KR102404665B1 - Gas treatment system of hydrogen carrier - Google Patents

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KR102404665B1
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김정남
최병윤
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삼성중공업 주식회사
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Abstract

수소 운반선의 가스 관리시스템이 개시된다. 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 액화수소 및 이로부터 발생하는 수소 증발가스를 수용하는 제1 저장탱크, 제1 저장탱크에 수용된 수소 증발가스를 공급받아 액상유기수소운반체(LOHC-)에 수소를 로딩시키는 수소 첨가라인, 수소 첨가라인으로 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 제공하는 운반매체 공급라인, 수소 첨가라인을 거쳐 발생되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 수용하는 제2 저장탱크, 선체의 연료가스로 활용되는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 수용하는 연료탱크 및 연료탱크의 내부압력을 조절하는 탱크 감압라인을 포함하고, 탱크 감압라인은 연료탱크의 액화천연가스를 공급받아 냉각시키는 냉각부와, 냉각부에 의해 냉각된 액화천연가스를 연료탱크의 내부에 분사하는 스프레이 노즐을 포함하며, 냉각부는 수소 증발가스로부터 냉열을 공급받는 열교환기로 제공될 수 있다. 수소 운반선의 가스 관리시스템. A gas management system for a hydrogen carrier is disclosed. The gas management system of the hydrogen carrier according to this embodiment is a first storage tank for accommodating liquid hydrogen and hydrogen boil-off gas generated therefrom, and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) by receiving the hydrogen boil-off gas accommodated in the first storage tank A hydrogenation line for loading hydrogen into the hydrogen addition line, a transport medium supply line providing a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen is unloaded to the hydrogenation line, a liquid organic hydrogen carrier loaded with hydrogen generated through the hydrogenation line ( It includes a second storage tank receiving and accommodating LOHC+), a fuel tank accommodating liquefied natural gas used as fuel gas of the hull, and natural boil-off gas generated therefrom, and a tank decompression line for regulating the internal pressure of the fuel tank, , the tank decompression line includes a cooling unit that receives and cools the liquefied natural gas of the fuel tank, and a spray nozzle that injects the liquefied natural gas cooled by the cooling unit into the fuel tank, and the cooling unit cools and heats from hydrogen boil-off gas It may be provided as a heat exchanger supplied with. Hydrogen carrier gas management system.

Figure R1020210034224
Figure R1020210034224

Description

수소 운반선의 가스 관리시스템{GAS TREATMENT SYSTEM OF HYDROGEN CARRIER}Gas management system of hydrogen carrier {GAS TREATMENT SYSTEM OF HYDROGEN CARRIER}

본 발명은 수소 운반선의 가스 관리시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 수소를 안정적으로 적재하여 수요처로 운송함과 동시에, 선체의 연료가스를 효율적으로 관리할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a gas management system for a hydrogen carrier, and more particularly, to a gas management system for a hydrogen carrier capable of stably loading hydrogen and transporting it to a customer and efficiently managing the fuel gas of the hull .

온실가스 및 각종 대기오염 물질의 배출에 대한 국제해사기구(IMO)의 규제가 강화됨에 따라 조선 및 해운업계에서는 기존 연료인 중유, 디젤유의 이용을 대신하여, 청정 에너지원인 천연가스를 선박의 연료가스로 이용하는 경우가 많아지고 있다.As the International Maritime Organization (IMO)'s regulations on the emission of greenhouse gases and various air pollutants are strengthened, the shipbuilding and shipping industry replaces the existing fuels such as heavy oil and diesel oil, and uses natural gas, a clean energy source, as fuel gas for ships. is being used more and more.

일반적으로 천연가스(Natural Gas)는 저장 및 수송의 용이성을 위해, 천연가스를 약 -163 ℃로 냉각하여 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)로 상 변화시킨 후 선박의 연료탱크에 충전하여 선박의 연료로 사용하게 된다.In general, natural gas is cooled to about -163 ° C for ease of storage and transport, phase-changed into liquefied natural gas, and then charged into the ship's fuel tank to fuel the ship. will be used as

이러한 연료탱크는 선체에 단열 처리되어 설치되나, 액화천연가스의 완전한 단열을 구현하는 것은 실질적으로 불가능하다. 이에 따라 외부의 열이 연료탱크의 내부로 지속적으로 전달되어 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생되는 천연 증발가스가 연료탱크의 내부에 축적되게 된다. 천연 증발가스는 연료탱크의 내부압력을 상승시켜 저장탱크의 변형 및 훼손을 유발할 수 있으므로 증발가스를 처리 및 제거할 필요가 있다.Such a fuel tank is installed in a heat-insulating process on the hull, but it is practically impossible to implement complete insulation of liquefied natural gas. Accordingly, external heat is continuously transferred to the inside of the fuel tank, so that the liquefied natural gas is naturally vaporized and the natural boil-off gas generated is accumulated in the fuel tank. Natural BOG raises the internal pressure of the fuel tank and may cause deformation or damage to the storage tank, so BOG needs to be treated and removed.

한편, 오늘날 전 세계적으로 지구 온난화 문제 해결 및 대기환경 개선을 위해 환경문제의 근원이 되는 화석에너지를 대신하여 태양광, 풍력, 조력 및 수력과 같은 재생에너지에 대한 관심 역시 높아지고 있다.Meanwhile, interest in renewable energies such as solar power, wind power, tidal power, and hydropower is also increasing in place of fossil energy, which is a source of environmental problems, in order to solve the global warming problem and improve the atmospheric environment around the world today.

그러나 재생에너지는 지역별, 계절별 수급 불균형의 문제가 있는 바, 재생에너지로 생산된 에너지를 효과적으로 저장할 수 있는 에너지 저장매체, 다시 말해 에너지 캐리어(Energy-carrier)가 필요하다. 다양한 에너지 저장매체 중에서도 대용량, 장기간 안정적으로 저장할 수 있으면서도, 타 에너지원으로의 변환이 용이한 수소가 최적의 에너지 캐리어 각광받고 있다. 뿐만 아니라, 수소는 석유화학이나 제철 등 화학공정의 부산물로 발생되는 부생가스에서 수소를 추출하거나, 천연가스 또는 갈탄 등 1차 에너지로부터 개질하여 생산할 수도 있으며, 물을 전기분해하여 수소를 생산하는 등 다양한 방법에 의해 생산이 가능하다는 이점이 있다. However, since renewable energy has a problem of regional and seasonal imbalance in supply and demand, an energy storage medium that can effectively store energy produced by renewable energy, that is, an energy-carrier is required. Among various energy storage media, hydrogen, which can be stored stably in a large capacity and for a long period of time, and is easily converted into other energy sources, is in the spotlight as an optimal energy carrier. In addition, hydrogen can be produced by extracting hydrogen from by-product gas generated as a by-product of chemical processes such as petrochemical or steelmaking, or by reforming from primary energy such as natural gas or lignite, and electrolysis of water to produce hydrogen, etc. There is an advantage that production is possible by various methods.

수소가 미래의 주요한 에너지원으로 주목받음에 따라, 수소의 저장 및 운송 기술에 관련된 과제들이 제시되고 있다. 수소의 저장방법으로는 기체나 액체형태로 취급하는 방법을 고려할 수 있겠으나, 기체형태로 저장 시 저장량 및 수송 효율이 저하되는 문제점이 있으며, 액체형태로 저장 시 수소의 액화점이 약 -253 ℃로 초저온인데다가, 비중이 액화천연가스(LNG, Liquefied Natural Gas)의 약 1/6 수준으로 작아 체적당 증발률(BOR, Boil-Off Rate)이 액화천연가스의 약 10배에 달할 정도로 높다는 문제점이 있다. 이에 수소를 안정적으로 저장함과 동시에, 목적지인 수요처에 이르기까지 수소를 효율적으로 운송 및 공급할 수 있는 방안이 요구된다. As hydrogen draws attention as a major energy source in the future, challenges related to hydrogen storage and transportation technology are presented. As a method of storing hydrogen, a method of handling it in gas or liquid form can be considered, but there is a problem in that the storage amount and transport efficiency decrease when stored in gas form. When stored in liquid form, the liquefaction point of hydrogen is about -253 ℃ The problem is that it is very low temperature and the specific gravity is about 1/6 of that of liquefied natural gas (LNG), so the BOR (Boil-Off Rate) per volume is about 10 times higher than that of liquefied natural gas. have. Accordingly, there is a need for a method that can stably store hydrogen and efficiently transport and supply hydrogen to a destination, a demand.

대한민국 공개특허공보 제10-2012-0049731호(2012. 05. 17. 공개)Republic of Korea Patent Publication No. 10-2012-0049731 (published on May 17, 2012)

본 실시 예는 연료탱크에서 발생되는 천연 증발가스를 효율적으로 관리할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of efficiently managing natural boil-off gas generated in a fuel tank.

본 실시 예는 천연가스를 연료가스로서 안정적으로 공급할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of stably supplying natural gas as fuel gas.

본 실시 예는 설비의 구조 안정성을 도모할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is intended to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of promoting the structural stability of the facility.

본 실시 예는 액상유기수소운반체(LOHC)를 활용하여 수소를 안정적으로 저장 및 운송할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a hydrogen carrier that can stably store and transport hydrogen using a liquid organic hydrogen carrier (LOHC).

본 실시 예는 수소를 수요처로 용이하고 신속하게 공급할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of easily and quickly supplying hydrogen to a demand place.

본 실시 예는 본 실시 예는 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a hydrogen carrier that can promote efficient facility operation with a simple structure.

본 실시 예는 에너지 효율을 향상시킬 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of improving energy efficiency.

본 실시 예는 해상에 부유한 상태에서 육상의 수요처로 수소를 안정적으로 공급할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of stably supplying hydrogen to a demand on land while floating in the sea.

본 발명의 일 측면에 의하면, 액화수소 및 이로부터 발생하는 수소 증발가스를 수용하는 제1 저장탱크; 상기 제1 저장탱크에 수용된 수소 증발가스를 공급받아 액상유기수소운반체(LOHC-)에 수소를 로딩시키는 수소 첨가라인; 상기 수소 첨가라인으로 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 제공하는 운반매체 공급라인; 상기 수소 첨가라인을 거쳐 발생되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 수용하는 제2 저장탱크; 선체의 연료가스로 활용되는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 수용하는 연료탱크; 및 상기 연료탱크의 내부압력을 조절하는 탱크 감압라인을 포함하고, 상기 탱크 감압라인은상기 연료탱크의 액화천연가스를 공급받아 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 액화천연가스를 상기 연료탱크의 내부에 분사하는 스프레이 노즐을 포함하며, 상기 냉각부는 수소 증발가스로부터 냉열을 공급받는 열교환기로 마련될 수 있다.According to an aspect of the present invention, a first storage tank for accommodating liquid hydrogen and hydrogen boil-off gas generated therefrom; a hydrogen addition line for receiving hydrogen boil-off gas accommodated in the first storage tank and loading hydrogen into a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-); a transport medium supply line for providing a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen is unloaded to the hydrogenation line; a second storage tank for receiving and accommodating a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen generated through the hydrogenation line; a fuel tank for accommodating liquefied natural gas used as fuel gas of the hull and natural boil-off gas generated therefrom; and a tank decompression line for adjusting the internal pressure of the fuel tank, wherein the tank decompression line includes a cooling unit for receiving and cooling the liquefied natural gas of the fuel tank, and the liquefied natural gas cooled by the cooling unit. It includes a spray nozzle spraying the inside of the fuel tank, the cooling unit may be provided as a heat exchanger that receives cooling heat from hydrogen boil-off gas.

