KR102289476B1 - 수소 액화 시스템 및 방법 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 액화가스의 냉열을 이용하여 액화시킬 수소 기체와, 수소 기체를 액화시키는 냉매를 냉각시키면서도, 냉매 압축기의 입구 온도를 적정 온도로 유지시킬 수 있는 수소 액화 시스템 및 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 수소 액화 시스템은, 수소 공급처로부터 이송되는 수소 기체를 액화시키기 전에 예냉시키는 예냉부; 상기 예냉부에서 예냉된 수소 기체를 액화시키는 액화부; 및 상기 액화부에서 수소를 액화시키기 위한 냉매가 순환하는 냉매 사이클;을 포함하고, 상기 예냉부는, 상기 수소 기체와 액화가스를 열교환시켜, 수소 기체는 냉각시키고, 액화가스는 재기화시키는 1차 열교환기;를 포함하고, 상기 냉매 사이클은, 상기 냉매를 압축하는 냉매 압축기; 및 상기 냉매 압축기의 상류에 설치되며, 상기 액화부에서 가열 또는 기화된 기체 냉매와, 상기 1차 열교환기에서 재기화된 기화가스를 열교환시켜, 상기 기체 냉매는 가열하고 상기 기화가스는 재냉각시키는 냉매 히터;를 포함한다.

Description

수소 액화 시스템 및 방법 {Hydrogen Liquefaction System and Method}
본 발명은 액화가스의 냉열을 이용하여 액화시킬 수소 기체와, 수소 기체를 액화시키는 냉매를 냉각시키면서도, 냉매 압축기의 입구 온도를 적정 온도로 유지시킬 수 있는 수소 액화 시스템 및 방법에 관한 것이다.
수소 에너지는 환경 친화적이며 높은 에너지 밀도를 갖기 때문에 자동차 동력원, 휴대용 전자기기용 연료전지의 연료로 활용이 가능하며, 연료전지 가격 또한 매년 감소하고 있어 수소에너지 시대가 앞당겨지고 있다.
현재 산업에서 주로 채택되고 있는 가장 합리적인 수소의 저장 및 운송 기술은, 수소를 액화시켜 부피당 에너지 밀도가 가장 좋은 액화수소의 형태로 저장 및 운송하는 방법과, 수소를 고압으로 압축시켜 중량당 에너지 밀도가 가장 좋은 고압 기체 수소의 형태로 저장 및 운송하는 방법이다.
기체 상태의 수소를 상압, -253℃로 냉각하면 액화되고, 그 밀도는 상압 기준 기체 상태의 수소에 비해 약 780배 높으며, 700 bar로 압축된 수소 기체에 비해서도 약 1.75배 높다. 액화수소의 저장압력은 통상 3 bar 미만으로 고압 압축가스 방식에 비해 안전성의 측면에서 유리하다.
운송 방식에 있어서도, 200 bar로 압축된 고압 저장 실린더 형태로 고압 기체 수소를 운송하는 형식과, 액화수소의 운송 효율을 비교해서도 압축수소 운송 방식에 비해 액화운송 방식이 약 10배 이상 높은 것으로 알려져 있다.
또한, 수소를 고압으로 압축하기 위해서는 고압 압축기가 필요하며, 수소를 액화시키기 위해서는 초저온 냉동기가 필요하므로, 이들의 설치 및 운영에 따른 비용이 발생한다.
따라서, 생산, 저장, 운송 등 전체 밸류체인 측면에서의 경제성 분석에 따르면, 액화수소 형태로 수소를 저장 및 운송하는 것이 가장 경제적이다.
이와 같이, 미래 에너지로서의 액화수소의 가치가 높아지고 있는 상황에서, 미국, 유럽, 일본, 중국 등 전 세계적으로 대용량 수소 액화플랜트가 가동되고 있으나, 국내에는 수소액화 플랜트가 전무한 상황이다.
지구상에서 가장 가벼운 원소인 수소는, 응축 온도가 대기압 조건에서 약 20K(약 -253℃) 정도로 매우 낮기 때문에, 액화에너지가 많이 소모되는 단점이 있다.
수소의 액화 기술은, 수소를 수소의 액화점인 약 -253℃까지 냉각시키는 기술과, 오르토(오쏘) 수소(ortho-H2)를 파라 수소(para-H2)로 변환하는 기술과, 수소를 정제하는 기술로 구분할 수 있다.
2원자 분자인 수소는, 오르토 수소와 파라 수소로 구분된다. 수소 분자의 두 원자가 스핀 방향이 같으면 오르토 수소라 하고, 스핀 방향이 반대이면 파라 수소라 한다. 수소는 온도에 따라 오르토 수소와 파라 수소의 구성비가 다르며, 온도가 낮아질수록 파라 수소의 비중이 더욱 커진다.
상온의 평형 상태에서 수소는 약 25%의 파라 수소와, 약 75%의 오르토 수소로 구성되는 한편, 약 110K까지 온도가 낮아지면, 열역학적 평형상태를 기준으로, 오르토 수소는 약 10% 이상 감소하고, 파라 수소는 약 10% 이상 증가한다. 또한, 수소의 끓는점, 즉, 약 -253℃(20K)의 열역학적 평형상태에서는, 약 99.8%의 파라 수소로 구성된다.
오르토 수소가 파라 수소로 전환되는 공정은 발열 공정(약 670kJ/kg)으로서 자연적으로 일어나지만, 그 속도는 매우 느리다. 따라서, 상온의 수소를 짧은 시간 동안 20K로 냉각하여 액화시키면, 75%의 오르토 수소가 열역학적 평형상태가 되기 위해 서서히 파라 수소로 변환하게 된다. 이 오르토-파라 변환 시 발생하는 변환열은 액화수소의 증발열보다 크다. 즉, 액화시킨 액화수소를 그대로 저장하면 오르토-파라 변환이 일어나 대부분의 액화수소가 손실된다.
따라서, 이를 막기 위해서는, 수소를 액화시키는 공정 중에 오르토 수소로부터 파라 수소로의 전환 반응을 빠르게 진행시켜주고, 냉각 공정 등을 추가하여 오르토-파라 전환에 수반되는 열량을 처리해줄 필요가 있다.
상용급 플랜트의 경우 1kg의 수소 가스를 액화시키기 위해 약 13kWh 이상의 에너지가 소모된다. 이렇게 많은 에너지의 소모는 수소의 공급 단가를 높게 만들기 때문에 미래 수소 사회로 가기 위해서는 수소 액화 공정에 소모되는 에너지량을 최소화시킬 필요가 있다.
