KR20200142150A - 기상 기반 연료 충전시스템에서 다상 기반 연료 충전시스템으로 전환하는 연료 충전시스템 전환방법 - Google Patents

기상 기반 연료 충전시스템에서 다상 기반 연료 충전시스템으로 전환하는 연료 충전시스템 전환방법 Download PDF

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Abstract

본 발명은 기체 상태의 수소 충전시스템을 액체 및/또는 기체 상태의 다상 수소 충전시스템으로 전환하는 방법에 관한 것으로, 가스 공급부로부터 기체 연료를 공급받아 충전하도록 설치된 기존의 기상 기반 연료 충전시스템을 액체 및 기체 연료 충전이 선택적으로 또는 동시에 가능하도록 전환하는 다상 연료 충전시스템으로 전환하는 방법에 있어서, (a) 기체 상태의 연료를 공급받아 액체로 상변화시키는 액화장치를 상기 가스 공급부에 연결하고, 액화된 연료를 공급받아 저장하는 액체 연료 저장탱크를 상기 액화장치에 연결하여, 연료 액화시스템을 설치하는 단계, 및, (b) 액체 연료를 승압하여 이송하는 펌핑부를 상기 액체 연료 저장탱크에 연결하고, 액체 연료를 기화시키는 기화부를 상기 펌핑부에 연결하며, 기화된 연료를 저장하는 기체 연료 저장탱크를 상기 기화부에 연결하고, 기상의 연료를 충전하는 기체 연료 충전기를 상기 기체 연료 저장탱크에 연결하여, 기체 연료 충전시스템을 설치하는 단계를 포함한다.

Description

기상 기반 연료 충전시스템에서 다상 기반 연료 충전시스템으로 전환하는 연료 충전시스템 전환방법{Switching Method of Refueling System from Gas phase based to multi-phase based refueling}
본 발명은 기상 기반 연료충전시스템을 액상 기반 연료충전시스템으로 전환하여 궁극적으로 액체 및/또는 기체 상태의 연료 모두를 충전할 수 있는 다상 연료충전시스템으로 전환하는 방법에 관한 것이다.
화석 연료의 과다한 사용으로 인한 대기오염과 지구 온난화의 문제를 해결하기 위한 방안으로 최근 국내외에서는 탄화수소계가 아닌 연료를 사용하기 위한 연구가 활발히 진행되고 있다. 이와 같은 문제 해결을 위해 제안된 여러 가지 방법 중에서 가장 효율적이며 대표적인 방법이 바로 수소 에너지의 사용이다. 수소 에너지는 탄화수소계 에너지와 달리, 연소시 이산화탄소의 배출 없이 오로지 물만 발생시키고 물로부터 다시 수소를 얻을 수 있으므로 재생 가능한 에너지원으로 분류할 수 있다.
한편, 전기자동차에는 전력을 공급받아 충방전되는 배터리가 탑재될 수도 있으나, 전력을 직접 공급받는 대신 수소를 산소와 반응시켜 전력을 생산하는 수소연료전지가 탑재될 수도 있다. 이러한 연료전지 차량은 부산물로 물을 배출하므로 매우 환경 친화적인 장점이 있다. 그러나 현재 연료전지 차량에 수소연료를 공급하거나 충전할 수 있는 충전시설과 관련된 기술이 미비할 뿐만 아니라, 수소가스의 저장과 관련된 문제도 해결되지 않아 기술 개발이 시급한 실정이다.
따라서 수소 경제 사회로의 진입을 촉진시키기 위해서는 수소연료를 손쉽게 충전할 수 있는 수소충전소의 설치가 확산되어야 된다. 이러한 사회적 공감대는 형성이 되어 있으나, 현재 논의되고 있는 수소충전소의 형태는 기체 수소(GH2)를 고압으로 저장한 후 이 보다 낮은 압력으로 차량으로 주입하는 기상(Gas phase) 기반의 수소 충전소로 대변되고 있다. 기상 수소를 약 700 ~ 900 bar의 고압으로 저장할 지라도 그 에너지 밀도의 한계로 인하여 대량의 차량을 충전하기 위해서는 비용적, 공간적 측면에서 보다 큰 투자가 수반되어야 한다. 또한, 향후 증가되는 이러한 기상 수소 기반 수소충전소는 튜브 트레일러(Tube Trailer) 등을 이용하여 하루에도 수 차례의 수소연료 수급을 위한 이송이 필요하게 되므로 연료공급 측면에서도 그 비효율성을 예상할 수 있다.
도 1은 종래의 기술에 따른 기상 기반의 충전시스템을 나타낸 도면이다.
도시된 바와 같이, 기상 충전시스템(10)은 기체 상태의 수소(GH2)를 공급하는 가스 공급부(11)와, 공급된 기체 수소(GH2)를 고압으로 압축하여 저장탱크(13)로 전송하는 압축기(12)와, 전송된 연료를 저장하는 저장탱크(13)와, 저장탱크(13)에 저장된 수소 연료를 적정 온도로 유지시키는 냉각기(14)와, 저장탱크(13)의 기체 수소를 자동차에 공급하는 충전기(15, Dispenser)로 구성된다. 또한, 기상 충전시스템은 냉각기(14)와 충전기(15) 사이에 구비되어 냉매와 수소 연료의 열을 교환하는 열교환기(HX)를 더 포함할 수 있다.
