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액화공기(Liquid Air) 예냉기반 수소액화공정 성능 해석 및 최적화
Performance Evaluation and Optimization of Hydrogen Liquefaction Process Using the Liquid Air for Pre-Cooling 원문보기

한국수소 및 신에너지학회 논문집 = Transactions of the Korean Hydrogen and New Energy Society, v.30 no.6, 2019년, pp.490 - 498  

박성호 (고등기술연구원 플렌트 엔지니어링센터 에너지환경연구팀) ,  안준건 (고등기술연구원 플렌트 엔지니어링센터 에너지환경연구팀) ,  류주열 (고등기술연구원 플렌트 엔지니어링센터 에너지환경연구팀) ,  고아름 (고등기술연구원 플렌트 엔지니어링센터 에너지환경연구팀)

Abstract ▼ AI-Helper 아이콘AI-Helper

The intermittent electric power supply of renewable energy can have extremely negative effect on power grid, so long-term and large-scale storage for energy released from renewable energy source is required for ensuring a stable supply of electric power. Power to gas which can convert and store the ...

주제어

#수소액화   #액화공기   #예비냉각   #공정 최적화  

표/그림 (10)

AI 본문요약
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문제 정의

  • 본 연구에서는 수소액화공정의 최적화를 위해 액체수소 소비처에서 재기화 과정에서 발생하는 수소 기화열을 대기 중의 공기를 통해 회수하여 액체공기를 생산 한 후 액체수소 저장탱크를 활용하여 저장/ 이송하여 수소액화공정의 예비냉각에 활용하는 시스템을 제안하고 이에 대한 성능 해석을 수행하였다.

가설 설정

  • 3은 예냉각기를 포함한 cold box 내 열교환 profile을 나타낸 것이다. 각 열교환기의 최소 온도차는 1 K, 최고 온도차는 6 K 정도로 모델링 되었으며, 열교환기 에서 발생하는 차압은 10 kPa로 가정하였다. 액체수소 기화열을 활용한 액체공기 생산 및 액체공기 예냉기반수소 액화 공정의 해석은 Fig.
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질의응답

핵심어 질문 논문에서 추출한 답변
LOHC(Liquid organic hydrogen carrier)란 무엇인가? Liquid organic hydrogen carrier (LOHC)는 액상유 기화합물을 이용하여 수소의 화학적 결합을 통해 저장하는 기술로 고압 압축 저장기술에 비해 높은 저장밀도(>55 kg/m3)를 가지는 장점이 있다10). 액체 수소의 경우, 20 K 이하로 수소를 냉각시켜 기체 수소를 액체수소 상태로 변환하는 것으로써 1 m3 당 71 kg 이상을 저장할 수 있어 가장 높은 저장 밀도를 가진다.
재생에너지를 사용하기 위해서 에너지 저장시스템이 필수적으로 필요한 이유는 무엇인가? 재생에너지(renewable energy)는 지구에서 발생하는 자연현상으로부터 전기에너지를 생산하는 발전시 스템인만큼 기상 조건에 따른 전력 공급 간헐성이 상대적으로 크다. 따라서 재생에너지원의 간헐성을 복하기 위해서는 에너지 저장시스템(energy storage system, ESS)이 필수적이다1,2).
수전해로부터 생산된 수소를 저장 및 운송하기 위해서 현재 가장 일반적으로 사용하는 기술의 특징은 무엇인가? 수전해로부터 생산된 수소를 저장/운송하기 위해 서는 효율적인 수소/운송 기술이 요구되며, 다양한 기술이 고려되고 있다8). 고압 압축 저장기술의 경우, 현재 일반적으로 많이 사용하고 있는 수소 저장/운송 기술이다. 25-30 MPa 튜브 트레일러를 통해 저장/이송이 가능하며, 최소 이론 에너지(theoretical mini-mum energy requirement)는 1.36 kWh/kg (70 MPa기준), 압축기의 효율과 손실을 고려한 실제 소요 에너지는 3-4 kWh/kg (70 MPa 기준) 수준으로 상대적 으로 낮은 편이나 저장밀도가 39.22 kg/m3 (70 MPa 기준)로 낮은 편이라 운송비용이 높아지는 단점이 있다9).
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참고문헌 (15)

  1. V. T. Giap, Y. D. Lee, Y. S. Kim, and K. Y. Ahn, "Techno-Economic Analysis of Reversible Solid Oxide Fuel Cell System Couple with Waste Steam", Trans. of Korean Hydrogen and New Energy Society, Vol. 30, No. 1, 2019, pp. 21-28, doi: https://doi.org/10.7316/KHNES.2019.30.1.21. 

