WO2018038397A1 - 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법 - Google Patents

고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법 Download PDF

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김준영
임동렬
염충섭
차재민
신중욱
이춘식
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Definitions

  • the present invention relates to a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system and a method thereof, and more particularly, by supplying heat of combustion gas generated from a pure oxygen combustor to an indirect heating supercritical carbon dioxide power generation system, the reliability of the system is improved and
  • the present invention relates to a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system and a method for reducing operating costs.
  • steam Rankine cycle power generation method which converts water generated by burning hydrocarbon fuel into indirect heat exchange method and converts water into water vapor and drives turbine using this water vapor
  • a gas brayton cycle power generation method of compressing air to expand a high temperature combustion gas generated by combustion with fuel in a combustor to drive a turbine is common.
  • the steam Rankine cycle power generation has a disadvantage in that the power generation efficiency is relatively low due to the phase change loss, and the system is enlarged because the low pressure part is low in the vacuum state.
  • the gas Brayton cycle power generation method has high generation efficiency because the gas turbine inlet temperature is very high and the temperature of the exhaust gas discharged from the gas turbine is high so that the steam Rankine cycle can be connected to the rear of the gas turbine.
  • a separate carbon dioxide capture facility is required to recover carbon dioxide generated after combustion of hydrocarbon-based fuels.
  • Carbon dioxide capture technology applicable to steam Rankine cycle and gas Brayton cycle power generation can be classified into post combustion CO2 capture process and Oxyfuel combustion.
  • Post-combustion capture has a relatively low energy consumption for carbon dioxide capture, but has a disadvantage of large equipment size and high operating costs because it is a system for capturing carbon dioxide in exhaust gas at atmospheric pressure after combustion.
  • the conventional supercritical carbon dioxide power generation technology is a direct heating supercritical carbon dioxide power cycle developed by Net power and operates as follows.
  • the hydrocarbon-based raw material is supplied to the combustor with high concentration of oxygen to generate a combustion gas of 1000 ° C. or more, and the operating pressure of the combustor is about 300 bar. It is characterized by supplying supercritical carbon dioxide over 300 bar to control the combustion temperature of the combustor, the combustion gas is supplied directly to the turbine to generate electricity.
  • the combustion gas discharged from the turbine is supplied to the condensation process to condense moisture in the combustion gas, and the high concentration carbon dioxide is compressed and supplied back to the high pressure pure oxygen combustor.
  • Surplus carbon dioxide is characterized by being liquefied and collected / transported into the pipeline.
  • the present invention has been made to solve the problems of the conventional supercritical carbon dioxide power generation technology as described above, by using a pure oxygen combustion method to produce heat and carbon dioxide to be supplied to the supercritical carbon dioxide power cycle, heat in the supercritical carbon dioxide power cycle After the supply of steam, high-purity carbon dioxide is produced by removing water vapor and non-condensing gas components from the combustion gas.
  • the purpose is to provide a high efficiency power generation and fuel conversion process for producing fuel using.
  • a hydrogen separation unit for receiving a gas fuel to separate the carbon monoxide and hydrogen;
  • a combustion processing unit for supplying carbon monoxide and non-condensing gas discharged from the hydrogen separation unit to generate combustion gas;
  • a carbon dioxide high purity unit separating carbon dioxide from the combustion gas discharged from the combustion processing unit;
  • a compression unit for pressurizing carbon dioxide discharged from the high purity carbon dioxide unit;
  • a turbine unit configured to generate electricity by receiving the pressurized carbon dioxide from the compression unit, wherein the carbon dioxide discharged from the turbine unit is supplied to the combustion treatment unit again.
  • the regeneration heat exchanger passes through the heat exchanger and is supplied to the turbine unit.
  • It includes a fuel conversion unit for converting a hydrocarbon-based raw material into a gas fuel to supply to the hydrogen separation unit, the gas fuel converted in the fuel conversion unit preferably comprises carbon monoxide and hydrogen.
  • the fuel conversion unit a mixer for receiving and mixing the oxidant to reform the hydrocarbon-based raw material; A preheater for preheating the hydrocarbon-based raw material and the oxidant mixed in the mixer; And a reforming reactor supplied with a hydrocarbon-based raw material and an oxidant preheated in the preheater to perform a hydrocarbon-based reforming reaction.
  • the oxidizing agent preferably uses any one of steam, oxygen, carbon dioxide, and mixtures thereof.
  • the combustion treatment unit may include a combustor configured to generate combustion gas by receiving carbon monoxide and non-condensing gas discharged from the hydrogen separation unit, and oxygen supplied to the combustor may be supplied to a nozzle installed at a rear wall of the combustor and the combustor wall surface.
  • the carbon dioxide supplied from the regenerative heat exchanger is preferably supplied to be distributed to the combustor to reduce the temperature inside the combustor.
  • the combustor is preferably operated at a pressure of 40 ⁇ 80 bar.
  • a methanation unit in which hydrogen discharged from the hydrogen separation unit reacts with carbon dioxide and is converted into methane.
  • the methanation unit includes methane reacted with hydrogen discharged from the hydrogen separation unit and carbon dioxide discharged from the regenerative heat exchange unit.
  • a methanation reactor for generating water and methane and steam discharged from the methanation reactor are preferably supplied to the fuel conversion unit.
  • the methanation unit may include a hydrogen preheater that is preheated before hydrogen discharged from the hydrogen separation unit is supplied to the methanation reactor; A hydrogen heat exchanger in which a fluid mixed with methane and steam discharged from the methanation reactor is heat-exchanged with hydrogen discharged from the hydrogen preheater; And a first knock-out drum separating the methane and the steam discharged from the methanation reactor.
  • the heat exchanger includes a plurality of heat exchangers
  • the turbine unit includes a plurality of turbines
  • the combustion gas discharged from the combustion processor is supplied to the high purity carbon dioxide through the plurality of heat exchangers, and discharged from the regenerative heat exchanger.
  • Carbon dioxide is preferably supplied to the regeneration heat exchanger after passing through the plurality of heat exchangers and the plurality of turbines alternately.
  • the high purity carbon dioxide unit a cooler for cooling the combustion gas discharged from the heat exchange unit; A second knock-out drum for removing moisture condensed from the combustion gas cooled in the cooler; And a carbon dioxide liquefaction drum for liquefying and separating carbon dioxide from carbon dioxide discharged from the second knock-out drum and non-condensing gas, wherein the carbon dioxide separated from the carbon dioxide liquefaction drum is supplied to the compression unit.
  • the compression unit the first compressor for pressing the carbon dioxide discharged from the high-purity carbon dioxide; A distributor for distributing the carbon dioxide compressed by the first compressor to the fuel conversion unit or the regenerative heat exchanger; And a second compressor for recompressing carbon dioxide distributed in the distributor and supplied to the regenerative heat exchanger.
  • the regenerative heat exchanger may include: a first regenerative heat exchanger configured to exchange carbon dioxide discharged from the turbine unit and supplied to the combustion processing unit from carbon dioxide supplied from the compression unit and supplied to the heat exchanger; A second regenerated heat exchanger which is discharged from the first regenerated heat exchanger and is supplied to the combustion treatment unit from the compression unit to be heat-exchanged with carbon dioxide supplied to the first regenerated heat exchanger; And a recycling compressor for receiving and compressing a portion of carbon dioxide discharged from the first regeneration heat exchanger and supplied to the second regeneration heat exchanger, wherein the compressed carbon dioxide is discharged from the first regeneration heat exchanger and It is preferable to join with the carbon dioxide supplied to the heat exchange unit.
  • the hydrogen separation step of separating the gas fuel into carbon monoxide and hydrogen Combustion gas generation step of receiving a carbon monoxide and a non-condensable gas separated in the hydrogen separation step to react with oxygen to generate a combustion gas;
  • Carbon dioxide pressurized in the compression step is heat exchanged with the carbon dioxide discharged through the step of producing electricity, heat exchanged with the combustion gas generated in the combustion gas generation step, it is preferably supplied to the step of producing electricity. .
  • a fuel conversion step of converting a hydrocarbon-based raw material into a gaseous fuel the gas fuel generated by the fuel conversion step is preferably supplied to the hydrogen separation step.
  • the hydrogen discharged in the hydrogen separation step is converted into methane by reacting with a portion of carbon dioxide discharged in the electricity generation step, and the converted methane is preferably supplied to the fuel conversion step.
  • Oxygen combustor is operated at a relatively low pressure of 40 bar ⁇ 80 bar and the combustion gas discharge temperature is less than 800 °C to improve the reliability of the system, thereby reducing the installation cost and operating costs.
  • the hydrocarbon-based raw material is converted into a gaseous fuel containing carbon monoxide and hydrogen, or a gaseous fuel containing carbon monoxide and hydrogen is separately supplied into the carbon monoxide and hydrogen through a hydrogen separation process, and then the fuel containing carbon monoxide is oxygenated.
