KR102698207B1 - System for liquefaction of CO2 in NG facility using LNG cold heat - Google Patents
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Abstract
본 발명은 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템에 관한 것으로서, 천연가스 발전 설비로 공급되는 액화천연가스를 열 교환에 의해 기화시켜서 천연가스로 공급하기 위한 제1 열교환기; 상기 천연가스 발전 설비에서 발생되는 배가스와 상기 제1 열교환기를 통과한 저온의 천연가스의 열 교환에 의해 상기 배가스에 포함된 물을 응축시켜서 분리하는 제2 열교환기; 및 상기 제2 열교환기를 통과한 배가스 중, 이산화탄소를 공정수에 의해 용해시킴에 따라 흡수시키고, 질소와 산소는 대기로 배출시키도록 하는 분리막 접촉기를 포함하는 구성으로 이루어질 수 있다.The present invention relates to a carbon dioxide liquefaction system for a natural gas power generation facility using the cold heat of liquefied natural gas, and can be configured to include a first heat exchanger for vaporizing liquefied natural gas supplied to a natural gas power generation facility through heat exchange and supplying it as natural gas; a second heat exchanger for condensing and separating water contained in the flue gas generated in the natural gas power generation facility through heat exchange between the flue gas and low-temperature natural gas that has passed through the first heat exchanger; and a separation membrane contactor for absorbing carbon dioxide among the flue gas that has passed through the second heat exchanger by dissolving it in process water, and discharging nitrogen and oxygen into the atmosphere.
Description
본 발명은 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템에 관한 것으로서, 보다 상세하게는 액화천연가스의 냉열을 이용하여 천연가스 발전 설비에서 발생하는 이산화탄소를 액화시킨 후, 분리하도록 하는 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a carbon dioxide liquefaction system for a natural gas power generation facility, and more specifically, to a carbon dioxide liquefaction system for a natural gas power generation facility which liquefies and then separates carbon dioxide generated in a natural gas power generation facility using the cold heat of liquefied natural gas.
근래 들어 화석 연료의 사용이 증가됨에 따라 대량으로 배출되는 이산화탄소는 지구 온난화 현상을 야기하는 온실가스(Greenhouse Cas, GHG) 중 하나로 지정되어 있다.In recent years, as the use of fossil fuels has increased, carbon dioxide, which is emitted in large quantities, has been designated as one of the greenhouse gases (GHG) that causes global warming.
이산화탄소의 지구온난화지수는 다른 온실가스에 비하여 낮지만, 전체 온실가스 배출의 대략 80%를 차지하므로 매우 중요한 온실가스로 분류되고 있다.Although the global warming potential of carbon dioxide is low compared to other greenhouse gases, it accounts for approximately 80% of total greenhouse gas emissions, so it is classified as a very important greenhouse gas.
따라서 다양한 국제 협약을 통하여 각국에서 온실가스의 배출을 저감하도록 규제하고 있으며, 이로부터 파생되는 기술 중 하나로 각종 산업현장에서 발생되는 이산화탄소를 회수하여 별도의 장소에 격리,저장함으로써, 대기 중에 방출되는 이산화탄소의 양을 저감시키는 이산화탄소 처리 기술이 등장하게 되었다.Accordingly, various international agreements have been enacted to regulate the reduction of greenhouse gas emissions in each country, and one of the technologies derived from this is carbon dioxide treatment technology, which reduces the amount of carbon dioxide emitted into the atmosphere by recovering carbon dioxide generated at various industrial sites and isolating and storing it in a separate location.
이산화탄소의 배출을 저감하기 위한 처리 단계는 크게 이산화탄소의 회수, 분리 농축, 수송, 저장의 네 단계를 거쳐 이루어진다.The treatment steps to reduce carbon dioxide emissions are largely divided into four stages: carbon dioxide recovery, separation and concentration, transportation, and storage.
산업현장에서 발생된 이산화탄소를 포함하는 배출가스는 회수되어, 이산화탄소만을 고동도로 분리 농축하고 수송하여 저장되는데, 이산화탄소의 분리 농축 기술은 흡수공정, 흡착공정 또는 막분리 공정을 통해 이루어지게 된다.Exhaust gases containing carbon dioxide generated at industrial sites are recovered, and only carbon dioxide is separated and concentrated at a high density, transported, and stored. Carbon dioxide separation and concentration technology is achieved through an absorption process, an adsorption process, or a membrane separation process.
한편, 최근에는 각종 유해물질을 많이 배출시키는 석탄화력발전 대신 천연가스(NG)를 이용한 발전설비가 증가하고 있는 추세에 있다.Meanwhile, recently, power generation facilities using natural gas (NG) are increasing instead of coal-fired power generation, which emits a lot of various harmful substances.
천연가스 발전 설비는 친환경 발전으로 석탄화력발전에 비하여 이산화탄소 발생 농도가 낮은 수준이지만, 천연가스 발전 설비의 신규 건설 증가로 인해 총량은 증가하고 있는 실정이다.Natural gas power generation facilities are environmentally friendly and emit lower levels of carbon dioxide than coal-fired power generation, but the total amount is increasing due to the increase in new construction of natural gas power generation facilities.