이와 같이 종래의 기상 충전시스템은 기체 상태의 수소를 공급받아 충전기를 통하여 차량 등의 수소연료전지로 공급하도록 구성된다.
한편, 액상(Liquid phase)의 수소 이용 시 기상의 상압 수소 이용보다 약 800배의 에너지 밀도를 증가시킬 수 있어 수소 연료의 이송 효율을 획기적으로 높일 수 있다. 액상 기반 수소 충전시스템은 기상 기반 수소 충전시스템에서 나타나는 상기와 같은 문제점 해결에 큰 기여를 할 수 있다. 따라서 종래의 기상 기반 수소 충전시스템을 액상 기반 및/또는 기상과 액상의 다상(Liquid & Gas phase) 기반 수소 충전시스템으로 전환할 필요성이 있다.
한국공개특허 10-2017-0123056호(2017.11.074.공개, 연료전지 차량의 수소 충전 방법)
본 과제는 미래 수소 사회에 대응하여 수소의 대량 공급을 위한 이송 및 저장을 용이하게 하고 차량, 드론 등 사용 용도에 따른 연료공급의 효용성을 증대시킬 수 있는 액상 및 기상 기반의 복합 연료 충전시스템을 제공하는 것이다.
또한, 본 과제는 수소차량의 보급대수 증가에 따라 수소충전소 설치도 증가되는데, 수소충전소용 수소 공급을 위한 운송효율을 증대할 수 있는 액상 및 기상 기반의 복합 연료 충전시스템을 제공하는 것이다.
또한, 본 과제는 수소 경제사회로의 진입, 성숙 등 단계별로 요구되는 수소공급량이 증대됨에 따라 진입단계에서의 수소 활용도 및 성숙단계에서의 수소 활용도 등을 고려한 수소 충전 인프라를 제공하는 것이다.
또한, 본 과제는 충전 및 운영 시 안전을 고려한 저압 충전, 이송 및 저장에 유리한 복합 연료 충전시스템을 제공하는 것이다.
또한, 본 과제는 에너지 저장 및 이송 효율을 극대화시킬 뿐만 아니라 필요 시 액상 및/또는 기상의 수소를 즉시 공급할 수 있어 경제적 가치와 활용도가 높은 수소 공급이 가능한 다상의 복합 연료 충전시스템을 제공하는 것이다.
또한, 본 과제는 기존에 설치되어 운영중인 기상 기반의 수소 충전시스템을 기상 연료 뿐만 아니라 액상 연료를 선택적으로 충전할 수 있는 다상 기반의 수소 충전시스템으로 전환하는 연료 충전시스템 전환방법을 제공하는 것이다.
상기와 같은 과제를 달성하기 위한 본 과제의 일 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법은, 가스 공급부로부터 기체 연료를 공급받아 충전하도록 설치된 기존의 기상 기반 연료 충전시스템을 액체 및 기체 연료 충전이 가능하도록 전환하는 다상 연료 충전시스템으로 전환하는 방법에 있어서, (a) 기체 상태의 연료를 공급받아 액체로 상변화시키는 액화장치를 상기 가스 공급부에 연결하고, 액화된 연료를 공급받아 저장하는 액체 연료 저장탱크를 상기 액화장치에 연결하여, 연료 액화시스템을 설치하는 단계, 및, (b) 액체 연료를 승압하여 이송하는 펌핑부를 상기 액체 연료 저장탱크에 연결하고, 액체 연료를 기화시키는 기화부를 상기 펌핑부에 연결하며, 기화된 연료를 저장하는 기체 연료 저장탱크를 상기 기화부에 연결하고, 기상의 연료를 충전하는 기체 연료 충전기를 상기 기체 연료 저장탱크에 연결하여, 기체 연료 충전시스템을 설치하는 단계를 포함한다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, (c) 상기 가스 공급기에 연결된 상기 기존의 기상 기반의 연료 충전시스템의 설비를 제거하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, 상기 (c) 단계는, 상기 기상 기반의 연료 충전시스템을 구성하는 설비 중 적어도 어느 하나의 설비를 제거하고, 제거된 설비는 상기 기체 연료 충전시스템을 구성하는 설비에서 대체시키는 단계일 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, (d) 액상의 연료를 충전하는 액체 연료 충전기를 상기 액체 연료 저장탱크에 연결하여, 액체 연료 충전시스템을 설치하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, 기상의 연료 및 액상의 연료를 동시에 또는 선택적으로 충전하는 복합 연료 충전기를 상기 기체 연료 저장탱크 및 상기 액체 연료 저장탱크에 연결하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, 상기 펌핑부의 액체 연료가 이송되는 액체 연료 이송관(LL1)과 상기 기체 연료 저장탱크의 기체 연료가 공급되는 기체 연료 공급관(GL2)을 연결하여, 상기 액체 연료 이송관(LL1) 내부의 액체 연료 일부를 상기 기체 연료 공급관(GL2)에 이송하는 냉각 연료 이송관(LL3)을 설치하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, 상기 냉각 연료 이송관(LL3)과 상기 액화장치, 상기 액체 연료 저장탱크 또는 상기 기체 연료 저장탱크 중 적어도 하나를 연결하여, 상기 냉각 연료 이송관(LL3) 내부의 증발 가스를 회수하는 증발 가스 회수관(GL3)을 설치하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, 상기 액체 연료 저장탱크와 상기 기체 연료 저장탱크를 연결하여, 상기 액체 연료 저장탱크의 증발가스를 상기 기체 연료 저장탱크로 이송하는 증발 가스 이송관(GL4)을 설치하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, 상기 가스 공급부 후단의 연료 가스 공급관(GL5)과 상기 기화부 전단의 액체 연료 이송관(LL1)을 연결하여, 상기 연료 가스 공급관 내부의 기체 연료와 상기 액체 연료 이송관 내부의 액체 연료 사이에 열교환이 이루어지도록 하는 열교환기를 설치하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따른 연료 충전시스템 전환방법에 있어서, 상기 기화부 전단의 상기 액체 연료 이송관(LL1)과 상기 기체 연료 저장탱크를 연결하여, 상기 액체 연료 이송관(LL1) 내부의 증발가스를 상기 기체 연료 저장탱크에 이송하는 바이패스 관(GL6)을 설치하는 단계를 더 포함할 수 있다.
