 수 있다.

산소 배출용 흡착기(46)내 압력보다 산소 감축 유닛(73)내 압력이 낮다. 그러나, 농후 흡수제내 CO2의 상당 부분이 산소와 함께 제거되는 것을 막기 위해, 산소 제거 유닛내 압력은 라인(44)을 통해 흡착기로 유입되는 배기 가스내 CO₂의 분압보다 높게 된다. 일반적으로, 산소 감축 유닛내 압력은 2 내지 3 바라이다. 제거된 산소와 가스는 추가 처리를 위해 스트리퍼선(74)을 통해 추출된다.

산소 제거 유닛(73)에서 배출되는 농후 흡수제는 스트리핑 컬럼(61)으로 유입되기 전에, 플래시 밸브(60)에서 1.2 바라 등 1 바라를 조금 상회하는 압력으로 플래시된다.

하나 이상의 접촉 영역(들)(62)이 스트리핑 컬럼(61)에 배치된다. 스트리퍼의 상부 접촉 영역 위로 농후 흡수제가 유입되고, 최하단 접촉 영역 아래로 유입되는 스팀에 역류된다. 스트리퍼내 CO₂의 분압이 낮은 것은 스트리퍼내 CO₂의 낮은 압력 및 희석 때문인데, 이로 인해 상기 반응식(1)에서 균형점은 왼쪽으로 이동하며, CO2가 흡수제에서 배출된다.

희박 흡수제는 스트리핑 컬럼(61)의 바닥부에서 수집되어 희박 흡수제 파이프(63)를 통해 추출된다. 희박 흡수제 파이프(63)는 스팀선(67)을 통해 스트리핑 컬럼으로 유입되는 스트리핑 가스인 스팀을 제공하기 위해 재보일러(66)에서 가열되는 희박 흡수제 재보일러 파이프(64)와, 희박 흡수제가 흡착기(45)로 재활용되는 희박 흡수제 재활용선(65)으로 갈라진다.

플래시 탱크(69)에 이어지는 플래시 밸브(68)가 희박 흡수제 재활용선(65)에 제공되어 희박 흡수제를 플래시(flash) 한다. 기체 상이 컴프레서(70)에 의해 플래시 탱크(69)로부터 추출된다. 압축되고 가열된 기체 상은 추가 스트리핑 스팀으로서 스트리핑 컬럼(61)에 유입된다. 스트리핑 탱크(69)에서의 액체 상이 추출되고, 액체 상이 라인(47)을 통해 흡착기(45)로 희박 흡수제로서 유입되기 전에 펌프(81)를 통해 압력을 높이기 위해 펌프된다.

접촉 영역(80)과 세척 영역 아래에 배치된 수집판(81)을 포함하는 세척 영역이 스트리핑 컬럼(61)의 상부 영역에 배치된다. (상부) 접촉 영역(62)의 최상단에서 배출되는 가스는 수집판을 거쳐 흘러 접촉 영역(80)을 통과한 후 스트리핑 컬럼(61)의 최상단에서 CO₂ 추출 파이프(82)를 통해 추출된다.

세척 및 냉각수는 세척 워터라인(83)을 통해 세척 영역(80)으로 유입된 후, 가스안의 흡수제 또는 불순물의 제거 및 물 기체의 압축, 그리고 이에 따른 물의 가열 등을 위해 상류 CO₂ 및 접촉 영역(들)로부터의 물 기체 혼합물과 역류된다. 물은 세척수 반환선(84)을 통해 수집판(81)에서 추출된다. 가열된 물이 플래시 밸브(86)에서 플래시 되고 플래시 탱크(87)에 유입되어 액체 상과 기체 상으로 분리되기 전에 압력을 높이고 활성화하는 순환 펌프(85)가 라인(84)에 제공된다. 세척 워터 라인(84)내의 증대된 에너지 함량과 높은 온도는 컴프레서(90)에 필요한 전력을 줄여주게 된다. 이에 따라, 라인(84)내 세척수는 수집판(81)에서 배출된 후 플래시 밸브(86)에 진입하기 전에 적합한 저온 폐열을 활용하도록 루트될 수 있다. 이러한 폐열의 원천으로는 CO₂ 컴프레서 트레인(train)(95)에서 사용된 인터쿨러, 인터쿨러(100)의 폐열, 그리고 직접 접촉 냉각기(41)로부터의 폐열 등을 포함할 수 있다.

