KR20180007124A - 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템에 관한 것으로, 액화천연가스 공급원과 연결되는 분리기; 분리기로부터 각각 분리되어 연결되는 제1라인 및 제2라인; 제1라인에 설치되는 제1열교환기; 제1열교환기와 연결되고, 액화천연가스와 열교환되는 제1작동유체가 순환하는 제1순환라인; 제1순환라인에 설치되어 제1작동유체에 의해 전기를 생산하는 제1터빈; 제2라인에 설치되는 제2열교환기; 저장가스 공급원 및 제2열교환기와 각각 연결되는 제3라인; 제2열교환기와 연결되고, 제2열교환기에서 액화천연가스와의 열교환을 통해 액화된 저장가스를 저장하는 저장탱크; 저장탱크와 연결되는 제4라인; 및 제4라인에 설치되어 저장가스에 의해 전기를 생산하는 제2터빈을 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템을 제공한다.

Description

액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템{Cryogenic energy storage system using LNG gasification process}
본 발명은 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템에 관한 것이다.
천연가스는 가장 청정한 에너지원 중 하나이고, 상대적으로 적은 이산화탄소 방출로 인해 다른 화석연료에 대한 대안으로 고려되고 있다. 비점이 약 -160℃인 천연가스는 일반적으로 장거리 수송을 위해 액체 상태로 전달되는데, 그 이유는 600배 이상의 엄청난 부피 감소 때문이다. 장거리 극저온 해상 운송의 어려움에도 불구하고, 액화천연가스(LNG: Liquefied Natural Gas)의 거래는 다음 30년 동안 300% 증가할 것으로 예상된다. 따라서, 에너지 농축 공정으로 알려진 천연가스 액화 공정에 많은 연구가 집중되었다.
또한, 수송된 LNG는 사용되거나 육지의 파이프라인을 통해 전달되도록 천연가스로 전환되어야 한다. 따라서, LNG 인수 터미널에서 재가스화 공정은 전력으로서 LNG 냉열 에너지를 이용하기 위해 연구되었다. Dispenza 등 및 Rocca는 전기를 생산하기 위해 LNG의 극저온 엑서지(exergy)를 연구하였지만, 주로 냉열 전달에 중점을 두었다. Szargut 등은 작동 유체로서 에탄을 이용한 캐스케이드(cascade) LNG 냉열 발전 사이클을 연구하였다. Choi 등은 작동 유체로서 메탄, 에탄 및 프로판을 이용하여 LNG로부터 전기를 생산하였다. Garcia 등도 캐스케이드 LNG 냉열 발전소를 연구하였다. 이들은 산업적 전기 수요를 위해 천연가스의 직접 팽창을 고려하였다. Garcia 등은 LNG 냉열 발전소에 잔열의 적용을 연구하였다. 상술한 연구들은 주로 LNG의 냉열 에너지를 이용한 발전에 중점을 두었다.
다른 한편, 에너지 저장 기술이 경쟁적으로 연구되었다. 에너지 저장은 현재 에너지 구조에서 중요한 역할을 하고 에너지 생산 증가를 대체할 것이다. 극저온 에너지 저장(CES: Cryogenic Energy Storage) 시스템은 최근에 가장 주목되는 에너지 저장 기술 중 하나이다. CES 시스템은 공기 또는 질소를 이용한 Smith에 의해 처음 도입되었다. Yang 등은 LNG 극저온 저장 탱크의 벽 온도를 연구하였고, Preston 등은 극저온 저장 탱크의 단열을 연구하였다. Kishimoto 등은 1998년에 파일럿 플랜트를 이용하여 CES 시스템의 실현가능성을 시험하였다. Li 등은 열역학 및 경제학 분석을 통해 CES 시스템을 연구하였다. Abdo 등은 다양한 CES 시스템의 성능을 평가하였다. Zhang 등에 따르면, CES 시스템은 상대적으로 높은 에너지 밀도(100 내지 200 Wh/kg), 단위 에너지 당 적은 자본 비용을 가질 수 있으며, 환경에 우호적이고 상대적으로 긴 저장 기간을 갖는다.
본 발명의 목적은 액화천연가스 가스화 공정 및 극저온 에너지 저장 시스템을 통합하여 에너지 저장 효율 등을 높일 수 있는 발전 및 에너지 저장 시스템 그리고 이를 이용한 발전 및 에너지 저장 방법을 제공하는 것이다.
본 발명은 상술한 목적을 달성하기 위해, 액화천연가스 공급원과 연결되는 분리기; 분리기로부터 각각 분리되어 연결되는 제1라인 및 제2라인; 제1라인에 설치되는 제1열교환기; 제1열교환기와 연결되고, 액화천연가스와 열교환되는 제1작동유체가 순환하는 제1순환라인; 제1순환라인에 설치되어 제1작동유체에 의해 전기를 생산하는 제1터빈; 제2라인에 설치되는 제2열교환기; 저장가스 공급원 및 제2열교환기와 각각 연결되는 제3라인; 제2열교환기와 연결되고, 제2열교환기에서 액화천연가스와의 열교환을 통해 액화된 저장가스를 저장하는 저장탱크; 저장탱크와 연결되는 제4라인; 및 제4라인에 설치되어 저장가스에 의해 전기를 생산하는 제2터빈을 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템을 제공한다.
본 발명에 따른 시스템은 제1라인에서 분리기 및 제1열교환기 사이에 설치되는 제1펌프; 및 제2라인에서 분리기 및 제2열교환기 사이에 설치되는 제2펌프를 추가로 포함할 수 있다.
본 발명에 따른 시스템은 제1순환라인에 설치되고, 제1열교환기와 연결되는 제3펌프; 제1순환라인에 설치되고, 제3펌프, 제1터빈 및 제1열교환기와 각각 연결되는 제3열교환기; 및 제1순환라인에 설치되고, 제3열교환기 및 제1터빈과 각각 연결되는 제4열교환기를 추가로 포함할 수 있다.