한편, 수소 액화 공정에 소모되는 에너지를 최소화시키기 위한 대표적인 개념은 폐냉열을 활용하는 것이다. 예를 들어, 한국, 중국, 일본 등 LNG를 주 에너지원으로 활용하는 국가에서는, 도시가스를 공급하기 위해 LNG를 재기화시켜야 하는데, 이때 발생하는 폐냉열은 대기압 조건에서 약 100K이다. 이와 같이 LNG를 재기화시키면서 발생하는 폐냉열을 수소 액화에 활용하는 것은 경제적인 방법 중 하나일 수 있다.
따라서, 본 발명은, 수소 액화 시스템에 있어서, LNG의 폐냉열을 활용하면서도, 냉매 사이클의 압축기 입구 온도를 적정 수준으로 충족시킬 수 있는, 수소 액화 시스템을 제공하고자 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 수소 공급처로부터 이송되는 수소 기체를 액화시키기 전에 예냉시키는 예냉부; 상기 예냉부에서 예냉된 수소 기체를 액화시키는 액화부; 및 상기 액화부에서 수소를 액화시키기 위한 냉매가 순환하는 냉매 사이클;을 포함하고, 상기 예냉부는, 상기 수소 기체와 액화가스를 열교환시켜, 수소 기체는 냉각시키고, 액화가스는 재기화시키는 1차 열교환기;를 포함하고, 상기 냉매 사이클은, 상기 냉매를 압축하는 냉매 압축기; 및 상기 냉매 압축기의 상류에 설치되며, 상기 액화부에서 가열 또는 기화된 기체 냉매와, 상기 1차 열교환기에서 재기화된 기화가스를 열교환시켜, 상기 기체 냉매는 가열하고 상기 기화가스는 재냉각시키는 냉매 히터;를 포함하는, 수소 액화 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 예냉부는, 상기 수소 기체의 오르토-파라 전환 반응을 촉진시키는 1차 OP 반응기;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 1차 열교환기에서는, 상기 액화가스, 수소 기체 및 상기 냉매 압축기로부터 이송되는 압축 냉매가 열교환하여, 상기 수소 기체와 압축 냉매가 냉각될 수 있다.
바람직하게는, 상기 냉매 압축기로 유입되는 기체 냉매의 온도를 측정하는 온도 측정부; 상기 1차 열교환기에서 기화된 기화가스가 상기 냉매 히터로 이송되는 기화가스 라인에 설치되며, 상기 1차 열교환기로부터 냉매 히터로 이송되는 기화가스의 유량을 제어하기 위한 기화가스 밸브; 및 상기 온도 측정부의 온도 측정값에 따라 상기 냉매 압축기의 상류 온도가 설정 범위 내에서 유지되도록 상기 기화가스 밸브를 제어하는 제어부;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 냉매 히터와 가스 수요처 사이에 설치되며, 상기 냉매 히터에서 재냉각된 기화가스의 냉열을 회수하여 상기 기화가스를 가스 수요처에서 요구하는 온도까지 가열하는 재냉열 회수 수단;을 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 공급처는, SMR(steam methane reformer) 반응기이고, 상기 재냉열 회수 수단은, 상기 SMR 반응기로부터 상기 예냉부로 공급되는 수소 기체와, 상기 냉매 히터에서 재냉각된 기화가스를 열교환시켜, 상기 고온고압의 수소 기체를 예냉시키는 수소 냉각기;일 수 있다.
바람직하게는, 상기 냉매 사이클은, 상기 1차 열교환기에서 냉각된 저온고압의 기체 냉매를 팽창시키는 제1 냉매 팽창터빈;을 더 포함하고, 상기 액화부는, 상기 제1 냉매 팽창터빈에 의해 팽창된 저온저압의 냉매와, 상기 1차 OP 반응기에서 전환 반응을 마치고 배출된 수소 기체와, 상기 1차 열교환기에서 냉각된 후 상기 제1 냉매 팽창터빈으로 공급할 냉매를 열교환시켜, 상기 수소 기체와 상기 제1 냉매 팽창터빈으로 공급할 냉매를 냉각시키는 제3 수소 열교환기;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 냉매 사이클은, 상기 제3 수소 열교환기에서 냉열이 회수된 저온저압의 냉매를 팽창시키는 제2 냉매 팽창터빈;을 더 포함하고, 상기 액화부는, 상기 제2 냉매 팽창터빈에 의해 팽창된 저온저압의 냉매와, 상기 제3 수소 열교환기에서 냉각된 수소 기체와, 상기 제1 냉매 팽창터빈에 의해 팽창된 저온저압의 냉매를 열교환시켜, 상기 수소 기체를 액화시키는 제4 수소 열교환기;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 기체의 오르토-파라 전환 반응이 일어나는 제3 OP 반응기;를 더 포함하고, 상기 제3 OP 반응기에서 전환 반응이 일어난 수소 기체가 상기 제4 수소 열교환기로 이송될 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 따르면, 액화시킬 수소 기체를, 재기화시킬 액화가스와 열교환시켜, 상기 수소 기체는 냉각시키고 상기 액화가스는 기화시키는 단계; 상기 수소 기체를 오르토-파라 전환 반응시키는 단계; 상기 오르토-파라 전환 반응에 의해 온도가 상승한 수소 기체를, 냉매 사이클을 순환하는 액체 냉매와 열교환시켜, 상기 액체 냉매는 기화시키고 상기 수소 기체는 액화시키는 단계; 상기 수소 기체를 액화시키면서 기화된 기체 냉매를 상기 기화된 기화가스와 열교환시켜, 상기 기체 냉매는 가열하고, 상기 기화가스는 재냉각시키는 단계; 및 상기 기화가스와의 열교환에 의해 가열된 기체 냉매를 압축하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스를 기화시키는 단계는, 상기 액화시킬 수소 기체와, 상기 기화시킬 액화가스와, 상기 기체 냉매를 압축하는 단계에서 압축된 기체 냉매를 열교환시켜, 상기 수소 기체 및 기체 냉매를 냉각시킬 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축시킬 기체 냉매의 온도를 측정하는 단계; 및 상기 온도 측정값에 따라 상기 기체 냉매와 열교환시킬 기화가스의 유량을 PID 또는 PI 방식으로 제어하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 재냉각된 기화가스를, 상기 액화가스를 기화시키는 단계로 공급하는 액화시킬 수소 기체와 열교환시켜, 상기 기화가스는 가열하고 상기 수소 기체는 예냉하는 단계; 및 상기 가열된 기화가스를 가스 공급처로 공급하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스를 기화시키는 단계에서 액화가스의 냉열에 의해 냉각된 기체 냉매를 팽창시키는 단계; 및 상기 팽창된 저온저압의 냉매와, 상기 오르토-파라 전환 반응을 마친 수소 기체와, 상기 팽창시킬 고온고압의 냉매를 열교환시켜, 상기 수소 기체와 고온고압의 냉매를 냉각시키는 단계;를 포함한다.