본 과제의 다상의 수소 연료 충전시스템은, 액상 수소의 생산 및 저장을 기반으로 하여 에너지밀도를 증가시킬 수 있으므로, 설치공간을 절감할 수 있을 뿐만 아니라 수소연료 저장 압력도 완화된 상태로 운영할 수 있어 전체 시스템의 안전성과 운영 효율성을 증대시킨다.
또한, 본 과제의 다상의 수소 연료 충전시스템은, 액체 수소의 펌핑 후 관 내부에 잔존하는 증발 가스에 의해 발생되는 문제점을 해결하고, 연료의 이용 효율을 향상시킨다.
또한, 본 과제의 다상의 수소 연료 충전시스템은, 액체 수소 및 기체 수소를 동시 또는 선택적으로 주입 가능한 충전기를 설치하여, 충전시스템의 설치 공간을 최소로 할 수 있고, 충전기의 활용도를 극대화한다.
또한, 본 과제의 다상 연료 충전시스템으로의 전환방법은, 연료의 안정적 공급을 중단하지 않고 기존의 기상 기반 연료 충전시스템을 전환할 수 있다.
도 1은 종래의 기술에 따른 기상 충전시스템을 나타낸 도면,
도 2는 본 과제에 따른 다상 충전시스템의 제 1 변환 과정을 나타낸 도면,
도 3a 내지 3c는 본 과제에 따른 다상 충전시스템의 제 2 변환 과정을 나타낸 도면,
도 4는 본 과제에 따른 다상 충전시스템의 제 3 변환 과정을 나타낸 도면,
도 5는 본 과제에 따라 변환된 다상 충전시스템의 다른 실시예를 나타낸 도면,
도 6은 본 과제에 따라 변환된 다상 충전시스템의 또 다른 실시예를 나타낸 도면.
본 발명과 본 발명의 실시에 의해 달성되는 기술적 과제는 다음에서 설명하는 바람직한 실시예들에 의해 명확해질 것이다. 이하 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 살펴보기로 한다.
후술되는, 본 실시예의 차이는 상호 배타적이지 않은 사항으로 이해되어야 한다. 즉 본 발명의 기술 사상 및 범위를 벗어나지 않으면서, 기재되어 있는 특정 형상, 구조 및 특성은, 일 실시예에 관련하여 다른 실시예로 구현될 수 있으며, 각각의 개시된 실시예 내의 개별 구성요소의 위치 또는 배치는 변경될 수 있음이 이해되어야 하며, 도면에서 유사한 참조부호는 여러 측면에 걸쳐서 동일하거나 유사한 기능을 지칭하며, 길이, 면적 및 두께 등과 그 형태는 편의를 위하여 과장되어 표현될 수도 있다. 본 실시예의 설명에 있어서, 전, 후, 등과 같은 표현은 서로 상대적인 위치나 방향 등을 나타내는 것으로 그 기술적 의미가 반드시 사전적 의미에 구속되지는 않는다. 또한, 본 실시예의 설명에 있어서, 전환 과정은 다수의 단계를 포함하는 것으로, 각 단계는 순차적으로 이루어지거나 순서와 무관하게 이루어질 수 도 있다.
도 2는 본 과제에 따른 다상 충전시스템의 제 1 변환 과정을 나타낸 도면으로 기체 연료 충전시스템을 설치하는 과정을 도시하였고, 도 3a 내지 3c는 본 과제에 따른 다상 충전시스템의 제 2 변환 과정을 나타낸 도면으로 기존의 기상 연료 충전시스템을 제거하는 과정을 도시하였으며, 도 4는 본 과제에 따른 다상 충전시스템의 제 3 변환 과정을 나타낸 도면으로 액체 연료 충전시스템을 설치하는 과정을 도시하였다.
본 과제의 다상 충전시스템(100)은 기체 상태의 수소(GH2)를 공급하는 가스 공급부(110)에서, 기체 상태의 수소를 충전하는 루트를 액체 및/또는 기체 상태의 수소를 충전하는 루트로 대체하는 과정으로 진행된다.
