KR20190080354A - Floating Power Plant and Employment Method therefor - Google Patents

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Abstract

The present invention relates to a floating power plant and an operation method therefor, which are able to use cold and waste heat discarded while generating power in the floating power plant, to produce hydrogen, increase energy efficiency, and reduce operation costs. According to the present invention, the floating power plant comprises: a gas engine which uses liquefied gas as fuel to generate power; a fuel supply system which gasifies the liquefied gas to supply fuel gas to the gas engine; a waste heat recollection system which recollects waste heat, which is generated by burning the fuel gas in the gas engine, to produce steam; a hydrogen production system which uses fuel gas remaining after supplying the gas engine and steam produced by the waste heat recollection system to produce hydrogen; and a hydrogen liquefaction system which uses the cold of the liquefied gas to be supplied to the fuel supply system to liquefy the produced hydrogen.

Description

부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법 {Floating Power Plant and Employment Method therefor}[0001] Floating Power Plant and Employment Method Therefor [0002]

본 발명은, 부유식 발전 플랜트에서 전력을 생산하면서 버려지는 냉열과 폐열을 활용하여 수소를 생산하고, 에너지 효율을 증대시키고 운영 비용을 절감할 수 있는 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a floating power generation plant and a floating power generation plant which can produce hydrogen by utilizing cold and waste heat that are abandoned while generating electric power in a floating power generation plant, .

최근, 친환경 전력 생산에 대한 요구로 천연가스를 이용한 발전에 대한 관심이 증가하고 있다. 특히, 전력공급이 원활하지 않은 신흥개발국 등에서 가스 발전에 대한 관심이 높아지고 있다.In recent years, there has been a growing interest in the development of natural gas as a demand for environmentally friendly power generation. Particularly, interest in gas power generation is increasing in emerging countries where power supply is not smooth.

일반적으로, 천연가스는 생산지에서 극저온으로 액화된 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)의 상태로 만들어진 후 LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 운반된다. LNG는 천연가스를 상압에서 약 -163℃의 극저온으로 냉각하여 얻어지는 것으로서 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다. Generally, natural gas is made in the form of Liquefied Natural Gas (LNG) liquefied at the cryogenic temperature at the place of production, and then transported over a long distance to the destination by an LNG carrier. LNG is obtained by cooling natural gas to a cryogenic temperature of about -163 ° C at normal pressure, and its volume is reduced to about 1/600 of that of natural gas, making it well suited for long distance transportation through the sea.

LNG 운반선은, LNG를 싣고 바다를 운항하여 수요처에 LNG를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 극저온의 LNG를 견딜 수 있는 LNG 저장탱크를 포함하고 있다. 통상 이러한 LNG 운반선은 LNG 저장탱크 내의 LNG를 액화된 상태로 그대로 육상 터미널에 하역하며, 하역된 LNG는 육상 터미널에 설치된 LNG 재기화 설비에 의해 재기화된 후, 소비처로 각각 공급된다. The LNG carriers are intended to unload LNG to customers in the sea by loading LNG. For this purpose, the LNG storage tank includes an LNG storage tank capable of withstanding cryogenic LNG. Typically, these LNG carriers are unloaded to the land terminal as LNG in the LNG storage tank is liquefied, and the unloaded LNG is regenerated by the LNG regeneration facility installed on the land terminal and supplied to the consumer.

이와 같이, 가스 연료의 연소에 의해 전력을 생산하는 발전플랜트는 주로 육상, 특히 해안가에 설치되는 것이 일반적이었다. 해안가는 이러한 원료의 수급이 용이하다는 장점이 있다. 그러나, 용지 구입 등 기초 공사 비용이 비싸고, 주민들의 반대와 환경오염을 고려해야 한다. 또한, 여러 개의 섬들로 이루어진 동남아시아 국가 등에는 대용량의 가스 발전을 하는데 어려움이 많았다.As described above, a power plant for generating electric power by combustion of gaseous fuels was generally installed on land, particularly on the coast. The coastal area has an advantage that it is easy to supply and receive these raw materials. However, the cost of basic construction such as paper purchase is high, and the opposition of residents and environmental pollution should be considered. Also, in Southeast Asian countries consisting of several islands, it was difficult to generate large capacity gas.

이러한 문제점을 해결하기 위하여, 발전플랜트를 육상에 고정한 형태에서 벗어나 선박이나 해상 구조물에 탑재하는 기술들이 개발되고 있다. 선박이나 해상 구조물은 플랜트를 설치하기 위한 용지 구입 비용이나, 기초 공사 비용을 절감할 수 있으면서도, 원료 수급이 용이한 곳이나 전력 공급이 필요한 곳에 시의적절하게 배치할 수 있다는 점에서 유리하다.In order to solve such a problem, techniques for mounting a power plant on a ship or an offshore structure while being off the fixed form on the land are being developed. Ship or offshore structures are advantageous in that they can be disposed of in a timely manner in a place where supply of raw materials is easy or in a place where electric power supply is needed, while saving the cost of purchasing paper or foundation for installing the plant.

이에, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크, LNG를 재기화시키는 LNG 재기화 설비 및 재기화 가스를 이용하여 전력을 생산할 수 있는 발전 설비가 탑재되어, 선상에서 생산된 전력을 육상으로 송전할 수 있는 부유식 발전 플랜트(FSPP; Floating, Storage, Power Plant)의 개발이 요구된다. LNG storage tanks for storing LNG, LNG regeneration facilities for regeneration of LNG, and power generation facilities for generating electricity using regeneration gas are installed, and a floating type Development of power plant (FSPP; Floating, Storage, Power Plant) is required.

기존의 부유식 발전 플랜트의 발전 설비는, 가스 터빈과 발전기를 구비하여, 재기화 가스를 이용하여 가스 터빈을 구동시키고, 발전기를 이용하여 가스 터빈의 구동력을 전기 에너지로 전환함으로써 전력을 생산하였다.The existing power generation facilities of the floating power generation plant include a gas turbine and a generator to drive the gas turbine using regeneration gas and generate power by converting the driving force of the gas turbine into electric energy using the generator.

그러나, 가스 터빈의 발전 효율이 낮고, LNG의 냉열, 발전 플랜트에서 발생하는 폐열 등이 효과적으로 활용되지 못하고 그대로 버려짐으로써, 부유식 발전 플랜트의 에너지 효율이 낮다는 단점이 있었다. However, there is a disadvantage that the energy efficiency of the floating power generation plant is low because the power generation efficiency of the gas turbine is low, the cold heat of the LNG, waste heat generated in the power generation plant, etc. are not effectively utilized and are discarded.

따라서, 본 발명은 상술한 문제점을 해결하기 위하여 안출된 것으로, 액화가스의 냉열 및 발전 설비로부터 배출되는 폐열을 이용하여 부유식 발전 플랜트의 공정 효율 및 에너지 효율을 향상시킬 수 있는, 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법을 제공하고자 한다. SUMMARY OF THE INVENTION Accordingly, it is an object of the present invention to provide a floating power generation plant capable of improving process efficiency and energy efficiency of a floating power generation plant by using cold heat of liquefied gas and waste heat discharged from a power generation facility. And a method of operating the floating power plant.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 가스 엔진; 액화가스를 기화시켜 상기 가스 엔진으로 연료 가스를 공급하는 연료 공급 시스템; 상기 가스 엔진에서 상기 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 폐열 회수 시스템; 상기 가스 엔진으로 공급하고 남은 연료 가스와 상기 폐열 회수 시스템에서 생산된 스팀을 이용하여 수소를 생산하는 수소 생산 시스템; 및 상기 생산된 수소를 상기 연료 공급 시스템으로 공급할 액화가스의 냉열을 이용하여 액화시키는 수소 액화 시스템;을 포함하는, 부유식 발전 플랜트가 제공된다. According to an aspect of the present invention, there is provided a gas engine for generating electric power using liquefied gas as fuel; A fuel supply system for vaporizing the liquefied gas to supply the fuel gas to the gas engine; A waste heat recovery system for recovering waste heat generated by the combustion of the fuel gas in the gas engine to produce steam; A hydrogen production system for producing hydrogen using fuel gas remaining in the gas engine and steam generated in the waste heat recovery system; And a hydrogen liquefaction system that liquefies the generated hydrogen using the cold heat of the liquefied gas to supply the fuel supply system.

바람직하게는, 상기 수소 액화 시스템은, 상기 수소와 액화가스를 열교환시켜 수소를 냉각시키는 제1 열교환기;를 포함하고, 상기 제1 열교환기와 상기 연료 공급 시스템은, 상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 온도가 상승한 액화가스가 상기 연료 공급 시스템으로 공급되도록 하는 예열 라인;으로 연결될 수 있다.Preferably, the hydrogen liquefaction system includes a first heat exchanger for exchanging heat between the hydrogen and the liquefied gas to cool the hydrogen, wherein the first heat exchanger and the fuel supply system are connected to each other by heat exchange And a preheating line through which the liquefied gas whose temperature has risen is supplied to the fuel supply system.

바람직하게는, 상기 연료 공급 시스템은, 상기 액화가스를 기화시키는 연료 기화기; 상기 연료 기화기에서 기화된 연료 가스를 상기 가스 엔진에서 요구하는 압력으로 압축시키는 연료 압축기; 및 상기 연료 압축기에서 압축된 연료 가스를 상기 가스 엔진에서 요구하는 온도로 가열하는 연료 히터;를 포함하며, 상기 예열 라인은, 상기 제1 열교환기로부터 상기 연료 기화기로 연결되어, 상기 제1 열교환기에서 온도가 상승한 액화가스가 상기 연료 기화기로 공급될 수 있다.Preferably, the fuel supply system includes: a fuel vaporizer for vaporizing the liquefied gas; A fuel compressor for compressing the fuel gas vaporized in the fuel vaporizer to a pressure required by the gas engine; And a fuel heater for heating the fuel gas compressed in the fuel compressor to a temperature required by the gas engine, the warming line being connected to the fuel vaporizer from the first heat exchanger, The liquefied gas whose temperature has risen can be supplied to the fuel vaporizer.

바람직하게는, 상기 수소 액화 시스템은, 상기 제1 열교환기에서 액화가스의 냉열에 의해 냉각된 수소를 더 냉각시키는 제2 열교환기; 및 상기 제1 열교환기로부터 제2 열교환기로 공급되는 수소 중 일부를 팽창에 의해 냉각시키는 팽창기;를 더 포함하고, 상기 제2 열교환기에서는, 상기 제1 열교환기에서 냉각된 수소가 상기 팽창기에서 팽창에 의해 냉각된 수소 냉매에 의해 냉각될 수 있다. Preferably, the hydrogen liquefaction system further comprises: a second heat exchanger for further cooling the hydrogen cooled by the cold heat of the liquefied gas in the first heat exchanger; And an expander for expanding and cooling a portion of the hydrogen supplied from the first heat exchanger to the second heat exchanger, wherein in the second heat exchanger, hydrogen cooled in the first heat exchanger is expanded in the expander The hydrogen coolant can be cooled by the hydrogen coolant cooled by the hydrogen coolant.

