KR20240038840A - 고온 수전해를 이용한 복합 발전 시스템 - Google Patents

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Abstract

본 발명에 의하면, 핵분열에 의해 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산하는 원자력 발전 설비; 수증기를 전기분해하여 수소를 생성하는 수전해기를 구비하는 고온 수전해 설비; 상기 고온 수전해 설비에서 생성된 수소를 저장하는 수소 저장 설비; 상기 수소 저장 설비에 저장된 수소를 연료로 공급받아서 전기를 생산하는 연료전지를 구비하는 연료전지 발전 설비; 및 상기 원자력 발전 설비와 상기 연료전지 발전 설비에서 생산된 전기를 전달받아서 전력 공급을 제어하는 전력 제어 설비를 포함하며, 상기 고온 수전해 설비는 외부 전력 수요의 변동에 따라 발생하는 여분의 전력을 상기 전력 제어 설비로부터 공급받아서 수소를 생성하는 복합 발전 시스템이 제공된다.

Description

고온 수전해를 이용한 복합 발전 시스템 {HIBRID ELECTRIC POWER GENERATION SYSTEM USING STEAM ELECTROLYSIS}
본 발명은 발전 시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 다른 종류의 발전 설비를 결합하여 전기 생산을 통합 관리하는 복합 발전 시스템에 관한 것이다.
본 발명의 기술분야인 복합 발전 시스템에 대한 선행특허인 등록특허 제10-1438110호에는 석탄 및 산소를 공급받아 가스화기에서 합성가스를 생성한 뒤 메탄화 반응기를 거쳐 메탄을 합성하는 천연가스 합성장치와, 상기 천연가스 합성장치로부터 메탄을 포함하는 연료를 공급받아 전기에너지를 발생시키는 내부개질형 용융탄산염 연료전지장치와, 상기 연료전지장치로부터 배출되는 유체를 이용하여 전기에너지를 생산하는 발전장치의 구성이 기재되어 있다.
대한민국 등록특허공보 등록번호 제10-1438110호 (2014.19.12)
본 발명의 목적은 효율이 향상된 복합 발전 시스템을 제공하는 것이다.
상기한 본 발명의 목적을 달성하기 위하여, 본 발명의 일 측면에 따르면, 핵분열에 의해 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산하는 원자력 발전 설비; 수증기를 전기분해하여 수소를 생성하는 수전해기를 구비하는 고온 수전해 설비; 상기 고온 수전해 설비에서 생성된 수소를 저장하는 수소 저장 설비; 상기 수소 저장 설비에 저장된 수소를 연료로 공급받아서 전기를 생산하는 연료전지를 구비하는 연료전지 발전 설비; 및 상기 원자력 발전 설비와 상기 연료전지 발전 설비에서 생산된 전기를 전달받아서 전력 공급을 제어하는 전력 제어 설비를 포함하며, 상기 고온 수전해 설비는 외부 전력 수요의 변동에 따라 발생하는 여분의 전력을 상기 전력 제어 설비로부터 공급받아서 수소를 생성하는 복합 발전 시스템이 제공된다.
상기한 본 발명의 목적을 달성하기 위하여, 본 발명의 다른 측면에 따르면, 핵분열에 의해 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산하는 원자력 발전 설비; 수증기를 전기분해하여 수소를 생성하는 수전해기를 구비하는 고온 수전해 설비; 상기 고온 수전해 설비에서 생성된 수소를 저장하는 수소 저장 설비; 상기 수소 저장 설비로부터 공급되는 수소가 혼합된 천연가스를 연소시켜서 발생하는 열에 의해 가열되어서 유동하는 작동유체가 터빈을 회전시켜서 전기를 생산하는 수소터빈 발전 설비; 및 상기 원자력 발전 설비와 상기 수소터빈 발전 설비에서 생산된 전기를 전달받아서 전력 공급을 제어하는 전력 제어 설비를 포함하며, 상기 고온 수전해 설비는 외부 전력 수요의 변동에 따라 발생하는 여분의 전력을 상기 전력 제어 설비로부터 공급받아서 수소를 생성하는 복합 발전 시스템이 제공된다.
상기한 본 발명의 목적을 달성하기 위하여, 본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 주발전 설비; 수증기를 전기분해하여 수소를 생성하는 수전해기를 구비하는 고온 수전해 설비; 상기 고온 수전해 설비에서 생성된 수소를 저장하는 수소 저장 설비; 및 상기 수소 저장 설비에 저장된 수소를 활용하여 전기를 생산하는 수소 활용 발전 설비를 포함하며, 상기 고온 수전해 설비는 외부 전력 수요의 변동에 따라 발생하는 여분의 전력을 상기 주발전 설비로부터 공급받아서 구동되는 복합 발전 시스템이 제공된다.
본 발명에 의하면 앞서서 기재한 본 발명의 목적을 모두 달성할 수 있다. 구체적으로, 기저 부하 발전을 담당하는 원자력 발전 중 전력 수요에 따라 발생하는 여분의 전력이 고온 수전해 설비로 공급되고, 그에 따라 고온 수전해 설비가 가동되어서 연료전지 발전에 필요한 수소를 생성하므로 시스템의 전체 효율이 향상된다.
또한, 원자력 발전에 사용되는 작동유체가 고온 수전해 설비에서의 열교환에 활용되므로 시스템의 전체 효율이 더욱 향상된다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 복합 발전 시스템의 개략적인 구성을 도시한 블록도이다.
도 2는 도 1의 블록도에서 고온 수전해 설비와 원자력 발전 설비의 제1 실시예에 따른 구성을 설명하는 계통도이다.
도 3은 도 1의 블록도에서 고온 수전해 설비와 원자력 발전 설비의 제2 실시예에 따른 구성을 설명하는 계통도이다.
도 4는 도 1의 블록도에서 고온 수전해 설비와 수소터빈 발전 설비의 제1 실시예에 따른 구성을 설명하는 계통도이다.
도 5는 도 1의 블록도에서 고온 수전해 설비와 수소터빈 발전 설비의 제2 실시예에 따른 구성을 설명하는 계통도이다.
도 6은 도 1의 블록도에서 고온 수전해 설비와 수소 압축 설비의 일 실시예에 따른 구성을 설명하는 계통도이다.
이하, 도면을 참조하여 본 발명의 실시예의 구성 및 작용을 상세하게 설명한다.
도 1에는 본 발명의 일 실시예에 따른 복합 발전 시스템의 개략적인 구성이 블록도로서 도시되어 있다. 도 1을 참조하면, 본 발명에 따른 복합 발전 시스템(100)은 주발전 설비에서 생산된 전력 중 전력 수요 변화에 따라 발생하는 여분의 전력을 수소 에너지로 변환하여 저장함으로써 에너지 효율을 향상시킨 것으로서, 고온 수전해 방식으로 수소를 생성하는 고온 수전해 설비(110)와, 핵분열에 의해 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산하는 원자력 발전 설비(130)와, 수소를 연료로 전기를 생산하는 연료전지 발전 설비(150)와, 수소가 혼합된 천연가스인 연료를 연소시켜서 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산하는 수소터빈 발전 설비(160)와, 연료를 연소시켜서 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산하는 화력 발전 설비(164)와, 신재생 에너지를 이용하여 전기를 생산하는 신재생 에너지 발전 설비(167)와, 고온 수전해 설비(110)에서 생성된 수소를 압축하는 수소 압축 설비(170)와, 수소 압축 설비(170)에 의해 압축된 수소를 저장하는 수소 저장 설비(180)와, 전력 계통을 제어하는 전력 제어 설비(190)를 포함한다.