천연가스(NG)는 액체상태의 액화천연가스(LNG)로 수입되어, LNG 인수기지의 하역설비, 저장탱크, 압축기, 기화기 등의 설비를 거친 후, 고압 기체상태인 천연가스가 주배관망을 통하여 전국의 감압설비로 배관 수송되고, 각 수요처에 저감한 압력으로 1차 감압되어 공급이 이루어지게 된다.Natural gas (NG) is imported as liquefied natural gas (LNG) in a liquid state, and after passing through the LNG receiving terminal's unloading facilities, storage tanks, compressors, vaporizers, etc., the high-pressure gaseous natural gas is piped through the main pipeline network to pressure reducing facilities across the country, and is supplied to each demand site after being first reduced in pressure.
따라서, 천연가스 발전 설비 주변에는 액화천연가스의 저장 설비가 인근에 위치하게 되며, 액화천연가스 저장 설비에서 천연가스 발전 설비로 액화천연가스가 공급되는 과정에서 기화된 후 공급이 이루어지게 된다.Accordingly, liquefied natural gas storage facilities are located nearby natural gas power generation facilities, and the liquefied natural gas is supplied from the liquefied natural gas storage facilities to the natural gas power generation facilities after being vaporized.
이와 같이 액화천연가스가 기화되면서 공급되는 천연가스를 연료로 하여 발전을 수행할 때, 온실가스 중 하나인 이산화탄소가 불가피하게 발생하게 된다.When power generation is performed using natural gas supplied as fuel by vaporizing liquefied natural gas in this way, carbon dioxide, a greenhouse gas, is inevitably generated.
천연가스의 주성분은 메탄으로서 공기의 산소와 연소반응을 하면 CH4 + O2→CO2 +H2O 반응식에 의해 이산화탄소가 발생하게 된다.The main component of natural gas is methane, which reacts with oxygen in the air to produce carbon dioxide via the reaction CH4 + O 2 → CO 2 + H 2 O.
그런데, 최근 온실가스 규제가 강화됨에 따라 앞서 설명한 바와 같이, 이산화탄소를 포집하여 유출을 억제하는 기술 개발이 이루어지고 있는 추세에 있다.However, as greenhouse gas regulations have been strengthened recently, there is a trend toward developing technologies to capture carbon dioxide and prevent its leakage, as explained above.
이산화탄소를 포집하여 억제하는 기술에는 용매를 이용하여 스크러버 방식을 통한 이산화탄소 제거 방법과, 건식으로 CaO와 같은 제거제 투입을 통한 이산화탄소 제거 방법과, 흡착제가 포함된 흡착탑 운전을 통해 PSA 공겅 기법과, 이산화탄소를 하이드레이트 형태로 전환시켜서 지하에 저장하는 방법 등 다양하게 존재하고 있다.There are various technologies for capturing and suppressing carbon dioxide, including a method for removing carbon dioxide through a scrubber using a solvent, a method for removing carbon dioxide through the dry process of adding a remover such as CaO, a PSA process using an adsorption tower containing an adsorbent, and a method for converting carbon dioxide into a hydrate form and storing it underground.
그러나, 스크러버 방식은 이산화탄소 흡수 증대를 위해 화학약품을 사용해야 하고, 이를 다시 회수할 때 많은 에너지를 필요로 하는 단점이 있으며, CaO와 같은 제거제 투입 방식은 끊임없이 약품 공급을 해야 하고 이를 걸르기 위한 백필터 장치 및 발생한 약품에 대한 처리 비용이 발생하는 단점이 있었다.However, the scrubber method has the disadvantage of requiring the use of chemicals to increase carbon dioxide absorption and a lot of energy to recover them, and the method of adding a remover such as CaO requires a continuous supply of chemicals and incurs costs for a bag filter device to filter them and for processing the generated chemicals.
또한, PSA 공정의 경우 압력 변동에 따른 흡착량 차이를 통해 이산화탄소를 제거하지만 컴프레셔 설치 및 운용비용이 크다는 단점이 있고, 이산화탄소 하이드레이트 방식은 고압 조건을 만들어줘야 하며 이를 주입할 수 있는 지하 매장 시설이 있어야 하는데, 가능한 후보 군이 많지 않다는 단점이 있었다.In addition, the PSA process removes carbon dioxide through differences in adsorption amount due to pressure fluctuations, but has the disadvantage of high compressor installation and operating costs, and the carbon dioxide hydrate method requires high-pressure conditions and underground storage facilities to inject them, but there are not many possible candidates.
즉, 천연가스 발전 설비에서 발생되는 배가스에서 분리된 이산화탄소를 해양, 지중, 지표 등의 지하 매장시설에 저장하고 운송하는데 있어서 이산화탄소를 액화하는 것이 필수적인데, 통상 압력은 21kg/cm2 내외에서 온도는 -18도씨 내외에서 저장,운송된다.In other words, liquefying carbon dioxide is essential for storing and transporting carbon dioxide separated from exhaust gas generated from natural gas power plants in underground storage facilities such as ocean, underground, and surface. Normally, it is stored and transported at a pressure of around 21 kg/ cm2 and a temperature of around -18 degrees Celsius.
그런데, 기존의 방법은 20kg/cm2 내외의 이산화탄소가 응축기를 통한 냉각공정을 거쳐 액화시키는 방법으로, 냉각공정에는 냉동기를 가동하기 위하여 전기가 수요되며, 이에 따라 냉각비용이 수요된다는 단점이 있었다.However, the existing method liquefies carbon dioxide of about 20 kg/ cm2 through a cooling process using a condenser. However, the cooling process requires electricity to operate a refrigerator, which has the disadvantage of requiring cooling costs.