바람직하게는, 상기 수소 액화 시스템은, 상기 제2 열교환기에서 상기 수소 냉매에 의해 냉각된 수소를 팽창시켜 적어도 일부를 액화시키는 팽창밸브;를 더 포함할 수 있다.Preferably, the hydrogen liquefaction system may further include an expansion valve for expanding the hydrogen cooled by the hydrogen refrigerant in the second heat exchanger to at least partially liquefy the hydrogen.

바람직하게는, 상기 수소 액화 시스템은, 상기 팽창밸브를 통과한 수소를 기액분리하여 액체 상태의 수소를 액체 수소 탱크로 공급하는 분리기;를 더 포함할 수 있다.Preferably, the hydrogen liquefaction system may further include a separator for separating the hydrogen passing through the expansion valve by gas-liquid separation and supplying the liquid hydrogen to the liquid hydrogen tank.

바람직하게는, 상기 연료 공급 시스템과 상기 수소 생산 시스템을 연결하는 수소 생산 라인;을 더 포함하고, 상기 수소 생산 시스템은, 상기 연료 가스와 상기 스팀을 개질반응시켜 수소를 생산하는 개질기;를 포함하며, 상기 수소 생산 라인은 상기 연료 압축기 후단으로부터 상기 개질기 전단으로 연결되어, 상기 연료 압축기에서 압축된 연료 가스가 상기 개질기로 공급될 수 있다.Preferably, the apparatus further comprises a hydrogen production line connecting the fuel supply system and the hydrogen production system, wherein the hydrogen production system includes a reformer for reforming the fuel gas and the steam to produce hydrogen , The hydrogen production line is connected from the downstream end of the fuel compressor to the upstream end of the reformer so that the fuel gas compressed in the fuel compressor can be supplied to the reformer.

바람직하게는, 상기 액화가스를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 재기화 시스템;을 더 포함하고, 상기 부유식 발전 플랜트에서는, 상기 액화가스를 이용하여 재기화 가스, 전력, 수소 기체 및 액체 수소가 생산될 수 있다.Preferably, the system further comprises a regeneration system for regenerating the liquefied gas and supplying it to the demand side of the gas on the land, wherein the liquefied gas is used to regenerate the regasification gas, the power, the hydrogen gas and the liquid Hydrogen can be produced.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 따르면, 액화가스를 가스 엔진의 연료 가스로 공급하는 단계; 상기 가스 엔진에서 연료 가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 단계; 및 상기 가스 엔진에서 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 단계;를 포함하고, 상기 연료 가스와 스팀을 원료로 사용하여 수소를 생산하는 단계; 및 상기 생산된 수소를 상기 기화시킬 액화가스와 열교환시켜 액화시키는 단계;를 포함하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법이 제공된다. According to another aspect of the present invention, there is provided a method for supplying a liquefied gas to a fuel gas of a gas engine, Producing power using the fuel gas as fuel in the gas engine; And recovering the waste heat generated by the combustion of the fuel gas in the gas engine to produce steam, the method comprising: producing hydrogen using the fuel gas and steam as raw materials; And liquefying the produced hydrogen by heat exchange with the liquefied gas to be vaporized, thereby providing a method for operating the floating power generation plant.

바람직하게는, 상기 액화가스를 가스 엔진의 연료 가스로 공급하는 단계는, 상기 액화가스를 기화시키는 단계; 및 상기 액화가스를 기화시킨 연료 가스를 압축시키는 단계;를 포함하고, 상기 액화가스를 기화시키는 단계에서 액화가스는, 상기 수소를 액화시키면서 가열된 액화가스를 포함할 수 있다.Preferably, the step of supplying the liquefied gas to the fuel gas of the gas engine comprises: vaporizing the liquefied gas; And compressing the fuel gas vaporized by the liquefied gas. In the step of vaporizing the liquefied gas, the liquefied gas may include a liquefied gas heated while liquefying the hydrogen.

바람직하게는, 상기 압축된 연료 가스를 상기 수소를 생산하는 단계의 원료로 공급할 수 있다.Preferably, the compressed fuel gas can be supplied as a raw material for producing the hydrogen.

바람직하게는, 상기 수소를 액화가스와 열교환시켜 액화시키는 단계는, 상기 수소를 액화가스와 열교환시켜 1차 냉각시키는 단계; 및 상기 1차 냉각된 수소 중 일부를 분기시켜 팽창에 의해 더 냉각시키고, 상기 팽창에 의해 더 냉각된 수소를 냉매로 사용하여, 분기시키고 남은 나머지 수소를 2차 냉각시키는 단계;를 더 포함할 수 있다.Preferably, the step of liquefying the hydrogen by heat exchange with the liquefied gas includes the steps of: firstly cooling the hydrogen by heat exchange with the liquefied gas; And further cooling and cooling some of the primarily cooled hydrogen by expansion, and using the hydrogen further cooled by the expansion as a refrigerant, secondary cooling the remaining hydrogen that has been branched off have.

바람직하게는, 상기 2차 냉각된 수소를 팽창밸브에 의해 더 냉각시키는 단계; 및 상기 팽창밸브에 의해 더 냉각된 수소를 기액분리하는 단계;를 더 포함하여, 상기 기액분리된 액체 수소는 저장하고, 분리된 기체 수소는 상기 수소를 1차 냉각시키는 단계로 재공급할 수 있다.Preferably, the secondary cooled hydrogen is further cooled by an expansion valve; And separating the gas-liquid separated by the expansion valve from the gas-liquid separated by the expansion valve. The separated gaseous hydrogen may be re-supplied to the step of first cooling the hydrogen.

바람직하게는, 상기 액화가스를 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계;를 더 포함하고, 상기 부유식 발전 플랜트에서는, 상기 액화가스를 이용하여 재기화 가스, 전력, 수소 및 액체 수소를 생산할 수 있다.Preferably, the method further comprises the step of vaporizing the liquefied gas and supplying it to the demand side of the on-shore gas. In the floating power generation plant, the liquefied gas may be used to produce regeneration gas, electric power, have.

본 발명에 따른 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법은, 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하고, 재기화 가스를 이용하여 전력을 생산하는 것과 동시에, 전력을 생산하면서 생성된 폐열을 이용하여 청정 에너지인 수소를 생산할 수 있다.A method of operating a floating power generation plant and a floating power generation plant according to the present invention is a method of operating a floating power generation plant and a floating power generation plant in which liquefied gas is regenerated to be supplied to a gas demanding place and power is produced using regeneration gas, It is possible to produce hydrogen as clean energy.

청정에너지인 수소를 생산함으로써, 에너지 청정화에 기여할 수 있다. By producing hydrogen that is clean energy, it can contribute to energy purification.

또한, 액화가스의 냉열을 이용하여 수소를 액화시켜 저장함으로써, 저장 및 수소 수요처로의 수소 공급이 용이하다.Further, by liquefying and storing hydrogen using the cooling and liquefying gas, it is easy to store and supply hydrogen to the hydrogen demand site.

또한, 수소를 액화시키면서 가열된 액화가스를 발전용 연료로 사용함으로써, 액화가스를 발전 설비로 공급하기 위한 열교환 효율을 높일 수 있고, 열교환기의 요구 사양을 낮출 수 있어 경제적 측면에서 유리하다.Further, by using the liquefied gas heated while liquefying hydrogen as the fuel for power generation, the heat exchange efficiency for supplying the liquefied gas to the power generation facility can be increased, and the required specification of the heat exchanger can be lowered, which is advantageous from the economical point of view.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트의 공정 설비를 개략적으로 도시한 구성도이다. 1 is a schematic view showing a process facility of a floating power generation plant according to an embodiment of the present invention.

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.In order to fully understand the operational advantages of the present invention and the objects attained by the practice of the present invention, reference should be made to the accompanying drawings, which illustrate preferred embodiments of the present invention, and to the contents of the accompanying drawings.

이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. In the drawings, like reference numerals refer to like elements throughout. The same elements are denoted by the same reference numerals even though they are shown in different drawings.

후술하는 본 발명의 일 실시예에서 액화가스는, 가스를 저온으로 액화시켜 수송할 수 있는 액화가스일 수 있으며, 예를 들어, LNG(Liquefied Natural Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas), LPG(Liquefied Petroleum Gas), 액화에틸렌가스(Liquefied Ethylene Gas), 액화프로필렌가스(Liquefied Propylene Gas) 등과 같은 액화 석유화학 가스일 수 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 대표적인 액화가스인 LNG가 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. The liquefied gas may be a liquefied natural gas (LNG), a liquefied ethane gas (LEG), a liquefied liquefied petroleum gas (LPG), or the like. Petroleum gas, liquefied ethylene gas, liquefied propylene gas, and the like. However, in the following embodiments, LNG, which is a typical liquefied gas, is applied will be described as an example.

또한, 후술하는 본 발명의 일 실시예에서 부유식 발전 플랜트는, 액화가스를 발전용 엔진의 연료로 사용할 수 있는 엔진이 설치되고, 발전용 엔진에서 생산한 전력을 육상의 가스 수요처로 공급할 수 있는 것을 특징으로 한다. Further, in one embodiment of the present invention to be described later, the floating power generation plant is provided with an engine capable of using liquefied gas as the fuel for the power generation engine and capable of supplying the power generated by the power generation engine to the on- .

또한, 부유식 발전 플랜트는, 추진 능력을 갖는 선박일 수도 있고, BMPP(Barge Mounted Power Plant), FSPP(Floating Storage Power Plnat)와 같이 추진 능력을 갖지는 않지만 해상에 부유하고 있는 해상 구조물을 포함할 수 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 FSPP에 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. In addition, the floating power generation plant may be a ship having a propulsion capability, including a marine structure that does not have propulsion capability such as Barge Mounted Power Plant (BMPP), Floating Storage Power Plate (FSPP) . However, in the following embodiments, the description will be made by taking the example applied to FSPP as an example.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트의 공정 설비를 개략적으로 도시한 구성도이다. 이하, 도 1을 참조하여, 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법을 설명하기로 한다.1 is a schematic view showing a process facility of a floating power generation plant according to an embodiment of the present invention. Hereinafter, a method of operating a floating power generation plant and a floating power generation plant according to an embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.

본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트는, LNG를 재기화시켜 육상의 수요처로 공급하는 재기화 시스템(100); LNG를 이용하여 전력을 생산하는 연료 공급 시스템(200); 연료 공급 시스템(200)으로부터 배출되는 폐열을 회수하는 폐열 회수 시스템(300); LNG를 이용하여 수소를 생산하는 수소 생산 시스템(400); 및 LNG의 이용하여 수소를 액화시키는 수소 액화 시스템(500);을 포함한다.A floating power generation plant according to an embodiment of the present invention includes a regeneration system 100 for regenerating LNG and supplying it to a demand place on the land; A fuel supply system 200 for generating power using LNG; A waste heat recovery system 300 for recovering waste heat discharged from the fuel supply system 200; A hydrogen production system (400) for producing hydrogen using LNG; And a hydrogen liquefaction system 500 for liquefying hydrogen using LNG.

