KR20220033604A - Hydrogen production system for ship - Google Patents
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Abstract
Description
본 발명은 선박용 수소생산시스템에 관한 것으로, 보다 상세하게는 선박에서 저장탱크에 저장된 천연가스를 이용하여 수소를 생산할 수 있는 선박용 수소생산시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a hydrogen production system for ships, and more particularly, to a hydrogen production system for ships capable of producing hydrogen using natural gas stored in a storage tank in a ship.
수소 에너지는 공해가 없는 청정에너지로서 그 실용화 범위가 확대되고 있다. 이러한 수소 생산을 위해 사용되는 종래의 스팀 개질법은 천연가스와 같은 탄화수소 물질을 스팀(수증기)과 개질반응시켜 수소를 추출하는 방법이다.Hydrogen energy is a clean energy without pollution, and its practical use is expanding. The conventional steam reforming method used for such hydrogen production is a method of extracting hydrogen by reforming a hydrocarbon material such as natural gas with steam (steam).
천연가스는 수소 비율이 높은 메탄(Methane)을 다량 함유하고 있으므로 스팀 개질을 이용한 수소 생산에 많이 사용되고 있다. 종래에는 천연가스 개질 방식의 수소 생산 설비를 육상에 마련하고 있으며, 육상의 파이프라인을 통해 천연가스를 공급받아 수소 생산을 수행하고 있다.Since natural gas contains a large amount of methane with a high hydrogen ratio, it is widely used for hydrogen production using steam reforming. Conventionally, hydrogen production facilities of a natural gas reforming method are provided on land, and hydrogen production is performed by supplying natural gas through an onshore pipeline.
이에, 가스정 또는 유정으로부터 채굴된 천연가스를 공급받아 선박에서 수소 생산 설비를 통해 바로 수소를 생산함으로써, 육상의 수소 생산 설비를 줄이고, 이동성을 확보하여 다양한 수요처로 생산된 수소를 공급할 수 있는 방안이 제기된다.Accordingly, there is a method that can supply hydrogen produced to various consumers by reducing onshore hydrogen production facilities and securing mobility by supplying natural gas mined from a gas well or oil well and producing hydrogen directly from a ship through a hydrogen production facility. is raised
본 실시 예는 저장탱크에 저장된 천연가스를 이용하여 수소를 생산할 수 있는 선박용 수소생산시스템을 제공하고자 함이다.This embodiment is intended to provide a hydrogen production system for ships capable of producing hydrogen using natural gas stored in a storage tank.
본 발명의 일 측면에 의하면, 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 포함하는 천연가스를 수용하는 저장탱크; 상기 저장탱크의 천연가스를 공급받으며, 공급된 천연가스를 수소를 포함하는 합성가스로 개질시키는 반응부; 상기 반응부에서 생산된 합성가스 중 수소를 저장하는 수소저장부; 선박의 외부로부터 해수를 공급받아 냉각수로 정화하는 담수부; 및 상기 담수부로부터 정화된 냉각수를 공급받으며, 공급된 냉각수를 통해 상기 반응부에서 생산된 합성가스를 냉각시키는 냉각수라인;을 포함할 수 있다.According to one aspect of the present invention, a storage tank for accommodating natural gas including liquefied natural gas and natural boil-off gas generated therefrom; a reaction unit receiving the natural gas of the storage tank and reforming the supplied natural gas into a synthesis gas containing hydrogen; a hydrogen storage unit for storing hydrogen in the synthesis gas produced in the reaction unit; a freshwater unit for receiving seawater from the outside of the ship and purifying it with cooling water; and a cooling water line receiving the purified cooling water from the freshwater unit and cooling the synthesis gas produced in the reaction unit through the supplied cooling water.
상기 담수부로 해수를 공급하는 취수라인; 상기 취수라인에서 분기되며, 상기 취수라인을 통해 공급된 해수 중 일부를 외부로 배출하는 폐수라인; 및 상기 냉각수라인 중 상기 반응부의 합성가스와 열교환된 지점의 하류 지점에서 분기되며, 상기 냉각수라인의 냉각수 중 일부를 상기 담수부로 회수시키는 회수라인;을 더 포함할 수 있다.an intake line for supplying seawater to the freshwater unit; a wastewater line branching from the water intake line and discharging some of the seawater supplied through the water intake line to the outside; and a recovery line branched at a point downstream of a point where heat exchange with the synthesis gas of the reaction unit is exchanged with the synthesis gas of the reaction unit in the cooling water line, and recovering a portion of the cooling water of the cooling water line to the fresh water unit.
