KR102379475B1 - Gas treatment system of liquid hydrogen carrier - Google Patents

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최병윤
류시진
박아민
정승재
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삼성중공업 주식회사
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Abstract

Disclosed is a gas management system of a liquid hydrogen carrier. A gas management system of a liquid hydrogen carrier according to an embodiment comprises: a storage tank for accommodating liquid hydrogen and a first boil-off gas generated therefrom; a fuel tank accommodating liquefied natural gas and a second boil-off gas generated therefrom; and a reliquefying line for reliquefying the first boil-off gas in the storage tank. The reliquefying line includes: a first compression unit for pressurizing the introduced first boil-off gas; a cooling unit for cooling the first boil-off gas pressurized by the first compression unit; and an expansion unit for decompressing the first boil-off gas cooled by the cooling unit. The present invention can efficiently manage and treat the hydrogen boil-off gas generated in the storage tank.

Description

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

본 발명은 액화수소 운반선의 가스 관리시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 천연가스를 연료가스로서 안정적으로 공급함과 동시에 수소 증발가스를 효과적으로 관리 및 처리할 수 있는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a gas management system for a liquid hydrogen carrier, and more particularly, to a gas management system for a liquid hydrogen carrier that can stably supply natural gas as a fuel gas and effectively manage and process hydrogen boil-off gas. .

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

수소가 미래의 주요한 에너지원으로 주목받음에 따라, 수소의 저장 및 운송 기술에 관련된 과제들이 제시되고 있다. 수소의 저장방법으로는 기체나 액체 등 다양한 형태로 구현할 수 있겠으나, 에너지 밀도, 저장량 및 수송 효율 등을 고려할 때 액화수소의 형태로 저장하는 것이 유리한 것으로 인식되고 있다. 그러나 액화수소는 끓는 점이 약 -253 ℃인 초저온의 유체이고, 비중은 액화천연가스(LNG, Liquefied Natural Gas)의 약 1/6 수준으로 작아 체적당 증발률(BOR, Boil-Off Rate)이 액화천연가스의 약 10배에 달할 정도로 높다.As hydrogen draws attention as a major energy source in the future, challenges related to hydrogen storage and transportation technology are presented. As a storage method of hydrogen, it can be implemented in various forms such as gas or liquid, but it is recognized that storage in the form of liquid hydrogen is advantageous in consideration of energy density, storage amount, and transport efficiency. However, liquefied hydrogen is an ultra-low temperature fluid with a boiling point of about -253 ℃, and its specific gravity is about 1/6 of that of liquefied natural gas (LNG), so the evaporation rate per volume (BOR, Boil-Off Rate) is liquefied. It is about 10 times higher than that of natural gas.

따라서 액화수소를 저장 및 운송 시 단열 처리된 저장탱크에 수용되어 운용되더라도 완전한 단열을 구현하는 것은 실질적으로 불가능하므로, 저장탱크의 내부에서 액화수소가 자연적으로 기화하여 발생되는 수소 증발가스가 축적되게 된다. 이는 액화수소의 수송 효율을 떨어트릴 뿐만 아니라, 저장탱크의 내부압력을 상승시켜 저장탱크의 변형 및 훼손을 유발할 수 있으므로 수소 증발가스를 안정적이면서도 효과적으로 관리 및 활용할 수 있는 방안이 요구된다.Therefore, even if liquid hydrogen is stored and operated in an insulated storage tank when storing and transporting liquid hydrogen, it is practically impossible to achieve complete insulation. . This not only reduces the transport efficiency of liquid hydrogen, but also increases the internal pressure of the storage tank, which may cause deformation and damage to the storage tank. Therefore, a method for stably and effectively managing and utilizing hydrogen boil-off gas is required.

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

본 실시 예는 저장탱크에서 발생되는 수소 증발가스를 효율적으로 관리 및 처리할 수 있는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a liquid hydrogen carrier capable of efficiently managing and processing hydrogen boil-off gas generated in a storage tank.

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

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

본 실시 예는 설비의 구조 안정성을 도모할 수 있는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is to provide a gas management system of a liquid hydrogen carrier that can promote the structural stability of the facility.

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

본 실시 예는 수소 증발가스의 재액화 공정을 안정적으로 수행할 수 있는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a gas management system for a liquid hydrogen carrier capable of stably performing a reliquefaction process of hydrogen boil-off gas.

본 발명의 일 측면에 의하면, 액화수소 및 이로부터 발생하는 제1 증발가스를 수용하는 저장탱크; 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 제2 증발가스를 수용하는 연료탱크; 및 상기 저장탱크의 제1 증발가스를 재액화시키는 재액화라인;을 포함하고, 상기 재액화라인은 유입된 제1 증발가스를 가압하는 제1 압축부와, 상기 제1 압축부에 의해 가압된 제1 증발가스를 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 제1 증발가스를 감압시키는 팽창부를 포함하고, 상기 냉각부는 상기 연료탱크의 액화천연가스 및 제2 증발가스 중 적어도 어느 하나로부터 냉열을 공급받는 열교환기를 포함하여 제공될 수 있다.According to an aspect of the present invention, a storage tank for accommodating liquid hydrogen and the first boil-off gas generated therefrom; a fuel tank for accommodating the liquefied natural gas and the second boil-off gas generated therefrom; and a re-liquefaction line for re-liquefying the first boil-off gas of the storage tank, wherein the re-liquefaction line includes a first compression unit for pressurizing the introduced first boil-off gas, and a second pressurized portion for the first boil-off gas. 1 A cooling unit for cooling the boil-off gas, and an expansion unit for decompressing the first boil-off gas cooled by the cooling unit, wherein the cooling unit cools and heats from at least one of the liquefied natural gas and the second boil-off gas in the fuel tank It may be provided including a heat exchanger supplied with.

상기 냉각부는 상기 제1 압축부에 의해 가압된 제1 증발가스와 상기 제2 증발가스를 1차적으로 열교환하는 제1 열교환기와, 상기 제1 열교환기를 거친 제1 증발가스와 상기 액화천연가스를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 포함하여 제공될 수 있다.The cooling unit includes a first heat exchanger that primarily exchanges heat between the first boil-off gas pressurized by the first compression unit and the second boil-off gas, and the first boil-off gas passing through the first heat exchanger and the liquefied natural gas. It may be provided by including a second heat exchanger that exchanges heat differentially.

상기 냉각부는 상기 제2 열교환기를 거친 제1 증발가스를 3차적으로 열교환하여 냉각시키는 제3 열교환기를 더 포함하여 제공될 수 있다.The cooling unit may further include a third heat exchanger for tertiarily heat-exchanging the first boil-off gas passing through the second heat exchanger to cool it.

상기 재액화라인은 상기 팽창부에 의해 감압된 제1 증발가스를 기체성분 및 액체성분으로 분리하는 기액분리기와, 상기 기액분리기의 액체성분을 상기 저장탱크로 공급하는 액체성분 회수라인과, 상기 기액분리기의 기체성분을 상기 재액화라인 상의 제1 압축부 전단으로 합류시키는 기체성분 순환라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The reliquefaction line includes a gas-liquid separator for separating the first boil-off gas decompressed by the expansion unit into a gas component and a liquid component, a liquid component recovery line for supplying the liquid component of the gas-liquid separator to the storage tank, and the gas-liquid It may be provided by further comprising a gas component circulation line for joining the gas component of the separator to the front end of the first compression unit on the reliquefaction line.

상기 연료탱크의 제2 증발가스를 가압하는 제2 압축부가 마련되고, 상기 제2 압축부에 의해 가압된 제2 증발가스를 엔진으로 공급하는 증발가스 공급라인;을 더 포함하고, 상기 제1 열교환기는 상기 제1 압축부에 의해 가압된 제1 증발가스를 상기 증발가스 공급라인 상의 제2 압축부 전단의 제2 증발가스와 열교환하여 냉각시킬 수 있다.A second compression unit for pressurizing the second boil-off gas of the fuel tank is provided, and a boil-off gas supply line for supplying the second boil-off gas pressurized by the second compression unit to the engine; further comprising, the first heat exchange The gas may be cooled by heat-exchanging the first BOG pressurized by the first compression unit with the second BOG at the front end of the second compression unit on the BOG supply line.

상기 연료탱크의 액화천연가스를 기화시키는 기화기가 마련되고, 상기 기화기에 의해 기화된 액화천연가스를 상기 엔진으로 공급하는 액화가스 공급라인;을 더 포함하고, 상기 제2 열교환기는 상기 제1 열교환기를 거친 제1 증발가스를 상기 액화가스 공급라인 상의 기화기 전단의 액화천연가스와 열교환하여 냉각시킬 수 있다.A vaporizer for vaporizing the liquefied natural gas of the fuel tank is provided, and a liquefied gas supply line for supplying the liquefied natural gas vaporized by the vaporizer to the engine; further comprising, wherein the second heat exchanger operates the first heat exchanger The coarse first boil-off gas may be cooled by heat exchange with the liquefied natural gas at the front end of the vaporizer on the liquefied gas supply line.

