KR20240042681A - 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템 - Google Patents
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Abstract
수소(50)를 생산하기 위한 방법(100)은 원동기(22)를 작동시키는 단계로서, 원동기(22)의 작동은 배기 가스(27)를 생산하는 단계; 전기(80)를 생산하기 위해 폐열 발전 시스템(70)에 의해 상기 배기 가스(27)로부터 열을 회수하는 단계; 및 수소(50) 및 산소(68)를 생산하기 위해 전기(80)를 사용하여 물의 전기분해를 수행하는 단계를 포함한다. 폐열 발전 시스템은 유리하게는 증기 복합 사이클 작동의 단점을 피하기 위해 ORC 발전 시스템(70)이다.
Description
본 발명은 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템에 관한 것이다.
배경 기술의 하기 논의는 단지 본 발명의 이해를 용이하게 하기 위한 것이다. 논의는 언급된 임의의 자료가 출원 우선일에 일반적인 일반 지식의 일부이거나 이의 일부였다는 것을 인정 또는 시인하는 것은 아니다.
가스 파이프라인 압축기 스테이션은, 명칭이 시사하는 바와 같이, 가스 생산 위치로부터 전통적으로 이산화탄소와 같은 오염물을 제거하기 위한 가스 프로세싱(gas processing) 이후에, 예를 들어, 산업적 목적을 위한 또는 전기 그리드(electricity grid)를 공급하기 위해 전기의 생산을 위한 사용을 포함하는 가스 사용 위치로 통상적으로 운행하는 가스 파이프라인을 통해 가스를 수송하기 위한 압축기(들)를 포함한다. 복수의 가스 압축기 스테이션은 통상적으로 상당한 거리를 운행할 수 있는 가스 파이프라인, 예를 들어, 댐피어(Dampier)에서 웨스턴 오스트레일리아의 번버리(Bunbury)까지 운행하는 DBP(Dampier Bunbury Pipeline)를 필요로 한다.
가스 압축기는 원동기(prime mover)에 의해 구동된다. 개방 사이클 가스 터빈은 일반적으로 전기 사용자로부터 멀리 떨어진 원거리 위치에 흔히 위치하는 가스 파이프라인 압축기 스테이션을 위한 원동기로서 사용된다. 이는 많은 가스 압축기 스테이션이 잠재적인 전기 사용자로부터 너무 멀리 떨어져 있어 기존의 폐열 발전 프로젝트(waste to power project)가 실행 불가능한 웨스턴 오스트레일리아의 파이프라인 네트워크에서 특히 그러한데, 왜냐하면, 특히 전기 그리드 사회 기반 시설에 대한 연결 및 공급은 상당한 추가 비용의 가능성이 높기 때문이다.
유사하게, 개방 사이클 가스 터빈 및 가스 엔진은 물 및 운영 인력에 대한 접근의 부족으로 인해 기존의 폐열 발전 프로젝트를 실행 불가능하게 만드는 원거리 위치에서 발전을 위해 일반적으로 사용된다.
천연 가스를 공급하고 이용하는 파이프라인 및 발전소 운영자는 이들의 운영을 부분적으로 탈탄소화하는 수단으로서 수소 블렌딩을 조사하였다. 수소가 탈탄소화에 기여하기 위해서는 이는 CO2 배출 없이 생산되어야 한다. 이러한 생산 방법은 탄소 포집 및 저장(CCS)을 사용하면서 메탄으로부터 생산되는 '블루 수소(Blue Hydrogen)' 및 에너지 투입물로서 제로 배출 전기(zero-emission electricity)를 사용하여 전기분해에 의해 생산되는 '그린 수소(Green Hydrogen)'를 포함한다.
블루 수소 생산 방법은 현재 CCS 기술의 개발 상태에 의해 제한되며, 몇몇 유력(high-profile) CCS 프로젝트는 상당한 기술적 과제를 경험하였다.
그린 수소 생산은 통상적으로 풍력 터빈 및 태양 PV 설비와 같은 간헐적인 재생 가능 에너지원을 이용한다. 오늘날의 기술로 가능하지만, 그린 수소는 재생 가능 에너지 투입 비용 및 간헐적 에너지원이 단지 관련된 수소 전해조(들)의 부분적인 이용을 달성할 수 있다는 사실로 인해 부분적으로 비교적 고가이다.
전해조 이용률은 재생 가능 에너지 투입물의 용량 이용률에 의해 제한되며, 육상 풍력 발전 단지에 대한 용량 이용률은 >40%인 반면, 태양 PV 설비의 용량 이용률은 >30%(및 더욱 통상적으로 >25%)이다. 또한, 풍력 터빈 및 태양 PV의 비용은 지난 십년 동안 상당히 하락했지만, 특히 이들의 LCOE(Levelised Cost of Electricity)가 전통적으로 적절한 할인율로 평가될 때 이들은 비교적 고가의 전력원으로 남아 있다. 이에 추가하여, 그리고 배터리 기술의 발전에도 불구하고, 풍력 및 태양광 자원이 '항상 켜져 있는(always on)' 에너지원이 아니기 때문에 재생 가능한 에너지는 여전히 간헐성 문제로 남아 있다.
수소를 생산하는 방법에 관계없이, 이의 수송에는 잘 알려진 문제가 있다. 액체 수소("LH2")로의 압축 및 냉각 또는 암모니아 또는 유기 용매로서 수소의 포획 공정은 모두 에너지 비효율성 및 비용을 내포한다.
본 발명의 목적은 폐열 회수로부터 생산된 에너지의 사용을 통해 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템을 제공하는 것이다.
이러한 목적을 고려하여, 본 발명은 제1 양태에서, 하기 단계들을 포함하는, 수소를 생산하기 위한 방법을 제공한다:
원동기에 의해 구동되는 압축기를 작동시키는 단계로서, 원동기의 작동은 배기 가스를 생산하는 단계;
전기를 생산하기 위해 폐열 발전 시스템에 의해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하는 단계; 및
수소 및 산소를 생산하기 위해 상기 전기를 사용하여 물의 전기분해를 수행하는 단계.
제2 양태에서, 본 발명은, 하기를 포함하는, 수소를 생산하기 위한 시스템을 제공한다:
원동기에 의해 구동되는 압축기로서, 원동기의 작동은 배기 가스를 제공하는, 압축기;
전기를 생산하기 위해 상기 배기 가스로부터 열으르 회수하기 위한 폐열 발전 시스템; 및
수소 및 산소를 생산하기 위해 물의 전기분해를 수행하도록 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 제공되는 전해조.
제3 양태에서, 본 발명은, 하기를 포함하는, 수소를 생산하기 위한 시스템을 제공한다:
원동기에 의해 구동되는 전기 발생기로서, 원동기의 작동은 배기 가스를 제공하는, 전기 발생기;
전기를 생산하기 위해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하기 위한 폐열 발전 시스템; 및
수소 및 산소를 생산하기 위해 물의 전기분해를 수행하도록 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 공급되는 전해조.