본 발명에 따른 수소 액화 시스템은, 버려지는 LNG의 폐냉열을 수소 액화에 활용함으로써, 수소 액화에 소모되는 에너지량을 줄일 수 있다.
또한, LNG의 폐냉열을 수소 액화에 활용함으로써, LNG의 폐냉열을 활용하기 전 약 13kWh/kg의 에너지 소모량을 약 10kWh/kg으로 감소시킴으로써, 수소 액화 효율을 약 30~40% 이상 개선할 수 있다.
또한, LNG를 이용하여 수소를 예냉시키면서도, 기화된 천연가스를 재냉각시킴으로써 냉매 압축기의 입구 온도를 적정 수준으로 충족시킬 수 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 수소 액화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하, 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서, 각 도면의 구성요소들에 대해 참조부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
또한, 후술하는 본 실시예에서는 액화가스로서 LNG(Liquefied Natural Gas)가 적용되는 것을 예로 들어 설명하지만, 이에 한정하는 것은 아니다. 액화가스는 LPG(Liquefied Petroleum Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas), 액화질소(Liquefied Nitrogen) 등을 포함하는 군에서 선택되는 어느 하나일 수 있다.
이하, 도 1을 참조하여, 본 발명의 일 실시예에 따른 수소 액화 시스템을 설명하기로 한다.
본 발명의 일 실시예에 따른 수소 액화 시스템은, 수소 공급처로부터 이송되는, 액화시킬 수소 기체를 냉각시키는 전처리 냉각부; 전처리 냉각부에서 냉각된 수소 기체를 액화시키기 전에 예냉시키는 예냉부; 예냉된 수소 기체를 액화시키는 액화부; 및 수소를 액화시키기 위한 냉매가 순환하는 냉매 사이클;로 구성된다.
본 실시예의 전처리 냉각부에서는, 본 실시예에 따른 수소 액화 시스템에 의해 재기화되고 기화가스 수요처로 이송되는 재기화 가스(천연가스)의 냉열을 이용하여, 수소 공급처로부터 예냉부로 이송되는 수소 기체를 냉각시킨다.
본 실시예의 예냉부에서는, 재기화시킬 액화가스(LNG)의 냉열을 이용하여, 예냉부로부터 액화부로 이송되는 수소 기체를 냉각시킨다. 예냉부에서 수소 기체를 냉각시키면서 액화가스는 재기화 가스로 기화된다.
본 실시예의 액화부에서는, 냉매 사이클을 순환하는 냉매의 냉열을 이용하여, 예냉부에서 예냉된 수소 기체를 액체 상태로 액화시킨다.
또한, 냉매 사이클은, 냉매의 압축, 냉각, 팽창 및 흡열 과정에 의해 냉매가 순환된다. 여기서 냉매의 냉각은 예냉부에서 액화가스의 냉열을 이용하여 이루어지고, 냉매의 흡열은, 액화부에서 기체 수소의 열을 액화시키면서 이루어지며, 또한, 냉매의 흡열 공정은 예냉부에서 기화된 기화가스를 냉각시키면서 추가로 열 에너지를 얻으면서도 이루어진다.
본 실시예에 따른 예냉부는, 액화시킬 수소 기체를 LNG의 냉열로 냉각시키는 1차 열교환기(304, 305); 및 1차 열교환기(304)에서 냉각된 수소 기체의 오르토-파라(ortho-para) 전환 반응이 일어나는 1차 OP(ortho-para) 반응기(308, 309);를 포함한다.
또한, 본 실시예에 따르면, LNG 공급처와 1차 열교환기(304, 305)의 저온 유체 유입부를 연결하며, LNG 공급처로부터 1차 열교환기(304, 305)의 저온 유체 유입부로 LNG가 이송되는 경로를 제공하는 액화가스 라인(LL1, LL2); 수소 공급처와 1차 열교환기(304, 305)의 고온 유체 유입부를 연결하며, 수소 공급처로부터 1차 열교환기(304, 305)의 고온 유체 유입부로 수소 기체가 이송되는 경로를 제공하는 수소 기체 라인(GL); 및 냉매 사이클을 순환하는 냉매가 유동하는 경로를 제공하는 냉매 라인(RL);을 더 포함한다.
본 실시예의 1차 열교환기(304, 305)에서는, 액화가스 라인(LL1, LL2)을 통해 저온 유체 유입부로 유입된 LNG와, 수소 기체 라인(GL)을 통해 고온 유체 유입부로 유입된 수소 기체가 열교환하여, LNG는 가열 또는 기화될 수 있고, 수소 기체는 LNG의 기화냉열에 의해 냉각된다.
액화가스 라인(LL1, LL2)에는, 개폐 및 개도량 제어에 의해, 액화가스 라인(LL1, LL2)을 따라 LNG 공급처로부터 1차 열교환기(304, 305)로 이송되는 LNG의 공급을 제어하는 액화가스 밸브(101, 102);가 설치될 수 있다.
도시하지 않은 제어부는, 액화가스 밸브(101, 102)를 제어하여, 1차 열교환기(304, 305)로의 LNG 공급 여부와 공급 유량을 조절할 수 있다.
또한, 1차 열교환기(304, 305)로부터 냉각된 후 액화부로 이송되는 수소 기체의 온도를 측정하는 예냉 온도 측정부;를 더 포함한다. 예냉 온도 측정부는 1차 열교환기(304, 305) 하류의 수소 기체 라인(GL)에 설치되는 TIC(Temperature Indicating Controller)일 수 있다.
예냉 온도 측정부에 의해 측정된 예냉 수소의 온도 측정값에 따라 액화가스 밸브(101, 102)의 개폐 및 개도량을 제어하여, LNG 공급처로부터 1차 열교환기(304, 305)로 이송되는 LNG의 유량을 제어할 수 있다.
본 실시예에서 수소 공급처는, 메탄을 주성분으로 하는 천연가스와 스팀을 고온 고압에서 반응시킴으로써 메탄의 수소-탄소 결합이 끊어져서, 메탄의 탄소가 스팀의 산소와 결합하여, 일산화탄소 및 이산화탄소를 생성하고, 메탄의 수소는 분자로 분리되는 공정에 의해 수소를 생산하는 SMR 반응기(301);일 수 있다.
SMR(Steam Methane Reformer) 반응기를 이용한 수소 생산 방식은 경제성이 있어 전 세계적으로 수소 공급의 80% 이상을 점유하고 있으며, 생성된 수소 기체는 고온고압 상태이기 때문에, 수소 액화 공정에 피드 가스로서 공급하기 위해서는, 수소를 냉각시킬 필요가 있다.
