KR20220048528A - Floating hydrogen-production system - Google Patents

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KR20220048528A
KR20220048528A KR1020200131395A KR20200131395A KR20220048528A KR 20220048528 A KR20220048528 A KR 20220048528A KR 1020200131395 A KR1020200131395 A KR 1020200131395A KR 20200131395 A KR20200131395 A KR 20200131395A KR 20220048528 A KR20220048528 A KR 20220048528A
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boil
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line
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KR1020200131395A
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Korean (ko)
Inventor
정승재
류시진
박아민
최병윤
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삼성중공업 주식회사
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Abstract

The present invention provides a floating type hydrogen production system. One aspect of the present invention provides a floating type hydrogen production system, comprising: a storage tank provided on a floating offshore structure and accommodating a liquefied natural gas and a boil-off gas generated therefrom; a reformer installed on the floating offshore structure to receive at least one of a gasified natural gas and the boil-off gas from the storage tank and to produce hydrogen by a regasification supply line gasifying the liquefied natural gas in the storage tank and supplying the gasified 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 demand place; and a re-liquefying line branching off from the rear end of the compressor on the boil-off gas supply line to re-liquefy the compressed boil-off gas. The present invention can enhance storage efficiency and energy efficiency.

Description

부유식 수소 생산 시스템{FLOATING HYDROGEN-PRODUCTION SYSTEM}Floating hydrogen production system {FLOATING HYDROGEN-PRODUCTION SYSTEM}

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.

대한민국 공개특허공보 제10-2012-0068670호(2012. 06. 27. 공개)Republic of Korea Patent Publication No. 10-2012-0068670 (published on June 27, 2012)

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 storage tank 110 for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom, vaporized from the storage tank 110 A reformer 150 that receives at least one of natural gas and boil-off gas to produce hydrogen, a regasification supply line that vaporizes the liquefied natural gas in the storage tank 110 and supplies the vaporized natural gas to the reformer 150 ( 120), the boil-off gas supply line 130, the boil-off gas supply line 130 including a compressor 131 for compressing the boil-off gas of the storage tank 110 and supplying the compressed boil-off gas to the fuel gas demander 20 It includes a re-liquefaction line 140 for re-liquefying the compressed boil-off gas branched from the rear end of the compressor.

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 storage tank 110 is provided to receive and store liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom. The storage tank 110 may receive and store the extracted and purified liquefied natural gas from a natural gas production site or supplier.

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 storage tank 110 are provided as fuel gas, such as a ship's propulsion engine or an engine for power generation, or are vaporized by the vaporizer 121 and are natural gas demanders such as power plants installed on land. can be supplied with In addition, the liquefied natural gas and BOG accommodated in the storage tank 110 may be supplied to the reformer 150 and used as fuel for producing hydrogen.

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 storage tank 110 may be provided as a membrane-type cargo hold insulated to minimize vaporization of liquefied natural gas due to external heat intrusion, and may be provided in plurality in the hull.

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 storage tank 110 is generally installed with heat insulation, but it is practically impossible to completely block the intrusion of external heat, and the boil-off gas generated by the natural vaporization of the liquefied natural gas is generated inside the storage tank 110 . .

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 storage tank 110 depends on the internal temperature, pressure and the amount of liquefied natural gas stored in the storage tank 110 . Since such BOG raises the internal pressure of the storage tank 110 and poses a risk of deformation and explosion of the storage tank 110 , there is a need to remove or process BOG from the storage tank 110 . Accordingly, the BOG generated in the storage tank 110 is transferred along the BOG supply line 130 and compressed, and then supplied to the fuel gas demander 20 or the reformer 150 through the connection line 170 . It can be supplied to and used to produce hydrogen. In addition, when the amount of BOG generated is greater than the demand, it may be transferred to the reliquefaction line 140 to be reliquefied and supplied to the storage tank 110 .

저장탱크(110)는 내부 압력이 일정 압력 이상이 되면 증발가스를 증발가스 공급라인(130)으로 공급함으로써 내부 압력을 유지할 수 있다.The storage tank 110 may maintain the internal pressure by supplying the boil-off gas to the boil-off gas supply line 130 when the inner pressure is higher than a predetermined pressure.

재기화 공급라인(120)은 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스를 재기화시켜 개질기(150)로 공급하여 수소를 생산하기 위한 연료를 공급할 수 있다.The regasification supply line 120 may regasify the liquefied natural gas received and stored in the storage tank 110 and supply it to the reformer 150 to supply fuel for producing hydrogen.

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 regasification supply line 120 has an inlet end connected to the inside of the storage tank 110 and an outlet end connected to the reformer 150 . At this time, a pump 122 is provided at the inlet side end of the regasification supply line 120 to transfer the liquefied natural gas inside the storage tank 110 along the regasification supply line 120 .