  • Combustion with and thus the fraction of moisture and non-condensable gas contained in the combustion gas is very small, there is an effect that can recover relatively high-purity carbon dioxide while reducing the power consumption required to remove moisture and non-condensable gas.
  • FIG. 1 is a view schematically showing a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a view schematically showing a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to another embodiment of the present invention.
  • FIG 3 is a view showing a fuel conversion unit of a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a view showing a hydrogen separation unit of the high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a view showing a combustion treatment unit of a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a view showing another modified example of the heat exchange unit and the turbine unit of the present invention.
  • FIG. 7 is a view showing a high carbon dioxide high purity portion of the high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 is a view showing a compression unit of a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 9 is a diagram illustrating a regenerative heat exchanger of the high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an exemplary embodiment of the present invention.
  • FIG. 10 is a view illustrating a methanation unit of a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is a view schematically showing a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention
  • Figure 2 is a view schematically showing a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to another embodiment of the present invention
  • 3 is a view showing a fuel conversion unit of the high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention
  • Figure 4 is a view showing a hydrogen separation unit of the high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention
  • 5 is a view showing a combustion treatment unit of a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention
  • FIG. 6 is a view showing another modified example of the heat exchanger unit and the turbine unit of the present invention
  • FIG. 7 is a view showing a high purity carbon dioxide of the high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention
  • Figure 8 9 is a view showing a compression unit of a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to one embodiment
  • FIG. 9 is a view showing a regenerative heat exchanger of a high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system according to an embodiment of the present invention
  • the high efficiency supercritical carbon dioxide power generation system is a hydrogen separation unit 200, hydrogen separation unit 200 for separating gas and carbon monoxide and hydrogen supplied by the fuel supplied Carbon monoxide and non-condensing gas discharged from the combustion processing unit 300 to generate a combustion gas, carbon dioxide high purity unit 600, carbon dioxide high purity unit 600 to separate the carbon dioxide from the combustion gas discharged from the combustion processing unit 300
  • carbon monoxide separated and discharged from the hydrogen separation unit 200 may be supplied to the combustion treatment unit 300 together with high purity oxygen to convert chemical energy into thermal energy, and combustion may be performed by separating hydrogen from the hydrogen separation unit 200.
  • the fraction of water vapor and non-condensing gas included in the combustion gas discharged from the processing unit 300 may be reduced, and the fraction of carbon dioxide may be improved.
  • the combustion processing unit 300 includes a combustor 301 that receives combustion gas and non-condensing gas discharged from the hydrogen separation unit 200 and generates a combustion gas, and supplies the same to the combustor 301.
  • Oxygen is supplied to the nozzle installed on the rear wall of the combustor 301 is preheated through the radiant heat generated from the wall of the combustor 301, carbon dioxide supplied from the regenerative heat exchanger 800 to be described later is supplied to be distributed to the combustor 301 It can serve as a diluent to reduce the temperature and the rear end temperature inside the combustor 301 to less than 800 °C.
  • the combustor 301 is operated at a pressure of 40 ⁇ 80 bar, and will discharge the combustion gas having a temperature of 800 °C or less.
  • the combustion gas may supply heat to the carbon dioxide supplied to the turbine unit 900 through a heat exchange process, and the carbon dioxide received from the combustion gas may be supplied to the turbine unit 900 to produce electricity.
  • Conventional direct heating supercritical carbon dioxide power cycle is to supply a hydrocarbon-based raw material with a high concentration of oxygen directly to the combustor to generate a combustion gas of 1000 °C or more, the operating pressure of the combustor is about 300 bar, 300 to control the combustion temperature of the combustor By supplying supercritical carbon dioxide above bar, the combustion gas can be supplied directly to the turbine to generate electricity.
  • the combustor since the combustor must be operated using pure oxygen combustion at 300 bar or more, the system operation is unstable due to combustion instability, and hydrogen reacts with oxygen in hydrocarbon-based raw materials to generate water vapor. Since a large amount of energy and a high-capacity high-pressure cooling facility is required, facility use and operation costs are high, and a separate carbon dioxide storage facility is needed as the excess carbon dioxide is liquefied and transferred to the pipeline.
  • the present invention solves such a problem, an indirect heating type supercritical carbon dioxide power generation system using a heat source of the combustion gas generated in the oxy-fuel combustor 301 operated at a pressure of 40 ⁇ 80 bar, the oxy-fuel combustor 301
  • the concentration of carbon dioxide in the combustion gas is increased, and the content of water vapor and non-condensing gas is reduced, thereby increasing the purity of the working fluid in the carbon dioxide cycle and removing gaseous impurities (steam, non-condensing gas, etc.).
  • gaseous impurities steam, non-condensing gas, etc.
  • the fuel conversion unit 100 may convert the hydrocarbon-based raw material into a gas fuel and supply the hydrogen-based separation unit.
  • the fuel conversion unit 100 is a mixer 101 for receiving and mixing an oxidant to reform hydrocarbon raw material, a preheater 102 for preheating the hydrocarbon-based raw material and the oxidant mixed in the mixer 101, and a preheater 102.
  • the reformed reactor 103 receives a hydrocarbon-based raw material and an oxidant preheated in a hydrocarbon-based reforming reaction, and the oxidizing agent may use any one of steam, oxygen, carbon dioxide, and mixtures thereof according to the reforming method.
  • Preheater 102 may optionally be installed depending on the operating temperature of the reforming reactor.
  • the gas fuel converted in the fuel conversion unit 100 may be supplied to the hydrogen separation unit 200 to be separated into hydrogen and carbon monoxide, and the separated carbon monoxide is supplied to the combustion processing unit 300 to generate combustion gas.
  • the combustion gas may be separated into carbon dioxide in the carbon dioxide high purity part 600 to transfer heat through a heat exchange process with carbon dioxide pressurized in the compression part 700.
  • the combustion gas discharged from the combustion processing unit 300 and supplied to the high carbon dioxide high purity unit 600 is discharged from the compression unit 700 and heat exchanged with carbon dioxide supplied to the turbine unit 900.
  • the combustion gas discharged from the combustion processor 300 may transfer heat to the carbon dioxide pressurized by the compression unit 700.
  • the carbon dioxide discharged from the turbine unit 900 and supplied to the combustion treatment unit 300 is discharged from the compression unit 700, and exchanges heat with carbon dioxide supplied to the turbine unit 900 or the heat exchanger 500.
  • the carbon dioxide discharged from the turbine unit 900 may supply heat to the carbon dioxide discharged from the compression unit 700.
  • the regenerative heat exchanger 800 is discharged from the turbine unit 900, and the carbon dioxide supplied to the combustion treatment unit 300 is discharged from the compression unit 700 and supplied to the heat exchanger 500.
  • the carbon dioxide discharged from the first regeneration heat exchanger 801 and the first regeneration heat exchanger 801 and supplied to the combustion treatment unit 300 is discharged from the compression unit 700 to the first regeneration heat exchanger 801.
  • Recirculating compressor 803 for receiving and compressing a portion of carbon dioxide discharged from the second regeneration heat exchanger 802 and the first regeneration heat exchanger 801 to be supplied to the second regeneration heat exchanger (802) and heat exchanged with the carbon dioxide supplied.
  • the carbon dioxide compressed by the recirculating compressor 803 may be discharged from the first regeneration heat exchanger 801 and joined with the carbon dioxide supplied to the heat exchange unit 500.
  • the carbon dioxide discharged from the turbine unit 900 is exchanged with the carbon dioxide discharged from the compression unit 700 in the regenerative heat exchanger 800, and discharged from the first regenerative heat exchanger 801 to improve the thermal efficiency.
  • Some of the carbon dioxide supplied to the heat exchanger 802 is supplied to the recycle compressor 803 to be compressed, and then discharged from the first regenerated heat exchanger 801 to be combined with the carbon dioxide supplied to the heat exchanger 500 to be recycled. Can be.
  • the carbon dioxide discharged by the compression unit 700 may be supplied to the turbine unit 900 by receiving heat through the regeneration heat exchanger 800 and the heat exchanger 500 in order.
  • the heat exchange part 500 may include a plurality of heat exchangers
  • the turbine unit 900 may also include a plurality of turbines.
  • Combustion gas discharged from the combustion processing unit 300 is supplied to the high-purity carbon dioxide 600 through a plurality of heat exchangers of the heat exchanger 500, and carbon dioxide discharged from the regenerative heat exchanger 800 is supplied to the plurality of heat exchangers 500.
  • After passing through the plurality of heat exchangers and the plurality of turbines of the turbine unit 900 may be supplied to the regeneration heat exchange unit 800 again.