상기 폐수라인과 상기 회수라인을 연결하며, 상기 폐수라인의 해수를 통해 상기 회수라인의 냉각수를 냉각시키는 냉각수열교환부;를 더 포함할 수 있다.It may further include a; cooling water heat exchanger connecting the wastewater line and the recovery line, and cooling the cooling water of the recovery line through the seawater of the wastewater line.
상기 반응부는 가스공급라인을 통해 가열된 천연가스를 공급받으며, 공급된 천연가스를 수소 및 일산화탄소를 포함하는 제1 합성가스로 개질시키는 개질반응기; 제1 반응라인을 통해 상기 개질반응기로부터 제1 합성가스를 공급받으며, 공급된 제1 합성가스를 수소 및 이산화탄소를 포함하는 제2 합성가스로 전환시키는 전환반응기; 및 제2 반응라인을 통해 상기 전환반응기로부터 제2 합성가스를 공급받으며, 공급된 제2 합성가스 중 수소를 분리하는 수소분리기;를 포함할 수 있다.The reaction unit receives the heated natural gas through a gas supply line, a reforming reactor for reforming the supplied natural gas into a first synthesis gas containing hydrogen and carbon monoxide; a conversion reactor receiving a first synthesis gas from the reforming reactor through a first reaction line and converting the supplied first synthesis gas into a second synthesis gas containing hydrogen and carbon dioxide; and a hydrogen separator that receives the second synthesis gas from the conversion reactor through a second reaction line and separates hydrogen from the supplied second synthesis gas.
상기 냉각수라인과 연결되며, 상기 제1 반응라인의 제1 합성가스 또는 상기 제2 반응라인의 제2 합성가스 중 적어도 어느 하나를 냉각시키는 냉각부;를 더 포함할 수 있다.A cooling unit connected to the cooling water line and cooling at least one of the first synthesis gas of the first reaction line and the second synthesis gas of the second reaction line; may further include.
상기 냉각수라인은 상기 제1 반응라인의 제1 합성가스를 냉각시킨 후 스팀으로 전환된 냉각수를 상기 가스공급라인으로 공급하는 제1 냉각수라인과, 상기 제2 반응라인의 제2 합성가스를 냉각시킨 후 가열된 냉각수를 상기 가스공급라인을 통과하는 천연가스와 열교환되도록 하는 제2 냉각수라인을 포함하며, 상기 회수라인은 상기 제2 냉각수라인 중 상기 가스공급라인을 통과하는 천연가스와 열교환되는 지점의 하류 지점에서 분기될 수 있다.The cooling water line includes a first cooling water line for cooling the first synthesis gas of the first reaction line and then supplying cooling water converted into steam to the gas supply line, and a second synthesis gas for cooling the second reaction line. and a second cooling water line for exchanging the heated cooling water with natural gas passing through the gas supply line; It can branch off at a downstream point.
상기 회수라인에 구비되며, 상기 회수라인 상에서 냉각수 유통을 조절하는 제1 밸브; 및 상기 폐수라인에 구비되며, 상기 폐수라인 상에서 해수 유통을 조절하는 제2 밸브;를 더 포함할 수 있다.a first valve provided in the recovery line and configured to control the circulation of cooling water on the recovery line; and a second valve that is provided in the wastewater line and controls the distribution of seawater on the wastewater line.
본 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템은 저장탱크에 저장된 천연가스를 이용하여 수소를 생산할 수 있다.The hydrogen production system for ships according to this embodiment can produce hydrogen using natural gas stored in a storage tank.
본 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템은 FSRU(Floating, Storage, Re-gasification Unit) 등과 같은 선박에 적용되어 해상에서 이동하며 수소를 생산할 수 있다.The hydrogen production system for ships according to this embodiment is applied to ships such as FSRU (Floating, Storage, Re-gasification Unit), etc., and can produce hydrogen while moving in the sea.
