KR20200005270A - 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 기존의 수소 인프라를 활용하여, 수소를 효율적으로 해상 부유구조물에 저장하고 저장된 수소를 해상 부유구조물에서 다른 선박으로 용이하게 공급할 수 있는 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물에 관한 것이다.
본 발명에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크; 액체수소를 저장하는 액체수소 저장탱크; 압축 수소 배관망이 설치된 육상의 수소 인프라; 상기 액체수소 저장탱크와 육상의 수소 인프라를 연결하는 수소 액화라인; 및 상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스와 상기 수소 액화라인을 통해 상기 수소 인프라로부터 액체수소 저장탱크로 이송되는 압축 수소기체를 열교환시켜, 상기 액화가스의 냉열로 상기 압축 수소기체를 냉각시키는 냉열회수장치;를 포함하여, 육상으로부터 공급받은 압축 수소를 상기 액화수소의 냉열로 냉각시켜 수소를 액체 상태로 저장하고, 액체수소 저장탱크에 저장된 액체 수소를 액체수소 운반선으로 공급한다.

Description

수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물 {Floating Marine Structure with Hydrogen Storage Tank}
본 발명은 기존의 수소 인프라를 활용하여, 수소를 효율적으로 해상 부유구조물에 저장하고 저장된 수소를 해상 부유구조물에서 다른 선박으로 용이하게 공급할 수 있는 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물에 관한 것이다.
세계적으로 선박의 배출가스 규제가 강화되고 있다. 일례로, 최근 국제해사기구(IMO; International Maritime Organization)에서는 선박 배기가스 내 온실가스(GHG; Green House Gas)를 2050년까지, 2008년 대비 약 50% 감축할 것을 합의·발표하였다. 로이드 선급(LR; Lloyd's Register)에 따르면, IMO가 합의를 규제화할 경우, 선박의 탄소배출 제로 연료 및 기술의 점유율은 급증할 것으로 전망된다.
그 뿐 아니라, IMO 산하 해양환경보호의원회(MEPC; Marine Environment Protection Committee)는 선박의 배기가스 내 온실가스 저감 방법에 대해 추가 협의 할 예정이며, 초기 전략도 채택될 예정이다.
이에 따라, 현재 운항중인 전체 선박은, 기존의 화석연료 사용을 중단하고, 수소, 전기배터리, 바이오에너지 등 탄소배출 제로 연료로 전환해야만 하며, 이후 새로 건조되는 선박은 탄소를 전혀 배출하지 않는 에너지로 항해할 수 있어야 한다.
탄소배출 제로 연료로서, 수소가 각광받고 있다. 수소는 청정하고 무한하며, 동일 중량 기준 휘발유의 3배 가량의 에너지량을 가지는 미래 청정 에너지이다. 수소를 연료로 사용하면 오염물질 배출이 없다는 점에서 주목받고 있다.
연료로서 수소의 점유율이 상승할 것에 대비하여, 수소를 안정적으로 저장하여 운반하는 기술의 개발이 필요하다. 수소를 대량으로 저장하는 방법으로는, 수소를 액화시켜 액체 상태로 저장하는 방법과, 기체 상태의 수소를 압축하여 압축 수소 형태로 저장하는 방법이 있다.
수소를 액체 상태로 저장하기 위해서는, 수소를 상온에서 수소의 끓는점인 약 -253℃까지 냉각시켜야 한다. 또한, 수소를 압축된 수소 기체 형태로 저장하기 위해서는, 수소를 상압에서 약 200 bar 내지 1,000 bar의 초고압으로 압축시킬 필요가 있다.
그러나, 현재 기술로는, 수소를 액체 상태 또는 압축 수소 기체 형태로 저장 및 운반하기 위해서는 수소를 극저온으로 냉각시키기 위한 에너지나 수소를 초고압으로 압축하기 위한 에너지가 상당히 많이 소모된다. 또한, 수소를 액화시키거나 압축시키기 위한 인프라를 구축해야 하는데, 인프라 구축을 위한 부지 선정의 어려움이나 비용 부담의 문제도 있다.
한편, 해양 대기 오염을 방지하기 위한 국제적인 관심이 증가하면서, 대표적인 친환경 선박(Green-ship)으로서, 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)를 연료로 사용하는 선박(LFS; Liquefied Gas Fueled Ship)이 개발된 바 있으며, LNG의 수요 또한 급증하고 있다.
LNG는 통상 LNG 운반선에 의해 운반되는데, 해상에 부유한 상태에서, LNG 운반선으로부터 LNG를 이송받아 저장하고, 이를 재기화시키며, 재기화된 천연가스를 육상 터미널로 공급하는 해상 부유구조물이 사용되고 있다.
대표적으로는, LNG 저장탱크와 LNG 재기화 설비가 설치된 LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit), LNG 저장탱크 및 LNG 재기화 설비와 함께 발전시스템이 설치되어 천연가스와, 천연가스를 연료로 사용하여 생산한 전력을 육상으로 공급해줄 수 있는 LNG FSPP(Floating, Storage, Power Plant) 등이 있다.
LNG FRSU나 LNG FSPP에서 LNG를 기화시키는 열원으로서 해수를 사용하며, LNG를 기화시키면서 회수한 LNG의 냉열은 해상으로 버려진다.
따라서, 본 발명은 상술한 문제점을 개선하고자 하는 것으로, 기존의 인프라를 효율적으로 활용하여, 수소를 액화시키거나 압축시켜 저장하는데 필요한 에너지를 절감시킬 수 있는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물을 제공하고자 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크; 액체수소를 저장하는 액체수소 저장탱크; 압축 수소 배관망이 설치된 육상의 수소 인프라; 상기 액체수소 저장탱크와 육상의 수소 인프라를 연결하는 수소 액화라인; 및 상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스와 상기 수소 액화라인을 통해 상기 수소 인프라로부터 액체수소 저장탱크로 이송되는 압축 수소기체를 열교환시켜, 상기 액화가스의 냉열로 상기 압축 수소기체를 냉각시키는 냉열회수장치;를 포함하여, 육상 수소 인프라로부터 공급받은 압축 수소를 상기 액화수소의 냉열로 냉각시켜 수소를 액체 상태로 저장하고, 액체수소 저장탱크에 저장된 액체 수소를 액체수소 운반선으로 공급하는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물이 제공된다.