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  2. J. W. Ahn, "The significance of long-term perception on renewable energy and climate change", Trans. of Korean Hydrogen and New Energy Society, Vol. 29, No. 1, 2018, pp. 117-123, doi: https://doi.org/10.7316/KHNES.2018.29.1.117. 

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  3. California Hydrogen Business Council, "Power-to-gas: The Case for Hydrogen White Paper", 2015. Retrieved from https://www.californiahydrogen.org/wp-content/uploads/2018/01/CHBC-Hydrogen-Energy-Storage-White-Paper-FINAL.pdf. 

  4. S. J. Jeong, N. H. Seo, S. B. Moon, and H. K. Lim, "Economic Feasibility Analysis for P2G Using PEM Water Electrolysis", Trans. of the Korean Hydrogen and New Energy Society, Vol. 28, No. 3, 2017, pp. 231-237, doi: https://doi.org/10.7316/KHNES.2017.28.3.231. 

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  5. G. I. Yeom, M. W. Seo, and Y. S. Baek, "A study on the $CO_2$ methanation in Power to Gas (P2G) over Ni-Catalysts", Trans. of the Korean Hydrogen and New Energy Society, Vol. 30, No. 1, 2019, pp. 14-20, doi: https://doi.org/10.7316/KHNES.2019.30.1.14. 

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  6. J. Xu, X. Su, H. Duan, B. Hou, Q. Lin, X. Liu, X. Pan, G. Pei, H. Geng, Y. Huang, and T. Zhang, "Influence of pretreatment temperature on catalytic performance of rutile TiO2-supported ruthenium catalyst in CO2 methanation", Journal of Catalysis, Vol. 333, 2016, pp. 227-237, doi: https://doi.org/10.1016/j.jcat.2015.10.025. 

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  7. M. Lehner, R. Tichler, H. Steinmuller,and M. Koppe, "Power-to-Gas: Technology and Business Models", Springer International, USA, 2014. 

  8. M. Reub, T. Grube, M. Robinius, P. Preuster, P. Wasserscheid, and D. Stolten, "Seasonal strorage and alternative carriers: A flexible hydrogen supply chain model", Applied Energy, Vol. 200, 2017, pp. 290-302, doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.05.050. 

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  9. DOE, "Multi-year research, development, and demonstration plan-3.2 hydrogen delivery", 2015. Retrieved from http://energy.gov/eere/fuelcells/downloads/fuel-cell-technologies-office-multi-year-research-development-and-22. 

  10. D. Teichmann, W. Arlt, and P. Wasserscheid, "Liquid Organic Hydrogen Carriers as an efficient vector for the transport and storage of renewable energy", Int. J. Hydrogen Energy, Vol. 37, No. 23, 2012, pp. 18118-18132, doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.ijhydene.2012.08.066. 

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  11. S. Krasae-In, J. H. Stang, and P. Neksa, "Development of large-scale hydrogen liquefaction processes from 1898 to 2009", Int. J. Hydrogen Energy, Vol. 35, No. 10, 2010, pp. 4524-4533, doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.ijhydene.2010.02.109. 

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  12. U. Cardella, L. Decker, J. Sundberg, and H. Klein, "Process optimization for large-scale hydrogen liquefaction", Int. J. Hydrogen Energy, Vol. 42, No. 10, 2017, pp. 12339-12354, doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.ijhydene.2017.03.167. 

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  13. S. Krasae-In, A. M. Bredesen, J. H. Stang, and P. Neksa, "Simulation and experiment of a hydrogen liquefaction test rig using a multi-component refrigerant refrigeration system", Int. J. Hydrogen Energy, Vol. 36, No. 1, 2011, pp. 907-919, doi: https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2010.09.005. 

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  14. S. K. Yun, "Design and Analysis for Hydrogen Liquefaction Process Using LNG Cold Energy", Journal of the Korean Institute of Gas, Vol. 15, No. 3, 2011, pp. 1-5, doi: http://dx.doi.org/10.7842/kigas.2011.15.3.001. 

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  15. H. Y. Lee, Y. Shao, S. H. Lee, G. T. Roh, K. W. Chun, and H. K. Kang, "Analysis and Assessment of Partial Re-liquefaction System for Liquefied Hydrogen Tankers Using Liquefied Natural Gas (LNG) and H2 Hybrid Propulsion", Int. J. Hydrogen Energy, Vol. 44, No. 29, 2019, pp. 15056-15071, doi: https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.03.277. 

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