상기 연료탱크에 수용된 액화천연가스를 가압 및 송출하는 제1 이송펌프를 구비하고, 상기 제1 이송펌프에 의해 전달되는 액화천연가스를 엔진으로 공급하는 연료가스 공급라인을 더 포함하고, 상기 탱크 감압라인은 입구 측 단부가 상기 연료가스 공급라인 상의 제1 이송펌프 후단으로부터 분기될 수 있다.A fuel gas supply line having a first transfer pump for pressurizing and delivering the liquefied natural gas contained in the fuel tank, and further comprising a fuel gas supply line for supplying the liquefied natural gas delivered by the first transfer pump to the engine, the tank decompression The inlet side end of the line may be branched from the rear end of the first transfer pump on the fuel gas supply line.

상기 수소 첨가라인은 상기 제1 저장탱크의 수소 증발가스를 공급받아 가압 및 송출하는 적어도 하나의 제1 컴프레서와, 상기 제1 컴프레서에 의해 전달되는 수소 증발가스를 가열하는 제1 히터와, 상기 제1 히터에 의해 수소 증발가스와 상기 운반매체 공급라인으로부터 제공되는 액상유기수소운반체(LOHC-)를 공급받아 수소 첨가 반응을 유도하는 수소화 장치를 포함하고, 상기 열교환기는 상기 수소 첨가라인 상의 제1 컴프레서 전단의 수소 증발가스로부터 냉열을 공급받을 수 있다.The hydrogen addition line includes at least one first compressor receiving the hydrogen boil-off gas of the first storage tank, pressurizing and sending it out, a first heater heating the hydrogen boil-off gas delivered by the first compressor, and the second 1 A hydrogenation device for inducing a hydrogenation reaction by receiving hydrogen boil-off gas and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) provided from the transport medium supply line by a heater, wherein the heat exchanger is a first compressor on the hydrogenation line Cooling heat may be supplied from the hydrogen boil-off gas of the previous stage.

상기 제2 저장탱크에 수용된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 수소를 추출하되, 선체 또는 육상 터미널에 설치되는 탈수소화 라인 및 상기 탈수소화 라인을 거쳐 발생되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 상기 운반매체 공급라인 측으로 공급 및 순환하는 운반매체 순환라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.A liquid organic hydrogen carrier in which hydrogen is extracted by receiving a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) accommodated in the second storage tank, but hydrogen generated through a dehydrogenation line installed in a hull or a land terminal and the dehydrogenation line is unloaded (LOHC-) may be provided by further comprising a carrier medium circulation line for supplying and circulating to the carrier medium supply line side.

상기 운반매체 공급라인은 상기 운반매체 순환라인에 의해 전달되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 공급받아 수용하는 운반매체 저장탱크와, 상기 운반매체 저장탱크에 수용된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가압 및 송출하는 제2 이송펌프와, 상기 제2 이송펌프에 의해 전달되는 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가열하는 제1 히터를 포함하고, 상기 수소화 장치는 상기 제1 히터에 의해 가열된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 공급받을 수 있다.The transport medium supply line includes a transport medium storage tank receiving and accommodating a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen delivered by the transport medium circulation line is unloaded, and a liquid organic hydrogen carrier accommodated in the transport medium storage tank. A second transfer pump for pressurizing and delivering (LOHC-) and a first heater for heating a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) delivered by the second transfer pump, wherein the hydrogenation device is the first heater It can be supplied with a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) heated by

상기 수소 첨가라인은 상기 수소화 장치에 의해 발생되는 반응물을 공급받아 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)와 수소가스를 분리하는 제1 세퍼레이터와, 상기 제1 세퍼레이터에 의해 분리되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 상기 제2 저장탱크로 공급하는 수소 저장라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The hydrogenation line receives a reactant generated by the hydrogenation device and receives a first separator that separates hydrogen gas from a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen, and the hydrogen separated by the first separator is loaded It may be provided by further comprising a hydrogen storage line for supplying the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) to the second storage tank.

상기 수소 첨가라인은 상기 제1 세퍼레이터에 의해 분리되는 수소가스를 상기 수소화 장치로 재공급하는 수소 순환라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The hydrogenation line may further include a hydrogen circulation line for re-supplying the hydrogen gas separated by the first separator to the hydrogenation device.

상기 수소 첨가라인은 상기 수소 저장라인을 따라 이송되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 냉각시키는 제1 쿨러를 더 포함하여 제공될 수 있다.The hydrogenation line may be provided by further comprising a first cooler for cooling the hydrogen-loaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) transferred along the hydrogen storage line.

상기 탈수소화 라인은 상기 제2 저장탱크에 수용된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 가열하는 제3 히터와, 상기 제3 히터에 의해 가열된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 탈수소 반응을 유도하는 탈수소화 장치와, 상기 탈수소화 장치에 의해 발생되는 반응물을 냉각시키는 제2 쿨러와, 상기 제2 쿨러에 의해 냉각된 반응물을 공급받아 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)와 수소가스를 함유하는 가스성분을 분리하는 제2 세퍼레이터를 포함하고, 상기 운반매체 순환라인은 상기 운반매체 저장탱크와 상기 제2 세퍼레이터를 연결하도록 마련되어, 제2 세퍼레이터에 의해 분리되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 상기 운반매체 저장탱크로 공급할 수 있다.The dehydrogenation line receives a third heater for heating a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen accommodated in the second storage tank, and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) heated by the third heater to receive dehydrogenation. A dehydrogenation device for inducing a reaction, a second cooler for cooling the reactants generated by the dehydrogenation device, and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen is unloaded by receiving the reactant cooled by the second cooler ) and a second separator for separating a gas component containing hydrogen gas, wherein the transport medium circulation line is provided to connect the transport medium storage tank and the second separator, The loaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) may be supplied to the carrier medium storage tank.

상기 탈수소화 라인은 상기 제2 세퍼레이터에 의해 분리되는 가스성분을 가압 및 송출하는 제2 컴프레서와, 상기 제2 컴프레서에 의해 전달되는 가스성분에서 수소가스를 분리하는 수소정제부와, 상기 수소정제부에 의해 분리된 수소가스를 연료전지 등의 소비처로 공급하는 수소가스 공급라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The dehydrogenation line includes a second compressor for pressurizing and discharging the gas component separated by the second separator, a hydrogen purification unit for separating hydrogen gas from the gas component delivered by the second compressor, and the hydrogen purification unit It may be provided by further comprising a hydrogen gas supply line for supplying the hydrogen gas separated by the fuel cell to consumers, such as.

상기 탈수소화 라인은 상기 수소정제부에 의해 분리된 수소가스 외의 불순가스를 상기 제2 세퍼레이터로 재공급하는 가스 순환라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The dehydrogenation line may further include a gas circulation line for re-supplying an impure gas other than the hydrogen gas separated by the hydrogen purification unit to the second separator.

상기 탈수소화 라인은 상기 제2 저장탱크에 수용된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 상기 제3 히터로 송출하는 제3 이송펌프를 더 포함하여 제공될 수 있다.The dehydrogenation line may further include a third transfer pump for sending the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen accommodated in the second storage tank to the third heater.

수소 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화수소를 공급하는 액화수소 선적라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.It may be provided by further comprising a liquid hydrogen shipping line for supplying liquid hydrogen from the hydrogen supply source to the first storage tank.

상기 제1 저장탱크에 수용된 액화수소를 수요처로 공급하는 액화수소 하역라인을 더 포함하여 제공될 수 있다. It may be provided by further comprising a liquid hydrogen unloading line for supplying the liquid hydrogen accommodated in the first storage tank to the demand.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 연료탱크에서 발생되는 천연 증발가스를 효율적으로 관리하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to this embodiment has the effect of efficiently managing the natural boil-off gas generated in the fuel tank.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 천연가스를 연료가스로서 안정적으로 공급하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to this embodiment has the effect of stably supplying natural gas as fuel gas.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 설비의 구조 안정성을 도모하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to this embodiment has the effect of promoting the structural stability of the facility.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 액상유기수소운반체(LOHC)를 활용하여 수소를 안정적으로 저장 및 운송하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to this embodiment has the effect of stably storing and transporting hydrogen by using a liquid organic hydrogen carrier (LOHC).

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 수요처로 수소를 용이하고 신속하게 공급하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to the present embodiment has the effect of easily and quickly supplying hydrogen to the demand.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용이 가능해지는 효과를 가진다. The gas management system of the hydrogen carrier according to the present embodiment has an effect of enabling efficient facility operation with a simple structure.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 에너지 효율이 향상되는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to this embodiment has the effect of improving energy efficiency.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 해상에 부유한 상태에서 육상의 수요처로 수소를 안정적으로 공급하는 효과를 가진다. The gas management system of a hydrogen carrier according to this embodiment has an effect of stably supplying hydrogen to a demand on land while floating in the sea.

도 1은 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram illustrating a gas management system of a hydrogen carrier according to the present embodiment.

이하에서는 본 실시 예를 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하의 실시 예는 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상을 충분히 전달하기 위해 제시하는 것이다. 본 발명은 여기서 제시한 실시 예만으로 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 도면은 본 발명을 명확히 하기 위해 설명과 관계 없는 부분의 도시를 생략하고, 이해를 돕기 위해 구성요소의 크기를 다소 과장하여 표현할 수 있다.Hereinafter, this embodiment will be described in detail with reference to the accompanying drawings. The following examples are presented to sufficiently convey the spirit of the present invention to those of ordinary skill in the art to which the present invention pertains. The present invention is not limited to the embodiments presented herein, and may be embodied in other forms. The drawings may omit the illustration of parts not related to the description in order to clarify the present invention, and slightly exaggerate the size of the components to help understanding.

도 1은 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram illustrating a gas management system 100 of a hydrogen carrier according to the present embodiment.

