KR20220054825A - 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템 및 그 작동 방법 - Google Patents

수소 연료 가스 터빈 전력 시스템 및 그 작동 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20220054825A
KR20220054825A KR1020227009725A KR20227009725A KR20220054825A KR 20220054825 A KR20220054825 A KR 20220054825A KR 1020227009725 A KR1020227009725 A KR 1020227009725A KR 20227009725 A KR20227009725 A KR 20227009725A KR 20220054825 A KR20220054825 A KR 20220054825A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
fuel gas
gas turbine
hydrogen fuel
hydrogen
reactor
Prior art date
Application number
KR1020227009725A
Other languages
English (en)
Inventor
아르네 라헤임
이울리오 니콜라 디
카트리네 뤼엥엔
프레드리크 모빌
Original Assignee
지이쥐 파워 에이에스
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 지이쥐 파워 에이에스 filed Critical 지이쥐 파워 에이에스
Publication of KR20220054825A publication Critical patent/KR20220054825A/ko

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/06—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents
    • C01B3/12—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C01B3/16—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01F—COMPOUNDS OF THE METALS BERYLLIUM, MAGNESIUM, ALUMINIUM, CALCIUM, STRONTIUM, BARIUM, RADIUM, THORIUM, OR OF THE RARE-EARTH METALS
    • C01F11/00—Compounds of calcium, strontium, or barium
    • C01F11/18—Carbonates
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/0425—In-situ adsorption process during hydrogen production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0838—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/86—Carbon dioxide sequestration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/72—Application in combination with a steam turbine
    • F05D2220/722—Application in combination with a steam turbine as part of an integrated gasification combined cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/75—Application in combination with equipment using fuel having a low calorific value, e.g. low BTU fuel, waste end, syngas, biomass fuel or flare gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2240/00—Components
    • F05D2240/35—Combustors or associated equipment
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/213—Heat transfer, e.g. cooling by the provision of a heat exchanger within the cooling circuit
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/61—Removal of CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/611—Sequestration of CO2
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Output Control And Ontrol Of Special Type Engine (AREA)

Abstract

수소 연료 가스 터빈 전력 시스템은 압축기(22), 연소기(24) 및 터빈(26) 뿐만 아니라 연료 공급 디바이스(10)를 포함한다. 연료 공급 디바이스(10)는 수착 강화 증기 메탄 개질(SE-SMR) 및/또는 합성 가스의 수착 강화 수성 가스 이동(SE-WGS)을 기초로 하는 적어도 하나의 반응기(12)가 있는 수소 가스 생성 반응기 시스템의 형태를 갖는다. 반응기(12)는 반응기(12)와 재생기(14) 사이에서 CO2 흡수제를 순환 및 재생하기 위해 재생기(14)와 폐쇄 루프로 연결된다. 추가로, 수소 가스 생성 반응기 시스템(10)의 재생기(14)와 연소기(24)의 하류 단부 또는 터빈(26)의 상류 단부 사이에 폐쇄 열 교환 루프(21)가 존재한다. 그 사용 방법이 또한 고려된다.