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 vaporizer 121 for regasifying the liquefied natural gas is provided in the regasification supply line 120 , and is provided to be supplied to the reformer 150 after vaporizing the liquefied natural gas. At this time, the vaporized natural gas supplied to the reformer 150 is provided as a purified gas, and includes a hydrocarbon gas whose main component is methane.

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 second heat exchanger 142 for exchanging the cold heat of the boil-off gas and liquefied natural gas passing through the re-liquefaction line 140 may be provided at the front end of the vaporizer 121 on the regasification supply line 120 . Accordingly, the liquefied natural gas passing through the regasification supply line 120 is primarily heated in the second heat exchanger 142 and secondarily heated in the vaporizer 121 to convert the vaporized natural gas to the reformer 150 . can be supplied with At the same time, the boil-off gas passing through the reliquefaction line 140 exchanges heat with the liquefied natural gas in the second heat exchanger 142 to receive cooling heat to be cooled and reliquefied.

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 connection line 170 to be described later is connected to the rear end of the vaporizer 121 on the regasification supply line 120 to connect the boil-off gas supply line 130 and the regasification supply line 120 to each other. Accordingly, the vaporized natural gas of the regasification supply line 120 is joined to the boil-off gas supply line 130 through the connection line 170 and can be supplied to the fuel gas demander 20 , and on the contrary, the boil-off gas supply BOG from the line 130 may be joined to the regasification supply line 120 through the connection line 170 and supplied to the reformer 150 . At this time, at the rear end of the confluence of the connection line 170 on the regasification supply line 120, although not shown in the drawing, a condenser (not shown) for mixing and condensing the vaporized natural gas and the boil-off gas, and the condensed mixed gas A vaporizer (not shown) for re-vaporizing may be provided.

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 connection line 170 on the regasification supply line 120, a second valve 123 that can be opened and closed to adjust the supply flow rate of the natural gas vaporized in the vaporizer 121 may be provided. there is. The regasification supply line 120 can adjust the supply amount of the vaporized natural gas supplied to the reformer 150 by controlling the opening and closing of the second valve 123 , and You can control the supply.

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 connection line 170 on the regasification supply line 120 , the steam supply line 160 is joined to supply steam, and the gas mixed with steam is heated through the preheater 154 , and then the reformer (150) can be supplied.

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 gas supply line 130 may have an inlet end connected to the inside of the storage tank 110 and an outlet end connected to the fuel gas demander 20 . Specifically, the boil-off gas supply line 130 pressurizes the boil-off gas generated in the storage tank 110 and the boil-off gas separated from the reliquefaction line 140 to supply it to the fuel gas demander 20 as fuel gas. can At this time, the fuel gas demander 20 is a propulsion engine (not shown) that generates propulsion of the floating offshore structure, an engine for power generation (not shown) that generates electricity to drive internal facilities, and the temperature inside the ship It may be provided as a boiler (not shown) for controlling the . However, the fuel gas demander 20 is not limited thereto, and if various boil-off gases can be used as fuel gas, it can be transformed into various types of engines, and should be understood in the same way. In addition, the outlet side end of the boil-off gas supply line 130 is connected to the burner 151a of the steam reformer 151 to be supplied as fuel of the burner 151a, and the burner 151a is a fuel gas demander 20 can be connected in parallel with

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 compressor 131 for compressing the boil-off gas is provided in the boil-off gas supply line 130 , and a plurality of compressors 131 may be provided as multi-stage compressors 131a and 131b arranged in series.

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 first heat exchanger 141 for exchanging the BOG passing through the BOG supply line 130 and the compressed BOG passing through the reliquefaction line 140 is provided at the front end of the compressor on the BOG supply line 130. can At this time, since the boil-off gas passing through the reliquefaction line 140 is compressed and relatively high temperature compared to the boil-off gas passing through the front end of the compressor 131 on the boil-off gas supply line 130 , the first heat exchanger 141 ), it can be cooled and reliquefied by receiving cooling heat through heat exchange. At the same time, the boil-off gas passing through the boil-off gas supply line 130 may be primarily heated in the first heat exchanger 141 and then supplied to the compressor 131 .

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 connection line 170 on the boil-off gas supply line 130 and the reliquefaction line 140, a first valve 132 that can be opened and closed to adjust the supply flow rate of the compressed boil-off gas may be provided. there is. By controlling the opening and closing of the first valve 132 , the amount of BOG supplied to the fuel gas demander 20 through the BOG supply line 130 and the amount of BOG supplied to the connection line 170 can be adjusted. .

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 reliquefaction line 140 is provided to receive a portion of the BOG compressed through the compressor on the BOG supply line 130 and reliquefy it. Specifically, the reliquefaction line 140 is provided with an inlet end branched from the rear end of the compressor 131 on the boil-off gas supply line 130 . At this time, a flow rate control valve (not shown) for controlling the supply flow rate of the boil-off gas transferred to the reliquefaction line 140 may be provided at the end of the inlet side of the reliquefaction line 140 , although not shown in the drawing.