도 1을 참조하면, 본 발명의 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)은 액화수소 및 이로부터 발생되는 수소 증발가스를 수용하는 적어도 하나의 제1 저장탱크(110), 제1 저장탱크(110)에 수용된 수소 증발가스를 공급받아 액상유기수소운반체(LOHC-)에 수소를 로딩시키는 수소 첨가라인(120), 수소 첨가라인(120) 측으로 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 제공하는 운반매체 공급라인(130), 수소 첨가라인(120)에 의해 생성 또는 발생되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 저장하는 제2 저장탱크(140), 제2 저장탱크(140)에 수용된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 수소를 추출하는 탈수소화 라인(150), 탈수소화 라인(150)으로부터 발생되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 운반매체 공급라인(130) 측으로 전달 및 순환시키는 운반매체 순환라인(160), 수소 공급처(30)로부터 제1 저장탱크(110)로 액화수소를 공급하는 액화수소 선적라인(170), 제1 저장탱크(110)에 수용된 액화수소를 수요처(40)로 공급하는 액화수소 하역라인(180), 선체의 연료가스로 활용되는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 수용하는 연료탱크(190), 연료탱크의 내부압력을 조절하는 탱크 감압라인(191), 연료탱크에 수용된 액화천연가스를 엔진(10)으로 공급하는 연료가스 공급라인(194)을 포함하여 마련될 수 있다.Referring to FIG. 1 , the gas management system 100 of a hydrogen carrier according to an embodiment of the present invention includes at least one first storage tank 110 for accommodating liquid hydrogen and hydrogen boil-off gas generated therefrom, the first storage A liquid organic hydrogen carrier (LOHC) in which hydrogen is unloaded toward the hydrogenation line 120 and the hydrogenation line 120 for loading hydrogen into the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) by receiving the hydrogen boil-off gas accommodated in the tank 110 -) a transport medium supply line 130, a second storage tank 140 for receiving and storing the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen generated or generated by the hydrogenation line 120, 2 A dehydrogenation line 150 for extracting hydrogen by receiving a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) accommodated in the storage tank 140, and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) from which hydrogen generated from the dehydrogenation line 150 is unloaded ) to the transport medium supply line 130, a transport medium circulation line 160 that delivers and circulates, a liquid hydrogen shipping line 170 that supplies liquid hydrogen from the hydrogen supply source 30 to the first storage tank 110, the second 1 Liquefied hydrogen unloading line 180 for supplying the liquefied hydrogen accommodated in the storage tank 110 to the demand 40, liquefied natural gas used as fuel gas of the hull, and a fuel tank accommodating the natural boil-off gas generated therefrom ( 190), a tank decompression line 191 for adjusting the internal pressure of the fuel tank, and a fuel gas supply line 194 for supplying the liquefied natural gas accommodated in the fuel tank to the engine 10 may be provided.

본 실시 예에 의한 가스 관리시스템(100)은 해상에서 운용되는 수소 운반선에 적용되어 운용될 수 있다. 본 실시 예에서 설명하는 수소 운반선은 액화수소 저장시설 등 수소 공급처(30)로부터 액화수소를 공급받아 수용 및 저장하고, 수소 수요처(40) 등 목적지로 운항 및 하역하는 수소 운송작업을 수행하는 부유식 해상구조물을 모두 포함한다.The gas management system 100 according to the present embodiment may be applied and operated to a hydrogen carrier operated at sea. The hydrogen carrier described in this embodiment is a floating type that receives and stores liquid hydrogen supplied from a hydrogen supplier 30 such as a liquid hydrogen storage facility, and operates and unloads hydrogen to a destination such as a hydrogen demander 40. Includes all offshore structures.

엔진(10)은 후술하는 연료탱크(190)에 수용된 액화천연가스 및 천연 증발가스 등을 연료가스로 활용하여 선박의 추진력을 발생시키거나 선박의 내부 설비 등의 발전용 전원을 발생시킬 수 있다. 엔진(10)는 상대적으로 고압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 고압 엔진, 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 저압 엔진, 선박에 구비된 각종 설비의 전원을 제공하는 제너레이터, 잉여의 연료가스를 공급받아 소모시키는 GCU(Gas Combustion Unit) 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다. 일 예로, 엔진(10)는 상대적으로 고압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 ME-GI 엔진 또는 X-DF 엔진, 상대적으로 저압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 DFDE 엔진 등으로 이루어질 수 있다.The engine 10 may use liquefied natural gas, natural boil-off gas, etc. accommodated in a fuel tank 190 to be described later as fuel gas to generate propulsion of the ship or to generate power for power generation such as internal facilities of the ship. The engine 10 is a high-pressure engine that generates output by receiving a relatively high-pressure fuel gas, a low-pressure engine that receives a relatively low-pressure fuel gas to generate an output, a generator that provides power to various facilities provided in the ship, It may include at least one of a gas combustion unit (GCU) that receives and consumes excess fuel gas. For example, the engine 10 may include a ME-GI engine or X-DF engine capable of generating output with fuel gas of relatively high pressure, a DFDE engine capable of generating output with fuel gas of relatively low pressure, etc. have.

본 실시 예에서 설명하는 액상유기수소운반체(LOHC)는 수소화된 액체 상태의 유기화합물로서, 수소가 화학적 촉매 반응에 의해 액상유기수소운반체(LOHC)에 장입 또는 로딩됨으로써 수소 저장 및 운반체로 이용될 수 있다. 또한 가열 또는 화학적 촉매 역반응을 통해 액상유기수소운반체(LOHC)에 로딩된 수소가 방출 또는 언로딩될 수 있다. 액상유기수소운반체(LOHC)를 통해 수소를 저장 및 운송할 경우, 높은 수준의 에너지 밀도를 도모할 수 있으며 압력을 높일 필요가 없으므로 운용 설비나 비용을 절감할 수 있게 된다. 아울러 액상유기수소운반체(LOHC)는 수소를 로딩 및 언로딩하는 동안 자체적인 소모나 변형이 발생하지 않으므로 여러 번 재사용 가능한 장점이 있다. 액상유기수소운반체(LOHC)는 메틸시클로헥산(Methylcyclohexane), 페르히드로-디벤질톨루엔(Perhydro-dibenzyltoluene), 페르히드로-N-에틸카르바졸 (Perhydro-N-ethylcarbazole) 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있으나, 이에 한정되는 것은 아니며 수소를 로딩 및 언로딩함으로써, 수소를 저장 및 운송할 수 있다면 다양한 재료로 마련될 수 있다.The liquid organic hydrogen carrier (LOHC) described in this embodiment is an organic compound in a hydrogenated liquid state, and hydrogen is charged or loaded into the liquid organic hydrogen carrier (LOHC) by a chemical catalytic reaction, so that it can be used as a hydrogen storage and carrier. have. In addition, hydrogen loaded in the liquid organic hydrogen carrier (LOHC) may be released or unloaded through heating or a reverse chemical catalyst reaction. When hydrogen is stored and transported through a liquid organic hydrogen carrier (LOHC), a high level of energy density can be achieved, and since there is no need to increase the pressure, it is possible to reduce operating facilities and costs. In addition, the liquid organic hydrogen carrier (LOHC) has the advantage that it can be reused several times because its own consumption or deformation does not occur during the loading and unloading of hydrogen. The liquid organic hydrogen carrier (LOHC) may include at least one of methylcyclohexane, perhydro-dibenzyltoluene, and perhydro-N-ethylcarbazole. However, the present invention is not limited thereto, and by loading and unloading hydrogen, it may be made of various materials if it can store and transport hydrogen.

제1 저장탱크(110)는 액화수소 및 이로부터 발생하는 수소 증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 제1 저장탱크(110)는 외부의 열 침입에 의한 액화수소의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있으며, 선체에 복수개 설치될 수 있다. 제1 저장탱크(110)는 액화수소 저장시설 등 수소 공급처(30)로부터 액화수소 선적라인(170)을 통해 액화수소를 공급받을 수 있다. 또한 제1 저장탱크(110)에 수용된 액화수소는 선체(1)가 수소 수요처(40) 등 목적지로 운항한 후, 액화수소 하역라인(180)을 통해 수요처(40)로 하역할 수 있다. 이를 위해, 액화수소 선적라인은 입구 측 단부가 수소 공급처(30)에 연결되고, 출구 측 단부가 각 제1 저장탱크(110)의 내부로 분기되어 연결될 수 있다. 또한, 액화수소 하역라인(180)은 입구 측 단부가 각 제1 저장탱크(110)의 내부 하측에 연결되되, 각 제1 저장탱크(110)의 내부에 수용된 액화수소를 송출하는 제3 이송펌프(159)가 마련될 수 있으며, 출구 측 단부는 합류하여 육상의 터미널 등 수소 수요처(40)에 연결될 수 있다. The first storage tank 110 is provided to receive and store liquid hydrogen and hydrogen boil-off gas generated therefrom. The first storage tank 110 may be provided as a membrane-type cargo hold insulated to minimize vaporization of liquid hydrogen due to external heat intrusion, and may be installed in plurality in the hull. The first storage tank 110 may receive liquid hydrogen from a hydrogen supply source 30 such as a liquid hydrogen storage facility through the liquid hydrogen shipping line 170 . In addition, the liquid hydrogen accommodated in the first storage tank 110 may be unloaded from the hull 1 to the demand destination 40 through the liquid hydrogen unloading line 180 after the hull 1 operates to a destination such as the hydrogen demander 40 . To this end, the liquid hydrogen shipping line may have an inlet-side end connected to the hydrogen supply source 30 , and an outlet-side end branched into the interior of each first storage tank 110 . In addition, the liquid hydrogen unloading line 180 has an inlet-side end connected to the inner lower side of each first storage tank 110 , and a third transfer pump that delivers the liquid hydrogen accommodated in the first storage tank 110 . A 159 may be provided, and the exit side end may be connected to a hydrogen demander 40 such as a terminal on land by joining.

제1 저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 제1 저장탱크(110) 내부에는 액화수소가 자연적으로 기화하여 발생하는 수소 증발가스가 존재하게 된다. 이러한 수소 증발가스는 제1 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 제1 저장탱크(110)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 수소 증발가스를 제1 저장탱크(110)로부터 제거 또는 처리할 필요성이 있다. 이에 따라, 제1 저장탱크(110) 내부에 발생된 수소 증발가스는 후술하는 바와 같이 수소 첨가라인(120)으로 유입되어 액상유기수소운반체(LOHC)에 장입 또는 로딩되어 취급될 수 있다. The first storage tank 110 is generally installed with heat insulation, but since it is practically difficult to completely block external heat intrusion, hydrogen evaporation generated by natural vaporization of liquid hydrogen inside the first storage tank 110 gas will be present. Since the hydrogen boil-off gas raises the internal pressure of the first storage tank 110 and has a potential risk of deformation and explosion of the first storage tank 110 , the hydrogen boil-off gas is removed from the first storage tank 110 or need to be dealt with. Accordingly, the hydrogen boil-off gas generated inside the first storage tank 110 may be introduced into the hydrogenation line 120 as described later and may be charged or loaded into the liquid organic hydrogen carrier (LOHC) to be handled.