Description

수소 연료 가스 터빈 전력 시스템 및 그 작동 방법
본 발명은 청구항 1의 전제부에 의해 나타낸 바와 같은 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템에 관한 것이다. 다른 양태에 따르면, 본 발명은 청구항 10의 전제부에 의해 나타낸 바와 같은 수소 연료 가스 터빈 발전소에서 전력을 생성하는 방법에 관한 것이다.
탄소 포집 및 저장(Carbon Capture and Storage)(CCS)은 연료 연소(예를 들어, 가스, 액체 탄화수소, 석탄 및 바이오매스) 중에 그리고 CO2 방출 산업(철강, 알루미늄, 실리콘, 페로실리콘, 시멘트 등)으로부터 생성되는 CO2를 격리함으로써 인간이 만든 기후 변화의 부정적인 결과를 완화하는 데 도움이 되도록 개발 중인 다양한 기술을 구성한다. CO2 포집은 세가지 주요 방법, 즉, 후연소, 사전연소 및 거의 순산소 연소에 의해 획득될 수 있다. 분리된 CO2 스트림은 지질 형성에 사용 및/또는 함유될 수 있다.
사전연소 상황에서, 수소 또는 수소 농후 가스는 역사적으로 종래의 가스 터빈에 대해 너무 높은 연소 온도를 초래하였다.
그러나, 최근 기술 개발(연료와 공기의 사전혼합, 수소 농후 연료용 버너의 개발, 고온 재료 시스템(기본 합금/초합금, 본드 코팅 및 열 차폐 코팅)의 개발)은 수소 연료 가스 터빈에 사용하도록 실행 가능한 사전 연소 CO2 포집을 만들었다.
수소 연료는 다음으로 알려진 프로세스에 의해 청정, 탈황된 합성 가스(임의의 출처의) 또는 천연 가스 및 물로부터 효율적으로 (하나의 프로세스 단계에서) 제조될 수 있다; CO2-흡수제로서 CaO를 사용하는 것을 특징으로 하는 수착 강화 개질(SER)(WO 2011/078681 A1호 및 미국 에너지부(US Department of Energy))이라고 명명되고, 후연소 경우(EP I 495 794 A1호)에 사용될 때 Ca-루핑(Dean 등: 2011)이라고도 명명되는, 수착 강화 수성 가스 이동(Sorption Enhanced Water Gas Shift)(SE-WGS) 및/또는 수착 강화 증기 메탄 개질(Sorption Enhanced Steam Methane Reforming)(SE-SMR).
다음 반응이 (사용된 연료에 따라) 발생한다;
a) 합성 가스(다양한 양의 수소 및 CO가 있는 가스)로부터 생성된 수소, 다음 반응에 의해 예시되는 수착 강화 수성 가스 이동(SE-WGS): CaO + CO + H2 + H2O = CaCO3 + 2H2
b) 천연 가스(주로 CH4)로부터 생성된 수소, 수착 강화 증기 개질(SE-SMR): CaO + CH4 + 2H2O = CaCO3 + 4H2
c) 합성 가스와 천연 가스(또는 메탄 농후 가스)의 혼합물로부터 생성된 수소는 다음 "등식" (균형적이지 않음)에 따라 발생한다: CaO + CO + H2 + CH4 + H2O = CaCO3 + H2
모든 반응의 온도는 500 내지 650℃이다. 이들 반응은 약간 발열성이며 물을 추가하거나 열 교환에 의해 냉각해야 할 수 있다. 반응 c)는 반응 a)와 b)의 합을 나타낸다. CaO-CO2 흡수제의 양이 반응에서 모든 탄소를 수용할 만큼 충분히 높으면, 수소 생산 유닛에 도입된 연료 혼합물에서 합성 가스와 천연 가스의 비율에 무관하게, 모든 반응은 동일한 생성물(방해석 및 수소)을 초래한다.
수소 생산 유닛에는 CO2 흡수제 재생기(하소기)가 포함되는데, 여기서 수소 생산 프로세스로부터의 고체 탄산칼슘(CaCO3)은 다음의 반응에 따라 재생된다: CaCO3 = CaO + CO2.
탄화수소 연료(또는 CO를 함유하는 연료)가 이 고흡열 프로세스를 수행하는 데 사용되지 않으면(약 850 내지 950℃가 필요함), CO2의 총량은 "100% 순수"로 포집되어 사용 및/또는 저장될 수 있다.
이 흡열 재생 프로세스를 지속 가능한 비용과 에너지 효율적인 방식으로 수행하는 것이 매우 중요하다. 이는 2개의 상이한 방식으로, 즉, 직접적으로 또는 간접적으로 전달될 수 있는 열 또는 폐열을 제공함으로써 달성될 수 있다. 직접적인 열 전달은 연료의 순산소 연소를 수반하고; 따라서, 공기 분리 유닛(air separation unit)(ASU)의 사용이 요구된다. 간접적인 열 교환은 재생기에 고온 열 교환기를 통합해야 한다. 열은 고온 연료 전지(SOFC)로부터 취할 수 있다(WO 2011/078681 A1호에서와 같이).
언급할 가치가 있는 이 기술 분야의 다른 간행물로는 US 2008/155984 A1호, US 2007/0130957 A1호, US 2008/0141643 A1호, US 2008/0161428 A1호, 및 US 5490377 A호가 있다.