본 발명은 상기와 같은 제반 문제점들에 착안하여 안출된 것으로서, 본 발명이 해결하고자 하는 기술적 과제는, 천연가스 발전 설비에서 발생되는 배가스를 분리막 접촉기를 통과시킴에 따라 1차적으로 이산화탄소를 분리하고, 이와 같이 1차적으로 분리된 고농도의 이산화탄소를 액화천연가스의 기화를 위한 열교환기에 통과시킴에 따라 액화시켜서 분리,회수하도록 하는 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템을 제공하는 것이다.The present invention has been made in consideration of the above-described various problems, and the technical problem that the present invention seeks to solve is to provide a carbon dioxide liquefaction system for a natural gas power generation facility using the cold heat of liquefied natural gas, which primarily separates carbon dioxide by passing exhaust gas generated from a natural gas power generation facility through a membrane contactor, and then liquefies and recovers the high-concentration carbon dioxide thus primarily separated by passing it through a heat exchanger for vaporizing liquefied natural gas.
본 발명의 과제들은 이상에서 언급한 과제로 제한되지 않으며, 언급되지 않은 또 다른 과제들은 아래의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.The tasks of the present invention are not limited to the tasks mentioned above, and other tasks not mentioned will be clearly understood by those skilled in the art from the description below.
상기 과제를 해결하기 위한 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템은, 천연가스 발전 설비로 공급되는 액화천연가스를 열 교환에 의해 기화시켜서 천연가스로 공급하기 위한 제1 열교환기; 상기 천연가스 발전 설비에서 발생되는 배가스와 상기 제1 열교환기를 통과한 저온의 천연가스의 열 교환에 의해 상기 배가스에 포함된 물을 응축시켜서 분리하는 제2 열교환기; 및 상기 제2 열교환기를 통과한 배가스 중, 이산화탄소를 공정수에 의해 용해시킴에 따라 흡수시키고, 질소와 산소는 대기로 배출시키도록 하는 분리막 접촉기를 포함하는 구성으로 이루어질 수 있다.According to an embodiment of the present invention for solving the above-mentioned problem, a carbon dioxide liquefaction system for a natural gas power generation facility using the cold heat of liquefied natural gas may be configured to include a first heat exchanger for vaporizing liquefied natural gas supplied to a natural gas power generation facility through heat exchange and supplying it as natural gas; a second heat exchanger for condensing and separating water contained in the flue gas generated in the natural gas power generation facility through heat exchange between the flue gas and the low-temperature natural gas that has passed through the first heat exchanger; and a separation membrane contactor for absorbing carbon dioxide among the flue gas that has passed through the second heat exchanger by dissolving it in process water, and discharging nitrogen and oxygen into the atmosphere.
이 때 상기 분리막 접촉기는, 상기 제2 열교환기를 통과하면서 열교환된 배가스 중, 용해도가 높은 이산화탄소를 공정수와의 막 접촉에 의해 용해되도록 하여 흡수시키고, 질소와 산소는 대기로 배출시키는 흡기 막 접촉기와, 상기 흡기 막 접촉기에 의해 이산화탄소가 용해된 처리수를 공급받아 처리수에서 고순도의 이산화탄소를 탈기시키는 탈기 막 접촉기로 구성될 수 있다.At this time, the membrane contactor may be configured with an intake membrane contactor that absorbs carbon dioxide having a high solubility among the flue gas that has been heat-exchanged while passing through the second heat exchanger by dissolving it through membrane contact with process water and discharges nitrogen and oxygen to the atmosphere, and a degassing membrane contactor that receives treated water in which carbon dioxide has been dissolved by the intake membrane contactor and degasses high-purity carbon dioxide from the treated water.
한편, 상기 제1 열교환기에는, 초저온의 액화천연가스와, 상기 분리막 접촉기에 의해 분리된 고순도의 이산화탄소가 교차되게 통과하면서 열교환됨에 따라 상기 초저온의 액화천연가스는 기화가 이루어지고, 상기 고순도의 이산화탄소는 액화가 이루어질 수 있다.Meanwhile, as ultra-low temperature liquefied natural gas and high purity carbon dioxide separated by the membrane contactor pass through the first heat exchanger in an alternating manner and exchange heat, the ultra-low temperature liquefied natural gas can be vaporized and the high purity carbon dioxide can be liquefied.
또한, 상기 제2 열교환기에는, 상기 천연가스 발전 설비에서 발생한 배가스와, 상기 제1 열교환기를 통과한 저온의 천연가스가 교차되게 통과하면서 열교환됨에 따라 상기 저온의 천연가스는 다시 한 번 기화가 이루어지고, 상기 배가스에 함유된 물은 응축되어 분리될 수 있다.In addition, as the flue gas generated from the natural gas power plant and the low-temperature natural gas that passed through the first heat exchanger pass crosswise through the second heat exchanger, the low-temperature natural gas is vaporized once again, and the water contained in the flue gas can be condensed and separated.
또 한편, 상기 탈기 막 접촉기에 의해 고순도의 이산화탄소를 탈기시킨 물은 상기 흡기 막 접촉기로 회수되어 공정수로 활용될 수 있다.Meanwhile, water from which high-purity carbon dioxide has been removed by the degassing membrane contactor can be recovered by the intake membrane contactor and utilized as process water.
본 발명의 기타 구체적인 사항들은 상세한 설명 및 도면들에 포함되어 있다.Other specific details of the present invention are included in the detailed description and drawings.