바람직하게는, 원동기는 OCGT로도 알려진 개방 사이클 가스 터빈이다. 개방 사이클 가스 터빈에 의해 생산된 고온 배기 가스는 유리하게는 연속적으로 회수되고 제로 배출 전기로 전환될 수 있는 가치가 큰 폐열원을 나타낸다. 그러나, 왕복식 엔진과 같은 배기 가스를 생산하는 다른 원동기가 또한 덜 바람직하게 사용될 수 있다.
폐열 발전 시스템은 통상적으로 발생기에 커플링된 터빈에서, 열을 기계적 에너지 또는 일로 전환시키고, 또한 이를 전기로 전환시키는 적합한 발전 시스템을 통해 배기 가스 열을 전기로 전환시킨다. 바람직하게는, 폐열 발전 시스템은 유기 랭킨 사이클(Organic Rankine Cycle: ORC) 발전 시스템을 포함한다. 이는 달성된 열 효율을 위해 일상적으로 선택된 폐열 회수를 위한 증기 복합 사이클의 디폴트 기술(default technology)로부터 벗어남(departure)을 나타낸다. 그러나, 증기 복합 사이클의 운용 특성으로 인해 이러한 기술은 원거리 발전(remote power generation)에 적합하지 않다. 이는 증기 복합 사이클 시스템의 물 손실 및 물 균형 요건이 상당한 제약으로 작용하는 중부 및 북부 오스트레일리아의 채광 지역과 같은 원거리 및 건조한 위치에 대해 특히 그러하다. 또 다른 제약은 증기 복합 사이클과 관련된 높은 수준의 유지보수 활동 및 원거리 위치에서 지속적인 유지보수를 제공하기 위한 인력 요건이다.
ORC 발전 시스템 대신에, 비제한적으로, 초임계 CO2 사이클 시스템 및 칼리나(Kalina) 사이클 시스템을 포함하는 대안적인 발전 시스템이 사용될 수 있다. 증기 복합 사이클 발전 시스템은 열 효율 및 저비용 작동 유체의 채택과 관련하여 상당한 산업적 타당성에도 불구하고 본 명세서에서 제공되는 이유 때문에 회피된다. 이러한 시스템은 증기 복합 사이클 발전 시스템과 관련된 0 내지 최소의 물 손실을 갖는 폐쇄 루프 시스템일 것으로 예상된다.
발전 시스템은 원동기 배기 가스와 발전 시스템의 작동 유체 사이의 직접적인 열 전달을 허용할 수 있다. 대안적으로, 그리고 바람직하게는, 폐열 발전 시스템(waste heat to power system)의 일부를 형성하는 폐열 회수 유닛(WHRU)은 적절하게는 배기 가스와 제1 열 유체, 바람직하게는 열 오일(thermal oil) 사이의 열 교환을 허용하며, 여기서 ORC 작동 유체와의 직접 열 교환은 ORC 작동 유체의 과도한 온도 및 가연성으로 인해 실제적으로 가능하지 않다. 쉘 및 튜브 열 교환기가 바람직하며, 이러한 열 교환기의 튜브는 열 전달 면적을 증가시키기 위해 핀이 부착되어 있다. 핀-부착식 설계(finned design)는 열 전달 면적을 증가시킴으로써 WHRU의 부피를 최소화한다. 이후, 제1 열 유체와 제2 열 유체 사이에서 열을 교환하기 위해 적절하게 추가의 열 교환기 또는 열 교환기의 세트를 포함하는 열 교환 시스템이 제공된다.
적절하게는, 바람직한 ORC 발전 시스템을 위한 작동 유체 또는 제2 열 유체는 사이클로펜탄이지만, 대안물(비제한적으로, n-펜탄, 아이소-펜탄, n-부탄, 아이소부탄, 냉매, 다른 유기 분자 및 실록산을 포함함)이 ORC 발전 시스템 또는 실제로 본 개시의 범위 내의 다양한 발전 시스템에 이용 가능하다. 사이클로펜탄, 및 다양한 다른 잠재적 후보 작동 유체의 경우, 이들은 가연성이고 통상적으로 고온 배기 가스로부터 폐열을 포집하기 위해 WHRU에서 직접 사용될 수 없다는 것이 이해될 것이다. ORC 발전 시스템에 대한 대안이 사용되는 경우 대안적인 작동 유체(예컨대, 초임계 CO2)가 선택될 수 있음이 추가로 이해될 것이다.
제1 열 유체는 적절하게는 열 오일이다. 열 오일의 사용은 증기 복합 사이클 작동에 공통적인 부식, 물 손실, 압력 관리 및 밸런싱(balancing)과 관련된 문제를 피한다.
ORC 발전 시스템이 폐열을 전력으로 하기 위해 채택되는 경우, 특히 상기 제공된 이유로 바람직하기 때문에, 이는 단일 터빈을 포함할 수 있지만, 가능하게는 발전 듀티(power generation duty)가 복수의 터빈, 바람직하게는 2개의 터빈 사이에서 분할될 수 있다. ORC 터빈은 바람직하게는 (적어도 전기분해를 위한 전기를 제공하기 위해) 전기 발생기를 구동시킨다. 복수의 ORC 터빈이 사용되는 경우, 개별 전기 발생기가 각 터빈에 제공될 수 있거나 2개의 터빈이 공통의 전기 발생기를 구동시킬 수 있다. 복수의 ORC 터빈이 사용되는 경우, 터빈은 바람직하게는 공통의 예열기 증발기, (필요한 경우) 과열기, 응축기 및 순환 펌프 및 모든 관련 배관 밸브 및 기구로 이루어진 공통의 공정 시스템을 공유한다. ORC 시스템은 바람직하게는 복열기(recuperator)를 포함하고, 복수의 ORC 터빈이 사용되는 경우, 각각의 ORC 터빈은 바람직하게는 공통 응축기의 업스트림에 위치한 그 자신의 전용 복열기로 배출한다.
ORC 발전 시스템의 제2 열 유체는 공냉식 또는 수냉식 응축기에 의해 팽창 후에 (사용 불가능한 열을 제거하기 위해) 응축될 수 있지만, 다른 냉각제 또는 냉매가 사용될 수 있다. 이러한 기술은 공급이 부족할 수 있는 물을 필요로 하지 않기 때문에 공냉이 바람직할 수 있다. 그러나, 냉각수가 이용 가능한 경우, 즉 관류 냉각제(once-through coolant)로서 또는 증발식 냉각 타워 또는 하이브리드 공기/물 냉각기를 위한 보충수(top-up water)로서 사용하기 위해, 수냉이 바람직할 수 있다.
WHRU는, 예를 들어, 원동기로부터 대기로 배기 가스를 수송하기 위한 기존 배기 스택과 일체로 형성됨으로써 내부에 설치될 수 있다. 대안적으로, WHRU는 기존 배기 스택과 병렬로 설치될 수 있다. WHRU를 배기 스택에 병렬로 설치하면 WHRU가 배기 가스로부터 열을 받을 수 없는 경우 기존 배기 스택이 대기로의 직접적인 배기 가스 경로로서 유지될 수 있다. WHRU가 기존의 배기 스택과 일체로 형성되는 경우, WHRU는, WHRU가 배기 가스로부터의 열을 받아들일 수 없는 경우, 바람직하게는 배기 스택 내에서 배기 가스의 방향의 변화 없이 배기 가스를 대기로 방출하기 위한 직접적인 경로를 허용하는 내부 바이패스를 포함한다. 임의의 경우에, WHRU로의 배기 가스 유입구는 바람직하게는 WHRU의 바닥에 제공된다. WHRU는 수직으로 연장되는 스택에 적절하게 위치한다.