  • the heat exchanger 500 may include a heat exchanger in multiple stages according to the total power generation capacity and the heat amount of the combustion gas supplied thereto.
  • the carbon dioxide supplied may be heat-exchanged in an opposite flow, and the carbon dioxide discharged from the turbine unit 900 may be heat-exchanged and then supplied to the turbine unit 900 again.
  • the heat exchange part 500 may include a first heat exchanger 501, a second heat exchanger 502, and a third heat exchanger 503, and the combustion gas discharged from the combustion processor 300 may be the first.
  • the carbon dioxide may be supplied to the high purity carbon dioxide 600 through the heat exchanger 501, the second heat exchanger 502, and the third heat exchanger 503.
  • the turbine unit 900 may include a first turbine 901, a second turbine 902, and a third turbine 903, and the carbon dioxide discharged from the regenerative heat exchanger 800 is the second heat exchanger 502. After the heat exchanged in the third heat exchanger 503 and the combustion gas supplied from the high-purity carbon dioxide 600 is supplied from the first turbine 901, the carbon dioxide expanded from the first turbine 901 is a second The heat exchanger 502 may be supplied to the second turbine 902 after being heat-exchanged with the combustion gas that is discharged from the first heat exchanger 501 and supplied to the third heat exchanger 503.
  • the carbon dioxide expanded in the second turbine 902 is supplied to the first heat exchanger 501, and is heat-exchanged with the combustion gas discharged from the combustion processing unit 300 and supplied to the second heat exchanger 502,
  • the carbon dioxide expanded from the third turbine 903 and expanded from the third turbine 903 may be supplied to the regenerative heat exchanger 800.
  • the combustion gas discharged from the combustion processing unit 300 to transfer heat to carbon dioxide from the heat exchange unit 500 may be supplied to the carbon dioxide high purity unit 600 to separate high purity carbon dioxide by removing water vapor and non-condensing gas.
  • the carbon dioxide high purity part 600 is a cooler 601 for cooling the combustion gas discharged from the heat exchange part 500, and an agent for removing moisture condensed from the combustion gas cooled by the cooler 601. And a second knock-out drum 602 and a carbon dioxide liquefaction drum 603 to liquefy and separate the carbon dioxide from the carbon dioxide discharged from the second knock-out drum 602 and the non-condensable gas.
  • the combustion gas is cooled to the temperature below which the moisture is condensed by the cooling fluid in the cooler 601 and then supplied to the second knock-out drum 602, and the moisture condensed under the knock-out drum 602. This is discharged, and carbon dioxide and non-condensed gas are discharged to the top of the knock-out drum 602.
  • the carbon dioxide and the non-condensed gas discharged from the upper side are supplied to the carbon dioxide liquefaction drum 603, and the carbon dioxide is liquefied by the cooling fluid and discharged to the lower side, and the non-condensed gas is discharged upward.
  • the high purity carbon dioxide separated from the high carbon dioxide high purity unit 600 may be supplied to the compression unit 700 and pressurized to 150 bar or more.
  • the compression unit 700 may include a first compressor 703 for pressurizing carbon dioxide discharged from the high carbon dioxide high purity unit 600 and a carbon dioxide compressed by the first compressor 703 in the fuel conversion unit 100.
  • Carbon dioxide which is used as the working fluid of the carbon dioxide power generation cycle among the carbon dioxide pressurized by the first compressor 703, is supplied to the second compressor 701 through the distributor 702, and the remaining carbon dioxide is discharged or the fuel conversion unit 100 is used. It is used as carbon dioxide needed for.
  • the carbon dioxide pressurized by the second compressor 701 may be supplied to the regeneration heat exchanger 800 to recover heat from the carbon dioxide discharged from the turbine unit 900.
  • Carbon dioxide passing through the regenerative heat exchanger 800 through the turbine unit 900 may be supplied to the combustion treatment unit 300 or the methanation unit 400 in a relatively low pressure / low temperature state.
  • the methanation unit 400 is a device in which hydrogen discharged from the hydrogen separation unit 200 is converted into methane by reacting with carbon dioxide, and hydrogen and regeneration heat exchange unit discharged from the hydrogen separation unit 200.
  • the carbon dioxide discharged from the 800 reacts to include a methanation reactor 403 for generating methane and water, and the methane and steam discharged from the methanation reactor 403 may be supplied to the fuel conversion unit 100. .
  • the methanation unit 400 is a hydrogen preheater 401 that is preheated before the hydrogen discharged from the hydrogen separation unit 200 is supplied to the methanation reactor 403, the methane and steam discharged from the methanation reactor 403
  • the mixed fluid includes a hydrogen heat exchanger 402 for exchanging heat with hydrogen discharged from the hydrogen preheater 401 and a first knock-out drum 404 for separating methane and water vapor discharged from the methanation reactor 403. can do.
  • the hydrogen separated from the hydrogen separation unit 200 is supplied to the methanation unit 400, the hydrogen is recovered from the methane discharged from the methanation reactor 403 is supplied to the methanation reactor (403).
  • the hydrogen preheater 401 may be provided according to the temperature of the hydrogen supplied to the methanation reactor 403, and the hydrogen and carbon dioxide supplied to the methanation reactor 403 are according to the following reaction formula in the methanation reactor 403. Converted to methane and water.
  • Methane and water discharged from the methanation reactor 403 is determined whether the water is separated according to the use of the methane.
  • the methane is recycled to the fuel conversion unit 100, since the water is used as the oxidant in the fuel conversion unit 100, the methane and the moisture together with the fuel conversion unit 100 without passing through the first knock-out drum 404. Can be supplied.
  • methane is stored separately or when methane is used in another process, water is removed through the first knock-out drum 404 to produce high-purity methane.
  • the high efficiency supercritical carbon dioxide power generation method comprises a hydrogen separation step of separating gaseous fuel into carbon monoxide and hydrogen, and a combustion gas generation step of receiving combustion carbon monoxide separated from the hydrogen separation step to generate combustion gas by reacting with oxygen.
  • the method may include generating a electricity by receiving a carbon dioxide discharged from the compression step, a carbon dioxide separation step in which the combustion gas passed through the combustion gas generation step is separated into high purity carbon dioxide, pressurizing carbon dioxide discharged from the carbon dioxide separation step, and carbon dioxide discharged from the compression step. Can be.
  • a fuel conversion step of converting the hydrocarbon-based raw material into a gaseous fuel wherein the gaseous fuel produced by the fuel conversion step may be supplied to the hydrogen separation step.
  • the hydrogen discharged from the hydrogen separation step is converted to methane by reacting with a portion of carbon dioxide discharged from the electricity generation step, the converted methane may be supplied to the fuel conversion step.
  • the carbon dioxide pressurized in the compression step may be heat exchanged with carbon dioxide discharged through the step of producing electricity, heat exchanged with the combustion gas generated in the combustion gas generation step, and then supplied to the step of producing electricity.
  • the high-efficiency supercritical carbon dioxide power generation system and method according to the present invention indirectly heats carbon dioxide supplied to a turbine unit without directly supplying the combustion gas discharged from a combustor with oxygen containing mostly carbon monoxide to the turbine.
  • the oxy-fuel combustor is operated at relatively low pressure of 40 bar ⁇ 80 bar and the combustion gas discharge temperature is below 800 °C, the system reliability is improved. Can reduce the cost.
  • the hydrocarbon-based raw material is converted into a gaseous fuel containing carbon monoxide and hydrogen, or a gaseous fuel containing carbon monoxide and hydrogen is separately supplied into the carbon monoxide and hydrogen through a hydrogen separation process, and then the fuel containing carbon monoxide is oxygenated.
  • Combustion with and thus the fraction of moisture and non-condensable gas contained in the combustion gas is very small, there is an advantage that can be recovered relatively high-purity carbon dioxide while reducing the power consumption required to remove moisture and non-condensable gas.
  • some of the high-purity carbon dioxide is converted into methane by producing electricity through carbon dioxide generation and then reacting with the separated hydrogen through a hydrogen separation process. Together they can improve system efficiency.

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Abstract

본 발명은 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법에 관한 것으로, 더욱 구체적으로는 순산소 연소기에서 발생하는 연소가스의 열을 간접 가열식 초임계 이산화탄소 발전 시스템을 공급함으로써, 시스템의 신뢰성이 향상되고 설비와 운영 비용을 절감할 수 있는 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법에 관한 것이다. 본 발명에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법은 가스 연료를 공급받아 일산화탄소와 수소로 분리하는 수소분리부; 상기 수소분리부에서 배출되는 일산화탄소와 비응축 가스가 공급되어 연소가스를 생성하는 연소처리부; 상기 연소처리부에서 배출되는 연소가스에서 이산화탄소를 분리하는 이산화탄소 고순도부; 상기 이산화탄소 고순도부에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 압축부; 및 상기 압축부에서 가압된 이산화탄소를 공급받아 전기를 생산하는 터빈유닛;을 포함하며, 상기 터빈유닛에서 배출되는 이산화탄소는 다시 상기 연소처리부로 공급될 수 있다.