상기 제3 열교환기로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인;을 더 포함하고, 상기 제3 열교환기는 상기 제2 열교환기를 거친 제1 증발가스를 상기 냉매순환라인을 따라 이송되는 냉매와 열교환하여 냉각시킬 수 있다.The third heat exchanger further includes a refrigerant circulation line providing cryogenic cooling heat, wherein the third heat exchanger heat-exchanges the first boil-off gas that has passed through the second heat exchanger with the refrigerant transferred along the refrigerant circulation line to cool it. can

상기 제3 열교환기로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인;을 더 포함하고, 상기 재액화라인은 상기 유입된 제1 증발가스 및 상기 기체성분 순환라인을 따라 합류되는 기체성분이 상기 제3 열교환기를 경유하여 상기 제1 압축부로 공급되도록 마련되며, 상기 제3 열교환기는 상기 제2 열교환기를 거친 제1 증발가스를 상기 냉매순환라인을 따라 이송되는 냉매와 열교환하여 냉각시키되, 상기 유입된 제1 증발가스와 상기 기체성분 중 적어도 어느 하나를 포함하는 혼합된 가스흐름으로부터 추가적으로 냉열을 공급받을 수 있다.Further comprising; a refrigerant circulation line for providing cryogenic cooling heat to the third heat exchanger, wherein the reliquefaction line includes the first boil-off gas introduced and the gas component joined along the gas component circulation line to the third heat exchanger. The third heat exchanger is provided to be supplied to the first compression unit via the heat exchanger, and the third heat exchanger heat-exchanges the first boil-off gas that has passed through the second heat exchanger with the refrigerant transferred along the refrigerant circulation line to cool it, and the introduced first boil-off gas And it may be additionally supplied with cooling heat from a mixed gas stream comprising at least one of the gas components.

상기 재액화라인은 제1 증발가스의 재액화를 촉진하는 촉매장치를 더 포함하여 제공될 수 있다.The reliquefaction line may further include a catalyst device for promoting reliquefaction of the first boil-off gas.

상기 촉매장치는 상기 재액화라인 상의 상기 제2 열교환기와 상기 제3 열교환기 사이에 배치되되, 수소의 오쏘-파라(Ortho-Para) 변환을 유도하는 O/P 컨버터를 포함하여 제공될 수 있다.The catalyst device may be disposed between the second heat exchanger and the third heat exchanger on the reliquefaction line, and may include an O/P converter for inducing Ortho-Para conversion of hydrogen.

상기 재액화라인은 상기 유입된 제1 증발가스 및 상기 기체성분 순환라인을 따라 합류된 기체성분이 상기 제3 열교환기 및 상기 제2 열교환기를 순차적으로 경유하여 상기 제1 압축부로 공급되도록 마련되며, 상기 제2 열교환기는 상기 제1 열교환기를 거친 제1 증발가스를 상기 액화천연가스와 열교환하여 냉각시키되, 상기 제3 열교환기를 거친 상기 혼합된 가스흐름으로부터 추가적으로 냉열을 공급받을 수 있다.The reliquefaction line is provided such that the introduced first boil-off gas and the gas component joined along the gas component circulation line are sequentially supplied to the first compression unit via the third heat exchanger and the second heat exchanger, The second heat exchanger may be cooled by heat-exchanging the first boil-off gas passing through the first heat exchanger with the liquefied natural gas, and additionally cooling heat may be supplied from the mixed gas stream passing through the third heat exchanger.

상기 저장탱크에 수용된 액화수소를 배출시키는 액화수소 공급라인;을 더 포함하여 제공될 수 있다.A liquid hydrogen supply line for discharging the liquid hydrogen contained in the storage tank; may be provided to include more.

상기 냉매순환라인은 냉매를 가압하는 압축기와, 상기 압축기에 의해 가압된 냉매를 냉각시키는 냉각기와, 상기 냉각기에 의해 냉각된 냉매를 감압하는 팽창기를 포함하고, 상기 제3 열교환기는 상기 팽창기에 의해 감압된 극저온의 냉매로부터 냉열을 공급받을 수 있다. The refrigerant circulation line includes a compressor for pressurizing the refrigerant, a cooler for cooling the refrigerant pressurized by the compressor, and an expander for decompressing the refrigerant cooled by the cooler, and the third heat exchanger is depressurized by the expander Cooling heat can be supplied from the cryogenic refrigerant.

본 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템은 저장탱크에서 발생되는 수소 증발가스를 효율적으로 관리 및 처리할 수 있는 효과를 가진다.The gas management system of the liquid hydrogen carrier according to this embodiment has the effect of efficiently managing and processing hydrogen boil-off gas generated in the storage tank.

본 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템은 천연가스를 선박의 연료가스로 안정적으로 공급할 수 있는 효과를 가진다. The gas management system of the liquid hydrogen carrier according to this embodiment has the effect of stably supplying natural gas as a fuel gas of the ship.

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

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

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

본 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템은 수소 증발가스의 재액화 공정을 안정적으로 수행할 수 있는 효과를 가진다.The gas management system of the liquid hydrogen carrier according to this embodiment has the effect of stably performing the re-liquefaction process of hydrogen boil-off gas.

도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.
도 4은 본 발명의 제4 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram illustrating a gas management system of a liquid hydrogen carrier according to a first embodiment of the present invention.
2 is a conceptual diagram illustrating a gas management system of a liquid hydrogen carrier according to a second embodiment of the present invention.
3 is a conceptual diagram illustrating a gas management system of a liquid hydrogen carrier according to a third embodiment of the present invention.
4 is a conceptual diagram illustrating a gas management system of a liquid hydrogen carrier according to a fourth embodiment of the present invention.

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

도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(100)을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram illustrating a gas management system 100 of a liquid hydrogen carrier according to a first embodiment of the present invention.

도 1을 참조하면, 본 발명의 제1 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(100)은 액화수소 및 이로부터 발생되는 수소 증발가스를 수용하는 저장탱크(110), 액화천연가스 및 이로부터 발생되는 천연 증발가스를 수용하는 연료탱크(120), 저장탱크(110)에 발생된 수소 증발가스를 공급받아 재액화시키는 재액화라인(130), 재액화라인(130)으로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인(160), 저장탱크(110)에 수용된 액화수소를 수요처(20) 등 외부로 배출시키는 액화수소 공급라인(170), 연료탱크(120)의 천연 증발가스를 엔진(10)의 연료가스로 공급하는 증발가스 공급라인(150), 연료탱크(120)의 액화천연가스를 엔진(10)의 연료가스로 공급하는 액화가스 공급라인(140)을 포함하여 마련될 수 있다.Referring to Figure 1, the gas management system 100 of the liquid hydrogen carrier according to the first embodiment of the present invention is a storage tank 110 for accommodating liquid hydrogen and hydrogen boil-off gas generated therefrom, liquefied natural gas and this The fuel tank 120 for accommodating the natural BOG generated from the fuel tank 120, the reliquefaction line 130 for receiving and reliquefying the hydrogen BOG generated in the storage tank 110, and the reliquefaction line 130 to provide cryogenic cooling and heat The refrigerant circulation line 160, the liquid hydrogen supply line 170 for discharging the liquid hydrogen contained in the storage tank 110 to the outside such as the customer 20, and the natural boil-off gas of the fuel tank 120 of the engine 10 A boil-off gas supply line 150 for supplying fuel gas, and a liquefied gas supply line 140 for supplying the liquefied natural gas of the fuel tank 120 as fuel gas of the engine 10 may be provided.

저장탱크(110)는 액화수소 및 이로부터 발생하는 수소 증발가스(이하 '제1 증발가스'라 함.)를 수용 및 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 액화수소의 수송 효율을 위해 선박에 복수개 마련될 수 있으며, 외부의 열 침입에 의한 액화수소의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있다. 저장탱크(110)는 액화수소 공급처로부터 액화수소를 공급받아 수용 및 저장하여 목적지에 이르러 하역하기까지 액화수소 및 이로부터 발생하는 제1 증발가스를 안정적으로 보관할 수 있다. The storage tank 110 is provided to receive and store liquid hydrogen and hydrogen boil-off gas (hereinafter referred to as 'first boil-off gas') generated therefrom. A plurality of storage tanks 110 may be provided on a ship for efficiency in transporting liquid hydrogen, and may be provided as a membrane-type cargo hold insulated to minimize vaporization of liquid hydrogen due to external heat intrusion. The storage tank 110 may receive liquid hydrogen from a liquid hydrogen supplier, receive and store liquid hydrogen, and stably store liquid hydrogen and the first boil-off gas generated therefrom until unloading at a destination.

저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 저장탱크(110) 내부에는 액화수소가 자연적으로 기화하여 발생하는 제1 증발가스가 존재하게 된다. 이러한 제1 증발가스는 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 저장탱크(110)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 제1 증발가스를 저장탱크(110)로부터 처리 및 관리할 필요성이 있다. 또한 제1 증발가스를 저장탱크(110)의 외측으로 배출시킬 경우 안전사고의 위험이 있으며, 경제적으로도 바람직하지 않다. 이에 따라 저장탱크(110) 내부에 발생된 제1 증발가스는 후술하는 재액화라인(130)에 의해 재액화되어 저장탱크(110)로 재공급될 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다.The storage tank 110 is generally installed with a thermal insulation treatment, but it is practically difficult to completely block external heat intrusion. will do This first boil-off gas raises the internal pressure of the storage tank 110 and poses a risk of deformation and explosion of the storage tank 110 , so there is a need to process and manage the first boil-off gas from the storage tank 110 . there is. In addition, if the first boil-off gas is discharged to the outside of the storage tank 110, there is a risk of a safety accident, which is not economically desirable. Accordingly, the first boil-off gas generated inside the storage tank 110 may be re-liquefied by a re-liquefaction line 130 to be described later and re-supplied to the storage tank 110 . A detailed description thereof will be provided later.