본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템에 의하면, 부피가 큰 천연가스 발전 설비의 배가스가 분리막 접촉기를 통과하면서 고농도의 이산화탄소가 1차적으로 분리되고, 이와 같이 분리된 고농도의 이산화탄소는 액화천연가스의 기화를 위한 열교환기를 통과하면서 액화되어 분리,회수됨으로써, 작은 설비로 천연가스 발전 설비에서 발생되는 배가스 중 이산화탄소를 분리하여 액화시킬 수 있게 되는바, 온실가스를 줄임은 물론 이로 인한 비용이 크게 절감되는 효과가 제공될 수 있다.According to a carbon dioxide liquefaction system for a natural gas power generation facility using the cold heat of liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention, when the flue gas of a large natural gas power generation facility passes through a membrane contactor, high-concentration carbon dioxide is primarily separated, and the high-concentration carbon dioxide thus separated is liquefied and separated and recovered while passing through a heat exchanger for vaporizing liquefied natural gas, thereby enabling carbon dioxide to be separated and liquefied from the flue gas generated from a natural gas power generation facility using a small facility, which can provide the effect of reducing greenhouse gases as well as greatly reducing costs.
본 발명에 따른 효과는 이상에서 예시된 내용에 의해 제한되지 않으며, 더욱 다양한 효과들이 본 명세서 내에 포함되어 있다.The effects according to the present invention are not limited to those exemplified above, and more diverse effects are included in this specification.
도 1은 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템의 구성도.
도 2는 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템의 공정 순서를 나타낸 순서도.Figure 1 is a configuration diagram of a carbon dioxide liquefaction system of a natural gas power generation facility using the cold heat of liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a flowchart showing the process sequence of a carbon dioxide liquefaction system of a natural gas power generation facility using the cold heat of liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention.
본 발명의 이점 및 특징, 그리고 그것들을 달성하는 방법은 첨부되는 도면과 함께 상세하게 후술되어 있는 실시 예들을 참조하면 명확해질 것이다. 그러나 본 발명은 이하에서 개시되는 실시 예들에 한정되는 것이 아니라 서로 다른 다양한 형태로 구현될 수 있으며, 단지 본 실시 예들은 본 발명의 개시가 완전하도록 하고, 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 발명의 범주를 완전하게 알려주기 위해 제공되는 것이며, 본 발명은 청구항의 범주에 의해 정의될 뿐이다. 명세서 전체에 걸쳐 동일 참조 부호는 동일 구성 요소를 지칭한다.The advantages and features of the present invention, and the methods for achieving them, will become clearer with reference to the embodiments described in detail below together with the accompanying drawings. However, the present invention is not limited to the embodiments disclosed below, but may be implemented in various different forms, and the present embodiments are provided only to make the disclosure of the present invention complete and to fully inform those skilled in the art of the scope of the invention, and the present invention is defined only by the scope of the claims. Like reference numerals refer to like elements throughout the specification.
따라서, 몇몇 실시 예에서, 잘 알려진 공정 단계들, 잘 알려진 구조 및 잘 알려진 기술들은 본 발명이 모호하게 해석되는 것을 피하기 위하여 구체적으로 설명되지 않는다.Accordingly, in some embodiments, well-known process steps, well-known structures, and well-known techniques are not specifically described to avoid obscuring the present invention.
본 명세서에서 사용된 용어는 실시 예들을 설명하기 위한 것이며 본 발명을 제한하고자 하는 것은 아니다. 본 명세서에서, 단수형은 문구에서 특별히 언급하지 않는 한 복수형도 포함한다. 명세서에서 사용되는 포함한다(comprises) 및/또는 포함하는(comprising)은 언급된 구성요소, 단계 및/또는 동작 이외의 하나 이상의 다른 구성요소, 단계 및/또는 동작의 존재 또는 추가를 배제하지 않는 의미로 사용한다. 그리고, "및/또는"은 언급된 아이템들의 각각 및 하나 이상의 모든 조합을 포함한다.The terminology used herein is for the purpose of describing embodiments only and is not intended to be limiting of the invention. In this specification, the singular also includes the plural unless the context clearly dictates otherwise. The terms “comprises” and/or “comprising,” as used herein, are used to mean that they do not exclude the presence or addition of one or more other components, steps, and/or operations other than the mentioned components, steps, and/or operations. In addition, “and/or” includes each and every combination of one or more of the mentioned items.
또한, 본 명세서에서 기술하는 실시 예들은 본 발명의 이상적인 예시도인 사시도, 단면도, 측면도 및/또는 개략도들을 참고하여 설명될 것이다. 따라서, 제조 기술 및/또는 허용 오차 등에 의해 예시도의 형태가 변형될 수 있다. 따라서, 본 발명의 실시 예들은 도시된 특정 형태로 제한되는 것이 아니라 제조 공정에 따라 생성되는 형태의 변화도 포함되는 것이다. 또한, 본 발명의 실시 예에 도시된 각 도면에 있어서 각 구성 요소들은 설명의 편의를 고려하여 다소 확대 또는 축소되어 도시된 것일 수 있다.In addition, the embodiments described in this specification will be explained with reference to perspective views, cross-sectional views, side views, and/or schematic drawings, which are ideal examples of the present invention. Accordingly, the form of the examples may be modified due to manufacturing techniques and/or tolerances. Accordingly, the embodiments of the present invention are not limited to the specific forms illustrated, but also include changes in form created according to the manufacturing process. In addition, in each drawing illustrated in the embodiments of the present invention, each component may be illustrated to some extent enlarged or reduced for convenience of explanation.
이하, 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템을 첨부된 예시도면에 의거하여 상세히 설명한다.Hereinafter, a carbon dioxide liquefaction system of a natural gas power generation facility using the cold energy of liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention will be described in detail based on the attached exemplary drawings.