SMR 반응기(301)에는 수소를 생산하기 위한 반응물인 천연가스를 공급하는 천연가스 공급라인(NL6); 및 스팀을 공급하는 스팀 라인(SL);이 연결될 수 있다.
천연가스 공급라인(NL6)을 통해 SMR 반응기(301)로 유입되는 천연가스는 본 실시예에 의해 재기화된 기화가스일 수 있다.
본 실시예의 전처리 냉각부는, 수소 공급처로부터 이송되는 액화시킬 수소 기체를 예냉부, 즉, 1차 열교환기(304, 305)로 공급하기 전에, 1차 열교환기(304, 305)에서 기화된 천연가스와의 열교환에 의해 예냉시키는 수소 냉각기(302); 및 개폐 및 개도량 제어에 의해 수소 냉각기(302)에서 예냉된 후 수소 기체 라인(GL)을 따라 1차 열교환기(304, 305)로 유입되는 수소 기체의 공급 여부 및 공급 유량을 제어하는 수소 밸브(303);를 더 포함할 수 있다.
1차 열교환기(304, 305)로부터 수소 냉각기(302)로 공급되는 천연가스는, 냉매 사이클에서 냉매를 가열시키면서 온도가 다시 낮아진 후, 후술하는 제5 기화가스 라인(NL5)을 따라 공급될 수 있다.
또한, 본 실시예의 1차 열교환기(304, 305)는 3-stream 열교환기일 수 있다. 이때, 1차 열교환기(304, 305)에는, 액화가스 라인(LL1, LL2), 수소 기체 라인(GL) 및 냉매 라인(RL)이 연결될 수 있고, 1차 열교환기(304, 305)에서는, 액화가스 라인(LL1, LL2)을 따라 이송된 LNG, 수소 기체 라인(GL)을 따라 이송된 수소 기체 및 냉매 라인(RL)을 따라 이송된 냉매가 상호 열교환할 수 있다.
1차 열교환기(304, 305)가 이와 같이 3-stream 열교환기로 구비되는 경우, 1차 열교환기(304, 305)에서는, 열교환에 의해 LNG는 가열 또는 기화되고, 수소 기체와 냉매는 냉각 또는 액화될 수 있다.
본 실시예에서는 1차 열교환기(304, 305)가 이와 같이 3-stream 열교환기인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
또한, 본 실시예에 따르면, 1차 열교환기(304, 305)와 천연가스 수요처를 연결하며, 1차 열교환기(304, 305)에서 냉매로 사용되면서 기화된 천연가스가 천연가스 수요처로 이송되는 경로를 제공하는 기화가스 라인(NL1, NL2, NL3, NL4, NL5);을 더 포함할 수 있다.
본 실시예에서 천연가스 수요처는, 도시가스 공급소일 수 있으나, 이에 한정되는 것은 아니다.
또한, 본 실시예에 따르면, 기화가스 라인(NL1, NL2, NL3, NL4, NL5)은, 1차 열교환기(304, 305)와 냉매 사이클을 연결하며, 1차 열교환기(304, 305)에서 냉매로 사용되면서 기화된 천연가스가 냉매 사이클로 이송되는 경로를 제공하는 1차 기화가스 라인(NL1, NL2); 및 냉매 사이클과 천연가스 수요처를 연결하며 천연가스가 냉매 사이클에서 그 열원이 사용된 후 천연가스 수요처로 이송되는 경로를 제공하는 제5 기화가스 라인(NL5);을 포함할 수 있다.
1차 기화가스 라인(NL1, NL2)은 후술하는 냉매 사이클의 헬륨 히터(204)로 연결될 수 있다. 즉, 1차 열교환기(304, 305)에서 냉매로 사용되면서 기화된 천연가스는, 1차 기화가스 라인(NL1, NL2)을 따라 냉매 사이클로 이송되어, 냉매 사이클에서 냉매를 기화 또는 가열시키는 열원으로 사용된 후, 제5 기화가스 라인(NL5)을 따라 천연가스 수요처로 공급될 수 있다.
본 실시예의 수소 기체 라인(GL)은, 1차 열교환기(304, 305)의 고온 유체 배출부와 1차 OP 반응기(308, 309)를 더 연결하며, 1차 열교환기(304, 305)에서 냉각된 수소 기체가 1차 OP 반응기(308, 309)로 이송되는 경로를 제공한다. 즉, 1차 열교환기(304, 305)에서 냉각된 수소 기체는 수소 기체 라인(GL)을 따라 1차 OP 반응기(308, 309)로 공급된다.
본 실시예의 1차 열교환기(304, 305)는, 제1 수소 열교환기(304); 및 제2 수소 열교환기(305);를 포함하는 2단 열교환기로 구성될 수 있다.
이때, 액화가스 라인(LL1, LL2)은, LNG 공급처와 제1 수소 열교환기(304)를 연결하는 제1 액화가스 라인(LL1); 및 LNG 공급처와 제2 수소 열교환기(305)를 연결하는 제2 액화가스 라인(LL2);을 포함하고, 액화가스 밸브(101, 102)는, 제1 액화가스 라인(LL1)에 설치되며 LNG 공급처로부터 제1 수소 열교환기(304)로 이송되는 LNG의 공급을 제어하는 제1 액화가스 밸브(101); 및 제2 액화가스 라인(LL2)에 설치되며 LNG 공급처로부터 제2 수소 열교환기(305)로 이송되는 LNG의 공급을 제어하는 제2 액화가스 밸브(102);로 구성될 수 있다.
또한, 본 실시예의 1차 OP 반응기(308, 309)는, 제1 OP 반응기(308); 및 제2 OP 반응기(309);를 포함하여, 2단계에 걸쳐 전환 반응이 실시될 수 있다.
즉, 수소 기체 라인(GL)을 통해 수소 공급처로부터 이송된 액화시킬 수소 기체는, 제1 수소 열교환기(304)에서 1차 냉각된 후, 1차 OP 반응기(308)로 공급되어 전환 반응이 일어나고, 1차 OP 반응기(308)로부터 배출된 수소 기체는 제2 수소 열교환기(305)로 공급되어 2차 냉각된 후, 2차 OP 반응기(309)로 공급되어 전환 반응이 실시될 수 있다.
