KR20200009221A - 액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 액화수소를 운반하는 액화수소 운반선에서 생성되는 증발가스를 효율적으로 처리할 수 있도록 하는 액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법은, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법에 있어서, 배출 규제지역을 운항할 때에는, 액체수소 저장탱크로부터 배출되는 수소 증발가스를 추진용 연료로 공급하여 추진력을 발생시키고, 발전용 연료로 공급하여 전력을 생산함으로써 선내 전력 수요처에서 사용하는 단계;를 포함하고, 배출 비규제지역을 운항할 때에는, 상기 액체수소 저장탱크로부터 배출되는 수소 증발가스를 발전용 연료로 공급하여 전력을 생산하는 단계; 및 생산된 전력을 축전지에 저장하는 단계;를 포함하여, 상기 축전지에 저장된 전력은 배출 규제지역에서 활용하는 것을 특징으로 한다.

Description

액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법 {Boil-Off Gas Proceeding Method for Liquefied Hydrogen Carrier}
본 발명은 액화수소를 운반하는 액화수소 운반선에서 생성되는 증발가스를 효율적으로 처리할 수 있도록 하는 액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법에 관한 것이다.
세계적으로 저탄소 사회를 지향하고 있고, 수소가 이에 부합하는 중요 에너지원으로 떠오르고 있다. 수소는 부생 수소, 원유 수반 가스, 갈탄 등의 미사용 에너지나 재생 에너지를 비롯하여 다양한 1차 에너지원으로부터 다양한 방법으로 생산이 가능하다.
또한, 수소는 연료전지 등의 연료로 사용할 때 탄소를 배출시키지 않는 청정 연료일 뿐 아니라, 생산 단계에서도 CCS(Carbon Capture and Storage) 기술과 결합하거나, 금속을 이용하여 수소를 생산하는 등 전체적으로 탄소의 제로 배출화(zero emission)가 가능하다.
수소 시장이 확대될 것으로 예측됨에 따라, 향후 수소 기술과 관련된 과제는, 장거리에 걸친 수소의 저장 및 운송 기술의 개발이다. 수소 저장 기술에 대해서는 육상용 소형 탱크에 대한 것이 대부분이고, 선박용 수소 저장탱크나 수소를 운반할 수 있는 선박 기술은 미비한 실정이다.
수소는 기체나 액체 어떤 형태로든 저장이 가능하지만, 대규모 수소의 이용에 있어서는 액화수소가 저장 및 운송의 관점에서 상대적으로 에너지 밀도와 수송 효율이 높아 유리한 것으로 인식되고 있다. 그러나, 액화수소는 비점이 약 -253℃인 초저온의 유체이고, 비중은 LNG(Liquefied Natural Gas)의 약 1/6 수준으로 작아 체적당 BOR(Boil-Off Rate)이 LNG의 약 10배에 달할 정도로 높다.
이러한 이유로, 액화수소를 저장하고 운송하는데 있어서, 액화수소의 선적 및 하역 시에도 대량의 플래시 가스(flash gas)가 발생하게 되며, 운송 중에도 액화수소 저장탱크 내부에서 액화수소가 자연기화하여 BOG(Boil-Off Gas)로 손실되어, 액화수소의 수송 효율을 떨어뜨리게 된다. 액화수소 저장탱크에서 생성되는 BOG는 액화수소 저장탱크 자체의 열 누출에 의한 에너지 전달과 선박의 흔들림에 영향을 받아 유체가 전체적으로 움직이게 되고 이 운동 에너지에 의해 상변화가 발생하기 때문인데, 이러한 원인들은 근본적으로 해결하기 어렵다.
장거리에 걸친 대용량의 액화수소를 운반하는 운반선에 있어서, 지속적인 BOG의 생성은 액화수소 저장탱크의 내압 상승을 초래하므로, 이를 해결하기 위해서는, 액화수소 저장탱크로부터 BOG를 배출시켜야만 한다.
액화수소 저장탱크로부터 배출된 BOG는 대기 중으로 방출시키거나 태워버리는 방법으로 처리할 수 있는데, 이러한 방법들은 결과적으로 수송 화물의 손실이 되는 것이므로 선호되는 방법은 아니다.
이와 같이, 액화수소 저장탱크로부터 배출되는 BOG(플래시 가스 포함)를 선박 내에서 처리하는 것은 액화수소 저장 및 운송 기술의 주요 과제 중의 하나이다.