바람직하게는, 상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 기화시키고, 재기화 가스를 천연가스 수요처로 공급하는 액화가스 재기화 설비; 및 상기 육상의 수소 인프라로부터 공급받은 수소를 액화시키거나 더 압축시켜 저장하는 수소 저장 설비;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스 재기화 설비는, 상기 냉열회수장치에서 압축 수소를 냉각시키면서 예열된 액화가스를 기화시키는 액화가스 기화기; 및 상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 압축하여 상기 천연가스 수요처로 공급하는 BOG 압축기;를 포함하고, 상기 재기화 설비로부터 천연가스 수요처로 공급되는 재기화 가스의 온도를 상기 천연가스 수요처에서 요구하는 온도로 조절하는 트림히터;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 저장 설비는, 상기 냉열회수장치에서 예냉된 압축 수소를 냉매를 이용하여 냉각시키는 수소 냉각기; 및 상기 수소 냉각기에서 냉각된 압축 수소를 상기 액체수소 저장탱크의 저장압력까지 팽창시키는 감압밸브;를 포함하며, 상기 감압밸브를 통과하면서 액화된 액체 수소가 상기 액체수소 저장탱크에 저장될 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 저장 설비는, 상기 액체수소 저장탱크에서 생성된 수소 증발가스와 상기 냉열회수장치로부터 수소 냉각기로 공급되는 압축 수소를 열교환시켜, 상기 압축 수소를 냉각시키는 수소 BOG 열교환기;를 더 포함하고, 상기 수소 BOG 열교환기에서 압축 수소를 냉각시키면서 가열된 수소 증발가스는 수소 기체 수요처로 공급될 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 저장 설비는, 상기 육상의 수소 인프라로부터 공급받은 압축 수소를 더 압축하는 수소 압축기; 상기 수소 압축기에서 압축된 초고압 수소를 냉각시키는 중간 냉각기; 및 상기 냉각된 초고압 수소를 저장하는 초고압 수소 저장탱크;를 더 포함하여, 상기 초고압 수소를 수소 기체 수요처로 공급할 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 저장 설비는, 상기 액체수소 저장탱크에 저장된 액체 수소를 압축하는 액체수소 고압펌프; 상기 액체수소 고압펌프로 압축한 액체 수소를 기화시키는 수소 기화기; 및 상기 수소 기화기에서 기화된 수소 기체를 저장하는 초고압 수소 버퍼탱크;를 더 포함하여, 상기 기화된 수소 기체를 수소 기체 수요처로 공급할 수 있다.
본 발명에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, 기존의 수소 인프라 및 액화가스용 해상 부유구조물을 활용하여 수소를 저장하고, 액화가스용 해상 부유구조물에서 버려지는 냉열을 회수하여, 수소를 저장하는데 필요한 에너지 및 비용을 절감할 수 있다.
또한, 수소를 액화시키는데 필요한 배관 및 장비의 크기를 감소시킬 수 있다.
또한, 수소를 해상 부유구조물의 저압가스 엔진의 연료로 사용하여 전력을 생산함으로써, 전력을 생산하는데 있어 저압가스 엔진의 메탄 슬립을 저감시키는 등 선박의 배기가스 환경규제를 준수할 수 있다.
또한, 기존의 인프라를 적극적으로 활용함으로써, 수소 연료 상용화를 위한 추가 인프라 구축의 필요성을 최소화할 수 있다.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예들에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물과 각종 선박 및 육상의 인프라와의 연결 관계를 간략하게 도시한 구성도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
후술하는 본 발명의 일 실시예들에서 해상 부유구조물은, 해상에 부유한 상태에서 액화가스를 저장하고, 저장된 액화가스를 기화시켜 육상 터미널 등 재기화 가스 수요처로 공급할 수 있는 것으로서, 예를 들어, LNG FSRU(Floating Storage Regasification Unit), LNG FSPP(Floating Storage Power Plant)와 같이 추진 능력을 갖지는 않지만 해상에 부유하고 있는 해상 부유구조물일 수 있다.
또한, 액화가스는, 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.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물을 간략하게 도시한 구성도이며, 도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물을 간략하게 도시한 구성도이고, 도 3은 본 발명의 일 실시예들에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물과 각종 선박 및 육상의 인프라들과의 연결 관계를 간략하게 도시한 구성도이다. 이하, 도 1 내지 도 3을 참조하여, 본 발명의 일 실시예들에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물을 설명하기로 한다.
먼저, 도 1을 참조하여, 본 발명의 제1 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물을 설명하기로 한다.
본 발명의 제1 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(100); LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시켜 천연가스 수요처(NG Users)로 공급하는 LNG 재기화 설비; 및 육상의 수소 인프라(200)로부터 수소를 공급받아 수소를 액체 상태 또는 기체 상태로 저장하며, 저장된 수소를 수소 수요처(LH2 Carrier, H2 Users 등)로 공급하는 수소 저장 설비;를 포함한다.
도면에는 하나의 LNG 저장탱크(100)만을 도시하였으나, LNG 저장탱크(100)는 하나 이상이 설치될 수 있다. 또한, LNG 저장탱크(100)는 극저온의 LNG가 액체 상태를 유지하도록 단열처리되어 있을 수 있다. 그러나 LNG 저장탱크(100)가 단열처리되더라도, 외부로부터의 열 침입을 완벽히 차단할 수는 없으므로, LNG 저장탱크(100) 내에서는 LNG가 자연기화하여 BOG(Boil-Off Gas)가 생성된다. BOG가 지속적으로 생성되면 결국 LNG 저장탱크(100)의 내압이 상승하게 되고, LNG 저장탱크(100)에는 LNG 저장탱크(100)의 내압이 설정값을 초과하면 자동으로 BOG를 배출시켜 LNG 저장탱크(100)의 내압을 조절하도록 안전밸브(미도시)가 설치될 수 있다.
또한, LNG 저장탱크(100)에는 LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 가압하여 재기화 설비로 공급하는 LNG 펌프(110);가 설치될 수 있다.
LNG 펌프(110)는 도 1에 도시된 바와 같이, 하나 이상 설치될 수 있으며, 서로 동일한 용량의 것으로 설치되어 적어도 하나는 리던던시를 목적으로 설치될 수 있다. 또는, 서로 다른 용량의 것으로 설치되어 적어도 하나는 LNG 저장탱크(100)의 수위가 낮아지더라도 LNG를 가압하여 배출시킬 수 있는 스트리핑 펌프일 수 있다.
본 실시예의 재기화 설비는, LNG와 수소를 열교환시켜 LNG의 냉열을 회수하는 냉열회수장치(120); LNG와 가열매체를 열교환시켜 LNG를 재기화시키는 LNG 기화기(130); 및 재기화된 천연가스를 임시저장하는 재기화 가스 버퍼탱크(140); 천연가스 수요처로 공급할 재기화 가스의 온도를 천연가스 수요처에서 요구하는 온도로 조절하는 트림히터(150);를 포함할 수 있다.
본 실시예의 냉열회수장치(120)에서는 후술하는 액체수소 저장탱크(260)로 이송되는 수소기체와 LNG 펌프(110)에 의해 LNG 기화기(130)로 이송되는 LNG가 열교환하고, 열교환에 의해 수소기체는 냉각되고 LNG는 가열된다.
냉열회수장치(120)에서 천연가스 수요처로 공급할 LNG의 냉열을 회수하여, 액체수소 저장탱크(260)에 저장할 수소기체를 냉각시킴으로써, LNG를 기화시키는 LNG 기화기(130)의 가열듀티를 저감시킬 수 있고, 또한, 저장할 수소를 액화시키는 수소 냉각기(240)의 냉각듀티를 저감시킬 수 있다.
본 실시예의 냉열회수장치(120)는, 도 1에 도시된 바와 같이 직렬로 2개 이상 설치될 수 있으며, LNG와 수소가 순차적으로 다수의 냉열회수장치(120)를 통과하면서 여러 단계에 걸쳐 열교환이 실시될 수 있다. 이때, LNG와 수소는 향류 흐름으로 열교환할 수 있다.