폐열 발전 시스템, 바람직하게는 ORC 발전 시스템으로부터 생산된 전기는 전기분해를 가능하게 하기 위해 전해조에 공급되지만, 다른 목적을 위해 임의의 과도한 전력이 사용될 수 있다. 전해조는 폐열 발전 시스템과 함께 공동으로 위치할 수 있다. 대안적으로, 전해조는 다른 위치, 유리하게는 수소 연료 공급 위치와 같은 수소 사용 위치에 위치할 수 있고, 전기는 전기 전송 시스템을 통해 전해조로 공급된다. 전해조에는 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 완전히 또는 부분적으로 공급될 수 있다. 물의 전기분해는 비제한적으로, 양성자 교환 막(PEM), 알칼리성 전기분해 및 고체 산화물 전기분해를 포함하는 다양한 대체 기술을 통해 수소 및 산소를 생산한다. 전해조는 바람직하게는 전기분해 단계에만 전용된다.
물은 총 용존 고형물을 감소시키고 전해조로의 전달을 위해 탈염수를 제공하기 위해, 예를 들어, 여과 및 역삼투에 의해 전처리되어야 한다. 전기분해가 더 높은 온도에서 더 효율적일 수 있기 때문에, 탈염수는 전해조로의 전달을 위해 가열될 수 있다. 더 높은 온도에서 가장 효율적으로 작동하는 전기분해, 예를 들어, 고체 산화물 또는 알칼리성 전기분해의 경우, 물을 가열하기 위한 열은, 예를 들어, WHRU로 전달되기 전에, 직접적으로 배기 가스 또는 제1 열 유체, 예를 들어, 반송되는 경우, 발전 시스템을 포함하는 시스템 내의 적절한 열원으로부터 공급될 수 있다.
제4 양태에서, 본 발명은, 하기를 포함하는, 파이프라인 시스템을 제공한다:
천연 가스와 같은 유체를 유체 생산 위치로부터 유체 사용 위치로 수송하기 위한 파이프라인;
파이프라인을 통해 유체를 수송하기 위한 것이고 원동기에 의해 구동되는 압축기를 포함하는 압축기 스테이션으로서, 원동기의 작동은 배기 가스를 제공하는, 상기 압축기 스테이션;
전기를 생산하기 위해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하기 위한 폐열 발전 시스템;
수소 및 산소를 생산하기 위해 물의 전기분해를 수행하도록 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 공급되는 전해조; 및
수소를 파이프라인으로 전달하기 위한 수소 전달 시스템.
유리하게는, 수소 전달 시스템은 유체와 블렌딩하기 위해 파이프라인으로의 수소의 전달을 가능하게 한다. 파이프라인으로의 수소의 전달은 주입에 의해 이루어질 수 있다. 유체와 수소의 블렌딩이 고려되는 경우, 유체는 유체가 수소와 블렌딩될 때 물리적 또는 화학적 위험을 일으키지 않는다는 측면에서 수소와 상용성이어야 한다. 적절하게는, 유체는 천연 가스이지만, 다른 유체는 배제되지 않는다. 수소의 양은 파이프라인을 통해 수송되는 유체의 부피에 비해 비교적 작다.
가스 터빈 또는 가스 연료 엔진(gas fuelled engine)이 바람직한 경우, 원동기는 연료로서 파이프라인으로부터의 가스를 이용할 수 있다.
제5 양태에서, 본 발명은, 하기를 포함하는, 수소를 생산하기 위한 시스템을 제공한다:
바람직하게는 압축기 또는 전기 발생기를 구동시키는 원동기로서, 원동기의 작동은 배기 가스를 제공하는, 원동기;
전기를 생산하기 위해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하기 위한 폐열 발전 시스템;
수소 및 산소를 생산하기 위해 물의 전기분해를 수행하도록 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 공급되는 전해조; 및
고순도 수소 생성물의 분리된 저장 및 분배를 위한 수소 압축, 저장 및 분배 시스템.
수소 압축, 저장 및 분배 시스템은 생산된 수소가 대형 차량, 항공기, 산업 장비 또는 채광 장비와 같은 장비용 제로 배출 연료와 같은 고순도 수소 적용에 사용하기 위한 별개의 생성물로서 저장 및 분배되는 것을 가능하게 한다. 이는 디젤 및 다른 연료 비용을 실질적으로 감소시킬 상당한 잠재력을 제공하는 탈탄소 연료 공급 솔루션을 가능하게 한다.
수소를 생산하기 위해 제안된 시스템은 원동기, 특히 가스 터빈, 및 다른 서브-시스템이 동시에 설치되는 "그린필드(Greenfield)" 설비, 또는 시스템이 기존 발전 설비 또는 기존 압축기 스테이션 상의 기존 원동기에 새로 장착되는 "브라운필드(Brownfield)"일 수 있다.
다른 이점들 중에서, 본 발명에 따른 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템은 파이프라인 및 발전소 운영자에게 유리하게는 지속적으로 비용 효율적인 제로 배출 수소를 발생시킴으로써 제한된 물 이용 가능성을 포함하여 원거리 설비에 의해 생산된 폐열을 생산적으로 이용하는 방식을 제공한다. 적어도 3개의 핵심적인 이점, 즉 1) 수소 생산 비용을 감소시키는 저비용 기저부하 제로 배출 전기; 2) 수소 비용을 추가로 감소시키는 전해조 이용의 최대화; 및 3) 특히, 장거리 운송을 위한 추가적인 고압 압축, 액화 또는 화학적 변형의 필요성을 피함으로써, 관련 비용, 에너지 및 안전 문제를 제거하는 수소 생산 설비에 적절하게 인접한 파이프라인 또는 저장 및 분배 시스템으로의 수소 전달이 존재한다.
본 발명의 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템의 추가 특징은 이의 몇 가지 비제한적인 실시형태의 하기 설명에서 더욱 충분히 기술된다. 이러한 설명은 본 발명을 예시하기 위한 목적으로만 포함된다. 이는 상기 기재된 바와 같은 본 발명의 광범위한 요약, 개시 또는 설명에 대한 제한으로 이해되어서는 안된다. 설명은 첨부된 도면을 참조하여 이루어질 것이다:
도 1은 본 발명의 제1 실시형태에 따른 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템에 대한 공정 흐름도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시형태에 따른 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템에 대한 공정 흐름도이다.
도 3 및 도 3a는 본 발명의 제3 실시형태에 따른 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템에 대한 공정 흐름도이다.
도 4는 도 1, 도 2 및 도 3의 방법 및 시스템에 포함된 폐열 발전 시스템에 대한 공정 흐름도이다.