본 발명에서 복수의 제1터빈 및 복수의 제4열교환기가 교대로 직렬 설치될 수 있다.
본 발명에 따른 시스템은 제1라인에서 제1열교환기 이후에 설치되는 제5열교환기; 제5열교환기와 연결되고, 액화천연가스와 열교환되는 제2작동유체가 순환하는 제2순환라인; 및 제2순환라인에 설치되어 제2작동유체에 의해 전기를 생산하는 제3터빈을 추가로 포함할 수 있다.
본 발명에 따른 시스템은 제2순환라인에 설치되고, 제5열교환기와 연결되는 제4펌프; 제2순환라인에 설치되고, 제4펌프, 제3터빈 및 제5열교환기와 각각 연결되는 제6열교환기; 및 제2순환라인에 설치되고, 제6열교환기 및 제3터빈과 각각 연결되는 제7열교환기를 추가로 포함할 수 있다.
본 발명에서 복수의 제3터빈 및 복수의 제7열교환기가 교대로 직렬 설치될 수 있다.
본 발명에 따른 시스템은 제1라인에서 제1열교환기 이후에 설치되는 제8열교환기; 및 제1라인에 설치되고, 제8열교환기와 연결되는 팽창기를 추가로 포함할 수 있다.
본 발명에서 복수의 제8열교환기 및 복수의 팽창기가 교대로 직렬 설치될 수 있다.
본 발명에 따른 시스템은 제1라인 및 제2라인의 각 말단과 연결되는 혼합기를 추가로 포함할 수 있다.
본 발명에 따른 시스템은 제3라인에 설치되고, 저장가스 공급원과 연결되는 압축기; 및 제3라인에 설치되고, 압축기와 연결되는 제9열교환기를 추가로 포함할 수 있다.
본 발명에서 복수의 압축기 및 복수의 제9열교환기가 교대로 직렬 설치될 수 있다.
본 발명에 따른 시스템은 제4라인에 설치되고, 저장탱크와 연결되는 제5펌프; 및 제4라인에 설치되고, 제5펌프 및 제2터빈과 각각 연결되는 제10열교환기를 추가로 포함할 수 있다.
본 발명에서 복수의 제10열교환기 및 복수의 제2터빈이 교대로 직렬 설치될 수 있다.
본 발명에서 저장가스는 공기, 질소 중에서 선택되는 1종 이상일 수 있다.
본 발명에서 제1작동유체 및 제2작동유체는 각각 독립적으로 메탄, 아르곤, 프로판, 부탄 중에서 선택되는 1종 이상일 수 있다.
본 발명에서 압축기의 압축비율은 1 내지 3일 수 있다.
본 발명에서 제1터빈 및 제2터빈의 팽창비율은 0 초과 및 1 미만일 수 있다.
본 발명에서 라운드 트립 효율은 80% 이상일 수 있다.
또한, 본 발명은 상술한 시스템을 이용하고, 액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하는 제1모드; 액화천연가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 제2모드; 및 액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 추가로 생산하는 제3모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드로 작동 가능한 발전 및 에너지 저장 방법을 제공한다.
본 발명에 따른 방법에 있어서, 평상 시간대에서 제1모드로 작동하고, 오프-피크 시간대에서 제2모드로 작동하며, 온-피크 시간대에서 제3모드로 작동할 수 있다.
본 발명에서는 LNG 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템을 개발함으로써, LNG의 보다 효율적인 냉열 이용으로 95.2%의 높은 에너지 저장 효율을 얻을 수 있다.
또한, 본 발명에서는 에너지 저장 시스템을 개발함으로써, 총 전력량을 효율적으로 배분하여 사용할 수 있기 때문에, 전기의 수요가 적은 시간에 낭비되는 에너지를 절약할 수 있다.
도 1은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 개략도이다.
도 2는 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제1모드의 상세도이다.
도 3은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제2모드의 상세도이다.
도 4는 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제3모드의 상세도이다.
도 5는 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제2모드 및 제3모드의 스트림을 나타낸 상세도이다.
도 6은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제2모드 및 제3모드의 온도-엔트로피(T-S) 선도(a) 및 압력-엔트로피(P-S) 선도(b)이다.
도 7은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제2모드 및 제3모드의 온도-엔탈피(T-H) 선도(a) 및 압력-엔탈피(P-H) 선도(b)이다.
이하, 본 발명을 상세하게 설명한다.
도 1은 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 개략도이다. 가스화 공정은 장거리 수송 시 극저온 상태인 LNG를 산업적으로 사용 가능한 가스 상태로 기화시키는 것이 목적이며, 이 과정에서 LNG의 냉열을 이용하여 전기를 생산한다. 극저온 에너지 저장 시스템은 액체 공기나 액화 질소를 에너지 저장 매체로 이용하는 대용량 에너지 저장 시스템이다. LNG 가스화 공정과 극저온 에너지 저장 시스템은 모두 극저온 특성을 갖는 공정이기 때문에, 두 공정을 통합하게 되면 에너지 저장 효율을 높일 수 있다.
본 발명에서는 LNG의 냉열을 시간에 따라 다른 방식으로 이용하여 전기를 생산할 뿐만 아니라, 에너지 저장 또한 가능하게 하는 시스템을 개발하였다. 에너지 저장 매체로는 공급과 배출이 용이한 공기 등을 사용할 수 있다. 시스템의 운영은 일반 전기 생산, 에너지 저장, 전기 추가 생산의 3가지 모드로 작동될 수 있다.
1. 일반 전기 생산 모드(도 1의 청색선, 제1모드)에서는, 기존 LNG 가스화 발전과 같은 방식으로, 전기를 생산함과 동시에 천연가스를 생산한다.