LNG 기화기(130)는 냉열회수장치(120)를 통과하면서 수소를 냉각시킴으로서 가열된 LNG를 기화시킨다. LNG 기화기(130)에서 LNG를 기화시키는 열원으로는 해수가 사용될 수 있으나 이에 한정되지는 않는다. 본 실시예에서 LNG를 기화시키는 열원으로서 해수가 사용되는 경우에는, LNG를 기화시키기 전에 LNG의 냉열을 활용하는 냉열회수장치(120) 없이, LNG 펌프(110)를 통해 이송된 LNG를 해수와 열교환시키는 경우와 비교하여, 열교환 후 해상으로 배출되는 냉각된 해수의 온도가 더 높기 때문에, 극저온의 LNG를 냉각시킴으로써 배출되는 극저온의 해수에 의해 해상 부유구조물이 부유하고 있는 주변 해상의 생태계를 파괴하는 등의 환경문제를 개선할 수 있다. LNG 기화기(130)에서 기화된 재기화 가스(NG; Natural Gas)는 재기화 가스 버퍼탱크(140)로 공급된다.
재기화 가스 버퍼탱크(140)는 LNG 기화기(130)에서 기화된 재기화 가스를 임시저장하며, 천연가스 수요처로 재기화 가스를 공급하기 전에 재기화 가스를 안정화시키고, 유량을 조절하는 역할을 할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따르면, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시킨 재기화 가스뿐만 아니라, LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스도 천연가스 수요처(NG Users)로 공급할 수 있다.
따라서, 본 실시예의 재기화 설비는, 증발가스를 천연가스 수요처로 공급하는 수단으로서, LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 압축하는 BOG 압축기(160);를 더 포함할 수 있다. BOG 압축기(160)는 증발가스를 압축하여 재기화 가스 버퍼탱크(140)로 공급할 수 있고, 증발가스는 재기화 가스 버퍼탱크(140)에 저장된 재기화 가스와 함께 천연가스 수요처로 공급될 수 있다. 즉, 본 실시예에서 재기화 가스라 함은, 압축 BOG를 포함하는 개념일 수 있다.
또한, 재기화 가스 버퍼탱크(140)와 천연가스 수요처를 연결하며, 재기화 가스 버퍼탱크(140)로부터 배출된 재기화 가스가 천연가스 수요처로 이송되는 유로를 제공하는 재기화 가스 라인(GL)은, 재기화 가스 버퍼탱크(140)의 상부로부터 연결된다.
재기화 가스 버퍼탱크(140)에는, 재기화 가스 버퍼탱크(140)로부터 배출되는 재기화 가스에 포함된 미스트, 액적 등 액체 성분을 분리제거하는 미스트 제거장치가 설치될 수 있다. 재기화 가스 버퍼탱크(140)로부터 재기화 가스는 미스트 제거장치를 통과한 후 배출되어, 재기화 가스 라인(GL)을 따라 천연가스 수요처로 공급된다.
본 실시예의 재기화 설비는, 재기화 가스 버퍼탱크(140)로부터 천연가스 수요처로 공급되는 재기화 가스의 온도를, 천연가스 수요처에서 요구하는 온도로 가열 또는 냉각시키는 트림히터(150);를 더 포함할 수 있다.
재기화 가스 버퍼탱크(140)로부터 천연가스 수요처로 공급되는 재기화 가스는 트림히터(150)에서 천연가스 수요처에서 요구하는 온도로 조절된 후 공급될 수 있다. 재기화 가스 버퍼탱크(140)로부터 배출되는 재기화 가스의 온도가 천연가스 수요처에서 요구하는 온도인 경우에는 트림히터(150)를 가동하지 않을 수 있고, 또는 천연가스 수요처로 공급되는 재기화 가스 중 일부 또는 전부를 트림히터(150)를 우회시켜 공급할 수도 있을 것이다.
재기화 가스 라인(GL)에는, 트림히터(150)와 천연가스 수요처 사이에, 재기화 설비로부터 천연가스 수요처로 공급되는 재기화 가스의 유량을 측정하는 유량계가 장착된 유량 조절 밸브(도면부호 미부여);가 설치될 수 있다.
천연가스 수요처는, 저압가스 엔진 등 선내에 있을 수도 있고, 육상의 고압 천연가스 터미널 등 선외에 있을 수도 있다. 천연가스 수요처가 다수인 경우, 재기화 가스 라인(GL)은 유량 조절 밸브 이후에 여러개로 분기되어 각각의 천연가스 수요처로 연결될 수 있고, 각각의 분기라인에는 각 수요처의 수요 발생 여부 등에 의해 개폐가 제어되는 개폐밸브(도면부호 미부여)가 설치될 수 있다.
본 실시예의 수소 저장 설비는, 육상에 설치되어 있는 수소 인프라(200)로부터 수소를 공급받아, 액화시켜 저장하거나 또는 압축시켜 저장할 수 있으며, 저장된 수소는 수소 수요처로 공급해줄 수도 있다.
프랑스, 벨기에, 네덜란드 등 유럽 및 미국 등에는 약 100 bar 정도의 수소 기체를 이송할 수 있는 수소 배관망이 형성되어 있으며, 약 50여개의 수소 스테이션이 운영되고 있다. 한국, 영국, 독일, 캐나다 등에도 수소 배관망을 설치하여 운영중이다. 특히, 수소 배관망 등 수소 인프라가 잘 구축되어 있는 유럽이나 미국 등지는 ECA(Emission Control Area)로 지정되어 있으며 ECA는 Tier Ⅲ 규제 등 선박 배기가스 규정이 다른 지역에 비해 더 엄격하다.
일반적으로, 수소 배관망은 수소가 장거리에 걸쳐서도 용이하게 이송될 수 있도록, 고압으로 압축된 수소가 이송되는 고압 수소 배관망으로 형성되어 있다. 예를 들어, 육상의 수소 인프라는, 약 100 bar로 압축된 수소를 수소 수요처로 공급한다.
한편, 수소는 공기 중에 풍부한 원소이고, 이상적인 대체 연료로서 고려되고 있다. 그러나, 현재는 수소 생산, 분배 공급 및 저장 등 수소 인프라가 부족하고, 광범위한 수요를 충족시키기 위한 인프라 구축에 소요되는 비용 또한 높기 때문에 경제성은 낮은 것으로 평가되고 있다.
본 실시예의 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물과 연계하면, 최소 비용으로 수소를 공급받아 저장하는 것은 물론, 수소 운반선 등 수소 수요처로 저장한 수소를 공급해줄 수 있을 것이다.
본 실시예의 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, 압축 수소 기체를 공급하는 배관망 등 육상 수소 인프라(200)가 구축되어 있는 인근의 해상에 부유한 상태로 운용될 수 있다.
특히, 본 실시예의 해상 부유구조물에는 발전엔진으로서 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 엔진이 설치될 수 있다. DFDE 엔진은, 4-행정(4-stroke) 사이클을 사용하며, 발전용으로 주로 사용된다. 또한, DFDE 엔진은 약 6.5 bar 정도의 저압 천연가스를 연소용 공기 입구에 주입하여, 피스톤이 올라가면서 압축시키는 오토 사이클(otto cycle)을 채택하고 있다.