이제는 저압 플래시 작업에 의해 냉각된 플래시 탱크(87)내 액체 상은 순환 펌프(88)를 통해 추출된 후 세척 접촉 영역(80)으로 재순환된다. 기체 상은 컴프레서(90)를 통해 추출된 후 냉각기(91)에서 임의로 냉각된 후 스팀선(92)을 통과하도록 유도되고, 라인(67)에서 스팀과 함께 추가적인 스트리핑 스팀으로서 유입된다. 컴프레서(70)로부터의 스팀과 함께, 이것은 스트리핑 컬럼(61)의 작동에 필요한 대부분의 스팀을 공급함으로써, 리보일러(66)의 의무를 최소화하고 전반적인 시스템의 효율성을 극대화한다.

CO₂와 잔여 스팀이 CO₂ 추출 파이프(82)를 통해 스트리핑 컬럼의 최상단에서 수집된다. 파이프(82)내 스팀과 CO2는 냉각기(93)에서 냉각되고 플래시 탱크(94)로 유입된다. 물은 플래시 탱크(94)의 바닥부에서 수집되어 세척수로서 물 반환선(83)으로 유입된다. 물의 순환량을 조절하기 위해 파이프(83)에 물을 첨가 또는 제거하기 위한 워터 균형 파이프(95)가 제공될 수 있다. 도 1은 상기 시스템 상에서의 물의 균형을 비교적 단순화시킨 개략도이다. 실제적으로, CO₂ 시스템에서 물의 균형을 유지하는 것을 매우 중요하고 복합적일 수 있다. 가령, 플래시 탱크(94)로부터의 적당한 양의 액체가, 스트리핑 컬럼(61)내 접촉 영역(62)의 최상단에서, 흡수제 컬럼(45)내 접촉 영역(46)의 최상단 및/또는 세척 영역(50)내 접촉 영역(51)의 최상단으로 직접 루트될 수 있다.

플래시 탱크(94)내의 기체 상은 추출된 후, 압축된 CO₂를 제공하기 전에 컴프레서(95)를 통해 추출 및 압축된다. 당업자라면 요구되는 CO₂ 순도와 전달 압력에 따라, 컴프레서 단계 및 탈수 유닛이 필요할 수 있다는 점을 이해할 것이다.