따라서, 본 발명은 상술한 문제점을 해결하고자 하는 것으로, 액화수소를 선박을 이용하여 해상 운송하는데 있어서 액화수소 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 경제적이고 효율적으로 처리하고, 수소를 연료로 하여 친환경적으로 추진 및 발전할 수 있는, 액화수소 운반선 및 액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법 및 증발가스 처리 방법을 제공하고자 하는 것을 목적으로 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법에 있어서, 배출 규제지역을 운항할 때에는, 액체수소 저장탱크로부터 배출되는 수소 증발가스를 추진용 연료로 공급하여 추진력을 발생시키고, 발전용 연료로 공급하여 전력을 생산함으로써 선내 전력 수요처에서 사용하는 단계;를 포함하고, 배출 비규제지역을 운항할 때에는, 상기 액체수소 저장탱크로부터 배출되는 수소 증발가스를 발전용 연료로 공급하여 전력을 생산하는 단계; 및 생산된 전력을 축전지에 저장하는 단계;를 포함하여, 상기 축전지에 저장된 전력은 배출 규제지역에서 활용하는, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 연료로 공급하고 남은 나머지 잉여 수소 증발가스는, 상기 잉여 수소 증발가스를 수소 저장 금속 또는 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크에 저장하는 단계; 및 상기 잉여 수소 증발가스를 압축하여 압축수소 탱크에 저장하는 단계; 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 연료로 공급하고 남은 나머지 잉여 수소 증발가스는, 상기 잉여 수소 증발가스를 수소 저장 금속 또는 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크에 저장하는 단계; 상기 수소 흡장 탱크에 저장하고 남은 나머지 수소 증발가스를 압축하는 단계; 및 상기 압축된 수소 증발가스를 압축수소 탱크에 저장하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 흡장 탱크에 저장된 수소 증발가스, 상기 압축된 수소 증발가스 또는 상기 압축수소 탱크에 저장된 수소 증발가스를 연료 전지의 연료로 사용하여 전력을 생산하는 단계; 및 상기 연료 전지를 이용하여 생산한 전력을 축전지에 저장하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 축전지에 저장된 전력을 육상으로 송전하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 액체수소를 저장하는 액체수소 저장탱크; 상기 액체수소 저장탱크로부터 배출된 수소 증발가스를 화학적 또는 물리적 반응을 이용하여 1차적으로 저장하는 수소 흡장 탱크; 및 상기 수소 흡장 탱크의 저장 용량을 초과하는 양의 압축 수소 증발가스를 저장하는 압축수소 탱크;를 포함하여, 상기 액체수소 저장탱크에서 생성된 수소 증발가스를 선내에서 처리할 수 있는, 액화수소 운반선의 증발가스 처리 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 수소 흡장 탱크에는, 수소 저장 금속 또는 다공질 재료가 충전되어 있을 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 흡장 탱크로부터 배출된 수소 증발가스를 상기 압축수소 탱크의 저장압력으로 압축하는 압축 수단;을 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액체수소 저장탱크에서 생성된 수소 증발가스 또는 수소 흡장 탱크 및 압축수소 탱크에 저장된 수소 증발가스를 연료로 사용하는 연료 수요처;를 더 포함하고, 상기 연료 수요처는, 수소 혼합 연료를 연료로 사용하여 추진력을 발생시키는 추진 엔진; 수소 혼합 연료를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 발전 엔진; 및 수소를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 연료 전지; 중 어느 하나 이상을 포함하여, 탄소 및 질소산화물 배출없이 추진력 및 전력을 생산할 수 있다.
바람직하게는, 상기 발전 엔진 또는 연료 전지에서 생산된 전력을 저장하고, 상기 액화수소 운반선이 배출 규제지역을 운항할 때 선내 전력 수요처로 전력을 공급하거나, 항구에 정박했을 때 육상으로 전력을 송전하는 축전지;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액체수소 저장탱크는 실린더 타입 또는 구형 타입이고, 상기 수소 흡장 탱크 및 압축수소 탱크는 상기 액체수소 저장탱크가 설치되면서 형성된 데드 스페이스에 설치될 수 있다.
또한, 상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 또 다른 일 측면에 의하면, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법에 있어서, 운항 중에 액체수소 저장탱크로부터 배출되는 수소 증발가스를 화학적 또는 물리적 반응을 이용하여 수소 흡장 탱크에 저장하는 단계; 및 상기 수소 흡장 탱크의 저장 용량을 초과하는 양의 수소 증발가스를 압축하는 단계;를 포함하고, 상기 압축한 수소 증발가스는 압축수소 탱크에 저장하는 단계;를 더 포함하는, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 수소 흡장 탱크 또는 압축수소 탱크에 저장한 수소 증발가스를 추진용 연료 또는 발전용 연료로 공급하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 추진용 또는 발전용 연료로 공급하고 남은 나머지 수소 증발가스를 연료로 하여 전력을 생산하고, 생산된 전력을 축전지에 저장하는 단계;를 포함하고, 상기 축전지에 저장한 전력은 배출 규제지역에서 사용하거나 육상으로 공급할 수 있다.
본 발명에 따른 액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법은, 액화수소 저장탱크로부터 배출되는 증발가스를 낭비하지 않고 효과적으로 처리함으로써 액화수소 운반선의 수소 운송 효율을 개선할 수 있다.