수소 첨가라인(120)은 제1 저장탱크(110)에 발생 및 존재하는 수소 증발가스를 공급받아 액상유기수소운반체(LOHC)에 로딩시키도록 마련된다. The hydrogenation line 120 is provided to receive the hydrogen boil-off gas generated and present in the first storage tank 110 to be loaded into the liquid organic hydrogen carrier (LOHC).

수소 첨가라인(120)은 제1 저장탱크(110)에 수용된 수소 증발가스를 가압 및 송출하는 적어도 하나의 제1 컴프레서(121)와, 제1 컴프레서(121)에 의해 가압 및 송출되는 수소 증발가스를 가열하는 제1 히터(122)와, 제1 히터(122)에 의해 가열된 수소 증발가스와 후술하는 운반매체 공급라인(130)을 통해 제공되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 공급받아 수소 첨가 반응을 유도하는 수소화 장치(125)와, 수소화 장치(125)의 반응물을 공급받아 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)와 수소가스를 분리하는 제1 세퍼레이터(126)와, 제1 세퍼레이터(126)에서 분리된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 제2 저장탱크(140)로 공급하는 수소 저장라인(127)과, 수소 저장라인(127)을 따라 이송되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 냉각시키는 제1 쿨러(128)와, 제1 세퍼레이터(126)에서 분리된 수소가스를 수소화 장치(125)로 재공급하는 수소 순환라인(129)을 포함하여 마련될 수 있다. The hydrogenation line 120 includes at least one first compressor 121 that pressurizes and delivers the hydrogen boil-off gas accommodated in the first storage tank 110 , and the hydrogen boil-off gas pressurized and delivered by the first compressor 121 . A liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen provided through a first heater 122 heating ) and a hydrogenation device 125 for inducing a hydrogenation reaction, and a first separator 126 for separating hydrogen gas from a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen by receiving a reactant of the hydrogenation device 125 And, the hydrogen storage line 127 for supplying the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen separated by the first separator 126 to the second storage tank 140, and the hydrogen storage line 127. A first cooler 128 for cooling the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen, and a hydrogen circulation line 129 for re-supplying the hydrogen gas separated from the first separator 126 to the hydrogenation device 125 . may be provided, including

제1 컴프레서(121)는 수소 첨가라인(120)으로 유입된 수소 증발가스를 후단에 배치되는 설비로 송출함과 동시에, 수소화 장치(125)에서 원활한 수소 첨가 반응이 수행될 수 있도록 수소 증발가스를 가압할 수 있다. 도 1에서는 제1 컴프레서(121)가 2단으로 직렬 배치된 것으로 도시되어 있으나, 이는 본 발명에 대한 이해를 돕기 위한 일 예로서 해당 배치구조에 한정되는 것은 아니며, 액상유기수소운반체(LOHC)에 수소를 장입 또는 로딩하기에 적합한 수소 증발가스 가압 수준에 따라 그 수는 다양하게 마련될 수 있다. 한편, 수소 첨가라인(120) 상의 제1 컴프레서(121) 전단에는 후술하는 감압라인(191)을 따라 이송되는 액화천연가스로 냉열을 전달하기 위한 열교환을 수행하는 열교환기(192)가 배치될 수 있으며 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다.The first compressor 121 sends out the hydrogen boil-off gas introduced into the hydrogenation line 120 to a facility disposed at the rear end, and simultaneously releases the hydrogen boil-off gas so that the hydrogenation reaction can be performed smoothly in the hydrogenation device 125 . can be pressurized. 1 shows that the first compressors 121 are arranged in series in two stages, this is an example for helping understanding of the present invention and is not limited to the arrangement structure. According to the hydrogen boil-off gas pressurization level suitable for charging or loading hydrogen, the number may be variously provided. On the other hand, at the front end of the first compressor 121 on the hydrogenation line 120, a heat exchanger 192 for performing heat exchange for transferring cold heat to liquefied natural gas transferred along a reduced pressure line 191 to be described later may be disposed. and a detailed description thereof will be provided later.

제1 컴프레서(121)에 의해 가압된 수소 증발가스는 제1 히터(122)를 통과하면서 가열된다. 제1 히터(122)는 수소화 장치(125)에서 수소 첨가 반응의 효율을 향상시킬 수 있는 온도 수준으로 수소 증발가스를 가열할 수 있다. 제1 히터(122)는 열 매체 등과의 열교환을 통해 수소 증발가스를 가열하는 열교환기로 마련될 수 있다. The hydrogen boil-off gas pressurized by the first compressor 121 is heated while passing through the first heater 122 . The first heater 122 may heat the hydrogen boil-off gas to a temperature level capable of improving the efficiency of the hydrogenation reaction in the hydrogenation apparatus 125 . The first heater 122 may be provided as a heat exchanger for heating the hydrogen boil-off gas through heat exchange with a heat medium.

제1 컴프레서(121)와 제1 히터(122)를 순차적으로 거치면서 가압 및 가열된 수소 증발가스는 수소화 장치(125)로 전달되어 수소 첨가 반응이 이루어질 수 있다. 수소화 장치(125)는 후술하는 운반매체 공급라인(130)을 통해 제공되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)와 가압 및 가열된 수소 증발가스를 함께 공급받아 화학 촉매 반응을 통해 액상유기수소운반체(LOHC-)에 수소를 장입 또는 로딩시킬 수 있다. 수소화 장치(125)는 화학적 반응기로 마련될 수 있으나, 이에 한정되지 않으며 언로딩된 상태의 액상유기수소운반체(LOHC-)에 수소를 첨가하여 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 생성할 수 있다면 다양한 구조 및 방식의 장치로 마련될 수 있다. The hydrogen boil-off gas pressurized and heated while sequentially passing through the first compressor 121 and the first heater 122 is transferred to the hydrogenation device 125 to perform a hydrogenation reaction. The hydrogenation device 125 is supplied with a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) from which hydrogen is unloaded and pressurized and heated hydrogen boil-off gas provided through a transport medium supply line 130 to be described later, and is supplied in a liquid phase through a chemical catalyst reaction. Hydrogen may be charged or loaded into the organic hydrogen carrier (LOHC-). The hydrogenation device 125 may be provided as a chemical reactor, but is not limited thereto, and if hydrogen is added to the unloaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) to generate the loaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) It may be provided with devices of various structures and methods.

제1 세퍼레이터(126)는 수소화 장치(125)의 반응물을 공급받아 수용하되, 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)와 수소가스를 분리하도록 마련된다. 수소화 장치(125)에서 화학적 촉매 반응을 통해 대부분의 수소 증발가스는 액상유기수소운반체(LOHC+)에 장입 또는 로딩되나, 장입 또는 로딩되지 않은 일부의 수소가스가 존재할 수 있다. 이에 제1 세퍼레이터(126)가 수소화 장치(125)의 반응물을 공급받아 수용하되, 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)와 장입 또는 로딩되지 않은 일부의 기체성분인 수소가스를 분리하여 각 성분의 용이한 취급 및 관리를 도모할 수 있다. 일반적으로 수소 첨가 반응은 발열 반응으로서, 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)는 냉각 및 응축된 액체상태로 형성되는 바, 제1 세퍼레이터(126)는 액체성분의 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)와, 기체성분인 수소가스를 분리하는 기액분리기로 마련될 수 있다. The first separator 126 receives and accommodates the reactants of the hydrogenation device 125, but is provided to separate the hydrogen-loaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) and hydrogen gas. Most of the hydrogen boil-off gas through a chemical catalyst reaction in the hydrogenation device 125 is charged or loaded in the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+), but some hydrogen gas that is not charged or loaded may exist. Accordingly, the first separator 126 receives and receives the reactant of the hydrogenation device 125, but separates hydrogen gas, which is a gas component that is not charged or loaded, from a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen, and each component easy handling and management of In general, the hydrogenation reaction is an exothermic reaction, and the hydrogen-loaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) is cooled and formed in a condensed liquid state, and the first separator 126 is liquid organic hydrogen loaded with liquid hydrogen. It may be provided as a gas-liquid separator for separating the carrier (LOHC+) and hydrogen gas, which is a gas component.

제1 세퍼레이터(126)에서 분리된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)는 수소 저장라인(127)을 통해 후술하는 제2 저장탱크(140)로 공급 및 전달될 수 있다. 이를 위해 수소 저장라인(127)의 입구 측 단부는 제1 세퍼레이터(126)의 내부 하측에 연결되고, 출구 측 단부는 제2 저장탱크(140)의 내부에 연결될 수 있다. 또한 수소 저장라인(127)에는 이를 따라 이송되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)가 제2 저장탱크(140)에 안정적으로 저장될 수 있도록 액상유기수소운반체(LOHC+)를 냉각시키는 제1 쿨러(128)가 마련될 수 있다. 제1 쿨러(128)는 열 매체로부터 냉열을 전달받아 액상유기수소운반체(LOHC+)를 냉각시키는 열교환기로 마련될 수 있다. The liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen separated by the first separator 126 may be supplied and delivered to a second storage tank 140 to be described later through the hydrogen storage line 127 . To this end, the inlet side end of the hydrogen storage line 127 may be connected to the inner lower side of the first separator 126 , and the outlet side end may be connected to the inside of the second storage tank 140 . In addition, in the hydrogen storage line 127 , the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen transported along it can be stably stored in the second storage tank 140. The first cooling liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) A cooler 128 may be provided. The first cooler 128 may be provided as a heat exchanger for cooling the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) by receiving cooling heat from a thermal medium.

한편, 제2 저장탱크(140)는 수소 저장라인(127)을 통해 공급되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 수용 및 저장하도록 마련된다. 제2 저장탱크(140)는 선체(1)에 적어도 하나 이상 마련될 수 있으며, 내부에 액상유기수소운반체(LOHC+)를 안정적으로 수용할 수 있도록 밀폐 및 단열 처리되어 마련될 수 있다. 제2 저장탱크(140)는 수소 저장라인(127)으로부터 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 저장하다가, 연료전지 또는 튜브탱크 등의 소비처(20)에서 수소가스를 필요로 하는 경우, 후술하는 탈수소화 라인(150)으로 액상유기수소운반체(LOHC+)를 제공할 수 있다. Meanwhile, the second storage tank 140 is provided to receive and store the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen supplied through the hydrogen storage line 127 . At least one second storage tank 140 may be provided in the hull 1, and may be sealed and insulated to stably accommodate the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) therein. The second storage tank 140 receives and stores the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen from the hydrogen storage line 127, and requires hydrogen gas from the consumer 20 such as a fuel cell or tube tank. In this case, a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) may be provided to the dehydrogenation line 150 to be described later.