도 2는 하나 이상의 버너(burner) 채택으로 변형된 보일러(20)에 연료를 공급하기 위한 임의의 연료 가스선(101)이 제공된 본 발명의 대안적 실시 예를 도시하고 있다. 연료는 가스, 원유, 석탄, 바이오 또는 그 외 연료일 수 있다. 보일러의 디자인은 연료에 따라 달라질 것이다. 이하, 가스 연료의 경우를 예로 설명한다. 본 실시 예에 따르면, 보일러(20)는 스팀 코일(21)과의 열 교환을 통해, 연료 가스를 사용해, 라인(19)으로부터의 연도 가스를 추가 연소에 적합한 온도로 냉각시킨다. 가스는 라인(19)으로부터의 산소-고갈된 연도 가스의 연소 시 요구되는 안정적인 화염에 따라 결정된 350 내지 500℃의 범위에서 냉각된다. 여기서, 고온이 더 바람직하며, NOx 형성을 최소화하기 위해서는 저온이 바람직하다. 일반적으로, 라인(19)내 연도 가스는 부피 기준으로 약 12 내지 13% 산소를 포함한다. 라인(101)으로부터의 추가 연료 가스와 연소시킨 후, 잔여 산소는 부피 기준 6% 미만, 더 바람직하게는 4%, 가장 바람직하게는 3% 미만으로 감축된다. 상기 연소에서 얻은 에너지는 스팀 코일(21)로 전달됨으로써 연도 가스를 250 내지 450℃로 냉각시킨다. 이 추가적인 연소는 매우 중요한 영향을 미치게 된다. 스팀 터빈(23)은 훨씬 더 많은 에너지를 생산할 수 있게 된다. 보일러(20)로부터의 연도 가스내 CO₂의 분압은 크게 증가해, 포집 시스템(3)내 CO₂ 포집을 상당히 단순화시킨다. 연도 가스내 잔여 산소는 감축됨으로써, CO₂ 흡착기로부터의 농후 CO₂ 흡수제에 용해된 산소의 양을 감축시키고, 이에 따라 CO₂ 생성물로 이탈하는 산소의 양을 제한시킨다. 보일러(20)에서 배출되는 배기 가스내 잔여 산소 함량 및 포집된 CO₂의 최종 사용 요구 조건에 따라, 산소 감축 유닛(73)은 생략될 수 있다. 또한, 보일러(20)로부터의 연도 가스내 물 기체의 양은 증가하여, 연도 가스내 물 압축 온도를 높임으로써, 냉각기(41)에서 얻을 수 있는 에너지의 양과 온도를 증가시킨다.

당업자라면 전체 과정에 있어서의 주요 원칙은 가압 배기 가스 정화와 함께, 높은 온도 및 이에 따른 효율적인 전력 생산이 가능한 시스템 1 및 2, 그리고 배기 가스의 재압축 없는 시스템 3, 그리고 연료 전화 또는 공기 분리 등이라는 것을 이해할 것이다. 가압된 배기 가스의 정화는 고온 탄산칼륨 기반 흡수제의 사용을 가능케 하지만, 이는 또한 아민, 아미노산, 탄산암모늄, 멤브레인 또는 건조한 CO₂ 흡수제 기반 시스템 등의 그외 CO₂포집 방식들을 증진시킨다.

아래 표 1은 본 수용액에 의한 총 효율성을 도시한 본 발명에 따른 예시적 발전소의 투입/출력을 도시하고 있다. 표 1은 연료 가스선(101)으로부터의 보일내 추가 연소가 없는 경우인 도 1을 참조로 한 것이다.

변수	단위	코멘트	수
연료 가스 흐름	kg/s	---	4.57
연료 가스 HHV	kJ/kg	더 높은 가열 값, 연소 시 형성된 물 기체의 응축열 포함	53140
연료 가스 LHV	kJ/kg	연소 시 물 기체의 응축열을 제외한 낮은 가열 값	48260
점화율 HHV	MW	가스 터빈 연소기, 연도 가스내 12.4 몰% 산소	242.8
점화율 LHV	MW	가스 터빈 연소기, 연도 가스내 12.4 몰% 산소	220.6
가스 터빈 공기 압축 듀티(duty)	MW	가스 터빈 공기 컴프레서	115
가스 터빈 팽창기	MW	연소기로부터 연도 가스 팽창	115
팽창기(54)	MW	정화된 연도 가스 팽창	45.8
스팀 터빈 파워	MW	스팀 터빈 패러미터 180 바라 565℃에서 565℃로 재가열, 단열 효율 92%	73.3
총 전력 생산량	MW	팽창기 및 스팀 터빈 빼기 가스 터빈 컴프레서	118.8
전력 발전소 과류	MW	스팀 터빈 전력의 4%	2.9
CO2 발전소 과류	MW	펌프와 열 펌프 포함	3.3
CO2 컴프레서 과류	MW	1.0 바라 내지 100 바라로 11.7 kg/s CO2(90% 포집율), 단열 효율 80%	4.4
전력 발전소 순 전력 생산	%	총 전력 빼기 과류	108.2
효율성 HHV	%	순 전력 생산 나누기 HHV 점화율	44.5
효율성 LHV	%	순 전력 생산 나누기 LHV 점화율	49.0