본 실시예에서는 1차 열교환기(304, 305)가 제1 수소 열교환기(304)와 제2 수소 열교환기(305)를 포함하여 2대의 열교환기로 구성되고, 1차 OP 반응기(308, 309)가 제1 OP 반응기(308)와 제2 OP 반응기(309)를 포함하여 2대의 반응기로 구성되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 그러나, 1차 열교환기(304, 305)를 구성하는 열교환기의 수와 1차 OP 반응기(308, 309)를 구성하는 OP 반응기의 수는 이에 한정되지는 않고, 적용되는 액화가스의 종류와 열교환에 의해 목표하는 수소 기체의 냉각 온도에 따라 다르게 구성될 수 있을 것이다.
도 1에는 OP 반응기(308, 309, 310)가 본 실시예에서 수소 기체 라인(GL)상에 설치되는 것으로 도시되어 있다. 그러나, 이에 한정하는 것은 아니고, OP 반응기(308, 309, 310)는 열교환기(304, 305, 306)에, 수소 기체의 오르토-파라 전환을 위한 촉매를 수소 기체가 통과할 수 있도록 촉매층을 설치하여 전환 공정이 공정 상에서 적절히 이루어질 수 있도록 구비될 수도 있다. 오르토-파라 전환을 위한 촉매는 예를 들어 삼산화철(Fe2O3)일 수 있다.
본 실시예의 액화부는, 상술한 예냉부, 즉, 본 실시예의 제2 OP 반응기(309)로부터 전환 반응 후 배출되는 수소 기체를 냉매의 냉열로 냉각시키는 제3 수소 열교환기(306); 제3 수소 열교환기(306)에서 냉각된 수소 기체의 오르토-파라 전환 반응이 일어나는 제3 OP 반응기(310); 및 제3 OP 반응기(310)로부터 전환 반응 후 배출되는 수소를 냉매의 냉열로 액화시키는 제4 수소 열교환기(307);를 포함한다.
2차 OP 반응기(309)에서 전환 반응이 실시된 후 배출된 수소 기체는, 제2 OP 반응기(309)와 제3 수소 열교환기(306)를 연결하는 수소 기체 라인(GL)을 통해 제3 수소 열교환기(306)의 고온 유체 유입부로 유입되며, 제3 수소 열교환기(306)에서 냉매 사이클을 순환하는 냉매와의 열교환에 의해 냉각된다.
또한, 제3 수소 열교환기(306)에서 냉각된 수소 기체는 제3 OP 반응기(310)로 공급된다. 제3 OP 반응기(310)에서 전환 반응이 완료된 수소 기체는, 수소 기체 라인(GL)을 통해 제4 수소 열교환기(307)로 유입되며, 제4 수소 열교환기(307)에서 냉매 사이클을 순환하는 냉매와의 열교환에 의해 액화된다.
제4 수소 열교환기(307)로부터 배출되는 액화 수소는, 제4 수소 열교환기(307)와 액화수소를 저장하는 액화수소 저장탱크(311)를 연결하는 액화 수소 라인(HL);을 따라 액화수소 저장탱크(311)로 이송되며, 액화수소 저장탱크(311)에 저장될 수 있다. 이와 같이 액화된 수소는 액화수소 저장탱크(311)에 저장된 후 액화수소 수요처로 공급되거나, 또는 액화수소 저장탱크(311)를 거치지 않고 직접 액화수소 수요처로 공급될 수도 있을 것이다.
본 실시예의 냉매 사이클은 냉매가, 헬륨 압축기(201), 제1 수소 열교환기(304), 제2 수소 열교환기(305), 제3 수소 열교환기(306), 제4 수소 열교환기(307), 제1 헬륨 팽창터빈(202), 제4 수소 열교환기(307) 및 제2 헬륨 팽창터빈(203)을 경유하고, 다시 제4 수소 열교환기(307) 및 제3 수소 열교환기(306)를 경유하여 헬륨 히터(204)로 유입된 후, 헬륨 히터(204)로부터 다시 헬륨 압축기(201)로 유입되는, 폐쇄 사이클을 순환하도록 형성된다.
본 실시예의 냉매 사이클을 순환하는 냉매는 헬륨(helium, He)일 수 있다.
또한, 냉매 사이클은, 클라우드(Claude) 사이클 또는 브레이튼(Brayton) 사이클일 수 있으며, 본 실시예에서 냉매 사이클은, 가장 단순하면서도 효율이 높은 역 브레이튼 사이클이 적용되는 것을 예로 들어 설명한다.
헬륨을 냉매로 사용하는 역 브레이튼 사이클은, 응축온도가 수소보다 낮은 헬륨을 압축시키고, 냉각시킨 후, 팽창시키고, 승온시키는 과정을 순환하는 폐쇄형 사이클(closed loop) 방식이다.
즉, 본 실시예에 따르면, 헬륨을 냉매로 사용하고 터보 팽창기로 팽창기키는 역 브레이튼 사이클을 이용하여 극저온 냉동시스템을 구성하고, 수소의 액화는 이와 분리된 가압 기체 수소 스트림을 열교환기에 연속적으로 통과시킴으로써 수소의 냉각 및 액화를 수행할 수 있다.
본 실시예의 헬륨 압축기(201)는, 냉매 라인(RL)을 따라 유동하는 기체 상태의 헬륨을 압축한다. 헬륨 압축기(201)에 의해 압축된 고온고압의 헬륨 기체는, 냉매 라인(RL)을 따라 제1 수소 열교환기(304)로 유입되고, 제1 수소 열교환기(304)에서 제1 액화가스 라인(LL1)을 따라 유입된 LNG의 냉열에 의해 냉각된다.
즉, 제1 수소 열교환기(304)에서는 수소 기체 라인(GL)을 따라 유입된 수소 기체와, 제1 액화가스 라인(LL1)을 따라 유입된 LNG와, 냉매 라인(RL)을 따라 유입된 고온고압의 헬륨 기체가 열교환한다.
제1 수소 열교환기(304)에서 냉각된 고압의 헬륨 기체는, 냉매 라인(RL)을 따라 제2 수소 열교환기(305)로 유입되어, 제2 액화가스 라인(LL2)을 따라 유입된 LNG의 냉열에 의해 냉각된다.
즉, 제2 수소 열교환기(305)에서는, 제1 OP 반응기(308)에서 반응열에 의해 가열된 후 수소 기체 라인(GL)을 따라 유입된 수소 기체와, 제2 액화가스 라인(LL2)을 따라 유입된 LNG와, 제1 수소 열교환기(304)에서 냉각된 후 냉매 라인(RL)을 따라 유입된 고압의 헬륨 기체가 열교환한다.
제2 수소 열교환기(305)에서 냉각된 고압의 헬륨 기체는, 냉매 라인(RL)을 따라 제3 수소 열교환기(306)로 유입되어, 후술할 제2 헬륨 팽창터빈(203)에 의해 팽창된 헬륨의 냉열에 의해 냉각된다.