Description

고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법
본 발명은 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법에 관한 것으로, 더욱 구체적으로는 순산소 연소기에서 발생하는 연소가스의 열을 간접 가열식 초임계 이산화탄소 발전 시스템에 공급함으로써, 시스템의 신뢰성이 향상되고 설비와 운영 비용을 절감할 수 있는 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 그 방법에 관한 것이다.
화석 연료를 이용한 기존 발전 방식의 경우, 탄화수소계열의 연료를 연소하여 발생한 열을 간접 열교환 방식을 통해 물을 수증기로 전환하고 이 수증기를 이용하여 터빈을 구동하여 발전하는 방식인 증기 랭킨 사이클 발전 방식과 공기를 압축하여 연소기에서 연료와 함께 연소하여 발생한 고온의 연소가스를 팽창시켜 터빈을 구동하는 가스 브레이튼 사이클 발전 방식이 일반적이다. 하지만 증기 랭킨 사이클 발전은 상변화 손실로 인해 발전 효율이 상대적으로 낮고, 저압부가 진공 상태로 밀도가 낮기 때문에 시스템이 대형화되는 단점이 있다. 가스 브레이튼 사이클 발전 방식은 가스 터빈 입구 온도가 매우 높고 가스 터빈에서 배출되는 배기가스의 온도가 높아 가스 터빈 후단에 증기 랭킨 사이클의 연계 가능하기 때문에 발전 효율이 높다. 하지만 두 발전 방식에서 탄화수소계열 연료의 연소 후에 발생되는 이산화탄소에 대한 회수를 위해서는 별도의 이산화탄소 포집 설비가 필요하다. 증기 랭킨 사이클 발전 방식과 가스 브레이튼 사이클 발전 방식에 적용 가능한 이산화탄소 포집 기술은 연소 후 포집 공정(Post combustion CO2 capture process)과 순산소 연소 기술(Oxyfuel combustion)로 분류할 수 있다. 연소 후 포집은 상대적으로 이산화탄소 포집을 위해 소비되는 에너지가 작지만, 연소 후 상압의 배기가스 중 이산화탄소를 포집하는 시스템이기 때문에 설비 규모가 크고 운영비용이 높은 단점이 있다. 반면 순산소 연소 기술은 탄화수소계 원료의 산화제를 공기 대신 고순도 산소를 이용하기 때문에 연소가스의 대부분이 이산화탄소와 수증기이며, 수증기를 응축시켜 물로 배출한 후 이산화탄소를 포집할 수 있기 때문에 시스템이 간소화되는 장점이 있으나, 고순도 산소 제조를 위한 에너지 소비가 많은 단점이 있다.
한편, 종래 초임계 이산화탄소 발전 기술은 네트 파워(Net power)에서 개발한 직접 가열식 초임계 이산화탄소 발전 사이클이며 다음과 같이 작동된다. 탄화수소계 원료를 고농도 산소와 함께 연소기에 공급하여 1000℃ 이상의 연소가스를 발생시키며, 연소기의 작동 압력은 300 bar 정도이다. 연소기의 연소 온도 제어를 위해 300 bar 이상의 초임계 상태 이산화탄소를 공급하는 것이 특징이며, 연소가스는 직접 터빈에 공급되어 전기를 발생시킨다. 터빈에서 배출된 연소가스는 응축 공정으로 공급되어 연소 가스 중의 수분을 응축시키고 고농도 이산화탄소는 압축 공정을 거쳐 고압 순산소 연소기에 다시 공급된다. 잉여 이산화탄소는 액화되어 파이프 라인으로 포집/이송되는 것이 특징이다. 하지만, 상기 종래 초임계 이산화탄소 발전 기술의 경우, 300 bar 이상에서 순산소 연소를 이용하여 연소기를 운전하여야 하므로 연소 불안정으로 인한 시스템 운전이 불안정한 문제가 있다. 또한, 탄화수소계 원료에서 수소가 산소와 반응하여 수증기가 생성되고 이를 응축하여 물로 전환하기 위해서는 많은 에너지와 대용량 고압 냉각 설비가 필요하기 때문에 설비이용 및 운영비용가 높아지는 문제가 있다. 또한, 잉여 이산화탄소를 액화하여 파이프라인으로 이송함에 따라 별도의 이산화탄소 저장 시설이 필요하기 때문에 설비비용이 증가하는 문제가 있다.
본 발명은 상기와 같은 종래의 초임계 이산화탄소 발전 기술의 문제점을 해소하기 위해 안출된 것으로, 순산소 연소 방식을 이용하여 초임계 이산화탄소 발전 사이클에 공급할 열과 이산화탄소를 생산하고, 초임계 이산화탄소 발전 사이클에 열을 공급한 후 연소가스 중의 수증기와 비응축 가스 성분을 제거하여 고순도 이산화탄소를 생산하며, 고순도 이산화탄소를 간접 열교환식 초임계 이산화탄소 발전 사이클의 작동유체로 사용하여 전기를 생산하고, 고순도 이산화탄소의 일부분은 수소를 이용하여 연료를 생산하는 고효율 발전 및 연료 전환 공정을 제공하는데 그 목적이 있다.
상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 가스 연료를 공급받아 일산화탄소와 수소로 분리하는 수소분리부; 상기 수소분리부에서 배출되는 일산화탄소와 비응축 가스가 공급되어 연소가스를 생성하는 연소처리부; 상기 연소처리부에서 배출되는 연소가스에서 이산화탄소를 분리하는 이산화탄소 고순도부; 상기 이산화탄소 고순도부에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 압축부; 및 상기 압축부에서 가압된 이산화탄소를 공급받아 전기를 생산하는 터빈유닛;을 포함하며, 상기 터빈유닛에서 배출되는 이산화탄소는 다시 상기 연소처리부로 공급되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템을 제공한다.
상기 연소처리부에서 배출되어 상기 이산화탄소 고순도부로 공급되는 연소가스가 상기 압축부에서 배출되어 상기 터빈유닛으로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 열교환부; 및 상기 터빈유닛에서 배출되어 상기 연소처리부로 공급되는 이산화탄소가 상기 압축부에서 배출되어 상기 터빈유닛으로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 재생 열교환부;를 포함하며, 상기 압축부에서 가압되어 배출되는 이산화탄소는 상기 재생 열교환부와 열교환부를 차례로 통과하여 상기 터빈유닛으로 공급되는 것이 바람직하다.
탄화수소계 원료를 가스 연료로 전환하여 상기 수소분리부로 공급하는 연료전환부를 포함하며, 상기 연료전환부에서 전환된 가스 연료는 일산화탄소와 수소를 포함하는 것이 바람직하다.
상기 연료전환부는, 탄화수소계 원료를 개질하기 위해 산화제를 공급받아 혼합하는 혼합기; 상기 혼합기에서 혼합된 탄화수소계 원료와 산화제를 예열하는 예열기; 및 상기 예열기에서 예열된 탄화수소계 원료와 산화제를 공급받아 탄화수소계 개질 반응을 하는 개질 반응기;를 포함하며, 상기 산화제는 수증기, 산소, 이산화탄소 및 그들의 혼합물 중 어느 하나를 이용하는 것이 바람직하다.
상기 연소처리부는, 상기 수소분리부에서 배출되는 일산화탄소 및 비응축 가스를 공급받아 연소가스를 생성하는 연소기를 포함하며, 상기 연소기로 공급되는 산소는 상기 연소기 후단 벽면에 설치된 노즐로 공급되어 상기 연소기 벽면에서 발생하는 복사열을 통해 예열되며, 상기 재생 열교환부로부터 공급되는 이산화탄소는 상기 연소기에 분산되도록 공급되어 상기 연소기 내부의 온도를 감소시키는 것이 바람직하다.
상기 연소기는 40 ~ 80 bar의 압력으로 운전되는 것이 바람직하다.
상기 수소분리부에서 배출되는 수소가 이산화탄소와 반응하여 메탄으로 전환되는 메탄화부;를 포함하며, 상기 메탄화부는, 상기 수소분리부에서 배출되는 수소와 상기 재생 열교환부에서 배출되는 이산화탄소가 반응하여 메탄과 물을 생성하는 메탄화 반응기;를 포함하며, 상기 메탄화 반응기에서 배출되는 메탄과 수증기는 상기 연료전환부로 공급되는 것이 바람직하다.