표 2는 표 1에 예시된 발전소를 위한 CO₂ 흡착기로 피드되는 가스를 나타낸다. CO₂의 분압이 약 0.3 바라이다. 대기 압력 중 가스 터빈 연도 가스에 대해서는 높지만, 0.5 바라 이상의 분압이 바람직한 고온 탄산칼륩 기반 CO₂ 포집에는 상대적으로 낮은 압력이다. 이렇듯 낮은 분압으로 인해 CO₂포집율은 바람직한 90%보다 낮아질 수 있다. 실제 가스의 흐름은 108 MW 시스템에서 매우 낮은데, 이로써 상대적으로 작은 직경의 CO₂ 포집 컬럼을 사용할 수 있게 된다.

변수	단위	값
압력	바라	8.0
온도	℃	92
매스 흐름	kg/s	216.5
실제 흐름양	m3/s	28.9
H2O	몰 본수	0.097364
N₂	몰 본수	0.732313
Ar	몰 본수	0.008720
O₂	몰 본수	0.124829
CO₂	몰 본수	0.036775

표 3은 본 수용액의 총 효율성에 의해 달성된 총 효율성을 도시하기 위한 본 발명에 따른 예시적 발전소에서의 투입/출력을 도시하고 있다. 표 3은 보일러(20)내 추가 점화를 포함하는 연료선(101)이 포함된 도 2를 참조로 한다.

변수	단위	코멘트	수
연료 가스 흐름	kg/s	총 점화가 2.5 몰% 잔여 산소 생산	10.90
연료 가스 HHV	kJ/kg	더 높은 가열 값, 연소 시 형성된 물 기체의 응축열 포함	53140
연료 가스 LHV	kJ/kg	연소 시 물 기체의 응축열을 제외한 낮은 가열 값	48260
점화율 HHV	MW	가스 터빈 연소기 플러스 공동 점화, 연도 가스내 2.5 몰% 산소	579.2
점화율 LHV	MW	가스 터빈 연소기 플러스 공동 점화, 연도 가스내 2.5 몰% 산소	526.1
가스 터빈 공기 압축 듀티(duty)	MW	가스 터빈 공기 컴프레서	115
가스 터빈 팽창기	MW	연소기로부터 연도 가스 팽창	115
팽창기(54)	MW	정화된 연도 가스 팽창	45.5
스팀 터빈 파워	MW	스팀 터빈 패러미터 180 바라 600℃에서 600℃로 재가열, 단열 효율 92%	230.1
총 전력 생산량	MW	팽창기 및 스팀 터빈 빼기 가스 터빈 컴프레서(총 전력)	275.9
전력 발전소 과류	MW	스팀 터빈 전력의 4%	9.2
CO₂ 발전소 과류	MW	펌프와 열 펌프 포함	8.9
CO₂ 컴프레서 과류	MW	1.0 바라 내지 100 바라로 26.6kg/s CO2(85% 포집율), 단열 효율 80%	10.3
전력 발전소 순 전력 생산	%	총 전력 빼기 과류	247.5
효율성 HHV	%	순 전력 생산 나누기 HHV 점화율	42.7
효율성 LHV	%	순 전력 생산 나누기 LHV 점화율	47.1

표 4는 표 3에 예시된 발전소를 위한 CO₂ 흡착기로 피드되는 가스를 나타낸다. CO₂의 분압이 약 0.7 바라이다. 0.5 바라 이상의 분압이 바람직하나, 이는 고온 탄산칼륨 기반 CO₂ 포집의 일반 범위내에 존재하는 것이다. 또한 실제 흐르는 가스의 양이 표 2와 거의 유사하다. 단, 전력 생산은 두 배 이상 증가했다. 표 1에서 매우 높았던 열 효율은 추가 점화와 함께 약간 감소했다. CO₂ 흡착기에 대한 연도 가스내 산소의 몰 분수는 크게 감소했다.