연료탱크(120)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스(이하 '제2 증발가스'라 함.)를 수용 및 저장하도록 마련된다. 연료탱크(120)는 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 저장탱크(110)와 마찬가지로, 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있다. 연료탱크(120)는 천연가스의 생산지 또는 공급처 등으로부터 액화천연가스를 공급받아 수용 및 저장하되, 액화천연가스 및 제2 증발가스를 선박의 추진용 엔진(10) 또는 선박의 발전용 엔진(10) 등의 연료가스로 제공할 수 있다. The fuel tank 120 is provided to receive and store liquefied natural gas and natural boil-off gas (hereinafter referred to as 'second boil-off gas') generated therefrom. Like the storage tank 110 , the fuel tank 120 may be provided as a membrane-type cargo hold insulated with heat insulation to minimize vaporization of liquefied natural gas due to external heat intrusion. The fuel tank 120 receives and stores liquefied natural gas supplied from a natural gas production site or supplier, and the liquefied natural gas and the second boil-off gas are supplied to the propulsion engine 10 of the ship or the engine 10 for power generation of the ship. ) can be provided as fuel gas.

연료탱크(120)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 연료탱크(120) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 제2 증발가스가 존재하게 된다. 이러한 제2 증발가스는 연료탱크(120)의 내부압력을 상승시켜 연료탱크(120)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 제2 증발가스를 연료탱크(120)로부터 제거 또는 처리할 필요성이 있다. 이에 따라 연료탱크(120) 내부에 발생된 제2 증발가스는 후술하는 바와 같이 증발가스 공급라인(150)에 의해 엔진(10)의 연료가스로 이용될 수 있으며, 또한 도면에는 도시하지 않았으나 연료탱크(120)의 상부에 마련되는 벤트 마스트(미도시)를 통해 잉여분의 제2 증발가스를 처리 또는 소모시킬 수도 있다.The fuel tank 120 is generally installed with a thermal insulation treatment, but it is practically difficult to completely block the intrusion of external heat. come to exist Since the second BOG raises the internal pressure of the fuel tank 120 and poses a risk of deformation and explosion of the fuel tank 120 , there is no need to remove or process the second BOG from the fuel tank 120 . there is. Accordingly, the second boil-off gas generated in the fuel tank 120 can be used as fuel gas of the engine 10 by the boil-off gas supply line 150 as will be described later. Also, although not shown in the drawings, the fuel tank The surplus second boil-off gas may be treated or consumed through a vent mast (not shown) provided on the upper portion of the 120 .

엔진(10)은 연료탱크(120)에 수용된 액화천연가스 및 제2 증발가스 등의 연료가스를 공급받아 선박의 추진력을 발생시키거나 선박의 내부 설비 등의 발전용 전원을 발생시킬 수 있다. 엔진(10)는 상대적으로 고압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 고압 엔진(10), 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 저압 엔진(10), 선박에 구비된 각종 설비의 전원을 제공하는 제너레이터, 잉여의 연료가스를 공급받아 소모시키는 GCU(Gas Combustion Unit) 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다. 일 예로, 엔진(10)는 상대적으로 고압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 ME-GI 엔진(10) 또는 X-DF 엔진(10), 상대적으로 저압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 DFDE 엔진(10) 등을 포함할 수 있다.The engine 10 may receive fuel gas such as liquefied natural gas and second boil-off gas accommodated in the fuel tank 120 to generate propulsion force of the ship or to generate power for power generation such as internal facilities of the ship. The engine 10 includes a high-pressure engine 10 receiving a relatively high-pressure fuel gas to generate an output, a low-pressure engine 10 receiving a relatively low-pressure fuel gas to generate an output, and various facilities provided in the ship. It may include at least one of a generator that provides power, and a gas combustion unit (GCU) that receives and consumes excess fuel gas. For example, the engine 10 may be a ME-GI engine 10 or an X-DF engine 10 capable of generating output with fuel gas of relatively high pressure, and may generate output with fuel gas of relatively low pressure. DFDE engine 10 and the like.

재액화라인(130)은 저장탱크(110)의 내부에서 발생된 제1 증발가스를 공급받아 재액화시키도록 마련된다.The reliquefaction line 130 is provided to receive and reliquefy the first boil-off gas generated inside the storage tank 110 .

재액화라인(130)은 유입된 제1 증발가스를 가압하는 제1 압축부(131)와, 제1 압축부(131)를 통과하면서 가압된 제1 증발가스를 냉각시키는 냉각부와, 냉각부를 통과하여 냉각된 제1 증발가스를 공급받아 감압시키는 팽창부(135)와, 팽창부(135)를 통과하면서 기액 혼합상태의 제1 증발가스를 기체성분 및 액체성분으로 분리하는 기액분리기(136)와, 기액분리기(136)에서 분리된 액체성분을 저장탱크(110)로 재공급하는 액체성분 회수라인(137)과, 기액분리기(136)에서 분리된 기체성분을 제1 압축부(131)로 재공급하는 기체성분 순환라인(138)을 포함하여 마련될 수 있다.The reliquefaction line 130 includes a first compression unit 131 for pressurizing the introduced first BOG, a cooling unit for cooling the pressurized first BOG while passing through the first compression unit 131, and a cooling unit An expansion unit 135 for receiving and decompressing the cooled first BOG, and a gas-liquid separator 136 for separating the first BOG in a gas-liquid mixed state while passing through the expansion unit 135 into a gas component and a liquid component And, a liquid component recovery line 137 for re-supplying the liquid component separated in the gas-liquid separator 136 to the storage tank 110, and a first compression unit 131 for the gas component separated in the gas-liquid separator 136 It may be provided to include a gas component circulation line 138 for re-supply.

제1 압축부(131)는 재액화라인(130)으로 유입되는 제1 증발가스를 가압하도록 마련된다. 제1 압축부(131)는 제1 증발가스의 재액화효율을 향상시키기 위해 제1 증발가스를 가압하여 후술하는 냉각부로 공급할 수 있다. 제1 압축부(131)는 컴프레서를 포함할 수 있으며, 도 1에서는 컴프레서가 단일로 배치된 것으로 도시되어 있으나, 이는 일 예로서 제1 증발가스의 가압 압력범위에 따라 다단 컴프레서로 이루어질 수도 있다. The first compression unit 131 is provided to pressurize the first boil-off gas flowing into the reliquefaction line 130 . The first compression unit 131 may pressurize the first BOG in order to improve the reliquefaction efficiency of the first BOG and supply it to a cooling unit to be described later. The first compression unit 131 may include a compressor, and although it is illustrated in FIG. 1 as a single compressor, this may be a multi-stage compressor according to the pressurized pressure range of the first boil-off gas as an example.

냉각부는 제1 압축부(131)를 거쳐 가압된 제1 증발가스를 공급받아 냉각시키도록 마련된다. 냉각부는 제1 압축부(131)를 통과하여 가압된 제1 증발가스를 제2 증발가스와 1차적으로 열교환하는 제1 열교환기(132)와, 제1 열교환기(132)를 거친 제1 증발가스를 액화천연가스와 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기(133)와, 제2 열교환기(133)를 거친 제1 증발가스를 극저온의 냉매와 3차적으로 열교환하는 제3 열교환기(134)를 포함할 수 있다.The cooling unit is provided to receive and cool the first boil-off gas pressurized through the first compression unit 131 . The cooling unit includes a first heat exchanger 132 that primarily exchanges heat between the first boil-off gas pressurized through the first compression unit 131 with the second boil-off gas, and the first evaporation through the first heat exchanger 132 . A second heat exchanger 133 for secondarily exchanging gas with liquefied natural gas, and a third heat exchanger 134 for tertiarily heat-exchanging the first boil-off gas that has passed through the second heat exchanger 133 with a cryogenic refrigerant. may include