2. 에너지 저장 모드(도 1의 황색선, 제2모드)에서는, LNG의 냉열을 이용하여 에너지를 극저온 상태로 저장한다. 해당 시간대에는 외부에서 전기를 공급받아 압축기에 제공하게 된다. 따라서 전기는 공기를 압축하는데 쓰이며, 공기는 압축되어 비점이 상대적으로 높아지게 된다. 이후, 고압 상태의 공기를 LNG의 냉열을 이용하여 극저온 상태의 액체 공기로 만든 후 탱크에 저장한다. 이를 통하여 전기를 극저온 상태의 에너지로 저장하게 된다. 이때, LNG의 냉열은 공기를 액화시키는 데에 쓰이기 때문에, 기존 LNG 가스화 발전의 전기 생산은 중지된다. 하지만, 극저온 에너지 저장 시스템에 의해 LNG가 기화되기 때문에, LNG 가스화 공정 본연의 목적인 천연가스의 생산은 유지된다.
3. 전기 추가 생산 모드(도 1의 녹색선, 제3모드)에서는, 기존과 같이 LNG 가스화 발전을 하면서, 탱크에 저장된 액체 공기의 에너지를 방출함으로써 전기 생산량을 획기적으로 높인다. 먼저, 저장되어 있는 고압의 액체 공기를 펌프를 통하여 압력을 더 높여준다. 다음으로, 이를 기화시켜 기체 상태로 만든 후 터빈을 사용하여 전력을 생산하게 된다. 터빈에 의하여 대기압으로 팽창된 공기는 다시 대기 중으로 방출된다.
도 2는 본 발명에 따른 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템의 제1모드의 상세도이고, 도 3은 제2모드의 상세도이며, 도 4는 제3모드의 상세도로서, 본 발명의 발전 및 에너지 저장 시스템은 액화천연가스 공급원(10), 액화천연가스 공급라인(20), 분리기(30), 제1펌프(40), 제1라인(50), 제1열교환기(60), 제1순환라인(70), 제3펌프(80), 제3열교환기(90), 제4열교환기(100), 제1터빈(110), 제5열교환기(120), 제2순환라인(130), 제4펌프(140), 제6열교환기(150), 제7열교환기(160), 제3터빈(170), 제8열교환기(180), 팽창기(190), 혼합기(200), 제2펌프(210), 제2라인(220), 제2열교환기(230), 저장가스 공급원(240), 제3라인(250), 압축기(260), 제9열교환기(270), 저장탱크(280), 제4라인(290), 제5펌프(300), 제10열교환기(310), 제2터빈(320) 등을 포함할 수 있다.
액화천연가스 공급원(10)은 LNG를 공급하는 곳이다.
액화천연가스 공급라인(20)은 액화천연가스 공급원(10) 및 분리기(30)와 각각 연결되어 액화천연가스 공급원(10)로부터 분리기(30)로 LNG를 공급한다.
분리기(30)는 일측으로 액화천연가스 공급라인(20)을 통해 액화천연가스 공급원(10)과 연결되고, 다른 일측으로는 제1라인(50) 및 제2라인(220)과 각각 연결된다. 분리기(30)는 밸브나 스위치 등을 구비하여 LNG를 제1라인(50) 및 제2라인(220) 중 어느 한쪽으로 보낼 수 있다.
제1펌프(40)는 제1라인(50)에서 분리기(30) 및 제1열교환기(60) 사이에 설치되고, LNG를 고압으로 압축한다.
제1라인(50)은 분리기(30)로부터 분리되어 혼합기(200)까지 길게 이어지는 라인으로서, 제1라인(50)에서 LNG 및 가스화된 천연가스 스트림이 이송된다.
제1열교환기(60)는 제1펌프(40) 이후에 제1라인(50)에 설치되고, 이곳에서 LNG와 제1작동유체의 열교환이 이루어진다. LNG는 제1작동유체와의 열교환을 통해 적어도 부분적으로 가스화될 수 있고, 제1작동유체는 LNG의 냉열 에너지에 의해 응축될 수 있다. 제1작동유체로는 메탄, 아르곤, 프로판, 부탄 중에서 선택되는 1종 이상을 이용할 수 있고, 바람직하게는 메탄 또는 아르곤을 이용할 수 있다.
제1순환라인(70)은 제1열교환기(60)와 연결되는 랭킨 사이클(rankine cycle) 라인으로서, 이 라인에서 LNG와 열교환되는 제1작동유체가 순환하면서 전기를 생산한다.
제3펌프(80)는 제1순환라인(70)에 설치되고, 제1열교환기(60)와 연결되며, 제1열교환기(60)에서 응축된 제1작동유체가 압축될 수 있다.
제3열교환기(90)는 제1순환라인(70)에 설치되고, 제3펌프(80), 제4열교환기(100), 제1터빈(110) 및 제1열교환기(60)와 각각 연결된다. 즉, 제1열교환기(60)에서 제1터빈(110)으로 가는 라인과 제1터빈(110)에서 제1열교환기(60)으로 가는 라인의 교차 지점에 설치되고, 이곳에서 제1작동유체간의 열교환이 이루어진다. 제3열교환기(90)는 랭킨 사이클의 열교환 효율을 개선하기 위해 설치되는 것으로, 필요에 따라 생략 가능하다.
제4열교환기(100)는 제1순환라인(70)에 설치되고, 제3열교환기(90) 및 제1터빈(110)과 각각 연결되며, 이곳에서는 해수 등의 유체와 열교환이 이루어지면서 제1작동유체는 증발될 수 있다.
제1터빈(110)은 제1순환라인(70)에 설치되고, 제4열교환기(100)와 연결되어 제4열교환기(100)로부터 증발된 제1작동유체에 의해 전기를 생산할 수 있다. 제1터빈(110)은 전기 생산을 위해 발전기(미도시)와 연결될 수 있다. 제1작동유체는 제1터빈(110)에서 팽창될 수 있다.