DFDE와 같이 오토 사이클을 따르는 저압가스 엔진은 ME-GI 엔진과 같은 디젤 사이클을 따르는 고압가스 엔진에 비해 효율은 낮으나, 연료의 연소 온도가 높지 않아 고열로 인해 발생하는 질소산화물(NOx)의 양이 적기 때문에, SCR이나 EGR과 같은 별도의 질소산화물 처리 시스템을 추가로 설치하지 않아도 현재 발효 중인 질소산화물 규제인 IMO Tier Ⅲ을 만족시킨다는 장점이 있다.
그러나, 오토 사이클을 사용하는 저압가스 엔진은, 고압가스 엔진과는 달리, 실린더 중간에 연료를 주입하므로, 연료폭발 전 가스가 새어 나가는 메탄슬립(methane slip) 현상이 일어난다는 단점이 있다. 저압가스 엔진의 메탄슬립의 양은, 약 2g/kWh로, 고압가스 엔진에서 발생하는 메탄슬립의 양(약 0.2g/kWh) 보다 약 10배이상 많다. 메탄슬립, 즉, 미연소된 메탄(CH4)이 배기가스로 배출됨으로써, 저압가스 엔진 배기가스의 지구온난화지수(GWP; Global Warming Potential)를 급증시키는 요인이 된다.
본 실시예에 따르면, 후술하는 바와 같이, 수소 저장 설비를 이용하여 수소를 저장할 수 있고, 이를 연료로도 사용할 수 있으므로, 친환경 선박으로서 제공할 수도 있을 것이다.
예를 들어, HCNG(Hydrogen-enriched Compressed Natural Gas) 연료는 청정 대체 연료로서, 천연가스 연료와 수소 연료의 이점을 복합적으로 가진다. 수소를 첨가함으로써, 천연가스의 연료의 연소 속도(burning velocity)와 연소 불안정성(poor combustion stability)을 개선할 수 있다. 천연가스 연료는 미립자(particulate matters)와 탄화수소 등 오염물질의 배출이 적다는 장점 때문에 대체 연료로서 많은 관심을 받아왔다. HCNG 연료는 엔진의 효율 및 출력을 증가시키고, 엔진 제어 개선을 통해 오염물질의 배출량은 저감시킨다는 점에서 천연가스의 이점을 넘어서는 청정연료로서의 가치가 있다.
본 실시예의 수소 저장 설비는, 육상 수소 인프라(200)와 연결되며, 육상 수소 인프라(200)로부터 공급받은 압축 수소가 냉열회수장치(120)로 공급되도록 유로를 제공하는 수소 액화라인(HL);을 포함한다.
또한 본 실시예의 수소 저장 설비는, 육상 수소 인프라(200)로부터 공급받은 압축 수소 기체를 임시로 저장하는 임시 저장탱크(210);를 더 포함할 수 있다. 수소 기체는 육상 수소 인프라(200)로부터 수소 액화라인(HL)을 따라 본 실시예의 해상 부유구조물로 이송되고, 임시 저장탱크(210)에 저장된다.
임시 저장탱크(210)에 저장된 수소 기체는 수소 액화라인(HL)을 따라 냉열회수장치(120)로 이송되고, 냉열회수장치(120)에서 기화시킬 LNG와의 열교환에 의해 냉각된다.
임시 저장탱크(210)는 육상 수소 인프라(200)로부터 해상 부유구조물로 이송된 수소 기체의 흐름을 안정화시키고, 냉열회수장치(120)로 공급할 수소 기체의 유량을 조절하는 역할을 할 수 있다.
뿐만 아니라, 육상 수소 인프라(200)와 임시 저장탱크(210)를 연결하는 수소 액화라인(HL)과 임시 저장탱크(210)와 냉열회수장치(120)를 연결하는 수소 액화라인(HL)에는 수소 기체의 이송 여부에 따라 개폐가 조절되는 개폐밸브(도면부호 미부여) 및 개도량을 제어하여 이송되는 수소 기체의 유량을 조절하는 유량조절밸브(도면부호 미부여)가 설치될 수 있다.
본 실시예의 수소 저장 설비는, 냉열회수장치(120)에서 LNG의 냉열에 의해 냉각된 수소를 냉매와의 열교환에 의해 냉각시켜 액화시키는 수소 냉각기(240); 수소 냉각기(240)를 통과하면서 액화된 액체 수소를 감압시키는 감압밸브(250); 및 액체 수소를 저장하는 액체수소 저장탱크(260);를 포함한다.
냉열회수장치(120)와 수소 냉각기(240) 사이에는 냉열회수장치(120)에서 냉각된 냉각 수소를 임시저장하는 수소 버퍼탱크(230);가 설치될 수 있다. 냉열회수장치(120)에서 냉각된 냉각 수소는 냉열회수장치(120)의 수소 배출부와 수소 버퍼탱크(230)를 연결하는 수소 액화라인(HL)을 통해 수소 버퍼탱크(230)로 공급되고, 수소 버퍼탱크(230)에 저장된 냉각 수소는 수소 버퍼탱크(230)와 수소 냉각기(240)를 연결하는 수소 액화라인(HL)을 통해 수소 냉각기(240)로 공급된다.
수소 버퍼탱크(230)는 냉열회수장치(120)로부터 수소 냉각기(240)로 공급되는 수소의 흐름을 안정화시키고, 수소 냉각기(240)로 공급할 수소의 유량을 조절하는 역할을 할 수 있다.
또한, 냉열회수장치(120)와 수소 버퍼탱크(230)를 연결하는 수소 액화라인(HL)으로부터 분기되어 냉열회수장치(120)에서 냉각된 수소가 냉열회수장치(120)로 재순환하도록 유로를 제공하는 수소 분기라인(HL1a, HL1b);이 연결될 수 있다.
도시하지 않은 제어부는, 냉열회수장치(120)를 통과하여 냉각된 수소의 온도에 따라 냉열회수장치(120)로부터 수소 버퍼탱크(230)로 이송되는 냉각 수소 중 일부 또는 전부를 수소 분기라인(HL1a, HL1b)으로 분기시켜 수소가 냉열회수장치(120)로 재순환되도록 제어함으로써, 냉각 수소의 온도를 조절할 수 있다.
또는, 수소 분기라인(HL1a, HL1b)을 이용하여 기화시킬 LNG의 온도를 조절할 수도 있을 것이다.
상술한 바와 같이, 냉열회수장치(120)가 직렬로 2개 설치되는 경우, 수소 분기라인(HL1a, HL1b)은, 냉각 수소가 첫번째 냉열회수장치(120a)로 재순환되도록 첫번째 냉열회수장치(120a)의 수소 유입부로 연결되는 분기라인(HL1b)과, 냉각 수소가 두번째 냉열회수장치(120b)로 재순환되도록 두번째 냉열회수장치(120b)의 수소 유입부로 연결되는 분기라인(HL1a)을 포함할 수 있다.
한편, LNG 저장탱크(100)와 냉열회수장치(120), 냉열회수장치(120)와 LNG 기화기(130)를 연결하는 LNG 라인(LL)으로부터 분기되며, 냉열회수장치(120)를 통과하면서 가열된 LNG를 냉열회수장치(120)로 재순환시키거나, 또는, LNG 저장탱크(100)로부터 LNG가 냉열회수장치(120)를 우회하여 LNG 기화기(130)로 바로 공급되도록 유로를 제공하는 LNG 분기라인(LL1a, LL1b);를 이용하여, 냉각 수소의 온도 또는 LNG 기화기(130)로 공급되는 LNG의 온도를 조절할 수도 있다.