고온 수전해 설비(110)는 고온 수전해 방식으로 수소를 생성한다. 도 2 및 도 3을 참조하면, 고온 수전해 설비(110)는 고온의 수증기를 전기분해하여 수소를 생성하는 수전해기(111)와, 초순수를 제조하는 초순수 제조기(113)와, 초순수 제조기(113)에서 제조된 초순수를 가열하여 수증기를 발생시키는 증기 생성부(115)와, 초순수 제조기(113)에서 제조된 초순수를 증기 생성부(115)로 공급하는 물 공급 펌프(117)와, 증기 생성부(115)로부터 배출되는 수증기를 원자력 발전 설비(130)로부터 이송된 작동유체와 열교환시켜서 가열하는 수증기-작동유체 열교환기(119)와, 수증기-작동유체 열교환기(119)로부터 배출되는 수증기를 가열하는 수증기 히터(121)와, 공기를 압축하는 공기 압축기(123)와, 공기 압축기(123)로부터 배출되는 공기를 수전해기(111)로부터 배출되는 배출가스와 열교환시켜서 가열하는 공기-배출가스 열교환기(125)와, 공기-배출가스 열교환기(125)로부터 배출되는 공기를 원자력 발전 설비(130)로부터 이송된 작동유체와 열교환시켜서 가열하는 공기-작동유체 열교환기(127)와, 공기-작동유체 열교환기(127)로부터 배출된 공기를 가열하는 공기 히터(129)를 구비한다.
수전해기(111)는 고온의 수증기를 전기분해하여 수소를 생성한다. 도시되지는 않았으나, 수전해기(111)는 전기분해를 위한 전력을 전력 제어 설비(190)로부터 공급받는다. 본 실시예에서, 수전해기(111)는 고온 수전해 기술에서 수증기를 전기분해하기 위해 사용되는 통상적인 전기화학 셀의 구성을 포함하는 것이므로, 여기서 이에 대한 상세한 설명은 생략된다. 도시되지는 않았으나, 수전해기(111)는 산화전극(Anode)와 환원전극(Cathod)을 구비한다. 고온의 공기는 산화전극으로 공급되고, 고온의 수증기는 환원전극으로 공급된다. 산화전극에서는 배출되는 가스인 산화전극 배출가스(EG1)는 수증기의 전기분해에 의해 생성된 산소와 미반응 공기를 포함한다. 본 실시예에서 산화전극 배출가스(EG1)의 온도는 450 ~ 840℃이다. 산화전극 배출가스(EG1)는 공기-배출가스 열교환기(125)로 공급된다. 환원전극에서 배출되는 환원전극 배출가스(EG2)는 수증기의 전기분해에 의해 생성된 수소와 미반응 수증기를 포함한다. 본 실시예에서 환원전극 배출가스(EG2)의 온도는 450 ~ 840℃이다. 환원전극 배출가스(EG2)는 증기 생성부(115)로 공급된다.
초순수 제조기(113)는 액체 상태의 물을 공급받아서 초순수를 제조한다. 초순수 제조기(113)는 통상적인 구성의 것이므로, 여기서 이에 대한 상세한 설명은 생략된다. 초순수 제조기(113)에서 제조된 초순수는 물 공급 펌프(117)에 의해 증기 생성부(115)로 공급된다.
증기 생성부(115)는 액체 상태의 물을 가열하여 수증기를 발생시킨다. 증기 생성부(115)에서 가열되어서 수증기가 되는 물은 초순수 제조기(113)에서 제조된 액체 상태의 초순수이다. 증기 생성부(115)는 증기 생성부(115)로 유입된 물의 유동하는 따라서 차례대로 위치하는 물-작동유체 열교환기(1151), 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152), 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153) 및 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)를 구비한다. 증기 생성부(115)로 유입된 초순수는 물-작동유체 열교환기(1151), 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152), 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153) 및 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)를 차례대로 통과하면서 가열되어서 기화된다. 증기 생성부(115)에서 발생한 수증기는 배출되어서 수증기-작동유체 열교환기(119)로 유입된다.
물-작동유체 열교환기(1151)는 증기 생성부(115)로 유입되는 물을 원자력 발전 설비(130)에서 사용되는 작동유체와 열교환시킨다. 물-작동유체 열교환기(1151)에서 물이 고온의 작동유체에 의해 가열된다. 본 실시예에서 물-작동유체 열교환기(1151)로부터 배출되는 물의 온도는 20 ~ 100℃인 것으로 설명한다. 물-작동유체 열교환기(1151)로부터 배출된 물은 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)로 유입된다. 작동유체의 온도는 물-작동유체 열교환기(1151)를 통과하면서 낮아진다.
제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)는 물-작동유체 열교환기(1151)로부터 배출되는 물을 환원전극 배출가스(EG2)와 열교환시킨다. 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)에서 물이 고온의 환원전극 배출가스(EG2)에 의해 가열된다. 본 실시예에서 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)로부터 배출되는 물의 온도는 70 ~ 150℃인 것으로 설명한다. 제1 물-환원전극 열교환기(1152)로부터 배출된 물은 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153)로 유입된다. 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)로 유입되는 환원전극 배출가스(EG2)는 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)로부터 배출되는 것이다. 환원전극 배출가스(EG2)의 온도는 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)를 통과하면서 낮아지고 수소 압축 설비(170)로 공급된다.
물-산화전극 배출가스 열교환기(1153)는 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)로부터 배출되는 물을 산화전극 배출가스(EG1)와 열교환시킨다. 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153)에서 물이 고온의 산화전극 배출가스(EG1)에 의해 가열된다. 본 실시예에서 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153)로부터 배출되는 물의 온도는 100 ~ 200℃인 것으로 설명한다. 물-산화전극 열교환기(1153)로부터 배출된 물은 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)로 유입된다. 산화전극 배출가스(EG1)의 온도는 물-산화전극 배출가스유체 열교환기(1153)를 통과하면서 낮아진다.
제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)는 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153)로부터 배출되는 물을 환원전극 배출가스(EG2)와 열교환시킨다. 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)에서 물이 고온의 환원전극 배출가스(EG2)에 의해 가열된다. 본 실시예에서 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)로부터 배출되는 물의 온도는 100 ~ 200℃인 것으로 설명한다. 제2 물-환원전극 열교환기(1154)로부터 배출된 물은 기체 상태인 수증기로서 수증기-작동유체 열교환기(119)로 유입된다. 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)로 유입되는 환원전극 배출가스(EG2)는 수전해기(111)로부터 배출되는 것이다. 환원전극 배출가스(EG2)의 온도는 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)를 통과하면서 낮아지고 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)로 유입된다. 즉, 수전해기(111)로부터 배출되는 환원전극 배출가스(EG2)는 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)와 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)를 차례대로 통과한 후 수소 압축 설비(170)로 공급된다.
물 공급 펌프(117)는 액체 상태의 물을 기화 대상으로 증기 생성부(115)로 공급한다. 물 공급 펌프(117)에 의해 증기 생성부(115)로 공급되는 물은 초순수 제조부(113)에서 제조된 초순수이다. 물 공급 펌프(117)는 전력 제어 설비(190)로부터 전력을 공급받아서 작동한다.
수증기-작동유체 열교환기(119)는 증기 생성부(115)로부터 배출되는 수증기를 원자력 발전 설비(130)에서 사용되는 작동유체와 열교환시켜서 가열한다. 수증기-작동유체 열교환기(119)에서 수증기가 고온의 작동유체에 의해 가열된다. 본 실시예에서 수증기-작동유체 열교환기(119)로부터 배출되는 수증기의 온도는 200 ~ 600℃인 것으로 설명한다. 수증기-작동유체 열교환기(119)로부터 배출된 수증기는 수증기 히터(121)로 유입된다. 작동유체의 온도는 수증기-작동유체 열교환기(119)를 통과하면서 낮아진다.
수증기 히터(121)는 수증기-작동유체 열교환기(119)로부터 배출되는 수증기를 가열한다. 수증기 히터(121)는 전력 제어 설비(190)로부터 공급되는 전력을 가열원으로 하는 전기 히터이다. 본 실시예에서 수증기 히터(121)로부터 배출되는 수증기의 온도는 500 ~ 850℃인 것으로 설명한다. 수증기 히터(121)로부터 배출되는 고온의 수증기는 수전해기(111)의 환원전극으로 공급된다. 수증기-작동유체 열교환기(119)와 수증기 히터(121)는 증기 생성부(115)로부터 배출되는 수증기를 가열하여 고온의 수증기를 생성하는 수증기 가열부를 구성한다.
공기 압축기(123)는 외부의 공기를 압축하여 공기-배출가스 열교환기(125)로 공급한다. 본 실시예에서 공기 압축기(123)에서 배출되어서 공기-배출가스 열교환기(125)로 공급되는 압축 공기의 온도는 100 ~ 250℃인 것으로 설명한다. 공기 압축기(123)는 전력 제어 설비(190)로부터 전력을 공급받아서 구동된다.