제1 열교환기(132)는 재액화라인(130) 상의 제1 압축부(131)를 거쳐 가압된 제1 증발가스와, 연료탱크(120)로부터 엔진(10)으로 공급되는 제2 증발가스를 1차적으로 열교환할 수 있다. 이를 위해, 제1 열교환기(132)는 재액화라인(130) 상의 제1 압축부(131) 후단과 후술하는 증발가스 공급라인(150) 상의 제2 압축부(151) 전단 사이에 마련될 수 있다. 연료탱크(120)로 배출되어 증발가스 공급라인(150)으로 유입된 제2 증발가스는 액화천연가스가 기화되며 발생된 것이므로 약 -163 ℃인 액화천연가스보다 상대적으로 온도가 높다. 그러나 제1 압축부(131)를 통과한 고온의 제1 증발가스 보다는 온도가 훨씬 낮으므로 제1 증발가스 측으로 냉열을 제공하기에 충분하다. 따라서 제1 열교환기(132)에서는 상대적으로 온도가 낮은 제2 증발가스로부터 상대적으로 고온의 제1 증발가스로 냉열을 전달하여 제1 증발가스를 약 -90 ℃ 수준까지 1차적으로 냉각시킬 수 있다. 한편, 후술하는 바와 같이 증발가스 공급라인(150)에는 엔진(10)이 요구하는 압력범위까지 제2 증발가스를 가압하는 컴프레서(151a)가 마련되는데, 컴프레서(151a)가 안정적으로 구동하기 위해서는 제2 증발가스의 온도가 일정 수준까지 상승된 상태로 유입되어야 한다. 따라서 증발가스 공급라인(150)을 따라 이송되는 제2 증발가스는 제1 열교환기(132)를 거치면서 고온의 제1 증발가스와 열교환함으로써 컴프레서(151a)의 안정적인 구동에 필요한 온도 수준만큼 가열될 수 있다. 이와 같이, 별도의 가열 또는 냉각 설비의 구축 없이, 상대적으로 고온이면서 냉각이 필요한 제1 증발가스와 상대적으로 저온이면서 가열이 필요한 제2 증발가스를 제1 열교환기(132)를 통해 서로 열교환함으로써, 불필요한 에너지 소비를 방지하고, 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.The first heat exchanger 132 converts the first boil-off gas pressurized through the first compression unit 131 on the reliquefaction line 130 and the second boil-off gas supplied from the fuel tank 120 to the engine 10 . It is possible to heat exchange primarily. To this end, the first heat exchanger 132 may be provided between the rear end of the first compression unit 131 on the reliquefaction line 130 and the front end of the second compression unit 151 on the boil-off gas supply line 150 to be described later. there is. The second boil-off gas discharged to the fuel tank 120 and introduced into the boil-off gas supply line 150 is generated by vaporizing the liquid natural gas, and thus has a relatively higher temperature than the liquid natural gas, which is about -163 ° C. However, since the temperature is much lower than that of the high-temperature first boil-off gas that has passed through the first compression unit 131 , it is sufficient to provide cooling heat to the first boil-off gas. Therefore, in the first heat exchanger 132, cooling heat is transferred from the second BOG having a relatively low temperature to the first BOG having a relatively high temperature, and the first BOG can be primarily cooled to a level of about -90 ° C. . On the other hand, as will be described later, a compressor 151a for pressurizing the second BOG up to the pressure range required by the engine 10 is provided in the BOG supply line 150. In order for the compressor 151a to be stably driven, the first 2 The temperature of boil-off gas must be raised to a certain level before being introduced. Therefore, the second boil-off gas transferred along the boil-off gas supply line 150 passes through the first heat exchanger 132 and exchanges heat with the high-temperature first boil-off gas to be heated to a temperature level required for stable operation of the compressor 151a. can In this way, without the establishment of a separate heating or cooling facility, the first BOG which is relatively high temperature and needs cooling and the second BOG which is relatively high temperature and requires heating are exchanged with each other through the first heat exchanger 132, It is possible to prevent unnecessary energy consumption and promote the efficiency of facility operation.

제2 열교환기(133)는 재액화라인(130) 상의 제1 열교환기(132)를 거쳐 1차적으로 냉각된 제1 증발가스와, 연료탱크(120)로부터 엔진(10)으로 공급되는 액화천연가스를 2차적으로 열교환할 수 있다. 이를 위해, 제2 열교환기(133)는 재액화라인(130) 상의 제1 열교환기(132) 후단과 후술하는 액화가스 공급라인(140) 상의 기화기(141) 전단 사이에 마련될 수 있다. 연료탱크(120)로부터 액화가스 공급라인(140)으로 유입된 액화천연가스는 약 -163 ℃의 저온 상태이므로, 제2 열교환기(133)는 상대적으로 온도가 낮은 액화천연가스로부터 상대적으로 고온의 제1 증발가스로 냉열을 전달하여 제1 증발가스를 약 -150 ℃ 수준까지 2차적으로 냉각시킬 수 있다. 한편, 엔진(10)에 연료가스로서 공급하기 위해서는 기체상태로 공급하는 것이 요구되는 바, 후술하는 바와 같이 액화가스 공급라인(140)에는 액화천연가스를 기화시키는 기화기(141)가 마련된다. 액화가스 공급라인(140)을 따라 이송되는 액화천연가스는 제2 열교환기(133)를 거치면서 재액화라인(130) 상의 제1 증발가스로 냉열을 전달해줌으로써 온도가 상승하게 된다. 이와 같이, 상대적으로 고온이면서 냉각이 필요한 제1 증발가스와 상대적으로 저온이면서 가열이 필요한 액화천연가스를 제2 열교환기(133)를 통해 서로 열교환함으로써, 액화가스 공급라인(140) 상에서 제2 열교환기(133)의 후단에 설치되는 기화기(141)에 투입되는 에너지 소비량을 저감하고, 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.The second heat exchanger 133 includes the first boil-off gas cooled primarily through the first heat exchanger 132 on the re-liquefaction line 130 and liquefied natural gas supplied from the fuel tank 120 to the engine 10 . Secondary heat exchange of gas is possible. To this end, the second heat exchanger 133 may be provided between the rear end of the first heat exchanger 132 on the reliquefaction line 130 and the front end of the vaporizer 141 on the liquefied gas supply line 140 to be described later. Since the liquefied natural gas introduced into the liquefied gas supply line 140 from the fuel tank 120 is in a low temperature state of about -163 ° C., the second heat exchanger 133 moves from the relatively low temperature liquefied natural gas to a relatively high temperature By transferring the cooling heat to the first boil-off gas, the first boil-off gas may be secondarily cooled to a level of about -150 °C. On the other hand, in order to supply the fuel gas to the engine 10 as a fuel gas, it is required to supply it in a gaseous state. As will be described later, a vaporizer 141 for vaporizing the liquefied natural gas is provided in the liquefied gas supply line 140 . As the liquefied natural gas transferred along the liquefied gas supply line 140 passes through the second heat exchanger 133 , the cooling heat is transferred to the first boil-off gas on the re-liquefaction line 130 to increase the temperature. As described above, by exchanging heat with the first BOG at relatively high temperature and requiring cooling and liquefied natural gas at relatively low temperature and requiring heating with each other through the second heat exchanger 133 , the second heat exchange on the liquefied gas supply line 140 . It is possible to reduce the amount of energy consumed in the vaporizer 141 installed at the rear end of the unit 133, and to promote the efficiency of facility operation.

제3 열교환기(134)는 재액화라인(130) 상의 제2 열교환기(133)를 거쳐 2차적으로 냉각된 제1 증발가스와, 냉매순환라인(160)을 따라 이송되는 극저온의 냉매를 3차적으로 열교환하여 제1 증발가스의 재액화를 구현할 수 있다. 냉매는 헬륨(He), 질소(N2) 등을 포함할 수 있으며, 냉매순환라인(160)은 냉매를 가압하는 압축기(161)와, 압축기(161)를 거쳐 가압된 냉매를 냉각시키는 냉각기(162)와, 냉각기(162)에 의해 냉각된 냉매를 감압하는 팽창기(163)를 포함할 수 있다. 압축기(161)와 냉각기(162) 및 팽창기(163)를 순차적으로 통과한 냉매는 극저온 상태이므로 제3 열교환기(134)에서는 극저온의 냉매로부터 제1 증발가스로 냉열을 전달하여 제1 증발가스를 수소 액화점까지 3차적으로 냉각시킬 수 있다. The third heat exchanger 134 converts the first boil-off gas secondarily cooled through the second heat exchanger 133 on the reliquefaction line 130 and the cryogenic refrigerant transferred along the refrigerant circulation line 160 to 3 It is possible to implement the re-liquefaction of the first boil-off gas through heat exchange. The refrigerant may include helium (He), nitrogen (N2), etc., and the refrigerant circulation line 160 includes a compressor 161 that pressurizes the refrigerant, and a cooler 162 that cools the pressurized refrigerant through the compressor 161 . ) and may include an expander 163 for decompressing the refrigerant cooled by the cooler 162 . Since the refrigerant that has sequentially passed through the compressor 161, the cooler 162, and the expander 163 is in a cryogenic state, the third heat exchanger 134 transfers the cooling heat from the cryogenic refrigerant to the first boil-off gas to generate the first boil-off gas. It can be tertiarily cooled to the hydrogen liquefaction point.

팽창부(135)는 제1 내지 제3 열교환기(132, 133, 134)를 순차적으로 통과하여 냉각 및 재액화된 제1 증발가스를 공급받아 감압 또는 팽창시키도록 마련된다. 재액화라인(130)을 따라 이송되는 제1 증발가스는 제1 압축부(131)에 의해 가압된 상태인 바, 팽창부(135)가 가압된 제1 증발가스를 감압시킴으로써, 추가적인 냉각 및 팽창을 통해 제1 증발가스의 안정적인 재액화를 구현할 수 있다. 팽창부(135)는 익스팬더(Expander) 또는 감압밸브로 마련될 수 있으며, 저장탱크(110)의 내부압력에 상응하는 압력수준으로 제1 증발가스를 감압할 수 있다.The expansion unit 135 is provided to receive the first boil-off gas cooled and reliquefied by sequentially passing through the first to third heat exchangers 132 , 133 , and 134 to reduce or expand the pressure. The first boil-off gas transferred along the reliquefaction line 130 is in a pressurized state by the first compression unit 131 , and the expansion unit 135 depressurizes the pressurized first boil-off gas, thereby further cooling and expansion. Through this, it is possible to implement a stable re-liquefaction of the first boil-off gas. The expansion unit 135 may be provided as an expander or a pressure reducing valve, and may reduce the first boil-off gas to a pressure level corresponding to the internal pressure of the storage tank 110 .