제어부는, 냉각 수소의 온도 또는 LNG 기화기(130)로 공급되는 LNG의 온도를 측정하여 그 측정값에 의해 LNG 분기라인(LL1a, LL1b)으로 분기되는 LNG의 유량을 조절할 수 있다. 또는, 수소의 냉각 여부에 따라 조절할 수도 있다. 즉, 수소를 냉각시킬 필요가 없을 때에는, LNG가 LNG 분기라인(LL1a, LL1b)을 따라 냉열회수장치(120)를 우회하여 예열없이 LNG 기화기(130)로 공급되도록 제어할 수도 있을 것이다.
본 실시예의 수소 냉각기(240)는 냉열회수장치(120)에서 예냉된 수소를 전량 액화시킬 수 있다. 도면에 도시하지는 않았지만 수소 냉각기(240)에서 수소를 액화시키는 냉열로서 냉매 사이클을 순환하는 냉매를 활용할 수 있다. 본 실시예와 같이 수소를 냉열회수장치(120)에서 LNG와 열교환시켜 예냉시킨 후 수소 냉각기(240)에서 냉매와의 열교환에 의해 액화시킴으로써, 수소 냉각기(240)에서의 냉각 듀티를 절감할 수 있다. 특히, 수소 냉각기(240)로 도입되는 수소의 온도가 상대적으로 낮기 때문에, 예냉없이 수소를 수소 냉각기(240)로 공급하는 것에 비해, 냉매 사이클의 냉매 압축기의 에너지 소모량이 현저히 감소된다.
또한, 본 실시예의 수소 저장 설비는, 액체수소 저장탱크(260)에서 액체수소가 자연기화하여 생성된 수소 BOG가 수소 수요처로 배출되도록 유로를 제공하는 수소 BOG 라인(HBL); 및 수소 BOG 라인(HBL) 및 수소 액화라인(HL)과 연결되며 냉열회수장치(120)로부터 수소 버퍼탱크(230)로 공급되는 냉각 수소와 수소 BOG를 열교환시켜 수소 BOG의 냉열로 냉각 수소를 더 냉각시키는 수소 BOG 열교환기(220);를 더 포함한다.
액체수소 저장탱크(260)로부터 배출되는 수소 BOG는 액체수소 저장탱크(260)에 저장된 액체 수소의 온도, 즉, 약 -250℃ 정도이고, 수소 수요처(H2 Users)에서는 이보다 높은 온도의 수소를 필요로 하므로, 본 실시예에 따르면, 수소 BOG 열교환기(220)를 이용하여 수소 BOG의 냉열을 회수하고, 수소 BOG의 냉열로 액화시킬 수소를 냉각시킬 수 있다.
육상 수소 인프라(200)에서 제공하는 수소는, 일반적으로 약 100 bar의 압력으로 공급하는 것이 표준화되어 있다. 즉, 육상 수소 인프라(200)로부터 해상 부유구조물로 약 100 bar의 수소가 이송된다. 본 실시예의 냉열회수장치(120)에서 약 -160℃의 LNG와 열교환하고, 수소 BOG 열교환기(220)에서 수소 BOG와 열교환하면서, 액화시킬 수소는 약 -156℃까지 냉각될 수 있으며, 수소 냉각기(240)에서 냉매와의 열교환에 의해 액화시킬 수소는 약 -251℃까지 냉각될 수 있다.
수소 냉각기(240)를 통과하면서 액화된 액체 수소는 약 100 bar, -251℃이며, 액체수소 저장탱크(260)에는 약 1 bar로 유지될 수 있다.
즉, 본 실시예의 감압밸브(250)는, 육상의 수소 수요처(200)로부터 이송된 고압의 수소를 액체수소 저장탱크(260)의 저장압력까지 감압 또는 팽창시킬 수 있다.
본 실시예의 감압밸브(250)는 줄-톰슨 밸브일 수 있으며, 줄-톰슨 밸브를 통과하면서 액체 수소는 약 1 bar, 약 -253℃로 압력 및 온도가 낮아지며, 액체수소 저장탱크(260)에 저장된다.
수소 기체는, 천연가스와 달리, 줄-톰슨 효과의 역전 온도가 약 -80℃ 이하로, 상온 이하이므로, 상온의 압축 수소를 팽창시키면, 수소 기체가 흡열하지 않고 발열함으로써, 수소 기체의 온도가 상승하게 된다. 따라서, 감압밸브(250)로 도입되기 전의 수소 기체의 온도는, 수소의 역전 온도 이하여야 하고, 수소 냉각기(240)는 수소를 역전 온도 이하로 냉각시킬 수 있다.
도 1에는 하나의 감압밸브(250)만을 도시하였다. 그러나, 직렬로 다수의 감압밸브(250)를 설치하여, 수소의 팽창(감압) 공정을 다단계에 걸쳐 실시할 수 있다. 즉, 수소 냉각기(240)와 감압밸브(250)를 다수개 설치하여, 액체수소 저장탱크(260)에 저장할 액체 수소의 온도와 감압밸브(250)로 도입되는 수소의 온도 등에 따라, 수소 냉각기(240)와 감압밸브(250)를 순차적으로, 다단계에 걸쳐 공정을 반복함으로써 액체수소 저장탱크(260)로 공급되는 액체 수소를 목표 온도 및 목표 압력까지 도달시킬 수 있다.
본 실시예의 액체수소 저장탱크(260)는, 냉열회수장치(120), 수소 BOG 라인(220), 수소 냉각기(240) 및 감압밸브(250)를 통과하면서 액화되고 온도가 조절된 액체수소를 저장한다.
도 1에는 하나의 액체수소 저장탱크(260)만을 도시하였지만, 액체수소 저장탱크(260)는 다수개 설치될 수 있고, 극저온의 액체수소가 액체 상태를 유지하도록 단열처리되어 있을 수 있다. 또한, 액체수소 저장탱크(260)는 단열처리되더라도 외부로부터의 열침입에 의해 증발가스가 생성될 수 있으며, 액체수소 저장탱크(260)에서 생성된 증발가스는, 상술한 수소 BOG 라인(HBL)을 통해 기체 수소 수요처로 공급될 수 있다. 기체 수소 수요처는 저압가스 엔진 등 선내에 있을 수도 있고, 초고압수소 운반선(Comp. H2 Carrier) 등 선외에 있을 수도 있을 것이다.
또한, 액체수소 저장탱크(260)는, 증발가스가 생성되면서 액체수소 저장탱크(260)의 내압이 상승하는 것을 일정 수준까지 견딜 수 있도록 제작된 것일 수 있으며, 액체수소 저장탱크(260)이 내압이 설정값을 초과하면 안전밸브가 자동개방되어 수소 증발가스가 액체수소 저장탱크(260)로부터 배출되도록 제어되어 내압이 설정값 이하로 유지되도록 하는 것이 안전하다.
액체수소 저장탱크(260)에 저장된 액체수소는, 액체수소 수요처(LH2 Users)로 공급될 수 있다. 액체수소 수요처는 저압가스 엔진 등 선내에 있을 수도 있고, 액체수소 운반선(LH2 Carrier) 등 선외일 수도 있다.