도 2를 참조하면, 종래의 기상 충전시스템(10)은 기체 상태의 수소(GH2)를 공급하는 가스 공급부(110)로부터 연료를 공급받아 고압으로 압축하여 전송하는 압축기(12)와, 압축기(12)를 통하여 전송된 연료를 저장하는 저장탱크(13)와, 저장탱크(13)에 저장된 수소 연료를 적정 온도로 유지시키는 냉각기(14)와, 저장탱크(12)의 기체 수소를 자동차의 연료전지에 충전하는 충전기(15)와, 냉각기(14)와 충전기(15) 사이에 구비되어 냉매와 수소 연료의 열을 교환하는 열교환기(HX)를 포함한다.
본 실시예의 다상 충전시스템(100)은 상기와 같은 종래의 기상 충전시스템(10)에서 가스 공급부(110)에 연결되어 설치될 수 있다. 즉, 본 실시예의 다상 충전시스템(100)은, 가스 공급부(110)로부터 공급된 기체 수소(GH2)를 냉각하여 액체로 상변화시키는 액화장치(120)와, 액화장치(120)에서 액화된 수소를 저장하는 액체 연료 저장탱크(130)와, 액체 연료 저장탱크(130)의 액체 수소(LH2)를 승압하여 이송하는 펌핑부(140)와, 액체 상태로 이송된 수소를 다시 기화시키는 기화부(150)와, 기체 상태의 수소를 저장하는 기체 연료 저장탱크(160)를 포함한다. 기체 연료 저장탱크(160)에 저장된 기체 상태의 연료는 유량 및 압력 제어 기능을 갖는 충전기(170, Dispenser)를 통하여 수소연료전지를 구동원으로 하는 차량, 드론 및 로봇 등의 연료로 공급된다.
여기서, 가스 공급부(110)는 기체 상태의 연료 즉, 생산된 기체 수소를 공급하는 구성이다. 가스 공급부(110)는 다양한 종류의 가스 공급장치로 구성될 수 있으며, 일 예로, LNG, 메탄올 등의 피드 가스(Feed Gas)로부터 수소를 추출하는 개질기로 구성되거나, 태양광, 풍력 등의 신재생 에너지에서 변환된 전기를 이용하여 물을 전기 분해시켜 수소를 생성하는 수전해장치로 구성될 수 있다.
따라서 본 실시예에 따른 다상 충전시스템으로의 제 1 변환 과정은, 가스 공급부(110)에 액화장치(120), 액체 연료 저장탱크(130), 펌핑부(140), 기화부(150), 기체 연료 저장탱크(160) 및 충전기(170)를 연결하는 과정으로 설치된다. 이때, 액화장치(120)는 연료 가스 공급관(GL5)으로 가스 공급부(110)에 연결되고, 액화장치(120)에서부터 기화부(150)까지는 액체 연료 이송관(LL1)으로 연결되며, 기화부(150)에서 충전기(170)까지는 다시 기체 연료 이송관(GL1) 및 기체 연료 공급관(GL2)으로 연결된다.
구체적으로 살펴보면, 액화장치(120)는 가스 공급부(110)에서 공급되는 기체 상태의 수소(GH2)를 액체 상태의 수소(LH2)로 상변화시키는 장치이다. 액화장치(120)는 극저온 냉동기를 이용한 액화모듈로 구성될 수 있으며, 가스 공급부(110)에서 공급되는 수소 가스를 액화 온도인 20K@1bara(이하, 온도를 'K'로 표시함) 이하의 온도로 냉각하여 액체로 상변화시킨다. 또한, 액화장치(120)는 효율적인 액화를 위하여 예냉부를 구비할 수 있으며, 이 경우 상온 상태의 기체 수소를 약 78K 내지 80K의 온도로 예냉한 후 다시 20K 이하의 온도로 냉각한다. 액화장치(120)는 극저온 냉동기 기반 시스템 외에도 기체 수소를 20K 이하의 온도로 냉각할 수 있는 장치라면 다양한 종류의 장치 또는 시스템으로 구성될 수 있다.
액체 연료 저장탱크(130)는 액화장치(120)에서 액화된 액체 수소(LH2)를 저장하는 용기로, 내외부가 이중 벽면으로 밀폐되면서 소정의 용량을 갖는 탱크로 구성된다. 또한, 액체 연료 저장탱크(130)는 저장된 액체 수소(LH2)를 극저온 상태로 유지시켜야 하므로, 높은 단열성을 갖는 소재로 구성되어야 하고, 이를 위하여 내부와 외부 사이에 초고진공의 단열층이 구비될 수 있다. 본 실시예에서 액체 연료 저장탱크(130)는 액화장치(120)와 별도로 외부에 구비되는 구성을 예시하였으나, 액체수소 생산량에 따라 액화장치(120) 내부에 배치되는 구성도 가능하다.
펌핑부(140)는 액체 연료 저장탱크(130) 내부의 액체 수소(LH2)를 기화부(150)로 이송시키는 구성이다. 펌핑부(140)는 액체 수소(LH2)를 강제로 이송시킬 수 있는 펌핑 장치로 구성되며, 일 예로, 극저온 상태의 액체수소(LH2)를 압력을 이용하여 강제로 이송시키는 극저온 승압 펌프로 구성될 수 있다. 펌핑부(140)는 액체 수소(LH2)를 고압 이송시켜 기화부(150)로 전달시키며, 이때, 액체 수소(LH2)는 대략 350 내지 900 bar의 압력으로 승압된다.