또 다른 옵션은 WO01/42132 A1호에서 매우 간략하게 제안된 바와 같이 탄산칼슘을 하소하기 위해 고온 전력 생성 디바이스를 사용하는 것이다. 그러나, 이 간행물은 이러한 하소를 어떻게 수행해야 하는 지와 관련하여 언급하지 않는다.
종래의 천연 가스 터빈은 CaO-CO2 흡수제의 재생 반응의 효율적인 성능을 위해 너무 낮은 온도를 제공할 수 있지만, 연소기 단부 및 수소 연료 가스 터빈의 터빈 입구에서의 도전적인 고온은 다른 한편으로 효율적인 열 교환 루프에 의해 유발되는 냉각으로부터 이익을 얻을 수 있다.
본 발명의 목적은 지속 가능한 조건 하에서 작동할 수 있는, 비용 및 에너지 효율적인 수소 연료 가스 터빈 발전소를 제공하는 것이다. 파생된 목적은 연소기 단부 및/또는 수소 연료 가스 터빈의 입구에서 과도한 온도 문제를 완화하는 것이다.
또한, 이러한 발전소의 작동 방법을 제공하는 것이 파생된 목적이다.
CO2가 매우 효과적인 방식으로 포집되는 그러한 발전소를 제공하는 것이 본질적인 목적이다.
전술한 목적은 제1 양태에 따라 청구항 1에 의해 한정된 바와 같은 수소 연료 가스 터빈 발전소로 구성된 본 발명에 의해 달성된다.
다른 양태에 따르면, 본 발명은 청구항 10에 의해 한정된 바와 같은 방법에 관한 것이다.
바람직한 실시예는 종속 청구항에 의해 개시된다.
지속 가능성은 본 발명이 일체형 CO2 포집을 허용한다는 점에 의해 예시된 전체 프로세스에 대한 키워드 및 공통 분모이다. 연소기 단부 및/또는 수소 연료 가스 터빈의 터빈 입구 - 일측에서 - 와 재생기(하소기) - 타측에서 - 사이의 열 전달 루프는 연소기의 하류 단부 또는 터빈 입구에 있는 중공 링 형상의 격실을 포함한다. 열 전달 매체는, 예를 들어; 수소, 수증기, CO2, 공기, 헬륨, 다양한 가스 혼합물 또는 유체, 예컨대 미네랄 오일, 탄화수소 및 다양한 유형의 용융염과 같은 다양한 가스일 수 있다.
따라서, 본 발명에 따르면, CaO-흡수제의 재생에 필요한 고온은, 연소기의 하류(고온) 단부 또는 수소 연료 가스 터빈의 터빈 상류 단부 - 온도가 1800 내지 1900℃에 도달할 수 있음 -와 CaO 흡수제의 재생기 사이에 특별히 설계된 열 교환 루프에 의해 보장된다.
수소 연료 가스 터빈을 포함하는 가스 터빈은 다수의 상이한 구성 및 전체 설계를 포함하고, 본 발명은 이들 모든 구성 및 설계에 적응 가능하다는 점은 언급할 가치가 있다. 예를 들어, 가스 터빈의 연소기 챔버(들)와 관련하여, 연소기 챔버는 일부 실시예에서 압축기와 터빈 사이의 환형 챔버로서 형상화될 수 있고 압축기 및 터빈의 축과 공통인 축을 가질 수 있다. 다른 실시예에서, 연소기 챔버는 2개 이상의 별개의 연소기 챔버로 분할될 수 있으며, 연소기 챔버 각각은 압축기 및 터빈의 축과 오프셋되어 위치 설정된다. 따라서, 2개, 3개 또는 4개의 별개의 연소기 챔버는 압축기와 터빈을 연결하는 축 둘레에 평행하게 배열될 수 있다.
본 발명의 다양한 실시예는 첨부 도면을 참조하여 아래에 예시되어 있고, 도면에서:
도 1은 본 발명의 제1 실시예의 개략도이다.
도 2a는 본 발명의 제2 실시예의 개략도이다.
도 2b는 본 발명의 제2 실시예의 변형예의 개략도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시예의 개략도이다.
도 4는 본 발명의 제4 실시예의 개략도이다.
도 5는 본 발명의 제5 실시예의 개략도이다.
도 6a 및 도 6b는 본 발명의 세부사항의 2개의 변형예의 단면도이다.
도 7은 본 발명의 제6 실시예의 개략도이다.
이제, 도 1을 참조하면, 전력 시스템은 일반적으로 수소 연료 가스 터빈(20) 및 연료 공급 디바이스(10)로 구성된다. 연료 공급 디바이스(10)는 주로 i) 물(3) 및 도 1의 실시예에서는 메탄 또는 메탄 농후 가스(1)인 기본 연료를 수용하도록 배열된 반응기 또는 개질기(12) 및 ii) 재생기(14)로 구성된다. 수소 연료 가스 터빈(20)은 주요 부품, 즉, i) 압축기(22), ii) 반응기(12)로부터 수소(17)의 유동을 수용하고 압축기(22)로부터 압축 공기(23)를 수용하도록 배열된 연소기(24)(단부에서 열 교환을 위한 원통형 격실을 가짐), 및 iii) 연소기(24)로부터 고온 연소 가스(25)를 수용하여 전기(29)를 생성하도록 배열된 터빈(26)으로 구성된다. 전기 에너지의 생성에 추가하여, 터빈은 기계 장비를 다양한 목적을 위해 나아가게 할 수도 있다.