도면에 예시된 바와 같이, 복수의 제1터빈(110) 및 복수의 제4열교환기(100)가 교대로 직렬 설치될 수 있으며, 각각의 설치 개수는 특별히 제한되지 않고, 예를 들어 1 내지 5개일 수 있다.
제5열교환기(120)는 제1라인(50)에서 제1열교환기(60) 이후에 설치되며, 이곳에서 LNG는 제2작동유체와의 열교환을 통해 완전히 기화될 수 있고, 제2작동유체는 응축될 수 있다. 제2작동유체로는 메탄, 아르곤, 프로판, 부탄 중에서 선택되는 1종 이상을 이용할 수 있고, 바람직하게는 메탄 또는 아르곤을 이용할 수 있다.
제2순환라인(130)은 제5열교환기(120)와 연결되고, 제1순환라인(70)과 마찬가지로 랭킨 사이클 라인으로서, 이 라인에서 LNG와 열교환되는 제2작동유체가 순환하면서 전기를 생산한다. 제2순환라인(130)은 필요에 따라 생략 가능하고, 또한 제5열교환기(120) 이후에 또 다른 순환라인을 추가로 설치할 수도 있다.
제4펌프(140)는 제2순환라인(130)에 설치되고, 제5열교환기(120)와 연결되며, 제5열교환기(120)에서 응축된 제2작동유체가 압축될 수 있다.
제6열교환기(150)는 제2순환라인(130)에 설치되고, 제4펌프(140), 제7열교환기(160), 제3터빈(170) 및 제5열교환기(120)와 각각 연결되며, 이곳에서 제2작동유체간의 열교환이 이루어지고, 필요에 따라 생략 가능하다.
제7열교환기(160)는 제2순환라인(130)에 설치되고, 제6열교환기(150) 및 제3터빈(170)과 각각 연결되며, 이곳에서 해수 등의 유체와 열교환이 이루어지면서 제2작동유체는 증발될 수 있다.
제3터빈(170)은 제2순환라인(130)에 설치되고, 제7열교환기(160)와 연결되어 제7열교환기(160)로부터 증발된 제2작동유체에 의해 전기를 생산할 수 있다. 제3터빈(170)은 전기 생산을 위해 발전기(미도시)와 연결될 수 있다. 제2작동유체는 제3터빈(170)에서 팽창될 수 있다.
도면에 예시된 바와 같이, 복수의 제3터빈(170) 및 복수의 제7열교환기(160)가 교대로 직렬 설치될 수 있으며, 각각의 설치 개수는 특별히 제한되지 않고, 예를 들어 1 내지 5개일 수 있다.
제8열교환기(180)는 제1라인(50)에서 제5열교환기(120) 이후에 설치될 수 있고, 이곳에서 해수 등의 유체와 열교환이 이루어질 수 있다.
팽창기(190)는 제1라인(50)에 설치되고, 제8열교환기(180)와 연결된다. LNG는 두 열교환기(60, 120)를 거쳐 천연가스로 가스화되지만, 여전히 고압 상태인데, 팽창기(190)를 통해 천연가스의 압력을 낮출 수 있다.
도면에 예시된 바와 같이, 복수의 제8열교환기(180) 및 복수의 팽창기(190)가 교대로 직렬 설치될 수 있으며, 각각의 설치 개수는 특별히 제한되지 않고, 예를 들어 2 내지 10개일 수 있다.
혼합기(200)는 제1라인(50) 및 제2라인(220)의 각 말단과 연결되고, 이후 각 라인으로부터 이송된 천연가스는 천연가스 공급라인을 통해 공급될 수 있다.
제2펌프(210)는 제2라인(220)에서 분리기(30) 및 제2열교환기(230) 사이에 설치되고, LNG를 고압으로 압축한다.
제2라인(220)은 분리기(30)로부터 분리되어 혼합기(200)까지 길게 이어지는 라인으로서, 제2라인(220)에서 LNG 및 가스화된 천연가스 스트림이 이송된다.
제2열교환기(230)는 제2펌프(210) 이후에 제2라인(220)에 설치되고, 이곳에서 LNG와 저장가스의 열교환이 이루어진다. LNG는 저장가스와의 열교환을 통해 완전히 가스화될 수 있고, 저장가스는 LNG의 냉열 에너지에 의해 액화될 수 있다. 저장가스로는 공기 및 질소 중에서 선택되는 1종 이상을 이용할 수 있고, 바람직하게는 공기를 이용할 수 있다.
저장가스 공급원(240)은 공기 등의 저장용 가스를 공급하는 곳이다.
제3라인(250)은 저장가스 공급원(240) 및 제2열교환기(230)와 각각 연결되고, 저장가스 공급원(240)부터 저장탱크(280)까지 이어지는 라인으로, 이 라인을 통해 기체 저장가스 및 액화 저장가스가 이송된다.
압축기(260)는 제3라인(250)에 설치되고, 저장가스 공급원(240)과 연결되며, 기체 상태의 저장가스를 고압으로 압축한다. 압축기(260)의 압축비율은 1 내지 3일 수 있다.
제9열교환기(270)는 제3라인(250)에 설치되고, 압축기(260)와 연결되며, 이곳에서는 압축기(260)를 통해 압축된 저장가스를 해수 등과의 열교환을 통해 냉각시킨다.
도면에 예시된 바와 같이, 복수의 압축기(260) 및 복수의 제9열교환기(270)가 교대로 직렬 설치될 수 있으며, 각각의 설치 개수는 특별히 제한되지 않고, 예를 들어 2 내지 10개일 수 있다.
저장탱크(280)는 제2열교환기(230)와 연결되고, 제2열교환기(230)에서 LNG와의 열교환을 통해 액화된 저장가스를 저장한다.