공기-배출가스 열교환기(125)는 공기 압축기(123)로부터 배출되는 공기를 수전해기(111)로부터 배출되는 산화전극 배출가스(EG1)과 열교환시켜서 가열한다. 공기 압축기(123)에서 배출되어서 공기-배출가스 열교환기(125)로 공급되는 압축 공기는 공기-배출가스 열교환기(125)에서 고온의 산화전극 배출가스(EG1)에 의해 가열된다. 본 실시예에서 공기-배출가스 열교환기(125)로부터 배출되는 공기의 온도는 200 ~ 400℃인 것으로 설명한다. 공기-배출가스 열교환기(125)로부터 배출된 공기는 공기-작동유체 열교환기(127)로 유입된다. 산화전극 배출가스(EG1)의 온도는 공기-배출가스 열교환기(125)를 통과하면서 낮아진 후 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153)로 공급된다. 즉, 수전해기(111)로부터 배출되는 산화전극 배출가스(EG1)는 공기-배출가스 열교환기(125)와 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153)를 차례대로 통과한 후 배출된다.
공기-작동유체 열교환기(127)는 공기-배출가스 열교환기(125)로부터 배출되는 공기를 원자력 발전 설비(130)에서 사용되는 작동유체와 열교환시켜서 가열한다. 공기-작동유체 열교환기(127)에서 공기가 고온의 작동유체에 의해 가열된다. 본 실시예에서 공기-작동유체 열교환기(127)로부터 배출되는 공기의 온도는 200 ~ 600℃인 것으로 설명한다. 공기-작동유체 열교환기(127)로부터 배출된 공기는 공기 히터(129)로 유입된다. 작동유체의 온도는 공기-작동유체 열교환기(127)를 통과하면서 낮아진다.
공기 히터(129)는 공기-작동유체 열교환기(127)로부터 배출된 공기를 가열한다. 공기 히터(129)는 전력 제어 설비(190)로부터 공급되는 전력을 가열원으로 하는 전기 히터이다. 본 실시예에서 공기 히터(129)로부터 배출되는 공기의 온도는 500 ~ 850℃인 것으로 설명한다. 공기 히터(129)로부터 배출되는 고온의 공기는 수전해기(111)의 산화전극으로 공급된다. 공기-배출가스 열교환기(125), 공기-작동유체 열교환기(127) 및 공기 히터(129)는 공기를 가열하는 공기 가열부를 구성한다.
원자력 발전 설비(130)는 본 발명의 주발전 설비의 하나로서, 핵분열에 의해 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산한다. 원자력 발전 설비(130)는 작동유체의 유동에 의해 회전하는 터빈(131)과, 터빈(131)의 회전에 의해 전기 에너지를 발생시키는 발전기(133)와, 핵분열에 의해 발생한 열을 이용하여 작동유체를 가열하는 원자로 모듈(135)과, 터빈(131)으로부터 배출되는 작동유체를 냉각시키는 냉각기(137)와, 터빈(131)으로부터 배출되는 고온의 작동유체와 냉각기(137)로부터 배출되는 저온의 작동유체를 열교환시키는 제1, 제2 작동유체 열교환기(139, 141)와, 냉각기(137)로부터 배출되어서 원자로 모듈(135)로 유동하는 작동유체를 가압하는 제1, 제2 가압기(143, 145)를 구비한다. 본 실시예에서 원자력 발전 설비(130)에서 사용되는 작동유체는 수증기 또는 초임계 이산화탄소인 것으로 설명하는데, 본 발명은 이에 제한되지 않는다. 원자력 발전 설비(130)에서 생산되는 전력 중 전력 수요 변동에 따라 발생하는 여분의 전력이 고온 수전해 설비(110)로 공급되어서, 고온 수전해 설비(110)에 의한 수소 생성에 이용된다.
터빈(131)은 작동유체의 유동에 의해 회전한다. 터빈(131)의 회전력은 발전기(133)로 전달되어서 발전기(133)를 구동시킨다. 터빈(131)으로 유입되는 작동유체(FT1)는 원자로 모듈(135)로부터 배출되는 작동유체(FN2)의 일부이고, 터빈(131)으로부터 배출되는 작동유체(FT2)의 전체는 제2 작동유체 열교환기(141)로 유입된다. 터빈(131)은 원자력 발전 설비에서 통상적으로 사용되는 터빈의 구성을 포함하므로, 여기서 이에 대한 상세한 설명은 생략된다.
발전기(133)는 터빈(131)의 회전력에 의해 구동되어서 전기 에너지를 생산한다. 발전기(133)에서 생산된 전기 에너지는 전력 제어 설비(190)와 신재생 에너지 발전 설비(167)로 전달된다.
원자로 모듈(135)은 핵연료를 이용한 핵분열에 의해 발생한 열을 이용하여 원자로 모듈(135)로 유입되는 작동유체(FN1)를 가열하여 배출된다. 도시되지는 않았으나, 원자로 모듈(135)은 핵분열이 일어나는 원자로와, 원자로에서 일어나는 핵분열에 의해 발생한 열과 작동유체를 열교환시키는 원자로 열교환부를 구비한다. 본 실시예에서 원자로 모듈(135)은 SMR(Small Modular Reactor)인 것으로 설명하는데, 본 발명은 이에 제한되지 않는다. 작동유체가 초임계 이산화탄소인 경우에, 본 실시예에서 원자로 모듈(135)에서 배출되는 작동유체(FN2)의 온도 및 압력은 600 ~ 650℃ 및 240 ~ 250 bara(절대압력)이다. 원자로 모듈(135)에서 배출되는 작동유체(FN2)는 분기되어서 터빈(131)과 고온 수전해 설비(110)로 각각 공급된다. 원자로 모듈(135)에서 배출되는 작동유체(FN2)에서 터빈(131)으로 유입되는 작동유체(FT1)는 터빈(131)을 회전시킨다.
원자로 모듈(135)에서 배출되는 작동유체(FN2)에서 고온 수전해 설비(110)로 공급되는 작동유체(FS)는 분기되어서 고온 수전해 설비(110)의 수증기-작동유체 열교환기(119)와 공기-작동유체 열교환기(127)로 유입된다. 수증기-작동유체 열교환기(119)로 유입되는 작동유체는 수증기-작동유체 열교환기(119)를 통과하는 수증기의 온도를 높인다. 공기-작동유체 열교환기(127)로 유입되는 작동유체는 공기-작동유체 열교환기(127)를 통과하는 공기의 온도를 높인다. 수증기-작동유체 열교환기(119)로부터 배출되는 작동유체와 공기-작동유체 열교환기(127)로부터 작동유체는 원자로 모듈(135)로 유입되는 작동유체(FN1)에 합류하여 원자로 모듈(135)로 다시 유입된다.
냉각기(137)는 냉매 공기 또는 물을을 이용하여 작동유체를 냉각한다. 냉각기(137)로 유입되는 작동유체(FC1)는 물-작동유체 열교환기(1151)로부터 배출되는 냉각유체이다. 냉각기(137)로부터 배출되는 작동유체(FC2)는 제1 가압기(143)로 유입된다. 작동유체가 초임계 이산화탄소인 경우에, 본 실시예에서 냉각기(137)에서 배출되는 작동유체(FC2)의 온도 및 압력은 15 ~ 25℃ 및 72 ~ 75 bara(절대압력)이다.
제1 작동유체 열교환기(139)와 제2 작동유체 열교환기(141)는 터빈(131)으로부터 배출되어서 물-작동유체 열교환기(1151)로 공급되는 고온의 작동유체와 냉각기(137)로부터 배출되어서 원자로 모듈(135)로 공급되는 저온의 작동유체를 열교환시킨다. 터빈(131)으로부터 배출되어서 제1 작동유체 열교환기(139)로 공급되는 고온의 작동유체는 제2 작동유체 열교환기(141)와 제1 작동유체 열교환기(139)를 차례대로 통과하면서 그 온도가 저하된다. 냉각기(137)로부터 배출되어서 원자로 모듈(135)로 공급되는 작동유체는 제1 작동유체 열교환기(139)와 제2 작동유체 열교환기(141)를 차례대로 통과하면서 그 온도가 상승한다.
