KR20220048528A - Floating hydrogen-production system - Google Patents
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Abstract
Description
본 발명은 부유식 수소 생산 시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 부유식 해상 구조물의 액화천연가스 및 증발가스를 이용하여 수소를 생산할 수 있는 부유식 수소 생산 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a floating hydrogen production system, and more particularly, to a floating hydrogen production system capable of producing hydrogen using liquefied natural gas and boil-off gas of a floating offshore structure.
최근에는 청정 에너지원인 천연가스(Natural Gas)에 대한 수요가 증가하고 있다. 천연가스(Natural Gas)는 통상적으로 저장 및 수송의 용이성을 위해, 생산지에서 약 섭씨 -162 ℃로 냉각해 그 부피를 1/600로 줄인 무색 투명한 초저온 액체인 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)로 상 변화한 후, LNG 캐리어(LNG Carrier)를 이용하여 원거리에 걸쳐 운송된다. Recently, the demand for natural gas, which is a clean energy source, is increasing. For ease of storage and transportation, natural gas is usually cooled to about -162 ° C at the production site and reduced to 1/600 in volume as liquefied natural gas, a colorless and transparent cryogenic liquid. After change, it is transported over a long distance using an LNG carrier.
통상적으로 LNG 캐리어는 액화천연가스를 액화된 상태로 육상 터미널로 하역하고, 하역된 액화천연가스는 육상 터미널에 설치된 재기화 설비에 의해 재기화된 후 소비처로 공급된다. 그러나 육상 터미널에 재기화 설비를 구축하고 유지하기 위해서는 막대한 설치비용 및 관리비용이 소모된다는 단점이 있으며, 자연재해에 의해 육상의 재기화 설비의 작동이 어려운 경우 안정적인 천연가스 공급이 불가능하다는 문제점이 있다. 이에 해상에서 액화천연가스를 재기화하여 천연가스를 육상 터미널로 공급하기 위해 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)가 개발 및 운용되고 있다. In general, LNG carriers unload liquefied natural gas to an onshore terminal in a liquefied state, and the unloaded liquefied natural gas is regasified by a regasification facility installed in the onshore terminal and then supplied to a consumer. However, there is a disadvantage that huge installation and management costs are consumed to build and maintain the regasification facility at the onshore terminal, and when it is difficult to operate the onshore regasification facility due to a natural disaster, there is a problem that a stable natural gas supply is impossible. . Accordingly, in order to regasify liquefied natural gas at sea and supply natural gas to onshore terminals, an LNG regasification vessel (LNG RV) or a floating storage and regasification unit (FSRU) is required. developed and operated.
한편, 오늘날 환경문제가 인류의 주요한 이슈로 대두됨에 따라, 전 세계적으로 지구 온난화 문제 해결 및 대기환경 개선을 위해 노력하고 있다. 이러한 문제 해결을 위해 환경문제의 근원이 되는 화석에너지를 대신하여 태양광, 풍력, 조력 및 수력과 같은 재생에너지에 대한 관심이 높아지고 있다.Meanwhile, as environmental problems are emerging as a major issue for mankind today, efforts are being made to solve global warming problems and improve the atmospheric environment around the world. In order to solve this problem, interest in renewable energy such as solar power, wind power, tidal power and hydro power is increasing instead of fossil energy, which is the source of environmental problems.
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 캐리어로 각광받고 있다. 특히, 수소는 연소 시 극소량의 질소와 물만 생성될 뿐 화석연료처럼 공해물질을 발생시키지 않기 때문에 친환경 에너지원으로 각광받고 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 particular, hydrogen is in the spotlight as an eco-friendly energy source because only a very small amount of nitrogen and water are produced during combustion and does not generate pollutants like fossil fuels.
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. 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.
본 실시 예는 액화천연가스 및 증발가스를 이용해 천연가스에 함유된 메탄을 개질하고 수소를 생산할 수 있는 부유식 수소 생산 시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a floating hydrogen production system capable of producing hydrogen by reforming methane contained in natural gas using liquefied natural gas and boil-off gas.
본 실시 예는 증발가스를 재액화시킴으로써 저장 효율 및 에너지 효율을 향상시킬 수 있는 부유식 수소 생산 시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a floating hydrogen production system capable of improving storage efficiency and energy efficiency by re-liquefying boil-off gas.
본 실시 예는 액화천연가스 및 증발가스를 다양한 설비의 연료로 사용하여 에너지 효율을 증대시키는 부유식 수소 생산 시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a floating hydrogen production system that uses liquefied natural gas and boil-off gas as fuel for various facilities to increase energy efficiency.
본 발명의 일 측면에 따르면, 부유식 해상 구조물에 마련되고 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크; 상기 부유식 해상 구조물에 설치되어 상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기; 상기 저장탱크의 액화천연가스를 기화시키고, 기화된 천연가스를 상기 개질기로 공급하는 재기화 공급라인; 상기 저장탱크의 증발가스를 압축시키는 압축기를 포함하고, 압축된 증발가스를 연료가스 수요처로 공급하는 증발가스 공급라인; 및 상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축기의 후단에서 분기되어 압축된 증발가스를 재액화시키는 재액화라인;을 포함하는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.According to an aspect of the present invention, a storage tank is provided in the floating offshore structure for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom; a reformer installed in the floating offshore structure to receive at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank to produce hydrogen; a regasification supply line for vaporizing the liquefied natural gas in the storage tank and supplying the vaporized natural gas to the reformer; a boil-off gas supply line including a compressor for compressing the boil-off gas in the storage tank and supplying the compressed boil-off gas to a fuel gas demander; and a re-liquefaction line branching from the rear end of the compressor on the boil-off gas supply line to re-liquefy the compressed boil-off gas; a floating hydrogen production system including a can be provided.