도 1은 본 발명의 제1 실시형태에 따른 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템에 대한 공정 흐름도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시형태에 따른 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템에 대한 공정 흐름도이다.
도 3 및 도 3a는 본 발명의 제3 실시형태에 따른 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템에 대한 공정 흐름도이다.
도 4는 도 1, 도 2 및 도 3의 방법 및 시스템에 포함된 폐열 발전 시스템에 대한 공정 흐름도이다.
도 1을 참조하면, 천연 가스를 파이프라인(10)을 통해 파이프라인 섹션(10A)으로부터 파이프라인 섹션(10B)으로 수송하기 위한 압축기(20)를 포함하는 압축기 스테이션(120)에서 수소를 생산하기 위한 시스템 및 방법(100)이 도식적으로 도시되어 있으며, 파이프라인(10)은 천연 가스를 천연 가스 생산 위치로부터, 가스 정제 공정에서 이산화탄소와 같은 오염물의 제거를 위한 천연 가스 프로세싱 후에, 예를 들어, 그리드에 전기를 공급하는 전기 발생기 또는 (예를 들어, 암모니아를 생산하기 위해) 산업적 사용자에게 천연 가스를 제공하는 천연 가스 사용 위치로 수송한다. 압축기 스테이션(120)은 외부 전기 그리드에 연결되지 않은 건조한 "오프 그리드(off grid)" 원거리 위치에 위치하므로, 여기에는 현장 전원이 제공되어야 한다. 복수의 압축기 스테이션(120)은 상당한 거리, 예를 들어, 1500 km 이상으로 연장될 수 있는 파이프라인(10)의 길이를 따라 배열된다는 것이 이해될 것이다. 공정(100)이 적용될 수 있는 파이프라인(10)의 예는 댐피어 번버리(Dampier Bunbury) 파이프라인이다. 방법 및 시스템(100)은 파이프라인(10)을 따라 압축기 스테이션(120) 중 하나 이상에서 구현될 수 있다.
압축기(20)는 압축기 스테이션(120)에서 또는 그 부근에서 파이프라인(10)의 파이프라인 섹션(10A)으로부터 추출된 천연 가스(25)의 형태로 연료가 공급되는 개방 사이클 가스 터빈(22)에 의해 구동된다. 적합한 가스 터빈의 예는 GE PGT25+(약 30 MW 전력 등급) 및 Solar Mars 100(약 10 MW) 가스 터빈을 포함하며, 후자는 가스 압축기 스테이션에서 일반적으로 사용된다.
천연 가스(25)는 약 500℃의 온도에서 배기 가스(27)를 생산하기 위해 가스 터빈(22)의 작동 동안 공기(26)와 함께(그러나 전해조(60)에 의해 생산된 산소(68)가 산화제로서 또는 공기(25) 중 산소 농축을 위해 사용될 수 있음) 터빈 연소기에서 연소된다. 통상적으로, 배기 가스(27)는 가치가 큰 고급 폐열 자원의 유용성을 상실하면서 수직으로 연장되는 배기 스택(35)을 통해 단순히 대기로 배기될 것이다. 방법 및 시스템(100)은 이러한 가치를 포착하고 상당한 기회 비용을 피할 수 있게 한다.
압축기 스테이션(120)이 건조한 원거리 위치에 위치함에 따라, 증기 터빈 복합 사이클은, 증기 터빈 복합 사이클 시스템이 상기 기재된 바와 같이 산업적으로 인식된 이점에도 불구하고 상기 기재된 바와 같이 유지보수 및 작업 집약적이기 때문에, 폐열 발전 시스템으로서 적합하지 않다. 또한, 압축기 스테이션(120) 가스 터빈(22)은 증기 터빈 복합 사이클의 일반적인 적용인 유틸리티 규모(utility scale)의 가스 터빈보다 훨씬 더 작다.
배기 가스(27)는 핀-부착식 튜브를 갖는 쉘 및 튜브 열 교환기인 열 교환기(32)를 포함하는 폐열 회수 유닛(WHRU)(30)으로 유도된다. 배기 가스(27)는 쉘 측(고온) 상에서 유동하고 열 전달 매체(42)는 튜브 측(냉각) 상에서 유동한다.
WHRU(30)는 일체형 설계이고, 압축기 스테이션(120)을 위해 수직으로 연장되는 배기 스택(35) 내에 형성된다. 도시되지는 않았지만, 배기 가스(27)를 위해 대기로의 직접적인 경로를 허용하기 위해 내부 바이패스가 제공된다. 전환기 밸브 장치(30a)는 WHRU(30)의 바닥에 제공되어 열 교환기(32)에서의 열 교환을 위해 또는 열 전달 매체(42)가 열을 수용할 수 없는 경우 대기로 배기되도록 배기 가스(27)를 유도한다.
예시된 실시형태에서, 전환기 밸브 장치(30a)는 특히 작동 중일 때 가스 터빈(22)으로부터 폐열 형태로 거의 연속적인 열원과 커플링될 때 기저부하 전력을 제공하기 위해 운영자 개입 없이 신뢰성 있게 작동하는 낮은 유지보수 요건 및 용량 때문에, 이러한 실시형태에서 요망되고 바람직한 ORC 발전 시스템(70)으로부터 반송되는 냉각 열 오일(42)과의 역류 열 교환을 위해 열 교환기(32)를 지나는 배기 가스(27)의 유동을 유도한다. 일부 실시형태에서, ORC 발전 시스템(70)은 특히, 물 밸런싱의 문제 및 증기 복합 사이클 시스템을 피함에도 불구하고 예를 들어 초임계 CO2 사이클 시스템 또는 칼리나 사이클 시스템의 다른 타입의 발전 시스템으로 대체될 수 있는 것으로 이해될 것이다.
적절하게는, 열 전달 매체는 열 오일(42)이다. 열 오일은 스트림(40)의 요구되는 작동 온도에서 높은 안정성 및 낮은 증기압을 갖는다. 열 오일은 또한 물/스팀 시스템과 비교하여 열 회수 시스템의 낮은 유지보수 요건 및 낮은 설계 압력으로 인해 바람직하다.
열 오일(42)의 유동은 통상적으로 원심 분리 타입 유닛인 펌프(95)에 의해 구동된다. 열 오일 유량은 배기 가스(27)와 열 오일(42) 사이의 원하는 수준의 열 전달을 달성하도록 제어될 수 있다. 이러한 목적을 위해, 고온 열 오일(40) 온도와 유량 사이에 피드백 제어 루프가 제공될 수 있다. 팽창 용기(90)는 열 팽창을 수용하기 위한 부피를 제공하기 위해 펌프의 업스트림에 위치된다.
도시된 실시형태에서, 냉각된 열 오일(42)은 ORC 발전 시스템(70)을 위한 작동 유체가 아니다. 따라서, 방법(100)은 배기 가스(27)로부터의 직접적인 폐열 회수를 수반하지 않고, 오히려 가열된 열 오일(40)로서 ORC 발전 시스템(70)으로 반송 시에, 도 2에 도시된 바와 같이 ORC 작동 유체(77)와 열을 추가 교환하는 열 오일(42)을 사용하여 간접 교환을 사용한다. 일부 실시형태에서, 제1 또는 중간 열 오일(40, 42)을 사용하지 않고 배기 가스(27)로부터 ORC 작동 유체로의 직접적인 폐열 회수가 채택될 수 있다.