제1 가압기(143)과 제2 가압기(145)는 냉각기(137)로부터 배출되어서 원자로 모듈(135)로 유동하는 작동유체를 차례대로 가압한다. 제1 가압기(143)는 냉각기(137)로부터 배출되는 작동유체(FC2)를 가압한다. 제1 가압기(143)에 의해 가압된 냉각유체는 제1 작동유체 열교환기(139)로 공급된다. 제2 가압기(145)는 제1 작동유체 열교환기(139)로부터 배출되는 작동유체를 가압한다. 제2 가압기(145)에 의해 가압된 냉각유체는 제2 작동유체 열교환기(141)로 공급된다. 제1 가압기(143)와 제2 가압기(145)는 전력 제어 설비(190)로부터 전력을 공급받아서 구동된다.
도 3은 도 1의 블록도에서 고온 수전해 설비(110)와 원자력 발전 설비(130)의 제2 실시예에 따른 구성을 설명하는 계통도이다. 도 3을 참조하면, 수증기-작동유체 열교환기(119)로부터 배출되는 작동유체와 공기-작동유체 열교환기(127)로부터 작동유체는 모두 원자력 발전 모듈(130)의 터빈(131)으로부터 배출되는 작동유체(FT2)에 합류되어서 제2 작동유체 열교환기(141)로 유입된다. 그 외의 구성은 도 2에 도시된 구성과 동일하다.
도 1을 참조하면, 연료전지 발전 설비(150)는 수소 저장 설비(180)로부터 공급되는 수소를 연료로 활용하여 전기를 생산한다. 연료전지 발전 설비(150)는 전력 수요 변동에 따라 전력 공급량을 증가시킬 필요가 있을 때 가동된다. 도시되지 않았으나, 연료전지 발전 설비(150)는 SOFC 또는 PEMFC 등의 통상적인 연료전지의 구성을 포함한다. 연료전지 발전 설비(150)에서 생산된 전기 에너지는 전력 제어 설비(190)로 전달된다.
수소터빈 발전 설비(160)는 수소가 혼합된 천연가스인 연료를 연소시켜서 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산한다. 연료전지 발전 설비(150)는 전력 수요 변동에 따라 전력 공급량을 증가시킬 필요가 있을 때 가동된다. 도 4는 도 1의 블록도에서 고온 수전해 설비(110)와 수소터빈 발전 설비(160)의 제1 실시예에 따른 구성을 설명하는 계통도이다. 도 4를 참조하면, 수소터빈 발전 설비(160)은 연료를 연소시키는 보일러 모듈(165)를 구비한다. 보일러 모듈(165)로 공급되는 연료는 수소가 혼합된 천연가스로서, 수소는 수소 저장 설비(180)로부터 공급되는 것이다. 수소터빈 발전 설비(160)에서 보일러 모듈(165)의 구성을 제외한 나머지 구성은 도 2에 도시된 원자력 발전 설비(130)와 대체로 동일하다. 수소터빈 발전 설비(160)의 작동유체가 고온 수전해 설비(110)에서의 열교환에 활용되는데, 이는 도 2에 도시된 바와 같은 방식으로 이루어진다.
도 5는 도 1의 블록도에서 고온 수전해 설비(110)와 수소터빈 발전 설비(160)의 제2 실시예에 따른 구성을 설명하는 계통도이다. 도 5를 참조하면, 수증기-작동유체 열교환기(119)로부터 배출되는 작동유체와 공기-작동유체 열교환기(127)로부터 작동유체는 모두 보일러 모듈(130)의 터빈(131)으로부터 배출되는 작동유체(FT2)에 합류되어서 제2 작동유체 열교환기(141)로 유입된다. 그 외의 구성은 도 4에 도시된 구성과 동일하다. 수소터빈 발전 설비(160)의 작동유체가 고온 수전해 설비(110)에서의 열교환에 활용되는데, 이는 도 3에 도시된 바와 같은 방식으로 이루어진다.
도 1을 참조하면, 화력 발전 설비(164)는 본 발명의 주발전 설비의 하나로서, 연료를 연소시켜서 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산한다. 화력 발전 설비(164)에서 생산된 전기 에너지는 전력 제어 설비(190)로 전달된다. 화력 발전 설비(164)는 도 4 또는 도 5에 도시된 수소터빈 발전 설비(160)와 대체로 동일한 구성인데, 연료가 수소를 함유하지 않는 전통적인 화력 발전 방식이다. 화력 발전 설비(164)의 작동유체가 고온 수전해 설비(110)에서의 열교환에 활용되는데, 이는 도 4 및 도 5에 도시된 바와 같은 방식으로 이루어진다.
신재생 에너지 발전 설비(167)는 본 발명의 주발전 설비의 하나로서, 태양광, 풍력 등의 신재생 에너지를 이용하여 전기를 생산한다. 신재생 에너지 발전 설비(167)의 작동에 필요한 전력은 원자력 발전 설비(130)로부터 공급받는다. 신재생 에너지 발전 설비(167)에서 생산된 전기 에너지는 전력 제어 설비(190)로 전달된다.
수소 압축 설비(170)는 고온 수전해 설비(110)에서 생성된 수소를 압축한다. 수소 압축 설비(170)에서 압축된 수소는 수소 저장 설비(180)에 저장된다. 도 6을 참조하면, 수소 압축 설비(170)는 고온 수전해 설비(110)로부터 배출되는 수소 함유 가스(H1)를 냉각하는 수소 냉각기(171)와, 수소 냉각기(171)로부터 배출되는 수소 함유물(H2)에서 수소를 분리하는 수소 분리기(173)와, 수소 분리기(173)에서 분리된 수소 가스를 압축하는 수소 압축부(175)와, 수소 분리기(173)에서 분리된 수소 가스 중 일부를 압축하여 고온 수전해 설비(110)로 공급하는 수소 재순환 압축기(178)을 구비한다.
냉각기(171)는 수소 압축 설비(170)는 고온 수전해 설비(110)의 제1 물-환원전극 배출가스 열교환기(1152)로부터 배출되는 수소 함유 가스(H1)를 냉각한다. 냉각기(171)로 유입되는 수소 함유 가스(H1)의 온도는 100 ~ 150℃이다. 냉각기(171)로부터 배출되는 수소 함유물(H2)의 온도는 10 ~ 50℃이다.
수소 분리기(173)는 수소 냉각기(171)로부터 배출되는 수소 함유물(H2)에서 액체 성분과 기체 성분을 분리한다. 수소 분리기(173)에서 분리된 액체 성분은 물이며, 수소 분리기(173)에서 분리된 물은 펌프에 의해 이송되어서 고온 수전해 설비(110)에서 펌프(117)로부터 배출되는 물과 함께 물-작동유체 열교환기(1151)로 유입된다. 수소 분리기(173)에서 분리된 기체 성분은 수소로서 대부분은 수소 압축부(175)로 공급되고 나머지 일부는 수소 재순환 압축기(178)로 공급된다.
수소 압축부(175)는 수소 분리기(173)에서 분리된 수소 가스를 압축한다. 수소 압축부(175)는 복수 개의 수소 압축 모듈(176)들을 구비한다. 복수 개의 수소 압축 모듈(176)들은 수소의 유동방향을 따라서 차례대로 직렬로 연결되어서 다단 압축 구조를 형성한다.
복수 개의 수소 압축 모듈(176)들 각각은 수소의 유동방향을 따라서 차례대로 배치되는 수소 압축기(1761)와 수소 냉각기(1762)를 구비한다. 수소 압축 모듈(176)로 유입되는 수소는 수소 압축기(1761)와 수소 냉각기(1762)를 차례대로 통과하여 배출된다.
수소 압축기(1761)는 수소 압축 모듈(176)로 유입되는 수소를 압축한다. 수소 압축기(1761)로부터 배출되는 수소는 수소 냉각기(1762)로 유입된다. 수소 압축기(1761)는 전력 제어 설비(190)로부터 전력을 공급받아서 구동된다.
수소 냉각기(1762)는 수소 압축기(1761)로부터 배출되는 수소를 냉각한다. 수소 냉각기(1762)에 의해 수소의 온도가 낮아져서 수소의 압축에 필요한 일의 양이 감소하여, 에너지 효율을 높일 수 있다.