제4라인(290)은 저장탱크(280)부터 대기 방출 전까지 이어지는 라인으로, 이 라인을 통해 액화 저장가스 및 기체 저장가스가 이송된다.
제5펌프(300)는 제4라인(290)에 설치되고, 저장탱크(280)와 연결되며, 액체 상태의 저장가스를 고압으로 압축한다.
제10열교환기(310)는 제4라인(290)에 설치되고, 제5펌프(300) 및 제2터빈(320)과 각각 연결되며, 이곳에서는 액체 상태의 저장가스를 해수 등과의 열교환을 통해 증발시킨다.
제2터빈(320)은 제4라인(290)에 설치되고, 제10열교환기(310)와 연결되어 제10열교환기(310)로부터 증발된 저장가스에 의해 전기를 생산할 수 있다. 제2터빈(320)은 전기 생산을 위해 발전기(미도시)와 연결될 수 있다. 저장가스는 제2터빈(320)을 통해 순차적으로 대기압까지 팽창된 후 대기 중으로 방출될 수 있다. 터빈(110, 170, 320)의 팽창비율은 0 초과 및 1 미만일 수 있다.
도면에 예시된 바와 같이, 복수의 제10열교환기(310) 및 복수의 제2터빈(320)이 교대로 직렬 설치될 수 있으며, 각각의 설치 개수는 특별히 제한되지 않고, 예를 들어 2 내지 10개일 수 있다.
본 발명에 따른 발전 및 에너지 저장 시스템의 라운드 트립(round trip) 효율은 80% 이상, 바람직하게는 90% 이상, 더욱 바람직하게는 95% 이상일 수 있다.
또한, 본 발명은 상술한 시스템을 이용하고, 액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하는 제1모드; 액화천연가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 제2모드; 및 액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 추가로 생산하는 제3모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드로 작동 가능한 발전 및 에너지 저장 방법을 제공한다.
본 발명에 따른 방법에 있어서, 평상 시간대(Conventional time)에서 제1모드로 작동하고, 오프-피크 시간대(Off-peak time)에서 제2모드로 작동하며, 온-피크 시간대(On-peak time)에서 제3모드로 작동할 수 있다. 온-피크 시간대는 전력 피크 시간대로서 예를 들어 10시 내지 12시, 14시 내지 17시, 및/또는 17시 내지 19시일 수 있다. 오프-피크 시간대는 예를 들어 22시 내지 8시 또는 24시 내지 6시일 수 있다. 평상 시간대는 온-피크 시간대 및 오프-시간대를 제외한 나머지 시간대일 수 있다.
[실시예]
1. LPCES 시스템 설계
CES 시스템은 LNG 재가스화 발전소에 접목할 때 극저온 특성으로 인해 이점을 갖는다. 본 발명에서는 재가스화 발전 유닛 및 CES 유닛으로 구성되는, CES와 통합된 LNG 재가스화 발전소(LPCES) 시스템이 설계되고 수학적으로 최적화되었다. 산업 및 가정에 걸친 천연가스 수요를 충족하기 위해, LNG 재가스화 발전소는 연속적으로 운전된다. 그러나, 오프-피크 시간대에 전기를 생산할 경우, 온-피크 시간대보다 상대적으로 낮은 수요 및 낮은 가격 때문에 효율적이지 못하다. 또한, 오프-피크 시간대에 다른 발전소에서 생산된 잉여 전기가 있다. 따라서, 시간 변화에 따른 LNG의 다른 이용이 제안되는데, 이 경우 LNG 냉열 에너지를 적용하여 오프-피크 시간대 중에 전기를 저장한다. 온-피크 시간대 동안에는, 이 저장된 전기를 공급함으로써 높은 수요를 충족시켜 전체 전기 공급의 균형을 맞출 수 있다.
LPCES 시스템은 재가스화 발전 유닛 및 CES 유닛으로 구성된다. 도 1은 LPCES 시스템이 시간 변화에 따라 어떻게 다르게 작동하는지를 보여준다. 1일 중 3가지 다른 기간이 전력 수요에 따라 구분되는데, 즉 평상 시간대, 오프-피크 시간대 및 온-피크 시간대로 구분된다. 오프-피크 시간대는 사람의 비활동으로 인해 필요한 전기 수요가 낮은 시간대로서, 특히 밤이다. 반대로, 전기의 높은 수요는 온-피크 시간대, 특히 오후에 예상된다. 평상 시간대는 오프-피크 시간대 및 온-피크 시간대 사이다. 평상 시간대에서, 시스템은 재가스화 발전 유닛에 의해 전기를 생산한다. 시스템은 LNG 냉열 에너지를 이용하여 재가스화 발전 유닛에서 작동유체를 액화시킨다. 오프-피크 시간대에서, 시스템은 에너지 저장 모드로 작동하여 CES 유닛에 전기를 저장한다. 이 시간대에서, 재가스화 발전 유닛은 작동하지 않는데, 그 이유는 전체 LNG 냉열 에너지가 CES 유닛에서 공기를 액화시켜 전기를 저장하는데 사용되기 때문이다. 온-피크 시간대에서, 시스템은 에너지 공급 모드로 운전되어 저장된 액체 공기를 방출한다. 이 공정 중에, 액체 공기의 냉열 에너지가 공기 터빈에 의해 전기를 생산하는데 사용된다. 또한, LNG 냉열 에너지는 온-피크 시간대에서 재가스화 유닛에 사용됨으로써 전기는 양쪽 유닛으로부터 생산된다.