기액분리기(136)는 팽창부(135)를 통과한 기액 혼합상태의 제1 증발가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하도록 마련된다. 제1 증발가스는 제1 내지 제3 열교환기(132, 133, 134)를 통과하면서 냉각됨에 따라 대부분 재액화가 이루어지기는 하나, 팽창부(135)를 거쳐 감압되는 과정에서 일부의 기체성분이 발생될 수 있다. 이에 기액분리기(136)가 팽창부(135)를 거쳐 감압된 제1 증발가스를 수용하되, 기체성분 및 액체성분으로 분리하여 각 성분의 용이한 취급 및 관리를 도모할 수 있다.The gas-liquid separator 136 is provided to separate the first boil-off gas in a gas-liquid mixed state that has passed through the expansion unit 135 into a gas component and a liquid component. Most of the first boil-off gas is reliquefied as it cools while passing through the first to third heat exchangers 132 , 133 , and 134 , but some gas components are generated in the process of being decompressed through the expansion unit 135 . can be Accordingly, the gas-liquid separator 136 receives the decompressed first boil-off gas through the expansion unit 135 , but separates it into a gas component and a liquid component to facilitate easy handling and management of each component.

액체성분 회수라인(137)은 기액분리기(136)에 의해 분리된 액체성분을 저장탱크(110)로 재공급하도록 마련된다. 액체성분 회수라인(137)은 기액분리기(136)와 저장탱크(110)를 연결하도록 입구 측 단부가 기액분리기(136)의 내부 하측에 연결되고, 출구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결될 수 있다. 액체성분 회수라인(137)에는 저장탱크(110)로 회수되는 액체성분의 공급량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있다. 개폐밸브는 기액분리기(136)의 액체성분 수위에 따라 개방 및 폐쇄정도가 제어될 수 있다.The liquid component recovery line 137 is provided to re-supply the liquid component separated by the gas-liquid separator 136 to the storage tank 110 . The liquid component recovery line 137 has an inlet end connected to the lower inner side of the gas-liquid separator 136 to connect the gas-liquid separator 136 and the storage tank 110 , and an outlet end end connected to the inside of the storage tank 110 . can be connected The liquid component recovery line 137 may be provided with an on/off valve (not shown) for controlling the supply amount of the liquid component recovered to the storage tank 110 . The opening/closing degree of the opening/closing valve may be controlled according to the liquid component level of the gas-liquid separator 136 .

기체성분 순환라인(138)은 기액분리기(136)에 의해 분리된 기체성분을 저장탱크(110)로 회수하거나, 재액화라인(130)의 제1 압축부(131)로 재공급하도록 마련된다. 도 1에서는 기체성분 순환라인(138)이 기액분리기(136)에서 분리된 기체성분을 재액화라인(130) 상의 제1 압축부(131) 전단으로 공급하는 것으로 도시되어 있으나, 이 외에도 기액분리기(136)로부터 저장탱크(110)로 공급하거나, 제1 압축부(131) 전단 및 저장탱크(110) 측으로 함께 재공급하는 경우를 모두 포함한다. 기체성분 순환라인(138)에는 저장탱크(110) 또는 제1 압축부(131) 전단으로 공급되는 기체성분의 유량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있으며, 개폐밸브는 기액분리기(136)의 내부압력 수치에 따라 개방 및 폐쇄정도가 제어될 수 있다. The gas component circulation line 138 is provided to recover the gas component separated by the gas-liquid separator 136 to the storage tank 110 or to re-supply it to the first compression unit 131 of the reliquefaction line 130 . In FIG. 1, the gas component circulation line 138 supplies the gas component separated in the gas-liquid separator 136 to the front end of the first compression unit 131 on the reliquefaction line 130, but in addition to this, the gas-liquid separator ( 136) to the storage tank 110, or the first compression unit 131, the front end and the storage tank 110 side, including both the case of re-supply. The gas component circulation line 138 may be provided with an opening/closing valve (not shown) for controlling the flow rate of the gas component supplied to the storage tank 110 or the front end of the first compression unit 131 , and the opening/closing valve is a gas-liquid separator ( 136), the degree of opening and closing can be controlled according to the internal pressure value.

액화수소 공급라인(170)은 저장탱크(110)에 수용된 액화수소를 수요처(20)로 공급하도록 마련된다. 이를 위해 액화수소 공급라인(170)의 입구 측 단부는 저장탱크(110)의 내부 하측에 배치되되 이송펌프(171)가 마련될 수 있으며, 출구 측 단부에는 액화수소를 필요로 하는 연료전지, 소비처 등의 수요처(20)로 연결될 수 있도록 매니폴드가 마련될 수 있다.The liquid hydrogen supply line 170 is provided to supply the liquid hydrogen accommodated in the storage tank 110 to the consumer 20 . To this end, the inlet side end of the liquid hydrogen supply line 170 is disposed on the inner lower side of the storage tank 110 , and a transfer pump 171 may be provided, and the outlet side end is a fuel cell requiring liquid hydrogen, a consumer A manifold may be provided so as to be connected to the demand 20 , such as.

증발가스 공급라인(150)은 연료탱크(120)에 수용된 제2 증발가스를 엔진(10)으로 공급하도록 마련된다. 이를 위해 증발가스 공급라인(150)은 입구 측 단부가 연료탱크(120)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부는 엔진(10)에 직접 연결되거나 도 1에 도시된 바와 같이, 액화가스 공급라인(140)과 합류하여 엔진(10)에 연결될 수 있다. 엔진(10)이 복수개 마련되되 서로 다른 압력수준의 연료가스를 공급받는 경우에는 각 엔진(10)의 요구 압력수준에 맞추어 공급되는 연료가스의 압력을 조절하는 감압밸브(미도시)가 각각 마련될 수 있다.The boil-off gas supply line 150 is provided to supply the second boil-off gas accommodated in the fuel tank 120 to the engine 10 . To this end, the boil-off gas supply line 150 is provided with an inlet end connected to the inside of the fuel tank 120 , and an outlet end connected directly to the engine 10 or as shown in FIG. 1 , supplying liquefied gas. It may join the line 140 and be connected to the engine 10 . When a plurality of engines 10 are provided and fuel gas of different pressure levels is supplied, a pressure reducing valve (not shown) for adjusting the pressure of the fuel gas supplied according to the required pressure level of each engine 10 may be provided. can

증발가스 공급라인(150)에는 연료탱크(120)로부터 배출되는 제2 증발가스를 엔진(10)이 요구하는 조건에 맞추어 가압하는 제2 압축부(151)가 마련될 수 있다. 제2 압축부(151)는 증발가스 공급라인(150)을 통해 유입되는 제2 증발가스를 압축하는 컴프레서(151a)와, 압축되면서 가열된 제2 증발가스를 냉각시키는 쿨러(151b)를 포함할 수 있다. 한편, 도면에는 도시하지 않았으나 엔진(10)이 서로 다른 압력조건을 갖는 복수개의 엔진(10)을 포함하는 경우에는 제2 압축부(151)의 중단부로부터 분기라인(미도시)이 분기되어 일부 가압된 제2 증발가스를 저압 엔진(10) 측으로 공급할 수도 있다. 또한, 앞서 설명한 바와 같이 증발가스 공급라인(150) 상의 제2 압축부(151) 전단에는 제1 열교환기(132)가 마련될 수 있다.The BOG supply line 150 may be provided with a second compression unit 151 that pressurizes the second BOG discharged from the fuel tank 120 according to the conditions required by the engine 10 . The second compression unit 151 may include a compressor 151a for compressing the second BOG introduced through the BOG supply line 150, and a cooler 151b for cooling the second BOG heated while being compressed. can On the other hand, although not shown in the drawings, when the engine 10 includes a plurality of engines 10 having different pressure conditions, a branch line (not shown) is branched from the middle portion of the second compression unit 151 to partially The pressurized second boil-off gas may be supplied to the low pressure engine 10 side. In addition, as described above, the first heat exchanger 132 may be provided at the front end of the second compression unit 151 on the boil-off gas supply line 150 .

액화가스 공급라인(140)은 연료탱크(120)에 수용된 액화천연가스를 엔진(10)으로 공급하도록 마련된다. 이를 위해 액화가스 공급라인(140)은 입구 측 단부가 연료탱크(120)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부는 증발가스 공급라인(150)과 합류하여 엔진(10)에 연결될 수 있다. 액화가스 공급라인(140)의 입구 측 단부는 연료탱크(120) 내부의 하측에 배치될 수 있으며, 여기에는 액화천연가스를 엔진(10) 측으로 공급하기 위한 송출펌프(142)가 마련될 수 있다.The liquefied gas supply line 140 is provided to supply the liquefied natural gas accommodated in the fuel tank 120 to the engine 10 . To this end, the liquefied gas supply line 140 may have an inlet end connected to the inside of the fuel tank 120 , and an outlet end end may join the boil-off gas supply line 150 and be connected to the engine 10 . The inlet-side end of the liquefied gas supply line 140 may be disposed on the lower side of the fuel tank 120 , and a delivery pump 142 for supplying the liquefied natural gas to the engine 10 side may be provided. .

앞서 설명한 바와 같이, 엔진(10)에 연료가스로서 공급하기 위해서는 기체상태로 공급하는 것이 요구되는 바, 액화가스 공급라인(140)에는 액화천연가스를 기화시키는 기화기(141)가 마련될 수 있다. 기화기(141)는 액화가스 공급라인(140) 상의 제2 열교환기(133) 후단에 마련되어 제2 열교환기(133)를 거치면서 소정의 온도 상승된 액화천연가스를 열교환을 통해 가열하여 기화시킬 수 있다. As described above, in order to supply the fuel gas to the engine 10 as a fuel gas, it is required to supply it in a gaseous state, and a vaporizer 141 for vaporizing the liquefied natural gas may be provided in the liquefied gas supply line 140 . The vaporizer 141 is provided at the rear end of the second heat exchanger 133 on the liquefied gas supply line 140 and heats the liquefied natural gas, which has risen to a predetermined temperature through the second heat exchanger 133, through heat exchange to vaporize it. there is.