수소 재순환 압축기(178)은 수소의 순도를 높이가 위하여 수소 분리기(173)에서 분리된 수소 가스 중 일부를 압축하여 고온 수전해 설비(110)로 공급한다. 수소 재순환 압축기(178)에 의해 압축된 수소는 고온 수전해 설비(110)의 물-작동유체 열교환기(1151), 물-산화전극 배출가스 열교환기(1153) 및 제2 물-환원전극 배출가스 열교환기(1154)로 공급되는 물에 합류된다. 본 실시예에서 수소 재순환 압축기(178)에 의해 고온 수전해 설비(110)로 공급되는 수소의 양은 수소 분리기(173)에서 물과 혼합된 수소의 몰분율이 0.5이하, 바람직하기로는 0 ~ 0.1 수준이다.
도 1을 참조하면, 수소 저장 설비(180)는 수소 압축 설비(170)로부터 배출되는 고순도의 압축 수소를 저장한다. 수소 저장 설비(180)에 저장된 수소는 연료전지 발전 설비(150)와 수소터빈 발전 설비(160)로 공급되어서 발전에 필요한 연료로 이용된다.
전력 제어 설비(190)는 복합 발전 시스템(100)의 전력 계통을 제어한다. 전력 제어 설비(190)는 원자력 발전 설비(130), 연료전지 발전 설비(150), 수소터빈 발전 설비(160), 화력 발전 설비(164), 신재생 에너지 발전 설비(167)에서 생산된 전기를 전력 수요에 따라 외부로 공급한다. 또한, 전력 제어 설비(190)는 부하 변동에 따라 발생하는 여분의 전력을 고온 수전해 설비(110)와 수소 압축 설비(170)의 구동에 필요한 전력도 공급한다.
아래는 본 발명에 따른 실시예들과 비교예들의 시뮬레이션 결과를 보여준다.
실시예 1
기저 부하를 담당하는 원자력 발전 설비[용량 10.5MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 잉여 전력을 이용하여 수소를 생산하는 고온 수전해 설비[용량 3.1MWh(시간당 사용 전력량 기준), 효율 70%] + 저장된 수소를 활용하여 전력 수요 변동에 대응하는 위한 연료전지 발전 설비[용량 2.5MWh(시간당 생산 전력량 기준), 효율 70%]
실시예 1의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 1]과 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 원자력 발전량 (MWh) 수소 생산 전기 사용량 (MWh) 수소 에너지 저장량 (MWh) 연료전지 발전 수소 에너지 사용량 (MWh) 연료전지 발전량 (MWh) 외부 전기 공급량 (MWh) 누적 수소 에너지 저장량 (MWh)
0-1 10.3 10.5 0.3 0.2 10.3 0.2
1-2 9.0 10.5 1.5 1.1 9.0 1.3
2-3 8.1 10.5 2.4 1.7 8.1 2.9
3-4 7.6 10.5 2.9 2.0 7.6 5.0
4-5 7.4 10.5 3.1 2.2 7.4 7.2
5-6 7.4 10.5 3.1 2.2 7.4 9.4
6-7 7.9 10.5 2.6 1.9 7.9 11.2
7-8 8.6 10.5 1.9 1.3 8.6 12.5
8-9 9.5 10.5 1.0 0.7 9.5 13.3
9-10 10.1 10.5 0.4 0.3 10.1 13.5
10-11 10.3 10.5 0.3 0.2 10.3 13.7
11-12 10.1 10.5 0.4 0.3 10.1 14.0
12-13 10.0 10.5 0.5 0.4 10.0 14.4
13-14 9.9 10.5 0.6 0.5 9.9 14.8
14-15 9.6 10.5 0.9 0.6 9.6 15.4
15-16 9.5 10.5 1.0 0.7 9.5 16.1
16-17 9.8 10.5 0.8 0.5 9.8 16.7
17-18 10.6 10.5 0.2 0.1 10.6 16.5
18-19 11.9 10.5 1.9 1.4 11.9 14.6
19-20 12.8 10.5 3.2 2.2 12.8 11.4
20-21 13.0 10.5 3.5 2.5 13.0 7.9
21-22 13.0 10.5 3.5 2.5 13.0 4.3
22-23 12.5 10.5 2.8 2.0 12.5 1.5
23-24 11.5 10.5 1.4 1.0 11.5 0.1
실시예 2
기저 부하를 담당하는 원자력 발전 설비[용량 10.4MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 잉여 전력을 이용하여 수소를 생산하는 고온 수전해 설비[용량 3.0MWh(시간당 사용 전력량 기준), 효율 70%] + 저장된 수소를 활용하여 전력 수요 변동에 대응하는 위한 연료전지 발전 설비[용량 2.6MWh(시간당 생산 전력량 기준), 효율 85%]
실시예 2의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 2]와 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 원자력 발전량 (MWh) 수소 생산 전기 사용량 (MWh) 수소 에너지 저장량 (MWh) 연료전지 발전 수소 에너지 사용량 (MWh) 연료전지 발전량 (MWh) 외부 전기 공급량 (MWh) 누적 수소 에너지 저장량 (MWh)
0-1 10.3 10.4 0.1 0.1 10.3 0.1
1-2 9.0 10.4 1.4 1.0 9.0 1.0
2-3 8.1 10.4 2.2 1.6 8.1 2.6
3-4 7.6 10.4 2.7 1.9 7.6 4.5
4-5 7.4 10.4 3.0 2.1 7.4 6.6
5-6 7.4 10.4 3.0 2.1 7.4 8.7
6-7 7.9 10.4 2.5 1.7 7.9 10.5
7-8 8.6 10.4 1.7 1.2 8.6 11.7
8-9 9.5 10.4 0.9 0.6 9.5 12.3
9-10 10.1 10.4 0.2 0.2 10.1 12.5
10-11 10.3 10.4 0.1 0.1 10.3 12.6
11-12 10.1 10.4 0.2 0.2 10.1 12.7
12-13 10.0 10.4 0.4 0.3 10.0 13.0
13-14 9.9 10.4 0.5 0.3 9.9 13.3
14-15 9.6 10.4 0.7 0.5 9.6 13.9
15-16 9.5 10.4 0.9 0.6 9.5 14.5
16-17 9.8 10.4 0.6 0.4 9.8 14.9
17-18 10.6 10.4 0.3 0.3 10.6 14.6
18-19 11.9 10.4 1.8 1.5 11.9 12.8
19-20 12.8 10.4 2.8 2.4 12.8 10.0
20-21 13.0 10.4 3.1 2.6 13.0 6.9
21-22 13.0 10.4 3.1 2.6 13.0 3.8
22-23 12.5 10.4 2.5 2.1 12.5 1.3
23-24 11.5 10.4 1.3 1.1 11.5 0.0
실시예 3
기저 부하를 담당하는 원자력 발전 설비[용량 10.4MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 잉여 전력을 이용하여 수소를 생산하는 고온 수전해 설비[용량 3.0MWh(시간당 사용 전력량 기준), 기본 효율 70% + 추가 열교환기 설치를 통해 상승된 추가 효율 15%(원자력 발전 설비에서 사용되는 작동유체를 고온 수전해 설비의 수증기와 열교환)] + 저장된 수소를 활용하여 전력 수요 변동에 대응하는 위한 연료전지 발전 설비[용량 2.6MWh(시간당 생산 전력량 기준), 효율 70%]
실시예 3의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 3]과 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 원자력 발전량 (MWh) 수소 생산 전기 사용량 (MWh) 수소 에너지 저장량 (MWh) 연료전지 발전 수소 에너지 사용량 (MWh) 연료전지 발전량 (MWh) 외부 전기 공급량 (MWh) 누적 수소 에너지 저장량 (MWh)
기본 효율
70%		 추가 효율
15%
0-1 10.3 10.4 0.1 0.1 0.0 10.3 0.1
1-2 9.0 10.4 1.4 1.0 0.2 9.0 1.3
2-3 8.1 10.4 2.2 1.6 0.3 8.1 3.2
3-4 7.6 10.4 2.7 1.9 0.4 7.6 5.5
4-5 7.4 10.4 3.0 2.1 0.4 7.4 8.1
5-6 7.4 10.4 3.0 2.1 0.4 7.4 10.6
6-7 7.9 10.4 2.5 1.7 0.4 7.9 12.7
7-8 8.6 10.4 1.7 1.2 0.3 8.6 14.2