상기 재액화라인은 상기 저장탱크의 증발가스 및 액화천연가스 중 적어도 하나로부터 냉열을 공급받는 열교환기를 포함하고, 상기 열교환기는 상기 재액화라인의 가압된 증발가스를 상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축기 전단의 증발가스와 1차적으로 열교환하는 제1 열교환기와, 상기 제1 열교환기를 통과한 증발가스와 상기 재기화 공급라인을 통과하는 액화천연가스를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 포함하는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.The re-liquefaction line includes a heat exchanger receiving cooling heat from at least one of boil-off gas and liquefied natural gas of the storage tank, and the heat exchanger transfers the pressurized boil-off gas of the reliquefaction line to the front end of the compressor on the boil-off gas supply line. Floating hydrogen comprising a first heat exchanger for primary heat exchange with the boil-off gas of A production system may be provided.
상기 재액화라인은 상기 제2 열교환기를 통과한 증발가스를 감압시키는 감압밸브와, 상기 감압밸브에 의해 감압된 증발가스를 기액 분리하는 기액분리기와, 상기 기액분리기에서 분리된 기체성분을 상기 증발가스 공급라인 상의 압축기 전단으로 공급하는 기체성분 순환라인과, 상기 기액분리기에서 분리된 액체성분을 상기 저장탱크로 공급하는 액체성분 순환라인을 포함하는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.The reliquefaction line includes a pressure reducing valve for decompressing the boil-off gas that has passed through the second heat exchanger, a gas-liquid separator for gas-liquid separation of the boil-off gas pressure-reduced by the pressure reducing valve, and a gas component separated in the gas-liquid separator for the boil-off gas A floating hydrogen production system including a gas component circulation line for supplying to the front end of the compressor on the supply line, and a liquid component circulation line for supplying the liquid component separated in the gas-liquid separator to the storage tank may be provided.
상기 재기화 공급라인은 상기 제2 열교환기와 열교환한 액화천연가스를 기화시키는 기화기를 더 포함하고, 상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축기의 후단과 상기 재기화 공급라인 상의 기화기의 후단을 연결하여 압축된 증발가스와 천연가스가 상호 이동 가능하게 마련되는 연결라인;을 더 포함하는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.The regasification supply line further includes a vaporizer for vaporizing the liquefied natural gas heat-exchanged with the second heat exchanger, and is compressed by connecting the rear end of the compressor on the boil-off gas supply line and the rear end of the vaporizer on the regasification supply line. A floating hydrogen production system further comprising a; connection line in which boil-off gas and natural gas are provided to be mutually movable may be provided.
상기 증발가스 공급라인 상의 상기 재액화라인이 분기되는 지점과 상기 연결라인이 연결되는 지점의 사이에 마련되어 증발가스의 공급유량을 조절하는 제1 밸브; 상기 재기화 공급라인 상의 상기 기화기의 후단과 상기 연결라인이 연결되는 지점의 사이에 마련되어 기화된 천연가스의 공급유량을 조절하는 제2 밸브; 상기 연결라인에 마련되어 상기 연결라인으로 이송되는 압축된 증발가스 또는 기화된 천연가스 중 적어도 하나의 공급유량을 조절하는 제3 밸브;를 더 포함하는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.a first valve provided between a branching point of the reliquefaction line on the boil-off gas supply line and a connecting point of the connection line to control the supply flow rate of the boil-off gas; a second valve provided between the rear end of the vaporizer on the regasification supply line and a point where the connection line is connected to adjust the supply flow rate of vaporized natural gas; A floating hydrogen production system further comprising a; a third valve provided in the connection line to adjust the supply flow rate of at least one of compressed boil-off gas or vaporized natural gas transferred to the connection line may be provided.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템은 액화천연가스 및 증발가스를 이용해 천연가스에 함유된 메탄을 개질하고 수소를 생산할 수 있다. The floating hydrogen production system according to this embodiment can reform methane contained in natural gas using liquefied natural gas and boil-off gas and produce hydrogen.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템은 증발가스를 재액화시킴으로써 저장 효율 및 에너지 효율을 향상시킬 수 있다.The floating hydrogen production system according to this embodiment can improve storage efficiency and energy efficiency by re-liquefying boil-off gas.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템은 액화천연가스 및 증발가스를 다양한 설비의 연료로 사용하여 에너지 효율을 증대시킬 수 있다.The floating hydrogen production system according to this embodiment can increase energy efficiency by using liquefied natural gas and boil-off gas as fuel for various facilities.
도 1는 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템을 개략적으로 나타내는 개념도이다. 1 is a conceptual diagram schematically showing a floating hydrogen production system according to an embodiment of the present invention.