또한, 수소를 연료로 사용하여 추진하고, 전력을 생산함으로써 친환경 선박을 제공할 수 있으며 Tier Ⅲ 등 선박 관련 규제를 만족시킬 수 있다.
또한, 액화수소 운반선의 운항 중 생산된 전력은 축전지에 저장하고, 액화수소 운반선이 항구에 정박하였을 때나 ECA를 운항할 때 등 배출 규제지역에서 축전지에 저장된 전력을 사용함으로써 배기가스 배출 제로화를 실현할 수 있다.
또한, 축전지에 저장된 전력은 육상으로 송전할 수도 있다.
또한, 선내 데드 스페이스(dead space)에 수소 흡장 탱크와 압축 탱크를 배치함으로써, 선박의 공간을 효과적으로 활용할 수 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 액화수소 운반선의 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 액화수소 운반선의 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다. 이하, 도 1을 참조하여 본 발명의 일 실시예에 따른 액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법을 설명하기로 한다. 본 실시예의 액화수소 운반선의 증발가스 처리 방법은, 도 1에 도시된 액화수소 증발가스 처리 시스템을 이용하여 실시할 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따른 액화수소 운반선의 증발가스 처리 시스템은, 액화수소를 저장하는 액화수소 저장탱크(100); 액화수소 저장탱크(100)로부터 배출된 수소 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)를 저장하는 수소 흡장 탱크(200); 수소 흡장 탱크(200)에서 흡장할 수 있는 양을 초과하는 수소 증발가스를 저장하는 압축수소 탱크(400); 및 수소 증발가스를 압축수소 탱크(400)의 수소 기체 저장압력까지 압축하는 압축 수단(300); 및 수소 증발가스를 연료로 사용하는 연료 수요처(500);를 포함한다.
본 실시예의 액화수소 저장탱크(100)는, 증발하기 쉬운 초저온의 액화수소의 수송에 적합하도록 단열처리되어 있을 수 있다. 예를 들어, 내조, 보냉층 및 외조로 형성되는 이중 구조의 극저온 탱크로서 보냉층은 진공처리될 수 있고, 단열성이 우수한 단열재를 사용할 수도 있다. 이로써 복사열 등에 의한 입열을 최소화하여, BOG 생성량을 최소화할 수 있다.
액화수소 저장탱크(100)가 이중 구조의 탱크인 경우, 보냉층에 기체가 충전되면, 액화수소의 저온으로 기체가 고화 또는 액화될 수 있어 위험하므로, 보냉층은 진공 배기 상태로 할 수 있다.
또한, 액화수소 저장탱크(100)의 지지에 있어서는, 열 전달을 최소화하여 단열 성능을 향상시키고, 강도가 향상된 지지구조를 채용할 수 있다.
수소의 비점은 약 -253℃으로, 헬륨 가스 등을 제외한 대부분의 기체와 접하면 기체가 고화 또는 액화될 수 있으므로 액화수소 저장탱크(100)는 물론 본 실시예의 증발가스 처리 시스템을 구성하는 각종 장치 및 각 구성 요소들을 연결하는 배관 등은 단열처리될 수 있다.
도 1에는 하나의 액화수소 저장탱크(100)만을 도시하였지만, 본 실시예의 액화수소 운반선에는 하나 이상의 액화수소 저장탱크(100)가 구비될 수 있다. 하나 이상의 액화수소 저장탱크(100)는 액화수소 운반선의 선체 수미 방향 및 선체 안쪽에 설치될 수 있다.
또한, 본 실시예의 액화수소 저장탱크(100)는 실린더 타입 또는 구형 타입의 탱크일 수 있다. 실린더 타입의 액화수소 저장탱크(100)는 액화수소를 선적 및 하역할 때 유연하게 저온 수축될 수 있다. 구형 타입의 액화수소 저장탱크(100)는 증발가스 생성에 따른 압력 상승을 견디기에 유리한 구조이다.
본 실시예의 액화수소 운반선에 구비되는 하나 이상의 액화수소 저장탱크(100)는 모두가 동일한 타입의 탱크일 수도 있고, 서로 다른 타입의 탱크로 구비될 수도 있다. 예를 들어, 선체의 수미 측에 설치되는 액화수소 저장탱크(100)는 선체 안쪽에 설치되는 액화수소 저장탱크(100)보다 외부열이 침입하기에 용이하므로 구형 타입의 탱크로 구비하고, 선체 안쪽에 설치되는 액화수소 저장탱크(100)는 구형 타입의 탱크보다 적재가 용이하여 공간 활용성이 좋은 실린더 타입의 탱크로 구비할 수 있을 것이다.
또한, 본 실시예의 액화수소 저장탱크(100)는 증발가스 생성에 따른 압력 상승을 견딜 수 있는 압력탱크일 수 있다. 예를 들어, 액화수소 저장탱크(100)는 약 4 bar 내지 30 bar 정도의 설정압력까지의 압력 상승을 견딜 수 있는 구조이고, 내압이 설정압력을 초과하면 안전밸브가 자동으로 개방되어 액화수소 저장탱크(100)로부터 증발가스를 배출시키도록 제어될 수 있다.