이하에서는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(200)에 대해 설명한다. Hereinafter, a gas management system 200 of a liquid hydrogen carrier according to a second embodiment of the present invention will be described.

이하에서 설명하는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(200)에 관한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 경우 외에는 앞서 설명한 본 발명의 제1 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(100)에 관한 설명과 동일한 것으로서 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.In the description of the gas management system 200 of a liquid hydrogen carrier according to the second embodiment of the present invention to be described below, liquefaction according to the first embodiment of the present invention described above, except where additionally described with separate reference numerals It is the same as the description of the gas management system 100 of the hydrogen carrier, and the description is omitted to prevent overlapping of the contents.

도 2는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(200)을 나타내는 개념도로서, 도 2를 참조하면 본 발명의 제2 실시 예에 의한 제3 열교환기(234)는 제2 열교환기(133)를 거쳐 2차적으로 냉각된 제1 증발가스를 냉매순환라인(160)을 따라 이송되는 극저온의 냉매와 더불어,저장탱크(110)로부터 재액화라인(230)으로 유입되는 제1 증발가스 및 기체성분 순환라인(238)을 따라 전달되는 기체성분의 혼합된 가스흐름으로부터 추가적인 냉열을 제공받을 수 있다.2 is a conceptual diagram illustrating a gas management system 200 of a liquid hydrogen carrier according to a second embodiment of the present invention. Referring to FIG. 2 , the third heat exchanger 234 according to the second embodiment of the present invention is the second 2 The second boil-off gas, which is secondarily cooled through the heat exchanger 133, together with the cryogenic refrigerant transferred along the refrigerant circulation line 160, is introduced into the reliquefaction line 230 from the storage tank 110. 1 Additional cooling heat may be provided from the mixed gas flow of the gas component transferred along the boil-off gas and gas component circulation line 238 .

이를 위해, 기체성분 순환라인(238)은 출구 측 단부가 재액화라인(230) 상의 제1 압축부(131) 전단에 합류하도록 마련되고, 재액화라인(230)은 기체성분 순환라인(238)이 합류된 지점의 후단이 제3 열교환기(234)를 경유하여 제1 압축부(131)에 연결될 수 있다. 이로써 재액화라인(230)은 이로 유입되는 제1 증발가스 및 기체성분 순환라인(238)을 따라 합류된 기체성분이 혼합되어 제3 열교환기(234)를 거쳐 열교환한 후 제1 압축부(131)로 공급되어 가압될 수 있다.To this end, the gas component circulation line 238 is provided so that the outlet side end joins the front end of the first compression unit 131 on the reliquefaction line 230, and the reliquefaction line 230 is the gas component circulation line 238. The rear end of this merging point may be connected to the first compression unit 131 via the third heat exchanger 234 . Accordingly, in the reliquefaction line 230 , the first boil-off gas introduced thereto and the gas components joined along the gas component circulation line 238 are mixed and heat exchanged through the third heat exchanger 234 , and then the first compression unit 131 . ) can be supplied and pressurized.

제3 열교환기(234)는 재액화라인(230) 상의 제2 열교환기(133)를 거쳐 2차적으로 냉각된 제1 증발가스와 냉매순환라인(160)을 따라 이송되는 극저온의 냉매를 3차적으로 열교환하여 제1 증발가스를 냉각시키되, 재액화라인(230)으로 유입되는 제1 증발가스 및 기체성분 순환라인(238)을 따라 합류된 기체성분 중 적어도 어느 하나를 포함하는 혼합된 가스흐름으로부터 냉열을 추가적으로 공급받아 제1 증발가스의 재액화를 구현할 수 있다. 저장탱크(110)의 내부에 발생된 제1 증발가스는 제1 압축부(131)에 의해 가압되면서 온도가 상승하므로 열교환기(132, 133, 234)를 통과하는 가압된 제1 증발가스 보다 온도가 낮다. 따라서 저장탱크(110)로부터 재액화라인(230)으로 유입되는 제1 증발가스는 제1 압축부(131)를 거쳐 제3 열교환기(133)로 유입되는 가압된 제1 증발가스 측으로 냉열을 제공할 수 있다. 뿐만 아니라, 기액분리기(136)에서 분리된 기체성분은 팽창부(135)를 거치면서 수소의 액화점에 근접하게 냉각된 상태이므로, 제3 열교환기(234)에서는 극저온의 냉매와 더불어, 제1 증발가스 및 기체성분의 혼합된 가스흐름으로부터 발생되는 냉열을 제1 증발가스로 추가적으로 전달함으로써 제1 증발가스의 재액화 효율을 증대시킬 수 있다.The third heat exchanger 234 uses the second heat exchanger 133 on the reliquefaction line 230 to transfer the secondarily cooled first boil-off gas and the cryogenic refrigerant transferred along the refrigerant circulation line 160 tertiarily. The first boil-off gas is cooled by heat exchange with Re-liquefaction of the first boil-off gas may be implemented by receiving additional cooling heat. Since the temperature of the first boil-off gas generated in the storage tank 110 is increased while being pressurized by the first compression unit 131 , the temperature is higher than that of the pressurized first boil-off gas passing through the heat exchangers 132 , 133 and 234 . is low Accordingly, the first BOG flowing from the storage tank 110 into the reliquefaction line 230 provides cooling heat to the pressurized first BOG flowing into the third heat exchanger 133 through the first compression unit 131 . can do. In addition, since the gas component separated in the gas-liquid separator 136 is cooled close to the liquefaction point of hydrogen while passing through the expansion unit 135 , in the third heat exchanger 234 , together with the cryogenic refrigerant, the first By additionally transferring the cooling heat generated from the mixed gas flow of the boil-off gas and the gas component to the first boil-off gas, it is possible to increase the reliquefaction efficiency of the first boil-off gas.

이하에서는 본 발명의 제3 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(300)에 대해 설명한다. Hereinafter, a gas management system 300 of a liquid hydrogen carrier according to a third embodiment of the present invention will be described.

이하에서 설명하는 본 발명의 제3 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(300)에 관한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 경우 외에는 앞서 설명한 본 발명의 제2 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(200)에 관한 설명과 동일한 것으로서 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.In the description of the gas management system 300 of a liquid hydrogen carrier according to the third embodiment of the present invention to be described below, liquefaction according to the second embodiment of the present invention described above except for cases where separate reference numerals are used to additionally describe It is the same as the description of the gas management system 200 of the hydrogen carrier, and the description is omitted to prevent duplication of content.

도 3는 본 발명의 제3 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(300)을 나타내는 개념도로서, 도 3을 참조하면 본 발명의 제3 실시 예에 의한 재액화라인(330)은 수소의 재액화를 촉진하는 촉매장치(339)를 더 포함할 수 있다.3 is a conceptual diagram illustrating a gas management system 300 of a liquefied hydrogen carrier according to a third embodiment of the present invention. Referring to FIG. 3 , the reliquefaction line 330 according to the third embodiment of the present invention is the It may further include a catalyst device 339 for promoting re-liquefaction.

촉매장치(339)는 재액화라인(330) 상의 제2 열교환기(133)와 제3 열교환기(234) 사이에 배치될 수 있으며, 수소의 오쏘-파라(Ortho-Para) 변환을 유도하는 O/P 컨버터로 마련될 수 있다. 수소는 원자핵의 회전방향에 따라 오쏘-수소와 파라-수소로 구별되는데, 기체상태의 수소를 재액화를 위해 냉각시킬 때, 파라-수소의 비율이 높아지게 된다. 오쏘-수소가 파라-수소로 변환되는 과정은 매우 느린 발열 전환 반응에 해당하므로, 재액화를 위해 오쏘-파라 변환 시 발열에 의해 재액화 효율이 떨어질 우려가 있다. 이에 제1 내지 제3 열교환기(132, 133, 234)를 통해 단계적이고 순차적인 냉각을 수행함과 동시에, O/P 컨버터가 오쏘-파라(Ortho-Para) 전환 반응 속도를 높여줌으로써, 재액화라인(330)의 효율적인 수소 재액화를 도모할 수 있다. The catalyst device 339 may be disposed between the second heat exchanger 133 and the third heat exchanger 234 on the reliquefaction line 330, and O inducing Ortho-Para conversion of hydrogen. It may be provided as a /P converter. Hydrogen is divided into ortho-hydrogen and para-hydrogen according to the rotational direction of the nucleus. When gaseous hydrogen is cooled for re-liquefaction, the para-hydrogen ratio increases. Since the process of ortho-hydrogen conversion into para-hydrogen corresponds to a very slow exothermic conversion reaction, there is a risk that the reliquefaction efficiency may decrease due to exothermicity during ortho-para conversion for reliquefaction. Accordingly, by performing stepwise and sequential cooling through the first to third heat exchangers 132, 133, and 234, and at the same time, the O/P converter increases the Ortho-Para conversion reaction rate, so that the reliquefaction line Efficient hydrogen reliquefaction of (330) can be achieved.