본 실시예의 부유식 발전 플랜트는, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(T);를 더 포함할 수 있다. 도 1에는 하나의 LNG 저장탱크(T)만을 도시하였으나, 본 실시예의 부유식 발전 플랜트에는 다수개의 LNG 저장탱크(T)가 설치될 수 있다. The floating power generation plant of the present embodiment may further include an LNG storage tank (T) for storing the LNG. Although only one LNG storage tank T is shown in FIG. 1, a plurality of LNG storage tanks T may be installed in the floating power generation plant of this embodiment.

본 실시예의 재기화 시스템(100), 연료 공급 시스템(200), 수소 생산 시스템(400) 및 수소 액화 시스템(500)에서 사용되는 LNG는 LNG 저장탱크(T)에 저장되어 있는 것일 수 있다. The LNG used in the regeneration system 100, the fuel supply system 200, the hydrogen production system 400 and the hydrogen liquefaction system 500 of this embodiment may be stored in the LNG storage tank T.

본 실시예에서는 부유식 발전 플랜트에 LNG 저장탱크(T)가 설치되고, LNG 저장탱크(T)로부터 재기화 시스템(100), 연료 공급 시스템(200), 수소 생산 시스템(400) 및 수소 액화 시스템(500) 중 어느 하나 이상으로 LNG가 이송되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 그러나, 이에 한정하는 것은 아니고, 본 발명에 따른 부유식 발전 플랜트는 LNG 저장탱크(T)가 설치되지 않고, 외부 LNG 공급처, 예를 들어 육상에 설치된 LNG 저장탱크나, LNG 저장탱크가 설치된 또 다른 선박으로부터 직접 LNG를 이송받아 활용할 수도 있을 것이다.In this embodiment, the LNG storage tank T is installed in the floating power generation plant, and the recharge system 100, the fuel supply system 200, the hydrogen production system 400, and the hydrogen liquefaction system T, The LNG is transferred to at least one of the first and second cylinders 500, 500, and 500, respectively. However, the present invention is not limited to this, and the floating power generation plant according to the present invention may be applied to an external LNG supply source, for example, an LNG storage tank installed on the land, or another LNG storage tank provided with an LNG storage tank LNG can be transported directly from the vessel and utilized.

본 실시예에서 LNG는, LNG 저장탱크(T)에 약 1기압에서 약 -163℃로 저장되어 있을 수 있다. LNG 저장탱크(T)는 극저온의 LNG가 액체 상태를 유지할 수 있도록, 단열 구조를 가질 수 있다.In this embodiment, the LNG may be stored in the LNG storage tank T at about -163 DEG C at about 1 atm. The LNG storage tank T may have an insulating structure so that the cryogenic LNG can maintain a liquid state.

LNG 저장탱크(T)가 단열처리되어 있더라도, 외부로부터의 열 침입에 의해 LNG는 자연기화할 수 있다. LNG가 자연기화하여 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 생성되고, 증발가스의 생성은 LNG 저장탱크(T)의 내압을 상승시킨다. LNG 저장탱크(T)는, 어느 정도의 내압 상승을 견딜 수 있는 내압성 구조를 가질 수 있다. Even if the LNG storage tank T is heat-treated, the LNG can be spontaneously vaporized by heat invasion from the outside. LNG is spontaneously vaporized to generate boil-off gas (BOG), and the generation of the evaporation gas raises the internal pressure of the LNG storage tank T. The LNG storage tank T may have a pressure-resistant structure capable of withstanding a certain increase in internal pressure.

예를 들어, LNG 저장탱크(T)는 LNG 저장탱크(T)의 내압이 설정값 이상으로 상승하면, 안전밸브(미도시)를 개방하여 증발가스를 LNG 저장탱크(T) 외부로 배출시키도록 설계되어 있는 것일 수 있다. For example, when the internal pressure of the LNG storage tank T rises above the predetermined value, the LNG storage tank T opens the safety valve (not shown) to discharge the evaporated gas to the outside of the LNG storage tank T It may be designed.

도면에 도시하지는 않았지만, LNG 저장탱크(T)로부터 배출된 증발가스 역시, 재기화 시스템(100), 연료 공급 시스템(200), 수소 생산 시스템(400) 및 수소 액화 시스템(500) 중 어느 하나 이상에서 활용될 수 있다. Although not shown in the drawing, the evaporated gas discharged from the LNG storage tank T is also supplied to at least one of the regeneration system 100, the fuel supply system 200, the hydrogen production system 400, and the hydrogen liquefaction system 500 . ≪ / RTI >

또한, LNG 저장탱크(T)의 내부에는, LNG를 외부로 배출시키는 LNG 공급펌프(미도시)가 구비되어 있을 수 있다. LNG 공급펌프는 반잠수식 펌프일 수 있고, 하나 이상 구비될 수 있다.The LNG storage tank T may be provided with an LNG supply pump (not shown) for discharging the LNG to the outside. The LNG feed pump may be a semi-submergible pump and may be equipped with more than one.

본 실시예의 재기화 시스템(100)은, 가스 수요처로 공급할 LNG를 기화시키는 기화기(120); 및 재기화시킬 LNG를 압축시켜 기화기(120)로 공급하는 재기화 펌프(110);를 포함한다. The regeneration system 100 of the present embodiment includes a vaporizer 120 for vaporizing LNG to be supplied to a gas consumer; And a regeneration pump 110 for compressing and supplying the LNG to be regasified to the vaporizer 120.

또한, 본 실시예의 재기화 시스템(100), 즉, LNG 저장탱크(T), 재기화 펌프(110), 기화기(120) 및 가스 수요처는 재기화 라인(GL1);에 의해 연결되고, LNG는 재기화 라인(GL1)을 따라 유동하며 재기화되고, LNG 저장탱크(T)로부터 가스 수요처로 이송된다. 본 실시예에서 가스 수요처는 발전소 등 육상(shore)에 설치되어 있는 가스 수요처일 수 있다. The regeneration system 100 of the present embodiment, namely, the LNG storage tank T, the regeneration pump 110, the vaporizer 120, and the gas consumer are connected by the regeneration line GL1, Regenerated along regasification line GL1 and regenerated and transported from the LNG storage tank T to the gas consumer. In this embodiment, the gas demand point may be a gas demand point installed on a shore such as a power station.

본 실시예의 재기화 펌프(110)는, 재기화시켜 가스 수요처로 공급할 LNG를 가스 수요처에서 요구하는 압력 또는 임계압력 이상으로 압축시킨다. 예를 들어, 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력은, 30 ~ 40 barg, 또는 50 ~ 70 barg, 또는 100 barg일 수 있고, 재기화 펌프(110)는 LNG를 30 ~ 40 barg, 50 ~ 70 barg 또는 100 barg로 압축하거나 후단 압력 손실을 고려하여 이보다 약간 높은 압력으로 압축할 수 있다.The regeneration pump 110 of this embodiment regenerates the LNG to be supplied to the gas consumer and compresses the LNG to a pressure or a critical pressure required by the gas consumer. For example, the pressure of the regasification gas required at the gas consumer may be 30 to 40 barg, or 50 to 70 barg, or 100 barg, and the regeneration pump 110 may supply the LNG at 30 to 40 barg, It can be compressed to 70 barg or 100 barg or to slightly higher pressure, taking into account the downstream pressure loss.

또한, 본 실시예에서 재기화 펌프(110)를 이용하여 기화시킬 LNG를 LNG의 임계압력보다 높은 압력으로 압축시킴으로써 기화기(120)에서의 열교환 효율을 높일 수 있다. 즉, 재기화 펌프(110)에서 압축되어 기화기(120)로 이송되는 LNG는 초임계상태일 수 있다.Also, in this embodiment, the LNG to be vaporized by the regeneration pump 110 is compressed to a pressure higher than the critical pressure of the LNG, so that the heat exchange efficiency in the vaporizer 120 can be increased. That is, the LNG compressed by the regeneration pump 110 and transferred to the vaporizer 120 may be supercritical.

본 실시예의 기화기(120)는, 재기화 펌프(110)에서 가스 수요처에서 요구하는 압력 또는 그보다 약간 높은 압력으로 압축된 LNG를 열교환에 의해 기화시킨다. The vaporizer 120 of this embodiment vaporizes the LNG compressed by the regeneration pump 110 at a pressure required by the gas consumer or a pressure slightly higher than that required by the gas consumer by heat exchange.

상술한 바와 같이, 재기화 펌프(110)로부터 기화기(120)로 이송되는 고압의 LNG는 초임계상태일 수 있다. 본 명세서에서 '기화시킨다'는 것은, 단순히 액체 상에서 기체 상으로의 상변화만을 의미하는 것은 아니고, 열매체로부터 LNG로 열 에너지가 이동하는 것, 즉 LNG가 열매체로부터 열 에너지를 얻어 온도가 상승하는 것을 포함하는 개념이다. As described above, the high-pressure LNG transferred from the regeneration pump 110 to the vaporizer 120 may be in a supercritical state. In the present specification, "vaporizing" means not only a phase change from a liquid phase to a gas phase, but also a movement of heat energy from a heating medium to an LNG, that is, an increase in temperature due to heat energy from the LNG It is a concept to include.

또한, 본 실시예에 따르면, 기화기(120)는, 압축 LNG를 기화시킬 열매체가 유동하는 열원 라인(ML1);이 연결될 수 있다. 기화기(120)로 공급되는 열매체는, 해수, 청수 또는 글리콜 워터일 수 있다. 본 실시예에서는 기화기(120)로 공급되는 열매체가 해수인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.  Further, according to the present embodiment, the vaporizer 120 can be connected to a heat source line ML1 through which a heating medium for vaporizing the compressed LNG flows. The heating medium supplied to the vaporizer 120 may be seawater, fresh water or glycol water. In this embodiment, it is assumed that the heating medium supplied to the vaporizer 120 is seawater.

기화기(120)에서 열교환에 의해 LNG는 기화되고 해수는 냉각된다. 기화기(120)에서 LNG를 기화시키면서 냉각된 열매체, 즉 해수는 열원 라인(ML1)을 통해 기화기(120)로부터 배출된다. The LNG is vaporized by heat exchange in the vaporizer 120 and the sea water is cooled. The cooled heat medium, that is, the seawater is discharged from the vaporizer 120 through the heat source line ML1 while vaporizing the LNG in the vaporizer 120.

도면에 도시하지는 않았지만, 기화기(120)에서 열교환에 의해 냉각된 해수는 바로 해상으로 배출될 수도 있고, 온도 조절, 정화 등 별도의 처리 공정을 거친 후 해상으로 배출될 수도 있으며, 적어도 일부는 기화기(120)로 재순환될 수도 있다.Although not shown in the figure, the seawater cooled by the heat exchange in the vaporizer 120 may be directly discharged into the sea, may be discharged to the sea after being subjected to a separate treatment process such as temperature control, purification, etc., 120 < / RTI >

또한, 열원 라인(ML1)에는 열원 라인(ML1)을 따라 기화기(120)로 유동하는 해수의 유로 개폐와 유량을 조절하는 유량 조절 밸브(미도시);가 더 구비될 수 있다. The heat source line ML1 may further include a flow rate control valve (not shown) for controlling the opening and closing of the flow channel of the seawater flowing to the vaporizer 120 along the heat source line ML1 and the flow rate thereof.