배기 가스(27)와 열 오일(42) 사이의 열 교환 후에, 냉각된 배기 가스(36)는 WHRU(30)를 떠나 대기로 유동한다.
배기 가스(27)에 의해 가열된 고온의 열 오일(40)은 열을 ORC 발전 시스템(70)으로 운반되고, 여기서 열은 제2 열 유체(77), 적절하게는 이러한 실시형태에서 사이클로펜탄인 ORC 작동 유체로 전달된다. 냉각된 열 오일(42)은 팽창 용기(90) 및 펌프(95)를 포함하는 반송 라인을 통해 ORC 발전 시스템(70)으로부터 WHRU 열 교환기(32)로 유동한다. ORC 발전 시스템(70)의 설계 및 작동은 하기에 추가로 설명된다. 이러한 실시형태에서 작동 유체로서 사이클로펜탄이 사용되지만, 작동 유체는 배기 가스(27)의 온도 프로파일과 일치하도록 선택된다. 사이클로펜탄이 이러한 목적에 유용하지만, 탄화수소 및 비-탄화수소를 포함하는 다른 유기 작동 유체 대안이 이용 가능하다. 제한 없이, 사이클로펜탄에 대한 적합한 대안적인 ORC 작동 유체는 n-펜탄, 아이소-펜탄, n-부탄, 아이소부탄, 냉매 및 실록산으로 이루어진 군으로부터 선택될 수 있다.
이제 도 4를 참조하여, ORC 발전 시스템(70)이 이제 설명될 것이다. ORC 발전 시스템(70)은 가열된 제1 열 유체(40)에서 배기 가스(27)로부터 회수된 폐열을 전해조(60)에 전력을 공급하기 위한 전기로 전환시키는 폐쇄-루프 열역학적 공정을 구현한다.
ORC 작동 유체(77)는 열역학적 공정(즉, 유기 랭킨 사이클) 및 ORC 발전 시스템(70)의 다양한 스테이지(stage)를 통해 일련의 상, 온도 및 부피 변화를 겪는다. ORC 발전 시스템(70)은 예열기(76), 증발기(71), 전기 발생기(79)를 구동하기 위한 터빈(72), 복열기(73) 및 응축기(74)를 직렬로 포함한다. 터빈(72)은 필요한 경우 사이클로펜탄 라인(78)에 의해 우회될 수 있다.
이러한 실시형태에서, 예열기(76)는 쉘 측에서 유동하는 열 오일(402) 및 튜브를 통해 유동하는 사이클로펜탄(77c)을 갖는 쉘 및 튜브 열 교환기이다. 예열기(76)의 기능은 복열기(73)로부터 액체 상의 고압 사이클로펜탄(77c)을 수용하고 사이클로펜탄 온도를 선택된 작동 압력에서 이의 비등점까지 상승시키는 것이다.
이러한 실시형태에서, 증발기(71)는 액체 사이클로펜탄(77a)에 침지된 튜브 다발을 갖는 케틀-타입 보일러(kettle-type boiler)이다.
복열기(73)는 쉘 측의 저압 사이클로펜탄 증기(77b) 및 튜브를 통해 유동하는 고압 사이클로펜탄 증기(77d)를 갖는 쉘 및 튜브 열 교환기이다.
응축기(74)는 여기서 공냉식이며, 이는 건조한 위치에서 물을 보존하는데 바람직하지만, 수냉식이거나 다른 냉매에 의해 냉각될 수 있다는 것이 이해될 것이다. 공냉식 응축기(ACC)(74) 실시형태에서, 사이클로펜탄은 ACC(74)의 다중 튜브 다발을 통해 유동하며, 공기는 핀-부착식 튜브 외부로 유동한다. ACC(74)는 서로 병렬로 배열된 다수의 동일한 모듈로 이루어질 수 있다. 튜브 다발 위의 기류는 팬에 의해 구동된다. 복열기(73)로부터의 사이클로펜탄 증기는 ACC의 전체 길이에 걸쳐 진행하는 유입구 헤더(74a)(도시되지 않음)에 의해 ACC 모듈들 사이에 분배된다. 유입구 헤더(74a)는 사이클로펜탄 증기를 다수의 튜브 다발로 분배하는 매니폴드로서 작용한다. 각각의 튜브 다발은 ACC 팬을 가로질러 공냉식 응축기(74)의 먼 쪽으로 유동하며, 여기서, 응축된 액체 사이클로펜탄이 유출구 헤더(74b)에 수집된다. 유출구 헤더(74b)에서 액체 사이클로펜탄의 수집은 공급 펌프(75)를 위한 흡입 헤드를 제공한다.
ORC 발전 시스템(70)은 하기와 같이 작동한다.
(1) 액체 상(77a)의 고압의 포화된 사이클로펜탄은 증발기(71)로 유동하며, 여기서, 열은 열 오일(40)로부터 사이클로펜탄으로 교환되고, 사이클로펜탄을 증발시켜 라인(77)에서 고압, 고온 증기를 생산한다. 냉각된 열 오일(402)은 냉각된 열 오일(42)로서 예열기(76)를 통해 WHRU(30)의 열 교환기(32)로 역류한다. 일부 실시형태에서, 과열기(도시되지 않음)는 증발기(71)의 다운스트림에 포함되어 라인(77)에서 사이클로펜탄 증기의 온도를 추가로 증가시킬 수 있다.
(2) 고압, 고온의 사이클로펜탄 증기(77)는 팽창 터빈(72)으로 유동하고, 여기서, 이는 저압으로 팽창하여 터빈(72) 내에서 회전 운동을 발생시키고, 이는 발생기(79)를 구동시키고 전해조(60)에서 사용되는 전력을 생산한다. 사이클로펜탄 작동 유체(77b)는 저압의 과열 증기(77b)로서 터빈(72)을 떠난다.
(3) 저압의 과열된 사이클로펜탄 증기(77b)는 복열기(73)로 유동하며, 여기서, ACC(74)에서 증기의 응축 전에 과열이 제거된다. 복열기(73)는 과열이 고압 사이클로펜탄 액체(77c)로서 예열기(76)에 들어가기 전에 저압 사이클로펜탄(77b)으로부터 고압 사이클로펜탄 액체(77d)로 전달되는 이코노마이저(economizer)이다.
(4) 복열기(73)로부터의 저압의 저온 증기(78e)는 응축기(74)로 유동하고, 여기서 증기는 추가로 냉각되고 액체 상으로 응축되며, 공기는 응축 공정을 위한 히트 싱크(heat sink)를 제공한다. 사이클로펜탄은 저압 액체 사이클로펜탄(77f)으로서 공냉식 응축기(74)를 떠난다.