O/P 컨버터는 제2 열교환기(133)를 거쳐 2차적으로 냉각된 제2 증발가스의 오쏘-파라(Ortho-Para) 변환을 유도하며, O/P 컨버터의 내부에는 자철석, 산화크롬 등의 오쏘-파라(Ortho-Para) 변환 촉매가 충진될 수 있다. The O/P converter induces an Ortho-Para conversion of the second boil-off gas that is secondarily cooled through the second heat exchanger 133, and the inside of the O/P converter is made of magnetite, chromium oxide, etc. An Ortho-Para conversion catalyst may be charged.

이하에서는 본 발명의 제4 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(400)에 대해 설명한다. Hereinafter, a gas management system 400 of a liquid hydrogen carrier according to a fourth embodiment of the present invention will be described.

이하에서 설명하는 본 발명의 제4 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(400)에 관한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 경우 외에는 앞서 설명한 본 발명의 제2 실시 예 및 제3 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(200, 300)에 관한 설명과 동일한 것으로서 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.In the description of the gas management system 400 of the liquid hydrogen carrier according to the fourth embodiment of the present invention to be described below, the second embodiment and the third embodiment of the present invention described above, except where additionally described with separate reference numerals As the same as the description of the gas management systems 200 and 300 of the liquid hydrogen carrier according to the embodiment, the description is omitted to prevent duplication of content.

도 4는 본 발명의 제4 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(400)을 나타내는 개념도로서, 도 4을 참조하면 본 발명의 제4 실시 예에 의한 제2 열교환기(433)는 제1 열교환기(132)를 거쳐 1차적으로 냉각된 제1 증발가스를 연료탱크(120)로부터 엔진(10)으로 공급되는 액화천연가스와 더불어, 저장탱크(110)로부터 재액화라인(430)으로 유입되는 제1 증발가스 및 기체성분 순환라인(238)을 따라 전달되는 기체성분의 혼합된 가스흐름으로부터 추가적인 냉열을 제공받을 수 있다.4 is a conceptual diagram illustrating a gas management system 400 of a liquid hydrogen carrier according to a fourth embodiment of the present invention. Referring to FIG. 4 , the second heat exchanger 433 according to the fourth embodiment of the present invention is 1 The first boil-off gas cooled primarily through the heat exchanger 132 is transferred from the storage tank 110 to the re-liquefaction line 430 together with the liquefied natural gas supplied from the fuel tank 120 to the engine 10 . Additional cooling heat may be provided from the mixed gas flow of the introduced first boil-off gas and the gas component transferred along the gas component circulation line 238 .

이를 위해, 기체성분 순환라인(238)은 출구 측 단부가 재액화라인(430) 상의 제1 압축부(131) 전단에 합류하도록 마련되고, 재액화라인(430)은 기체성분 순환라인(238)이 합류된 지점의 후단이 제3 열교환기(234) 및 제2 열교환기(433)를 순차적으로 경유하여 제1 압축부(131)로 연결될 수 있다. 이로써 재액화라인(430)은 이로 유입되는 제1 증발가스 및 기체성분 순환라인(238)을 따라 합류된 기체성분이 혼합되어 제3 열교환기(234) 및 제2 열교환기(433)를 순차적으로 거쳐 열교환한 후 제1 압축부(131)로 공급되어 가압될 수 있다.To this end, the gas component circulation line 238 is provided so that the end of the outlet side joins the front end of the first compression unit 131 on the reliquefaction line 430 , and the reliquefaction line 430 is the gas component circulation line 238 . The rear end of this merging point may be connected to the first compression unit 131 via the third heat exchanger 234 and the second heat exchanger 433 sequentially. Accordingly, in the reliquefaction line 430, the first boil-off gas introduced thereto and the gas component joined along the gas component circulation line 238 are mixed to sequentially connect the third heat exchanger 234 and the second heat exchanger 433. After heat exchange through the heat exchange, it may be supplied to the first compression unit 131 to be pressurized.

제2 열교환기(433)는 재액화라인(430) 상의 제1 열교환기(133)를 거쳐 1차적으로 냉각된 제1 증발가스와 액화가스 공급라인(140) 상의 기화기(141) 전단의 액화천연가스를 2차적으로 열교환하여 제1 증발가스를 냉각시키되, 재액화라인(430)으로 유입되는 제1 증발가스 및 기체성분 순환라인(238)을 따라 합류된 기체성분 중 적어도 어느 하나를 포함하는 혼합된 가스흐름으로부터 냉열을 추가적으로 공급받아 제1 증발가스의 추가적인 냉각을 도모할 수 있다. 앞서 설명한 바와 같이, 저장탱크(110)의 내부에 발생된 제1 증발가스는 제1 압축부(131)에 의해 가압되면서 온도가 상승하므로 열교환기(132, 433)를 통과하는 제1 증발가스 보다 온도가 낮다. 나아가, 제2 열교환기(433)의 운용온도는 제3 열교환기(234)의 운용온도보다 상대적으로 높으므로, 저장탱크(110)로부터 재액화라인(430)으로 유입되는 제1 증발가스와 기체성분 순환라인(238)을 따라 합류된 기체성분의 혼합된 가스흐름은 운용온도가 상대적으로 낮은 제3 열교환기(234)로 먼저 진입하여 냉열을 제공한 후, 운용온도가 상대적으로 높은 제2 열교환기(433)로 후속적으로 진입하여 제1 압축부(131)를 거쳐 제2 열교환기(433)로 진입하는 가압된 제1 증발가스 측으로 냉열을 제공할 수 있다.The second heat exchanger 433 is the first boil-off gas cooled primarily through the first heat exchanger 133 on the re-liquefaction line 430 and liquefied natural gas at the front end of the vaporizer 141 on the liquefied gas supply line 140 . A mixture comprising at least one of the first boil-off gas introduced into the reliquefaction line 430 and the gas component joined along the gas component circulation line 238 to cool the first boil-off gas by secondarily exchanging the gas It is possible to further cool the first boil-off gas by additionally receiving cooling heat from the gas flow. As described above, since the temperature of the first boil-off gas generated in the storage tank 110 is increased while being pressurized by the first compression unit 131 , it is higher than the first boil-off gas passing through the heat exchangers 132 and 433 . The temperature is low. Furthermore, since the operating temperature of the second heat exchanger 433 is relatively higher than the operating temperature of the third heat exchanger 234 , the first boil-off gas and gas flowing into the reliquefaction line 430 from the storage tank 110 . The mixed gas flow of the gas components joined along the component circulation line 238 first enters the third heat exchanger 234 having a relatively low operating temperature to provide cooling heat, and then a second heat exchange having a relatively high operating temperature. The cooling heat may be provided to the side of the pressurized first BOG which subsequently enters the unit 433 and enters the second heat exchanger 433 through the first compression unit 131 .

이와 같은 본 실시 예에 의한 액화수소 운반선의 가스 관리시스템(100, 200, 300)은 저장탱크에서 발생되는 수소 증발가스를 재액화함에 있어서, 선박의 연료가스로 공급되는 천연 증발가스 및 액화천연가스의 냉열을 순차적으로 활용하므로 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있다. 나아가, 수소 재액화 과정에서 발생되는 저온의 기체성분이 갖는 냉열을 추가적으로 활용하거나, O/P 컨버터로 마련되는 촉매장치(339)에 의해 수소의 재액화 효율을 극대화시킬 수 있다.The gas management systems 100, 200, and 300 of the liquefied hydrogen carrier according to this embodiment, in re-liquefying the hydrogen boil-off gas generated in the storage tank, the natural boil-off gas and liquefied natural gas supplied as fuel gas of the ship. By sequentially utilizing the cooling and heat of Furthermore, it is possible to further utilize the cooling heat of the low-temperature gas component generated in the hydrogen reliquefaction process, or maximize the hydrogen reliquefaction efficiency by the catalyst device 339 provided as an O/P converter.

100, 200, 300, 400: 가스 관리시스템
110: 저장탱크 120: 연료탱크
130, 230, 330, 430: 재액화라인 131: 제1 압축부
132: 제1 열교환기 133, 433: 제2 열교환기
134, 234: 제3 열교환기 135: 팽창부
136: 기액분리기 137: 액체성분 회수라인
138, 238: 기체성분 순환라인 339: 촉매장치
140: 액화가스 공급라인 141: 기화기
142: 송출펌프 150: 증발가스 공급라인
151: 제2 압축부 160: 냉매순환라인
161: 압축기 162: 냉각기
163: 팽창기 170: 액화수소 공급라인100, 200, 300, 400: gas management system
110: storage tank 120: fuel tank
130, 230, 330, 430: reliquefaction line 131: first compression unit
132: first heat exchanger 133, 433: second heat exchanger
134, 234: third heat exchanger 135: expansion part
136: gas-liquid separator 137: liquid component recovery line
138, 238: gas component circulation line 339: catalyst device
140: liquefied gas supply line 141: vaporizer
142: delivery pump 150: boil-off gas supply line
151: second compression unit 160: refrigerant circulation line
161: compressor 162: cooler
163: expander 170: liquid hydrogen supply line

Claims (13)