이하에서는 본 발명의 실시 예들을 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하에 소개되는 실시 예들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상이 충분히 전달될 수 있도록 하기 위해 예로서 제공되는 것이다. 본 발명은 이하 설명되는 실시 예들에 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 본 발명을 명확하게 설명하기 위하여 설명과 관계없는 부분은 도면에서 생략하였으며 도면들에 있어서, 구성요소의 폭, 길이, 두께 등은 편의를 위하여 과장되어 표현될 수 있다. 명세서 전체에 걸쳐서 동일한 참조번호들은 동일한 구성요소들을 나타낸다.Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. The embodiments introduced below are provided as examples in order 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 described below and may be embodied in other forms. In order to clearly explain the present invention, parts irrelevant to the description are omitted from the drawings, and in the drawings, the width, length, thickness, etc. of components may be exaggerated for convenience. Like reference numerals refer to like elements throughout.
도 1는 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템을 개략적으로 나타내는 개념도이다. 1 is a conceptual diagram schematically showing a floating hydrogen production system according to an embodiment of the present invention.
도 1을 참조하면, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템(100)은 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크(110), 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기(150), 저장탱크(110)의 액화천연가스를 기화시키고 기화된 천연가스를 개질기(150)로 공급하는 재기화 공급라인(120), 저장탱크(110)의 증발가스를 압축시키는 압축기(131)를 포함하고 압축된 증발가스를 연료가스 수요처(20)로 공급하는 증발가스 공급라인(130), 증발가스 공급라인(130) 상의 압축기의 후단에서 분기되어 압축된 증발가스를 재액화시키는 재액화라인(140)을 포함한다.1, the floating hydrogen production system 100 according to an embodiment of the present invention is a
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템(100)은 해상에서 운용되는 부유식 해상 구조물에 적용될 수 있다. 여기서, 부유식 해상 구조물은 액화천연가스를 수송하되 재기화 장치를 구비하는 LNG 캐리어(LNG Carrier), 해상에 부유된 상태에서 액화천연가스를 재기화하여 육상의 발전플랜트로 공급하는 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)를 의미할 수 있으며, 부유식 수소 생산 시스템(100)은 이러한 부유식 해상 구조물에 함께 탑재되어 운용될 수 있다.The floating hydrogen production system 100 according to this embodiment may be applied to a floating offshore structure operated in the sea. Here, the floating offshore structure transports liquefied natural gas, but an LNG carrier having a regasification device, and an LNG regasification vessel that regasifies the liquefied natural gas while floating on the sea and supplies it to an onshore power plant. (LNG RV; LNG Regasification Vessel) or Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) can be operated
저장탱크(110)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 천연가스의 생산지 또는 공급처 등으로부터 추출 및 정제된 액화천연가스를 공급받아 수용 및 저장할 수 있다. The
저장탱크(110)에 수용되는 액화천연가스 및 증발가스는 선박의 추진용 엔진 또는 발전용 엔진 등의 연료가스로 제공되거나, 기화기(121)에 의해 기화되어 육상에 설치되는 발전플랜트 등 천연가스 수요처로 공급될 수 있다. 뿐만 아니라, 저장탱크(110)에 수용되는 액화천연가스 및 증발가스는 개질기(150)로 공급되어 수소를 생산하기 위한 연료로 이용될 수 있다.Liquefied natural gas and boil-off gas accommodated in the
저장탱크(110)는 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있으며, 선체에 복수 개로 마련될 수 있다.The
저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 불가능하며, 저장탱크(110) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 증발가스가 생성된다. The