(5) 저압의 저온 액체 사이클로펜탄(77f)은 펌프(75)로 유동하고, 여기서 이의 압력은 고압의 저온 액체 사이클로펜탄(77d)으로서 복열기(73)로 전달하기 위해 ORC 사이클 고압까지 증가한다.
(6) 고압의 저온 사이클로펜탄 액체(77d)는 복열기(73)로 유동하고, 여기서, 열은 터빈(72) 배기로부터 유동하는 중간 온도 사이클로펜탄 증기(77b)로부터 액체 사이클로펜탄으로 전달된다. 복열기(73)에서 가열된 고압의 중간 온도 액체(77c)는 예열기(76)로 유동한다.
(7) 고압의 중간 온도 액체(77c)는 예열기(76)로 유동하고, 여기서, 이의 온도는 증발기(71)를 떠나는 열 오일(402)과의 열 교환을 통해 작동 압력에서 비등점까지 증가한다. 고압의 포화된 액체 사이클로펜탄은 이후 증발기(71)로 유동하여 사이클을 완료한다.
열 공정 스테이지 (1) 내지 (7)의 사이클은 WHRU(30)가 ORC 발전 시스템(70)과 커플링되어 전력을 생산하는 한 계속된다. 파이프라인(10)은 통상적으로 연속적으로 작동하고, 유사하게, 압축기(20)는 또한 통상적으로 폐열 회수 유닛(30)이 해야 하는 것처럼 파이프라인(10)을 통해 정제된 천연 가스를 수송하기 위해 연속적으로 작동해야 하는 것으로 이해될 것이다. 전기 발생기(79)는 전기(80)를 전해조(60)에 연속적으로 공급하여 기저부하 전력으로 그리고 태양광 또는 풍력의 인식된 간헐성 문제 없이 수소(50)의 생산을 가능하게 할 수 있지만, 실시형태에서, 이러한 전력원은 전력을 전해조(60)에 공급하기 위해 ORC 발전 시스템(70)에 의해 생산된 전력과 함께 사용될 수 있다라는 결론에 이르게 된다.
ORC 발전 시스템(70)은 교류(AC) 전기를 발생시키고, 여기서, 전해조는 통상적으로 DC 전기로 작동하는 것으로 이해될 것이다. 정류기(도시되지 않음)는 발생기(79)로부터의 AC 전기 출력을 DC 전기(80)로 변환하는 데 사용된다.
개개의 전극이 전기분해 이외의 다른 기능을 하지 않는 전해조(60)에서 물의 전기분해는 방법(100)에서 사용될 수 있는 임의의 몇 가지 적합한 기술에 의해 달성될 수 있다. 이러한 적합한 전기분해 기술은 양성자 교환 막(PEM), 알칼리성 전기분해 및 고체 산화물 전기분해를 포함한다. 일부 실시형태에서, 가장 경제적인 전해조 타입, 예를 들어, 알칼리성 전기분해가 바람직하다. 전해조(60)는, 예를 들어, 대략 3000 kPa(g)의 압력에서 작동될 수 있다.
수소(50)는 유기 랭킨 사이클(ORC) 발전 시스템(70)에 의해 배기 가스(27)로부터 회수된 폐열로부터 발생된 전기(80)에 의해 전력이 공급되는 전해조(60)의 캐소드(67)에서 물(62)의 전기분해에 의해 생산된다. 전기(80)가 연속적으로 발생되기 때문에, 전술한 이유로, 결과적으로 태양광 및 풍력과 같은 간헐적으로 이용 가능한 재생 가능 자원으로부터 생산된 전기로부터 생산된 수소보다 수소(50)에 대한 생산 비용이 더 낮다.
전해조(60)에서 생산된 수소(50)는 산소 및 질소 함량이, 예를 들어, 각각 2 ppm 및 12 ppm인, 99.998%(몰 기준) 만큼 높은 순도로 고순도를 갖는다.
수소(50)는 포획되어 천연 가스와의 블렌딩을 위해 제어된 비율로 파이프라인(10)의 파이프라인 섹션(10A)으로 전달된다. 파이프라인(10)으로의 수소(50)의 전달은 바람직하게는 주입에 의해 이루어진다. 전해조(60) 압력이 3000 kPa(g)이고, 압축기(20)의 업스트림의 파이프라인(10) 작동 압력(흡입 압력)이 3000 kPa(g) 미만인 경우, 수소는 압축의 필요 없이 파이프라인(10)으로 직접 주입될 수 있다. 그러나, 흡입 압력이 3000 kPa(g) 초과이거나 수소(50) 압력과 압축기 흡입 압력 사이의 압력 차이가 불충분한 경우, 수소 부스터 압축기(도시되지 않음)가 수소(50)를 파이프라인(10)에 주입하는데 필요한 압력을 달성하기 위해 전해조(60)의 다운스트림에 필요할 수 있다. 생산된 수소(50)의 양은 파이프라인(10)에 의해 수송되는 천연 가스의 양과 비교하여 매우 적을 것으로 예상된다. 따라서, 생산된 수소-천연 가스 블렌드는 파이프라인(10) 및 압축기 스테이션(120)의 설계 허용 오차 내에 있을 것으로 예상된다.
대안적으로, 또는 추가적으로, 일부 경우에, 수소(50)는 연료 가스 스트림(25)과 함께 가스 터빈(22)으로 블렌딩되고, 현장에서 소비되어 압축기 스테이션(120)에서 천연 가스 연료 소비를 상쇄할 수 있다.
산소는 또한 전해조(60)의 애노드(66)에서 생산되며, 애노드 구획은 적합한 막(65)에 의해 캐소드(67) 구획으로부터 분리되고, 이러한 산소는 3000 kPa(g)으로 저장될 수 있고, 전해조(60) 압력, 및/또는 수요가 존재하는 경우, 압축기 스테이션(120) 사이트로부터 내보내질 수 있다. 산소(68)는 또한 가스 터빈(22) 연소기를 위한 산화제로서 사용될 수 있고, 저장 또는 배출(export)을 위해 산소 스트림(68A)으로서 유도되거나(도 2 내지 도 3a), 환경 영향 없이 대기로 직접 배기(68)될 수 있다(도 1).
물(62)은 전기분해를 위해 탈염되어야 하고, 이러한 실시형태에서, 전해조(60)로의 전달 전에 (가능하게 기수 또는 염수 공급원으로부터) 총 용존 고형물을 감소시키기 위해, 여과 및 역삼투(9)(도시되지 않음)에 의해 전처리된다. 전기분해 방법은 상승된 온도에서 더 효율적일 수 있다. 이러한 경우, 열은 방법(100)의 다른 곳, 바람직하게는 ORC 발전 시스템(70)으로부터 반송된 냉각된 열 오일(42)로부터 공급될 수 있으며, 이러한 열은 전해조(60)로의 전달 전에 탈염수를 예열하는 데 선택적으로 사용된다. 물(62)을 가열하기 위한 추가의 대안적인 열원은 배기 가스(27)이다.