본 실시예의 액화수소 저장탱크(100)와 수소 흡장 탱크(200)는 제1 수소 증발가스 라인(BL1);에 의해 연결된다. 액화수소 저장탱크(100)로부터 배출되는 수소 증발가스는, 제1 수소 증발가스 라인(BL1)을 따라 수소 흡장 탱크(200)로 이송되고, 수소 흡장 탱크(200) 내에 설치된 수소 저장 물질에 저장된다.
본 실시예의 수소 흡장 탱크(200)에는 수소 저장 물질이 구비될 수 있다. 수소 저장 물질은, 화학적 또는 물리적인 방법으로 수소를 저장하고 필요에 따라서는 방출시킬 수 있다. 수소 저장 물질이 구비된 수소 흡장 탱크(200)는 단위체적당 수소밀도가 놓고, 수소 흡장 탱크(200)가 파손되더라도 폭발성을 지닌 수소 증발가스가 급격하게 방출되지 않으므로 안전하다.
수소 저장 물질은, 수소 저장 금속일 수 있다. 수소 저장 금속은, 냉각에 의해 수소 기체(수소 증발가스)를 금속 수소화물로서 저장하고, 가열에 의해 금속 수소화물로부터 수소 기체(수소 증발가스)를 방출할 수 있다.
예를 들어 수소 저장 금속은, 희토류계, 티타늄계, 바나듐계, 마그네슘 등의 금속재료이거나, 아라네이트 등의 무기계 수소화물 재료일 수 있고, 또는 카본계 재료일 수 있으며, 이에 한정하는 것은 아니다. 또한, 수소 저장 금속에는 수소 기체의 저장성을 향상시키기 위해 촉매가 첨가될 수도 있다.
수소 저장 금속으로의 수소 저장 반응은 발열반응이고, 수소 저장 금속으로부터의 수소 방출 반응은 흡열반응이다. 본 실시예에 따르면, 수소 흡장 탱크(200)는, 수소 저장 반응 및 수소 방출 반응의 속도 향상을 위해 수소 저장 반응이 진행되는 동안 발생하는 열을 제거하고, 수소 방출 반응이 진행되는 동안 필요한 열을 공급하는 열교환기(미도시);가 결합될 수 있다. 수소의 빠른 저장 및 방출 속도가 요구되지 않는 경우에는 열교환기를 구비하지 않을 수도 있다.
또한, 수소 저장 물질이 수소 저장 금속인 경우, 수소 흡장 탱크(200)는 수소 저장 반응에 의해 수소 저장 금속의 체적이 증가함으로써 탱크(200)의 내벽에 응력을 가하는 등의 문제를 방지하기 위하여, 셀로 구획되어 있을 수 있다.
또한, 본 실시예의 수소 저장 물질은, 다수의 공극에 수소를 흡착하는 다공질 재료일 수 있다. 다공질 재료는, 저온에서 수소 기체(수소 증발가스)를 흡장하고, 고온에서는 수소 기체(수소 증발가스)를 방출할 수 있다.
예를 들어 다공질 재료는, 활성탄, 탄소 나노튜브, 제올라이트를 포함하는 군에서 선택되는 어느 하나 이상의 물질일 수 있다.
도 1에는 하나의 수소 흡장 탱크(200) 만을 도시하였지만, 본 실시예의 수소 흡장 탱크(200)는 하나 이상 구비될 수 있다. 또한, 하나 이상의 수소 흡장 탱크(200)에는 모두 수소 저장 금속이 충전되어 있거나 또는 모두 다공질 재료가 충전되어 있을 수도 있고, 수소 저장 금속이 충전된 수소 흡장 탱크(200)와 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크(200)가 모두 구비될 수도 있다.
예를 들어, 수소 저장 금속이 충전된 수소 흡장 탱크(200)와 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크(200)가 모두 구비되는 경우에는, 제1 온도역에서의 수소 흡장 효율이 높은 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크(200)에 우선적으로 수소 증발가스를 저장하고, 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크(200)에 저장할 수 있는 양을 초과하는 양의 수소 증발가스 또는 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크(200)에서 이탈한 수소 증발가스는 제1 온도역보다 높은 제2 온도역에서의 수소 흡장 효율이 높은 수소 저장 금속이 충전된 수소 흡장 탱크(200)에 저장할 수 있다. 제1 온도역은 수소의 비점 부근일 수 있다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니다.
본 실시예의 수소 흡장 탱크(200)와 압축 수단(300)은 제2 수소 증발가스 라인(BL2);에 의해 연결된다. 수소 흡장 탱크(200)로부터 방출된 수소 증발가스 또는 수소 흡장 탱크(200)에 저장할 수 있는 용량을 초과하는 양의 수소 증발가스는 제2 수소 증발가스 라인(BL2)을 따라 압축 수단(300)으로 이송된다.