기화부(150)는 고압 이송된 액체 수소(LH2)를 기체 상태의 수소(GH2)로 상변화시키는 구성이다. 이는 연료전지의 연료로 사용되는 수소의 상태를 기체로 변화시켜 충전 탱크에 연료로 공급하기 위함이다. 액체 수소(LH2)는 기화부(150)를 통과하면서 급속으로 상변화되며, 약 900 bar의 압력을 갖는 기체 상태로 변화된다.
기체 연료 저장탱크(160)는 기체 수소(GH2)를 저장하는 구성이다. 기화부(150)에서 기화된 기체 수소(GH2)는 약 900 bar의 압력을 가지므로, 기체 연료 저장탱크(160)는 900bar 이상의 높은 압력에도 충분히 견딜 수 있는 소재의 저장장치로 구성된다. 기체 연료 저장탱크(160)는 내부에 저장되는 기체 수소(GH2)의 압력에 따라 구분되는 다수의 챔버로 구성될 수 있다.
충전기(170)는 충전 대상의 연료전지에 수소를 공급하는 구성으로, 적합한 압력으로 수소를 공급하기 위한 압력 제어모듈과, 공급되는 수소의 양을 제어하기 위한 유량 제어모듈을 구비할 수 있다. 또한, 충전기(170)는 기체 연료 공급관(GL2)을 통하여 기체 연료 저장탱크(160)에 연결된다.
가스 공급부(110)에 다상 충전시스템(100)이 연결되어 설치된 후, 도 3a 내지 3c와 같이 가스 공급부(100)에 연결된 기존의 기상 충전시스템(10)은 제거될 수 있다. 본 실시예에서 기존의 기상 충전시스템(10)이 제거되는 과정은, 저장탱크(13), 충전기(15) 및 압축기(12)를 제거하는 과정으로 이루어질 수 있다.
구체적으로 살펴보면, 도 3a와 같이 기존의 기상 충전시스템(10)에서 저장탱크(13)가 제거된다. 이때, 압축기(12)에서 배출되는 연료는 다상 충전시스템(100)의 기체 연료 저장탱크(160)로 이송되고, 기상 충전시스템(10)의 충전기(15)는 기체 연료 저장탱크(160)로부터 연료를 공급받도록 연결될 수 있다.
또한, 도 3b와 같이 기존의 기상 충전시스템(10)에서 충전기(15)도 추가로 제거된다. 이때, 충전기(15)와 함께 열교환기(HX) 및 냉각기(14)도 제거된다.
또한, 기화기(150) 전단에는 압축기(12)에서 배출되어 기체 연료 저장탱크(160)로 이송되는 고온의 기체 연료와, 액체 연료 저장탱크(130)에서 기화기(150)로 이송되는 저온의 액체 연료 사이에 열교환이 이루어지기 위한 열교환기(HX)가 추가로 설치될 수 있다. 또한, 기화기(150)의 전단과 후단에는 열교환을 통하여 기화된 연료를 기화기(150)를 거치지 않고 직접 기체 연료 저장탱크(160)로 이송하는 바이패스 관(GL6)이 결합될 수 있다.
그리고, 도 3c와 같이 마지막으로 압축기(12)와 열교환기(HX)가 제거되어, 기존의 기상 충전시스템(10)이 완전히 제거될 수 있다.
본 실시예에서 기존의 기상 충전시스템(10)을 제거하는 과정으로, 저장탱크(13), 충전기(15) 및 압축기(12)를 순차적으로 제거하는 과정을 예시하였으나, 필요에 따라 기존의 기상 충전시스템(10)을 구성하는 설비 중 어느 하나 이상의 설비를 순서와 무관하게 제거할 수 있으며, 제거된 설비는 다상 충전시스템(100)을 구성하는 해당 설비로 대체 가능하다. 또한, 기존의 기상 충전시스템(10)을 구성하는 설비 중 어느 하나 또는 그 이상의 설비만 제거하고, 다상 충전시스템(100)의 해당 설비로 대체하는 구성도 가능하다.
이와 같이 제 1, 2 변환 과정에 따라 설치된 다상 충전시스템(100)은 충전기(170)를 통하여 기체 상태의 수소 연료만 공급 가능한 상태이므로, 액체상태의 수소 연료를 공급할 수 있는 시스템을 설치한다. 이를 위하여 도 4에 도시된 바와 같이, 액체상태의 수소 연료를 충전할 수 있는 액체 연료 충전기(170-2)를 추가로 설치한다. 액체 연료 충전기(170-2)는 액체 연료 공급관(LL2)을 통하여 액체 연료 저장탱크(130)에 연결된다. 이때, 액체 연료 공급관(LL2) 상에는 액체 연료 저장탱크(130)의 액체 수소(LH2)를 승압하여 이송하는 펌핑부(140)가 설치될 수 있다.