저장탱크(110) 내의 증발가스의 생성량은 저장탱크(110)의 내부 온도, 압력 및 액화천연가스의 보유량에 따라 달라진다. 이러한 증발가스는 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 저장탱크(110)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 증발가스를 저장탱크(110)로부터 제거 또는 처리할 필요성이 있다. 따라서, 저장탱크(110)의 내부에 발생된 증발가스는 증발가스 공급라인(130)을 따라 이송되고 압축된 후 연료가스 수요처(20)로 공급되거나, 연결라인(170)을 통해 개질기(150)로 공급되어 수소를 생산하는데 사용될 수 있다. 또한, 증발가스의 생성량이 수요량보다 큰 경우 재액화라인(140)으로 이송되어 재액화되어 저장탱크(110)로 공급될 수 있다.The amount of BOG generated in the
저장탱크(110)는 내부 압력이 일정 압력 이상이 되면 증발가스를 증발가스 공급라인(130)으로 공급함으로써 내부 압력을 유지할 수 있다.The
재기화 공급라인(120)은 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스를 재기화시켜 개질기(150)로 공급하여 수소를 생산하기 위한 연료를 공급할 수 있다.The
재기화 공급라인(120)은 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되고, 출구 측 단부가 개질기(150)에 연결된다. 이 때, 재기화 공급라인(120)의 입구 측 단부에는 펌프(122)가 마련되어 저장탱크(110) 내부의 액화천연가스를 재기화 공급라인(120)을 따라 이송 가능하게 한다. The
재기화 공급라인(120)에는 액화천연가스를 재기화시키는 기화기(121)가 마련되어, 액화천연가스를 기화시킨 후 개질기(150)로 공급 가능하도록 마련된다. 이 때, 개질기(150)로 공급되는 기화된 천연가스는 정제된 가스로 마련되고, 주 성분이 메탄으로 이루어지는 탄화수소 가스를 포함한다.A
재기화 공급라인(120) 상의 기화기(121) 전단에는 재액화라인(140)을 통과하는 증발가스와 액화천연가스의 냉열을 열교환하는 제2 열교환기(142)가 마련될 수 있다. 이에 따라, 재기화 공급라인(120)을 통과하는 액화천연가스는 제2 열교환기(142)에서 1차적으로 가열되고, 2차적으로 기화기(121)에서 가열되어 기화된 천연가스를 개질기(150)로 공급될 수 있다. 이와 동시에, 재액화라인(140)을 통과하는 증발가스는 제2 열교환기(142)에서 액화천연가스와 열교환하여 냉열을 공급받아서 냉각 및 재액화될 수 있다.A
재기화 공급라인(120) 상의 기화기(121)의 후단에는 후술할 연결라인(170)이 연결되어 증발가스 공급라인(130)과 재기화 공급라인(120)을 연결시킬 수 있다. 이에 따라, 재기화 공급라인(120)의 기화된 천연가스는 연결라인(170)을 통해 증발가스 공급라인(130)으로 합류되어 연료가스 수요처(20)로 공급될 수 있고, 이와 반대로 증발가스 공급라인(130)의 증발가스는 연결라인(170)을 통해 재기화 공급라인(120)으로 합류되어 개질기(150)로 공급될 수 있다. 이 때, 재기화 공급라인(120) 상의 연결라인(170)의 합류점 후단에는 도면 상에 표시되어 있지 않지만 기화된 천연가스와 증발가스를 혼합 및 응축시키는 응축기(미도시)와, 응축된 혼합기체를 재기화시키는 기화기(미도시)가 마련될 수 있다.A
재기화 공급라인(120) 상의 기화기와 연결라인(170)의 합류점 사이에는 기화기(121)에서 기화된 천연가스의 공급유량을 조절하기 위해 개폐 가능하게 마련되는 제2 밸브(123)가 마련될 수 있다. 재기화 공급라인(120)은 제2 밸브(123)의 개폐를 조절함으로써 개질기(150)에 공급되는 기화된 천연가스의 공급량을 조절할 수 있고, 연결라인(170)으로 공급되는 기화된 천연가스의 공급량을 조절할 수 있다.Between the junction of the vaporizer and the
재기화 공급라인(120) 상의 연결라인(170)의 합류지점의 후단에는 스팀 공급라인(160)이 합류되어 스팀이 공급되고, 스팀과 혼합된 가스가 예열장치(154)를 통해 가열된 후 개질기(150)로 공급될 수 있다.At the rear end of the junction of the
증발가스 공급라인(130)은 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되고 출구 측 단부가 연료가스 수요처(20)에 연결될 수 있다. 구체적으로, 증발가스 공급라인(130)은 저장탱크(110)에서 발생하는 증발가스 및 재액화라인(140)에서 분리된 증발가스를 가압하여 연료가스 수요처(20)에 연료가스로서 공급하도록 마련될 수 있다. 이 때, 연료가스 수요처(20)는 부유식 해상 구조물의 추진력을 발생시키는 추진용 엔진(미도시), 내부 설비 등을 구동하기 위한 전기를 생산하는 발전용 엔진(미도시), 선박 내부의 온도를 조절하기 위한 보일러(미도시) 등으로 마련될 수 있다. 다만 연료가스 수요처(20)는 이에 한정되는 것은 아니며, 다양한 증발가스를 연료가스로 사용할 수 있다면 다양한 종류의 엔진으로 변형 가능하며, 동일하게 이해되어야 할 것이다. 또한, 증발가스 공급라인(130)의 출구 측 단부는 스팀 리포머(151)의 버너(151a)에 연결되어 버너(151a)의 연료로 공급될 수 있고, 버너(151a)는 연료가스 수요처(20)와 병렬로 연결될 수 있다.The boil-off
증발가스 공급라인(130)에는 증발가스를 압축시키는 압축기(131)가 마련되고, 압축기(131)는 복수 개로 마련되어 직렬로 배치되는 다단 압축기(131a, 131b)로 마련될 수 있다.A