도시하지 않은 제어부는, 기화기(120)에서 기화시킬 LNG의 유량, 온도, 기화기(120)로 공급되는 해수의 온도 등에 따라 유량 조절 밸브의 개폐 및 개도량을 조절하여, 기화기(120)로 공급되는 해수의 유량을 조절할 수 있다.A control unit (not shown) adjusts the opening and closing amount of the flow rate control valve according to the flow rate of the LNG to be vaporized in the vaporizer 120, the temperature, the temperature of the seawater supplied to the vaporizer 120, The flow rate of seawater can be adjusted.

또한, 도면에 도시되지는 않았지만, 본 실시예의 재기화 시스템(100)은, LNG 저장탱크(T)에서 생성된 증발가스를 압축하는 압축기(미도시)를 더 구비하여, 증발가스를 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시켜 가스 수요처로 공급할 수도 있다. 또는, 증발가스를 응축시키는 응축기(미도시)를 더 구비하여, 증발가스를 재액화시킨 후 기화기(120)에서 재기화시켜 가스 수요처로 공급할 수도 있다. Further, although not shown in the drawing, the regeneration system 100 of the present embodiment further includes a compressor (not shown) for compressing the evaporated gas generated in the LNG storage tank T, It can also be compressed to the required pressure and supplied to the gas consumer. Alternatively, the apparatus may further include a condenser (not shown) for condensing the evaporated gas so that the evaporated gas may be re-liquefied and then regenerated by the evaporator 120 to be supplied to the gas consumer.

본 실시예의 연료 공급 시스템(200)은, LNG를 기화시킨 연료 가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 가스 엔진(240); 가스 엔진(240)으로 공급할 LNG를 기화시키는 연료 기화기(210); 연료 기화기(220)에서 기화된 연료 가스를 압축하는 연료 압축기(220); 및 가스 엔진(240)으로 공급할 연료 가스의 온도를 조절하는 연료 히터(230);를 포함한다.The fuel supply system 200 of the present embodiment includes: a gas engine 240 that generates electric power by using fuel gas vaporized by LNG as fuel; A fuel vaporizer 210 for vaporizing the LNG to be supplied to the gas engine 240; A fuel compressor 220 for compressing the fuel gas vaporized in the fuel vaporizer 220; And a fuel heater 230 for regulating the temperature of the fuel gas to be supplied to the gas engine 240.

본 실시예의 연료 공급 시스템(200), 즉, LNG 저장탱크(T), 연료 기화기(210), 연료 압축기(220), 연료 히터(230) 및 가스 엔진(240)은 연료 공급 라인(GL2);에 의해 연결되고, LNG는 연료 공급 라인(GL2)을 따라 유동하며 연료화되고, LNG 저장탱크(T)로부터 가스 엔진(240)으로 이송된다.The fuel supply system 200 of this embodiment, that is, the LNG storage tank T, the fuel vaporizer 210, the fuel compressor 220, the fuel heater 230, and the gas engine 240 includes a fuel supply line GL2; And the LNG flows along the fuel supply line GL2 to be fueled and transferred from the LNG storage tank T to the gas engine 240. [

가스 엔진(240)은 엔진의 구동력을 전기 에너지로 전환하는 발전기(미도시)가 연결되어 있을 수 있다. 발전기는 연료 가스의 연소에 의한 구동력을 전기 에너지로 전환하고, 생산된 전기 에너지는 가스 엔진(240)과 전력 수요처를 연결하는 전력 공급 라인(PL)을 통해 송전한다. 본 실시예에서 전력 수요처는 육상에 설치되어 있을 수 있다. 또한, 도면에 도시하지는 않았지만, 가스 엔진(240)에 의해 생산된 전력은 본 실시예의 부유식 발전 플랜트 내 전력 수요처로 공급될 수도 있을 것이다. The gas engine 240 may be connected to a generator (not shown) that converts the driving force of the engine into electric energy. The generator converts the driving force resulting from the combustion of the fuel gas into electric energy, and the generated electric energy is transmitted through the electric power supply line (PL) connecting the gas engine (240) and the electric power consumer. In this embodiment, the electric power consumer may be installed on the land. In addition, although not shown in the drawing, the electric power produced by the gas engine 240 may be supplied to the electric power consumer in the floating power generation plant of this embodiment.

본 실시예의 가스 엔진(240)은, DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 엔진일 수 있다. DFDE 엔진은, 4행정으로 구성되며, 약 3 bar 내지 8 bar, 또는 약 4 bar 내지 6.5 bar, 또는 약 6.5 bar 정도의 저압 천연가스를 연소공기 입구에 주입하여, 피스톤이 올라가면서 압축을 시키는 오토 사이클(Otto Cycle)을 채택하는 저압가스 분사엔진이다. DFDE 엔진은, 선박의 발전용 엔진으로 구비될 수 있다.The gas engine 240 of the present embodiment may be a dual fuel diesel electric (DFDE) engine. The DFDE engine is composed of four strokes, injecting low pressure natural gas of about 3 bar to 8 bar, or about 4 bar to 6.5 bar, or about 6.5 bar into the combustion air inlet, Pressure gas injection engine adopting a cycle (Otto Cycle). The DFDE engine may be provided as an engine for power generation of a ship.

연료 기화기(210)는, LNG 저장탱크(T)로부터 가스 엔진(240)의 연료로 공급할 LNG를 열교환에 의해 기화시킨다. The fuel vaporizer 210 vaporizes the LNG to be supplied from the LNG storage tank T to the fuel of the gas engine 240 by heat exchange.

또한, 연료 기화기(210)는, LNG를 기화시킬 열매체가 유동하는 제1 스팀라인(SL1);이 연결될 수 있다. 연료 기화기(210)로 공급되는 열매체는, 스팀 또는 글리콜 워터일 수 있다. 본 실시예에서는 연료 기화기(210)로 공급되는 열매체가 스팀인 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 또한, 본 실시예에서 스팀은, 후술할 폐열 회수 시스템(300)에서 생산된 것일 수 있다. Also, the fuel vaporizer 210 may be connected to the first steam line SL1 through which the heating medium for vaporizing the LNG flows. The heating medium supplied to the fuel vaporizer 210 may be steam or glycol water. In this embodiment, the heating medium supplied to the fuel vaporizer 210 is steam. In this embodiment, the steam may be produced in a waste heat recovery system 300 described later.

연료 기화기(210)에서 열교환에 의해 LNG는 기화되고 스팀은 냉각되며 스팀의 일부는 응축될 수 있다. 연료 기화기(210)에서 LNG를 기화시키면서 냉각된 열매체, 즉 스팀은 제1 청수 회수라인(WL1)을 통해 연료 기화기(210)로부터 배출된다. By heat exchange in the fuel vaporizer 210, the LNG is vaporized, the steam is cooled, and a part of the steam can be condensed. The cooled heat medium, that is, steam, while vaporizing the LNG in the fuel vaporizer 210, is discharged from the fuel vaporizer 210 through the first fresh water recovery line WL1.

도면에 도시하지는 않았지만, 연료 기화기(210)에서 열교환에 의해 냉각된 스팀은 외부로 배출시킬 수도 있고, 완전 응축 등 처리 공정을 거친 후 후술할 폐열 회수 시스템(300)으로 재순환시킬 수도 있다.Although not shown in the drawings, the steam cooled by the heat exchange in the fuel vaporizer 210 may be discharged to the outside, or may be recycled to the waste heat recovery system 300, which will be described later, through a process such as complete condensation.

또한, 제1 스팀라인(SL1)에는 제1 스팀라인(SL1)을 따라 연료 기화기(210)로 유동하는 스팀의 유로 개폐와 유량을 조절하는 제1 스팀 유량 조절 밸브(미도시);가 더 구비될 수 있다. The first steam line SL1 is further provided with a first steam flow rate control valve (not shown) for controlling the flow rate of the steam flowing through the fuel vaporizer 210 along the first steam line SL1, .

도시하지 않은 제어부는, 연료 기화기(210)에서 기화시킬 LNG의 유량, 온도, 연료 기화기(210)로 공급되는 스팀의 온도 등에 따라 제1 스팀 유량 조절 밸브의 개폐 및 개도량을 조절하여, 연료 기화기(210)로 공급되는 스팀의 유량을 조절할 수 있다.The control unit (not shown) adjusts the opening and closing amount of the first steam flow rate control valve according to the flow rate of the LNG to be vaporized in the fuel vaporizer 210, the temperature, the temperature of the steam supplied to the fuel vaporizer 210, The flow rate of the steam supplied to the steam generator 210 can be adjusted.

또는, 제1 스팀 유량 조절 밸브는 제1 청수 회수라인(WL1) 상에 구비될 수도 있을 것이다. Alternatively, the first steam flow rate control valve may be provided on the first fresh water recovery line WL1.

본 실시예의 가스 엔진(240)은, 연료 가스의 메탄가 제한이 있고, 메탄가 제한을 충족하지 못하는 연료 가스를 연료로 공급하면, 노킹 현상을 일으킬 수 있으므로, 연료 가스의 메탄가 조절이 필요하다. The gas engine 240 of the present embodiment is subject to the methane limitation of the fuel gas, and when the fuel gas which does not satisfy the methane limit is supplied as the fuel, it may cause the knocking phenomenon, so that the methane control of the fuel gas is necessary.

본 실시예에 따르면, 제1 스팀 유량 조절 밸브를 제어하여, 연료 기화기(210)에서 기화되는 LNG의 온도를 조절함으로써, 가스 엔진(240)으로 공급되는 연료 가스의 메탄가를 조절할 수 있다. According to the present embodiment, the methane price of the fuel gas supplied to the gas engine 240 can be adjusted by controlling the first steam flow rate control valve to regulate the temperature of the LNG vaporized in the fuel vaporizer 210.

예를 들어, 연료 기화기(210)의 기화 온도를 낮게하면, 기화된 가스의 성분 중에 메탄이 차지하는 비율이 높아지고, 프로판, 부탄 등의 중탄화수소의 비율은 낮아지므로, 연료 기화기(210)에서 기화된 연료 가스의 메탄가는 높아진다. For example, if the vaporization temperature of the fuel vaporizer 210 is lowered, the proportion of methane in the components of the vaporized gas becomes higher and the proportion of heavy hydrocarbons such as propane and butane becomes lower. Therefore, The methane gas of the fuel gas becomes higher.

반대로, 연료 기화기(210)의 기화 온도를 높게하면, 기화된 가스의 성분 중에 중탄화수소가 많아지게 되므로, 연료 기화기(210)에서 기화된 연료 가스의 메탄가는 낮아진다.Conversely, if the vaporization temperature of the fuel vaporizer 210 is increased, the amount of heavy hydrocarbons in the components of the vaporized gas becomes large, so that the methane gas of the fuel gas vaporized in the fuel vaporizer 210 is lowered.