도 1에 더하여, 연료 개질기(10)는 CO2 사전연소 상황에 배열된 수소 생산의 SE-SMR(또는 SER) 방법을 기초로 한다. CaO 함유 CO2-흡수제 재생기(14) 및 수소 연료 가스 터빈 연소기(24)의 고온(하류) 단부와 CO2-흡수제 재생기(14) 사이의 간접적 열 전달 시스템(21)은 CO2의 방출에 필요한 열을 제공하여 실질적으로 순수한 CO2의 유동(19)이 재생기(14)로부터 배출될 수 있게 한다.
간접적인 열 전달 시스템(21)에 의해 전달된 열은 연소기(24)의 하류 단부에 있는 링 형상 부재(28)에 의해 수집되고 재생기(14)의 열 교환기에서 방면되며, 수소 가스 생성 반응기 시스템(10)의 재생기(14)와 수소 연료 가스 터빈(20)의 연소기(24)의 하류 단부 및 상기 수소 연료 가스 터빈의 터빈(26)의 상류 단부 중 적어도 하나 사이에 폐쇄된 열 교환 루프(21)를 형성한다.
CH4 연료 유동(1)은, 연료를 개질하고 CaO 함유 흡수제에 의해 개질 프로세스인 SE-SMR(또는 SER)에서 방출된 CO2를 처리하도록 배열된 수소 연료 공급 시스템의 일부인 반응기(12)에 충전된다. 도 1의 실시예에서, 연료는 메탄 또는 메탄 농후 가스, 예컨대 천연 가스이다. 실질적으로 순수한 수소 가스(17)가 개질기 유닛을 떠난다. 반응기(12)에서, 개질 프로세스는 연료(CH4), 물(증기) 및 CaO 사이의 반응을 수반하며, 여기서 CaO는 발열 반응에서 CaCO3로 변환된다. 개질 프로세스에서 CO2로부터 만들어진 CaCO3는 이어서 설명될 흡열 프로세스에서 CaO로 재생된다. 기화된 형태의 물(3)도 반응기(12)에 충전된다.
실질적으로 순수한 수소 가스(17)는 개질기를 떠나 수소 연료 가스 터빈의 연소기(24)(또는 연소기 영역)로 충전된다. 수소 연료 가스 터빈(20)의 압축기(22)로부터의 압축 공기(23)도 연소기(24)로 충전된다. 수소 가스(17)와 압축 공기(23)는 연소기(24)에 충전되기 전에 미리 혼합(도시되지 않음)될 수 있다. 혼합물은 통상적으로 약 1800 내지 1900℃의 고온에서 연소된다.
터빈(26)으로 진입하는 고온 고압 가스 스트림(25)은 터빈을 통해 팽창하여 전기를 생성한다.
앞서 나타낸 바와 같이, 개질기 유닛에서 생성된 CaCO313은 반응기(12)에서 CO2 포집제로 재사용하기 위해 CaO15로 재생될 필요가 있다. 이는 수소 연료 공급 디바이스(10)의 제2 부분을 형성하는 재생기(14)에서 발생한다.
CaCO3의 재생은 효율적으로 작동하기 위해 약 850 내지 950℃의 온도가 필요하다. 이는 에너지를 소비하는 흡열 프로세스이다. 정상 압력에서, 프로세스는 약 870℃ 이상의 온도에서 실행된다. 따라서, 이는 바람직한 실시예이다. 이 프로세스에 필요한 에너지 또는 열은 본 발명에 따라 수소 연료 가스 터빈의 연소기(24)에 의해 제공된다. 예를 들어, 열 전달 매체로서 수소를 사용하고 연소기(24)의 고온 단부와 연료 공급 디바이스 시스템의 에너지 요구형 재생기(14) 사이에서 순환하는 폐쇄 열 루프는 다음의 2개의 기능을 갖는다;
1) CaO 함유 CO2-흡수제의 재생을 위해 약 9000℃에서 충분한 열을 공급하는 것, 및
2)터빈에 대한 희석 공기의 필요성을 감소시킴으로써, 수소 연료 가스 터빈을 장기간 안정적으로 사용하기에 허용 가능한 수준으로 관련 터빈 부품을 냉각하는 데 도움이 되는 것.
폐쇄 루프 열 교환 매체는 연소기(24)에서 경험되는 온도를 처리할 수 있는 임의의 매체일 수 있고 바람직하게는 약 1800 내지 1900℃의 온도를 처리할 수 있어야 한다.
이 사전연소 CO2 포집 프로세스로부터의 총 CO2 양은 재생기로부터 방출되어 포집, 저장, 및/또는 사용된다.
500℃ 초과의 온도에서 터빈(26)을 떠나는 고품질 배기 가스(27)(N2, H2O 및 O2)는 임의로 다양한 목적을 위해 사용될 수 있다. 발열 SE-SMR 반응으로부터의 열(11)은 유사하게 임의적인 사용을 가질 것이다. 열(11)은, 예를 들어 고체 탄소질 재료를 합성 가스 또는 천연 가스와 같은 보다 쉽게 이용 가능한 가스로 변환하기 위해 가스화 플랜트에서 사용될 수 있거나, 압축기(22)로부터의 공기를 예열하는 데 사용될 수 있다.
이제, 수소 연료 가스 터빈이 CO2 사전연소 상황에서 배열된 합성 가스, 즉, SE-WGS 수소 생성 방법을 기초로 하는 연료 개질기와 조합된 발전소를 도시하는 도 2에 주의를 기울인다. CaO 함유 CO2-흡수제 재생기(14) 및 수소 연료 가스 터빈 연소기(24)와 CO2-흡수제 재생기(14) 사이의 간접적인 열 교환 시스템(21)은 흡수제 재생을 위한 열을 제공하고 CO2 포집, 저장, 및/또는 사용을 위해 CO2(19)를 방출한다.