증발가스 공급라인(130) 상의 압축기 전단에는 증발가스 공급라인(130)을 통과하는 증발가스와 재액화라인(140)을 통과하는 압축된 증발가스를 열교환하는 제1 열교환기(141)가 마련될 수 있다. 이 때, 재액화라인(140)을 통과하는 증발가스는 증발가스 공급라인(130) 상의 압축기(131) 전단을 통과하는 증발가스에 비해 압축된 상태로 상대적으로 고온이므로, 제1 열교환기(141)에서 열교환하여 냉열을 공급받아서 냉각 및 재액화될 수 있다. 이와 동시에, 증발가스 공급라인(130)을 통과하는 증발가스는 제1 열교환기(141)에서 1차적으로 가열된 후 압축기(131)로 공급될 수 있다.A
증발가스 공급라인(130) 상의 연결라인(170)과 재액화라인(140)의 분기점 사이에는 압축된 증발가스의 공급유량을 조절하기 위해 개폐 가능하게 마련되는 제1 밸브(132)가 마련될 수 있다. 제1 밸브(132)의 개폐를 조절함으로써 증발가스 공급라인(130)을 통해 연료가스 수요처(20)로 공급되는 증발가스의 공급량과 연결라인(170)으로 공급되는 증발가스의 공급량을 조절할 수 있다.Between the branch point of the
재액화라인(140)은 증발가스 공급라인(130) 상의 압축기를 통과하여 압축된 증발가스의 일부를 공급받아 재액화시키도록 마련된다. 구체적으로, 재액화라인(140)은 입구 측 단부가 증발가스 공급라인(130) 상의 압축기(131) 후단에서 분기되어 마련된다. 이 때, 재액화라인(140)의 입구 측 단부에는 도면에 도시되지 않았지만 재액화라인(140)으로 이송되는 증발가스의 공급유량을 조절하기 위한 유량조절밸브(미도시)가 마련될 수 있다.The
재액화라인(140)은 증발가스 및 액화천연가스 중 적어도 하나로부터 냉열을 공급받는 열교환기와, 열교환기를 통과한 냉각 및 재액화된 증발가스를 감압시키는 감압밸브(144)와, 감압밸브(144)를 거쳐 기액 혼합상태의 증발가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하는 기액분리기(143)와, 기액분리기(143)에서 분리된 기체성분을 증발가스 공급라인(130) 상의 압축기(131) 전단으로 공급하는 기체성분 순환라인(146)과, 기액분리기(143)에서 분리된 액체성분을 저장탱크(110)로 공급하는 액체성분 순환라인(145)을 포함할 수 있다.The
열교환기는 재액화라인(140)의 가압된 증발가스를 증발가스 공급라인(130) 상의 압축기(131) 전단의 증발가스와 1차적으로 열교환하는 제1 열교환기(141)와, 제1 열교환기(141)를 통과한 증발가스와 재기화 공급라인(120)을 통과하는 액화천연가스를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기(142)를 포함할 수 있다. The heat exchanger includes a
제1 열교환기(141)는 압축기에 의해 가압된 증발가스를 증발가스 공급라인(130) 상의 압축기(131) 전단을 통과하는 증발가스와 열교환한다. 이 때, 재액화라인(140) 상의 가압된 증발가스는 압축기(131)를 통과하면서 압축되어 온도 및 압력이 상승한 상태이므로 압축기 전단의 증발가스에 비해 상대적으로 고온의 증발가스이며, 제1 열교환기(141)를 통과하면서 열교환하여 냉각 및 재액화될 수 있다.The
제2 열교환기(142)는 제1 열교환기(141)를 통과한 증발가스를 재기화 공급라인(120) 상의 기화기 전단을 통과하는 액화천연가스와 열교환한다. 이 때, 제1 열교환기(141)를 통과한 증발가스는 재기화 공급라인(120)을 통과하는 극저온의 액화천연가스에 비해 상대적으로 고온의 증발가스이며, 제2 열교환기(142)를 통과하면서 열교환하여 냉각 및 재액화될 수 있다.The
감압밸브(144)는 재액화라인(140) 상의 제2 열교환기(142) 후단에 마련되어, 제2 열교환기(142)를 통과한 냉각된 증발가스를 감압함으로써 재액화를 구현할 수 있다. 구체적으로, 감압밸브(144)는 냉각된 증발가스의 압력을 저장탱크(110)의 내부 압력에 상응하는 압력수준으로 감압시킬 수 있다.The
기액분리기(143)는 재액화라인(140) 상의 감압밸브(144) 후단에 마련되어, 감압되어 기체와 액체가 혼합된 증발가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하도록 마련된다. 감압밸브(144)를 통과하는 증발가스는 냉각 및 재액화되더라도 감압과정에서 플래쉬가스(Flash Gas) 등의 저온의 기체 성분이 발생할 수 있으므로 기액분리기(143)를 이용해 기체성분과 액체성분으로 분리하여 개별적으로 취급할 필요가 있다. 따라서, 기액분리기(143)에서 분리된 기체성분은 기체성분 순환라인(146)을 통해 증발가스 공급라인(130)으로 공급되고, 액체성분은 액체성분 순환라인(145)을 통해 저장탱크(110)로 공급될 수 있다.The gas-
기체성분 순환라인(146)은 입구 측 단부가 기액분리기(143)에 연결되고 출구 측 단부가 증발가스 공급라인(130)에 연결되어, 기액분리기(143)에 의해 분리된 기체성분을 증발가스 공급라인(130)으로 재공급하도록 마련된다. 이에 따라, 기체성분 순환라인(146)에서 공급되는 기체성분은 저장탱크(110)에서 발생한 증발가스와 혼합되어 증발가스 공급라인(130)으로 이송된다.The gas
액체성분 순환라인(145)은 입구 측 단부가 기액분리기(143)에 연결되고 출구 측 단부가 저장탱크(110)에 연결되어, 기액분리기(143)에 의해 분리된 액체성분을 저장탱크로 재공급하도록 마련된다.The liquid
재액화라인(140)은 저장탱크(110) 내부에서 발생하는 증발가스의 생성량이 연료가스 수요처(20) 또는 개질기(150)의 수요량보다 큰 경우 증발가스를 재액화시켜 액화된 증발가스를 저장탱크(110)로 재공급하여 저장탱크(110)의 과도한 압력 상승을 방지할 수 있다. 또한, 잉여 증발가스를 외부로 배출시키지 않고 재액화시킴에 따라 저장효율을 증대시키고, 안전사고의 위험을 방지할 수 있으며, 환경적인 측면에서도 이점이 존재한다.The
연결라인(170)은 증발가스 공급라인(130)과 재기화 공급라인(120)을 연결하여 증발가스와 기화된 천연가스가 상호 이송 가능하게 마련된다. 구체적으로, 연결라인(170)의 일측 단부는 증발가스 공급라인(130) 상의 압축기(131)의 후단과 연결되고, 타측 단부는 기화기(121)의 후단과 연결된다. 더욱 상세하게는, 연결라인(170)은 제1 밸브(132)의 후단과 제2 밸브(123)의 후단에 연결된다.The