압축 수단(300)은, 수소 증발가스를 압축수소 탱크(400)의 수소 저장 압력 또는 연료 수요처(500)에서 요구하는 압력까지 압축시킬 수 있다.
본 실시예의 압축 수단(300)은 어큐물레이터 또는 압축기일 수 있다.
압축 수단(300)이 압축기인 경우, 수소 기체는 분자량이 작아 원심식이나 터보식의 고속회전형으로는 압축이 곤란하므로, 압축기는 왕복식 또는 스크류식의 용적식 압축기로 구비되는 것이 적합하다.
본 실시예의 압축 수단(300)과 압축수소 탱크(400)는 제3 수소 증발가스 라인(BL3);에 의해 연결된다. 압축 수단(300)에서 압축된 수소 증발가스는 제3 수소 증발가스 라인(BL3)을 따라 압축수소 탱크(400)로 이송된다.
압축수소 탱크(400)에는 압축 수단(300)에서 압축된 수소 증발가스가 저장된다. 압축수소 탱크(400)는 압축된 수소 증발가스의 고압을 견딜 수 있는 구조이며, 압축수소 탱크(400)로부터 연료 수요처(500)로 압축 수소가 일정하게 배출될 수 있도록 제어될 수 있다.
액체수소는 LNG에 비해 플래시 가스(flash gas)와 증발가스의 발생량이 매우 많다. 즉, 본 실시예에 따른 액체수소 운반선에는, 장거리에 걸친 액체수소 운반선의 운항 중에 생성되는 증발가스를 처리하기 위해서 수소 흡장 탱크(200)와 압축수소 탱크(400)가 모두 설치될 수 있다.
본 실시예의 액체수소 저장탱크(100)는 상술한 바와 같이 장방형이 아닌 실린더 또는 구형 타입이므로, 선체에 데드 스페이스(dead space)가 발생하게 된다. 본 실시예의 수소 흡장 탱크(200) 및 압축수소 탱크(400)는 액체수소 저장탱크(100) 등에 의해 형성된 데드 스페이스에 설치될 수 있다.
본 실시예의 압축수소 탱크(400)와 연료 수요처(500)는 제4 수소 증발가스 라인(BL4);에 의해 연결된다. 압축수소 탱크(400)로부터 배출된 압축 수소는 제4 수소 증발가스 라인(BL4)을 따라 연료 수요처(500)로 공급된다.
또한, 본 실시예에 따르면, 압축 수단(300)과 연료 수요처(500)를 연결하는 제5 수소 증발가스 라인(BL5);을 더 포함하여, 압축 수단(300)에 의해 압축된 수소 증발가스가 제5 수소 증발가스 라인(BL5)을 따라 압축수소 탱크(400)에 저장되지 않고 바로 연료 수요처(500)로 공급될 수도 있다.
연료 수요처(500)는, 수소를 가스 또는 오일 연료와 혼소하여 액화수소 운반선의 추진력을 발생시키는 추진 엔진(510); 수소를 가스 또는 오일 연료와 혼소하여 전력을 생산하는 발전 엔진(520); 및 수소와 산소를 연료로 하여 전력을 생산하는 연료전지(530); 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
본 실시예의 추진 엔진(510) 및 발전 엔진(520)은, 천연가스와 같은 가스 연료를 사용하는 가스 엔진 또는 디젤과 같은 오일 연료를 사용하는 디젤 엔진 또는 가스 연료와 오일 연료를 모두 연료로 사용할 수 있는 이중연료 엔진일 수 있고, 압축 수단(300)에서 압축된 수소 증발가스를 가스 연료 또는 오일 연료와 혼소하여 사용할 수 있다.
도면에 도시하지는 않았지만, 본 실시예에 따르면, 추진 엔진(510) 및 발전 엔진(520)으로 가스 연료 또는 오일 연료를 공급하는 연료 공급 장치(미도시);를 더 포함할 수 있다. 일례로 연료 공급 장치는, 가스 연료를 저장하는 연료 저장탱크(미도시); 가스 연료를 엔진으로 공급하기 위하여 압축하는 연료 압축기(미도시); 엔진으로 공급되는 가스 연료의 온도를 조절하는 온도 조절 장치(미도시); 및 가스 연료와 압축 수소를 혼합하는 연료 혼합기(미도시);를 포함할 수 있다. 가스 연료가 액체 상태로 저장탱크에 저장되어 있는 경우, 액체 상태의 가스 연료를 기화시키는 기화기(미도시);를 더 포함할 수 있다.
본 실시예에서는, 추진 엔진(510) 및 발전 엔진(520)이 이중연료 엔진인 것을 예로 들어 설명하고, 가스 연료로서 천연가스가 사용되는 것을 예로 들어 설명하기로 하고, 천연가스 연료는 액체상태, 즉 LNG(Liquefied Natural Gas)로 연료 저장탱크에 저장되어 있을 수 있다. 또한, 오일 연료로서는 HFO가 사용될 수 있다.