제3 수소 열교환기(306)에서 냉각된 헬륨은 냉매 라인(RL)을 따라 제1 헬륨 팽창터빈(202)으로 유입되어, 단열팽창 또는 등엔트로피 팽창에 의해 압력이 낮아지면서 온도도 낮아진다.
제1 헬륨 팽창터빈(202)에 의해 압력 및 온도가 낮아진 저온저압의 헬륨은 냉매 라인(RL)을 따라 제4 수소 열교환기(307)로 유입되며, 수소 기체 라인(GL)을 따라 유입된 수소 기체와 열교환하여, 수소 기체를 액화시키면서 가열 또는 기화된다.
제4 수소 열교환기(307)에서 가열 또는 기화된 헬륨은 냉매 라인(RL)을 따라 제2 헬륨 팽창터빈(203)으로 유입되어, 단열팽창 또는 등엔트로피 팽창에 의해 압력이 낮아지면서 온도도 낮아진다.
제2 헬륨 팽창터빈(203)에 의해 압력 및 온도가 낮아진 저온저압의 헬륨은 냉매 라인(RL)을 따라 제4 수소 열교환기(307)로 유입된다. 즉, 본 실시예의 제4 수소 열교환기(307)은 3-stream 열교환기일 수 있다.
본 실시예의 제4 수소 열교환기(307)에서는, 제1 헬륨 팽창터빈(202)에 의해 팽창된 후 냉매 라인(RL)을 따라 유입된 헬륨(이하, '1차 팽창 헬륨'이라 함.)과, 제3 OP 반응기(310)에서 반응열에 의해 온도가 상승한 후 수소 기체 라인(GL)을 따라 유입된 수소 기체와, 제2 헬륨 팽창터빈(203)에 의해 팽창된 후 냉매 라인(RL)을 따라 유입된 헬륨(이하, '2차 팽창 헬륨'이라 함.)이 열교환하여, 수소 기체는 액화되고, 1차 팽창 헬륨 및 2차 팽창 헬륨은 가열 또는 기화된다.
제4 수소 열교환기(307)에서 열교환에 의해 가열 또는 기화된 2차 팽창 헬륨은, 냉매 라인(RL)을 따라 제3 수소 열교환기(306)로 유입된다. 즉, 본 실시예의 제3 수소 열교환기(306)은 3-stream 열교환기일 수 있다.
본 실시예의 제3 수소 열교환기(306)에서는, 제4 수소 열교환기(307)에서 가열 또는 기화된 2차 팽창 헬륨과, 제2 OP 반응기(309)에서 반응열에 의해 온도가 상승한 후 수소 기체 라인(GL)을 따라 유입된 수소 기체와, 제2 수소 열교환기(305)에서 냉각된 후 냉매 라인(RL)을 따라 유입된 헬륨 기체(이하, '2차 냉각 헬륨'이라 함.)가 열교환하여, 2차 냉각 헬륨 및 수소 기체는 냉각 또는 액화되고, 가열 또는 기화된 2차 팽창 헬륨은 가열 또는 기화된다.
제3 수소 열교환기(306)에서 가열 또는 기화된 헬륨은, 냉매 라인(RL)을 따라 헬륨 압축기(201)로 재순환되는데, 본 실시예에 따르면, 제3 수소 열교환기(306)에서 가열 또는 기화된 헬륨이 헬륨 압축기(201)로 유입되기 전에, 헬륨 히터(204)에서 더 가열된 후 헬륨 압축기(210)로 공급되도록 한다.
본 실시예에 따르면, 제1 수소 열교환기(304)에서 LNG의 냉열에 의해 수소 기체를 약 110K까지 예냉시킨 후, 냉각된 수소 기체를 제1 OP 반응기(308)로 공급하는데, 오르토-파라 전환 공정은 발열 과정이므로, 제1 OP 반응기(308)로부터 배출되는 수소 기체의 온도는 제1 OP 반응기(308)의 전단 온도보다 약 5 내지 10℃ 상승하게 된다. 즉, 제1 OP 반응기(308)로부터 배출되는 수소 기체를 제2 수소 열교환기(305)에서 LNG의 냉열에 의해 더 냉각시키도록 한다.
상술한 바와 같이 제1 수소 열교환기(304) 및 제2 수소 열교환기(305)에서 LNG의 냉열에 의해 헬륨 냉매 또한 약 110K까지 냉각되게 된다.
그러나 본 출원인은, 이와 같이 LNG의 냉열을 최대한 활용하여 예냉 공정에 의해 수소 및 헬륨을 110K에 근접하게 냉각시키면, 헬륨 압축기(201)로 유입되는 헬륨의 온도가 너무 낮아 헬륨 압축기(201)의 허용 온도 미만이 된다는 문제점을 발견하였다.
따라서, 본 실시예에 따르면, 제1 수소 열교환기(304)와 제2 수소 열교환기(305)에서 열교환에 의해 기화된 천연가스와 제3 수소 열교환기(306)로부터 헬륨 압축기(201)로 유입되는 헬륨 기체를 열교환시키는 헬륨 히터(304);를 더 포함하여, 헬륨 압축기(201)로 유입되는 헬륨 기체를 가열하도록 구성한다.
헬륨 히터(304)에서 헬륨 기체를 가열시키면서 천연가스는 다시 상온보다 현저히 낮은 온도로 재냉각되는데, 재냉각된 천연가스의 온도는 도시가스 등 천연가스 수요처에서 요구하는 온도보다 낮기 때문에, 추가로 회수할 수 있는 냉열이 발생하게 된다.
따라서, 본 실시예에 따르면, 헬륨 히터(304)에서 헬륨 압축기(201)로 공급되는 헬륨 기체를 가열시키면서 재냉각된 천연가스의 냉열을 회수하는 재냉열 회수 수단;을 더 포함할 수 있다.
도 1에서는, 재냉열 회수 수단이, SMR 반응기(301)로부터 제1 수소 열교환기(304)로 유입되는 수소 기체와 재냉각된 천연가스를 열교환시켜 수소 기체를 예냉시키는 수소 냉각기(302);인 것을 예로 들어 도시하였다.
이와 같이 수소 냉각기(302)를 이용하여 액화시킬 수소 기체와 재냉각된 천연가스를 열교환시킴으로써, SMR 반응기(301)로부터 배출되는 고온의 수소 기체는 액화 공정에 적합한 온도까지 예냉시킬 수 있고, 재냉각된 천연가스는 천연가스 수요처로 공급하기에 적합한 온도까지 가열시킬 수 있다.