8-9 9.5 10.4 0.9 0.6 0.1 9.5 14.9
9-10 10.1 10.4 0.2 0.2 0.0 10.1 15.2
10-11 10.3 10.4 0.1 0.1 0.0 10.3 15.3
11-12 10.1 10.4 0.2 0.2 0.0 10.1 15.5
12-13 10.0 10.4 0.4 0.3 0.1 10.0 15.8
13-14 9.9 10.4 0.5 0.3 0.1 9.9 16.2
14-15 9.6 10.4 0.7 0.5 0.1 9.6 16.8
15-16 9.5 10.4 0.9 0.6 0.1 9.5 17.6
16-17 9.8 10.4 0.6 0.4 0.1 9.8 18.1
17-18 10.6 10.4 0.4 0.3 10.6 17.7
18-19 11.9 10.4 2.2 1.5 11.9 15.6
19-20 12.8 10.4 3.4 2.4 12.8 12.2
20-21 13.0 10.4 3.8 2.6 13.0 8.4
21-22 13.0 10.4 3.8 2.6 13.0 4.7
22-23 12.5 10.4 3.0 2.1 12.5 1.6
23-24 11.5 10.4 1.6 2.1 11.5 0.0
실시예 4
기저 부하를 담당하는 원자력 발전 설비[용량 10.2MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 잉여 전력을 이용하여 수소를 생산하는 고온 수전해 설비[용량 2.9MWh(시간당 사용 전력량 기준), 기본 효율 70% + 추가 열교환기 설치를 통해 상승된 추가 효율 15%(원자력 발전 설비에서 사용되는 작동유체를 고온 수전해 설비의 수증기와 열교환)] + 저장된 수소를 활용하여 전력 수요 변동에 대응하는 위한 연료전지 발전 설비[용량 2.8MWh(시간당 생산 전력량 기준), 효율 85%]
실시예 4의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 4]와 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 원자력 발전량 (MWh) 수소 생산 전기 사용량 (MWh) 수소 에너지 저장량 (MWh) 연료전지 발전 수소 에너지 사용량 (MWh) 연료전지 발전량 (MWh) 외부 전기 공급량 (MWh) 누적 수소 에너지 저장량 (MWh)
기본 효율
70%		 추가 효율
15%
0-1 10.3 10.2 0.0 0.0 10.3 0.0
1-2 9.0 10.2 1.2 0.9 0.2 9.0 1.0
2-3 8.1 10.2 2.1 1.5 0.3 8.1 2.8
3-4 7.6 10.2 2.6 1.8 0.4 7.6 5.0
4-5 7.4 10.2 2.9 2.0 0.4 7.4 7.5
5-6 7.4 10.2 2.9 2.0 0.4 7.4 9.9
6-7 7.9 10.2 2.4 1.6 0.4 7.9 11.9
7-8 8.6 10.2 1.6 1.1 0.2 8.6 13.2
8-9 9.5 10.2 0.7 0.5 0.1 9.5 13.9
9-10 10.1 10.2 0.1 0.1 0.0 10.1 14.0
10-11 10.3 10.2 0.0 0.0 10.3 13.9
11-12 10.1 10.2 0.1 0.1 0.0 10.1 14.0
12-13 10.0 10.2 0.2 0.2 0.0 10.0 14.2
13-14 9.9 10.2 0.4 0.2 0.1 9.9 14.5
14-15 9.6 10.2 0.6 0.4 0.1 9.6 15.0
15-16 9.5 10.2 0.7 0.5 0.1 9.5 15.7
16-17 9.8 10.2 0.5 0.3 0.1 9.8 16.1
17-18 10.6 10.2 0.5 0.4 10.6 15.6
18-19 11.9 10.2 1.9 1.6 11.9 13.7
19-20 12.8 10.2 3.0 2.5 12.8 10.7
20-21 13.0 10.2 3.3 2.8 13.0 7.4
21-22 13.0 10.2 3.3 2.8 13.0 4.2
22-23 12.5 10.2 2.7 2.3 12.5 1.5
23-24 11.5 10.2 1.5 1.3 11.5 0.0
실시예 5
기저 부하를 담당하는 원자력 발전 설비[용량 9.4MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 시간에 따라 전력 생산량이 변동하는 태양광 발전 설비[시간당 최대 생상 용량 3.8MWh(피크 기준)] + 잉여 전력을 이용하여 수소를 생산하는 고온 수전해 설비[용량 3.3MWh(시간당 사용 전력량 기준), 기본 효율 70% + 추가 열교환기 설치를 통해 상승된 추가 효율 15%(원자력 발전 설비에서 사용되는 작동유체를 고온 수전해 설비의 수증기와 열교환)] + 저장된 수소를 활용하여 전력 수요 변동에 대응하는 위한 연료전지 발전 설비[용량 3.6MWh(시간당 생산 전력량 기준), 효율 70%]
실시예 5의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 5]와 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 태양광 발전량 (MWh) 원자력 발전량 (MWh) 수소 생산 전기 사용량 (MWh) 수소 에너지 저장량 (MWh) 연료전지 발전 수소 에너지 사용량 (MWh) 연료전지 발전량 (MWh) 외부 전기 공급량 (MWh) 누적 수소 에너지 저장량 (MWh)
기본 효율
70%		 추가 효율
15%
0-1 10.3 0.0 9.4 10.3 1.3
1-2 9.0 0.0 9.4 0.4 0.3 0.1 9.0 1.0
2-3 8.1 0.0 9.4 1.2 0.9 0.2 8.1 0.1
3-4 7.6 0.0 9.4 1.7 1.2 0.3 7.6 1.6
4-5 7.4 0.0 9.4 2.0 1.4 0.3 7.4 3.2
5-6 7.4 0.0 9.4 2.0 1.4 0.3 7.4 4.9
6-7 7.9 0.0 9.4 1.5 1.0 0.2 7.9 6.2
7-8 8.6 0.0 9.4 0.7 0.5 0.1 8.6 6.8
8-9 9.5 0.9 9.4 0.8 0.6 0.1 9.5 7.5
9-10 10.1 2.3 9.4 1.5 1.1 0.2 10.1 8.8
10-11 10.3 3.0 9.4 2.2 1.5 0.3 10.3 10.6
11-12 10.1 3.5 9.4 2.8 1.9 0.4 10.1 13.0
12-13 10.0 3.8 9.4 3.1 2.2 0.5 10.0 15.6
13-14 9.9 3.8 9.4 3.3 2.3 0.5 9.9 18.4
14-15 9.6 3.5 9.4 3.3 2.3 0.5 9.6 21.2
15-16 9.5 3.1 9.4 2.9 2.1 0.4 9.5 23.7
16-17 9.8 2.4 9.4 2.0 1.4 0.3 9.8 25.4
17-18 10.6 1.6 9.4 0.3 0.2 0.1 10.6 25.7
18-19 11.9 0.6 9.4 2.7 1.9 11.9 23.0
19-20 12.8 0.0 9.4 4.8 3.4 12.8 18.1
20-21 13.0 0.0 9.4 5.2 3.6 13.0 12.9
21-22 13.0 0.0 9.4 5.2 3.6 13.0 7.7
22-23 12.5 0.0 9.4 4.5 3.1 12.5 3.2
23-24 11.5 0.0 9.4 3.1 2.1 11.5 0.2
실시예 6
기저 부하를 담당하는 원자력 발전 설비[용량 10.3MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 시간에 따라 전력 생산량이 변동하는 태양광 발전 설비[시간당 최대 생상 용량 3.8MWh(피크 기준)] + 잉여 전력을 이용하여 수소를 생산하는 고온 수전해 설비[용량 4.2MWh(시간당 사용 전력량 기준), 기본 효율 70% + 추가 열교환기 설치를 통해 상승된 추가 효율 15%(원자력 발전 설비에서 사용되는 작동유체를 고온 수전해 설비의 수증기와 열교환)] + 저장된 수소를 활용하여 전력 수요 변동에 대응하는 위한 연료전지 발전 설비[용량 2.7MWh(시간당 생산 전력량 기준), 효율 70%] + 잉여 수소를 출하하기 위한 설비[용량 700Kg/일]
실시예 6의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 6]과 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 태양광 발전량 (MWh) 원자력 발전량 (MWh) 수소 생산 전기 사용량 (MWh) 수소 에너지 저장량 (MWh) 연료전지 발전 수소 에너지 사용량 (MWh) 연료전지 발전량 (MWh) 외부 전기 공급량 (MWh) 누적 수소 에너지 저장량 (MWh) 누적 수소 저장량(Kg)