연결라인(170)은 연결라인(170)으로 이송되는 압축된 증발가스 또는 기화된 천연가스 중 적어도 하나의 공급유량을 조절하기 위해 개폐 가능하게 마련되는 제3 밸브(171)를 구비할 수 있다. The
제3 밸브(171)는 증발가스 공급라인(130) 상의 제1 밸브(132)와 재기화 공급라인(120) 상의 제2 밸브(123)와 연계하여 압축된 증발가스를 개질기(150)로 공급하도록 조절하거나, 기화된 천연가스를 연료가스 수요처(20)로 공급하도록 조절할 수 있다. 더욱 상세하게는, The
개질기(150)는 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 스팀과 반응을 통해 수소를 생산한다. 구체적으로, 개질기(150)는 재기화 공급라인(120)과 증발가스 공급라인(130)으로부터 기화된 천연가스와 증발가스 중 적어도 하나로부터 메탄을 함유하는 가스를 공급받고, 후술할 스팀 공급라인(160)으로부터 스팀을 공급받아 고온의 환경에서 스팀 개질 반응, 전환반응, 수소 흡착 과정을 통해 수소를 생산할 수 있다.The
개질기(150)는 메탄을 포함하는 재기화 공급라인(120)과 증발가스 공급라인(130)으로부터 메탄 함유 가스를 공급받고, 스팀 공급라인(160)으로부터 스팀을 공급받아 고온의 환경에서 개질시키는 스팀 리포머(151)와, 스팀 리포머(151)에서 개질된 합성가스를 전환 반응시켜 수소를 생성하는 전환반응기(152)와, 전환반응기(152)에서 생성된 가스를 수소와 그 이외의 가스로 분리하는 PSA장치(153)를 포함할 수 있다.The
스팀 리포머(151)는 기화된 천연가스 및 증발가스로 구성되는 메탄 함유 가스와 스팀 공급라인(160)에서 제공되는 스팀(H2O)이 섞인 혼합가스를 공급받는다. 이와 동시에, 스팀 리포머(151) 내부에 마련되는 버너(151a) 등을 점화시켜 메탄 함유 가스와 스팀은 고온의 환경(약 850℃)에서 개질 반응에 의해 수소(H2)와 일산화탄소(CO)가 포함된 합성가스와, 질소(N2) 등을 포함하는 배기가스를 생성할 수 있다.The
스팀 리포머(151)는 수소(H2)와 일산화탄소(CO)가 포함된 합성가스는 전환반응기(152)로 공급하고 질소 등을 포함하는 배기가스를 벤트라인(157a)으로 배출할 수 있다.The
스팀 리포머(151)에서 생성된 합성가스는 전환반응기(152)로 공급되고, 전환반응기(152)에서는 합성가스에 함유된 일산화탄소(CO)를 스팀(H2O)과 반응시켜 수소(H2)를 추가적으로 생성할 수 있다. 따라서, 전환반응기(152)에서 배출되는 합성가스는 스팀 리포머(151)에서 배출되는 합성가스보다 수소 함유량이 더 높은 합성가스로 형성된다.The synthesis gas generated in the
전환반응기(152)에서 배출되는 합성가스는 PSA장치(153)로 제공된다. 이 때, 전환반응기(152)와 PSA장치(153) 사이에는 냉각기(156)가 마련되어 전환반응기(152)에서 배출되는 합성가스를 냉각하여 PSA장치(153)로 공급할 수 있다. PSA장치(153)는 압력스윙흡착(Pressure Swing Absorption) 방식에 의해 일산화탄소, 이산화탄소 등의 불순물을 분리하여 배출하고 고순도의 수소를 얻을 수 있다. 따라서, PSA장치(153)에서는 수소를 분리하여 수소 수요처(10)로 공급하고, 그 이외의 배기가스를 분리하여 벤트라인(157b)으로 배출할 수 있다.The synthesis gas discharged from the
개질기(150)는 스팀 리포머(151)의 전단에 마련되어 재기화 공급라인(120)에서 스팀 리포머(151)로 유입되는 혼합가스와 벤트라인(157)의 고온의 배기가스를 열교환시켜 스팀 리포머(151)에 유입되는 가스를 예열시키는 예열장치(154)를 더 포함할 수 있다.The
벤트라인(157)은 예열장치(154)를 경유하면서 스팀 리포머(151)로 유입되는 혼합가스와 열교환한 후, 연소되어 외부로 방출될 수 있다. The
스팀 공급라인(160)은 해수 공급부(161)에서 해수(Sea Water)를 공급받아 담수화시키고, 담수를 가열하여 스팀을 발생시키며, 스팀을 재기화 공급라인(120)으로 공급한다. 구체적으로, 스팀 공급라인(160)은 해수 공급부(161)에서 해수를 공급받아 담수화시키는 담수화 장치(162)와, 담수화 장치(162)에서 제공되는 담수를 가열하여 고온의 스팀을 생성하는 스팀 보일러(163)를 포함하고, 스팀 보일러(163)에서 제공되는 스팀을 재기화 공급라인(120) 상에서 증발가스 공급라인(130)의 합류 지점의 후단으로 공급한다.The
스팀 보일러(163)는 스팀 리포머(151)와 전환반응기(152) 사이에 마련되어 담수화 장치(162)에서 공급되는 담수와 스팀 리포머(151)에서 배출되는 합성가스를 열교환시켜 스팀을 발생시킨다.The
다만, 스팀 보일러(163)는 스팀 리포머(151)에서 배출되는 합성가스를 열교환시키는 방식 이외에도 별도의 가열장치를 포함할 수 있다.However, the
이와 같이, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템은 액화천연가스를 수송하고 재기화설비를 구비하는 LNG 캐리어(LNG Carrier) 또는 FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 부유식 해양구조물을 이용하여 수소를 생산할 수 있다.As such, the floating hydrogen production system according to an embodiment of the present invention transports liquefied natural gas and provides a floating offshore structure such as an LNG carrier (LNG Carrier) or FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) having a regasification facility. can be used to produce hydrogen.