도 1은 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템의 구성도이다.FIG. 1 is a configuration diagram of a carbon dioxide liquefaction system of a natural gas power generation facility using the cold heat of liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention.
도 1을 참조하면, 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비(10)의 이산화탄소 액화시스템은, 천연가스 발전 설비(10)와, 이 천연가스 발전 설비(10)에 액화천연가스를 열교환시켜서 기화된 상태의 천연가스를 공급하도록 하는 적어도 하나의 열교환기를 포함하는 구성으로 이루어질 수 있다.Referring to FIG. 1, a carbon dioxide liquefaction system of a natural gas power generation facility (10) using the cold heat of liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention may be configured to include a natural gas power generation facility (10) and at least one heat exchanger that supplies natural gas in a vaporized state by exchanging heat with liquefied natural gas to the natural gas power generation facility (10).
여기서, 열교환기는 액화천연가스가 통과하면서 기화되어 기체상태의 천연가스를 발전 설비로 공급시키도록 하는 제1 열교환기(20)와, 이 제1 열교환기(20)를 통과한 천연가스와 천연가스 발전 설비(10)에서 발생되는 배가스가 교차되게 통과됨에 따라 배가스 중 물을 응축시켜 분리하도록 하는 제2 열교환기(30)를 포함하는 구성으로 이루어질 수 있다.Here, the heat exchanger may be configured to include a first heat exchanger (20) that vaporizes liquefied natural gas as it passes through and supplies natural gas in a gaseous state to a power generation facility, and a second heat exchanger (30) that condenses and separates water in the exhaust gas as the natural gas passing through the first heat exchanger (20) and the exhaust gas generated in the natural gas power generation facility (10) pass through each other.
천연가스 발전 설비(10)는 발전에 따른 연소에 의해 배가스를 발생시키게 되는데, 이 배가스에는 이산화탄소(CO2), 산소(O2), 질소(N2), 물(H2O)을 포함하고 있는데, 이들을 포함하는 배가스는 제2 열교환기(30)를 통과하는 저온인 기체상태의 천연가스와 열교환을 이루면서 응축됨에 따라 물이 분리될 수 있다.A natural gas power generation facility (10) generates exhaust gas through combustion resulting from power generation, and this exhaust gas contains carbon dioxide (CO 2 ), oxygen (O 2 ), nitrogen (N 2 ), and water (H 2 O). The exhaust gas containing these substances undergoes heat exchange with low-temperature gaseous natural gas passing through a second heat exchanger (30), and as it is condensed, water can be separated.
또한, 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비(10)의 이산화탄소 액화시스템은, 제2 열교환기(30)에 의해 물이 분리되고 남은 N2와 O2 및 CO2 가스를 공정수와의 막접촉에 의해 이산화탄소는 공정수에 의해 용해시킴에 따라 흡수시키고, N2와 O2 만 대기로 배출시키도록 하는 분리막 접촉기(40)를 더 포함하는 구성으로 이루어질 수 있다.In addition, the carbon dioxide liquefaction system of the natural gas power generation facility (10) using the cold heat of liquefied natural gas according to the embodiment of the present invention separates water by the second heat exchanger (30) and the remaining N 2 and O2 and CO2 gases are absorbed by the membrane contact with the process water, and carbon dioxide is dissolved by the process water, and N2 and It can be configured to further include a membrane contactor (40) that allows only O2 to be discharged into the atmosphere.
이 때, 분리막 접촉기(40)는, 이산화탄소가 N2와 O2 가스와 함께 유입되면, 공정수와의 막 접촉에 의해 공정수에 용해도가 높은 이산화탄소가 용해되도록 하여 흡수시키고, N2와 O2 가스는 대기로 배출시키는 흡기 막 접촉기(40a)와, 상기 흡기 막 접촉기(40a)에 의해 이산화탄소가 용해된 처리수를 공급받아 처리수에서 이산화탄소를 탈기시키는 탈기 막 접촉기(40b)로 구성될 수 있다.At this time, the membrane contactor (40) is used to separate carbon dioxide and N 2 . When introduced with O2 gas, carbon dioxide, which has high solubility in process water, is dissolved and absorbed by the membrane contact with process water, and N2 and O 2 gas may be discharged into the atmosphere by an intake membrane contactor (40a), and a degassing membrane contactor (40b) that receives treated water in which carbon dioxide is dissolved by the intake membrane contactor (40a) and degasses carbon dioxide from the treated water.
이와 같이 흡기 막 접촉기(40a) 및 탈기 막 접촉기(40b)로 구성될 수 있는 분리막 접촉기(40)는, 압력이 낮은 상태에서도 사용할 수 있어 기존의 다른 기체 분리막보다 에너지 효율이 우수하게 된다.The membrane contactor (40) that can be composed of an intake membrane contactor (40a) and a degassing membrane contactor (40b) in this way can be used even under low pressure, and thus has better energy efficiency than other existing gas separation membranes.
즉, 종래의 기존 기체 분리막은 이산화탄소 분리를 위한 배가스 압력을 5barg 이상으로 승압하여야 하는 반면, 본 발명의 실시 예에 적용되는 분리막 접촉기(40)는 2~3barg에도 90% 이상의 분리 효율을 발휘할 수 있게 된다.That is, while conventional gas separation membranes must increase the exhaust gas pressure to 5 barg or more for carbon dioxide separation, the membrane contactor (40) applied to the embodiment of the present invention can exhibit a separation efficiency of 90% or more even at 2 to 3 barg.