제1 세퍼레이터(126)에서 분리된 수소가스는 다시금 수소 첨가 반응에 투입될 수 있도록 수소 순환라인(129)을 통해 수소화 장치(125)로 재공급될 수 있다. 이를 위해 수소 순환라인(129)의 입구 측 단부는 제1 세퍼레이터(126)의 내부 상측에 연결되고, 출구 측 단부는 수소화 장치(125)에 연결될 수 있다. 또한 수소 순환라인(129)에는 이를 따라 이송되는 수소가스의 공급량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있으며, 개폐밸브는 제1 세퍼레이터(126)의 내부압력에 근거하여 개방 및 폐쇄 작동이 제어될 수 있다.The hydrogen gas separated in the first separator 126 may be re-supplied to the hydrogenation device 125 through the hydrogen circulation line 129 so that it can be input to the hydrogenation reaction again. To this end, the inlet-side end of the hydrogen circulation line 129 may be connected to the inner upper side of the first separator 126 , and the outlet-side end may be connected to the hydrogenation device 125 . In addition, the hydrogen circulation line 129 may be provided with an on/off valve (not shown) for controlling the supply amount of hydrogen gas transferred along it, and the on/off valve operates to open and close based on the internal pressure of the first separator 126 . This can be controlled.

운반매체 공급라인(130)은 수소 첨가라인(120), 구체적으로 수소화 장치(125)로 수소가 언로딩된 상태의 액상유기수소운반체(LOHC-)를 제공하도록 마련된다. The transport medium supply line 130 is provided to provide a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in a state in which hydrogen is unloaded to the hydrogenation line 120 , specifically, the hydrogenation device 125 .

운반매체 공급라인(130)은 후술하는 운반매체 순환라인(160)을 통해 공급되는 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 수용 및 저장하는 운반매체 저장탱크(131)와, 운반매체 저장탱크(131)에 수용된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가압 및 송출하는 제2 이송펌프(132)와, 제2 이송펌프(132)에 의해 전달되는 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가열하는 제2 히터(133)를 포함하여 마련될 수 있다. The transport medium supply line 130 includes a transport medium storage tank 131 for accommodating and storing the unloaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) supplied through a transport medium circulation line 160 to be described later, and a transport medium storage tank. A second transfer pump 132 for pressurizing and delivering the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) accommodated in the 131, and a second transfer pump 132 for heating the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) delivered by the second transfer pump 132 2 It may be provided to include a heater (133).

운반매체 저장탱크(131)는 선체(1)의 데크(Deck) 상에 설치 및 운용될 수 있으며, 후술하는 탈수소화 라인(150)을 거쳐 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 운반매체 순환라인(160)을 통해 공급받을 수 있다. 운반매체 저장탱크(131)는 내부에 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 안정적으로 수용 및 저장할 수 있도록 밀폐 및 단열 처리되어 설치될 수 있다.The transport medium storage tank 131 can be installed and operated on the deck of the hull 1, and the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) from which hydrogen is unloaded through a dehydrogenation line 150 to be described later It may be supplied through the transport medium circulation line 160 . The transport medium storage tank 131 may be sealed and insulated so as to stably accommodate and store the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen is unloaded, and may be installed.

제2 이송펌프(132)는 운반매체 저장탱크(131)에 수용된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 후단에 배치되는 설비로 송출함과 동시에, 수소화 장치(125)에서 원활한 수소 첨가 반응이 수행될 수 있도록 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가압할 수 있다. 도 1에서는 제2 이송펌프(132)가 운반매체 공급라인(130) 상에서 운반매체 저장탱크(131)의 외부 후단에 배치되는 것으로 도시되어 있으나, 운반매체 저장탱크(131)의 내부에 배치되어 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)의 이송 및 가압을 수행할 수도 있다. The second transfer pump 132 transmits the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) accommodated in the transport medium storage tank 131 to the facility disposed at the rear end, and at the same time, a smooth hydrogenation reaction is performed in the hydrogenation device 125. The liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) can be pressurized so that In FIG. 1 , the second transfer pump 132 is shown to be disposed at the outer rear end of the transport medium storage tank 131 on the transport medium supply line 130 , but it is disposed inside the transport medium storage tank 131 to provide hydrogen may perform the transfer and pressurization of the unloaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC-).

제2 이송펌프(132)에 의해 이송 및 가압된 액상유기수소운반체(LOHC-)는 제2 히터(133)를 통과하면서 가열된다. 제2 히터(133)는 수소화 장치(125)에서 수소 첨가 반응의 효율을 향상시킬 수 있는 온도 수준으로 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가열할 수 있다. 제2 히터(133)는 열 매체 등과의 열교환을 통해 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가열하는 열교환기로 마련될 수 있으며, 제2 이송펌프(132)와 제2 히터(133)를 순차적으로 거쳐 가압 및 가열된 액상유기수소운반체(LOHC-)는 수소화 장치(125)로 전달되어 수소 첨가 반응이 이루어질 수 있다. The liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) transferred and pressurized by the second transfer pump 132 is heated while passing through the second heater 133 . The second heater 133 may heat the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) to a temperature level capable of improving the efficiency of the hydrogenation reaction in the hydrogenation device 125 . The second heater 133 may be provided as a heat exchanger for heating the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) through heat exchange with a heat medium, etc., and sequentially passes through the second transfer pump 132 and the second heater 133 . The pressurized and heated liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) may be transferred to the hydrogenation device 125 for a hydrogenation reaction.

탈수소화 라인(150)은 제2 저장탱크(140)에 수용된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 수소를 추출하도록 마련된다. 탈수소화 라인(150)은 선체(1)에 설치되거나 육상 터미널에 설치 및 운용될 수 있다. 탈수소화 라인(150)이 선체(1)의 공간 활용도를 위해 육상 터미널에 설치 및 운용되는 경우, 탈수소화 라인(150)이 선체(1) 측과 터미널 측으로 분리되어 설치될 수 있다. 구체적으로, 선체(1)에는 제2 저장탱크(140)로부터 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 송출하는 제3 이송펌프(159) 만이 설치되고, 그 외 설비들은 터미널 측 탈수소화 라인(150)에 설치될 수 있으며, 소비처(20)에서 수소가스를 필요로 하는 경우 분리된 두 탈수소화 라인(150)이 매니폴드(미도시) 등에 의해 연결되어 작동 및 운용될 수 있다. The dehydrogenation line 150 is provided to extract hydrogen by receiving a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen contained in the second storage tank 140 . The dehydrogenation line 150 may be installed in the hull 1 or installed and operated in an onshore terminal. When the dehydrogenation line 150 is installed and operated in a land terminal for space utilization of the hull 1, the dehydrogenation line 150 may be installed separately from the hull 1 side and the terminal side. Specifically, only the third transfer pump 159 for sending the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen from the second storage tank 140 is installed in the hull 1, and other facilities are terminal-side dehydrogenation lines It may be installed at 150, and when hydrogen gas is required at the consumer 20, the two separated dehydrogenation lines 150 are connected by a manifold (not shown), etc., and may be operated and operated.

탈수소화 라인(150)은 제2 저장탱크(140)에 수용 및 저장된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 송출하는 제3 이송펌프(159)와, 제3 이송펌프(159)에 의해 송출되는 액상유기수소운반체(LOHC+)를 가열하는 제3 히터(151)와, 제3 히터(151)에 의해 가열된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 탈수소 반응을 발생시키는 탈수소화 장치(152)와, 탈수소화 장치(152)의 반응물을 냉각시키는 제2 쿨러(153)와, 제2 쿨러(153)에 의해 냉각된 반응물을 공급받아 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)와 가스성분을 분리하는 제2 세퍼레이터(154)와, 제2 세퍼레이터(154)에서 분리된 가스성분을 가압 및 송출하는 제2 컴프레서(155)와, 제2 컴프레서(155)에 의해 가압 및 송출되는 가스성분에서 수소가스를 분리하는 수소정제부(156)와, 수소정제부(156)에 의해 분리된 순도 높은 수소가스를 연료전지 또는 튜브탱크 등 소비처(20)로 공급하는 수소가스 공급라인(157)과, 수소정제부(156)에 의해 분리된 불순가스를 제2 세퍼레이터(154)로 재공급하는 가스 순환라인(158)을 포함하여 마련될 수 있다. The dehydrogenation line 150 is a third transfer pump 159 for sending the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen accommodated and stored in the second storage tank 140, and a third transfer pump 159. A third heater 151 that heats the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) that is sent out, and a dehydrogenation device 152 that receives the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) heated by the third heater 151 and generates a dehydrogenation reaction ), a second cooler 153 for cooling the reactants of the dehydrogenation device 152, and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) from which hydrogen is unloaded by receiving the reactants cooled by the second cooler 153 and The second separator 154 for separating the gas component, the second compressor 155 for pressurizing and discharging the gas component separated by the second separator 154, and the gas pressurized and delivered by the second compressor 155 A hydrogen purification unit 156 for separating hydrogen gas from components, and a hydrogen gas supply line 157 for supplying high-purity hydrogen gas separated by the hydrogen purification unit 156 to a consumer 20 such as a fuel cell or tube tank and a gas circulation line 158 for re-supplying the impure gas separated by the hydrogen purification unit 156 to the second separator 154 .

제3 이송펌프(159)는 제2 저장탱크(140)에 수용 및 저장된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 탈수소화 라인(150)으로 유입 및 송출함과 동시에, 탈수소화 장치(152)에서 원활한 탈수소 반응이 수행될 수 있도록 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 일정 압력까지 가압할 수 있다. 이를 위해 탈수소화 라인(150)의 입구 측 단부가 제2 저장탱크(140)의 내부 하측에 배치되되, 제3 이송펌프(159)는 탈수소화 라인(150)의 입구에 설치된다. The third transfer pump 159 introduces and sends the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen accommodated and stored in the second storage tank 140 to the dehydrogenation line 150 , and at the same time, the dehydrogenation device 152 ), the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen can be pressurized to a certain pressure so that a smooth dehydrogenation reaction can be performed. To this end, the inlet side end of the dehydrogenation line 150 is disposed on the inner lower side of the second storage tank 140 , and the third transfer pump 159 is installed at the inlet of the dehydrogenation line 150 .

제3 이송펌프(159)에 의해 이송 및 가압된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)는 제3 히터(151)를 통과하면서 가열된다. 제3 히터(151)는 탈수소화 장치(152)에서 탈수소 반응 또는 수소 분리반응의 효율을 향상시킬 수 있는 온도 수준으로 액상유기수소운반체(LOHC+)를 가열할 수 있다. 제3 히터(151)는 열 매체 등과의 열교환을 통해 액상유기수소운반체(LOHC+)를 가열하는 열교환기로 마련될 수 있으며, 제3 이송펌프(159)와 제3 히터(151)를 순차적으로 거쳐 가압 및 가열된 액상유기수소운반체(LOHC+)는 탈수소화 장치(152)로 전달되어 탈수소 반응이 이루어질 수 있다. The liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen transferred and pressurized by the third transfer pump 159 is heated while passing through the third heater 151 . The third heater 151 may heat the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) to a temperature level capable of improving the efficiency of the dehydrogenation reaction or the hydrogen separation reaction in the dehydrogenation device 152 . The third heater 151 may be provided as a heat exchanger that heats the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) through heat exchange with a heat medium, etc., and is pressurized through the third transfer pump 159 and the third heater 151 sequentially. And the heated liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) may be transferred to the dehydrogenation device 152 to perform a dehydrogenation reaction.