연료 혼합기에서는 LNG를 강제기화시킨 천연가스나 LNG가 자연기화하여 생성된 천연가스 증발가스와 압축 수단(300)에서 압축된 수소 증발가스를 혼합하여 HCNG(Hydrogen-enriched Compressed Natural Gas) 연료가 생성되며, HCNG 연료를 추진 엔진(510) 및 발전 엔진(520)의 연료로 공급할 수 있다.
HCNG 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.
또한, 수소는, 반응성이 크고 화염전파속도가 빠르기 때문에, 연소 지속시간이 짧다. 따라서, 엔진으로 공급하는 천연가스 또는 천연가스의 BOG 연료에, 수소를 미량만 첨가하더라도 연료의 연소가 촉진되므로, 연소의 안정성이 증대되어 메탄 슬립 등 탄소 배출량은 물론, 질소산화물 등의 오염물질의 배출을 현저히 저감시킬 수 있다.
본 실시예의 추진 엔진(510)은, ME-GI(MAN Electronic Gas Injection) 엔진 또는 X-DF(eXtra long stroke Dual Fuel) 엔진일 수 있다. ME-GI 엔진은, 디젤 사이클(Diesel Cycle)을 채택하는 2-스트로크 엔진으로, 가스 연료로는 약 150 내지 300 bar의 연료 압력 조건이 요구되는 고압분사 엔진이다. X-DF 엔진은 오토 사이클을 채택하는 2-스트로크 엔진으로, 약 12 내지 18 bar 연료 압력 조건이 요구되는 중압분사 엔진이다.
추진 엔진(510)이 ME-GI 엔진인 경우, 압축 수단(300)은 수소 증발가스를 약 150 bar 내지 300 bar로 압축할 수 있다. 추진 엔진(510)이 X-DF 엔진인 경우, 압축 수단(300)은 수소 증발가스를 약 12 bar 내지 18 bar로 압축할 수 있다.
본 실시예의 발전 엔진(520)은, DFDE(Dual Fuel Diesel Electric)일 수 있다. DFDE는, 오토 사이클(Otto cycle)을 채택하는 4-스트로크 엔진으로, 가스 연료로는 약 4 내지 8 bar의 연료 압력 조건이 요구되는 저압분사 엔진이다.
발전 엔진(520)이 DFDE인 경우, 압축 수단(300)은 수소 증발가스를 약 4 bar 내지 8 bar로 압축할 수 있다.
본 실시예에서, 추진 엔진(510)과 발전 엔진(520)이 모두 구비되는 경우, 압축 수단(300)은 추진 엔진용 압축 수단과 발전 엔진용 압축 수단을 각각 구비할 수도 있고, 압축 수단(300)을 다단압축기로 구비하여, 발전 엔진(520)으로 공급할 수소 증발가스는 압축 수단(300)의 일부 단계만을 통과하여 적정 압력으로 압축된 수소 증발가스를 분기시켜 공급할 수도 있을 것이다.
본 실시예의 연료 전지(530)는, 외부공기와 압축된 수소 증발가스를 공급받아 전기화학적 반응에 의해 전기를 생산하며, 외부공기를 공급받는 공기극(cathod)과 압축 수소 증발가스를 공급받는 연료극(anode)로 구성된다.
연료전지는 연료가 가지고 있는 화학 에너지를 열 에너지로의 변환없이 전지 내에서 전기화학적으로 직접 전기 에너지로 바꾸기 때문에 효율이 높고 공해가 거의 없는 이상적인 발전시스템이다.
연료 전지(530)는 전해질의 종류에 따라 작동 온도 범위가 달라지며, 연료 전지(530)로 공급되는 공기와 수소의 온도를 연료 전지(530)의 작동 온도 범위에 적합하도록 조절하는 온도 조절 장치(미도시);를 더 포함할 수 있다.
예를 들어, 연료 전지(530)는 작동 온도 범위가 약 150 ~ 200℃인 인산형 연료 전지(PAFC; Phosphoric Acid Fuel Cell), 작동 온도 범위가 약 600 ~ 700℃인 용융탄산염형 연료 전지(MCFC; Molten Carbonate Fuel Cell), 작동 온도 범위가 약 1000℃ 이상인 고체 산화물형 연료 전지(SOFC; Solid Oxide Fuel Cell), 작동 온도 범위가 상온에서 약 100℃ 이하인 고분자 전해질막형 연료 전지(PEMFC; Polymer Electrolyte Fuel Cell), 알칼리형 연료전지(AFC; Alkaline Fuel Cell), 직접메탄올 방식 연료 전지(DMFC; Direct Methanol Fuel Cell) 등 동일한 원리에 의해 작동되지만, 적정운전 온도범위, 촉매, 전해질 등이 서로 다른 연료 전지 타입 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
본 실시예의 액화수소 운반선은, 액체수소 저장탱크(100)에서 생성된 수소 증발가스를 수소 흡장 탱크(200)에 저장할 수 있고, 또한, 수소 증발가스를 혼합한 HCNG 연료를 추진 엔진(510)의 연료로 사용하여 추진력을 생성하고, HCNG 연료를 발전 엔진(520)의 연료로 사용하고, 수소 증발가스를 연료 전지(530)의 연료로 사용하여 전력을 생성하므로, 친환경 액체수소 운반선을 제공할 수 있을 것이다.