또한, 본 실시예의 수소 저장 설비는, 육상 수소 인프라(200)로부터 해상 부유구조물로 이송된 수소를 초고압으로 더 압축하는 수소 압축기(270); 및 수소 압축기(270)에 의해 더 압축된 초고압 수소를 저장하는 초고압 수소 저장탱크(280);를 더 포함할 수 있다.
수소 압축기(270)는 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 수소를 초고압 수소 저장탱크(280)에 저장하기에 적합한 압력으로 수소를 더 압축시킨다.
예를 들어, 수소 압축기(270)는 육상 수소 인프라(200)로부터 약 100 bar의 압력으로 이송된 수소를 약 200 bar 내지 1,000 bar, 또는 300 bar 내지 700 bar의 초고압으로 더 압축시킬 수 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 수소 압축기(270)의 후단에는 수소 압축기(270)를 통해 초고압으로 압축되면서 온도가 상승한 초고압 수소를 냉각시키는 중간 냉각기(271);가 설치될 수 있다.
초고압 수소 저장탱크(280)는, 수소 압축기(270)에서 초고압으로 압축된 후 중간 냉각기(271)에서 냉각된 초고압 수소를 저장한다. 또한, 초고압 수소 저장탱크(280)에 저장된 초고압 수소는, 초고압 수소 운반선 등 초고압 수소 수요처로 공급될 수 있다.
도면에 구체적으로 도시하지는 않았지만, 초고압 수소 저장탱크(280) 초고압 수소를 저장하는 압력 탱크일 수 있다. 또한, 도 1에는 하나의 초고압 수소 저장탱크(280)만을 도시하였지만 이에 한정되는 것은 아니고, 초고압 수소 저장탱크(280)는 다수개 설치될 수 있다. 초고압 수소 저장탱크(280)에 저장되는 압축 수소의 압력을 특별히 한정하는 것은 아니지만, 본 실시예의 초고압 수소 저장탱크(280)는 상용화되어 있는 육상용 압축수소 탱크를 그대로 적용하여도 무방하다. 예를 들어, 초고압 수소 저장탱크(280)에 저장되는 초고압 수소는 약 200 bar 내지 1,000 bar, 또는 약 300 bar 내지 700 bar일 수 있다.
수소 압축기(270)는 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 수소를 직접 압축시킬 수도 있고, 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받아 임시 저장탱크(210)에 저장된 수소를 공급받아 압축시킬 수도 있다.
육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 수소를 임시 저장탱크(210)에 저장하고, 액화시켜 액체 상태로 액체수소 저장탱크(260)에 저장할 수소의 유량과, 압축시켜 기체 상태로 초고압수소 저장탱크(280)에 저장할 유량을 분배하여 각각 수소 액화라인(HL)과 수소 압축라인(CL)으로 공급할 수 있다.
예를 들어, 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 수소의 유량 중에서, 상술한 수소 액화 장치, 즉, 냉열회수장치(120), 수소 BOG 열교환기(220), 수소 냉각기(240) 등을 이용하여 액화시킬 수 있는 양을 초과하는 양의 수소는, 압축시켜 초고압 수소 저장탱크(280)에 저장하고, 나머지는 액화시켜 액체수소 저장탱크(260)에 저장할 수 있다.
또는, 수소 액화 장치의 유지보수를 실시할 때나, LNG를 기화시키지 않을 때에는, 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 수소를 모두 압축시켜 초고압 수소 저장탱크(280)에 저장할 수 있다.
이와 같이 본 실시예에 따르면, 기존의 육상 수소 인프라(200)로부터 수소 기체를 이송받아 LNG의 냉열로 액화시키고, LNG는 액화시킬 수소에 냉열을 제공하여 예열한 후 기화시킴으로써, 수소를 저장하는데 필요한 에너지 및 비용을 절감할 수 있고, 수소를 액화시키는데 필요한 배관 및 장비의 크기를 감소시킬 수 있다.
다음으로, 도 2를 참조하여, 본 발명의 제2 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물을 설명하기로 한다. 본 발명의 제2 실시예는, 상술한 제1 실시예의 변형예로서, 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 압축 수소기체를 압축시켜 기체 상태로 저장하지 않고, 이송받은 수소를 모두 액화시킨 후, 액체수소의 일부 또는 전부를 압축 및 기화시킨다는 점에서 제1 실시예와 차이가 있다. 따라서, 이하, 제1 실시예와의 차이점을 중점적으로 설명하기로 하고, 나머지 구성 및 그 작용에 있어서는 구체적인 설명을 생략하기로 하며, 설명이 생략되더라도 동일하게 적용될 수 있다.
본 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, 도 2에 도시된 바와 같이, LNG 저장탱크(100); LNG 기화기(130); 재기화 가스 버퍼탱크(140); BOG 압축기(160); 및 트림히터(150);를 포함하여, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 기화시켜 천연가스 수요처로 공급한다.
또한, 본 실시예에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, 수소 저장 설비를 포함하여, 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 고압의 기체 수소를 액화시켜 액체 상태로 저장하거나, 더 압축시켜 초고압 기체 상태로 저장할 수 있다.
본 실시예의 수소 저장 설비는, 임시 저장탱크(210); 냉열회수장치(120); 수소 BOG 열교환기(220); 수소 버퍼탱크(230); 수소 냉각기(240); 감압밸브(250); 및 액체수소 저장탱크(260);를 포함할 수 있다.
본 실시예에 따르면, 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 기체 수소는, 임시 저장탱크(210)에 저장되고, 수소 액화라인(HL)을 따라 냉열회수장치(120)로 공급되며, 냉열회수장치(120)에서는 LNG 기화기(130)로 공급되는 기화시킬 LNG의 냉열을 회수하여 액화시킬 수소를 예냉시킨다.
냉열회수장치(120), 수소 BOG 열교환기(220), 수소 냉각기(240) 및 감압밸브(250)를 통과하면서 액화된 액체 수소는 액체수소 저장탱크(260)에 저장되고, 액체수소 저장탱크(260)에 저장된 액체수소는 액체수소 운반선 등 액체수소 수요처로 공급될 수 있다.
또한, 본 실시예에 따르면, 액체수소 저장탱크(260)에 저장된 액체수소를 더 압축하는 액체수소 고압펌프(310); 액체수소 고압펌프(310)에서 고압으로 압축된 수소를 기화시키는 수소 기화기(320); 및 기화된 압축 수소를 저장하는 초고압수소 버퍼탱크(330);를 더 포함할 수 있다.
액체수소 고압펌프(310)는, 액체수소 저장탱크(260)에 저장된 액체수소를 초고압수소 버퍼탱크(330)의 저장압력까지 압축시켜 수소 기화기(320)로 공급한다.
예를 들어 액체수소 고압펌프(310)는, 액체수소를 약 200 bar 내지 1,000 bar 또는 약 300 bar 내지 700 bar로 압축시킬 수 있다.
수소 기화기(320)는 수소 고압펌프(310)를 이용하여 압축된 수소를 기체 수소로 기화시킨다. 수소 기화기(320)에서 기화된 고압의 기체 수소는 초고압 수소 버퍼탱크(330)에 저장된다.