도 2a의 구성요소 대부분은 도 1의 구성요소와 동일하다. 도 1과 도 2 사이의 차이점은 주로 수소 가스 연료 공급 디바이스에 공급되는 연료(1')가 합성 가스라는 점이다. 더욱이, 열 전달 시스템(21)의 링 형상 부재(28')는 도 1에 도시된 링 형상 부재(28)보다 다소 넓어, 연소기(24)를 떠나는 고온 연소 가스(25)와의 더 넓은 접촉 표면적을 제공함으로써, 더 높은 열 전달 속도를 가능하게 한다.
도 2b는 도 2a와 본질적으로 동일한 것을 도시하는데, 차이점은 열 전달 시스템의 링 형상 부재(28")가 부분적으로는 연소기(24)의 하류 영역, 부분적으로는 터빈(26)의 상류 단부를 커버 - 또는 구성 - 함으로써, 고온 연소 가스(25)와의 접촉 표면적을 더욱 증가시킨다는 것이다.
합성 가스가 연료인 실시예에 대해 도시되어 있지만, 링 형상 부재(28, 28' 및 28")의 상이한 실시예는 연료로서의 천연 가스 또는 2가지 유형의 연료의 조합과 동등하게 잘 작동한다는 것을 이해하여야 한다.
이제, 사전연소 상황에서 수소가 수소 연료 가스 터빈에 사용하기 위한 SE-SMR 수소 생성 방법에 의해 생성되는 발전소를 도시하는 도 3에 주의를 기울인다. 터빈을 떠나는 고온 배기 가스로부터의 열은 이 실시예에서 증기 터빈(32)에 의한 추가 전력/전기(29')의 생성을 위한 고압 증기 생성을 위해 회수된다.
도 3의 구성요소 대부분은 도 1의 구성요소와 동일하다. 도 1과 도 3 사이의 차이점은 주로 추가 전력이 복합 사이클이라고 명명되는 구성인 증기 터빈(32)에 의해 생성된다는 점이다. 이를 위해, 터빈(26)을 떠나는 고온 배기 가스는 증기 발생기(30)에서 증기를 생성하는 데 사용되며 생성된 증기는 증기 터빈(32)에 충전된다.
이제, 앞서 설명된 수소 연료 가스 터빈에 사용하기 위해, SE-WGS 수소 생성 방법에서 사전연소 상황의 수소가 합성 가스로부터 생성되는 발전소를 도시하는 도 4에 주의를 기울인다. 터빈(26)을 떠나는 고온 배기 가스(27)로부터의 열은 이 실시예에서 증기 터빈에 의한 추가 전력/전기의 생성을 위한 고압 증기 생성을 위해 회수된다.
도 4의 구성요소 대부분은 도 2a 및 도 2b의 구성요소와 동일하다. 도 2b와 도 4 사이의 차이점은 주로, 도 3을 참조하여 이미 설명된 바와 같이, 복합 사이클이라고 명명되는 구성인 증기 터빈(32)과 조합하여 증기 발생기(30)에 의해 추가 전력(29')이 생성된다는 점이다.
본 명세서에 설명된 모든 실시예는 도 3 및 도 4를 참조하여 설명된 발전의 추가 단계를 포함할 수 있음이 강조되어야 한다.
이어서, 사전연소 상황의 수소가 대안적으로 SE-SMR 수소 생성 방법에 의해 천연 가스(또는 메탄)의 소스로부터, 또는 SE-WGS 수소 생성 방법에 의해 합성 가스의 소스로부터, 또는 수소 연료 가스 터빈에 사용하기 위한 그러한 소스들의 임의의 조합으로부터 생성될 수 있는 발전소를 도시하는 도 5에 주의를 기울인다. CaO 함유 CO2-흡수제 재생기(14) 및 수소 연료 가스 터빈 연소기(24)와 CO2-흡수제 재생기(14) 사이의 간접적인 열 전달 시스템(21)은 이전 실시예를 참조하여 설명된 바와 같이 CaO 재생 및 포집, 저장 및/또는 사용을 위한 CO2의 방출을 위한 열을 제공한다. CO2-포집을 위한 시스템은 모든 이전 실시예에서 설명된 것과 동일하다.
도 5에서, 공통 반응기/개질기(12)는 2가지 유형의 소스 가스를 수용하도록 나타낸다. 이는 SE-SMR 개질 및 SE-WGS 반응이 동일한 반응기 및 동일한 조건에서 동시에 수행됨을 의미한다. 이는 문제를 구성하지 않는 것으로 밝혀졌다. 대안으로서, 각각의 소스 가스, 즉 CH4 및 합성 가스에 대해 별개의 반응기/개질기가 사용될 수 있다. 이러한 경우, 2개의 반응기는 공통 재생기에 연결되거나 별개의 재생기에 연결될 수 있다. 그러나, 가장 간단한 구성은 도시된 구성이다.
도 5는 또한 외부 사용을 위한 별개의 H2 유동(16)을 도시하고, 본 방법 및 디바이스가 전기, 열 및 고품질 수소의 형태로 에너지를 동시에 생성할 수 있다는 점을 예시한다.
CaO 함유 흡수제는 단순히 천연 암석/광물로부터의 CaO를 기초로 할 수 있지만, 흡수제는 또한 예를 들어 WO 2011/005114호에 설명된 종류의 합성 제조된 CaO 함유 흡수제일 수 있다. 이러한 합성 흡수제의 이점은 상당한 흡수 능력을 잃지 않고 많은 수의 재생 사이클을 견딘다는 점이다.