탈수소화 장치(152)는 제3 히터(151)를 거쳐 가열된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 촉매를 통해 탈수소 반응을 유도할 수 있다. 탈수소 반응을 통해 액상유기수소운반체(LOHC+)로부터 수소가 추출 또는 언로딩됨으로써, 수소가스를 함유하는 가스성분과 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)로 분리될 수 있다. 탈수소화 장치(152)는 반응기(Reactor) 등으로 이루어질 수 있으나, 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)로부터 수소가스와 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 생성할 수 있다면 다양한 구조 및 방식의 장치로 마련될 수 있다. The dehydrogenation device 152 may receive the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) heated through the third heater 151 and induce a dehydrogenation reaction through the catalyst. By extracting or unloading hydrogen from a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) through a dehydrogenation reaction, a gas component containing hydrogen gas and hydrogen can be separated into an unloaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC-). The dehydrogenation device 152 may be composed of a reactor, etc., but if it can generate hydrogen gas and an unloaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) from the hydrogen-loaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC+), various structures And it may be provided as a device of the method.

제2 쿨러(153)는 탈수소화 장치(152)에 의해 발생되는 반응물을 냉각시키도록 마련된다. 일반적으로, 탈수소 반응은 흡열 반응으로서 탈수소화 장치(152)에 의해 생성되는 반응물은 고온의 상태이다. 따라서 제2 쿨러(153)가 고온의 반응물을 냉각시키도록 마련되어 수소가스를 함유한 가스성분과 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 용이한 분리를 도모할 수 있다. 제2 쿨러(153)는 열 매체로부터 냉열을 전달받아 고온의 반응물을 냉각시키는 열교환기로 마련될 수 있다. The second cooler 153 is provided to cool the reactants generated by the dehydrogenation device 152 . In general, as the dehydrogenation reaction is an endothermic reaction, the reactants produced by the dehydrogenation device 152 are in a high temperature state. Therefore, the second cooler 153 is provided to cool the high-temperature reactants, and it is possible to easily separate the gas component containing hydrogen gas and the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen is unloaded. The second cooler 153 may be provided as a heat exchanger for cooling a high-temperature reactant by receiving cooling heat from a thermal medium.

제2 세퍼레이터(154)는 제2 쿨러(153)를 거쳐 냉각된 반응물을 공급받아 수용하되, 수소가스가 함유된 가스성분과 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 분리하도록 마련되어 각 성분의 용이한 취급 및 관리를 도모할 수 있다. 제2 세퍼레이터(154)로 유입되는 반응물은 전단의 제2 쿨러(153)를 거치면서 냉각된 상태이므로, 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)는 냉각 및 응축된 액체상태로 유입되며, 수소가스를 함유한 가스성분은 기체상태로 유입된다. 따라서 제2 세퍼레이터(154)는 액체성분의 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)와, 기체성분인 가스성분을 분리하는 기액분리기로 마련될 수 있다.The second separator 154 receives and receives the cooled reactant through the second cooler 153, but is provided to separate a gas component containing hydrogen gas and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen is unloaded. Easy handling and management of ingredients can be achieved. Since the reactant flowing into the second separator 154 is cooled while passing through the second cooler 153 at the front stage, the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) from which hydrogen is unloaded flows into a cooled and condensed liquid state. , the gas component containing hydrogen gas is introduced in a gaseous state. Therefore, the second separator 154 may be provided as a gas-liquid separator that separates the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) from which hydrogen of the liquid component is unloaded, and the gas component, which is a gas component.

제2 세퍼레이터(154)에서 분리된 수소가스를 함유하는 가스성분은 제2 컴프레서(155)에 의해 가압 및 송출될 수 있다. 제2 컴프레서(155)는 제2 세퍼레이터(154)에서 분리된 가스성분을 공급받아 소비처(20)로 송출하거나, 소비처(20) 또는 후술하는 수소정제부(156)의 원활한 작동을 위해 요구되는 압력수준에 상응하게 가스성분을 가압할 수 있다. 제2 컴프레서(155)에 의해 가압 및 송출되는 가스성분은 수소정제부(156)로 공급되어 순도 높은 수소가스와 그 외의 불순가스로 분리될 수 있다. 수소정제부(156)는 제2 컴프레서(155)에 의해 가압된 가스성분을 공급받아 압력순환흡착 방식으로 수소가스를 정제하는 PSA(Pressure Swing Adsorption) 장치로 마련되어, 순도 높은 수소가스와 불순가스를 분리할 수 있다. 수소정제부(156)에 의해 분리된 수소가스는 수소가스 공급라인(157)을 통해 연료전지 또는 튜브탱크 등의 소비처(20)로 제공될 수 있다. 수소정제부(156)에 의해 분리된 수소가스 외의 불순가스는 가스 순환라인(158)을 통해 다시금 제2 세퍼레이터(154)로 제공될 수 있다. 이를 위해 가스 순환라인(158)은 입구 측 단부가 수소정제부(156)에 연결되고 출구 측 단부가 제2 세퍼레이터(154)의 내부로 연결될 수 있다.The gas component containing the hydrogen gas separated by the second separator 154 may be pressurized and delivered by the second compressor 155 . The second compressor 155 receives the gas component separated from the second separator 154 and sends it to the consumer 20, or the pressure required for the smooth operation of the consumer 20 or the hydrogen purification unit 156 to be described later. It is possible to pressurize the gas component corresponding to the level. The gas component pressurized and delivered by the second compressor 155 may be supplied to the hydrogen purification unit 156 to be separated into high-purity hydrogen gas and other impure gases. The hydrogen purification unit 156 is provided as a PSA (Pressure Swing Adsorption) device that receives the gas component pressurized by the second compressor 155 and purifies the hydrogen gas by a pressure circulation adsorption method, and produces high-purity hydrogen gas and impure gas. can be separated The hydrogen gas separated by the hydrogen purification unit 156 may be provided to a consumer 20 such as a fuel cell or a tube tank through a hydrogen gas supply line 157 . Impurity gas other than hydrogen gas separated by the hydrogen purification unit 156 may be provided to the second separator 154 again through the gas circulation line 158 . To this end, the gas circulation line 158 may have an inlet end connected to the hydrogen purification unit 156 and an outlet end connected to the inside of the second separator 154 .

제2 세퍼레이터(154)에서 분리된 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)는 운반매체 순환라인(160)을 통해 운반매체 공급라인(130), 구체적으로 운반매체 저장탱크(131)로 공급될 수 있다. 이를 위해 운반매체 순환라인(160)은 입구 측 단부가 제2 세퍼레이터(154)의 내부 하측에 연결되고, 출구 측 단부는 운반매체 저장탱크(131)의 내부에 연결될 수 있다. 도면에는 도시하지 않았으나 운반매체 순환라인(160)에는 개폐밸브(미도시)가 마련되어 운반매체 순환라인(160)에 의해 운반매체 저장탱크(131)로 이송되는 액상유기수소운반체(LOHC-)의 유량을 조절할 수 있다. The liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which the hydrogen separated from the second separator 154 is unloaded is transferred to the carrier medium supply line 130, specifically, the carrier medium storage tank 131 through the carrier medium circulation line 160. can be supplied. To this end, the inlet side end of the transport medium circulation line 160 may be connected to the inner lower side of the second separator 154 , and the outlet side end may be connected to the inside of the transport medium storage tank 131 . Although not shown in the drawing, an on/off valve (not shown) is provided in the transport medium circulation line 160 and the flow rate of the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) transferred to the transport medium storage tank 131 by the transport medium circulation line 160 can be adjusted.

이와 같이, 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)은 탈수소화 라인(150)에 의해 수소가스를 공급한 후 생성되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 운반매체 순환라인(160)에 의해 다시 운반매체 공급라인(130)으로 제공 및 순환함으로써, 수소의 저장 및 공급 공정의 효율성을 도모할 수 있다. 아울러, 액상유기수소운반체(LOHC)를 활용하여 수소의 저장 및 운송을 도모함으로써, 수소의 액화를 위한 냉각 공정 또는 수소의 가압 공정 등이 요구되지 않으므로 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.In this way, the gas management system 100 of the hydrogen carrier according to this embodiment carries the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen generated after supplying hydrogen gas by the dehydrogenation line 150 is unloaded as a carrier medium. By providing and circulating back to the transport medium supply line 130 by the circulation line 160 , the efficiency of the hydrogen storage and supply process can be promoted. In addition, by utilizing a liquid organic hydrogen carrier (LOHC) to promote storage and transportation of hydrogen, a cooling process for liquefying hydrogen or a pressurization process of hydrogen is not required, thereby improving facility operation efficiency.

연료탱크(190)는 수소 운반선(1)의 연료가스로 활용되는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 연료탱크(190)는 내부에 수용된 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리될 수 있으나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 지속적으로 발생되는 천연 증발가스를 안정적으로 수용할 수 있도록 가압식 탱크로 마련될 수 있다. The fuel tank 190 is provided to receive and store liquefied natural gas used as fuel gas of the hydrogen carrier 1 and natural boil-off gas generated therefrom. The fuel tank 190 may be insulated to minimize the vaporization of the liquefied natural gas contained therein, but it is practically difficult to completely block the intrusion of external heat, so it is possible to stably accommodate the continuously generated natural boil-off gas. It may be provided as a pressurized tank to do so.

연료탱크(190)에 수용된 액화천연가스는 연료가스 공급라인(194)에 의해 엔진(10)에 연료가스로 공급될 수 있다. 이를 위해 연료가스 공급라인(194)의 입구 측 단부는 연료탱크(190)의 내부 하측에 배치되되, 입구 측 단부에는 연료탱크(190)에 수용된 액화천연가스를 송출하는 제1 이송펌프(195)가 마련될 수 있으며, 출구 측 단부는 엔진(10)에 연결될 수 있다. 연료가스 공급라인(194)에는 제1 이송펌프(195)에 의해 송출되는 액화천연가스의 역류를 방지하는 체크밸브가 마련될 수 있으며, 연료탱크(190)의 내부압력 상승을 억제할 수 있도록 후술하는 제1 이송펌프(195)의 후단에서 탱크 감압라인(191)의 스프레이 노즐(193) 측으로 연결되어 연료탱크(190)의 내부에 액화천연가스가 지속적으로 분사될 수 있다. 또한 도면에는 도시하지 않았으나, 엔진(10)이 요구하는 연료가스의 압력조건 및 온도조건에 상응하도록 연료가스 공급라인(194)에는 액화천연가스를 가압하는 고압펌프(미도시)와 가압된 액화천연가스를 기화시키는 기화기(미도시)가 마련될 수 있다. The liquefied natural gas accommodated in the fuel tank 190 may be supplied as fuel gas to the engine 10 through the fuel gas supply line 194 . To this end, the inlet side end of the fuel gas supply line 194 is disposed on the inner lower side of the fuel tank 190, and the inlet side end of the first transfer pump 195 for sending out the liquefied natural gas contained in the fuel tank 190. may be provided, and the outlet side end may be connected to the engine 10 . A check valve may be provided in the fuel gas supply line 194 to prevent a reverse flow of the liquefied natural gas sent by the first transfer pump 195 , and will be described later to suppress the increase in internal pressure of the fuel tank 190 . The liquefied natural gas may be continuously injected into the fuel tank 190 by being connected to the spray nozzle 193 of the tank decompression line 191 from the rear end of the first transfer pump 195 . In addition, although not shown in the drawings, a high-pressure pump (not shown) for pressurizing liquefied natural gas and pressurized liquefied natural gas are provided in the fuel gas supply line 194 to correspond to the pressure and temperature conditions of the fuel gas required by the engine 10 . A vaporizer (not shown) for vaporizing gas may be provided.