본 실시예의 수소 기화기(320)에서 수소를 기화시키는 열원은 해수를 사용할 수 있다.
초고압 수소 버퍼탱크(330)는, 액체수소 고압펌프(310)에서 압축된 후 수소 기화기(320)에서 기화된 고압의 기체 수소를 저장한다. 또한, 초고압 수소 버퍼탱크(330)에 저장된 초고압 수소는, 초고압 수소 운반선 등 초고압 수소 수요처로 공급될 수 있다.
일례로, 본 실시예에 따르면, 육상 수소 인프라(200)로부터 공급받은 수소를 액화시켜 액체수소 저장탱크(260)에 저장하고, 수소기체 수요처에서 수요가 발생하면, 액체수소 저장탱크(260)에 저장된 수소를 기화시켜 초고압 수소 버퍼탱크(330)에 임시 저장함으로써, 액체수소 저장탱크(260)로부터 수소기체 수요처로 공급해줄 수 있다.
도면에 구체적으로 도시하지는 않았지만, 초고압 수소 버퍼탱크(330)는 초고압 수소를 저장하는 압력 탱크일 수 있다. 또한, 도 2에는 하나의 초고압 수소 버퍼탱크(330)만을 도시하였지만 이에 한정되는 것은 아니고, 초고압 수소 버퍼탱크(330)는 다수개 설치될 수 있다. 초고압 수소 버터탱크(330)에 저장되는 압축 수소의 압력을 특별히 한정하는 것은 아니지만, 본 실시예의 초고압 수소 버퍼탱크(330)는 상용화되어 있는 육상용 압축수소 탱크를 그대로 적용하여도 무방하다. 예를 들어, 초고압 수소 버퍼탱크(330)에 저장되는 초고압 수소는 약 200 bar 내지 1,000 bar, 또는 약 300 bar 내지 700 bar일 수 있다.
본 실시예와 같이, 기존의 육상 수소 인프라(200)로부터 이송받은 수소를, 기화시킬 LNG의 냉열로 예냉시킨 후, 전량을 액화시켜 액체 상태로 저장하거나, 저장된 액체 수소를 압축하여 기화시킨 후 고압의 압축 기체 상태로 저장함으로써, 수소를 저장하는데 필요한 에너지 및 비용을 절감할 수 있고, 수소를 액화시키는데 필요한 배관 및 장비의 크기를 감소시킬 수 있다.
또한, 수소를 액화시킨 후, 액체 수소를 압축하고 기화시킨 압축 기체 상태의 수소를 저장하므로, 수소를 액체 상태에서 압축시킴으로써 기체 상태의 수소를 압축하는 것보다 더 적은 에너지로 압축 수소를 기체 상태로 저장할 수 있다.
본 발명의 일 실시예들에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, 도 3에 도시된 바와 같이, LNG 운반선(LNG Carrier)로부터 LNG(예를 들어, 약 1 bar, -163℃)를 공급받아 LNG 저장탱크(100)에 저장할 수 있고, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG는, 수소를 액화시킴으로써 기화시켜, 재기화 가스, 즉 고압천연가스(CNG)를 재기화 가스 라인(GL)을 통해 육상 천연가스 인프라 등 천연가스 수요처로 공급할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예들에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, 수소 인프라(200)로부터 수소(예를 들어, 약 100 bar)를 공급받아, 기화시킬 LNG의 냉열로 액화시켜 액체수소 저장탱크(260)에 저장하거나, 압축시켜 초고압 수소 저장탱크(280)에 저장할 수 있고, 액체수소 저장탱크(260)에 저장된 액체수소를 압축하여 기화시키고 압축 기체 상태로 저장할 수도 있다. 또한, 저장된 액체수소(예를 들어, 약 1 bar, -253℃)를 액체수소 운반선 등 액체수소 수요처로 공급할 수 있고, 저장된 압축 기체 수소(예를 들어, 약 300 bar 내지 700 bar, 상온)를 기체수소 운반선 등 기체수소 수요처로 공급할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예들에 따른 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물은, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG, 액체수소 저장탱크(260)에 저장된 액체수소, 초고압 수소 저장탱크(280) 또는 초고압 수소 버퍼탱크(330)에 저장된 압축 기체 수소 및 LNG와 수소를 혼합한 HCNG를 저압가스 엔진(미도시)의 연료로 사용하여 전력을 생산함으로써, 선내 전력 수요처에서 사용함은 물론 육상의 전력 인프라 등 선외의 전력 수요처로 공급해줄 수도 있다.
상술한 본 발명의 일 실시예들과 같이, 육상 수소 인프라(200)로부터 고압 수소 파이프라인을 통해 압축 수소, 예를 들어 약 100 bar의 기체 수소를 공급받아 수소를 액화시켜 저장하면, 수소 생산 플랜트에서 생산된 약 1 bar의 기체 수소를 액화시키는 경우와 비교하여, 수소 액화에 필요한 에너지 및 비용을 현저히 저감시킬 수 있다.
수소를 압축시키고 냉각시킨 후, 팽창시킴으로써 액화시키는 수소 액화 공정에 있어서, 팽창 전 수소의 압력을 약 20 bar로 하고, 팽창 후 수소의 압력을 약 1.3 bar로 하여 약 1.3 bar, 약 -253℃의 액체 수소를 얻는다고 할 때, 본 발명의 일 실시예들에 따른 액화 공정과 기존의 수소 액화 공정들의 에너지 소모량을 공정모사 프로그램(HYSYS)을 활용하여 비교 분석한 결과를 표 1에 나타내었다. 단, 이는 기존 공정들과 비교하여 본 발명의 일 실시예들에 따른 액화 공정의 에너지 절감 효과를 단순 비교하기 위한 것이지, 절대적인 수치에 한정되는 것은 아니다.

공정
구분
수소
공급원
수소 액화 공정
에너지 소모량
에너지
상대
비율
공급
(GH2)		 압축
(외부E)		 냉각
(LNG)		 냉각
(외부E)		 팽창
(LH2)
본
발명		 육상
수소
인프라
(파이프라인)
100 bar,
25℃
불필요
100 bar,
-150℃
100 bar,
-251℃
(1.1MW)


1.3 bar, -253.4 ℃

1.1 MW

9%
case 1
수소
생산
플랜트
1 bar,
25℃
20 bar,
575.6℃
(5.1MW)		 실시하지 않음 20 bar,
-251℃
(7.9MW)
13.0 MW
100%
case 2 20 bar,
-150℃		 20 bar,
-251℃
(1.2MW)
6.3 MW
48%
(Case 1) 먼저, 수소 생산 플랜트에서 생산된 약 1 bar, 25℃의 기체 수소를 압축기를 이용하여 약 20 bar로 압축시키는 경우, 압축과정에서 약 5.1MW의 에너지가 소모된다. 압축에 의해 수소는 약 575.6℃까지 온도가 상승한다. 냉매 사이클을냉매 사이클(외부 냉열)을 이용하여 약 20 bar, 575.6℃의 압축 수소를 -251℃까지 냉각시키기 위해, 약 7.9MW의 에너지가 소모된다. 약 20 bar, -251℃의 냉각 수소를 1.3 bar까지 팽창시키면 온도는 약 -253.4℃까지 낮아지고, 액체 수소를 얻을 수 있다. 즉, Case 1 공정을 활용한 기존의 수소 액화 방법은 약 13.0MW의 에너지가 소모된다.