본 실시예에서는, 재냉열 회수 수단으로서 수소 냉각기(302)가 적용되는 것을 예로 들어 설명하였으나, 이에 한정되는 것은 아니고, 공기 액화 공정 등 극저온 유체의 예냉기, 냉동 창고, 건물 냉방기 등이 적용될 수 있다.
이와 같이, 헬륨 압축기(201)의 입구 온도를 높이기 위해 천연가스를 재냉각시키면 수소 액화 공정 자체는 천연가스를 재냉각시키지 않는 것에 비해 수소 액화 효율의 상승율이 약 10~20%로 줄어들 수 있지만, 나머지 10~20%의 효율 상승에 해당하는 효과는, 수소를 공급하는 플랜트 또는 수소 액화 플랜트와 연계되는 다른 플랜트에서 얻을 수 있으므로, 결론적으로 전체 시스템의 효율이 개선된다.
또한, 본 실시예에 따르면, 제1 수소 열교환기(304)로부터 제1 기화가스 라인(NL1)을 따라 배출된 기화가스와, 제2 수소 열교환기(305)로부터 제2 기화가스 라인(NL2)을 따라 배출된 기화가스를 혼합하는 제1 혼합기(103); 제1 혼합기(103)와 헬륨 히터(204)를 연결하며, 제1 혼합기(103)에서 혼합된 기화가스, 즉 천연가스가 헬륨 히터(204)로 유입되는 경로를 제공하는 제3 기화가스 라인(NL3); 제1 혼합기(103)로부터 배출된 천연가스 중에서 제3 기화가스 라인(NL3)으로 유입되지 않은 나머지 천연가스가 헬륨 히터(204)를 우회하도록 경로를 제공하는 제4 기화가스 라인(NL4); 및 제3 기화가스 라인(NL3)을 통해 유동하며 헬륨 히터(204)에서 재냉각된 천연가스와, 제4 기화가스 라인(NL4)을 통해 유동하며 헬륨 히터(204)를 우회한 천연가스를 혼합하는 제2 혼합기(106);를 더 포함한다.
제2 혼합기(106)에서 혼합된 천연가스는, 제2 혼합기(106)와 수소 냉각기(302)를 연결하는 제5 기화가스 라인(NL5)을 따라 수소 냉각기(302)로 공급되고, 수소 냉각기(302)에서 가열된 후 천연가스 수요처로 공급된다.
본 실시예의 제3 기화가스 라인(NL3)에는, 개도량 제어에 의해 제1 혼합기(103)로부터 헬륨 히터(204)로 공급되는 천연가스의 유량을 조절하는 제1 기화가스 밸브(104);가 설치될 수 있다.
또한, 제4 기화가스 라인(NL4)에는, 개도량 제어에 의해 제1 혼합기(103)로부터 헬륨 히터(204)를 우회하여 제2 혼합기(106)로 공급되는 천연가스의 유량을 조절하는 제2 기화가스 밸브(105);가 더 설치될 수도 있다.
본 실시예에 따르면, 헬륨 압축기(201)로 공급되는 헬륨 기체의 온도를 측정하는 온도 측정부(205);를 더 포함할 수 있다.
제1 기화가스 밸브(104) 및/또는 제2 기화가스 밸브(105)는, 온도 측정부(205)의 온도 측정값에 따라 제어된다. 제1 기화가스 밸브(104) 및/또는 제2 기화가스 밸브(105)의 제어는, 온도 측정부(205)에 의한 온도 측정값에 따라 PID 또는 PI 제어 방식에 의해 조절하여, 헬륨 압축기(201) 상류에서의 헬륨 기체의 온도가 항상 설정값, 즉 일정한 범위 내에서 유지되도록 실시된다.
예를 들어, 온도 측정부(205)에서 측정한 헬륨 기체의 온도 측정값이 설정값보다 낮으면 제1 기화가스 밸브(104)의 개도량을 크게 하여 제1 혼합기(103)로부터 헬륨 히터(204)로 공급되는 천연가스의 유량을 늘리고, 온도 측정부(205)에서 측정한 헬륨 기체의 온도 측정값이 설정값보다 높으면 제1 기화가스 밸브(104)의 개도량을 줄여 제1 혼합기(103)로부터 헬륨 히터(204)로 공급되는 천연가스의 유량을 줄일 수 있다.
본 실시예에 따르면, LNG 공급처로부터 공급되는 LNG의 냉열(Q)은, 제1 수소 열교환기(304)에서 수소의 예냉을 위해 사용되고(Q1), 제2 수소 열교환기(305)에서 수소의 예냉을 위해 사용되고(Q2), 헬륨 히터(204)에서 냉매를 가열시키는데 사용되고, 수소 냉각기(302)에서 수소 기체를 냉각시키는데 사용(Q4)되면서, 가스 수요처에서 요구하는 상태로 기화되고 온도가 조절된다(Q = Q1 + Q2 + Q3 + Q4).
본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.
101 : 제1 액화가스 밸브 201 : 헬륨 압축기
102 : 제2 액화가스 밸브 202 : 제1 헬륨 팽창터빈
103 : 제1 혼합기 203 : 제2 헬륨 팽창터빈
104 : 제1 기화가스 밸브 204 : 헬륨 히터
105 : 제2 기화가스 밸브 205 : 온도 측정부
106 : 제2 혼합기
301 : SMR 반응기 307 : 제4 수소 열교환기
302 : 수소 냉각기 308 : 제1 OP 반응기
303 : 수소 밸브 309 : 제2 OP 반응기
304 : 제1 수소 열교환기 310 : 제3 OP 반응기
305 : 제2 수소 열교환기 311 : 액화수소 저장탱크
306 : 제3 수소 열교환기
GL : 수소 기체 라인 HL : 액화 수소 라인
SL : 스팀 라인 RL : 냉매 라인
LL1 : 제1 액화가스 라인 LL2 : 제2 액화가스 라인
NL1 : 제1 기화가스 라인 NL2 : 제2 기화가스 라인
NL3 : 제3 기화가스 라인 NL4 : 제4 기화가스 라인
NL5 : 제5 기화가스 라인 NL6 : 천연가스 공급라인

Claims (14)

  1. 수소 공급처로부터 이송되는 수소 기체를 액화시키기 전에 예냉시키는 예냉부;
    상기 예냉부에서 예냉된 수소 기체를 액화시키는 액화부; 및
    상기 액화부에서 수소를 액화시키기 위한 냉매가 순환하는 냉매 사이클;을 포함하고,
    상기 예냉부는,
    상기 수소 기체와 액화가스를 열교환시켜, 수소 기체는 냉각시키고, 액화가스는 재기화시키는 1차 열교환기;를 포함하고,
    상기 냉매 사이클은,
    상기 냉매를 압축하는 냉매 압축기; 및
    상기 냉매 압축기의 상류에 설치되며, 상기 액화부에서 가열 또는 기화된 기체 냉매와, 상기 1차 열교환기에서 재기화된 기화가스를 열교환시켜, 상기 기체 냉매는 가열하고 상기 기화가스는 재냉각시키는 냉매 히터;를 포함하는, 수소 액화 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 예냉부는,
    상기 수소 기체의 오르토-파라 전환 반응을 촉진시키는 1차 OP 반응기;를 더 포함하는, 수소 액화 시스템.