기본 효율
70%		 추가 효율
15%
0-1 10.3 0.0 10.3 0.1 0.0 0.0 10.3 0.0 1
1-2 9.0 0.0 10.3 1.3 0.9 0.2 9.0 1.1 34
2-3 8.1 0.0 10.3 2.2 1.5 0.3 8.1 3.0 90
3-4 7.6 0.0 10.3 2.7 1.9 0.4 7.6 5.3 158
4-5 7.4 0.0 10.3 2.9 2.0 0.4 7.4 7.8 233
5-6 7.4 0.0 10.3 2.9 2.0 0.4 7.4 10.2 308
6-7 7.9 0.0 10.3 2.4 1.7 0.4 7.9 12.3 369
7-8 8.6 0.0 10.3 1.7 1.2 0.3 8.6 13.7 412
8-9 9.5 0.9 10.3 1.7 1.2 0.3 9.5 15.2 457
9-10 10.1 2.3 10.3 2.5 1.7 0.4 10.1 17.3 520
10-11 10.3 3.0 10.3 3.1 2.2 0.5 10.3 19.9 599
11-12 10.1 3.5 10.3 3.7 2.6 0.6 10.1 23.1 693
12-13 10.0 3.8 10.3 4.1 2.8 0.6 10.0 26.5 797
13-14 9.9 3.8 10.3 4.2 2.9 0.6 9.9 30.1 904
14-15 9.6 3.5 10.3 4.2 3.0 0.6 9.6 33.7 1012
15-16 9.5 3.1 10.3 3.9 2.7 0.6 9.5 37.0 1111
16-17 9.8 2.4 10.3 3.0 2.1 0.4 9.8 39.5 1187
17-18 10.6 1.6 10.3 1.3 0.9 0.2 10.6 40.6 1220
18-19 11.9 0.6 10.3 1.4 1.0 11.9 39.2 1177
19-20 12.8 0.0 10.3 3.5 2.5 12.8 35.7 1072
20-21 13.0 0.0 10.3 3.9 2.7 13.0 31.9 956
21-22 13.0 0.0 10.3 3.9 2.7 13.0 28.0 841
22-23 12.5 0.0 10.3 3.1 2.2 12.5 24.9 746
23-24 11.5 0.0 10.3 1.7 1.2 11.5 23.1 695
실시예 7
기저 부하를 담당하는 원자력 발전 설비[용량 11.3MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 시간에 따라 전력 생산량이 변동하는 태양광 발전 설비[시간당 최대 생상 용량 3.8MWh(피크 기준)] + 최저 수소 생산 용량을 사용 전력량 기준 1MWh로 가지는 잉여 전력을 이용하여 수소를 생산하는 고온 수전해 설비[용량 5.2MWh(시간당 사용 전력량 기준), 기본 효율 70% + 추가 열교환기 설치를 통해 상승된 추가 효율 15%(원자력 발전 설비에서 사용되는 작동유체를 고온 수전해 설비의 수증기와 열교환)] + 저장된 수소를 활용하여 전력 수요 변동에 대응하는 위한 연료전지 발전 설비[용량 2.7MWh(시간당 생산 전력량 기준), 효율 70%] + 잉여 수소를 출하하기 위한 설비[용량 1400Kg/일]
실시예 7의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 7]과 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 태양광 발전량 (MWh) 원자력 발전량 (MWh) 수소 생산 전기 사용량 (MWh) 수소 에너지 저장량 (MWh) 연료전지 발전 수소 에너지 사용량 (MWh) 연료전지 발전량 (MWh) 외부 전기 공급량 (MWh) 누적 수소 에너지 저장량 (MWh) 누적 수소 저장량(Kg)
기본 효율
70%		 추가 효율
15%
0-1 10.3 0.0 11.3 1.1 0.7 0.2 10.3 0.9 27
1-2 9.0 0.0 11.3 2.3 1.6 0.3 9.0 2.8 86
2-3 8.1 0.0 11.3 3.2 2.2 0.5 8.1 5.5 167
3-4 7.6 0.0 11.3 3.7 2.6 0.6 7.6 8.7 260
4-5 7.4 0.0 11.3 3.9 2.7 0.6 7.4 12.0 361
5-6 7.4 0.0 11.3 3.9 2.7 0.6 7.4 15.3 461
6-7 7.9 0.0 11.3 3.4 2.4 0.5 7.9 18.3 548
7-8 8.6 0.0 11.3 2.7 1.9 0.4 8.6 20.5 616
8-9 9.5 0.9 11.3 2.7 1.9 0.4 9.5 22.9 686
9-10 10.1 2.3 11.3 3.5 2.4 0.5 10.1 25.8 775
10-11 10.3 3.0 11.3 4.1 2.9 0.6 10.3 29.3 880
11-12 10.1 3.5 11.3 4.7 3.3 0.7 10.1 33.3 1000
12-13 10.0 3.8 11.3 5.1 3.5 0.8 10.0 37.6 1129
13-14 9.9 3.8 11.3 5.2 3.6 0.8 9.9 42.0 1261
14-15 9.6 3.5 11.3 5.2 3.7 0.8 9.6 46.4 1395
15-16 9.5 3.1 11.3 4.9 3.4 0.7 9.5 50.6 1519
16-17 9.8 2.4 11.3 4.0 2.8 0.6 9.8 54.0 1621
17-18 10.6 1.6 11.3 2.3 1.6 0.3 10.6 55.9 1679
18-19 11.9 0.6 11.3 1.0 0.7 0.2 1.2 1.0 11.9 55.6 1670
19-20 12.8 0.0 11.3 1.0 0.7 0.2 2.9 2.5 12.8 53.6 1609
20-21 13.0 0.0 11.3 1.0 0.7 0.2 3.2 2.7 13.0 51.2 1539
21-22 13.0 0.0 11.3 1.0 0.7 0.2 3.2 2.7 13.0 48.9 1469
22-23 12.5 0.0 11.3 1.0 0.7 0.2 2.6 2.2 12.5 47.2 1417
23-24 11.5 0.0 11.3 1.0 0.7 0.2 1.4 1.2 11.5 46.6 1400
비교예 1
기저 부하를 담당하는 부하 추종 운전을 하지 않는 원자력 발전 설비[용량 13.0MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 시간에 따라 전력 생산량이 변동하는 태양광 발전 설비[시간당 최대 생상 용량 3.8MWh(피크 기준)]
비교예 1의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 8]과 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 원자력 발전량 (MWh) 태양광 발전량 (MWh) 손실 전력량 (MWh) 누적 손실 전력량 (MWh)
0-1 10.3 13.0 0.0 2.8 2.8
1-2 9.0 13.0 0.0 4.0 6.8
2-3 8.1 13.0 0.0 4.9 11.6
3-4 7.6 13.0 0.0 5.4 17.0
4-5 7.4 13.0 0.0 5.6 22.6
5-6 7.4 13.0 0.0 5.6 28.3
6-7 7.9 13.0 0.0 5.1 33.4
7-8 8.6 13.0 0.0 4.4 37.8
8-9 9.5 13.0 0.9 4.4 42.2
9-10 10.1 13.0 2.3 5.2 47.4
10-11 10.3 13.0 3.0 5.8 53.2
11-12 10.1 13.0 3.5 6.4 59.6
12-13 10.0 13.0 3.8 6.8 66.3
13-14 9.9 13.0 3.8 6.9 73.2
14-15 9.6 13.0 3.5 6.9 80.1
15-16 9.5 13.0 3.1 6.6 86.7
16-17 9.8 13.0 2.4 5.7 92.4
17-18 10.6 13.0 1.6 4.0 96.4
18-19 11.9 13.0 0.6 1.7 98.1
19-20 12.8 13.0 0.0 0.3 98.3
20-21 13.0 13.0 0.0 0.0 98.3
21-22 13.0 13.0 0.0 0.0 98.3
22-23 12.5 13.0 0.0 0.5 98.8
23-24 11.5 13.0 0.0 1.5 100.3
비교예 2
부하 추종 운전을 하는 천연가스 발전 설비[용량 13.0MWh(시간당 생산 전력량 기준)] + 시간에 따라 전력 생산량이 변동하는 태양광 발전 설비[시간당 최대 생상 용량 3.8MWh(피크 기준)]
비교예 2의 시뮬레이션 결과는 아래 [표 9]와 같다.