3가지 다른 시간 변화 모드, 즉 평상 모드(Conventional mode), 에너지 저장 모드(Energy storage mode) 및 에너지 공급 모드(Energy release mode)를 묘사하기 위해, 계산 도구로서 Aspen HYSYS가 사용되었다. LNG의 질량 유량은 105 kg/s(약 3백만 톤/년)로 가정하였는데, 이는 상업적 LNG 재가스화 발전소의 용량에 해당한다. CES 유닛에서, 액체 공기는 그 비점보다 5℃ 낮게 저장되었고 냉열 에너지 손실은 무시하였다. 다른 작동 조건은 표 1에 나타나 있다. 표 1은 LPCES 시스템의 작동 조건이다.
LNG 입구 온도 -162℃
LNG 입구 압력 1.3 bar
LNG 질량 유량 105 kg/s
천연가스 출구 압력 70 bar
천연가스 출구 온도 -10℃
공기 압축기의 등엔트로피 효율 0.90
공기 터빈의 등엔트로피 효율 0.92
발전기 터빈의 등엔트로피 효율 0.92
천연가스 팽창기의 등엔트로피 효율 0.90
펌프의 등엔트로피 효율 0.90
열교환기에서 최소 온도차 5℃
해수 온도 15℃
1.1. 평상 모드(제1모드)
재가스화 발전 유닛은 평상 시간대 동안 전기를 생산하고, 도 2는 평상 모드를 나타낸다. 이 유닛은 랭킨 사이클에 기반한 2개의 발전기에 의해 운전된다. 우선, LNG가 펌프로 공급되면서 300 bar로 압축된다. 그 후에, LNG는 발전기를 통과하여 LNG 냉열 에너지를 전달하면서 전기를 생산한다. 첫 번째 발전기는 작동 유체로서 아르곤을 사용하고, 두 번째 발전기는 작동 유체로서 메탄을 사용한다. 두 발전기 이후에, LNG는 천연가스가 되지만 여전히 고압을 갖는다. 따라서, 천연가스는 발전을 이용하여 팽창기를 통해 팽창된다. 이 전체 단계에서, 재가스화 발전 유닛은 평상 모드에서 14.136 MW의 전기를 생산한다.
1.2. 에너지 저장 모드(제2모드)
CES 유닛은 오프-피크 시간대 동안 전기를 저장한다. 도 3은 에너지 저장 모드에서의 유닛 운전을 나타낸다. 이 시간대에서, 공기는 잉여 전기를 이용하는 공기 압축기에 의해 압축된다. 공기가 25.44 bar로 가압될 경우, 열교환기를 통해 LNG에 의해 액화된다. 이 압력은 LNG와의 열교환을 만족하는 최소 압력이다. 최종적으로, 액체 공기는 그 비점보다 5℃ 낮은 -154.5℃로 저장된다. 한편, LNG는 공기와의 열교환을 통해 천연가스로 가스화되어 평상 모드와 동일한 조건으로 배출된다.
1.3. 에너지 공급 모드(제3모드)
에너지 공급 모드에서, 재가스화 발전 유닛 및 CES 유닛 모두가 전기를 생산한다. 도 4는 에너지 공급 모드에서의 공정을 나타낸다. 첫째, 재가스화 발전 유닛은 평상 모드로 작동한다. 둘째, CES 유닛은 저장된 액체 공기를 펌프로 방출하여 이를 120 bar로 가압한다. 에너지 저장 모드로부터의 잔열은 공기를 60℃로 가열하여 공기 터빈 효율을 최대화시킨다. 최종적으로, 120 bar의 가스화된 공기는 전기를 생산하는 공기 터빈을 통해 1 bar로 감압된다. CES 유닛에서 전기를 생산함으로써, 시스템은 온-피크 시간대 동안 대량의 전기를 공급할 수 있다.
2. 최적화 모델링
공기 압축기에서의 전기 소모를 최소화하고 공기 터빈에서의 전기 생산을 최대화하는 것은 CES 시스템에서 더 높은 에너지 저장 효율을 얻는데 있어서 중요하다. 각 설비의 압력 변화는 전력량에 영향을 주며, 그래서 최적의 압축 비율 및 팽창 비율을 찾는 것이 여기에서 설명된다. 두 상업적 소프트웨어가 최적 비율을 찾는데 사용된다. 하나는 최적화 문제를 해결하는 gPROMS 모델 빌더이다. 다른 것은 상태 모델의 Peng-Robinson 식을 이용하여 공기의 열역학 특성을 계산하는 Multiflash이다.
2.1. 압축기 모델
각 압축기의 압축 비율은 저장 전력에 영향을 준다. 에너지 저장 모드 중에 소모된 전체 전력을 최소화하기 위해, 다음과 같이 최적화되었다.
[수학식 1]
min: CWtotal = ΣCWCi
여기서 CW는 압축기에서 소모된 전력이고, 아래 첨자 Ci는 CES 유닛에서 i번째 압축기를 나타낸다. 각 압축기의 소모 전력은 아래와 같이 계산된다.
[수학식 2]
CW =
Figure pat00001
(Hout - Hin)
[수학식 3]
Hout = (Hout , isentropic - Hin) / (ηisentropic , compressor) + Hin
여기서
Figure pat00002
은 질량 유속, H는 비엔탈피, η은 등엔트로피 효율이다. 아래 첨자 out은 출구 스트림, 아래 첨자 in은 입구 스트림, 아래 첨자 isentropic은 등엔트로피 조건을 나타낸다. Hout , isentropic은 공기의 열역학 특성에 의해 정의되는데, 여기서
[수학식 4]
Sout , isentropic = Sin
[수학식 5]
Sout , isentropic = f(Tout , isentropic,Pout)
[수학식 6]
Hout , isentropic = f(Tout , isentropic,Pout)
[수학식 7]
압축 비율 = Pout / Pin
여기서 S는 비엔트로피, T는 온도, P는 압력, f는 함수이다.
2.2. 터빈 모델
또한, 각 터빈의 팽창 비율은 공급 전력에 영향을 주며, 따라서 압축기와 유사하게 최적화된다. 다음의 식은 전체 생산 전력을 최대화시키는데 사용된다.