본 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템은 반응부에서 합성가스를 생산하며 발생된 폐열을 회수하여 천연가스를 가열시킬 수 있다.The hydrogen production system for ships according to this embodiment can heat natural gas by recovering waste heat generated while producing syngas in the reaction unit.
본 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템은 제3 열교환부를 통과한 제1 냉각수라인의 냉각수가 스팀으로 전환된 후 가스공급라인으로 공급되어 천연가스와 합류되므로, 별도의 스팀 발생기가 구비되지 않더라도 수증기 개질 반응에 필요한 스팀(수증기)를 공급할 수 있다.In the hydrogen production system for ships according to this embodiment, since the cooling water of the first cooling water line that has passed through the third heat exchange unit is converted into steam and then supplied to the gas supply line and merged with natural gas, steam reforming is performed even if a separate steam generator is not provided. Steam (water vapor) required for the reaction can be supplied.
본 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템은 개질반응기에서 발생한 폐가스의 폐열을 이용하여 천연가스를 가열하므로, 개질반응기로 도입되는 메탄 함유량이 높은 천연가스의 온도가 높으며, 이로 인해 개질반응기의 버너에서 사용되는 연료로서의 천연가스 양을 줄일 수 있다.Since the hydrogen production system for ships according to this embodiment heats natural gas by using the waste heat of the waste gas generated in the reforming reactor, the temperature of the natural gas with a high methane content introduced into the reforming reactor is high, so it is used in the burner of the reforming reactor The amount of natural gas as a fuel used can be reduced.
본 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템은 회수라인을 통해 담수부로 회수되는 냉각수를 폐수라인의 해수를 통해 냉각시킬 수 있다.The hydrogen production system for ships according to this embodiment may cool the cooling water recovered to the freshwater unit through the recovery line through seawater in the wastewater line.
본 발명의 선박용 수소생산시스템은 기존의 선박 중 천연가스용 저장탱크가 있는 선박에 대해 과도한 개조 없이 수소생산시스템을 곧바로 적용할 수 있으므로 새로운 선박 제조에 소요되는 비용을 절감할 수 있다.Since the hydrogen production system for ships of the present invention can directly apply the hydrogen production system to ships having a natural gas storage tank among existing ships without excessive modification, it is possible to reduce the cost of manufacturing a new ship.
도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템을 나타내는 개념도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram showing a hydrogen production system for ships according to a first embodiment of the present invention.
2 is a conceptual diagram illustrating a hydrogen production system for ships according to a second embodiment of the present invention.
이하에서는 본 발명의 실시 예를 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하의 실시 예는 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상을 충분히 전달하기 위해 제시하는 것이다. 본 발명은 여기서 제시한 실시 예만으로 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 도면은 본 발명을 명확히 하기 위해 설명과 관계 없는 부분의 도시를 생략하고, 이해를 돕기 위해 구성요소의 크기를 다소 과장하여 표현할 수 있다.Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. The following examples are presented to sufficiently convey the spirit of the present invention to those of ordinary skill in the art to which the present invention pertains. The present invention is not limited to the embodiments presented herein, and may be embodied in other forms. The drawings may omit the illustration of parts not related to the description in order to clarify the present invention, and slightly exaggerate the size of the components to help understanding.
본 발명의 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템은 FSRU(Floating, Storage, Re-gasification Unit) 등과 같은 선박에 적용되어 선박의 운용시에도 반응부가 저장탱크로부터 천연가스를 공급받아 수소를 생산할 수 있다. 한편, 본 발명의 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템은 FSRU 등과 같은 선박에 적용되는 것에 한정하는 것은 아니며, 이외에도 천연가스를 수용할 수 있는 저장탱크가 구비된 다양한 선박에 적용될 수 있다.The hydrogen production system for a ship according to an embodiment of the present invention is applied to a ship such as a Floating, Storage, Re-gasification Unit (FSRU), etc. On the other hand, the hydrogen production system for ships according to an embodiment of the present invention is not limited to being applied to ships such as FSRU, and in addition, it can be applied to various ships equipped with a storage tank capable of accommodating natural gas.