본 실시예에 따르면, 발전 엔진(520) 및/또는 연료 전지(530)에서 생산한 전력 중에서 선내 전력 수요처에서 활용하고 남은 잉여 전력을 저장하는 축전지(600);를 더 포함할 수 있다. 축전지(600)에 저장된 전력은 액체수소 운반선이 ECA나 항내 등 배출 규제지역을 운항할 때나 항구에 정박하였을 때 선내 전력 수요처에서 사용할 수 있고, 항구에 정박하였을 때 육상으로 송전할 수도 있다. .
액체수소 운반선은, 수소의 비중이 작기 때문에, 기존의 LNG 운반선 등 액체화물 운반선과는 다르게 선박의 균형을 유지하는 데 어려움이 있을 수 있다. 그러나, 본 실시예에 따르면, 축전지(600)를 선체의 균형에 따라 적절히 배치함으로써, 저비중을 보완하여 선박의 만재 시 흘수 확보에 도움을 줄 수 있다.
이하, 상술한 본 발명의 일 실시예에 따른 액체수소 운반선 및 액체수소 운반선의 증발가스 처리 시스템을 참고하여, 본 발명의 일 실시예에 따른 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법을 설명하기로 한다.
본 실시예에 따르면, 수소 생산처에서 액체수소 저장탱크(100)에 액체수소를 선적하여 저장하고 수소 수요처까지 운항하는 동안에, 액체수소 저장탱크(100)에서 생성되고 배출되는 수소 증발가스는, 1단계로 수소 저장 금속 또는 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크(200)에 저장한다.
수소 흡장 탱크(200)에 저장할 수 있는 용량을 초과하는 양의 수소 증발가스는 2단계로 압축 수단(300)을 이용하여 압축하고, 압축수소 탱크(400)에 저장하거나 연료 수요처(500)의 연료로 공급할 수 있다.
또한, 수소 흡장 탱크(200) 및/또는 압축수소 탱크(400)에 저장한 수소는 추진 엔진(510), 발전 엔진(520) 및 연료 전지(530) 중 어느 하나 이상의 연료로 사용하여 추진력 및/또는 전력을 생산할 수 있다.
또는, 액체수소 저장탱크(100)로부터 배출된 수소 증발가스는 연료 수요처(500)의 연료로 공급하고, 연료로 공급하고 남은 나머지 수소 증발가스를 수소 흡장 탱크(200) 및 압축수소 탱크(400)에 저장할 수도 있다.
본 실시예의 액체수소 운반선은, 운반선이 항해하는 구간이나 선박의 운항 모드에 따라 다르게 운용될 수 있다. 후술하는 운용 제어는 도시하지 않은 제어부(미도시)에 의해 실시되거나 또는 작업자에 의해 수동으로 실시될 수 있다.
액화수소 운반선이 공해 또는 배기가스 비규제 지역을 운항할 때에는, 상대적으로 저렴한 중유 등 오일 연료나 천연가스 등 가스 연료를 추진 엔진(510) 및 발전 엔진(520)의 연료로 사용하고, 수소 증발가스는 수소 흡장 탱크(200) 및 압축수소 탱크(400)에 저장한다.
이때, 수소 흡장 탱크(200) 및 압축수소 탱크(400)에 저장하고 남은 나머지 잉여 수소 증발가스 또는 수소 흡장 탱크(200) 및 압축수소 탱크(400)에 저장한 수소 증발가스를 연료 전지(530)로 공급하여 전력을 생산하고, 생산된 전력을 축전지(600)에 저장할 수 있다. 축전지(600)에 저장한 전력은 추후에 선내 전력 수요처에서 활용하거나 육상 수요처로 송전할 수 있을 것이다.
한편 액화수소 운반선이 배기가스 배출 규제가 엄격한 ECA(Emission Control Area)을 운항할 때에는, 액화수소 저장탱크(100)로부터 배출되는 수소 증발가스 또는 수소 흡장 탱크(200)나 압축수소 탱크(400)에 저장된 수소 증발가스를 오일 연료나 가스 연료에 혼합하여 추진 엔진(510) 및 발전 엔진(520)의 연료로 사용할 수 있다. 또는, 연료 전지(530)를 작동시키고, 수소 증발가스를 연료 전지(530)의 연료로 사용하여 전력을 생산할 수도 있다.