변수	단위	값
압력	바라	8.1
온도	℃	98
매스 흐름	kg/s	212
실제 흐름양	m3/s	28.1
H2O	몰 본수	0.120195
N2	몰 본수	0.754443
Ar	몰 본수	0.008981
O2	몰 본수	0.026469
CO2	몰 본수	0.089911

도 3은 도 1의 실시예를 바탕으로 한 실시예를 설명한 것으로, 가스는 열 교환기(40)에서 가열된 후 배기 파이프(53)에서 처리된 후, 보일러(20)에 제공된 열 코일(53')에서 추가 가열된 후, 터빈(54)으로 팽창된다. CO₂의 상기 추가 열은 터빈(54)으로부터 배출되는 CO₂ 희박 배기 가스의 양을 증대시킨다.

도 4는 본 발명의 또 다른 실시 예를 도시하고 있는 것으로, 도 2 및 도 3의 실시 예들의 추가적인 특성들이 포함된다. 추가 연료가 연료선(101)을 통해 보일러(20)로 유입된다. 또한, 도 3에 도시된 바와 같이, 열 코일(53')은 터빈(53)에서의 팽창 전에 CO₂ 희박 배기 가스를 추가 가열하게 된다.

Claims

전력 생산 및 CO₂ 포집 방법으로서,
a. 전력 및 배기 가스를 생산하기 위해, 가스 연료와, 산소를 포함하는 가스를 가스 터빈에 유입하는 단계;
b. 보일러(20)내에서 스팀 생성을 통해 가스 터빈에서 추출한 배기 가스를 냉각하는 단계;
c. 상기 b 냉각 단계에서 냉각된 배기 가스를, 냉각된 배기 가스에서 흡수/탈착 과정에 의해 CO₂를 포집하기 위한 CO₂ 포집 발전소로 유입하여, 추가 처리를 거쳐 CO₂를 배출하게 될 CO₂-농후 스트림(stream)과 처리된 CO₂ 희박 배기 가스를 제공하는 단계; 및
d. 상기 처리된 CO₂ 희박 배기 가스를 주변으로 배출하고, 포집된 CO₂는 발전소에서 배출되는 단계를 포함하고,
a 단계에서 가스 터빈에서 배출되는 배기 가스는 3 내지 15 바라(bara)의 압력을 가지며, c 단계에서 처리된 CO₂ 희박 배기 가스는 d 단계에서 주변으로 배출되기 전에 재가열되고 대기 압력으로 팽창되는 것을 특징으로 하는 전력 생산 및 CO₂ 포집 방법.
제1항에 있어서, b 단계에서 보일러에 추가적인 화력을 주기 위해 추가적인 연료 가스가 유입되는 것을 특징으로 하는 전력 생산 및 CO₂ 포집 방법.
제1항 또는 제2항에 있어서, 가스 터빈에서 배출되는 배기 가스의 압력은 6 내지 12 바라의 압력을 갖는 것을 특징으로 하는 전력 생산 및 CO₂ 포집 방법.
제1항 내지 제3항 중 어느 한 항에 있어서, b 단계에서 보일러에서 배기 가스가 배출된 후, 그리고 c 단계에서 흡착기(absorber)로 유입되기 전에, 배기 가스내의 NOx가 제거되거나 상당히 감축되는 것을 특징으로 하는 전력 생산 및 CO₂ 포집 방법.
제4항에 있어서, NOx는 선택적 환원촉매법에 의해 제거되는 것을 특징으로 하는 전력 생산 및 CO₂ 포집 방법.