또한, 다상 충전시스템(100)은, 기체 연료 저장탱크(160)와 액체 연료 저장탱크(130)에 기체 상태의 수소(GH2)와 액체 상태의 수소(LH2)를 선택적으로 연료전지에 충전하는 복합 연료 충전기(170-3)가 더 구비될 수 있다. 복합 연료 충전기(170-3)는 기체 연료 공급관(GL2) 및 액체 연료 공급관(LL2)을 통하여 기체 연료 저장탱크(160) 및 액체 연료 저장탱크(130)에 각각 연결된다.
따라서 본 실시예의 다상 충전시스템은, 기체 및 액체 상태의 수소를 동시에 또는 선택적으로 공급가능하며, 이를 위하여 기체 연료 충전기(170-1), 액체 연료 충전기(170-2) 및 복합 연료 충전기(170-3)를 모두 구비한다. 각 충전기(170)는 기체 또는 액체 상태의 연료를 필요로 하는 수소정장용기에 각 상태의 연료를 충전하게 된다.
본 실시예의 다상 충전시스템으로의 전환방법은 전환 과정에서 기체 연료의 공급이 중단되지 않고 연속될 수 있고, 기체 상태뿐만 아니라 액체 상태의 연료도 선택적으로 또는 동시에 충전할 수 있다.
본 실시예에 따른 다상 충전시스템으로의 전환 과정에서, 액체 연료 저장탱크(130) 후단에 기체 연료 공급시스템을 먼저 설치한 후 액체 연료 공급시스템을 설치하는 구성을 예시하였으나, 액체 연료 공급시스템을 먼저 설치하고 기체 연료 공급시스템을 설치하는 구성도 가능하다
상기와 같이 다상 기반으로 전환된 충전시스템(100)에서 이루어지는 수소 충전 과정을 살펴보면, 가스 공급부(110)는 개질기에서 LNG, 메탄올 등의 피드 가스로부터 개질된 기체 수소 또는 수전해장치로부터 물의 전기분해로 생성된 기체 수소를 액화장치(120)로 공급하며, 공급된 기체 수소(GH2)는 액화장치(120)에서 약 20K의 극저온 상태로 액체 수소(LH2)로 상변화된다. 상변화된 액체 수소(LH2)는 액체 연료 이송관(LL1)을 따라 액체 연료 저장탱크(130)에 저장되고, 액체 연료 저장탱크(130)에 저장된 액체 수소(LH2)는 필요에 따라 액체 연료 충전기(170-2)와 복합 연료 충전기(170-3)로 이송되어 드론 등과 같이 액체 수소를 연료로 하는 구동 장치에 공급된다.
또한, 액체 연료 저장탱크(130)에 저장된 액체 수소(LH2)는 펌핑부(140)에 의하여 약 350 내지 900 bar의 고압으로 승압되면서 기화부(150)로 이송된다. 액체 수소(LH2)는 기화부(150)를 통과하면서 다시 약 900bar의 기체 수소(GH2)로 상변화되고, 상변화된 기체 수소(GH2)는 기체 연료 저장탱크(160)에 저장된다. 이렇게 생산된 고압의 기체 수소(GH2)는 기체 연료 충전기(170-1) 및 복합 연료 충전기(170-3)로 이송되어 수소연료전지 차량 등과 같이 기체 수소를 연료로 하는 구동 장치에 공급된다.
이와 같이, 본 실시예의 다상 충전시스템(100)은, 기체 상태의 수소와 액체 상태의 수소를 모두 연료로 이용할 수 있어, 다양한 종류의 연료전지를 구동원으로 하는 에너지 시스템에 연료의 상(狀)에 상관없이 편리하게 충전될 수 있다.
도 5는 본 과제에 따라 변환된 다상 충전시스템의 다른 실시예를 나타낸 도면이다.
본 실시예의 다상 충전시스템(100)에서, 기체 연료 저장탱크(160)에 저장되는 기체 수소(GH2)는 고압으로 압축되어 과열된 상태이다. 이와 같이 이미 과열된 기체 수소(GH2)는 기체 연료 충전기(170-1)를 통한 충전 과정에서 추가 온도 상승이 유발될 수 있다. 이러한 기체 수소(GH2)의 과열은 충전 탱크 내의 압력증가 및 충전량 감소로 이어지고, 안전성 및 경제성 측면에서 또 다른 문제를 야기시킬 수 있다. 따라서 본 실시예의 다상 충전시스템(100)은 기체 수소(GH2)가 충전되는 과정에서 소정의 온도로 냉각될 수 있도록 구성된다.
이를 위한 다상 충전시스템(100)은 펌핑부(140) 후단에서 기화부(150)로 이송되는 액체 수소(LH2)의 일부를 기체 연료 공급관(GL2)으로 이송하는 냉각 연료 이송관(LL3)을 구비한다. 냉각 연료 이송관(LL3)을 통하여 이송되는 냉각용 액체 수소(LH2)는 기체 연료 공급관(GL2) 내부의 기체 수소(GH2)를 약 -40℃로 냉각시킨다. 기체 연료 충전기(170-1)에 공급되는 약 -40℃의 기체 수소(GH2)는 수소연료전지 차량의 수소저장용기에 약 15 내지 25℃ 정도로 저장된다.