이때에는, 액화수소 저장탱크(100)로부터 배출되는 수소 증발가스를 연료 수요처(500)의 연료로 우선적으로 사용하고, 연료 수요처(500)로 공급하고 남은 수소 증발가스를 수소 흡장 탱크(200) 및 압축수소 탱크(400)에 저장할 수 있다. 또한, 연료 수요처(500)에서 생산된 전력은 선내 전력 수요처에서 사용하고 남은 잉여의 전력은 축전지(600)에 저장할 수 있다. 축전지(600)에 저장한 전력은 추후에 선내에서 활용하거나 육상 수요처로 송전할 수 있다.
또한, 액화수소 운반선이 배출 규제지역인 항내에 진입할 때나 항구에 정박할 때에는, 액화수소 저장탱크(100)로부터 배출되는 수소 증발가스 또는 수소 흡장 탱크(200)나 압축수소 탱크(400)에 저장된 수소 증발가스를 오일 연료나 가스 연료에 혼합하여 발전 엔진(520)의 연료로 사용하여 전력을 생산하거나, 연료 전지(530)를 작동시켜 전력을 생산하여 활용할 수도 있으며, 축전지(600)에 저장한 전력을 사용할 수도 있다.
이와 같이 본 실시예에 따르면, 액체수소를 운반하는 동안에 액체수소 저장탱크(100)로부터 배출되는 수소 증발가스를 대기 중으로 방출시키거나 태워버리는 일 없이 저장하거나, 선내 연료 수요처(500)에서 사용함으로써 선박의 배출 규제를 만족함은 물론이고, 수소를 이용하여 생산한 잉여의 전력을 축전지(600)에 저장하여, 배출 규제지역에서 사용하거나 또는 육상으로 송전함으로써, 수소 증발가스를 경제적이고 효율적으로 활용할 수 있다.
특히, ECA 구간에서의 엄격한 Tier Ⅲ 규제를 준수할 수 있고, 이산화탄소 배출도 없는 친환경 발전이 가능하다. 또한, 항내 및 항구에서 축전지(600)에 저장한 전력이나 수소를 연료로 하여 생산한 전력을 사용함으로써 항내 탄소 배출 제로화를 실현할 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 : 액체수소 저장탱크
200 : 수소 흡장 탱크
300 : 압축 수단
400 : 압축수소 탱크
500 : 연료 수요처
510 : 추진 엔진
520 : 발전 엔진
530 : 연료 전지
600 : 축전지

Claims (5)

  1. 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법에 있어서,
    배출 규제지역을 운항할 때에는,
    액체수소 저장탱크로부터 배출되는 수소 증발가스를 추진용 연료로 공급하여 추진력을 발생시키거나 발전용 연료로 공급하여 전력을 생산함으로써 선내 전력 수요처에서 사용하는 단계;를 포함하고,
    배출 비규제지역을 운항할 때에는,
    상기 액체수소 저장탱크로부터 배출되는 수소 증발가스를 발전용 연료로 공급하여 전력을 생산하는 단계; 및
    생산된 전력을 축전지에 저장하는 단계;를 포함하여,
    상기 축전지에 저장된 전력은 배출 규제지역에서 활용하는, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 연료로 공급하고 남은 나머지 잉여 수소 증발가스는,
    상기 잉여 수소 증발가스를 수소 저장 금속 또는 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크에 저장하는 단계; 및
    상기 잉여 수소 증발가스를 압축하여 압축수소 탱크에 저장하는 단계; 중 어느 하나 이상을 포함하는, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법.
  3. 청구항 1에 있어서,
    상기 연료로 공급하고 남은 나머지 잉여 수소 증발가스는,
    상기 잉여 수소 증발가스를 수소 저장 금속 또는 다공질 재료가 충전된 수소 흡장 탱크에 저장하는 단계;
    상기 수소 흡장 탱크에 저장하고 남은 나머지 수소 증발가스를 압축하는 단계; 및
    상기 압축된 수소 증발가스를 압축수소 탱크에 저장하는 단계;를 포함하는, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법.
  4. 청구항 2 또는 3에 있어서,
    상기 수소 흡장 탱크에 저장된 수소 증발가스, 상기 압축된 수소 증발가스 또는 상기 압축수소 탱크에 저장된 수소 증발가스를 연료 전지의 연료로 사용하여 전력을 생산하는 단계; 및
    상기 연료 전지를 이용하여 생산한 전력을 축전지에 저장하는 단계;를 포함하는, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법.
  5. 청구항 4에 있어서,
    상기 축전지에 저장된 전력을 육상으로 송전하는 단계;를 더 포함하는, 액체수소 운반선의 증발가스 처리 방법.
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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KR20230046119A (ko) 2021-09-29 2023-04-05 한국생산기술연구원 액화수소 기화가스 저장용 수소저장시스템
KR102574169B1 (ko) * 2023-03-31 2023-09-04 주식회사 스마트파워 수소를 혼합연소하여 출력증대와 매연을 저감한 비상용 발전기

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