상기 메탄화부는, 상기 수소분리부로부터 배출되는 수소가 상기 메탄화 반응기에 공급되기 전에 예열되는 수소 예열기; 상기 메탄화 반응기에서 배출되는 메탄와 수증기가 혼합된 유체가, 상기 수소 예열기에서 배출되는 수소와 열교환되는 수소 열교환기; 및 상기 메탄화 반응기에서 배출되는 메탄과 수증기를 분리하는 제1 녹-아웃 드럼;을 포함하는 것이 바람직하다.
상기 열교환부는 복수 개의 열교환기를 포함하고, 상기 터빈유닛은 복수 개의 터빈을 포함하며, 상기 연소처리부에서 배출되는 연소가스는 상기 복수 개의 열교환기를 거쳐 상기 이산화탄소 고순도부로 공급되며, 상기 재생 열교환부에서 배출되는 이산화탄소는 복수 개의 상기 열교환기와 복수 개의 상기 터빈을 교대로 통과한 후 다시 상기 재생 열교환부로 공급되는 것이 바람직하다.
상기 이산화탄소 고순도부는, 상기 열교환부에서 배출되는 연소가스를 냉각하는 냉각기; 상기 냉각기에서 냉각된 연소가스에서 응축된 수분을 제거하는 제2 녹-아웃 드럼; 및 상기 제2 녹-아웃 드럼에서 배출되는 이산화탄소와 비응축 가스에서 이산화탄소를 액화하여 분리하는 이산화탄소 액화 드럼;을 포함하며, 상기 이산화탄소 액화 드럼에서 분리된 이산화탄소는 상기 압축부에 공급되는 것이 바람직하다.
상기 압축부는, 상기 이산화탄소 고순도부에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 제1 압축기; 상기 제1 압축기에서 압축된 이산화탄소를 상기 연료전환부 또는 상기 재생 열교환부로 분배하는 분배기; 및 상기 분배기에서 분배되어 상기 재생 열교환부로 공급될 이산화탄소를 다시 압축하는 제2 압축기;를 포함하는 것이 바람직하다.
상기 재생 열교환부는, 상기 터빈유닛에서 배출되어 상기 연소처리부로 공급되는 이산화탄소가 상기 압축부에서 배출되어 상기 열교환부로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 제1 재생 열교환기; 상기 제1 재생 열교환기에서 배출되어 상기 연소처리부로 공급되는 이산화탄소가 상기 압축부에서 배출되어 상기 제1 재생 열교환기로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 제2 재생 열교환기; 및 상기 제1 재생 열교환기에서 배출되어 상기 제2 재생 열교환기로 공급되는 이산화탄소 일부를 공급받아 압축하는 재순환 압축기;를 포함하며, 상기 재순환 압축기에서 압축된 이산화탄소는 상기 제1 재생 열교환기에서 배출되어 상기 열교환부로 공급되는 이산화탄소와 합류되는 것이 바람직하다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 가스 연료를 일산화탄소와 수소로 분리하는 수소분리 단계; 상기 수소분리 단계에서 분리된 일산화탄소와 비응축 가스를 공급받아 산소와 반응하여 연소가스를 생성하는 연소가스 생성 단계; 상기 연소가스 생성 단계를 거친 연소가스가 이산화탄소로 분리되는 이산화탄소 분리 단계; 상기 이산화탄소 분리 단계에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 압축 단계; 및 상기 압축 단계에서 배출되는 이산화탄소를 공급받아 전기를 생산하는 단계;를 포함하는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 방법을 제공한다.
상기 압축 단계에서 가압된 이산화탄소는 상기 전기를 생산하는 단계를 거쳐 배출되는 이산화탄소와 열교환되고, 상기 연소가스 생성 단계에서 생성된 연소가스와 열교환된 후, 상기 전기를 생산하는 단계에 공급되는 것이 바람직하다.
상기 수소분리 단계 이전에, 탄화수소계 원료를 가스 연료로 전환하는 연료전환 단계를 포함하며, 상기 연료전환 단계로 생성된 가스 연료는 상기 수소분리 단계에 공급되는 것이 바람직하다.
상기 수소분리 단계에서 배출되는 수소는 상기 전기를 생산하는 단계에서 배출되는 이산화탄소 일부와 반응하여 메탄으로 전환되며, 상기 전환된 메탄은 상기 연료전환 단계에 공급되는 것이 바람직하다.
본 발명에 따르면, 일산화탄소가 대부분인 연료를 산소와 함께 연소기에서 연소하고 배출된 연소가스를 직접 터빈에 공급하지 않고 터빈유닛에 공급되는 이산화탄소에 간접적으로 열을 공급함에 따라 고온 소재 사용 문제가 없으며, 순산소 연소기가 상대적으로 저압인 40 bar ~ 80 bar에서 운전되고 연소가스 배출 온도가 800℃ 이하이므로 시스템의 신뢰성이 향상되며, 이로 인해 설비비용 및 운영비용이 절감되는 효과가 있다.
또한, 탄화수소계 원료를 일산화탄소와 수소가 포함된 가스 연료로 전환하거나, 일산화탄소와 수소가 포함된 가스 연료를 별도로 공급받아 수소 분리 공정을 통해 일산화탄소와 수소로 분리한 후에 일산화탄소가 포함되어 있는 연료를 산소와 함께 연소하기 때문에 연소가스에 포함되어 있는 수분 및 비응축 가스의 분율이 매우 적기 때문에 수분 및 비응축 가스 제거에 필요한 동력 소모가 적으면서 상대적으로 고순도 이산화탄소를 회수할 수 있는 효과가 있다.
또한, 고순도 이산화탄소의 일부는 이산화탄소 발전을 통해 전기를 생산한 후 수소 분리 공정을 통해 분리된 수소와 반응하여 메탄으로 전환되기 때문에 석탄과 같은 저등급 탄화수소계 원료를 이용할 경우에는 전기생산과 고품질 메탄을 함께 얻을 수 있으므로 시스템 효율을 향상시키는 효과가 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템을 개략적으로 도시한 도면이다.
도 2는 본 발명의 다른 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템을 개략적으로 도시한 도면이다.
도 3은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 연료전환부를 도시한 도면이다.
도 4는 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 수소분리부를 도시한 도면이다.
도 5는 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 연소처리부를 도시한 도면이다.
도 6은 본 발명의 열교환부와 터빈유닛의 다른 변형 예를 도시한 도면이다.
도 7은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 이산화탄소 고순도부를 도시한 도면이다.
도 8은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 압축부를 도시한 도면이다.
도 9는 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 재생 열교환부를 도시한 도면이다.
도 10은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 메탄화부를 도시한 도면이다.
이하, 본 발명의 바람직한 실시례를 첨부된 도면들을 참조하여 상세히 설명한다. 우선 각 도면의 구성요소들에 참조부호를 부가함에 있어서, 동일한 구성요소들에 대해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호를 가지도록 하고 있음에 유의해야 한다. 또한, 본 발명을 설명함에 있어, 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명은 생략한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시례에 대한 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 또한 하기 실시례는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시례에 한정되는 것은 아니다.
도 1은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템을 개략적으로 도시한 도면이고, 도 2는 본 발명의 다른 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템을 개략적으로 도시한 도면이고, 도 3은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 연료전환부를 도시한 도면이고, 도 4는 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 수소분리부를 도시한 도면이고, 도 5는 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 연소처리부를 도시한 도면이고, 도 6은 본 발명의 열교환부와 터빈유닛의 다른 변형 예를 도시한 도면이고, 도 7은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 이산화탄소 고순도부를 도시한 도면이고, 도 8은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 압축부를 도시한 도면이고, 도 9는 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 재생 열교환부를 도시한 도면이고, 도 10은 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템의 메탄화부를 도시한 도면이다.
도 1 내지 도 2에 도시된 바와 같이, 본 발명의 일 실시례에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템은 가스 연료를 공급받아 일산화탄소와 수소로 분리하는 수소분리부(200), 수소분리부(200)에서 배출되는 일산화탄소와 비응축 가스가 공급되어 연소가스를 생성하는 연소처리부(300), 연소처리부(300)에서 배출되는 연소가스에서 이산화탄소를 분리하는 이산화탄소 고순도부(600), 이산화탄소 고순도부(600)에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 압축부(700) 및 압축부(700)에서 가압된 이산화탄소를 공급받아 전기를 생산하는 터빈유닛(900)을 포함하며, 터빈유닛(900)에서 배출되는 이산화탄소는 다시 연소처리부(300)로 공급될 수 있다.
즉, 수소분리부(200)에서 분리되어 배출되는 일산화탄소는 고순도 산소와 함께 연소처리부(300)에 공급되어 화학에너지를 열에너지로 전환될 수 있으며, 수소분리부(200)에서 수소를 분리함으로써, 연소처리부(300)에서 배출되는 연소가스에 포함된 수증기와 비응축가스의 분율은 감소되고 이산화탄소의 분율은 향상될 수 있다.