한편, 냉각 연료 이송관(LL3)을 통하여 이송되는 냉각용 액체 수소(LH2)는 이송 과정에서 일부가 기체 수소(GH2)로 상변화되는 증발 가스(BOG : Boiled Off Gas)가 발생된다. 냉각 연료 이송관(LL3) 내부에서 발생되는 증발 가스(BOG)는 액화를 위하여 다시 액화장치(120) 또는 액체 연료 저장탱크(130)로 이송되어 재액화되거나, 기체 연료 저장탱크(160)로 직접 이송되어 저장되도록 구성된다. 이를 위하여 냉각 연료 이송관(LL3)은 증발 가스 회수관(GL3)을 통하여 액화장치(120), 액체 연료 저장탱크(130) 및 기체 연료 저장탱크(160) 중 적어도 어느 하나 이상에 연결된다.
또한, 액체 연료 저장탱크(130)에도 내부에 저장된 액체 수소(LH2)의 일부가 기체 수소(GH2)로 상변화되는 증발 가스(BOG)가 발생된다. 이와 같이 액체 연료 저장탱크(130)에서 상변화된 기체 수소(GH2)는 증발 가스 이송관(GL4)을 통하여 기체 연료 저장탱크(160)로 직접 이송되어 저장될 수 있다. 이때, 기체 연료 저장탱크(160)로 저장되는 기체 수소(GH2)는 약 900bar의 고압 상태로 저장되므로, 증발 가스 이송관(GL4)에는 증발된 기체 수소(GH2)를 약 900bar의 고압으로 압축하기 위한 압축기(180)가 구비될 수도 있다.
또한, 액체 연료 저장탱크(130)에서 발생되는 증발 가스(BOG)는 증발 가스 회수관(GL3)을 통하여 다시 액화장치(120)로 이송되어 액체 수소(LH2)로 재냉각되도록 구성될 수 있다.
이와 같이 본 실시예의 다상 충전시스템(100)은, 액체 수소(LH2)의 이송 및 공급과정에서 발생되는 증발 가스(BOG)를 다시 액화장치(120), 액체 연료 저장탱크(130), 기체 연료 저장탱크(160) 등으로 이송시켜 연료로 재활용함으로써, 연료의 낭비를 방지하고 이용 효율을 향상시킬 수 있다.
도 6은 본 과제에 따라 변환된 다상 기반 수소 충전시스템의 또 다른 실시예를 나타낸 도면이다.
본 실시예의 다상 충전시스템은, 액화장치(120)로 공급되는 기체 수소(GH2)의 온도를 하강시켜 예냉하고, 동시에 기화부(150)로 공급되는 액체 수소(LH2)의 온도를 상승시켜 예열함으로써, 연료의 액화 및 기화 과정에 발생되는 열유입을 효과적으로 교환할 수 있도록 구성된다. 이를 위하여 액화장치(120) 전단의 연료 가스 공급관(GL5)과 기화부(150) 전단의 액체 연료 이송관(LL1)은 열교환기(190, Heat Exchanger)로 연결된다.
따라서, 가스 공급부(110)에서 배출되는 상온의 기체 수소(GH2)는 기화부(150)로 공급되는 극저온의 액체 수소(LH2)에 의하여 미리 냉각되어 액화장치(120)로 공급됨으로써, 액화장치(120)에서 기체 수소(GH2)를 액화시키기 위한 에너지를 감소시킬 수 있다. 또한, 기화부(150)로 공급되는 극저온의 액체 수소(LH2)는 가스 공급부(110)에서 배출되는 상온의 기체 수소(GH2)에 의하여 미리 가열되어 기화부(150)로 공급됨으로써, 기화부(150)에서 액체 수소(LH2)를 기화시키기 위한 에너지를 감소시킬 수 있다. 이때, 열교환기(190)는 냉각 연료 이송관(LL3)으로 공급되는 액체 수소(LH2)의 온도에 영향을 미치지 않도록 냉각 연료 이송관(LL3)의 후단에서 액체 연료 이송관(LL1)에 연결되는 것이 바람직하다.
또한, 기화부(150) 전단에는 기화부(150)로 유입되기 전의 액체 연료 이송관(LL1)에서 기화된 기체 수소(GH2)를 기화부(150) 후단의 기체 연료 이송관(GL1)으로 바이패스시키는 바이패스 관(GL6)이 더 결합될 수 있다. 기화부(150)에 유입되기 전의 액체 수소(LH2)는 열교환기(190)에서 열교환이 이루어진 상태이므로, 일부의 액체 수소(LH2)가 기화될 수 있다. 바이패스 관(GL6)은 열교환 과정에서 기화된 기체 수소(GH2)를 기체 연료 이송관(GL1)으로 이송시켜 기체 연료 저장장치(160)에 저장되도록 한다. 따라서, 기화부(150)에서 이루어지는 액체 수소(LH2)의 기화 효율을 더욱 향상시킬 수 있다.
한편, 본 실시예에 따라 열교환기(190)를 구비하는 충전시스템은, 기화부(150)가 삭제되는 구성도 가능하다. 즉, 펌핑부(140)에서 승압된 극저온의 액체 수소(LH2)는 가스 공급부(110)에서 배출되는 상온의 기체 수소(GH2)와 열교환되어 기화됨으로써, 기화기를 거치지 않고 기체 연료 저장탱크(160)로 직접 이송될 수 있다.