아래의 표 1은 천연가스 발전 설비(10)에서 발생하는 배가스 중, 이산화탄소를 분리하는 다른 조건 하에서의 실시 예를 나타낸 것이다.Table 1 below shows examples of separating carbon dioxide from exhaust gas generated from a natural gas power plant (10) under different conditions.
(L/min}Feed flow rate
(L/min}
(L/min)Process water flow rate
(L/min)
(%) CO2 separation rate
(%)
평가조건은 Feed 내 이산화탄소 농도 ~4%, 압력 2~3barg로 변동하였고, 유량을 1/2/3/5/10 L/min으로 변화하면서 이산화탄소 분리 성능을 확인하였다.The evaluation conditions were a carbon dioxide concentration of ~4% in the feed, a pressure of 2 to 3 barg, and the carbon dioxide separation performance was confirmed while changing the flow rate to 1/2/3/5/10 L/min.
여기서, 이산화탄소 제거율은 (이산화탄소 유량 inlet - 이산화탄소 유량 outlet/이산화탄소 유량 inlet)이다.Here, the carbon dioxide removal rate is (carbon dioxide flow rate inlet - carbon dioxide flow rate outlet/carbon dioxide flow rate inlet).
위의 표 1에서 알 수 있듯이, Feed 유량에 대한 영향은 압력과 공정수 유량이 고정되었을 때 Feed 유량 3L/min에서 최대값을 보이고, Feed 유량과 공정수 비율은 Feed 유량이 낮을수록 이산화탄소의 제거가 잘 이루어지나 분리막 접촉기(40)의 길이가 고정된 조건에서 이산화탄소는 접촉 초기에는 공정수에 용해되지만 분리막 접촉기(40) 후단에서 상평형이 이루어져 이산화탄소가 공정수에서 배출된다.As can be seen in Table 1 above, the influence of the feed flow rate is maximum at a feed flow rate of 3 L/min when the pressure and process water flow rate are fixed, and the ratio of the feed flow rate and process water shows that the lower the feed flow rate, the better the removal of carbon dioxide is, but under the condition that the length of the membrane contactor (40) is fixed, carbon dioxide is dissolved in the process water at the beginning of the contact, but phase equilibrium is achieved at the rear end of the membrane contactor (40), and carbon dioxide is discharged from the process water.
이에 따라 Feed 유량이 낮은 1 및 2의 조건에서는 이산화탄소 분리율이 낮아짐을 알 수 있었다.Accordingly, it was found that the carbon dioxide separation rate was low under conditions 1 and 2 where the feed flow rate was low.
한편, Feed 압력에 대한 영향은, 용해도는 압력에 비례하므로 압력이 상승할수록 이산화탄소 분리율이 증가하는 경향을 보이고, 가장 높은 3barg에서 90.4%의 분리율을 얻게 됨을 확인할 수 있었다.Meanwhile, the effect on feed pressure showed that the carbon dioxide separation rate tended to increase as the pressure increased since solubility is proportional to the pressure, and it was confirmed that a separation rate of 90.4% was obtained at the highest 3 barg.
또 한편, 공정수 유량은, 이산화탄소를 용해할 수 있는 공정수 양이 많을수록 성능이 우수하므로 증가하는 경향을 보이고, 4와 5의 차이는 미미함을 확인할 수 있었다.On the other hand, the process water flow rate tends to increase because the performance is better when the amount of process water that can dissolve carbon dioxide increases, and it was confirmed that the difference between 4 and 5 is minimal.
즉, 분리막 접촉기(40)의 면적이 고정된 상태에서 최대값임을 알 수 있었는데, 이는 분리막 접촉기(40)의 수량을 늘리거나, 면적이 넓은 분리막 접촉기(40)를 사용하게 되면 처리 효율을 올릴 수 있음을 나타낸 것으로 확인되었다.That is, it was found that the maximum value was reached when the area of the membrane contactor (40) was fixed. This indicates that the processing efficiency can be increased by increasing the number of membrane contactors (40) or using a membrane contactor (40) with a large area.
상기와 같은 구성으로 이루어질 수 있는 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비(10)의 이산화탄소 액화시스템을 이용하여 천연가스 발전 설비(10)에서 발생하는 배가스 중, 이산화탄소를 액화시키는 작동관계를 설명하면 다음과 같다.The operational relationship of liquefying carbon dioxide among the exhaust gas generated from a natural gas power generation facility (10) by using a carbon dioxide liquefaction system of a natural gas power generation facility (10) utilizing the cold heat of liquefied natural gas that can be configured as described above is explained as follows.
도 2는 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비(10)의 이산화탄소 액화시스템의 공정 순서를 나타낸 순서도이다.Figure 2 is a flow chart showing the process sequence of a carbon dioxide liquefaction system of a natural gas power generation facility (10) using the cold heat of liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention.
도 1 및 도 2를 참조하면, 천연가스 발전 설비(10)에서 발생되는 배가스는 제2 열교환기(30)로 공급이 이루어진다.Referring to FIGS. 1 and 2, exhaust gas generated from a natural gas power plant (10) is supplied to a second heat exchanger (30).