도 5에 도시된 바와 같이, 연소처리부(300)는 수소분리부(200)에서 배출되는 일산화탄소 및 비응축 가스를 공급받아 연소가스를 생성하는 연소기(301)를 포함하며, 연소기(301)로 공급되는 산소는 연소기(301) 후단 벽면에 설치된 노즐로 공급되어 연소기(301) 벽면에서 발생하는 복사열을 통해 예열되며, 후술할 재생 열교환부(800)에서 공급되는 이산화탄소는 연소기(301)에 분산되도록 공급되어 연소기(301) 내부의 온도 조절 및 후단 온도를 800℃ 미만으로 감소시키기 위한 희석제 역할을 할 수 있다.
연소기(301)는 40 ~ 80 bar의 압력으로 운전되며, 800℃ 이하의 온도를 가진 연소가스를 배출하게 된다. 연소가스는 터빈유닛(900)에 공급되는 이산화탄소에 열교환 공정을 통해 열을 공급하고, 연소가스로부터 열을 전달받은 이산화탄소는 터빈유닛(900)으로 공급되어 전기를 생산할 수 있다.
종래의 직접 가열식 초임계 이산화탄소 발전 사이클은 탄화수소계 원료를 고농도 산소와 함께 직접 연소기에 공급하여 1000℃ 이상의 연소가스를 발생시키며, 연소기의 작동 압력은 300 bar 정도로써, 연소기의 연소 온도 제어를 위해 300 bar 이상의 초임계 상태 이산화탄소를 공급하여 연소가스가 직접 터빈에 공급되어 전기를 발생시킬 수 있다.
그런데 이와 같이 300 bar 이상에서 순산소 연소를 이용하여 연소기를 운전하여야 하므로 연소 불안정으로 인한 시스템 운전이 불안정하며, 탄화수소계 원료에서 수소가 산소와 반응하여 수증기가 생성되며, 이를 응축하여 물로 전환하기 위해서는 많은 에너지와 대용량 고압 냉각 설비가 필요하기 때문에 설비이용 및 운영비용이 높아지고, 잉여 이산화탄소를 액화하여 파이프라인으로 이송함에 따라 별도의 이산화탄소 저장 시설이 필요한 문제가 있었다.
본 발명은 이와 같은 문제를 해결한 것으로, 40 ~ 80 bar의 압력으로 운전되는 순산소 연소기(301)에서 발생하는 연소가스의 열원을 이용한 간접 가열식 초임계 이산화탄소 발전 시스템으로, 순산소 연소기(301)에 일산화탄소 성분이 높은 연료를 공급하여 연소가스 중 이산화탄소의 농도를 높이고 수증기 및 비응축 가스의 함량을 줄여, 이산화탄소 사이클의 작동 유체의 순도를 높이고 가스 상태의 불순물(수증기, 비응축 가스 등) 제거 공정을 간소화할 수 있다.
도 3에 도시된 바와 같이, 탄화수소계 원료를 가스 연료로 전환하여 수소분리부로 공급하는 연료전환부(100)를 포함할 수 있다. 연료전환부(100)는 탄화수소계 원료를 개질하기 위해 산화제를 공급받아 혼합하는 혼합기(101), 혼합기(101)에서 혼합된 탄화수소계 원료와 산화제를 예열하는 예열기(102), 및 예열기(102)에서 예열된 탄화수소계 원료와 산화제를 공급받아 탄화수소계 개질 반응을 하는 개질 반응기(103)를 포함하며, 산화제는 개질 방식에 따라 수증기, 산소, 이산화탄소 및 그들의 혼합물 중 어느 하나를 이용할 수 있다. 예열기(102)는 개질 반응기의 작동 온도에 따라 선택적으로 설치할 수 있다.
연료전환부(100)에서 전환된 가스 연료는 수소분리부(200)로 공급되어 수소와 일산화탄소로 분리될 수 있으며, 분리된 일산화탄소는 연소처리부(300)에 공급되어 연소가스가 생성되며, 생성된 연소가스는 이산화탄소 고순도부(600)에서 이산화탄소로 분리되어 압축부(700)에서 가압된 이산화탄소와 열교환 공정을 거쳐 열을 전달할 수 있다.
열교환 공정인 열교환부(500)에서는 연소처리부(300)에서 배출되어 이산화탄소 고순도부(600)로 공급되는 연소가스가 압축부(700)에서 배출되어 터빈유닛(900)으로 공급되는 이산화탄소와 열교환되어, 연소처리부(300)에서 배출되는 연소가스가 압축부(700)에서 가압된 이산화탄소에 열을 전달할 수 있다.
재생 열교환부(800)에서는 터빈유닛(900)에서 배출되어 연소처리부(300)로 공급되는 이산화탄소가 압축부(700)에서 배출되어 터빈유닛(900) 또는 열교환부(500)로 공급되는 이산화탄소와 열교환되어, 터빈유닛(900)에서 배출되는 이산화탄소가 압축부(700)에서 배출되는 이산화탄소에 열을 공급할 수 있다.
도 9에 도시된 바와 같이, 재생 열교환부(800)는 터빈유닛(900)에서 배출되어 연소처리부(300)로 공급되는 이산화탄소가 압축부(700)에서 배출되어 열교환부(500)로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 제1 재생 열교환기(801), 제1 재생 열교환기(801)에서 배출되어 연소처리부(300)로 공급되는 이산화탄소가 압축부(700)에서 배출되어 제1 재생 열교환기(801)로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 제2 재생 열교환기(802) 및 제1 재생 열교환기(801)에서 배출되어 제2 재생 열교환기(802)로 공급되는 이산화탄소 일부를 공급받아 압축하는 재순환 압축기(803)를 포함할 수 있으며, 재순환 압축기(803)에서 압축된 이산화탄소는 제1 재생 열교환기(801)에서 배출되어 열교환부(500)로 공급되는 이산화탄소와 합류될 수 있다.
즉, 터빈유닛(900)에서 배출되는 이산화탄소는 압축부(700)에서 배출되는 이산화탄소와 재생 열교환부(800)에서 열교환되며, 열효율 향상을 위해 제1 재생 열교환기(801)에서 배출되어 제2 재생 열교환기(802)로 공급되는 이산화탄소 중 일부를 재순환 압축기(803)에 공급하여 압축한 후, 제1 재생 열교환기(801)에서 배출되어 열교환부(500)로 공급되는 이산화탄소와 합류하여 재순환되도록 할 수 있다.
따라서, 압축부(700)에서 가압되어 배출되는 이산화탄소는 재생 열교환부(800)와 열교환부(500)를 차례로 통과하여 열을 공급받아 터빈유닛(900)으로 공급될 수 있다.
예컨대, 열교환부(500)는 복수 개의 열교환기를 포함하고, 터빈유닛(900)도 복수 개의 터빈을 포함할 수 있다. 연소처리부(300)에서 배출되는 연소가스는 열교환부(500)의 복수 개의 열교환기를 거쳐 이산화탄소 고순도부(600)로 공급되며, 재생 열교환부(800)에서 배출되는 이산화탄소는 열교환부(500)의 복수 개의 열교환기와 터빈유닛(900)의 복수 개의 터빈을 교대로 통과한 후 다시 재생 열교환부(800)로 공급될 수 있다.
도 6의 변형 예로 도시된 바와 같이, 열교환부(500)는 총 발전용량과 공급되는 연소가스의 열량에 따라 다단으로 열교환기가 구성될 수 있으며, 열교환기가 다단으로 구성될 경우 터빈유닛(900)으로 공급되는 이산화탄소는 대향류로 열교환되며 터빈유닛(900)에서 배출되는 이산화탄소는 열교환된 후 다시 터빈유닛(900)으로 공급되는 구조를 가질 수 있다.
즉, 열교환부(500)는 제1 열교환기(501), 제2 열교환기(502) 및 제3 열교환기(503)를 포함할 수 있으며, 연소처리부(300)에서 배출되는 연소가스는 제1 열교환기(501), 제2 열교환기(502) 및 제3 열교환기(503)를 거쳐 이산화탄소 고순도부(600)로 공급될 수 있다.
터빈유닛(900)은 제1 터빈(901), 제2 터빈(902) 및 제3 터빈(903)을 포함할 수 있으며, 재생 열교환부(800)에서 배출되는 이산화탄소는 제2 열교환기(502)에서 배출되어 이산화탄소 고순도부(600)로 공급되는 연소가스와 제3 열교환기(503)에서 열교환된 후, 제1 터빈(901)으로 공급되며, 제1 터빈(901)에서 팽창된 이산화탄소는 제2 열교환기(502)로 공급되어, 제1 열교환기(501)에서 배출되어 제3 열교환기(503)로 공급되는 연소가스와 열교환된 후, 제2 터빈(902)으로 공급될 수 있다.