이제 도 2를 참조하면, 방법(100)에 대해 상기 기재된 원리에 따라 생산된 수소(50)가 압축기(51)에 의해 추가로 압축되고 대형 차량, 산업 또는 채광 장비 또는 항공기에서 제로 배출 연료와 같은 고순도 적용에 사용하기 위해 수소를 공급하기 위해 수소 연료 유통관(53)과 함께 저장 용기(52)에 저장될 수 있는 방법(150)이 도시되어 있다.
이제 도 3 및 도 3a를 참조하면, 예시된 방법(200 및 250)의 개개의 개방 가스 사이클 터빈(722 및 822) 형태의 원동기는 스트림(310)을 고압 스트림(320)으로 압축시키는 압축기(720)를 구동시키거나(도 3); 전기 발생기(830)를 구동시킨다(도 3a). 이러한 상황에서, 생산된 수소 - 도 1 및 도 2를 참조하여 상기 기재된 것과 동일한 원리를 따르는 수소 생산 방법 - 는 파이프라인 가스 스트림과 블렌딩될 수 없고, 수소(50)는 압축기(51)에 의해 압축되고, 대형 차량, 산업 또는 채광 장비 또는 항공기에서 제로 배출 연료와 같은 고순도 적용에 사용하기 위한 수소를 공급하기 위해 수소 연료 유통관(53)을 갖는 저장 용기(52)에 저장된다. 이는 이러한 적용에서 현재 사용되는 디젤 및 다른 연료에 대한 실질적인 절감을 제공한다.
고온 배기 가스(27)를 생산하는 원동기 가스 터빈(22)과 ORC 발전 시스템(70)의 조합은 간헐적 태양 및 풍력 발전에 대한 고가의 제로 배출 대안을 제공한다. 전기 생산 비용은 25년의 프로젝트 수명에 걸쳐 8%의 할인율을 사용하여 계산될 때 비교 가능한 PV 태양광 옵션보다 낮은 수준의 LCOE(levelised cost of electricity)를 가질 것으로 예상된다. 이는 주로 태양광 및 풍력 자원의 희석 특성(dilute nature)에 비해 폐열 자원의 비교적 높은 에너지 밀도 때문이다.
다른 이점 중에서, 본 발명에 따른 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템은 파이프라인, 발전소 및 압축기 운영자가 비용 효율적인 제로 배출 수소(50)를 발생시킴으로써 원거리 압축기 스테이션 또는 발전소(120)에 의해 생산된 폐열을 생산적으로 이용할 수 있게 한다. 3가지의 핵심적인 이점, 즉 1) 수소 생산 비용을 감소시키는 저비용 기저부하 제로 배출 전기; 2) 수소 생산 비용을 추가로 감소시키는, 전해조 이용의 최대화; 및 3) 특히, 장거리 운송에 필요한 고압 압축, 액화 또는 화학적 변형의 필요성을 회피하여 관련된 비용, 에너지 및 안전성 문제를 제거하는 비교적 저압에서 수소를 생산하는 수소 생산 설비에 적절하게 인접한 파이프라인 또는 저장 설비로의 수소 전달이 존재한다.
또한, 본 발명의 실시형태의 시스템은 디젤과 같은 대안적인 연료의 소비를 감소시키는 연료로서 사용되는 수소의 생산 및 전기분해를 위해 사용되는, 잠재적으로 원동기 작동 조건에 따른 기저부하에서, 전기를 생산하기 위한 폐열 회수를 유리하게 이용할 수 있지만, 이용 가능한 경우, 이러한 공급원으로부터 유도된 전기는 전기분해를 위한 간헐적 전력원으로서 이용될 수 있다. 간헐적 전력에 대한 기저부하의 비율은 경제적 효율성을 포함하여 요망되는 효율성을 달성하기 위해 선택될 수 있다. 일 예로서, 폐열 발전 시스템은 전력 요건의 20%를 제공할 수 있고, 간헐적인 전력원은 전력 요건의 80%를 제공할 수 있다.
본 발명의 실시형태의 시스템은 가스 압축기 스테이션에서의 폐열 회수로 제한되지 않으며, 실시형태는 유리하게는, 일반적으로 개방 사이클 가스 터빈으로부터의 것을 포함하는 고온 배기 가스로부터의 폐열 회수에 관한 것일 수 있다. 전기 공급은 또한 간헐성 및 그리드 안정성 문제의 대상이 되는 풍력 및 태양 에너지에 기반한 생산을 통한 것보다, 잠재적으로 기저부하에서 통상적으로 더 일관적일 것이다.
본 명세서에 기재된 바와 같은 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템에 대한 변형 및 변화는 본 개시의 숙련된 독자에게 명백할 수 있다. 이러한 변형 및 변화는 본 발명의 범위 내에 있는 것으로 간주된다. 예를 들어, 기재된 바와 같은 수소를 생산하기 위한 방법 및 시스템은 가스 압축기 스테이션 이외의 위치에서 사용될 수 있다.
명세서 전반에 걸쳐, 문맥이 달리 요구하지 않는 한, 단어 "포함하다(comprise)" 또는 "포함하는(comprising)"과 같은 변형은 언급된 정수 또는 정수의 그룹을 포함하지만 임의의 다른 정수 또는 정수의 그룹을 배제하지 않는 것을 시사하는 것으로 이해될 것이다.
Claims (25)
- 수소를 생산하기 위한 방법으로서,
원동기(prime mover)에 의해 구동되는 압축기(compressor)를 작동시키는 단계로서, 상기 원동기의 작동은 배기 가스를 생산하는 단계;
전기를 생산하기 위해 폐열 발전 시스템(waste heat to power system)에 의해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하는 단계; 및
수소 및 산소를 생산하기 위해 상기 전기를 사용하여 물의 전기분해를 수행하는 단계
를 포함하되, 상기 폐열 발전 시스템은 유기 랭킨 사이클(Organic Rankine Cycle: ORC) 발전 시스템, 초임계 CO2 발전 시스템 및 칼리나(Kalina) 발전 시스템으로 이루어진 군으로부터 선택되는, 수소를 생산하기 위한 방법. - 수소를 생산하기 위한 시스템으로서,
원동기에 의해 구동되는 압축기로서, 상기 원동기의 작동은 배기 가스를 제공하는 압축기;
전기를 생산하기 위해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하기 위한 폐열 발전 시스템; 및
수소와 산소를 생산하기 위해 물의 전기분해를 수행하도록 상기 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 공급되는 전해조(electrolyser)
를 포함하되, 상기 폐열 발전 시스템은 유기 랭킨 사이클(ORC) 발전 시스템, 초임계 CO2 발전 시스템 및 칼리나 발전 시스템으로 이루어진 군으로부터 선택되는, 수소를 생산하기 위한 시스템. - 수소를 생산하기 위한 시스템으로서,
원동기에 의해 구동되는 전기 발생기(electricity generator)로서, 상기 원동기의 작동은 배기 가스를 제공하는 전기 발생기;
전기를 생산하기 위해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하기 위한 폐열 발전 시스템; 및
수소와 산소를 생산하기 위해 물의 전기분해를 수행하도록 상기 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 공급되는 전해조
를 포함하되, 상기 폐열 발전 시스템은 유기 랭킨 사이클(ORC) 발전 시스템, 초임계 CO2 발전 시스템 및 칼리나 발전 시스템으로 이루어진 군으로부터 선택되는, 수소를 생산하기 위한 시스템. - 제1항의 방법 또는 제2항 또는 제3항의 시스템에 있어서, 상기 폐열 발전 시스템은 유기 랭킨 사이클(ORC) 발전 시스템인, 방법 또는 시스템.