도 6a 및 도 6b는 도 2a 및 도 5에 도시된 링 형상 부재(28')의 2개의 대안적인 구성을 도시한다. 도 6a에 도시된 구성에서, 링 형상 부재(28'a)로의 입구(281) 및 링 형상 부재로부터의 출구(282)는 서로 인접하고 열 전달 유체는 링 형상 부재 내부의 공극 전체에 걸쳐 하나의 동일한 방향으로 하나의 거의 완전한 원으로 유동한다. 링 형상 부재(28'a)의 내부에는, 연소기(24)로부터 터빈(26)으로 가는 도중에 고온 연소 가스(25)가 접촉하는 표면적을 증가시키는 역할을 하는 리브(283)가 제공되거나 제공되지 않을 수 있다. 압축기와 터빈을 통한 가스 유동 방향에서, 그러한 리브는 링 형상 부재의 연장에 대응하는 - 또는 그보다 작은 - 연장을 가질 수 있다. 존재하는 경우 리브(283)의 크기 및 프로파일은 이용 가능한 공간에 적응될 것이다. 그 반경방향 연장은 그 크기 뿐만 아니라 공기 역학적 특성을 최적화하기 위해 두께와 마찬가지로 길이에 따라 달라질 수 있다. 임의로, 리브는 또한 통과하는 가스 유동과의 접촉을 증가시키기 위해 길이를 따라 약간 만곡될 수 있다. 리브의 적어도 일부는 단면의 일부를 점유하는 베인이 없는 터빈의 길이방향 영역에 위치될 수 있다.
도 6b에서, 링 형상 부재(28'b)로의 입구(281) 및 링 형상 부재로부터의 출구(282)는 그 반대쪽에 위치되며, 입구에서 링 형상 부재(28'b)의 공극으로 진입하는 열 전달 유체는 링 형상 부재(28'b)의 반대쪽에 있는 출구를 향해 각각 반원으로 유동하는 2개의 부분 유동으로 분할된다.
도시된 모든 실시예에서, 링 형상 부재(28, 28', 28")는 도시된 구성 중 어느 하나 및 심지어 다른 구성에서도 입구 및 출구를 가질 수 있다. 더욱이, 링 형상 부재는, 예를 들어 나사부 등에 의해 연소기(24) 및 터빈(26)에 연결될 수 있음으로써, 마모되었을 때 교체 가능하게 하는 방식으로 설계 및 구성될 수 있다.
링 형상 부재(28, 28', 28")는, 수소 연료 가스 터빈에 조립될 때, 그 일부가 되며 연소기(24)의 하류 단부, 터빈(26)의 상류 단부 또는 둘 사이의 연결 부재로서 확인될 수 있다.
링 형상 부재(28, 28', 28")에 대한 재료는 고온에 대한 허용 가능한 공차와 함께 허용 가능한 열 전도성을 갖는 재료 중에서 선택된다. 따라서, 앞서 설명한 연소기 또는 터빈의 벽에 일반적으로 선택되는 재료가 유망한 후보이다.
도 7은, 도 7의 실시예에서 압축기(22)와 터빈(26) 사이의 축으로부터 오프셋되어 있는 2개의 별개의 연소기 챔버(24a, 24b)로 구성된 연소기와 관련하여 이전 실시예와 상이한 본 발명의 실시예를 도시한다. 또한, 이전에 피처(28, 28' 및 28")로 나타낸 열 교환 요소는 압축기와 터빈 사이의 축으로부터 또한 오프셋되어 있는 열 교환기(78)로 대체된다. 상기 축으로부터 오프셋된 열 교환기(78)의 배열은, 터빈의 길이 치수의 증가에 기여하지 않고 다양한 유형 및 크기의 열 교환 요소의 사용을 허용하여 시스템의 다용도성을 크게 개선시킨다는 것을 의미한다. 이러한 조합은 재생기(14)로 전달되는 열의 미세 조절을 허용하는 방식으로 시스템을 보다 쉽게 설계할 수 있게 한다. 도 7에서, 고온 가스(25a)는 연소기(24a)로부터 열 교환기(78)로 지향되고, 동일한 가스는 차례로 터빈(26)으로 지향되는 가스 유동(25b)보다 다소 낮은 온도에서 열 교환기(78)로부터 배출된다. 당연히, 연소기(24a, 24b)로부터 열 교환기(78)로 그리고 열 교환기를 통해 더 나아가 터빈(26)으로 가는 유동 경로는 허용 가능하게 낮은 압력 강하와 함께 높은 속도의 효율적인 가스 유동을 수용하도록 형상화되고 치수 결정되어야 한다.
본 발명의 모든 버전에서, 설명, 도시 및/또는 청구된 것에 대한 추가 열 교환 요소는, 예를 들어 요소(28, 28', 28" 또는 78)에 의해 달성되는 것보다 더 뜨거운 부품을 냉각하기 위해 설치될 수 있다.
터빈 설계에 내재된 안전 조치는 본 명세서에서 설명되지 않고, 예컨대 터빈이 과속하는 것을 방지하기 위해, 부하 차단의 경우에 또는 비상 정지 동안에 즉각적인 연료 차단 조치와 같이 주로 이 기술 분야의 표준에 따를 것이다. 정상 동작 중에 열 교환기에 축적되는 상당한 양의 에너지의 존재로 인해, 그러한 상황에서 터빈이 과속되는 것을 방지하기 위해 추가 안전 조치가 취해질 수 있다.
본 발명은 연소기로부터 제거된 열이 온도 요건이 (또한) 문제인 CO2 흡수제를 위한 재생기에서 가장 효율적인 방식으로 이용되는 방식으로 수소 연료 가스 터빈 발전소의 연소기 및 터빈의 개선된 온도 제어를 가능하게 하는 기술의 독특한 조합이다. 이는 그러한 발전소에서 CO2를 포집하는 가장 효율적인 방법인 CO2의 사전연소 포집 시스템에서 달성된다. 종래 기술에 비교하여 이점이 있는 이 독특한 조합은 본 방법 및 시스템을 시너지 발명의 우수한 예가 되게 한다.