본 실시예의 연료 압축기(220)는, 연료 기화기(210)에서 기화된 연료 가스를 가스 엔진(240)에서 요구하는 압력, 즉, 약 3 bar 내지 8 bar, 또는 약 4 bar 내지 6.5 bar, 또는 약 6.5 bar로 압축시킬 수 있다.The fuel compressor 220 of the present embodiment is capable of controlling the fuel gas vaporized in the fuel vaporizer 210 to a pressure required by the gas engine 240, that is, about 3 bar to 8 bar, or about 4 bar to 6.5 bar, It can be compressed to 6.5 bar.

또한, 연료 압축기(220)는 다수개의 압축기로 구성되는 다단압축기일 수 있다. 예를 들어, 연료 압축기(220)는 4개의 압축기가 직렬로 연결되어, 연료 가스를 4단계에 걸쳐 가스 엔진(240)에서 요구하는 압력으로 압축시킬 수 있다. 다수개의 압축기의 각 후단에는 압축에 의해 온도가 상승한 연료 가스를 냉각시키는 인터쿨러가 구비될 수 있다. 연료 압축기(220)의 단수는 이에 한정하는 것은 아니다.Also, the fuel compressor 220 may be a multi-stage compressor composed of a plurality of compressors. For example, the fuel compressor 220 may be connected in series with four compressors to compress the fuel gas to the pressure required by the gas engine 240 over four steps. Each of the plurality of compressors may be provided with an intercooler for cooling the fuel gas whose temperature has been increased by compression. The number of stages of the fuel compressor 220 is not limited thereto.

본 실시예의 연료 히터(230)는, 연료 압축기(220)에서 압축된 연료 가스의 온도를, 가스 엔진(240)에서 요구하는 조건에 맞도록 조절할 수 있다. 상술한 바와 같이, 가스 엔진(240)의 메탄가 제한으로 인해, 연료 기화기(210)에서의 기화 온도가 제어되므로, 연료 히터(230)는, 메탄가가 조절된 연료 가스의 온도가 가스 엔진(240)의 연료 조건에 부합하도록 연료 가스를 가열할 수 있다.The fuel heater 230 of the present embodiment can adjust the temperature of the fuel gas compressed in the fuel compressor 220 to meet the conditions required in the gas engine 240. [ As described above, because of the methane limitation of the gas engine 240, the vaporization temperature at the fuel vaporizer 210 is controlled, so that the fuel heater 230 can control the temperature of the methane- The fuel gas can be heated to meet the fuel condition of the fuel gas.

연료 히터(230)는, 연료 가스를 가열할 열매체가 유동하는 제2 스팀라인(SL2);이 연결될 수 있다. 연료 히터(230)로 공급되는 열매체는, 스팀 또는 글리콜 워터일 수 있다. 본 실시예에서는 연료 히터(230)로 공급되는 열매체가 스팀인 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 또한, 본 실시예에서 스팀은, 후술할 폐열 회수 시스템(300)에서 생산된 것일 수 있다. The fuel heater 230 may be connected to a second steam line SL2 through which the heating medium for heating the fuel gas flows. The heating medium supplied to the fuel heater 230 may be steam or glycol water. In this embodiment, the heating medium supplied to the fuel heater 230 is steam. In this embodiment, the steam may be produced in a waste heat recovery system 300 described later.

연료 히터(230)에서 열교환에 의해 연료 가스는 가열되고 스팀은 냉각되며 스팀의 일부는 응축될 수 있다. 연료 히터(230)에서 연료 가스를 가열시키면서 냉각된 열매체, 즉 스팀은 제2 청수 회수라인(WL2)을 통해 연료 히터(230)로부터 배출된다. The fuel gas is heated by heat exchange in the fuel heater 230, the steam is cooled, and a part of the steam can be condensed. The cooled heat medium, that is, steam, while heating the fuel gas in the fuel heater 230, is discharged from the fuel heater 230 through the second fresh water recovery line WL2.

도면에 도시하지는 않았지만, 연료 히터(230)에서 열교환에 의해 냉각된 스팀은 외부로 배출시킬 수도 있고, 완전 응축 등 처리 공정을 거친 후 후술할 폐열 회수 시스템(300)으로 재순환시킬 수도 있다.Although not shown in the drawing, the steam cooled by the heat exchange in the fuel heater 230 may be discharged to the outside, or may be recycled to the waste heat recovery system 300 to be described later through a process such as complete condensation.

또한, 제2 스팀라인(SL2)에는 제2 스팀라인(SL2)을 따라 연료 히터(230)로 유동하는 스팀의 유로 개폐와 유량을 조절하는 제2 스팀 유량 조절 밸브(미도시);가 더 구비될 수 있다. The second steam line SL2 is further provided with a second steam flow rate control valve (not shown) for controlling the flow rate of the steam flowing through the fuel heater 230 along the second steam line SL2, .

도시하지 않은 제어부는, 연료 히터(230)에서 가열할 연료 가스의 유량, 온도, 연료 히터(230)로 공급되는 스팀의 온도 등에 따라 제2 스팀 유량 조절 밸브의 개폐 및 개도량을 조절하여, 연료 히터(230)로 공급되는 스팀의 유량을 조절할 수 있다.The control unit (not shown) adjusts the opening and closing amounts of the second steam flow rate control valve according to the flow rate of the fuel gas to be heated in the fuel heater 230, the temperature, the temperature of the steam supplied to the fuel heater 230, The flow rate of the steam supplied to the heater 230 can be adjusted.

또는, 제1 스팀 유량 조절 밸브는 제2 청수 회수라인(WL2) 상에 구비될 수도 있을 것이다.Alternatively, the first steam flow rate control valve may be provided on the second fresh water recovery line WL2.

연료 히터(230)에서 온도가 조절된 연료 가스는 연료 공급 라인(GL2)을 따라 가스 엔진(240)으로 연료로서 공급된다. The temperature-regulated fuel gas in the fuel heater 230 is supplied as fuel to the gas engine 240 along the fuel supply line GL2.

또한, 도면에 도시하지는 않았지만, LNG 저장탱크(T)로부터 배출된 증발가스를 가스 엔진(240)에서 요구하는 압력으로 압축하는 증발가스 압축기(미도시)를 더 구비하여, 가스 엔진(240)의 연료로 공급할 수도 있다. 증발가스는 LNG가 자연기화한 것으로, 메탄이 주성분이며, 따라서 메탄가를 조절할 필요가 없을 수 있다. 증발가스 압축기는 증발가스를 압축하기 위한 용도로 별도로 구비할 수도 있고, 연료 압축기(220)를 활용할 수도 있을 것이다. The gas engine 240 further includes an evaporative gas compressor (not shown) for compressing the evaporated gas discharged from the LNG storage tank T to a pressure required by the gas engine 240, It can also be supplied as fuel. Evaporation gas is natural vaporization of LNG, and methane is the main component, so it may not be necessary to control methane gas. The evaporative gas compressor may be separately provided for compressing the evaporative gas, or the fuel compressor 220 may be utilized.

본 실시예의 가스 엔진(240)은, 연료 공급 라인(GL2)을 통해 연료 가스를 공급받고, 연료의 연소에 의해 구동되며, 연료의 연소에 의해 연소가스가 생성된다. The gas engine 240 of the present embodiment is supplied with the fuel gas through the fuel supply line GL2, is driven by the combustion of the fuel, and the combustion gas is generated by the combustion of the fuel.

본 실시예의 폐열 회수 시스템(300)은, 가스 엔진(240)으로부터 배출되는 연소가스의 연소열을 이용하여 스팀을 생산하는 이코노마이저(310);를 포함한다. The waste heat recovery system 300 of the present embodiment includes an economizer 310 for producing steam using the combustion heat of the combustion gas discharged from the gas engine 240.

가스 엔진(240)과 이코노마이저(310)는 엔진 배기가스 라인(EL1)에 의해 연결되고, 연소가스는 가스 엔진(240)으로부터 엔진 배기가스 라인(EL1)을 따라 이코노마이저(310)로 공급된다. The gas engine 240 and the economizer 310 are connected by an engine exhaust line EL1 and the combustion gas is supplied from the gas engine 240 to the economizer 310 along the engine exhaust line EL1.

또한, 이코노마이저(310)는 청수 공급라인(WL); 및 스팀 공급라인(SL);이 연결된다. 청수 공급라인(WL)을 따라 연소가스의 열에너지에 의해 스팀을 생성할 청수가 이코노마이저(310)로 공급된다. 또한, 이코노마이저(310)에서 생성된 스팀은 스팀 공급라인(SL)을 따라 배출되어 스팀 수요처로 공급된다. The economizer 310 also includes a fresh water supply line WL; And a steam supply line SL are connected. Fresh water for generating steam by the thermal energy of the combustion gas along the fresh water supply line (WL) is supplied to the economizer (310). Also, the steam generated in the economizer 310 is discharged along the steam supply line SL and supplied to the steam consumer.

본 실시예의 스팀 수요처는, 상술한 연료 기화기(210) 및 연료 히터(230)를 포함할 수 있고, 제1 스팀라인(SL1) 및 제2 스팀라인(SL2)은 스팀 공급라인(SL)으로부터 분기될 수 있다. The first steam line SL1 and the second steam line SL2 may be branched from the steam supply line SL so as to be branched from the steam supply line SL, .

또한, 스팀 수요처는, 후술할 수소 생산 시스템(400)을 포함할 수 있다. 수소 생산 시스템(400)과 연결되는 제3 스팀라인(SL3)은 스팀 공급라인(SL)으로부터 분기될 수 있다. In addition, the steam consumer may include a hydrogen production system 400 to be described later. The third steam line SL3 connected to the hydrogen production system 400 may be branched from the steam supply line SL.

도시하지 않은 제어부는, 제1 스팀라인(SL1), 제2 스팀라인(SL2) 및 제3 스팀라인(SL3)으로 공급할 스팀의 유량을 제어할 수 있다. A control unit (not shown) may control the flow rate of steam to be supplied to the first steam line SL1, the second steam line SL2, and the third steam line SL3.

이코노마이저(310)에서 청수와의 열교환에 의해 스팀을 생성하면서 온도가 낮아진 연소가스는 엔진 배기가스 라인(EL1)을 따라 대기 중으로 배출될 수 있다. The combustor gas whose temperature is reduced while generating steam by heat exchange with fresh water in the economizer 310 can be discharged to the atmosphere along the engine exhaust gas line EL1.

또한, 연소가스는 이코노마이저(310)로 공급되기 전 또는 이코노마이저(310)로부터 대기 중으로 배출되기 전에, 정화 공정 등 별도의 처리과정을 거칠 수 있다. In addition, the combustion gas may be subjected to a separate treatment process such as a purification process before being supplied to the economizer 310 or before being discharged from the economizer 310 to the atmosphere.