또한, 제2 터빈(902)에서 팽창된 이산화탄소는 제1 열교환기(501)로 공급되어서, 연소처리부(300)에서 배출되어 제2 열교환기(502)로 공급되는 연소가스와 열교환된 후, 제3 터빈(903)으로 공급되며, 제3 터빈(903)에서 팽창된 이산화탄소는 재생 열교환부(800)로 공급될 수 있다.
한편, 연소가스는 이산화탄소 발전 사이클 및 메탄화 공정에 적용되기 때문에 연소가스 내에 포함된 수증기 및 비응축 가스가 제거되어야 한다. 따라서 연소처리부(300)에서 배출되어 열교환부(500)에서 이산화탄소로 열을 전달한 연소가스는 수증기와 비응축 가스를 제거하여 고순도 이산화탄소를 분리하기 위해 이산화탄소 고순도부(600)로 공급될 수 있다.
도 7에 도시된 바와 같이, 이산화탄소 고순도부(600)는 열교환부(500)에서 배출되는 연소가스를 냉각하는 냉각기(601), 냉각기(601)에서 냉각된 연소가스에서 응축된 수분을 제거하는 제2 녹-아웃 드럼(602), 및 제2 녹-아웃 드럼(602)에서 배출된 이산화탄소와 비응축 가스에서 이산화탄소를 액화하여 분리하는 이산화탄소 액화 드럼(603)을 포함할 수 있다.
즉, 연소가스는 냉각기(601)에서 냉각 유체에 의해 수분이 응축되는 온도 이하까지 냉각된 후 제2 녹-아웃 드럼(602)으로 공급되고, 녹-아웃 드럼(602)의 하부에 응축된 수분이 배출되며, 녹-아웃 드럼(602)의 상부로 이산화탄소 및 비응축 가스가 배출된다. 상부에서 배출된 이산화탄소 및 비응축 가스는 이산화탄소 액화 드럼(603)으로 공급되어 냉각 유체에 의해 이산화탄소가 액화되어 하부로 배출되며 상부로 비응축 가스가 배출된다.
이산화탄소 고순도부(600)에서 분리된 고순도의 이산화탄소는 압축부(700)에 공급되어 150bar 이상으로 가압될 수 있다. 압축부(700)는 도 8에 도시된 바와 같이, 이산화탄소 고순도부(600)에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 제1 압축기(703), 제1 압축기(703)에서 압축된 이산화탄소를 연료전환부(100) 또는 재생 열교환부(800)로 분배하는 분배기(702), 및 분배기(702)에서 분배되어 재생 열교환부(800)로 공급될 이산화탄소를 다시 압축하는 제2 압축기(701)를 포함할 수 있다.
제1 압축기(703)를 통해 가압된 이산화탄소 중 이산화탄소 발전 사이클의 작동 유체로 이용되는 이산화탄소는 분배기(702)를 통해 제2 압축기(701)로 공급되고, 나머지 이산화탄소는 배출되거나 연료전환부(100)에 필요한 이산화탄소로 이용된다. 제2 압축기(701)에서 가압된 이산화탄소는 터빈유닛(900)에서 배출된 이산화탄소로부터 열을 회수하기 위해서 재생 열교환부(800)로 공급될 수 있다.
터빈유닛(900)을 거쳐 재생 열교환부(800)를 통과한 이산화탄소는 상대적으로 저압/저온 상태로 연소처리부(300)나 메탄화부(400)로 공급될 수 있다.
도 10에 도시된 바와 같이, 메탄화부(400)는 수소분리부(200)에서 배출되는 수소가 이산화탄소와 반응하여 메탄으로 전환되는 장치로서, 수소분리부(200)에서 배출되는 수소와 재생 열교환부(800)에서 배출되는 이산화탄소가 반응하여 메탄과 물을 생성하는 메탄화 반응기(403)를 포함하며, 메탄화 반응기(403)에서 배출되는 메탄과 수증기는 연료전환부(100)로 공급될 수 있다.
추가로, 메탄화부(400)는 수소분리부(200)로부터 배출되는 수소가 메탄화 반응기(403)에 공급되기 전에 예열되는 수소 예열기(401), 메탄화 반응기(403)에서 배출되는 메탄와 수증기가 혼합된 유체가, 수소 예열기(401)에서 배출되는 수소와 열교환되는 수소 열교환기(402) 및 메탄화 반응기(403)에서 배출되는 메탄과 수증기를 분리하는 제1 녹-아웃 드럼(404)을 포함할 수 있다.
즉, 수소분리부(200)로부터 분리된 수소는 메탄화부(400)로 공급되며, 수소는 메탄화 반응기(403)에서 배출되는 메탄으로부터 열을 회수하여 메탄화 반응기(403)로 공급된다. 메탄화 반응기(403)로 공급되는 수소의 온도에 따라 수소 예열기(401)를 구비할 수 있으며, 메탄화 반응기(403)로 공급된 수소와 이산화탄소는 메탄화 반응기(403)에서 아래의 반응식에 따라 메탄과 물로 전환된다.
CO2(g) + 4H2(g) ↔ CH4 + 2H20(1)
메탄화 반응기(403)에서 배출되는 메탄과 물은 메탄의 사용 용도에 따라 수분 분리 여부가 판단된다. 연료전환부(100)에 메탄이 재순환되는 경우에는 연료전환부(100)에서 수분이 산화제로 이용되기 때문에 제1 녹-아웃 드럼(404)을 거치지 않고 메탄과 수분이 함께 연료전환부(100)로 공급될 수 있다. 반면, 메탄을 별도로 저장하거나 메탄을 다른 공정에 이용할 경우에는 제1 녹-아웃 드럼(404)을 통해 수분을 제거하고 순도 높은 메탄을 생산하게 된다.
계속해서, 본 발명에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 방법은 가스 연료를 일산화탄소와 수소로 분리하는 수소분리 단계, 수소분리 단계에서 분리된 일산화탄소를 공급받아 산소와 반응하여 연소가스를 생성하는 연소가스 생성 단계, 연소가스 생성 단계를 거친 연소가스가 고순도 이산화탄소로 분리되는 이산화탄소 분리 단계, 이산화탄소 분리 단계에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 압축 단계, 및 압축 단계에서 배출되는 이산화탄소를 공급받아 전기를 생산하는 단계를 포함할 수 있다.
추가로, 수소분리 단계 이전에, 탄화수소계 원료를 가스 연료로 전환하는 연료전환 단계를 포함하며, 연료전환 단계로 생성된 가스 연료는 상기 수소분리 단계에 공급될 수 있다.
또한, 수소분리 단계에서 배출되는 수소는 전기를 생산하는 단계에서 배출되는 이산화탄소 일부와 반응하여 메탄으로 전환되며, 전환된 메탄은 상기 연료전환 단계에 공급될 수 있다.
또한, 압축 단계에서 가압된 이산화탄소는 전기를 생산하는 단계를 거쳐 배출되는 이산화탄소와 열교환되고, 연소가스 생성 단계에서 생성된 연소가스와 열교환된 후, 전기를 생산하는 단계에 공급될 수 있다.
이상과 같이 본 발명에 따른 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템 및 방법은, 일산화탄소가 대부분인 연료를 산소와 함께 연소기에서 연소하고 배출된 연소가스를 직접 터빈에 공급하지 않고 터빈유닛에 공급되는 이산화탄소에 간접적으로 열을 공급함에 따라 고온 소재 사용 문제가 없으며, 순산소 연소기가 상대적으로 저압인 40 bar ~ 80 bar에서 운전되고 연소가스 배출 온도가 800℃ 이하이므로 시스템의 신뢰성이 향상되며, 이로 인해 설비비용 및 운영비용을 절감할 수 있다.
또한, 탄화수소계 원료를 일산화탄소와 수소가 포함된 가스 연료로 전환하거나, 일산화탄소와 수소가 포함된 가스 연료를 별도로 공급받아 수소 분리 공정을 통해 일산화탄소와 수소로 분리한 후에 일산화탄소가 포함되어 있는 연료를 산소와 함께 연소하기 때문에 연소가스에 포함되어 있는 수분 및 비응축 가스의 분율이 매우 적기 때문에 수분 및 비응축 가스 제거에 필요한 동력 소모가 적으면서 상대적으로 고순도 이산화탄소를 회수할 수 있는 이점이 있다.
또한, 고순도 이산화탄소의 일부는 이산화탄소 발전을 통해 전기를 생산한 후 수소 분리 공정을 통해 분리된 수소와 반응하여 메탄으로 전환되기 때문에 석탄과 같은 저등급 탄화수소계 원료를 이용할 경우에는 전기생산과 고품질 메탄을 함께 얻을 수 있으므로 시스템 효율을 향상시킬 수 있다.