한편, 천연가스 발전 설비(10)로 연료인 천연가스를 공급하기 위해서는, 주변에 위치하는 액화천연가스의 저장 설비로부터 액화천연가스로 공급이 이루어지게 되는데, 이러한 액화천연가스는 제1 열교환기(20) 및 제2 열교환기(30)를 순차적으로 통과하면서 기화된 천연가스로 공급이 이루어지게 된다.Meanwhile, in order to supply natural gas as fuel to the natural gas power generation facility (10), liquefied natural gas is supplied from a liquefied natural gas storage facility located nearby. This liquefied natural gas is supplied as vaporized natural gas while passing through the first heat exchanger (20) and the second heat exchanger (30) sequentially.
따라서, 제2 열교환기(30)에는 배가스와 저온의 천연가스가 교차되게 통과됨에 따라 열교환이 이루어지게 됨으로써, 배가스 중에 포함된 물은 응축되어 분리가 이루어지게 된다.Accordingly, heat exchange occurs as the exhaust gas and low-temperature natural gas pass through the second heat exchanger (30), so that the water contained in the exhaust gas is condensed and separated.
이와 같이, 제2 열교환기(30)에 의한 열교환으로 물이 분리된 가스 즉, 이산화탄소(CO2), 산소(O2), 질소(N2)는 분리막 접촉기(40)의 흡기 막 접촉기(40a)로 공급될 수 있다.In this way, the gases separated from water by heat exchange by the second heat exchanger (30), i.e. carbon dioxide (CO 2 ), oxygen (O 2 ), and nitrogen (N 2 ), can be supplied to the intake membrane contactor (40a) of the membrane contactor (40).
흡기 막 접촉기(40a)는, 헨리의 법칙(Henry's Law)에 의해 이산화탄소를 용해시키면서 흡수하는 방식으로 작동될 수 있다.The intake membrane contactor (40a) can be operated in a manner that absorbs carbon dioxide while dissolving it according to Henry's Law.
즉, 흡기 막 접촉기(40a)는, 고분자막을 사이에 두고 기체와 액체가 접촉할 수 있는 형태로서, 흡기 막 접촉기(40a)에 물일 수 있는 공정수가 주입되어 흡기 막 접촉기(40a)를 통과하면서 이산화탄소를 용해시킴에 따라 흡기할 수 있다.That is, the intake membrane contactor (40a) is a type in which gas and liquid can come into contact with each other via a polymer membrane, and process water, which may be water, is injected into the intake membrane contactor (40a) and allows intake by dissolving carbon dioxide as it passes through the intake membrane contactor (40a).
이 때, 흡기 막 접촉기(40a)를 통과하면서 공정수에 용해되지 않은 N2와 O2 가스는 대기로 배출될 수 있다.At this time, N 2 that is not dissolved in the process water passes through the intake membrane contactor (40a). O2 gas can be released into the atmosphere.
한편, 탈기 막 접촉기(40b)는 흡기 막 접촉기(40a)에 의해 이산화탄소가 용해된 처리수를 공급받아 처리수에서 고순도의 이산화탄소를 탈기시키는 기능을 수행할 수 있다.Meanwhile, the degassing membrane contactor (40b) can perform the function of receiving the treated water with carbon dioxide dissolved therein by the intake membrane contactor (40a) and degassing high-purity carbon dioxide from the treated water.
여기서, 고순도의 이산화탄소가 탈기된 물은 흡기 막 접촉기(40a)로 회수되어 공정수로 활용될 수 있다.Here, the high-purity carbon dioxide-degassed water can be recovered by the intake membrane contactor (40a) and used as process water.
이 때, 탈기된 고순도의 이산화탄소는 제1 열교환기(20)를 통과하면서 열 교환에 의해 액화가 이루어질 수 있게 된다.At this time, the degassed high-purity carbon dioxide can be liquefied through heat exchange while passing through the first heat exchanger (20).
즉, 앞서 설명한 바와 같이 제1 열교환기(20)에는 액화천연가스가 기화되기 위해 통과하게 되는 것으로서, 액화천연가스는 초저온 상태이므로 제1 열교환기(20)를 통과할 때 냉열을 발생시키게 된다.That is, as explained above, the liquefied natural gas passes through the first heat exchanger (20) to be vaporized, and since the liquefied natural gas is in an ultra-low temperature state, it generates cold heat when passing through the first heat exchanger (20).
따라서, 제1 열교환기(20)를 통과하게 되는 고순도의 이산화탄소는 액화천연가스의 냉열에 의해 응축이 이루어지게 되는바, 액화가 이루어지게 된다.Accordingly, the high-purity carbon dioxide passing through the first heat exchanger (20) is condensed by the cold heat of the liquefied natural gas, thereby achieving liquefaction.
이상에서 설명한 바와 같이, 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비(10)의 이산화탄소 액화시스템에 의하면, 부피가 큰 천연가스 발전 설비(10)의 배가스가 분리막 접촉기(40)를 통과하면서 고농도의 이산화탄소가 1차적으로 분리되고, 이와 같이 분리된 고농도의 이산화탄소는 액화천연가스의 기화를 위한 열교환기를 통과하면서 액화되어 분리,회수됨으로써, 작은 설비로 천연가스 발전 설비(10)에서 발생되는 배가스 중 이산화탄소를 분리하여 액화시킬 수 있게 되는바, 온실가스를 줄임은 물론 이로 인한 비용이 크게 절감되는 효과가 제공될 수 있다.As described above, according to the carbon dioxide liquefaction system of a natural gas power generation facility (10) using the cold heat of liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention, high-concentration carbon dioxide is primarily separated as the flue gas of a large-volume natural gas power generation facility (10) passes through a membrane contactor (40), and the high-concentration carbon dioxide thus separated is liquefied and separated and recovered as it passes through a heat exchanger for vaporizing liquefied natural gas, thereby enabling the separation and liquefaction of carbon dioxide from the flue gas generated from the natural gas power generation facility (10) using a small facility, which can provide the effect of reducing greenhouse gases as well as greatly reducing costs.