본 실시예의 수소 생산 시스템(400)은, 수소를 생산하기 위한 원료로서 천연가스를 압축하는 수소 생산용 압축기(410); 천연가스와 스팀을 개질반응시켜 수소를 생산하는 개질기(430); 및 개질반응에 의해 생성된 수소를 저장하는 수소 기체 탱크(460);를 포함한다.The hydrogen production system 400 of this embodiment includes a hydrogen production compressor 410 for compressing natural gas as a raw material for producing hydrogen; A reformer 430 for reforming natural gas and steam to produce hydrogen; And a hydrogen gas tank 460 for storing hydrogen produced by the reforming reaction.

본 실시예에 따르면, 수소 생산 시스템(400)으로 수소를 생산하기 위한 원료로서 LNG를 기화시킨 천연가스, 또는 LNG 저장탱크(T)로부터 생성된 증발가스를 활용할 수 있다. 본 실시예에서는, 연료 공급 시스템(200)에서 기화시킨 연료 가스를 수소 생산의 원료로 사용하는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. According to the present embodiment, natural gas obtained by vaporizing LNG as a raw material for producing hydrogen in the hydrogen production system 400, or evaporation gas generated from the LNG storage tank T can be utilized. In the present embodiment, the description will be made by taking as an example the case where the fuel gas vaporized in the fuel supply system 200 is used as a raw material for hydrogen production.

즉, 본 실시예에 따르면, 연료 공급 라인(GL2)으로부터 수소 생산용 압축기(410)로 연결되는 수소 생산라인(GL4);이 구비될 수 있다. 연료 기화기(210)에서 기화되고, 연료 압축기(220)에서 압축된 연료 가스는 수소 생산라인(GL4)을 따라 수소 생산용 압축기(410)로 공급될 수 있다. That is, according to the present embodiment, a hydrogen production line GL4 connected from the fuel supply line GL2 to the hydrogen production compressor 410 may be provided. The fuel gas vaporized in the fuel vaporizer 210 and compressed in the fuel compressor 220 may be supplied to the hydrogen production compressor 410 along the hydrogen production line GL4.

상술한 바와 같이, 연료 기화기(210)에서 기화된 연료 가스는 가스 엔진(240)의 메탄가 제한으로 인해, 메탄가가 조절되므로, 수소 생산라인(GL4)을 따라 수소 생산용 압축기(410)로 공급되는 천연가스는 메탄이 주성분이다. As described above, the fuel gas vaporized in the fuel vaporizer 210 is supplied to the hydrogen production compressor 410 along the hydrogen production line GL4 because the methane price is adjusted due to the methane limitation of the gas engine 240 Natural gas is mainly methane.

따라서, 본 실시예에 따르면, 가스 엔진(240)으로 공급하기 위해 기화되고 압축된 연료 가스 중 일부 또는 전부, 또는, 가스 엔진(240)으로 공급되고 남은 가스 연료를, 즉, 메탄이 주성분인 천연가스를 수소 생산 시스템(400)의 수소 생산을 위한 원료로 공급함으로써, 수소 생산의 효율을 높일 수 있다. Thus, according to the present embodiment, some or all of the vaporized and compressed fuel gas for supplying to the gas engine 240, or the gaseous fuel left and supplied to the gas engine 240, By supplying the gas as a raw material for hydrogen production of the hydrogen production system 400, the efficiency of hydrogen production can be increased.

또한, 가스 엔진(240)에서 요구하는 압력으로 1차로 압축된 가스 연료를 수소 생산용 압축기(410)로 공급함으로써, 개질 반응에 필요한 압축 에너지를 절감할 수 있다. Further, by supplying the gaseous fuel primarily compressed with the pressure required by the gas engine 240 to the hydrogen production compressor 410, the compression energy required for the reforming reaction can be reduced.

본 실시예의 수소 생산용 압축기(410)는, 천연가스를 개질 반응에 적합한 압력으로 압축시킨다. 예를 들어, 수소 생산용 압축기(410)는 천연가스를 약 30 내지 50 bar로 압축시킬 수 있다.The hydrogen-producing compressor (410) of this embodiment compresses the natural gas to a pressure suitable for the reforming reaction. For example, the hydrogen production compressor 410 can compress natural gas to about 30 to 50 bar.

본 실시예의 개질기(430)는, 수소 생산용 압축기(410)에서는 천연가스와 스팀을 개질반응시켜 수소를 생산한다. In the reformer 430 of the present embodiment, the hydrogen production compressor 410 reforms natural gas and steam to produce hydrogen.

본 실시예에 따른 수소 생산 시스템(400)은, 제3 스팀라인(SL3)에 의해 폐열 회수 시스템(300)과 연결된다. 제3 스팀라인(SL3)은 스팀 공급라인(SL)으로부터 분기될 수 있고, 스팀 공급라인(SL)으로부터 개질기(430)로 연결되거나, 또는 개질기(430) 전단에서 수소 생산 라인(GL4)에 합류될 수 있다. The hydrogen production system 400 according to this embodiment is connected to the waste heat recovery system 300 by the third steam line SL3. The third steam line SL3 may be branched from the steam supply line SL and connected to the reformer 430 from the steam supply line SL or may be connected to the hydrogen production line GL4 at the front end of the reformer 430 .

또는, 도면에 도시되지는 않았지만, 혼합기(미도시)를 더 구비하여, 개질기(430)의 전단에서 천연가스와 스팀을 혼합한 혼합물이 개질기(430)로 유입되도록 구성할 수도 있다. Alternatively, a mixer (not shown) may be further provided, though not shown in the figure, to mix the natural gas and steam at the front end of the reformer 430 into the reformer 430.

즉, 본 실시예에서 개질기(430)로 공급되는 스팀은, 상술한 이코노마이저(310)에서 생산된 것일 수 있다.That is, in this embodiment, the steam supplied to the reformer 430 may be produced by the economizer 310 described above.

본 실시예의 개질기(430)에서는, 수증기 개질법에 의해 수소를 생산할 수 있으며, 다음과 같은 개질 반응이 일어난다. 또한, 개질기(430)에서의 개질 반응은 촉매 하, 약 700 ~ 800℃, 약 30 ~ 50 bar의 반응 조건에서 일어날 수 있다. In the reformer 430 of this embodiment, hydrogen can be produced by the steam reforming method, and the following reforming reaction occurs. Also, the reforming reaction in the reformer 430 can be performed under a reaction condition of about 700 to 800 ° C and about 30 to 50 bar under a catalyst.

CH4(g) + H2O(g) → CO(g) + 3H2(g) CH 4 (g) + H 2 O (g)? CO (g) + 3H 2 (g)

CH4(g) + 2H2O(g) → CO2(g) + 4H2O(g)CH 4 (g) + 2H 2 O (g)? CO 2 (g) + 4H 2 O (g)

개질기(430)에서 상술한 개질 반응에 의해 생성된 수소 기체는, 수소 기체를 저장하는 수소 기체 탱크(460)에 저장될 수 있다.The hydrogen gas produced by the above-described reforming reaction in the reformer 430 may be stored in the hydrogen gas tank 460 storing the hydrogen gas.

본 실시예의 수소 생산 시스템(400)은, 개질기(430)에서 생성된 생성물 중 일산화탄소와 물을 이산화탄소와 수소로 이동전환(shift conversion)시키는 전환기(440); 및 개질기(430)와 전환기(440)를 통과한 생성물인 이산화탄소와 수소의 혼합물로부터 이산화탄소를 흡수시켜 제거하는 흡수기(430);를 더 포함할 수 있다.The hydrogen production system 400 of the present embodiment includes a converter 440 for shifting carbon monoxide and water in the products generated in the reformer 430 to carbon dioxide and hydrogen; And an absorber 430 for absorbing and removing carbon dioxide from a mixture of carbon dioxide and hydrogen, which are products that have passed through the reformer 430 and the converter 440.

전환기(440)에서는 다음과 같은 반응이 일어난다. In the switch 440, the following reaction occurs.

CO(g) + H2O(g) → CO2(g) + H2(g)CO (g) + H 2 O (g)? CO 2 (g) + H 2 (g)

흡수기(430)에서는, 압력 순환 흡착(PSA; Pressure Swing Adsorption) 방식에 의해 이산화탄소가 혼합물로부터 분리되므로서, 수소를 회수·정제할 수 있다.In the absorber 430, the carbon dioxide is separated from the mixture by the pressure swing adsorption (PSA) method, so that the hydrogen can be recovered and purified.

즉, 개질기(430)로부터 배출된 생성물은, 전환기(440) 및 흡수기(450)를 통과하면서 분리된 수소기체만이 수소 라인(HL2)을 따라 수소 기체 탱크(460)로 공급될 수 있다.That is, the product discharged from the reformer 430 can be supplied to the hydrogen gas tank 460 along the hydrogen line HL2 only through the separated hydrogen gas passing through the converter 440 and the absorber 450.

수소 기체 탱크(460)는 압력 탱크로 구비될 수 있다. The hydrogen gas tank 460 may be provided as a pressure tank.

수소 기체 탱크(460)에 저장된 수소 기체는, 수소 기체 수요처와 연결되는 별도의 배관 라인을 통해 수소 기체 수요처로 직접 공급될 수 있다. 또는, 후술하는 수소 액화 시스템(500)으로 공급되어 액화된 후, 수소 액체 탱크(미도시)에 액체 상태로 저장될 수도 있다. 또는, 수소 기체 탱크(460) 또는 수소 액체 탱크(미도시) 자체를 하역하여 수소 수요처로 공급할 수도 있을 것이다. The hydrogen gas stored in the hydrogen gas tank 460 may be directly supplied to the hydrogen gas consumer through a separate pipeline connected to the hydrogen gas consumer. Or may be supplied to a hydrogen liquefaction system 500 to be described later and liquefied, and then stored in a liquid state in a hydrogen liquid tank (not shown). Alternatively, the hydrogen gas tank 460 or the hydrogen liquid tank (not shown) may be unloaded and supplied to the hydrogen consumer.

또한, 개질기(430)의 전단에는, 개질기(430)로 공급되는 압축 천연가스로부터 황화수소 등 불순물을 제거하는 전처리 장치(420);가 더 구비될 수 있다. A pretreatment device 420 for removing impurities such as hydrogen sulfide from the compressed natural gas supplied to the reformer 430 may be further provided at the front end of the reformer 430.

본 실시예의 수소 액화 시스템(500)은, 수소 기체 탱크(460)에 저장된 수소 기체를 액화시키기 위하여, 수소 기체를 냉각시키는 제1 열교환기(510); 제1 열교환기(510)에서 냉각된 수소 기체를 2차 냉각시키는 제2 열교환기(520); 및 제1 열교환기(510)와 제2 열교환기(520)를 통과하면서 적어도 일부가 액화된 수소를 깅개 분리하는 분리기(540);를 포함한다.The hydrogen liquefaction system 500 of this embodiment includes a first heat exchanger 510 for cooling the hydrogen gas to liquefy the hydrogen gas stored in the hydrogen gas tank 460; A second heat exchanger (520) for secondarily cooling the cooled hydrogen gas in the first heat exchanger (510); And a separator 540 for separating liquefied hydrogen from at least a portion of the liquefied hydrogen while passing through the first heat exchanger 510 and the second heat exchanger 520.