이상의 설명은 본 발명의 기술 사상을 예시적으로 설명한 것에 불과한 것으로서, 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 본 발명의 본질적인 특성에서 벗어나지 않는 범위에서 다양한 수정 및 변형이 가능할 것이다. 따라서, 본 발명에 개시된 실시례들은 본 발명의 기술 사상을 한정하기 위한 것이 아니라 설명하기 위한 것이고, 이러한 실시례에 의하여 본 발명의 기술 사상의 범위가 한정되는 것은 아니다. 본 발명의 보호 범위는 아래의 청구범위에 의하여 해석되어야 하며, 그와 동등한 범위 내에 있는 모든 기술 사상은 본 발명의 권리범위에 포함되는 것으로 해석되어야 할 것이다.
본 발명은 상기 실시례에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.

Claims (16)

  1. 가스 연료를 공급받아 일산화탄소와 수소로 분리하는 수소분리부;
    상기 수소분리부에서 배출되는 일산화탄소와 비응축 가스가 공급되어 연소가스를 생성하는 연소처리부;
    상기 연소처리부에서 배출되는 연소가스에서 이산화탄소를 분리하는 이산화탄소 고순도부;
    상기 이산화탄소 고순도부에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 압축부; 및
    상기 압축부에서 가압된 이산화탄소를 공급받아 전기를 생산하는 터빈유닛;을 포함하며,
    상기 터빈유닛에서 배출되는 이산화탄소는 다시 상기 연소처리부로 공급되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 연소처리부에서 배출되어 상기 이산화탄소 고순도부로 공급되는 연소가스가 상기 압축부에서 배출되어 상기 터빈유닛으로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 열교환부; 및
    상기 터빈유닛에서 배출되어 상기 연소처리부로 공급되는 이산화탄소가 상기 압축부에서 배출되어 상기 터빈유닛으로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 재생 열교환부;를 포함하며,
    상기 압축부에서 가압되어 배출되는 이산화탄소는 상기 재생 열교환부와 열교환부를 차례로 통과하여 상기 터빈유닛으로 공급되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  3. 청구항 2에 있어서,
    탄화수소계 원료를 가스 연료로 전환하여 상기 수소분리부로 공급하는 연료전환부를 포함하며,
    상기 연료전환부에서 전환된 가스 연료는 일산화탄소와 수소를 포함하는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  4. 청구항 3에 있어서,
    상기 연료전환부는,
    탄화수소계 원료를 개질하기 위해 산화제를 공급받아 혼합하는 혼합기;
    상기 혼합기에서 혼합된 탄화수소계 원료와 산화제를 예열하는 예열기; 및
    상기 예열기에서 예열된 탄화수소계 원료와 산화제를 공급받아 탄화수소계 개질 반응을 하는 개질 반응기;를 포함하며,
    상기 산화제는 수증기, 산소, 이산화탄소 및 그들의 혼합물 중 어느 하나를 이용하는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  5. 청구항 2에 있어서,
    상기 연소처리부는,
    상기 수소분리부에서 배출되는 일산화탄소 및 비응축 가스를 공급받아 연소가스를 생성하는 연소기를 포함하며,
    상기 연소기로 공급되는 산소는 상기 연소기 후단 벽면에 설치된 노즐로 공급되어 상기 연소기 벽면에서 발생하는 복사열을 통해 예열되며,
    상기 재생 열교환부로부터 공급되는 이산화탄소는 상기 연소기에 분산되도록 공급되어 상기 연소기 내부의 온도를 감소시키는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  6. 청구항 5에 있어서,
    상기 연소기는 40 bar ~ 80 bar의 압력으로 운전되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  7. 청구항 3에 있어서,
    상기 수소분리부에서 배출되는 수소가 이산화탄소와 반응하여 메탄으로 전환되는 메탄화부;를 포함하며,
    상기 메탄화부는,
    상기 수소분리부에서 배출되는 수소와 상기 재생 열교환부에서 배출되는 이산화탄소가 반응하여 메탄과 물을 생성하는 메탄화 반응기;를 포함하며,
    상기 메탄화 반응기에서 배출되는 메탄과 수증기는 상기 연료전환부로 공급되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  8. 청구항 7에 있어서,
    상기 메탄화부는,
    상기 수소분리부로부터 배출되는 수소가 상기 메탄화 반응기에 공급되기 전에 예열되는 수소 예열기;
    상기 메탄화 반응기에서 배출되는 메탄와 수증기가 혼합된 유체가, 상기 수소 예열기에서 배출되는 수소와 열교환되는 수소 열교환기; 및
    상기 메탄화 반응기에서 배출되는 메탄과 수증기를 분리하는 제1 녹-아웃 드럼;을 포함하는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  9. 청구항 2에 있어서,
    상기 열교환부는 복수 개의 열교환기를 포함하고, 상기 터빈유닛은 복수 개의 터빈을 포함하며,
    상기 연소처리부에서 배출되는 연소가스는 상기 복수 개의 열교환기를 거쳐 상기 이산화탄소 고순도부로 공급되며,
    상기 재생 열교환부에서 배출되는 이산화탄소는 복수 개의 상기 열교환기와 복수 개의 상기 터빈을 교대로 통과한 후 다시 상기 재생 열교환부로 공급되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  10. 청구항 2에 있어서,
    상기 이산화탄소 고순도부는,
    상기 열교환부에서 배출되는 연소가스를 냉각하는 냉각기;
    상기 냉각기에서 냉각된 연소가스에서 응축된 수분을 제거하는 제2 녹-아웃 드럼; 및
    상기 제2 녹-아웃 드럼에서 배출되는 이산화탄소와 비응축 가스에서 이산화탄소를 액화하여 분리하는 이산화탄소 액화 드럼;을 포함하며,
    상기 이산화탄소 액화 드럼에서 분리된 이산화탄소는 상기 압축부에 공급되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  11. 청구항 3에 있어서,
    상기 압축부는,
    상기 이산화탄소 고순도부에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 제1 압축기;
    상기 제1 압축기에서 압축된 이산화탄소를 상기 연료전환부 또는 상기 재생 열교환부로 분배하는 분배기; 및
    상기 분배기에서 분배되어 상기 재생 열교환부로 공급될 이산화탄소를 다시 압축하는 제2 압축기;를 포함하는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  12. 청구항 2에 있어서,
    상기 재생 열교환부는,
    상기 터빈유닛에서 배출되어 상기 연소처리부로 공급되는 이산화탄소가 상기 압축부에서 배출되어 상기 열교환부로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 제1 재생 열교환기;
    상기 제1 재생 열교환기에서 배출되어 상기 연소처리부로 공급되는 이산화탄소가 상기 압축부에서 배출되어 상기 제1 재생 열교환기로 공급되는 이산화탄소와 열교환되는 제2 재생 열교환기; 및
    상기 제1 재생 열교환기에서 배출되어 상기 제2 재생 열교환기로 공급되는 이산화탄소 일부를 공급받아 압축하는 재순환 압축기;를 포함하며,
    상기 재순환 압축기에서 압축된 이산화탄소는 상기 제1 재생 열교환기에서 배출되어 상기 열교환부로 공급되는 이산화탄소와 합류되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 시스템.
  13. 가스 연료를 일산화탄소와 수소로 분리하는 수소분리 단계;
    상기 수소분리 단계에서 분리된 일산화탄소와 비응축 가스를 공급받아 산소와 반응하여 연소가스를 생성하는 연소가스 생성 단계;
    상기 연소가스 생성 단계를 거친 연소가스가 이산화탄소로 분리되는 이산화탄소 분리 단계;
    상기 이산화탄소 분리 단계에서 배출되는 이산화탄소를 가압하는 압축 단계; 및
    상기 압축 단계에서 배출되는 이산화탄소를 공급받아 전기를 생산하는 단계;를 포함하는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 방법.
  14. 청구항 13에 있어서,
    상기 압축 단계에서 가압된 이산화탄소는 상기 전기를 생산하는 단계를 거쳐 배출되는 이산화탄소와 열교환되고, 상기 연소가스 생성 단계에서 생성된 연소가스와 열교환된 후, 상기 전기를 생산하는 단계에 공급되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 방법.
  15. 청구항 13에 있어서,
    상기 수소분리 단계 이전에,
    탄화수소계 원료를 가스 연료로 전환하는 연료전환 단계를 포함하며,
    상기 연료전환 단계로 생성된 가스 연료는 상기 수소분리 단계에 공급되는, 고효율 이산화탄소 발전 방법.
  16. 청구항 15에 있어서,
    상기 수소분리 단계에서 배출되는 수소는 상기 전기를 생산하는 단계에서 배출되는 이산화탄소 일부와 반응하여 메탄으로 전환되며,
    상기 전환된 메탄은 상기 연료전환 단계에 공급되는, 고효율 초임계 이산화탄소 발전 방법.
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