(Case 2) 다음으로, 수소 생산 플랜트에서 생산된 약 1 bar, 25℃의 기체 수로를 압축기를 이용하여 약 20 bar로 압축시키는 경우, 압축과정에서 약 5.1MW의 에너지가 소모된다. 압축에 의해 수소는 약 575.6℃까지 온도가 상승한다. 냉매 사이클을 이용하여 압축 수소를 냉각시키기 전에, LNG의 냉열을 이용하여 예냉시키면, 수소를 약 -150℃까지 냉각시킬 수 있다. LNG를 이용하여 수소를 약 -150℃까지 냉각시킨 후, 냉매 사이클을 이용하여 약 20 bar, -150℃의 압축 수소를 -251℃까지 냉각시키기 위해, 약 1.2MW의 에너지가 소모된다. 약 20 bar, -251℃의 냉각 수소를 1.3 bar까지 팽창시키면 온도는 약 -253.4℃까지 낮아지고, 액체 수소를 얻을 수 있다. 즉, Case 2 공정을 활용한 기존의 수소 액화 방법은 약 6.3MW의 에너지가 소모된다.
마지막으로, 본 발명의 일 실시예들에 따라, 육상의 수소 인프라(200), 즉, 고압의 수소 공급 파이프라인을 이용하여 약 100 bar, 25℃의 기체 수소를 공급받으면, 수소를 추가로 압축시킬 필요가 없으므로, 압축과정에 필요한 에너지가 소모되지 않는다. 약 100 bar, 25℃의 기체 수소를 LNG와의 열교환에 의해 약 -150℃까지 냉각시킬 수 있고, 냉매 사이클을 이용하여 수소를 약 -251℃까지 냉각시키기 위해서는 약 1.1MW의 에너지가 소모된다. 이 수치는, Case 1 및 Case 2와의 절대적인 비교를 위하여, 약 100 bar, -150℃의 수소를 냉매 사이클과 열교환시키기 전에, 약 20 bar로 팽창시킨 후, 약 20 bar, -156.1℃의 수소를 냉매 사이클을 이용하여 약 -251℃까지 냉각시켰을 때, 즉 압축 기체수소를 다단팽창시켰을 때의 에너지 소모량이다. 약 20 bar, -251℃의 냉각 수소를 1.3 bar까지 팽창시키면 온도는 약 -253.4℃까지 낮아지고, 액체 수소를 얻을 수 있다. 즉, 본 발명의 일 실시예들에 따른 수소 액화 방법은 약 1.1MW의 에너지가 소모된다.
본 발명의 일 실시예들에 따른 액화 방법의 에너지 소모량은, 기존 공정(Case 1)의 에너지 소모량을 기준으로, 약 9%에 불과하므로, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 기존 공정에 비해 약 91%의 에너지 절감 효과를 기대할 수 있다.
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 자에게 있어서 자명한 것이다.
100 : LNG 저장탱크
120 : 냉열회수장치
130 : LNG 기화기
140 : 재기화 가스 버퍼탱크
150 : 트림히터
160 : BOG 압축기
200 : 육상 수소 인프라
210 : 임시 저장탱크
220 : 수소 BOG 열교환기
230 : 수소 버퍼탱크
240 : 수소 냉각기
250 : 감압밸브
260 : 액체수소 저장탱크
270 : 수소 압축기
280 : 초고압 수소 저장탱크
310 : 액체수소 고압펌프
320 : 수소 기화기
330 : 초고압 수소 버퍼탱크

Claims (7)

  1. 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크; 액체수소를 저장하는 액체수소 저장탱크;
    압축 수소 배관망이 설치된 육상의 수소 인프라;
    상기 액체수소 저장탱크와 육상의 수소 인프라를 연결하는 수소 액화라인; 및
    상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스와 상기 수소 액화라인을 통해 상기 수소 인프라로부터 액체수소 저장탱크로 이송되는 압축 수소기체를 열교환시켜, 상기 액화가스의 냉열로 상기 압축 수소기체를 냉각시키는 냉열회수장치;를 포함하여,
    육상 수소 인프라로부터 공급받은 압축 수소를 상기 액화수소의 냉열로 냉각시켜 수소를 액체 상태로 저장하고, 액체수소 저장탱크에 저장된 액체 수소를 액체수소 운반선으로 공급하는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 기화시키고, 재기화 가스를 천연가스 수요처로 공급하는 액화가스 재기화 설비; 및
    상기 육상의 수소 인프라로부터 공급받은 수소를 액화시키거나 더 압축시켜 저장하는 수소 저장 설비;를 포함하는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 액화가스 재기화 설비는,
    상기 냉열회수장치에서 압축 수소를 냉각시키면서 예열된 액화가스를 기화시키는 액화가스 기화기; 및
    상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 압축하여 상기 천연가스 수요처로 공급하는 BOG 압축기;를 포함하고,
    상기 재기화 설비로부터 천연가스 수요처로 공급되는 재기화 가스의 온도를 상기 천연가스 수요처에서 요구하는 온도로 조절하는 트림히터;를 더 포함하는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물.
  4. 청구항 2에 있어서,
    상기 수소 저장 설비는,
    상기 냉열회수장치에서 예냉된 압축 수소를 냉매를 이용하여 냉각시키는 수소 냉각기; 및
    상기 수소 냉각기에서 냉각된 압축 수소를 상기 액체수소 저장탱크의 저장압력까지 팽창시키는 감압밸브;를 포함하며,
    상기 감압밸브를 통과하면서 액화된 액체 수소가 상기 액체수소 저장탱크에 저장되는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물.
  5. 청구항 4에 있어서,
    상기 수소 저장 설비는,
    상기 액체수소 저장탱크에서 생성된 수소 증발가스와 상기 냉열회수장치로부터 수소 냉각기로 공급되는 압축 수소를 열교환시켜, 상기 압축 수소를 냉각시키는 수소 BOG 열교환기;를 더 포함하고,
    상기 수소 BOG 열교환기에서 압축 수소를 냉각시키면서 가열된 수소 증발가스는 수소 기체 수요처로 공급되는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물.
  6. 청구항 2 또는 4에 있어서,
    상기 수소 저장 설비는,
    상기 육상의 수소 인프라로부터 공급받은 압축 수소를 더 압축하는 수소 압축기;
    상기 수소 압축기에서 압축된 초고압 수소를 냉각시키는 중간 냉각기; 및
    상기 냉각된 초고압 수소를 저장하는 초고압 수소 저장탱크;를 더 포함하여,
    상기 초고압 수소를 수소 기체 수요처로 공급하는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물.
  7. 청구항 4에 있어서,
    상기 수소 저장 설비는,
    상기 액체수소 저장탱크에 저장된 액체 수소를 압축하는 액체수소 고압펌프;
    상기 액체수소 고압펌프로 압축한 액체 수소를 기화시키는 수소 기화기; 및
    상기 수소 기화기에서 기화된 수소 기체를 저장하는 초고압 수소 버퍼탱크;를 더 포함하여,
    상기 기화된 수소 기체를 수소 기체 수요처로 공급하는, 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물.
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