액화수소 및 이로부터 발생하는 제1 증발가스를 수용하는 저장탱크;
액화천연가스 및 이로부터 발생하는 제2 증발가스를 수용하는 연료탱크; 및
상기 저장탱크의 제1 증발가스를 재액화시키는 재액화라인을 포함하고,
상기 재액화라인은
유입된 제1 증발가스를 가압하는 제1 압축부와, 상기 제1 압축부에 의해 가압된 제1 증발가스를 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 제1 증발가스를 감압시키는 팽창부를 포함하고,
상기 냉각부는
상기 제1 압축부의 후단에 마련되며 상기 제1 압축부에 의해 가압된 제1 증발가스와 상기 제2 증발가스를 1차적으로 열교환하는 제1 열교환기를 포함하고, 상기 제1 열교환기 후단에 마련되며 상기 제1 열교환기를 거친 제1 증발가스와 상기 제2 증발가스보다 저온으로 형성되는 액화천연가스를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 포함하는 액화수소 운반선의 가스 관리 시스템.
a storage tank for accommodating liquid hydrogen and the first boil-off gas generated therefrom;
A fuel tank for accommodating the liquefied natural gas and the second boil-off gas generated therefrom; and
and a reliquefaction line for reliquefying the first boil-off gas of the storage tank,
The reliquefaction line is
A first compression unit for pressurizing the introduced first BOG, a cooling unit for cooling the first BOG pressurized by the first compression unit, and an expansion for decompressing the first BOG cooled by the cooling unit including wealth,
the cooling unit
and a first heat exchanger provided at a rear end of the first compression unit to primarily exchange heat with the first boil-off gas pressurized by the first compression unit and the second boil-off gas, provided at the rear end of the first heat exchanger, A gas management system for a liquefied hydrogen carrier including a second heat exchanger for secondary heat exchange between the first BOG passing through the first heat exchanger and the liquefied natural gas formed at a lower temperature than the second BOG.
 삭제delete 제1항에 있어서,
상기 냉각부는
상기 제2 열교환기를 거친 제1 증발가스를 3차적으로 열교환하여 냉각시키는 제3 열교환기를 더 포함하는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 1,
the cooling unit
The gas management system of a liquid hydrogen carrier further comprising a third heat exchanger for tertiarily heat-exchanging the first boil-off gas that has passed through the second heat exchanger to cool it. 제3항에 있어서,
상기 재액화라인은
상기 팽창부에 의해 감압된 제1 증발가스를 기체성분 및 액체성분으로 분리하는 기액분리기와, 상기 기액분리기의 액체성분을 상기 저장탱크로 공급하는 액체성분 회수라인과, 상기 기액분리기의 기체성분을 상기 재액화라인 상의 제1 압축부 전단으로 합류시키는 기체성분 순환라인을 더 포함하는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.4. The method of claim 3,
The reliquefaction line is
A gas-liquid separator for separating the first boil-off gas decompressed by the expansion unit into a gas component and a liquid component, a liquid component recovery line for supplying the liquid component of the gas-liquid separator to the storage tank, and a gas component of the gas-liquid separator The gas management system of the liquid hydrogen carrier further comprising a gas component circulation line for joining to the front end of the first compression unit on the reliquefaction line. 제1항에 있어서,
상기 연료탱크의 제2 증발가스를 가압하는 제2 압축부가 마련되고, 상기 제2 압축부에 의해 가압된 제2 증발가스를 엔진으로 공급하는 증발가스 공급라인을 더 포함하고,
상기 제1 열교환기는
상기 제1 압축부에 의해 가압된 제1 증발가스를 상기 증발가스 공급라인 상의 제2 압축부 전단의 제2 증발가스와 열교환하여 냉각시키는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 1,
A second compression unit for pressurizing the second boil-off gas of the fuel tank is provided, and further comprising a boil-off gas supply line for supplying the second boil-off gas pressurized by the second compression unit to the engine;
The first heat exchanger
A gas management system of a liquefied hydrogen carrier for cooling the first boil-off gas pressurized by the first compression unit by heat exchange with the second boil-off gas at the front end of the second compression unit on the boil-off gas supply line. 제5항에 있어서,
상기 연료탱크의 액화천연가스를 기화시키는 기화기가 마련되고, 상기 기화기에 의해 기화된 액화천연가스를 상기 엔진으로 공급하는 액화가스 공급라인을 더 포함하고,
상기 제2 열교환기는
상기 제1 열교환기를 거친 제1 증발가스를 상기 액화가스 공급라인 상의 기화기 전단의 액화천연가스와 열교환하여 냉각시키는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.6. The method of claim 5,
A vaporizer for vaporizing the liquefied natural gas of the fuel tank is provided, and further comprising a liquefied gas supply line for supplying the liquefied natural gas vaporized by the vaporizer to the engine,
the second heat exchanger
A gas management system for a liquefied hydrogen carrier that heats the first boil-off gas that has passed through the first heat exchanger with liquefied natural gas at the front end of the vaporizer on the liquefied gas supply line to cool it. 제3항에 있어서,
상기 제3 열교환기로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인을 더 포함하고,
상기 제3 열교환기는
상기 제2 열교환기를 거친 제1 증발가스를 상기 냉매순환라인을 따라 이송되는 냉매와 열교환하여 냉각시키는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.4. The method of claim 3,
Further comprising a refrigerant circulation line for providing cryogenic cooling to the third heat exchanger,
The third heat exchanger
A gas management system of a liquid hydrogen carrier for cooling the first boil-off gas passing through the second heat exchanger by heat exchange with the refrigerant transferred along the refrigerant circulation line. 제4항에 있어서,
상기 제3 열교환기로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인을 더 포함하고,
상기 재액화라인은
상기 유입된 제1 증발가스 및 상기 기체성분 순환라인을 따라 합류되는 기체성분이 상기 제3 열교환기를 경유하여 상기 제1 압축부로 공급되도록 마련되며,
상기 제3 열교환기는
상기 제2 열교환기를 거친 제1 증발가스를 상기 냉매순환라인을 따라 이송되는 냉매와 열교환하여 냉각시키되, 상기 유입된 제1 증발가스와 상기 기체성분 중 적어도 어느 하나를 포함하는 혼합된 가스흐름으로부터 추가적으로 냉열을 공급받는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.5. The method of claim 4,
Further comprising a refrigerant circulation line for providing cryogenic cooling to the third heat exchanger,
The reliquefaction line is
It is provided so that the introduced first boil-off gas and the gas component joined along the gas component circulation line are supplied to the first compression unit via the third heat exchanger,
The third heat exchanger
The first boil-off gas passing through the second heat exchanger is cooled by heat exchange with the refrigerant transferred along the refrigerant circulation line, and additionally from the mixed gas flow including at least one of the introduced first boil-off gas and the gas component. Gas management system of liquid hydrogen carrier receiving cold heat. 제8항에 있어서,
상기 재액화라인은
제1 증발가스의 재액화를 촉진하는 촉매장치를 더 포함하는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.9. The method of claim 8,
The reliquefaction line is
The gas management system of the liquid hydrogen carrier further comprising a catalyst device for accelerating the re-liquefaction of the first boil-off gas. 제9항에 있어서,
상기 촉매장치는
상기 재액화라인 상의 상기 제2 열교환기와 상기 제3 열교환기 사이에 배치되되, 수소의 오쏘-파라(Ortho-Para) 변환을 유도하는 O/P 컨버터를 포함하는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.10. The method of claim 9,
The catalyst device
Doedoe disposed between the second heat exchanger and the third heat exchanger on the reliquefaction line, the gas management system of a liquid hydrogen carrier including an O/P converter for inducing an Ortho-Para conversion of hydrogen. 제8항에 있어서,
상기 재액화라인은
상기 유입된 제1 증발가스 및 상기 기체성분 순환라인을 따라 합류된 기체성분이 상기 제3 열교환기 및 상기 제2 열교환기를 순차적으로 경유하여 상기 제1 압축부로 공급되도록 마련되며,
상기 제2 열교환기는
상기 제1 열교환기를 거친 제1 증발가스를 상기 액화천연가스와 열교환하여 냉각시키되, 상기 제3 열교환기를 거친 상기 혼합된 가스흐름으로부터 추가적으로 냉열을 공급받는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.9. The method of claim 8,
The reliquefaction line is
It is provided so that the introduced first boil-off gas and the gas component joined along the gas component circulation line are sequentially supplied to the first compression unit via the third heat exchanger and the second heat exchanger,
the second heat exchanger
A gas management system for a liquefied hydrogen carrier that is cooled by heat-exchanging the first boil-off gas that has passed through the first heat exchanger with the liquefied natural gas, and additionally receives cooling heat from the mixed gas stream that has passed through the third heat exchanger. 제5항에 있어서,
상기 저장탱크에 수용된 액화수소를 배출시키는 액화수소 공급라인을 더 포함하는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.6. The method of claim 5,
Gas management system of a liquid hydrogen carrier further comprising a liquid hydrogen supply line for discharging the liquid hydrogen accommodated in the storage tank. 제7항, 제8항 및 제9항 중 어느 한 항에 있어서,
상기 냉매순환라인은
냉매를 가압하는 압축기와, 상기 압축기에 의해 가압된 냉매를 냉각시키는 냉각기와, 상기 냉각기에 의해 냉각된 냉매를 감압하는 팽창기를 포함하고,
상기 제3 열교환기는
상기 팽창기에 의해 감압된 극저온의 냉매로부터 냉열을 공급받는 액화수소 운반선의 가스 관리시스템.
10. The method of any one of claims 7, 8 and 9,
The refrigerant circulation line is
A compressor for pressurizing the refrigerant, a cooler for cooling the refrigerant pressurized by the compressor, and an expander for decompressing the refrigerant cooled by the cooler,
The third heat exchanger
A gas management system for a liquid hydrogen carrier that receives cooling heat from the cryogenic refrigerant decompressed by the expander.
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