Claims (13)

  1. 주요 부품이 압축기(22), 연소기(24) 및 터빈(26) 뿐만 아니라 연료 공급 디바이스(10)로 구성되는 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템으로서,
    - 터빈(26)은 전기 에너지 형태의 발전을 위한 보조 수단에 연결하도록 구성되고;
    - 연료 공급 디바이스(10)는, i) 메탄의 수착 강화 증기 메탄 개질(SE-SMR)을 지원할 수 있는 반응기 및 ii) 합성 가스의 수착 강화 수성 가스 이동(SE-WGS)을 지원할 수 있는 반응기, 또는 이 둘의 조합으로 구성되는 그룹으로부터 선택된 적어도 하나의 반응기(12)를 갖는 수소 가스 생성 반응기 시스템의 형태를 갖고;
    - 반응기(12)는 반응기(12)와 재생기(14) 사이에서 CO2 흡수제를 순환 및 재생하기 위해 재생기(14)와 폐쇄 루프로 연결되는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템에 있어서,
    수소 가스 생성 반응기 시스템(10)의 재생기(14)와 수소 연료 가스 터빈(20)의 연소기(24)의 하류 단부 및 상기 수소 연료 가스 터빈의 터빈(26)의 상류 단부 중 적어도 하나 사이에 폐쇄 열 교환 루프(21)의 존재는, 재생기(14)의 온도를 상승시키는 동시에 수소 연료 가스 터빈(20)의 터빈(26)의 상류 단부의 온도를 저하시키는 것을 특징으로 하는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  2. 제1항에 있어서, 반응기(12)는 메탄 농후 소스, 합성 가스 소스, 또는 메탄 농후 소스와 합성 가스 소스의 조합으로부터 가스 유동을 수용하도록 구성된 입구 도관을 갖는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  3. 제1항 또는 제2항에 있어서, 반응기(12)는 증기 소스를 수용하도록 구성된 입구 도관을 갖는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  4. 제1항 내지 제3항 중 어느 한 항에 있어서, 열 교환 시스템(21)을 위한 열 교환 매체는 적어도 1500℃까지의 온도를 처리할 수 있는 열 교환 매체 중에서 선택되는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  5. 제1항 내지 제4항 중 어느 한 항에 있어서, 터빈으로부터 고온 배기 가스를 수용하고 추가 발전을 위해 그 안에서 생성된 증기를 증기 터빈(32)에 충전하도록 배열된 증기 발생기(30)를 더 포함하는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  6. 제1항 내지 제5항 중 어느 한 항에 있어서, 수소 가스 생성 반응기 시스템의 재생기(14)와 수소 연료 가스 터빈(20) 전력 시스템의 연소기(24)의 하류 단부 및 상기 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템의 터빈(26)의 상류 단부 중 적어도 하나 사이의 폐쇄 열 교환 루프는, 연소기(24)의 하류 단부 및 터빈의 상류 단부와 본질적으로 동일한 직경을 갖는 중공 링 형상을 갖고 연소기(24)와 터빈(26) 사이에 연결되어 이들을 가교하도록 배열되는 요소(28, 28', 28")를 포함하는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  7. 제6항에 있어서, 중공의 링 형상 요소(28, 28' 및 28")는 교체 가능한, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  8. 제6항에 있어서, 중공의 링 형상 요소(28, 28' 및 28")는 공통 직경이지만 상이한 폭을 갖는 일련의 링으로 제공되는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  9. 제1항 내지 제5항 중 어느 한 항에 있어서, 수소 가스 생성 반응기 시스템의 재생기(14)와 수소 연료 가스 터빈(20) 전력 시스템의 연소기(24)의 하류 단부 및 상기 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템의 터빈(26)의 상류 단부 중 적어도 하나 사이의 폐쇄 열 교환 루프는, 연소기(24)로부터의 배기 가스가 터빈(26)에 진입하기 전에 냉각시키도록 배열된 전용 열 교환기(78)를 포함하는, 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템.
  10. 수소 연료 가스 터빈 발전소에서 전력을 생성하는 방법으로서,
    - 메탄 농후 가스 및 합성 가스 또는 그 조합으로 구성되는 그룹으로부터 선택된 가스를 i) 메탄의 수착 강화 증기 메탄 개질(SE-SMR)을 지원할 수 있는 반응기 및 ii) 합성 가스의 수착 강화 수성 가스 이동(SE-WGS)을 지원할 수 있는 반응기로 구성되는 그룹으로부터 선택된 적어도 하나의 반응기를 갖는 수소 가스 생성 반응기 시스템으로 공급하는 단계,
    - 천연 또는 합성 CaO 함유 CO2 흡수제에 의해 반응기에서 CO2를 포집하면서 SE-SMR 및 SE WGS로 구성된 그룹으로부터 선택된 적어도 하나의 반응에 의해 충전된 가스를 수소로 변환시키는 단계,
    - 적어도 850℃의 온도에서 순수한 CO2의 방면 하에 재생 단계를 통해 CO2 흡수제를 재활용하는 단계,
    - 수소 연료 가스 생성 반응기 시스템에서 생성된 수소 가스를 압축 공기와 함께 가스 터빈의 연소기에 충전하고 이 복합 연료 혼합물로 터빈에 동력을 공급하는 단계를 포함하는, 방법에 있어서,
    - 연소기와 CO2 흡수제의 재생 단계 사이에 열 교환을 수행하여 CO2 흡수제 재생 단계에서 최소 온도 수준을 보장하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는, 방법.
  11. 제10항에 있어서, 열 교환은 재생 단계에서 적어도 872℃의 온도를 보장하는 방식으로 제어되는, 방법.
  12. 제10항 또는 제11항에 있어서, 반응기(12)에서 발생된 열(11)은 외부 목적을 위한 에너지 소스로서 사용되는, 방법.
  13. 제12항에 있어서, 열(11)은 고체 탄소질 재료의 가스화에 사용되는, 방법.
KR1020227009725A 2019-08-28 2020-08-19 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템 및 그 작동 방법 KR20220054825A (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20191038 2019-08-28
NO20191038A NO345216B1 (en) 2019-08-28 2019-08-28 Hydrogen-fuelled gas turbine power system and method for its operation
PCT/NO2020/050208 WO2021040528A1 (en) 2019-08-28 2020-08-19 Hydrogen-fuelled gas turbine power system and method for its operation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
KR20220054825A true KR20220054825A (ko) 2022-05-03