또한, 저장탱크(110) 내의 증발가스의 과압 또는 부압에 의한 위험을 방지하고, 증발가스 사용효율 및 수소 생산 효율을 동시에 증대시킬 수 있다.In addition, it is possible to prevent a risk due to overpressure or underpressure of the boil-off gas in the
지금까지 본 발명의 부유식 수소 생산 시스템에 관한 구체적인 실시 예에 관하여 설명하였으나, 본 발명의 범위에서 벗어나지 않는 한도 내에서는 여러 가지 실시 변형이 가능함은 자명하다.Although specific embodiments of the floating hydrogen production system of the present invention have been described so far, it is apparent that various implementation modifications are possible without departing from the scope of the present invention.
그러므로 본 발명의 범위에는 설명된 실시 예에 국한되어 전해져서는 안되며, 후술하는 특허등록 청구범위뿐만 아니라 이 특허등록 청구범위와 균등한 것들에 의해 정해져야 한다.Therefore, the scope of the present invention should not be limited to the described embodiments, and should be defined by not only the claims described later but also the claims and equivalents.
즉, 전술된 실시 예는 모든 면에서 예시적인 것이며, 한정적인 것이 아닌 것으로 이해되어야 하며, 본 발명의 범위는 상세한 설명보다는 후술될 특허등록 청구범위에 의하여 나타내어지며, 그 특허등록 청구범위의 의미 및 범위 그리고 그 등가 개념으로부터 도출되는 모든 변경 또는 변형된 형태가 본 발명의 범위에 포함되는 것으로 해석되어야 한다.That is, it should be understood that the above-described embodiment is illustrative in all respects and not restrictive, and the scope of the present invention is indicated by the claims to be described later rather than the detailed description, and the meaning and All changes or modifications derived from the scope and its equivalents should be construed as being included in the scope of the present invention.
100: 부유식 수소 생산 시스템
110: 저장탱크
120: 재기화 공급라인
121: 기화기
122: 펌프
123: 제2 밸브
130: 증발가스 공급라인
131: 압축기
132: 제1 밸브
140: 재액화라인
141: 제1 열교환기
142: 제2 열교환기
143: 기액분리기
144: 감압밸브
145: 액체성분 순환라인
146: 기체성분 순환라인
150: 개질기
151: 스팀 리포머
152: 전환반응기
153: PSA 장치
154: 예열장치
156: 쿨러
157: 벤트라인
160: 스팀 공급라인
163: 스팀 보일러
170: 연결라인
171: 제3 밸브100: floating hydrogen production system 110: storage tank
120: regasification supply line 121: vaporizer
122: pump 123: second valve
130: boil-off gas supply line 131: compressor
132: first valve 140: reliquefaction line
141: first heat exchanger 142: second heat exchanger
143: gas-liquid separator 144: pressure reducing valve
145: liquid component circulation line 146: gas component circulation line
150: reformer 151: steam reformer
152: conversion reactor 153: PSA device
154: preheating device 156: cooler
157: vent line 160: steam supply line
163: steam boiler 170: connection line
171: third valve
Claims (5)
상기 부유식 해상 구조물에 설치되어 상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기;
상기 저장탱크의 액화천연가스를 기화시키고, 기화된 천연가스를 상기 개질기로 공급하는 재기화 공급라인;
상기 저장탱크의 증발가스를 압축시키는 압축기를 포함하고, 압축된 증발가스를 수요처로 공급하는 증발가스 공급라인; 및
상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축기의 후단에서 분기되어 압축된 증발가스를 재액화시키는 재액화라인;을 포함하는 부유식 수소 생산 시스템.a storage tank provided in a floating offshore structure and accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom;
a reformer installed in the floating offshore structure to receive at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank to produce hydrogen;
a regasification supply line for vaporizing the liquefied natural gas in the storage tank and supplying the vaporized natural gas to the reformer;
a boil-off gas supply line including a compressor for compressing the boil-off gas in the storage tank and supplying the compressed boil-off gas to a consumer; and
Floating hydrogen production system comprising a; reliquefaction line branched from the rear end of the compressor on the boil-off gas supply line to re-liquefy the compressed boil-off gas.