[수학식 8]
max: GWtotal = ΣGWTi
여기서 GW는 공기 터빈으로부터 생산된 전력이고, 아래 첨자 Ti는 CES 유닛에서 i번째 공기 터빈을 나타낸다. 각 공기 터빈의 생산 전력은 아래와 같이 계산된다.
[수학식 9]
GW =
Figure pat00003
(Hout - Hin)
[수학식 10]
Hout = (Hout , isentropic - Hin) × ηisentropic , turbine + Hin
여기서 Hout , isentropic은 압축기 모델과 동일하게 계산되는데, 여기서
[수학식 11]
Sout , isentropic = Sin
[수학식 12]
Sout , isentropic = f(Tout , isentropic,Pout)
[수학식 13]
Hout , isentropic = f(Tout , isentropic,Pout)
[수학식 14]
팽창 비율 = Pout / Pin
2.3. 제약조건
제약조건은 불가능 상태의 야기를 방지하는데 필요하다. 배출 온도의 관점에서, 압축기의 압축 비율은 3을 초과할 수 없다. 다음의 제약조건은 일반적으로 설비의 운전을 나타낸다.
[수학식 15]
1 ≤ 압축 비율 ≤ 3
[수학식 16]
0 ＜ 팽창 비율 ＜ 1
또한, 설비의 입구 및 출구 스트림은 수학식 17 및 18에 나타낸 바와 같이 액체 상태일 수 없다.
[수학식 17]
VFin = 1
[수학식 18]
VFout = 1
여기서 VF는 증기 분율이다.
3. 결과
CES 유닛과 통합된 재가스화 발전 유닛이 새롭게 제안되고 최적화 모델은 상술한 바와 같다. 최적화에 의한, CES 유닛의 압축 비율, 팽창 비율, 저장 전력 및 공급 전력을 포함한 시뮬레이션 결과가 표 2에 나타나 있다. 표 2는 CES 유닛의 시뮬레이션 결과이다.
압축 비율 저장 전력(MW)
공기 압축기 1 2.244 19.73
공기 압축기 2 2.250 19.46
공기 압축기 3 2.247 19.41
공기 압축기 4 2.242 19.31
펌프(LNG) 1.745
합계 79.655
팽창 비율 공급 전력(MW)
공기 터빈 1 0.315 18.86
공기 터빈 2 0.302 19.91
공기 터빈 3 0.297 20.40
공기 터빈 4 0.295 20.59
펌프(공기) -3.896
합계 75.864
표 2에서 나타난 바와 같이, CES 유닛에서 전체 저장 전력은 79.655 MW이고, 전체 공급 전력은 75.864 MW인데, 이는 전기를 저장하는 현저한 능력을 나타낸다. 라운드 트립 효율은 에너지 저장 기술에서 가장 실현 가능한 지표 중 하나이다. 이 변수는 저장을 통한 전환 비율로서, 다음과 같다.
[수학식 19]
ηRT = (WRelease - WConventional) / WStorage
여기서 ηRT는 라운드 트립 효율이고, WStorage는 시스템이 에너지 저장 모드에 있을 경우의 저장 전력이다. WRelease는 시스템이 에너지 공급 모드에 있을 경우의 공급 전력이다. WConventional은 시스템이 평상 모드에 있을 경우의 생산 전력이다. 표 3은 Aspen HYSYS 소프트웨어를 이용하여 각각 계산된 전력 및 라운드 트립 효율을 나타낸다. 표 3은 각 모드의 전력 및 라운드 트립 효율이다.
전력(MW)
WStorage 79.655
WRelease 90.000
WConventional 14.136
ηRT 95.2%
표 3에서 나타난 바와 같이, 95.2%의 라운드 트립 효율을 나타냈는데, 이 값은 다른 벌크 전력 관리 시스템보다 상당히 높은 값이다. 원자력 발전소를 이용하여 극저온 에너지 저장 시스템의 경우 71.26%를 나타냈고, 압축 공기 에너지 저장 시스템의 경우 75%까지 나타냈다.
4. 열역학 분석
CES 유닛에 중점을 두어, 도 5에서 스트림 번호를 표현하였다. 에너지 저장 모드일 경우, 공기는 스트림 1 내지 9로 압축된다. 각 압축기 이후의 냉각은 해수를 이용하기 때문에, 냉각 온도는 스트림 1 내지 9에서 20℃로 제한된다. 다음, 공기는 스트림 9 내지 10을 통해 LNG 냉열 에너지에 의해 액화된다. 그 후에, 액체 공기는 액체 공기 저장고에 주입된다. 공기가 액체 공기 저장고로부터 방출될 경우, 스트림 10 내지 11을 통해 120 bar로 가압된다. 그 다음, 공기는 스트림 11 내지 19로 공기 터빈을 작동시킨다. 최종적으로, 1 bar의 공기가 대기로 배출된다.
도 6a는 공기의 온도-엔트로피 선도를 나타내고, 도 6b는 공기의 압력-엔트로피 선도를 나타낸다. 기포점 라인 및 이슬점 라인은 Multiflash 소프트웨어에 기반하여 그려졌다. 각 선도는 스트림 라인을 통과하는 공기의 거동을 설명한다. 이들 선도에서, 현저한 엔트로피 변화가 스트림 9 내지 10에서 나타난다. LNG 냉열 에너지가 이 단계에서 공기를 액화하는데 사용되기 때문이다.
도 7a는 공기의 온도-엔탈피 선도를 나타내고, 도 7b는 공기의 압력-엔탈피 선도를 나타낸다. 엔탈피는 엔트로피와 유사하게 작용하지만, 압력 변화에 덜 변화되는 것 같다. 스트림 1 내지 9 및 스트림 12 내지 19는 엔탈피가 온도 변화에 의해 주로 영향을 받음을 나타낸다.