도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템(100)을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram illustrating a marine
도 1을 참조하면, 본 발명의 제1 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템(100)은 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 포함하는 천연가스를 수용하는 저장탱크(110), 저장탱크(110)의 천연가스를 공급받아 수소를 포함하는 합성가스로 개질시키는 반응부(140), 반응부(140)에서 생산된 합성가스 중 수소를 저장하는 수소저장부(150), 선박의 외부로부터 해수를 공급받아 냉각수로 정화하는 담수부(161), 담수부(161)로부터 정화된 냉각수를 공급받으며, 공급된 냉각수를 통해 반응부(140)에서 생산된 합성가스를 냉각시키는 냉각수라인(160), 저장탱크(110)의 천연가스를 반응부(140)로 공급하는 가스공급라인(120), 가스공급라인(120)에 구비되어 가스공급라인(120)을 통과하는 천연가스를 재기화시키는 재기화부(130), 가스공급라인(120)에 구비되어 가스공급라인(120)을 통과하는 천연가스의 메탄 함유량을 높이는 메탄 분리부(170)를 포함하여 마련될 수 있다.Referring to FIG. 1 , the
저장탱크(110)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 포함하는 천연가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있다. 저장탱크(110)는 천연가스의 생산지 또는 공급처 등으로부터 액화된 천연가스를 공급받아 수용 및 저장할 수 있다. 한편, 도시되지는 않았지만 저장탱크(110)의 액화천연가스 및 천연 증발가스는 엔진용 라인(미도시)을 통해 선박의 추진용 엔진(미도시) 또는 선박의 발전용 엔진(미도시) 등의 연료가스로 공급될 수도 있다.The
저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 저장탱크(110) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 천연 증발가스가 존재하게 된다.The
본 발명의 제1 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템(100)은 이와 같은 저장탱크(110) 내부에 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 포함하는 천연가스를 후술하는 반응부(140)로 공급하여 수소를 생산할 수 있다. 한편, 저장탱크(110)는 도시된 바와 같이 4개가 마련될 수 있으며, 이에 한정하지 않고 필요에 따라 1개 또는 4개 이외에 복수개로 마련될 수 있다.The
반응부(140)는 저장탱크(110)의 천연가스를 공급받을 수 있다. 반응부(140)는 저장탱크(110)로부터 가스공급라인(120)을 통해 공급된 천연가스를 수소를 포함하는 합성가스로 개질시킬 수 있다.The
구체적으로 살펴보면, 반응부(140)는 가스공급라인(120) 중 후술하는 기화가스라인(123)을 통해 수소를 포함하는 합성가스로 개질되는 천연가스를 공급받을 수 있다. 아울러, 반응부(140)는 가스공급라인(120)의 기화가스라인(123)에서 분기되는 분기라인(124)을 통해 반응부(140) 중 개질반응기(141)에서 버너의 연료로 사용되는 천연가스를 공급받을 수 있다.Specifically, the
좀 더 구체적으로 살펴보면, 반응부(140)는 가스공급라인(120)을 통해 가열된 천연가스를 공급받으며, 공급된 천연가스를 수소 및 일산화탄소를 포함하는 제1 합성가스로 개질시키는 개질반응기(141)와, 제1 반응라인(145)을 통해 개질반응기(141)로부터 제1 합성가스를 공급받으며, 공급된 제1 합성가스를 수소 및 이산화탄소를 포함하는 제2 합성가스로 전환시키는 전환반응기(142) 및 제2 반응라인(146)을 통해 전환반응기(142)로부터 제2 합성가스를 공급받으며, 공급된 제2 합성가스 중 수소를 분리하는 수소분리기(143)를 포함할 수 있다.More specifically, the