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 reliquefaction line 140 includes a heat exchanger receiving cooling heat from at least one of BOG and liquefied natural gas, a pressure reducing valve 144 for decompressing the cooled and reliquefied BOG passing through the heat exchanger, and a pressure reducing valve 144. A gas-liquid separator 143 that separates boil-off gas in a gas-liquid mixed state into a gas component and a liquid component through It may include a gas component circulation line 146 and a liquid component circulation line 145 for supplying the liquid component separated in the gas-liquid separator 143 to the storage tank 110 .

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 first heat exchanger 141 that primarily exchanges the pressurized BOG in the reliquefaction line 140 with BOG in the front end of the compressor 131 on the BOG supply line 130, and a first heat exchanger ( It may include a second heat exchanger 142 for secondary heat exchange between the boil-off gas passing through 141 and the liquefied natural gas passing through the regasification supply line 120 .

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 first heat exchanger 141 heats the BOG pressurized by the compressor with BOG passing through the front end of the compressor 131 on the BOG supply line 130 . At this time, since the pressurized BOG on the reliquefaction line 140 is compressed while passing through the compressor 131 and the temperature and pressure are increased, it is BOG at a relatively high temperature compared to BOG at the front end of the compressor, and the first heat exchanger It can be cooled and reliquefied by heat exchange while passing through (141).

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 second heat exchanger 142 exchanges heat with the boil-off gas passing through the first heat exchanger 141 with the liquefied natural gas passing through the front end of the vaporizer on the regasification supply line 120 . At this time, the BOG passing through the first heat exchanger 141 is BOG having a relatively high temperature compared to the cryogenic liquefied natural gas passing through the regasification supply line 120 , and passing through the second heat exchanger 142 . It can be cooled and reliquefied by heat exchange while doing so.

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 pressure reducing valve 144 may be provided at the rear end of the second heat exchanger 142 on the reliquefaction line 140 , and may implement reliquefaction by depressurizing the cooled BOG passing through the second heat exchanger 142 . Specifically, the pressure reducing valve 144 may reduce the pressure of the cooled boil-off gas to a pressure level corresponding to the internal pressure of the storage tank 110 .

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-liquid separator 143 is provided at the rear end of the pressure reducing valve 144 on the reliquefaction line 140 to separate the boil-off gas in which the pressure is reduced and the gas and liquid are mixed into a gas component and a liquid component. Even if the boil-off gas passing through the pressure reducing valve 144 is cooled and reliquefied, low-temperature gas components such as flash gas may be generated during the decompression process, so a gas-liquid separator 143 is used to separate the gas and liquid components They need to be treated individually. Accordingly, the gas component separated in the gas-liquid separator 143 is supplied to the boil-off gas supply line 130 through the gas component circulation line 146 , and the liquid component is supplied to the storage tank 110 through the liquid component circulation line 145 . can be supplied with

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 component circulation line 146 has an inlet end connected to the gas-liquid separator 143 and an outlet end connected to the boil-off gas supply line 130 to supply the gas component separated by the gas-liquid separator 143 to the boil-off gas. It is provided to re-supply to line 130 . Accordingly, the gas component supplied from the gas component circulation line 146 is mixed with the BOG generated in the storage tank 110 and transferred to the BOG supply line 130 .

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 component circulation line 145 has an inlet end connected to the gas-liquid separator 143 and an outlet end connected to the storage tank 110 to re-supply the liquid component separated by the gas-liquid separator 143 to the storage tank. arranged to do

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 reliquefaction line 140 re-liquefies the BOG when the amount of BOG generated inside the storage tank 110 is greater than that of the fuel gas demander 20 or the reformer 150 to store the BOG liquefied in the storage tank. By re-supplying to 110 , it is possible to prevent excessive pressure rise of the storage tank 110 . In addition, by re-liquefying the surplus BOG without discharging it to the outside, the storage efficiency can be increased, the risk of a safety accident can be prevented, and there are advantages in terms of the environment.

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 connection line 170 connects the boil-off gas supply line 130 and the regasification supply line 120 so that the boil-off gas and the vaporized natural gas can be transferred to each other. Specifically, one end of the connection line 170 is connected to the rear end of the compressor 131 on the boil-off gas supply line 130 , and the other end is connected to the rear end of the vaporizer 121 . More specifically, the connection line 170 is connected to the rear end of the first valve 132 and the rear end of the second valve 123 .

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 connection line 170 may include a third valve 171 that is opened and closed to adjust the supply flow rate of at least one of compressed boil-off gas or vaporized natural gas transferred to the connection line 170 .