- 제1항 또는 제4항의 방법 또는 제2항 내지 제4항 중 어느 한 항의 시스템에 있어서, 상기 원동기는 개방 사이클 가스 터빈인, 방법 또는 시스템.
- 제1항, 제4항 및 제5항 중 어느 한 항의 방법 또는 제2항 내지 제5항 중 어느 한 항의 시스템에 있어서, 상기 폐열 발전 시스템은 원동기 배기 가스와 발전 시스템의 작동 유체(working fluid) 사이의 직접적인 열 전달을 허용하는, 방법 또는 시스템.
- 제1항, 제4항 및 제5항 중 어느 한 항의 방법 또는 제2항 내지 제6항 중 어느 한 항의 시스템에 있어서, 상기 폐열 발전 시스템의 일부를 형성하는 폐열 회수 유닛(WHRU)은 배기 가스와 제1 열 유체(thermal fluid), 바람직하게는 열 오일(thermal oil) 사이의 열 교환을 허용하는, 방법 또는 시스템.
- 제7항에 있어서, 상기 폐열 발전 시스템은 상기 제1 열 유체와 제2 열 유체 사이에서 열을 교환하기 위한 열 교환 시스템을 포함하는, 방법 또는 시스템.
- 제4항에 종속하는 제8항에 있어서, 상기 ORC 발전 시스템을 위한 상기 작동 유체 또는 제2 열 유체는 사이클로펜탄, n-펜탄, 아이소-펜탄, n-부탄, 아이소부탄, 냉매, 다른 유기 분자 및 실록산, 바람직하게는 사이클로펜탄으로 이루어진 군으로부터 선택되는, 방법 또는 시스템.
- 제9항에 있어서, 상기 ORC 발전 시스템을 위한 작동 유체가 공냉식 응축기에서 응축되는, 방법 또는 시스템.
- 제7항 내지 제10항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 WHRU는 상기 원동기로부터 배기 가스를 수송하기 위해 배기 스택(exhaust stack) 내에 설치되는, 방법 또는 시스템.
- 제6항 내지 제11항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 WHRU는 상기 원동기로부터 배기 가스를 수송하기 위해 배기 스택에 평행하게 설치되는, 방법 또는 시스템.
- 제11항 또는 제12항에 있어서, 상기 WHRU로의 배기 가스 유입구가 상기 원동기로부터 배기 가스를 수송하기 위해 수직으로 연장되는 배기 스택에 위치한 상기 WHRU의 바닥에 제공되는, 방법 또는 시스템.
- 제1항 및 제4항 내지 제13항 중 어느 한 항의 방법 또는 제2항 내지 제13항 중 어느 한 항의 시스템에 있어서, 전기분해용 물은, 총 용존 고형물을 감소시키고 전해조로의 전달을 위한 탈염수를 제공하기 위해, 선택적으로 여과 및 역삼투에 의해 전처리되는, 방법 또는 시스템.
- 제14항에 있어서, 상기 탈염수는 상기 전해조로의 전달을 위해 가열되며, 물을 가열하기 위한 열원은 원동기로부터의 배기 가스, 또는 선택적으로 상기 WHRU로의 전달 전에 상기 발전 시스템으로부터 반송되는, 상기 제1 열 유체로 이루어진 군으로부터 선택되는, 방법 또는 시스템.
- 파이프라인 시스템(pipeline system)으로서,
유체 생산 위치로부터 유체 사용 위치로 유체를 수송하기 위한 파이프라인;
상기 파이프라인을 통해 유체를 수송하기 위한 압축기 스테이션으로서, 상기 압축기 시스템은 원동기에 의해 구동되는 압축기를 포함하고, 상기 원동기의 작동은 배기 가스를 제공하는, 상기 압축기 스테이션;
전기를 생산하기 위해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하기 위한 폐열 발전 시스템;
수소 및 산소를 생산하기 위해 물의 전기분해를 수행하도록 상기 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 공급되는 전해조; 및
상기 파이프라인에 수소를 전달하기 위한 수소 전달 시스템
을 포함하되, 상기 폐열 발전 시스템은 유기 랭킨 사이클(ORC) 발전 시스템, 초임계 CO2 발전 시스템 및 칼리나 발전 시스템으로 이루어진 군으로부터 선택되는, 파이프라인 시스템. - 제16항에 있어서, 상기 수소 전달 시스템은 상기 유체와 블렌딩되도록 상기 파이프라인으로의 수소의 전달을 허용하고, 상기 파이프라인으로의 수소의 전달은 선택적으로 주입에 의해 이루어지는, 파이프라인 시스템.
- 제16항 또는 제17항에 있어서, 상기 원동기는 상기 파이프라인으로부터의 가스를 연료로서 이용하는 가스 터빈인, 파이프라인 시스템.
- 수소를 생산하기 위한 시스템으로서,
원동기로서, 상기 원동기의 작동은 배기 가스를 제공하는, 상기 원동기;
전기를 생산하기 위해 상기 배기 가스로부터 열을 회수하기 위한 폐열 발전 시스템;
수소 및 산소를 생산하기 위해 물의 전기분해를 수행하도록 상기 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 공급되는 전해조; 및
고순도 수소 생성물의 분리된 저장 및 분배를 위한 수소 압축, 저장 및 분배 시스템
을 포함하되, 상기 폐열 발전 시스템은 유기 랭킨 사이클(ORC) 발전 시스템, 초임계 CO2 발전 시스템 및 칼리나 발전 시스템으로 이루어진 군으로부터 선택되는, 수소를 생산하기 위한 시스템. - 제19항에 있어서, 상기 원동기는 압축기 또는 전기 발생기를 구동시키는, 수소를 생산하기 위한 시스템.
- 제20항에 있어서, 상기 압축기는 파이프라인을 통해 유체를 수송하는, 수소를 생산하기 위한 시스템.
- 제2항 내지 제21항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 전해조는 상기 폐열 발전 시스템과 함께 공동으로 위치하는(co-located), 수소를 생산하기 위한 시스템.
- 제2항 내지 제22항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 전해조는 상기 폐열 발전 시스템과 다른 위치에 위치하는, 수소를 생산하기 위한 시스템.
- 제2항 내지 제23항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 전해조에는 상기 폐열 발전 시스템으로부터의 전기가 부분적으로 공급되는, 수소를 생산하기 위한 시스템.
- 제2항 내지 제24항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 전해조에는 상기 폐열 발전 시스템으로의 기저부하 전기(baseload electricity) 및 재생 가능한 공급원으로부터 공급되는(sourced) 간헐적 전기 공급원(intermittent source of electricity)이 공급되는, 수소를 생산하기 위한 시스템.
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