도 1을 참조하면, 반응부(140)의 개질반응기(141)는 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)을 통해 천연가스를 공급받을 수 있다. 한편, 반응부(140)의 개질반응기(141)는 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)으로부터 분기된 분기라인(124)을 통해 공급받은 천연가스를 연소시킬 수 있는 버너(도면부호 미도시)가 구비될 수 있다. 반응부(140)의 개질반응기(141)는 버너로부터 발생한 연소열을 이용하여, 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)을 통해 공급된 천연가스를 스팀과 개질반응시켜 수소와 일산화탄소를 포함하는 제1 합성가스로 개질될 수 있다.Referring to FIG. 1 , the reforming
반응부(140)의 개질반응기(141)에서는 천연가스와 수증기가 촉매 작용 하에 수증기 개질 반응을 일으키고, 이에 따라 수소 및 일산화탄소를 포함하는 제1 합성가스가 생성될 수 있다. 한편, 천연가스(메탄 함유 가스)의 수증기 개질 반응은 흡열 반응이며, 반응식은 "CH4 + H20 + Q(버너에 의해 발생한 연소열) -> 3H2 + CO"와 같다.In the reforming
수소 및 일산화탄소를 포함하는 제1 합성가스는 제1 반응라인(145)을 통해 제3 열교환부(T3)를 통과한 뒤 전환반응기(142)로 공급될 수 있다. 한편, 개질반응기(141)에서 발생한 가스 중에서 제1 합성가스를 제외한 나머지 폐가스는 제1 폐가스라인(147)을 통해 제1 열교환부(T1)로 도입된 후 외부로 배출될 수 있다. 개질반응기(141)에서 발생한 폐가스는 매우 고온 상태에 해당되며, 이를 제1 열교환부(T1)를 통과하는 기화가스라인(123)의 천연가스와 열교환시켜 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스를 가열시킬 수 있다.The first synthesis gas including hydrogen and carbon monoxide may be supplied to the
전환반응기(142)는 제1 반응라인(145)을 통해 개질반응기(141)로부터 제1 합성가스를 공급받을 수 있다. 전환반응기(142)는 개질반응기(141)로부터 공급된 제1 합성가스를 수소 및 이산화탄소를 포함하는 제2 합성가스로 전환시킬 수 있다. 전환반응기(142)에서는 수성가스 전환 반응을 통해 제1 합성가스로부터 일산화탄소가 전환되고 수소가 생성되어 제1 합성가스에 비해 수소 함량이 더욱 높은 2차 합성가스가 생성될 수 있다. 전환반응기(142)의 수성가스 전환반응은 발열 반응이며, 반응식은 "CO + H20 -> CO2 + H2 + Q(Heat)"와 같다.The
한편, 전환반응기(142)는 일 례로서, 수성가스 전환반응을 일으키는 Syngas Shifter로 마련될 수 있다. 다만, 전환반응기(142)는 이에 한정하는 것은 아니며, 개질가스에 함유된 일산화탄소를 이산화탄소로 전환하여 일산화탄소의 농도를 낮추는 전환반응기(142)로서, 공지된 고온전환반응기(142)(HTS, High Temperature Shift) 및 저온전환반응기(142)(LTS, Low Temperature Shift)로 마련될 수도 있다.On the other hand, the
수소 및 이산화탄소를 포함하는 제2 합성가스는 제2 반응라인(146)을 통해 제4 열교환부(T4)를 통과한 뒤 수소분리기(143)로 공급될 수 있다.The second synthesis gas including hydrogen and carbon dioxide may be supplied to the
수소분리기(143)는 제2 반응라인(146)을 통해 공급된 제2 합성가스로부터 수소를 분리 및 정제할 수 있다. 한편, 전환반응기(142)를 통과한 제2 합성가스는 수소 및 이산화탄소 이외에도 스팀, 일산화탄소 등의 성분이 포함될 수 있다. 이 중에서 수소분리기(143)에 의해 분리 및 정제된 수소는 수소분리기(143)에 연결되는 수소공급라인(148)을 통해 수소저장부(150)로 공급될 수 있다.The
수소분리기(143)의 일 례로서, 공지된 4~12개의 흡착탑으로 구성된 PSA(Pressure Swing Adsorption) 공정을 수행할 수 있으며, 예컨대 흡착제로 molecular sieve를 사용하여 400~500 psig의 혼합유체 흐름에서 80~92%의 수소(H2)를 분리할 수 있다. 한편, 수소분리기(143)는 이에 한정하는 것은 아니며, 수소분리기(143)에서 수소를 분리 및 정제하여 수소저장부(150)로 공급하며, 수소 이외의 기체를 제2 폐가스라인(149)을 통해 배출할 수 있는 다양한 수단으로 마련될 수 있다.As an example of the