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 third valve 171 supplies the compressed BOG to the reformer 150 in connection with the first valve 132 on the BOG supply line 130 and the second valve 123 on the regasification supply line 120 . It can be adjusted to be controlled, or it can be controlled to supply the vaporized natural gas to the fuel gas demander 20 . More specifically,

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 reformer 150 receives at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank 110 and produces hydrogen through a reaction with steam. Specifically, the reformer 150 receives a gas containing methane from at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the regasification supply line 120 and the boil-off gas supply line 130, and a steam supply line to be described later ( 160), hydrogen can be produced through steam reforming, conversion, and hydrogen adsorption processes in a high-temperature environment.

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 reformer 150 receives methane-containing gas from the regasification supply line 120 and the boil-off gas supply line 130 containing methane, and receives steam from the steam supply line 160 to reform the steam in a high-temperature environment. The reformer 151 and the conversion reactor 152 for generating hydrogen by converting the synthesis gas reformed in the steam reformer 151, and separating the gas generated in the conversion reactor 152 into hydrogen and other gases It may include a PSA device 153 .

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 steam reformer 151 is supplied with a mixed gas of methane-containing gas composed of vaporized natural gas and boil-off gas and steam (H 2 O) provided from the steam supply line 160 . At the same time, by igniting the burner 151a provided inside the steam reformer 151, the methane-containing gas and steam are hydrogen (H2) and carbon monoxide (CO) by a reforming reaction in a high-temperature environment (about 850°C). It is possible to generate exhaust gas containing the synthesized gas, nitrogen (N2), and the like.

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 steam reformer 151 may supply the synthesis gas containing hydrogen (H2) and carbon monoxide (CO) to the conversion reactor 152 and discharge the exhaust gas containing nitrogen and the like to the vent line 157a.

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 steam reformer 151 is supplied to the conversion reactor 152, and in the conversion reactor 152, carbon monoxide (CO) contained in the synthesis gas is reacted with steam (H2O) to additionally generate hydrogen (H2) can do. Accordingly, the synthesis gas discharged from the conversion reactor 152 is formed as a synthesis gas having a higher hydrogen content than the synthesis gas discharged from the steam reformer 151 .

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 conversion reactor 152 is provided to the PSA device 153 . At this time, a cooler 156 is provided between the conversion reactor 152 and the PSA device 153 to cool the synthesis gas discharged from the conversion reactor 152 and supply it to the PSA device 153 . The PSA device 153 separates and discharges impurities such as carbon monoxide and carbon dioxide by a pressure swing absorption method to obtain high-purity hydrogen. Accordingly, in the PSA device 153 , hydrogen is separated and supplied to the hydrogen demander 10 , and other exhaust gases may be separated and discharged to the vent line 157b.

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 reformer 150 is provided at the front end of the steam reformer 151 and exchanges heat with the mixed gas flowing into the steam reformer 151 from the regasification supply line 120 and the high-temperature exhaust gas of the vent line 157 to heat the steam reformer 151 . ) may further include a preheating device 154 for preheating the gas introduced into the.

벤트라인(157)은 예열장치(154)를 경유하면서 스팀 리포머(151)로 유입되는 혼합가스와 열교환한 후, 연소되어 외부로 방출될 수 있다. The vent line 157 may exchange heat with the mixed gas flowing into the steam reformer 151 while passing through the preheating device 154 , and then burn and be discharged to the outside.

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 steam supply line 160 receives seawater from the seawater supply unit 161 to desalinate it, heats the freshwater to generate steam, and supplies the steam to the regasification supply line 120 . Specifically, the steam supply line 160 includes a desalination device 162 for receiving seawater from the seawater supply unit 161 to desalinate it, and a steam boiler for generating high-temperature steam by heating the freshwater provided from the desalination device 162 ( 163), and supplies the steam provided from the steam boiler 163 to the rear end of the confluence of the boil-off gas supply line 130 on the regasification supply line 120 .

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 steam boiler 163 is provided between the steam reformer 151 and the conversion reactor 152 and heats the fresh water supplied from the desalination device 162 and the synthesis gas discharged from the steam reformer 151 to generate steam.

다만, 스팀 보일러(163)는 스팀 리포머(151)에서 배출되는 합성가스를 열교환시키는 방식 이외에도 별도의 가열장치를 포함할 수 있다.However, the steam boiler 163 may include a separate heating device in addition to the method of heat-exchanging the synthesis gas discharged from the steam reformer 151 .

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 storage tank 110, and increase the boil-off gas use efficiency and hydrogen production efficiency at the same time.

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)

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 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. 제1항에 있어서,
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. 제2항에 있어서,
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. 제2항에 있어서,
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. 제4항에 있어서,
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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KR20120068670A (en) 2010-12-17 2012-06-27 삼성중공업 주식회사 Waste heat recycling apparatus for ship

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