본 발명이 속하는 기술분야의 통상의 지식을 가진 자는 본 발명이 그 기술적 사상이나 필수적인 특징을 변경하지 않고서 다른 구체적인 형태로 실시될 수 있다는 것을 이해할 수 있을 것이다. 그러므로 이상에서 기술한 실시예들은 모든 면에서 예시적인 것이며 한정적이 아닌 것으로 이해해야만 한다. 본 발명의 범위는 상기 상세한 설명보다는 후술하는 특허청구범위에 의하여 나타내어지며, 특허청구범위의 의미 및 범위 그리고 그 균등 개념으로부터 도출되는 모든 변경 또는 변형된 형태가 본 발명의 범위에 포함되는 것으로 해석되어야 한다.Those skilled in the art will appreciate that the present invention can be implemented in other specific forms without changing its technical idea or essential characteristics. Therefore, it should be understood that the embodiments described above are exemplary in all respects and not restrictive. The scope of the present invention is indicated by the claims described below rather than the detailed description above, and all changes or modifications derived from the meaning and scope of the claims and their equivalent concepts should be interpreted as being included in the scope of the present invention.
10 : 천연가스 발전 설비 20 : 제1 열교환기
30 : 제2 열교환기 40 : 분리막 접촉기
40a : 흡기 막 접촉기 40b : 탈기 막 접촉기10: Natural gas power plant 20: 1st heat exchanger
30: Second heat exchanger 40: Membrane contactor
40a: Intake membrane contactor 40b: Degassing membrane contactor
Claims (5)
상기 천연가스 발전 설비에서 발생되는 배가스와 상기 제1 열교환기를 통과한 저온의 천연가스의 열 교환에 의해 상기 배가스에 포함된 물을 응축시켜서 분리하는 제2 열교환기;
상기 제2 열교환기를 통과한 배가스 중, 이산화탄소를 공정수에 의해 용해시킴에 따라 흡수시키고, 질소와 산소는 대기로 배출시키도록 하는 분리막 접촉기를 포함하되,
상기 분리막 접촉기는,
상기 제2 열교환기를 통과하면서 열교환된 배가스 중, 용해도가 높은 이산화탄소를 공정수와의 막 접촉에 의해 용해되도록 하여 흡수시키고, 질소와 산소는 대기로 배출시키는 흡기 막 접촉기와,
상기 흡기 막 접촉기에 의해 이산화탄소가 용해된 처리수를 공급받아 처리수에서 고순도의 이산화탄소를 탈기시키는 탈기 막 접촉기로 구성되고,
상기 제1 열교환기는,
초저온의 액화천연가스와, 상기 분리막 접촉기에 의해 분리된 고순도의 이산화탄소가 교차되게 통과하면서 열교환됨에 따라 상기 초저온의 액화천연가스는 기화가 이루어지고, 상기 고순도의 이산화탄소는 액화가 이루어지며,
상기 제2 열교환기는,
상기 천연가스 발전 설비에서 발생한 배가스와, 상기 제1 열교환기를 통과한 저온의 천연가스가 교차되게 통과하면서 열교환됨에 따라 상기 저온의 천연가스는 다시 한 번 기화가 이루어지고, 상기 배가스에 함유된 물은 응축되어 분리되고,
상기 탈기 막 접촉기에 의해 고순도의 이산화탄소를 탈기시킨 물은 상기 흡기 막 접촉기로 회수되어 공정수로 활용되는 것을 특징으로 하는 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템.A first heat exchanger for vaporizing liquefied natural gas supplied to a natural gas power generation facility through heat exchange and supplying it as natural gas;
A second heat exchanger that condenses and separates water contained in the flue gas by heat exchange between the flue gas generated from the natural gas power generation facility and the low-temperature natural gas that has passed through the first heat exchanger;
Including a membrane contactor that absorbs carbon dioxide from the exhaust gas passing through the second heat exchanger by dissolving it in process water and discharges nitrogen and oxygen into the atmosphere.
The above membrane contactor,
An intake membrane contactor that absorbs carbon dioxide, which has a high solubility, by dissolving it in the flue gas that has undergone heat exchange while passing through the second heat exchanger, through membrane contact with process water, and discharges nitrogen and oxygen into the atmosphere;
It is composed of a degassing membrane contactor that receives the treated water in which carbon dioxide is dissolved by the above-mentioned intake membrane contactor and degasses the high-purity carbon dioxide from the treated water.
The above first heat exchanger,
As the ultra-low temperature liquefied natural gas and the high purity carbon dioxide separated by the membrane contactor pass through each other and exchange heat, the ultra-low temperature liquefied natural gas is vaporized and the high purity carbon dioxide is liquefied.
The above second heat exchanger,
As the flue gas generated from the above natural gas power plant and the low-temperature natural gas that has passed through the first heat exchanger pass crosswise through heat exchange, the low-temperature natural gas is vaporized once again, and the water contained in the flue gas is condensed and separated.
A carbon dioxide liquefaction system for a natural gas power generation facility utilizing the cold heat of liquefied natural gas, characterized in that water from which high-purity carbon dioxide has been removed by the above-mentioned degassing membrane contactor is recovered by the above-mentioned intake membrane contactor and utilized as process water.
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