상기 재액화라인은
상기 저장탱크의 증발가스 및 액화천연가스 중 적어도 하나로부터 냉열을 공급받는 열교환기를 포함하고,
상기 열교환기는
상기 재액화라인의 가압된 증발가스를 상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축기 전단의 증발가스와 1차적으로 열교환하는 제1 열교환기와, 상기 제1 열교환기를 통과한 증발가스와 상기 재기화 공급라인을 통과하는 액화천연가스를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 포함하는 부유식 수소 생산 시스템.According to claim 1,
The reliquefaction line is
and a heat exchanger receiving cooling heat from at least one of boil-off gas and liquefied natural gas of the storage tank,
the heat exchanger
A first heat exchanger that primarily exchanges the pressurized BOG in the reliquefaction line with BOG in the front end of the compressor on the BOG supply line, and the BOG that has passed through the first heat exchanger passes through the regasification supply line Floating hydrogen production system comprising a second heat exchanger for secondary heat exchange of liquefied natural gas.
상기 재액화라인은
상기 제2 열교환기를 통과한 증발가스를 감압시키는 감압밸브와, 상기 감압밸브에 의해 감압된 증발가스를 기액 분리하는 기액분리기와, 상기 기액분리기에서 분리된 기체성분을 상기 증발가스 공급라인 상의 압축기 전단으로 공급하는 기체성분 순환라인과, 상기 기액분리기에서 분리된 액체성분을 상기 저장탱크로 공급하는 액체성분 순환라인을 포함하는 부유식 수소 생산 시스템.3. The method of claim 2,
The reliquefaction line is
A pressure reducing valve for decompressing the boil-off gas that has passed through the second heat exchanger, a gas-liquid separator for gas-liquid separation of the boil-off gas pressure-reduced by the pressure reducing valve, and the gas component separated in the gas-liquid separator in front of the compressor on the boil-off gas supply line Floating hydrogen production system comprising a gas component circulation line for supplying to the gas-liquid separator, and a liquid component circulation line for supplying the liquid component separated in the gas-liquid separator to the storage tank.
상기 재기화 공급라인은
상기 제2 열교환기와 열교환한 액화천연가스를 기화시키는 기화기를 더 포함하고,
상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축기의 후단과 상기 재기화 공급라인 상의 기화기의 후단을 연결하여 압축된 증발가스와 천연가스가 상호 이동 가능하게 마련되는 연결라인;을 더 포함하는 부유식 수소 생산 시스템.3. The method of claim 2,
The regasification supply line is
Further comprising a vaporizer for vaporizing the liquefied natural gas heat-exchanged with the second heat exchanger,
Floating hydrogen production system further comprising a; a connection line that connects the rear end of the compressor on the boil-off gas supply line and the rear end of the vaporizer on the regasification supply line so that compressed boil-off gas and natural gas are mutually movable.
상기 증발가스 공급라인 상의 상기 재액화라인이 분기되는 지점과 상기 연결라인이 연결되는 지점의 사이에 마련되어 증발가스의 공급유량을 조절하는 제1 밸브;
상기 재기화 공급라인 상의 상기 기화기의 후단과 상기 연결라인이 연결되는 지점의 사이에 마련되어 기화된 천연가스의 공급유량을 조절하는 제2 밸브; 및
상기 연결라인에 마련되어 상기 연결라인으로 이송되는 압축된 증발가스 또는 기화된 천연가스 중 적어도 하나의 공급유량을 조절하는 제3 밸브;를 더 포함하는 부유식 수소 생산 시스템.5. The method of claim 4,
a first valve provided between a branching point of the reliquefaction line on the boil-off gas supply line and a connecting point of the connection line to control the supply flow rate of the boil-off gas;
a second valve provided between the rear end of the vaporizer on the regasification supply line and a point where the connection line is connected to adjust the supply flow rate of vaporized natural gas; and
Floating hydrogen production system further comprising a; provided in the connection line to control the supply flow rate of at least one of compressed boil-off gas or vaporized natural gas transferred to the connection line.
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---|---|---|---|
KR1020200131395A KR20220048528A (en) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | Floating hydrogen-production system |
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KR1020200131395A KR20220048528A (en) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | Floating hydrogen-production system |
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KR (1) | KR20220048528A (en) |
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KR20240029679A (en) * | 2022-08-26 | 2024-03-06 | 한화오션 주식회사 | System and Method for Controlling Pressure of Liquefied Gas Carrier |
KR20240031495A (en) * | 2022-08-30 | 2024-03-08 | 한화오션 주식회사 | System and Method for Controlling Pressure of Floating Liquefied Gas Regasification Unit |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20120068670A (en) | 2010-12-17 | 2012-06-27 | 삼성중공업 주식회사 | Waste heat recycling apparatus for ship |
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2020
- 2020-10-12 KR KR1020200131395A patent/KR20220048528A/en unknown
Patent Citations (1)
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KR20120068670A (en) | 2010-12-17 | 2012-06-27 | 삼성중공업 주식회사 | Waste heat recycling apparatus for ship |
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KR20240029679A (en) * | 2022-08-26 | 2024-03-06 | 한화오션 주식회사 | System and Method for Controlling Pressure of Liquefied Gas Carrier |
KR20240031495A (en) * | 2022-08-30 | 2024-03-08 | 한화오션 주식회사 | System and Method for Controlling Pressure of Floating Liquefied Gas Regasification Unit |
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