이상 설명한 바와 같이 본 발명의 예시적인 실시예가 도시되어 설명되었지만, 다양한 변형과 다른 실시예가 본 분야의 숙련된 기술자들에 의해 행해질 수 있을 것이다. 이러한 변형과 다른 실시예들은 첨부된 청구범위에 모두 고려되고 포함되어 본 발명의 진정한 취지 및 범위를 벗어나지 않는다 할 것이다. 또한, 본 실시예의 설명에 있어서 수소 연료를 예시하였으나, 수소 외의 기체 및 액체 상태로 이용 가능한 다양한 종류의 연료가 적용될 수 있다.
10 : 기상 충전시스템
100 : 다상 충전시스템
110 : 가스 공급부 120 : 액화장치
130 : 액체 연료 저장탱크 140 : 펌핑부
150 : 기화부 160 : 기체 연료 저장탱크
170 : 충전기 180 : 압축기
190 : 열교환기

Claims (10)

  1. 가스 공급부로부터 기체 연료를 공급받아 충전하도록 설치된 기존의 기상 기반 연료 충전시스템을 액체 및 기체 연료 충전이 가능하도록 전환하는 다상 연료 충전시스템으로 전환하는 방법에 있어서,
    (a) 기체 상태의 연료를 공급받아 액체로 상변화시키는 액화장치를 상기 가스 공급부에 연결하고, 액화된 연료를 공급받아 저장하는 액체 연료 저장탱크를 상기 액화장치에 연결하여, 연료 액화시스템을 설치하는 단계; 및,
    (b) 액체 연료를 승압하여 이송하는 펌핑부를 상기 액체 연료 저장탱크에 연결하고, 액체 연료를 기화시키는 기화부를 상기 펌핑부에 연결하며, 기화된 연료를 저장하는 기체 연료 저장탱크를 상기 기화부에 연결하고, 기상의 연료를 충전하는 기체 연료 충전기를 상기 기체 연료 저장탱크에 연결하여, 기체 연료 충전시스템을 설치하는 단계;를 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.
  2. 제 1 항에 있어서,
    (c) 상기 가스 공급기에 연결된 상기 기상 기반 연료 충전시스템의 설비를 제거하는 단계;를 더 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.
  3. 제 2 항에 있어서, 상기 (c) 단계는,
    상기 기상 기반 연료 충전시스템을 구성하는 설비 중 적어도 어느 하나의 설비를 제거하고, 제거된 설비는 상기 기체 연료 충전시스템을 구성하는 설비에서 대체시키는 단계;인, 연료 충전시스템 전환방법.
  4. 제 1 항 내지 제 3 항 중 어느 한 항에 있어서,
    (d) 액상의 연료를 충전하는 액체 연료 충전기를 상기 액체 연료 저장탱크에 연결하여, 액체 연료 충전시스템을 설치하는 단계;를 더 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.
  5. 제 4 항에 있어서,
    기상의 연료 및 액상의 연료를 동시에 또는 선택적으로 충전하는 복합 연료 충전기를 상기 기체 연료 저장탱크 및 상기 액체 연료 저장탱크에 연결하는 단계;를 더 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.
  6. 제 1 항에 있어서,
    상기 펌핑부의 액체 연료가 이송되는 액체 연료 이송관(LL1)과 상기 기체 연료 저장탱크의 기체 연료가 공급되는 기체 연료 공급관(GL2)을 연결하여, 상기 액체 연료 이송관(LL1) 내부의 액체 연료 일부를 상기 기체 연료 공급관(GL2)에 이송하는 냉각 연료 이송관(LL3)을 설치하는 단계;를 더 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.
  7. 제 6 항에 있어서,
    상기 냉각 연료 이송관(LL3)과 상기 액화장치, 상기 액체 연료 저장탱크 또는 상기 기체 연료 저장탱크 중 적어도 하나를 연결하여, 상기 냉각 연료 이송관(LL3) 내부의 증발 가스를 회수하는 증발 가스 회수관(GL3)을 설치하는 단계;를 더 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.
  8. 제 1 항에 있어서,
    상기 액체 연료 저장탱크와 상기 기체 연료 저장탱크를 연결하여, 상기 액체 연료 저장탱크의 증발가스를 상기 기체 연료 저장탱크로 이송하는 증발 가스 이송관(GL4)을 설치하는 단계;를 더 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.
  9. 제 1 항에 있어서,
    상기 가스 공급부 후단의 연료 가스 공급관(GL5)과 상기 기화부 전단의 액체 연료 이송관(LL1)을 연결하여, 상기 연료 가스 공급관 내부의 기체 연료와 상기 액체 연료 이송관 내부의 액체 연료 사이에 열교환이 이루어지도록 하는 열교환기를 설치하는 단계;를 더 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.
  10. 제 1 항 또는 제 9 항에 있어서,
    상기 기화부 전단의 상기 액체 연료 이송관(LL1)과 상기 기체 연료 저장탱크를 연결하여, 상기 액체 연료 이송관(LL1) 내부의 증발가스를 상기 기체 연료 저장탱크에 이송하는 바이패스 관(GL6)을 설치하는 단계;를 더 포함하는, 연료 충전시스템 전환방법.

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* Cited by examiner, † Cited by third party
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