제1항 내지 제5항 중 어느 한 항에 있어서, 보일러에서 배출되는 배기 가스는 흡착기(absorber)에서 배출되는 CO₂가 감축된 배기 가스에 대한 열 교환에 의해 더 냉각되고, CO₂가 감축된 배기 가스는 이후 터빈에서 팽창되는 것을 특징으로 하는 전력 생산 및 CO₂ 포집 방법.
제6항에 있어서, 보일러에서 배출되는 배기 가스에 대한 열 교환에 의해 가열되는 CO₂가 감축된 배기 가스는, 팽창되기 전에, 보일러에 삽입된 열 코일(coil)에 의해 더 가열되는 것을 특징으로 하는 전력 생산 및 CO₂ 포집 방법.
CO₂ 포집을 갖는 복합 사이클 발전소로서,
가스 터빈(1), 열 튜브(21)에서 스팀 발생을 통해 가스 터빈(1)에서 배출되는 배기 가스를 냉각하기 위한 보일러(20); 보일러에서 발생한 스팀에서 전력을 생산하기 위한 스팀 터빈 사이클(2); CO₂ 희박배기 가스와 CO₂ 농후 흡수제를 제공하기 위해 수성 흡수제(aqueous absorbent)를 배기 가스에 대해 역류시키기 위해 채택된 흡착기(45)를 포함하는 CO₂ 포집 발전소; 흡착기(45)에서 CO₂가 감축된 배기 가스를 추출하기 위한 리치 배기선(rich exhaust line)(49); 흡착기(45)에서 리치 흡수제(rich absorbent)를 추출하고 흡수제의 재생을 위해 리치 흡수제를 스트립퍼(stripper)(61)로 유입하기 위한 리치 배기선(lean exhaust line)(48); 스트립퍼(stripper)(61)에서 CO₂-농후 스트림(stream)을 추출하기 위한 CO₂ 추출선(82); 및 스트립퍼(61)에서 재생된, 또는 CO₂가 감축된 흡수제를 추출하고 CO₂가 감축된 흡수제를 흡착기(45)로 유입하기 위한 린 흡수선(lean absorbent line)(47)을 포함하고,
상기 가스 터빈(1)은 3 내지 15 바라(bara) 압력으로의 배기 가스의 부분 팽창을 위해 구성되고, 대기 압력으로 배기 가스를 팽창하기 위한 터빈(54)은 CO₂의 포집 후 배기 가스의 팽창을 위해 흡착기(45) 하류에 배치되는 것을 특징으로 하는 CO₂ 포집을 갖는 복합 사이클 발전소.
제8항에 있어서, 배기 가스에 온도를 더하기 위해, 보일러(20)내 버너에 추가 연료를 전달하기 위한 추가 연료선(101)이 제공되는 것을 특징으로 하는 CO₂ 포집을 갖는 복합 사이클 발전소.
제7항 또는 제8항에 있어서, 보일러(20)에서 추출된 냉각 배기 가스로부터 NOx를 제거하기 위해 선택적 환원 촉매 유닛(30)이 제공되는 것을 특징으로 하는 CO₂ 포집을 갖는 복합 사이클 발전소.
제8항, 제9항, 제10항 중 어느 한 항에 있어서, CO₂ 희박 배기 가스가 터빈(54)으로 유입되기 전에 흡착기(45)에서 추출된 CO₂ 희박 배기 가스에 대해, 흡착기(45)로의 유입 전에 배기 가스를 냉각하기 위해 열 교환기(40)가 배치되는 것을 특징으로 하는 CO₂ 포집을 갖는 복합 사이클 발전소.
제11항에 있어서, 열 교환기(40)에서 배출되는 CO₂ 희박 배기 가스 추가적인 가열을 위해 열 코일(53')이 보일러로 삽입되는 것을 특징으로 하는 CO₂ 포집을 갖는 복합 사이클 발전소.