  3. 청구항 1에 있어서,
    상기 1차 열교환기에서는, 상기 액화가스, 수소 기체 및 상기 냉매 압축기로부터 이송되는 압축 냉매가 열교환하여, 상기 수소 기체와 압축 냉매가 냉각되는, 수소 액화 시스템.
  4. 청구항 1에 있어서,
    상기 냉매 압축기로 유입되는 기체 냉매의 온도를 측정하는 온도 측정부;
    상기 1차 열교환기에서 기화된 기화가스가 상기 냉매 히터로 이송되는 기화가스 라인에 설치되며, 상기 1차 열교환기로부터 냉매 히터로 이송되는 기화가스의 유량을 제어하기 위한 기화가스 밸브; 및
    상기 온도 측정부의 온도 측정값에 따라 상기 냉매 압축기의 상류 온도가 설정 범위 내에서 유지되도록 상기 기화가스 밸브를 제어하는 제어부;를 더 포함하는, 수소 액화 시스템.
  5. 청구항 1에 있어서,
    상기 냉매 히터와 가스 수요처 사이에 설치되며, 상기 냉매 히터에서 재냉각된 기화가스의 냉열을 회수하여 상기 기화가스를 가스 수요처에서 요구하는 온도까지 가열하는 재냉열 회수 수단;을 더 포함하는, 수소 액화 시스템.
  6. 청구항 5에 있어서,
    상기 수소 공급처는, SMR(steam methane reformer) 반응기이고,
    상기 재냉열 회수 수단은, 상기 SMR 반응기로부터 상기 예냉부로 공급되는 수소 기체와, 상기 냉매 히터에서 재냉각된 기화가스를 열교환시켜, 상기 고온고압의 수소 기체를 예냉시키는 수소 냉각기;인 것을 특징으로 하는, 수소 액화 시스템.
  7. 청구항 2에 있어서,
    상기 냉매 사이클은,
    상기 1차 열교환기에서 냉각된 저온고압의 기체 냉매를 팽창시키는 제1 냉매 팽창터빈;을 더 포함하고,
    상기 액화부는,
    상기 제1 냉매 팽창터빈에 의해 팽창된 저온저압의 냉매와, 상기 1차 OP 반응기에서 전환 반응을 마치고 배출된 수소 기체와, 상기 1차 열교환기에서 냉각된 후 상기 제1 냉매 팽창터빈으로 공급할 냉매를 열교환시켜, 상기 수소 기체와 상기 제1 냉매 팽창터빈으로 공급할 냉매를 냉각시키는 제3 수소 열교환기;를 포함하는, 수소 액화 시스템.
  8. 청구항 7에 있어서,
    상기 냉매 사이클은,
    상기 제3 수소 열교환기에서 냉열이 회수된 저온저압의 냉매를 팽창시키는 제2 냉매 팽창터빈;을 더 포함하고,
    상기 액화부는,
    상기 제2 냉매 팽창터빈에 의해 팽창된 저온저압의 냉매와, 상기 제3 수소 열교환기에서 냉각된 수소 기체와, 상기 제1 냉매 팽창터빈에 의해 팽창된 저온저압의 냉매를 열교환시켜, 상기 수소 기체를 액화시키는 제4 수소 열교환기;를 더 포함하는, 수소 액화 시스템.
  9. 청구항 8에 있어서,
    상기 액화부는,
    상기 제3 수소 열교환기에서 냉각된 수소 기체의 오르토-파라 전환 반응이 일어나는 제3 OP 반응기;를 더 포함하고, 상기 제3 OP 반응기에서 전환 반응이 일어난 수소 기체가 상기 제4 수소 열교환기로 이송되는, 수소 액화 시스템.
  10. 액화시킬 수소 기체를, 재기화시킬 액화가스와 열교환시켜, 상기 수소 기체는 냉각시키고 상기 액화가스는 기화시키는 단계;
    상기 수소 기체를 오르토-파라 전환 반응시키는 단계;
    상기 오르토-파라 전환 반응에 의해 온도가 상승한 수소 기체를, 냉매 사이클을 순환하는 액체 냉매와 열교환시켜, 상기 액체 냉매는 기화시키고 상기 수소 기체는 액화시키는 단계;
    상기 수소 기체를 액화시키면서 기화된 기체 냉매를 상기 기화된 기화가스와 열교환시켜, 상기 기체 냉매는 가열하고, 상기 기화가스는 재냉각시키는 단계; 및
    상기 기화가스와의 열교환에 의해 가열된 기체 냉매를 압축하는 단계;를 포함하는, 수소 액화 방법.
  11. 청구항 10에 있어서,
    상기 액화가스를 기화시키는 단계는,
    상기 액화시킬 수소 기체와, 상기 기화시킬 액화가스와, 상기 기체 냉매를 압축하는 단계에서 압축된 기체 냉매를 열교환시켜, 상기 수소 기체 및 기체 냉매를 냉각시키는, 수소 액화 방법.
  12. 청구항 11에 있어서,
    상기 압축시킬 기체 냉매의 온도를 측정하는 단계; 및
    상기 온도 측정값에 따라 상기 기체 냉매와 열교환시킬 기화가스의 유량을 PID 또는 PI 방식으로 제어하는 단계;를 더 포함하는, 수소 액화 방법.
  13. 청구항 11에 있어서,
    상기 재냉각된 기화가스를, 상기 액화가스를 기화시키는 단계로 공급하는 액화시킬 수소 기체와 열교환시켜, 상기 기화가스는 가열하고 상기 수소 기체는 예냉하는 단계; 및
    상기 가열된 기화가스를 가스 공급처로 공급하는 단계;를 더 포함하는, 수소 액화 방법.
  14. 청구항 11에 있어서,
    상기 액화가스를 기화시키는 단계에서 액화가스의 냉열에 의해 냉각된 기체 냉매를 팽창시키는 단계; 및
    상기 팽창된 저온저압의 냉매와, 상기 오르토-파라 전환 반응을 마친 수소 기체와, 상기 팽창시킬 고온고압의 냉매를 열교환시켜, 상기 수소 기체와 고온고압의 냉매를 냉각시키는 단계;를 포함하는, 수소 액화 방법.
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