시간대 전력 수요량 (MWh) 천연가스 발전 설비 (MWh) 태양광 발전량 (MWh)
0-1 10.3 10.3 0.0
1-2 9.0 9.0 0.0
2-3 8.1 8.1 0.0
3-4 7.6 7.6 0.0
4-5 7.4 7.4 0.0
5-6 7.4 7.4 0.0
6-7 7.9 7.9 0.0
7-8 8.6 8.6 0.0
8-9 9.5 8.6 0.9
9-10 10.1 7.8 2.3
10-11 10.3 7.2 3.0
11-12 10.1 6.6 3.5
12-13 10.0 6.2 3.8
13-14 9.9 6.1 3.8
14-15 9.6 6.1 3.5
15-16 9.5 6.4 3.1
16-17 9.8 7.3 2.4
17-18 10.6 9.0 1.6
18-19 11.9 11.3 0.6
19-20 12.8 12.8 0.0
20-21 13.0 13.0 0.0
21-22 13.0 13.0 0.0
22-23 12.5 12.5 0.0
23-24 11.5 11.5 0.0
이상 실시예를 통해 본 발명을 설명하였으나, 본 발명은 이에 제한되는 것은 아니다. 상기 실시예는 본 발명의 취지 및 범위를 벗어나지 않고 수정되거나 변경될 수 있으며, 본 기술분야의 통상의 기술자는 이러한 수정과 변경도 본 발명에 속하는 것임을 알 수 있을 것이다.
100: 복합 발전 시스템 110: 고온 수전해 설비
115: 증기 생성부 119: 수증기-작동유체 열교환기
127: 공기-작동유체 열교환기 130: 원자력 발전 설비
150: 연료전지 발전 설비 160: 수소터빈 발전 설비
164: 화력 발전 설비 167: 신재생 에너지 발전 설비
170: 수소 압축 설비 180: 수소 저장 설비
190: 전력 제어 설비 1151: 물-작동유체 열교환기

Claims (15)

  1. 핵분열에 의해 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산하는 원자력 발전 설비;
    수증기를 전기분해하여 수소를 생성하는 수전해기를 구비하는 고온 수전해 설비;
    상기 고온 수전해 설비에서 생성된 수소를 저장하는 수소 저장 설비;
    상기 수소 저장 설비에 저장된 수소를 연료로 공급받아서 전기를 생산하는 연료전지를 구비하는 연료전지 발전 설비; 및
    상기 원자력 발전 설비와 상기 연료전지 발전 설비에서 생산된 전기를 전달받아서 전력 공급을 제어하는 전력 제어 설비를 포함하며,
    상기 고온 수전해 설비는 외부 전력 수요의 변동에 따라 발생하는 여분의 전력을 상기 전력 제어 설비로부터 공급받아서 수소를 생성하는,
    복합 발전 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 고온 수전해 설비에서의 수증기 생성에 상기 원자력 발전 설비에서 사용되는 작동유체의 열이 활용되는,
    복합 발전 시스템.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 고온 수전해 설비는 액체 상태의 물을 가열하여 수증기를 발생시키는 증기 생성부를 구비하며,
    상기 원자력 발전 설비는 순환유동하는 작동유체에 의해 회전하는 터빈과, 상기 터빈의 회전력에 의해 구동되어서 전기를 생산하는 발전기와, 상기 핵분열이 일어나는 원자로와, 열교환을 이용하여 상기 핵분열에 의해 발생한 열로 상기 작동유체를 가열하는 원자로 열교환부와, 상기 작동유체를 냉각하는 냉각부를 구비하며,
    상기 증기 생성부는 액체 상태의 물과 상기 작동유체를 열교환시켜서 상기 액체 상태의 물을 가열하는 물-작동유체 열교환기를 구비하는,
    복합 발전 시스템.
  4. 청구항 2에 있어서,
    상기 고온 수전해 설비는 수증기를 가열하여 상기 수전해기로 공급되는 수증기를 생성하는 수증기 가열부를 더 구비하며,
    상기 수증기 가열부는 수증기를 상기 작동유체와 열교환시켜서 가열하는 수증기-작동유체 열교환기를 구비하는,
    복합 발전 시스템.
  5. 청구항 1에 있어서,
    상기 수소 저장 설비로부터 공급되는 수소가 혼합된 천연가스를 연소시켜서 발생하는 열에 의해 가열되어서 유동하는 작동유체가 터빈을 회전시켜서 전기를 생산하는 수소터빈 발전 설비를 더 포함하며,
    상기 수소터빈 발전 설비에서 생산된 전기는 상기 전력 제어 설비로 전달되는,
    복합 발전 시스템.
  6. 청구항 5에 있어서,
    상기 수증기 생성에 상기 작동유체의 열이 활용되는,
    복합 발전 시스템.
  7. 청구항 1에 있어서,
    연료를 연소시켜서 발생하는 열에 의해 가열되어서 유동하는 작동유체가 터빈을 회전시켜서 전기를 생산하는 화력 발전 설비를 더 포함하며,
    상기 화력 발전 설비에서 생산된 전기는 상기 전력 제어 설비로 전달되는,
    복합 발전 시스템.
  8. 청구항 7에 있어서,
    상기 수증기 생성에 상기 작동유체의 열이 활용되는,
    복합 발전 시스템.
  9. 청구항 1에 있어서,
    신재생 에너지를 이용하여 전기를 생산하는 신재생 에너지 발전 설비를 더 포함하며,
    상기 신재생 에너지 발전 설비에서 생산된 전기는 상기 전력 제어 설비로 전달되는,
    복합 발전 시스템.
  10. 청구항 9에 있어서,
    상기 원자력 발전 설비는 상기 신재생 에너지 발전 설비의 구동에 필요한 전력을 공급하는,
    복합 발전 시스템.
  11. 핵분열에 의해 발생하는 열을 이용하여 전기를 생산하는 원자력 발전 설비;
    수증기를 전기분해하여 수소를 생성하는 수전해기를 구비하는 고온 수전해 설비;
    상기 고온 수전해 설비에서 생성된 수소를 저장하는 수소 저장 설비;
    상기 수소 저장 설비로부터 공급되는 수소가 혼합된 천연가스를 연소시켜서 발생하는 열에 의해 가열되어서 유동하는 작동유체가 터빈을 회전시켜서 전기를 생산하는 수소터빈 발전 설비; 및
    상기 원자력 발전 설비와 상기 수소터빈 발전 설비에서 생산된 전기를 전달받아서 전력 공급을 제어하는 전력 제어 설비를 포함하며,
    상기 고온 수전해 설비는 외부 전력 수요의 변동에 따라 발생하는 여분의 전력을 상기 전력 제어 설비로부터 공급받아서 수소를 생성하는,
    복합 발전 시스템.
  12. 청구항 11에 있어서,
    상기 수증기 생성에 상기 작동유체의 열이 활용되는,
    복합 발전 시스템.
  13. 주발전 설비;
    수증기를 전기분해하여 수소를 생성하는 수전해기를 구비하는 고온 수전해 설비;
    상기 고온 수전해 설비에서 생성된 수소를 저장하는 수소 저장 설비; 및
    상기 수소 저장 설비에 저장된 수소를 활용하여 전기를 생산하는 수소 활용 발전 설비를 포함하며,
    상기 고온 수전해 설비는 외부 전력 수요의 변동에 따라 발생하는 여분의 전력을 상기 주발전 설비로부터 공급받아서 구동되는,
    복합 발전 시스템.
  14. 청구항 13에 있어서,
    상기 주발전 설비는 원자력 발전 설비인,
    복합 발전 시스템.
  15. 청구항 13에 있어서,
    상기 수소 활용 발전 설비는 연료전지 발전 설비 또는 수소터빈 발전 설비인,
    복합 발전 시스템.
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