10: 액화천연가스 공급원
20: 액화천연가스 공급라인
30: 분리기
40: 제1펌프
50: 제1라인
60: 제1열교환기
70: 제1순환라인
80: 제3펌프
90: 제3열교환기
100: 제4열교환기
110: 제1터빈
120: 제5열교환기
130: 제2순환라인
140: 제4펌프
150: 제6열교환기
160: 제7열교환기
170: 제3터빈
180: 제8열교환기
190: 팽창기
200: 혼합기
210: 제2펌프
220: 제2라인
230: 제2열교환기
240: 저장가스 공급원
250: 제3라인
260: 압축기
270: 제9열교환기
280: 저장탱크
290: 제4라인
300: 제5펌프
310: 제10열교환기
320: 제2터빈

Claims (21)

  1. 액화천연가스 공급원과 연결되는 분리기;
    분리기로부터 각각 분리되어 연결되는 제1라인 및 제2라인;
    제1라인에 설치되는 제1열교환기;
    제1열교환기와 연결되고, 액화천연가스와 열교환되는 제1작동유체가 순환하는 제1순환라인;
    제1순환라인에 설치되어 제1작동유체에 의해 전기를 생산하는 제1터빈;
    제2라인에 설치되는 제2열교환기;
    저장가스 공급원 및 제2열교환기와 각각 연결되는 제3라인;
    제2열교환기와 연결되고, 제2열교환기에서 액화천연가스와의 열교환을 통해 액화된 저장가스를 저장하는 저장탱크;
    저장탱크와 연결되는 제4라인; 및
    제4라인에 설치되어 저장가스에 의해 전기를 생산하는 제2터빈을 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    제1라인에서 분리기 및 제1열교환기 사이에 설치되는 제1펌프; 및
    제2라인에서 분리기 및 제2열교환기 사이에 설치되는 제2펌프를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  3. 제1항에 있어서,
    제1순환라인에 설치되고, 제1열교환기와 연결되는 제3펌프;
    제1순환라인에 설치되고, 제3펌프, 제1터빈 및 제1열교환기와 각각 연결되는 제3열교환기; 및
    제1순환라인에 설치되고, 제3열교환기 및 제1터빈과 각각 연결되는 제4열교환기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  4. 제3항에 있어서,
    복수의 제1터빈 및 복수의 제4열교환기가 교대로 직렬 설치되는 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  5. 제1항에 있어서,
    제1라인에서 제1열교환기 이후에 설치되는 제5열교환기;
    제5열교환기와 연결되고, 액화천연가스와 열교환되는 제2작동유체가 순환하는 제2순환라인; 및
    제2순환라인에 설치되어 제2작동유체에 의해 전기를 생산하는 제3터빈을 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  6. 제5항에 있어서,
    제2순환라인에 설치되고, 제5열교환기와 연결되는 제4펌프;
    제2순환라인에 설치되고, 제4펌프, 제3터빈 및 제5열교환기와 각각 연결되는 제6열교환기; 및
    제2순환라인에 설치되고, 제6열교환기 및 제3터빈과 각각 연결되는 제7열교환기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  7. 제6항에 있어서,
    복수의 제3터빈 및 복수의 제7열교환기가 교대로 직렬 설치되는 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  8. 제1항에 있어서,
    제1라인에서 제1열교환기 이후에 설치되는 제8열교환기; 및
    제1라인에 설치되고, 제8열교환기와 연결되는 팽창기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  9. 제8항에 있어서,
    복수의 제8열교환기 및 복수의 팽창기가 교대로 직렬 설치되는 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  10. 제1항에 있어서,
    제1라인 및 제2라인의 각 말단과 연결되는 혼합기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  11. 제1항에 있어서,
    제3라인에 설치되고, 저장가스 공급원과 연결되는 압축기; 및
    제3라인에 설치되고, 압축기와 연결되는 제9열교환기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  12. 제11항에 있어서,
    복수의 압축기 및 복수의 제9열교환기가 교대로 직렬 설치되는 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  13. 제1항에 있어서,
    제4라인에 설치되고, 저장탱크와 연결되는 제5펌프; 및
    제4라인에 설치되고, 제5펌프 및 제2터빈과 각각 연결되는 제10열교환기를 추가로 포함하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  14. 제13항에 있어서,
    복수의 제10열교환기 및 복수의 제2터빈이 교대로 직렬 설치되는 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  15. 제1항에 있어서,
    저장가스는 공기, 질소 중에서 선택되는 1종 이상인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  16. 제5항에 있어서,
    제1작동유체 및 제2작동유체는 각각 독립적으로 메탄, 아르곤, 프로판, 부탄 중에서 선택되는 1종 이상인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  17. 제11항에 있어서,
    압축기의 압축비율은 1 내지 3인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  18. 제1항에 있어서,
    제1터빈 및 제2터빈의 팽창비율은 0 초과 및 1 미만인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  19. 제1항에 있어서,
    라운드 트립 효율은 80% 이상인 것을 특징으로 하는 발전 및 에너지 저장 시스템.
  20. 제1항에 따른 시스템을 이용하고,
    액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하는 제1모드;
    액화천연가스의 가스화와 함께 저장가스를 액화하여 에너지를 저장하는 제2모드; 및
    액화천연가스의 가스화와 함께 전기를 생산하고, 액화된 저장가스를 통해 전기를 추가로 생산하는 제3모드; 중에서 선택되는 하나 이상의 모드로 작동 가능한 발전 및 에너지 저장 방법.
  21. 제20항에 있어서,
    평상 시간대에서 제1모드로 작동하고,
    오프-피크 시간대에서 제2모드로 작동하며,
    온-피크 시간대에서 제3모드로 작동하는 발전 및 에너지 저장 방법.
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