본 실시예의 제1 열교환기(510)는, 수소 기체 탱크(460)로부터 제1 열교환기(510)로 수소 기체가 유동하는 제2 수소라인(HL2); 및 수소 기체를 냉각시키기 위한 냉매로서 LNG 저장탱크(T)로부터 제1 열교환기(510)로 LNG가 유동하는 예열 라인(GL3);이 연결된다.The first heat exchanger 510 of this embodiment includes a second hydrogen line HL2 through which hydrogen gas flows from the hydrogen gas tank 460 to the first heat exchanger 510; And a preheating line GL3 through which the LNG flows from the LNG storage tank T to the first heat exchanger 510 as a refrigerant for cooling the hydrogen gas.

즉, 본 실시예의 제1 열교환기(510)에서는 수소 기체와 LNG가 열교환하고, 열교환에 의해 수소 기체는 냉각되며 LNG는 예열된다. That is, in the first heat exchanger 510 of this embodiment, the hydrogen gas and the LNG are heat-exchanged, the hydrogen gas is cooled by the heat exchange, and the LNG is preheated.

예열 라인(GL3)은 제1 열교환기(510)의 냉매 출구로부터 연료 공급 라인(GL2)으로 연결될 수 있다. 즉, 제1 열교환기(510)에서 열교환에 의해 온도가 상승한 LNG는 예열 라인(GL3)을 통해 연료 공급 시스템(200)으로 공급된다. The warming line GL3 may be connected from the coolant outlet of the first heat exchanger 510 to the fuel supply line GL2. That is, the LNG whose temperature is raised by the heat exchange in the first heat exchanger 510 is supplied to the fuel supply system 200 through the warming line GL3.

예열 라인(GL3)이 연료 공급 라인(GL2)으로 합류되는 지점은, 연료 기화기(210)의 전단일 수 있다. 즉, 제1 열교환기(510)에서 예열된 LNG가 연료 기화기(210)로 공급된다. 따라서, 본 실시예에 따르면, 연료 기화기(210)로 예열된 LNG가 유입됨으로써, 연료 기화기(210)에서 가스 엔진(240)으로 공급할 연료 가스를 기화시키는데 필요한 히팅 듀티(heating duty)를 저감시킬 수 있다. 또한, 연료 기화기(210)의 요구 사항을 낮출 수 있어, 장치비 및 유지비 또한 저감시킬 수 있다. The point where the warming line GL3 is merged into the fuel supply line GL2 can be the entirety of the fuel vaporizer 210. [ That is, the LNG preheated in the first heat exchanger 510 is supplied to the fuel vaporizer 210. Thus, according to the present embodiment, the LNG preheated by the fuel vaporizer 210 is introduced, thereby reducing the heating duty required to vaporize the fuel gas to be supplied from the fuel vaporizer 210 to the gas engine 240 have. Further, the requirements of the fuel vaporizer 210 can be lowered, and the equipment cost and the maintenance cost can also be reduced.

예열 라인(GL3)에는, LNG 저장탱크(T)로부터 제1 열교환기(510)로 공급되는 LNG를 가압하는 수소 액화용 펌프(550);가 구비될 수 있다. The preheating line GL3 may be provided with a hydrogen liquefaction pump 550 for pressurizing the LNG supplied from the LNG storage tank T to the first heat exchanger 510.

제1 열교환기(510)에서 냉각된 수소 기체는 제3 수소라인(HL3)을 따라 제2 열교환기(520)로 공급된다. The hydrogen gas cooled in the first heat exchanger 510 is supplied to the second heat exchanger 520 along the third hydrogen line HL3.

본 실시예에 따르면, 제1 열교환기(510)로부터 제2 열교환기(520)로 공급되는 수소 기체를 팽창에 의해 냉각시키는 팽창기(530);를 더 포함할 수 있다. According to the present embodiment, an expander 530 for cooling the hydrogen gas supplied from the first heat exchanger 510 to the second heat exchanger 520 by expansion may be further included.

제1 열교환기(510)로부터 제2 열교환기(520)로 공급되는 수소 기체 중 일부는, 제1 열교환기(510)와 제2 열교환기(520)를 연결하는 제3 수소라인(HL3)으로부터 분기되는 제4 수소라인(HL4)을 통해 팽창기(530)로 공급된다. 제4 수소라인(HL4)은 제2 열교환기(520)와 연결되며, 팽창기(530)에서 팽창에 의해 냉각된 수소 기체는 제2 열교환기(520)에서 수소 기체를 냉각시키는 냉매로서 활용된다. Some of the hydrogen gas supplied from the first heat exchanger 510 to the second heat exchanger 520 flows from the third hydrogen line HL3 connecting the first heat exchanger 510 and the second heat exchanger 520 And is supplied to the inflator 530 through the branched fourth hydrogen line HL4. The fourth hydrogen line HL4 is connected to the second heat exchanger 520 and the hydrogen gas cooled by the expansion in the inflator 530 is utilized as a refrigerant for cooling the hydrogen gas in the second heat exchanger 520. [

제2 열교환기(520)에서 수소 기체를 냉각시키면서 온도가 온도가 상승한 팽창 수소 기체는, 제2 열교환기(520)의 냉매 출구와 연결되며, 제1 열교환기(510) 전단에서 제2 수소라인(HL2)으로 합류되는 제6 수소라인(HL6)을 따라 제1 열교환기(510)로 재공급될 수 있다.The expanded hydrogen gas whose temperature has risen while cooling the hydrogen gas in the second heat exchanger 520 is connected to the refrigerant outlet of the second heat exchanger 520 and flows through the second hydrogen line May be re-supplied to the first heat exchanger (510) along the sixth hydrogen line (HL6) merged into the second heat exchanger (HL2).

제2 열교환기(520)에서 팽창된 수소 기체와의 열교환에 의해 적어도 일부가 액화된 수소는 제2 열교환기(520)와 분리기(540)를 연결하는 제5 수소라인(HL5)을 따라 분리기(540)로 공급된다. Hydrogen at least partially liquefied by heat exchange with the expanded hydrogen gas in the second heat exchanger 520 flows along the fifth hydrogen line HL5 connecting the second heat exchanger 520 and the separator 540 to the separator 540).

제5 수소라인(HL5)에는, 제2 열교환기(520)로부터 분리기(540)로 공급되는 수소 기액 혼합물, 또는 수소 액체를 단열팽창에 의해 냉각시키는 팽창밸브(도면부호 미부여);가 구비될 수 있다. 즉, 제5 수소라인(HL5)을 따라 제2 열교환기로(520)로부터 분리기(540)로 공급되는 수소는 팽창밸브에서 팽창에 의해 더 액화될 수 있다.The fifth hydrogen line HL5 is provided with a hydrogen gas-liquid mixture supplied from the second heat exchanger 520 to the separator 540 or an expansion valve (not shown) cooling the hydrogen liquid by the thermal expansion . That is, the hydrogen supplied from the second heat exchanger 520 to the separator 540 along the fifth hydrogen line HL5 can be further liquefied by expansion in the expansion valve.

본 실시예의 분리기(540)는, 제5 수소라인(HL5)을 따라 분리기(540)로 유입된 수소 기액 혼합물을 기액 분리하여 분리기(540)와 액체 수소 탱크(미도시)를 연결하는 제7 수소라인(HL7)을 통해 액체 상태의 수소만을 액체 수소 탱크로 공급할 수 있다.The separator 540 of the present embodiment separates the hydrogen gas-liquid mixture flowing into the separator 540 along the fifth hydrogen line HL5 into a seventh hydrogen (hydrogen) which connects the separator 540 and the liquid hydrogen tank Only hydrogen in liquid state can be supplied to the liquid hydrogen tank via the line HL7.

분리기(540)에서 분리된 액화되지 않은 수소 또는 플래시된 기체 상태의 수소는 분리기(540)와 연결되며 제1 열교환기(510) 전단에서 제2 수소라인(HL2)으로 합류되는 제8 수소라인(HL8)을 따라 제1 열교환기(510)로 재공급될 수 있다. The un-liquefied hydrogen or flushed gaseous hydrogen separated in the separator 540 is connected to the separator 540 and is connected to the eighth hydrogen line HL2 joined to the second hydrogen line HL2 from the front end of the first heat exchanger 510 HL8 to the first heat exchanger 510.

본 실시예에 따르면, LNG의 냉열을 이용하여 수소를 액화시킴으로써, 액체 상태로 액체 수소 탱크에 저장하고, 수소를 액체 상태로 저장함으로써 저장 및 운반이 용이하도록 할 수 있다. According to this embodiment, hydrogen can be liquefied using the cold heat of the LNG, so that it can be stored in a liquid hydrogen tank in a liquid state and stored in a liquid state to facilitate storage and transportation.

액체 수소 탱크에 저장된 수소는, 액체 수소 수요처와 직접 연결되는 배관 라인을 구비하여, 액체 수소 수요처로 직접 공급될 수 있다. 액체 수소 수요처는 본 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트 내에 구비될 수도 있고, 육상 또는 또 다른 선박에 구비될 수도 있다. The hydrogen stored in the liquid hydrogen tank has a pipeline line directly connected to the liquid hydrogen demand site and can be supplied directly to the liquid hydrogen demand site. The liquid hydrogen consumer may be provided in a floating power generation plant according to the present embodiment, or may be provided on land or another ship.

또는, 액체 수소 탱크 자체를 액체 수소 수요처로 하역함으로써 액체 수소를 액체 수소 수요처로 공급할 수도 있다. Alternatively, liquid hydrogen may be supplied to the liquid hydrogen consumer by unloading the liquid hydrogen tank itself to the liquid hydrogen consumer.

수소는, 청정하고 무한하며, 동일 중량 기준 휘발유의 3배 가량의 에너지량을 가지는 미래 청정 에너지이다. 수소를 연료로 사용하면 오염물질 배출이 없다는 점에서 주목받고 있다. Hydrogen is clean, infinite and future clean energy with three times as much energy as gasoline based on the same weight. The use of hydrogen as fuel is attracting attention as it has no pollutant emissions.

즉, 본 발명에 따르면, 액화가스를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하고, 액화가스를 이용하여 전력을 생산하며, 전력 생산에 의해 배출되는 폐열을 이용하여 열원(스팀)을 생산하고, 폐열에 의해 생산된 열원과 액화가스를 이용하여 수소를 생산하므로 경제적이고 친환경적이며, 액화가스의 냉열로 수소을 액화시킴으로써 수소의 수송 및 저장을 용이하게 하는 것과 동시에 연료 공급 시스템의 효율 향상 및 부유식 발전 플랜트의 운전비용을 낮출 수 있다.That is, according to the present invention, the liquefied gas is regenerated to be supplied to the demand side of the gas on the land, the power is produced by using the liquefied gas, the heat source (steam) is produced by using the waste heat discharged by the power generation, And the liquefied gas is liquefied by the cold heat of the liquefied gas, thereby facilitating the transportation and storage of the hydrogen, improving the efficiency of the fuel supply system, and improving the efficiency of the fuel supply system and the floating power plant Can be reduced.