한편, 연료탱크(190)가 가압식 탱크로 마련되는 경우라도 내부에 발생되는 천연 증발가스의 유량이 증가할 경우 내부압력 역시 증가하여 연료탱크(190)의 변형 및 폭발 등의 위험이 있다. 이에 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)은 연료탱크(190)의 내부압력을 조절하는 탱크 감압라인(191)을 포함한다.On the other hand, even when the fuel tank 190 is provided as a pressurized tank, when the flow rate of the natural boil-off gas generated therein increases, the internal pressure also increases, so that there is a risk of deformation and explosion of the fuel tank 190 . Accordingly, the gas management system 100 of the hydrogen carrier according to the present embodiment includes a tank decompression line 191 for adjusting the internal pressure of the fuel tank 190 .

탱크 감압라인(191)은 연료탱크(190)에 수용된 액화천연가스를 수소 증발가스로부터 냉열을 공급받아 냉각시킨 후, 다시금 연료탱크(190)의 내부로 분사함으로써 연료탱크(190) 내부의 천연 증발가스를 재액화하여 내부압력을 강하시킬 수 있다. 구체적으로, 탱크 감압라인(191)은 연료탱크(190)에 수용된 액화천연가스를 공급받아 냉각시키는 냉각부와, 냉각부를 경유하여 냉각된 액화천연가스를 연료탱크(190)의 내부에 분사시키는 스프레이 노즐(193)을 포함할 수 있다.The tank decompression line 191 cools the liquefied natural gas accommodated in the fuel tank 190 by receiving cooling heat from the hydrogen boil-off gas, and then injects it back into the fuel tank 190 to naturally evaporate inside the fuel tank 190 . The internal pressure can be lowered by reliquefying the gas. Specifically, the tank decompression line 191 includes a cooling unit that receives and cools the liquefied natural gas contained in the fuel tank 190, and a spray that injects the cooled liquefied natural gas into the fuel tank 190 via the cooling unit. A nozzle 193 may be included.

탱크 감압라인(191)은 입구 측 단부가 연료가스 공급라인(194) 상의 제1 이송펌프(195) 후단으로부터 분기되고, 냉각부를 경유하며, 출구 측 단부에 연료탱크(190)의 내부에 배치되는 스프레이 노즐(193)이 배치될 수 있다. 탱크 감압라인(191)이 연료가스 공급라인(194)으로 분기되는 지점의 후단에는 엔진(10)으로 향하는 액화천연가스의 유량 및 탱크 감압라인(191)으로 유입되는 액화천연가스의 유량을 조절하는 개폐밸브가 각각 마련될 수 있다. 개폐밸브는 작업자에 의해 수동적으로 개폐정도가 제어되거나, 연료탱크(190)의 내부압력 정보에 근거하여 제어부(미도시)가 자동적으로 개폐정도를 제어할 수 있다.The tank decompression line 191 has an inlet end branched from the rear end of the first transfer pump 195 on the fuel gas supply line 194, passes through a cooling unit, and is disposed inside the fuel tank 190 at the outlet end end. A spray nozzle 193 may be disposed. At the rear end of the point where the tank decompression line 191 branches to the fuel gas supply line 194, the flow rate of liquefied natural gas toward the engine 10 and the flow rate of liquefied natural gas flowing into the tank decompression line 191 are controlled. An on/off valve may be provided, respectively. The opening/closing degree of the on/off valve may be manually controlled by an operator, or a controller (not shown) may automatically control the opening/closing degree based on information on the internal pressure of the fuel tank 190 .

냉각부는 탱크 감압라인(191)으로 송출 및 유입되는 액화천연가스를 냉각시키도록 마련된다. 냉각부는 수소 증발가스로부터 냉열을 제공받을 수 있도록 탱크 감압라인(191)과 수소 첨가라인(120) 상의 제1 컴프레서(121) 전단 사이에 설치되는 열교환기(192)로 마련될 수 있다. 수소 증발가스는 수소의 액화점(상압에서 약 -253 ℃) 보다 상대적으로 온도가 높겠으나, 액화점이 약 -163 ℃인 액화천연가스 보다는 온도가 훨씬 낮으므로 열교환기(192)를 경유하는 액화천연가스 측으로 냉열을 제공하기에 충분하다. 한편, 수소 증발가스를 가압하는 제1 컴프레서(121)가 안정적으로 구동하기 위해서는 수소 증발가스의 온도가 일정 수준까지 상승된 상태로 진입하는 것이 바람직하다. 따라서 탱크 감압라인(191)을 따라 이송되는 액화천연가스는 열교환기(192)를 통과하면서 수소 증발가스로부터 냉열을 제공받아 냉각되고, 이와 동시에 수소 첨가라인(120)을 따라 이송되는 수소 증발가스는 열교환기(192)를 통과하면서 일부 가열되어 제1 컴프레서(121)의 안정적인 구동을 도모할 수 있다. 이와 같이, 별도의 가열 또는 냉각 설비의 구축 없이, 상대적으로 고온이면서 냉각이 필요한 액화천연가스와 상대적으로 저온이면서 가열이 필요한 수소 증발가스를 열교환기(192)를 통해 서로 열교환함으로써, 불필요한 에너지 소비를 방지하고, 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.The cooling unit is provided to cool the liquefied natural gas sent and introduced into the tank decompression line 191 . The cooling unit may be provided as a heat exchanger 192 installed between the tank decompression line 191 and the front end of the first compressor 121 on the hydrogen addition line 120 to receive cooling heat from the hydrogen boil-off gas. The hydrogen boil-off gas has a relatively higher temperature than the liquefaction point of hydrogen (about -253 ℃ at normal pressure), but since the temperature is much lower than the liquefied natural gas having a liquefaction point of about -163 ℃, the liquefied natural gas passing through the heat exchanger 192 It is sufficient to provide cooling heat to the gas side. On the other hand, in order to stably drive the first compressor 121 for pressurizing the hydrogen boil-off gas, it is preferable to enter a state in which the temperature of the hydrogen boil-off gas is raised to a certain level. Accordingly, the liquefied natural gas transferred along the tank decompression line 191 is cooled by receiving cooling heat from the hydrogen boil-off gas while passing through the heat exchanger 192, and at the same time, the hydrogen boil-off gas transferred along the hydrogenation line 120 is It is partially heated while passing through the heat exchanger 192 to achieve stable driving of the first compressor 121 . In this way, without the establishment of a separate heating or cooling facility, by exchanging heat with liquefied natural gas, which is relatively high temperature and requires cooling, and hydrogen boil-off gas, which is relatively low temperature and requires heating, through the heat exchanger 192, unnecessary energy consumption is reduced. This can be prevented and the efficiency of facility operation can be promoted.

열교환기(192)를 거쳐 냉각된 액화천연가스는 스프레이 노즐(193)로 공급되어 연료탱크(190)의 내부로 분사될 수 있다. 이를 위해 스프레이 노즐(193)은 탱크 감압라인(191)의 출구 측 단부에 복수개 마련되되 연료탱크(190)의 내부 상측에 배치될 수 있다. 탱크 감압라인(191)의 열교환기(192)를 거친 액화천연가스는 수소 증발가스로부터 냉열을 제공받아 냉각된 상태인 바, 스프레이 노즐(193)을 통해 연료탱크(190) 내부로 분사됨으로써 연료탱크(190) 내부에 존재하는 천연 증발가스를 냉각 및 재액화하고, 연료탱크(190)의 내부압력을 낮출 수 있다. The liquefied natural gas cooled through the heat exchanger 192 may be supplied to the spray nozzle 193 and injected into the fuel tank 190 . For this purpose, a plurality of spray nozzles 193 may be provided at the outlet side end of the tank decompression line 191 , and may be disposed on the inner upper side of the fuel tank 190 . The liquefied natural gas that has passed through the heat exchanger 192 of the tank decompression line 191 is in a cooled state by receiving cooling heat from the hydrogen boil-off gas. (190) It is possible to cool and re-liquefy the natural boil-off gas existing therein, and to lower the internal pressure of the fuel tank 190 .

이와 같은 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)은 연료가스로 활용되는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 안정적으로 저장 및 취급할 수 있도록 별도의 냉각설비 없이 수소 증발가스의 냉열을 활용하므로 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있다. As described above, the gas management system 100 of the hydrogen carrier according to this embodiment is hydrogen boil-off gas without a separate cooling facility so as to stably store and handle liquefied natural gas used as fuel gas and natural boil-off gas generated therefrom. By utilizing the cooling heat of

100: 가스 관리시스템 110: 제1 저장탱크
120: 수소 첨가라인 121: 제1 컴프레서
122: 제1 히터 125: 수소화 장치
126: 제1 세퍼레이터 127: 수소 저장라인
128: 제1 쿨러 129: 수소 순환라인
130: 운반매체 공급라인 131: 운반매체 저장탱크
132: 제2 이송펌프 133: 제2 히터
140: 제2 저장탱크 150: 탈수소화 라인
151: 제3 히터 152: 탈수소화 장치
154: 제2 세퍼레이터 155: 제2 컴프레서
156: 수소정제부 159: 제3 이송펌프
160: 운반매체 순환라인 170: 액화수소 선적라인
180: 액화수소 하역라인 190: 연료탱크
191: 탱크 감압라인 192: 열교환기(냉각부)
193: 스프레이 노즐 195:100: gas management system 110: first storage tank
120: hydrogenation line 121: first compressor
122: first heater 125: hydrogenation device
126: first separator 127: hydrogen storage line
128: first cooler 129: hydrogen circulation line
130: transport medium supply line 131: transport medium storage tank
132: second transfer pump 133: second heater
140: second storage tank 150: dehydrogenation line
151: third heater 152: dehydrogenation device
154 second separator 155 second compressor
156: hydrogen purification unit 159: third transfer pump
160: transport medium circulation line 170: liquid hydrogen loading line
180: liquid hydrogen unloading line 190: fuel tank
191: tank pressure reducing line 192: heat exchanger (cooling part)
193: spray nozzle 195:

Claims (14)

액화수소 및 이로부터 발생하는 수소 증발가스를 수용하는 제1 저장탱크;
상기 제1 저장탱크에 수용된 수소 증발가스를 공급받아 액상유기수소운반체(LOHC-)에 수소를 로딩시키는 수소 첨가라인;
상기 수소 첨가라인으로 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 제공하는 운반매체 공급라인;
상기 수소 첨가라인을 거쳐 발생되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 수용하는 제2 저장탱크;
선체의 연료가스로 활용되는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 수용하는 연료탱크; 및
상기 연료탱크의 내부압력을 조절하는 탱크 감압라인을 포함하고,
상기 탱크 감압라인은
상기 연료탱크의 액화천연가스를 공급받아 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 액화천연가스를 상기 연료탱크의 내부에 분사하는 스프레이 노즐을 포함하며,
상기 냉각부는
수소 증발가스로부터 냉열을 공급받는 열교환기로 마련되는 수소 운반선의 가스 관리시스템. a first storage tank for accommodating liquid hydrogen and hydrogen boil-off gas generated therefrom;
a hydrogen addition line for receiving hydrogen boil-off gas accommodated in the first storage tank and loading hydrogen into a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-);
a transport medium supply line for providing a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen is unloaded to the hydrogenation line;
a second storage tank for receiving and accommodating a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen generated through the hydrogenation line;
a fuel tank for accommodating liquefied natural gas used as fuel gas of the hull and natural boil-off gas generated therefrom; and
and a tank decompression line for regulating the internal pressure of the fuel tank,
The tank decompression line is
a cooling unit for receiving and cooling the liquefied natural gas of the fuel tank; and a spray nozzle for injecting the liquefied natural gas cooled by the cooling unit into the fuel tank,
the cooling unit
A gas management system for a hydrogen carrier provided as a heat exchanger receiving cooling heat from hydrogen boil-off gas. 제1항에 있어서,
상기 연료탱크에 수용된 액화천연가스를 가압 및 송출하는 제1 이송펌프를 구비하고, 상기 제1 이송펌프에 의해 전달되는 액화천연가스를 엔진으로 공급하는 연료가스 공급라인을 더 포함하고,
상기 탱크 감압라인은
입구 측 단부가 상기 연료가스 공급라인 상의 제1 이송펌프 후단으로부터 분기되는 수소 운반선의 가스 관리시스템. According to claim 1,
A fuel gas supply line having a first transfer pump for pressurizing and delivering the liquefied natural gas accommodated in the fuel tank, and further comprising a fuel gas supply line for supplying the liquefied natural gas delivered by the first transfer pump to the engine,
The tank decompression line is
A gas management system for a hydrogen carrier in which the inlet side end is branched from the rear end of the first transfer pump on the fuel gas supply line. 제1항에 있어서,
상기 수소 첨가라인은
상기 제1 저장탱크의 수소 증발가스를 공급받아 가압 및 송출하는 적어도 하나의 제1 컴프레서와, 상기 제1 컴프레서에 의해 전달되는 수소 증발가스를 가열하는 제1 히터와, 상기 제1 히터에 의해 수소 증발가스와 상기 운반매체 공급라인으로부터 제공되는 액상유기수소운반체(LOHC-)를 공급받아 수소 첨가 반응을 유도하는 수소화 장치를 포함하고,
상기 열교환기는
상기 수소 첨가라인 상의 제1 컴프레서 전단의 수소 증발가스로부터 냉열을 공급받는 수소 운반선의 가스 관리시스템. According to claim 1,
The hydrogenation line is
At least one first compressor that receives, pressurizes and delivers the hydrogen boil-off gas of the first storage tank, a first heater that heats the hydrogen boil-off gas delivered by the first compressor, and hydrogen by the first heater A hydrogenation device for inducing a hydrogenation reaction by receiving boil-off gas and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) provided from the transport medium supply line,
the heat exchanger
A gas management system for a hydrogen carrier that receives cooling heat from the hydrogen boil-off gas in the front stage of the first compressor on the hydrogen addition line. 제3항에 있어서,
상기 제2 저장탱크에 수용된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 수소를 추출하되, 선체 또는 육상 터미널에 설치되는 탈수소화 라인; 및
상기 탈수소화 라인을 거쳐 발생되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 상기 운반매체 공급라인 측으로 공급 및 순환하는 운반매체 순환라인을 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.4. The method of claim 3,
a dehydrogenation line that receives a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) accommodated in the second storage tank and extracts hydrogen, but is installed in a hull or a land terminal; and
The gas management system of a hydrogen carrier further comprising a carrier medium circulation line for supplying and circulating a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen generated through the dehydrogenation line is unloaded to the carrier medium supply line. 제4항에 있어서,
상기 운반매체 공급라인은
상기 운반매체 순환라인에 의해 전달되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 공급받아 수용하는 운반매체 저장탱크와, 상기 운반매체 저장탱크에 수용된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가압 및 송출하는 제2 이송펌프와, 상기 제2 이송펌프에 의해 전달되는 액상유기수소운반체(LOHC-)를 가열하는 제1 히터를 포함하고,
상기 수소화 장치는
상기 제1 히터에 의해 가열된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 공급받는 수소 운반선의 가스 관리시스템.5. The method of claim 4,
The transport medium supply line is
A transport medium storage tank for receiving and accommodating a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) from which hydrogen delivered by the transport medium circulation line is unloaded, and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) accommodated in the transport medium storage tank is pressurized And a second transfer pump for sending out, and a first heater for heating the liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) delivered by the second transfer pump,
The hydrogenation device is
A gas management system for a hydrogen carrier that receives a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) heated by the first heater. 제5항에 있어서,
상기 수소 첨가라인은
상기 수소화 장치에 의해 발생되는 반응물을 공급받아 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)와 수소가스를 분리하는 제1 세퍼레이터와, 상기 제1 세퍼레이터에 의해 분리되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 상기 제2 저장탱크로 공급하는 수소 저장라인을 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.6. The method of claim 5,
The hydrogenation line is
A first separator for separating hydrogen gas from a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen by receiving a reactant generated by the hydrogenation device, and a liquid organic hydrogen carrier loaded with hydrogen separated by the first separator ( LOHC+) gas management system of a hydrogen carrier further comprising a hydrogen storage line for supplying the second storage tank. 제6항에 있어서,
상기 수소 첨가라인은
상기 제1 세퍼레이터에 의해 분리되는 수소가스를 상기 수소화 장치로 재공급하는 수소 순환라인을 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.7. The method of claim 6,
The hydrogenation line is
The gas management system of a hydrogen carrier further comprising a hydrogen circulation line for re-supplying the hydrogen gas separated by the first separator to the hydrogenation device. 제6항에 있어서,
상기 수소 첨가라인은
상기 수소 저장라인을 따라 이송되는 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 냉각시키는 제1 쿨러를 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.7. The method of claim 6,
The hydrogenation line is
The gas management system of a hydrogen carrier further comprising a first cooler for cooling the hydrogen-loaded liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) transferred along the hydrogen storage line. 제5항에 있어서,
상기 탈수소화 라인은
상기 제2 저장탱크에 수용된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 가열하는 제3 히터와, 상기 제3 히터에 의해 가열된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 공급받아 탈수소 반응을 유도하는 탈수소화 장치와, 상기 탈수소화 장치에 의해 발생되는 반응물을 냉각시키는 제2 쿨러와, 상기 제2 쿨러에 의해 냉각된 반응물을 공급받아 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)와 수소가스를 함유하는 가스성분을 분리하는 제2 세퍼레이터를 포함하고,
상기 운반매체 순환라인은
상기 운반매체 저장탱크와 상기 제2 세퍼레이터를 연결하도록 마련되어, 제2 세퍼레이터에 의해 분리되는 수소가 언로딩된 액상유기수소운반체(LOHC-)를 상기 운반매체 저장탱크로 공급하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.6. The method of claim 5,
The dehydrogenation line is
A third heater for heating a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen accommodated in the second storage tank, and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) heated by the third heater is supplied to induce a dehydrogenation reaction A fire extinguishing device, a second cooler for cooling the reactants generated by the dehydrogenation device, and a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen is unloaded by receiving the reactant cooled by the second cooler and hydrogen gas a second separator for separating the gas component contained therein;
The transport medium circulation line is
A gas management system for a hydrogen carrier that is provided to connect the carrier medium storage tank and the second separator, and supplies a liquid organic hydrogen carrier (LOHC-) in which hydrogen separated by the second separator is unloaded to the carrier medium storage tank . 제9항에 있어서,
상기 탈수소화 라인은
상기 제2 세퍼레이터에 의해 분리되는 가스성분을 가압 및 송출하는 제2 컴프레서와, 상기 제2 컴프레서에 의해 전달되는 가스성분에서 수소가스를 분리하는 수소정제부와, 상기 수소정제부에 의해 분리된 수소가스를 연료전지 등의 소비처로 공급하는 수소가스 공급라인을 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.10. The method of claim 9,
The dehydrogenation line is
A second compressor for pressurizing and sending out the gas component separated by the second separator, a hydrogen purification unit for separating hydrogen gas from the gas component delivered by the second compressor, and the hydrogen separated by the hydrogen purification unit A gas management system for a hydrogen carrier further comprising a hydrogen gas supply line for supplying gas to consumers such as fuel cells. 제10항에 있어서,
상기 탈수소화 라인은
상기 수소정제부에 의해 분리된 수소가스 외의 불순가스를 상기 제2 세퍼레이터로 재공급하는 가스 순환라인을 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.11. The method of claim 10,
The dehydrogenation line is
The gas management system of a hydrogen carrier further comprising a gas circulation line for re-supplying an impure gas other than the hydrogen gas separated by the hydrogen purification unit to the second separator. 제9항에 있어서,
상기 탈수소화 라인은
상기 제2 저장탱크에 수용된 수소가 로딩된 액상유기수소운반체(LOHC+)를 상기 제3 히터로 송출하는 제3 이송펌프를 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.10. The method of claim 9,
The dehydrogenation line is
The gas management system of a hydrogen carrier further comprising a third transfer pump for sending the liquid organic hydrogen carrier (LOHC+) loaded with hydrogen accommodated in the second storage tank to the third heater. 제3항에 있어서,
수소 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화수소를 공급하는 액화수소 선적라인을 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.4. The method of claim 3,
Gas management system of a hydrogen carrier further comprising a liquid hydrogen shipping line for supplying liquid hydrogen from the hydrogen supply source to the first storage tank. 제13항에 있어서,
상기 제1 저장탱크에 수용된 액화수소를 수요처로 공급하는 액화수소 하역라인을 더 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.
14. The method of claim 13,
Gas management system of a hydrogen carrier further comprising a liquid hydrogen unloading line for supplying the liquid hydrogen accommodated in the first storage tank to a demand destination.
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