Family

ID=72428327

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020227009725A KR20220054825A (ko) 2019-08-28 2020-08-19 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템 및 그 작동 방법

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20220275753A1 (ko)
EP (1) EP4021848A1 (ko)
JP (1) JP2022551038A (ko)
KR (1) KR20220054825A (ko)
AU (1) AU2020337729A1 (ko)
CA (1) CA3148993A1 (ko)
NO (1) NO345216B1 (ko)
WO (1) WO2021040528A1 (ko)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2024199725A1 (en) * 2023-03-31 2024-10-03 Nuovo Pignone Tecnologie - S.R.L. Methane-pyrolysis based gas turbine system and method

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4166362A (en) * 1974-06-18 1979-09-04 Electricite De France (Service National) Methods of and thermodynamic apparatuses for power production
US5535584A (en) * 1993-10-19 1996-07-16 California Energy Commission Performance enhanced gas turbine powerplants
US5490377A (en) * 1993-10-19 1996-02-13 California Energy Commission Performance enhanced gas turbine powerplants
US6790430B1 (en) 1999-12-09 2004-09-14 The Regents Of The University Of California Hydrogen production from carbonaceous material
ES2192994B1 (es) 2002-03-22 2005-02-16 Consejo Superior Investig. Cientificas Procedimiento de combustion con separacion integrada de co2 mediante carbonatacion.
US7914764B2 (en) * 2003-02-28 2011-03-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrogen manufacture using pressure swing reforming
US7892511B2 (en) * 2004-07-02 2011-02-22 Kellogg Brown & Root Llc Pseudoisothermal ammonia process
US7634915B2 (en) * 2005-12-13 2009-12-22 General Electric Company Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
US7802434B2 (en) * 2006-12-18 2010-09-28 General Electric Company Systems and processes for reducing NOx emissions
US20080155984A1 (en) * 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
US7926292B2 (en) * 2008-03-19 2011-04-19 Gas Technology Institute Partial oxidation gas turbine cooling
EP2501788A4 (en) * 2009-11-18 2013-12-04 G4 Insights Inc BY SORPTION REINFORCED METHANIZATION OF BIOMASS
NO332984B1 (no) 2009-12-22 2013-02-11 Zeg Power As Fremgangsmåte og anordning for samtidig produksjon av energi i form av elektrisitet, varme og hydrogengass
GB2560347B (en) * 2017-03-08 2021-11-17 Fjell Biodry As Gas capture system
GB2581385B (en) * 2019-02-15 2021-08-04 Amtech As Gas turbine fuel and gas turbine system

Also Published As

Publication number Publication date
NO345216B1 (en) 2020-11-09
WO2021040528A1 (en) 2021-03-04
CA3148993A1 (en) 2021-03-04
JP2022551038A (ja) 2022-12-07
AU2020337729A1 (en) 2022-04-07
AU2020337729A2 (en) 2022-07-14
EP4021848A1 (en) 2022-07-06
NO20191038A1 (ko) 2020-11-09
US20220275753A1 (en) 2022-09-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7752848B2 (en) System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
RU2436974C2 (ru) УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫЕ СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ВЫБРОСОВ NOx
CA2718803C (en) Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8480768B2 (en) Hot solids gasifier with CO2 removal and hydrogen production
US7634915B2 (en) Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
CA2762815C (en) Process for co-producing synthesis gas and power
US20080134666A1 (en) Systems and Methods Using an Unmixed Fuel Processor
JP2008163944A (ja) 部分的ｃｏ２回収式サイクルプラント用の改質システム
MXPA06007819A (es) Sistemas y metodos para la generacion de energia con aislamiento de dioxido de carbono.
JPH04244504A (ja) 二酸化炭素回収型石炭火力発電システム
KR20220054825A (ko) 수소 연료 가스 터빈 전력 시스템 및 그 작동 방법
JP2003292976A (ja) 燃料ガス化設備及び燃料ガス化複合発電設備
JP7086675B2 (ja) ガス化炉システム
Squires Clean power from dirty fuels
WO2017130758A1 (ja) 燃焼ガス供給システム
Wei et al. Integration of H2/syngas production technologies with future energy systems
JP2012131873A (ja) Ｃｏシフト変換システム及び方法、石炭ガス化発電プラント
Varatharajan et al. systems and processes for reducing NOx emissions
US20200271310A1 (en) Bulk Energy Storage Process
JP2023068918A (ja) ガス化複合発電及び二酸化炭素回収・貯留プラント
Broutin Pre-combustion CO2 capture
Broutin 5.1 PRINCIPLES AND STAKES
Guan et al. Optimization and performance prediction of a new near-zero emission coal utilization system with combined gasification and combustion
ITMI20072249A1 (it) Sistemi e procedimenti per la riduzione di emission i di nox