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.It will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations can be made in the present invention without departing from the spirit and scope of the invention. It is.

100 : 재기화 시스템
200 : 연료 공급 시스템
300 : 폐열 회수 시스템
400 : 수소 생산 시스템
500 : 수소 액화 시스템
GL1 : 재기화 라인
GL2 : 연료 공급라인
GL3 : 예열 라인
GL4 : 수소 생산라인
SL : 스팀 공급라인
HL1 ~ HL8 : 수소라인
PL : 전력 공급라인100: regasification system
200: fuel supply system
300: waste heat recovery system
400: Hydrogen production system
500: hydrogen liquefaction system
GL1: Regeneration line
GL2: Fuel supply line
GL3: Warming line
GL4: hydrogen production line
SL: Steam supply line
HL1 to HL8: hydrogen line
PL: power supply line

Claims (14)

액화가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 가스 엔진;
액화가스를 기화시켜 상기 가스 엔진으로 연료 가스를 공급하는 연료 공급 시스템;
상기 가스 엔진에서 상기 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 폐열 회수 시스템;
상기 가스 엔진으로 공급하고 남은 연료 가스와 상기 폐열 회수 시스템에서 생산된 스팀을 이용하여 수소를 생산하는 수소 생산 시스템; 및
상기 생산된 수소를 상기 연료 공급 시스템으로 공급할 액화가스의 냉열을 이용하여 액화시키는 수소 액화 시스템;을 포함하는, 부유식 발전 플랜트. A gas engine for producing electricity using liquefied gas as fuel;
A fuel supply system for vaporizing the liquefied gas to supply the fuel gas to the gas engine;
A waste heat recovery system for recovering waste heat generated by the combustion of the fuel gas in the gas engine to produce steam;
A hydrogen production system for producing hydrogen using fuel gas remaining in the gas engine and steam generated in the waste heat recovery system; And
And a hydrogen liquefaction system for liquefying the produced hydrogen using cold heat of the liquefied gas to be supplied to the fuel supply system. 청구항 1에 있어서,
상기 수소 액화 시스템은,
상기 수소와 액화가스를 열교환시켜 수소를 냉각시키는 제1 열교환기;를 포함하고,
상기 제1 열교환기와 상기 연료 공급 시스템은, 상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 온도가 상승한 액화가스가 상기 연료 공급 시스템으로 공급되도록 하는 예열 라인;에 의해 연결되는, 부유식 발전 플랜트. The method according to claim 1,
The hydrogen liquefaction system comprises:
And a first heat exchanger for exchanging heat between the hydrogen and the liquefied gas to cool the hydrogen,
Wherein the first heat exchanger and the fuel supply system are connected by a preheating line for allowing liquefied gas whose temperature has been raised by heat exchange in the first heat exchanger to be supplied to the fuel supply system. 청구항 2에 있어서,
상기 연료 공급 시스템은,
상기 액화가스를 기화시키는 연료 기화기;
상기 연료 기화기에서 기화된 연료 가스를 상기 가스 엔진에서 요구하는 압력으로 압축시키는 연료 압축기; 및
상기 연료 압축기에서 압축된 연료 가스를 상기 가스 엔진에서 요구하는 온도로 가열하는 연료 히터;를 포함하며,
상기 예열 라인은, 상기 제1 열교환기로부터 상기 연료 기화기로 연결되어, 상기 제1 열교환기에서 온도가 상승한 액화가스가 상기 연료 기화기로 공급되는, 부유식 발전 플랜트.The method of claim 2,
The fuel supply system includes:
A fuel vaporizer for vaporizing the liquefied gas;
A fuel compressor for compressing the fuel gas vaporized in the fuel vaporizer to a pressure required by the gas engine; And
And a fuel heater for heating the fuel gas compressed in the fuel compressor to a temperature required by the gas engine,
Wherein the preheating line is connected to the fuel vaporizer from the first heat exchanger so that liquefied gas whose temperature has risen in the first heat exchanger is supplied to the fuel vaporizer. 청구항 2에 있어서,
상기 수소 액화 시스템은,
상기 제1 열교환기에서 액화가스의 냉열에 의해 냉각된 수소를 더 냉각시키는 제2 열교환기; 및
상기 제1 열교환기로부터 제2 열교환기로 공급되는 수소 중 일부를 팽창에 의해 냉각시키는 팽창기;를 더 포함하고,
상기 제2 열교환기에서는, 상기 제1 열교환기에서 냉각된 수소가 상기 팽창기에서 팽창에 의해 냉각된 수소 냉매에 의해 냉각되는, 부유식 발전 플랜트. The method of claim 2,
The hydrogen liquefaction system comprises:
A second heat exchanger for further cooling the hydrogen cooled by the cold heat of the liquefied gas in the first heat exchanger; And
And an expander for cooling by expansion some of the hydrogen supplied from the first heat exchanger to the second heat exchanger,
In the second heat exchanger, hydrogen cooled in the first heat exchanger is cooled by hydrogen refrigerant cooled by expansion in the inflator. 청구항 4에 있어서,
상기 수소 액화 시스템은,
상기 제2 열교환기에서 상기 수소 냉매에 의해 냉각된 수소를 팽창시켜 적어도 일부를 액화시키는 팽창밸브;를 더 포함하는, 부유식 발전 플랜트. The method of claim 4,
The hydrogen liquefaction system comprises:
And an expansion valve for expanding the hydrogen cooled by the hydrogen refrigerant in the second heat exchanger to at least partially liquefy the hydrogen. 청구항 5에 있어서,
상기 수소 액화 시스템은,
상기 팽창밸브를 통과한 수소를 기액분리하여 액체 상태의 수소를 액체 수소 탱크로 공급하는 분리기;를 더 포함하는, 부유식 발전 플랜트. The method of claim 5,
The hydrogen liquefaction system comprises:
And a separator for separating the hydrogen passing through the expansion valve by gas-liquid separation to supply liquid hydrogen to the liquid hydrogen tank. 청구항 3에 있어서,
상기 연료 공급 시스템과 상기 수소 생산 시스템을 연결하는 수소 생산 라인;을 더 포함하고,
상기 수소 생산 시스템은,
상기 연료 가스와 상기 스팀을 개질반응시켜 수소를 생산하는 개질기;를 포함하며,
상기 수소 생산 라인은 상기 연료 압축기 후단으로부터 상기 개질기 전단으로 연결되어, 상기 연료 압축기에서 압축된 연료 가스가 상기 개질기로 공급되는, 부유식 발전 플랜트. The method of claim 3,
And a hydrogen production line connecting the fuel supply system and the hydrogen production system,
The hydrogen production system includes:
And a reformer for reforming the fuel gas and the steam to produce hydrogen,
Wherein the hydrogen production line is connected to a front end of the reformer from a rear end of the fuel compressor so that the fuel gas compressed in the fuel compressor is supplied to the reformer. 청구항 1에 있어서,
상기 액화가스를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 재기화 시스템;을 더 포함하고,
상기 부유식 발전 플랜트에서는, 상기 액화가스를 이용하여 재기화 가스, 전력, 수소 기체 및 액체 수소가 생산되는, 부유식 발전 플랜트. The method according to claim 1,
And a regeneration system for regenerating the liquefied gas and supplying it to a demand place for gas on land,
In the floating power generation plant, regeneration gas, electric power, hydrogen gas and liquid hydrogen are produced using the liquefied gas. 액화가스를 가스 엔진의 연료 가스로 공급하는 단계;
상기 가스 엔진에서 연료 가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 단계; 및
상기 가스 엔진에서 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 단계;를 포함하고,
상기 연료 가스와 스팀을 원료로 사용하여 수소를 생산하는 단계; 및
상기 생산된 수소를 상기 기화시킬 액화가스와 열교환시켜 액화시키는 단계;를 포함하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법.Supplying liquefied gas to the fuel gas of the gas engine;
Producing power using the fuel gas as fuel in the gas engine; And
Recovering the waste heat generated by the combustion of the fuel gas in the gas engine to produce steam,
Producing hydrogen using the fuel gas and steam as raw materials; And
And liquefying the produced hydrogen by heat exchange with the liquefied gas to be vaporized. 청구항 9에 있어서,
상기 액화가스를 가스 엔진의 연료 가스로 공급하는 단계는,
상기 액화가스를 기화시키는 단계; 및
상기 액화가스를 기화시킨 연료 가스를 압축시키는 단계;를 포함하고,
상기 액화가스를 기화시키는 단계에서 액화가스는,
상기 수소를 액화시키면서 가열된 액화가스를 포함하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법. The method of claim 9,
Wherein the step of supplying the liquefied gas to the fuel gas of the gas engine comprises:
Vaporizing the liquefied gas; And
And compressing the fuel gas vaporized by the liquefied gas,
In the step of vaporizing the liquefied gas,
And a liquefied gas heated while liquefying the hydrogen. 청구항 10에 있어서,
상기 압축된 연료 가스를 상기 수소를 생산하는 단계의 원료로 공급하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법. The method of claim 10,
And the compressed fuel gas is supplied as a raw material for the step of producing hydrogen. 청구항 9에 있어서,
상기 수소를 액화가스와 열교환시켜 액화시키는 단계는,
상기 수소를 액화가스와 열교환시켜 1차 냉각시키는 단계; 및
상기 1차 냉각된 수소 중 일부를 분기시켜 팽창에 의해 더 냉각시키고, 상기 팽창에 의해 더 냉각된 수소를 냉매로 사용하여, 분기시키고 남은 나머지 수소를 2차 냉각시키는 단계;를 더 포함하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법. The method of claim 9,
The step of heat-exchanging the hydrogen with the liquefied gas,
Heat-exchanging the hydrogen with the liquefied gas to firstly cool the hydrogen; And
Further comprising the steps of: branching a portion of said primary cooled hydrogen to further cool by expansion; and second cooling said remaining hydrogen by using said hydrogen further cooled by said expansion as a refrigerant, How to operate a power plant. 청구항 12에 있어서,
상기 2차 냉각된 수소를 팽창밸브에 의해 더 냉각시키는 단계; 및
상기 팽창밸브에 의해 더 냉각된 수소를 기액분리하는 단계;를 더 포함하여,
상기 기액분리된 액체 수소는 저장하고, 분리된 기체 수소는 상기 수소를 1차 냉각시키는 단계로 재공급하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법. The method of claim 12,
Further cooling said secondary cooled hydrogen by an expansion valve; And
Further comprising gas-liquid separating the further cooled hydrogen by the expansion valve,
Wherein the gas-liquid separated liquid hydrogen is stored, and the separated gaseous hydrogen is supplied again to the step of primary cooling the hydrogen. 청구항 9에 있어서,
상기 액화가스를 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계;를 더 포함하고,
상기 부유식 발전 플랜트에서는, 상기 액화가스를 이용하여 재기화 가스, 전력, 수소 및 액체 수소를 생산하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법.
The method of claim 9,
Vaporizing the liquefied gas to supply it to the demand side of the onshore gas,
In the floating power generation plant, the reclaimed gas, electric power, hydrogen, and liquid hydrogen are produced using the liquefied gas.
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