수소분리기(143)에서 제2 합성가스 중에서 수소를 제외한 나머지 기체는 수소 분리기에 연결되는 제2 폐가스라인(149)을 통해 배출될 수 있다. 수소분리기(143)에 연결된 제2 폐가스라인(149)은 제2 합성가스 중에서 수소를 제외한 나머지 기체를 개질반응기(141)에 연결된 제1 폐가스라인(147)으로 합류시킬 수 있다.In the
좀 더 구체적으로 살펴보면, 제2 폐가스라인(149)은 일단이 수소분리기(143)에 연결되며, 타단이 제1 폐가스라인(147) 중 제1 열교환부(T1) 상류 지점에 연결될 수 있다. 이에 따라 수소분리기(143)에서 분리된 수소를 제외한 나머지 폐가스 기체는 제2 폐가스라인(149)을 통해 개질반응기(141)에서 배출되는 폐가스와 제1 폐가스라인(147)에서 합류될 수 있다.More specifically, the second
합류된 폐가스 기체들은 제1 폐가스라인(147)을 통해 가열부(T1, T2) 중 제1 열교환부(T1)를 통과하며, 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스를 가열시킬 수 있다. 한편, 제1 폐가스라인(147)의 폐가스는 제1 열교환부(T1)를 통과한 뒤 외부로 배출될 수 있다.The combined waste gas gases may pass through the first heat exchange unit T1 of the heating units T1 and T2 through the first
가열부(T1, T2)는 가스공급라인(120)에 구비되며, 냉각수라인(160)과 연결되어 가스공급라인(120)을 통과하는 천연가스를 가열시킬 수 있다. 가열부(T1, T2)는 가스공급라인(120)에 마련되는 제1 열교환부(T1)와, 가스공급라인(120)에 마련되며 제1 열교환부(T1) 상류 지점에 마련되는 제2 열교환부(T2)를 포함할 수 있다. 좀 더 구체적으로 살펴보면, 제1 열교환부(T1) 및 제2 열교환부(T2)는 각각 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)에 구비될 수 있다.The heating units T1 and T2 are provided in the
제1 열교환부(T1)는 제1 폐가스라인(147)의 폐가스를 통해 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스를 가열시킬 수 있다. 제2 열교환부(T2)는 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수를 통해 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스를 가열시킬 수 있다.The first heat exchange unit T1 may heat the natural gas passing through the vaporized
즉 저장탱크(110)로부터 공급된 천연가스는 기화가스라인(123)을 통과하며, 1차적으로 제2 열교환부(T2)에서 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수를 통해 가열될 수 있으며, 2차적으로 제1 열교환부(T1)에서 제1 폐가스라인(147)의 폐가스를 통해 가열될 수 있다. 본 발명의 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템(100)은 반응부(140)에서 생상된 폐열을 회수하여 가열부(T1, T2)에 활용함으로써 별도의 히터 등이 마련되지 않고도 가열에 필요한 충분한 열을 공급할 수 있다.That is, the natural gas supplied from the
냉각수라인(160)은 담수부(161)를 통해 반응부(140)에서 생산된 합성가스를 냉각시키는 냉각수를 공급받을 수 있다.The cooling
담수부(161)는 선박의 외부로부터 해수를 공급받을 수 있다. 이를 위해 담수부(161)는 선박의 외부로부터 담수부(161)로 해수를 공급하는 취수라인(162)에 연결될 수 있다. 취수라인(162)은 취수부(미도시)에 연결될 수 있다. 취수부(미도시)는 선체 내부에 위치될 수 있으며, 선체 외부에서 취수부(미도시)로 해수를 취수할 수 있다. 취수부(미도시)는 선체 외측에 형성된 해수유입구로 펌프, 실린더 등에 의해 해수를 유입할 수 있다. 취수부에서 취수된 해수는 펌프 등에 의해 담수부(161)로 공급될 수 있다. 담수부(161)는 해수에 용존되어 있거나 부유하는 성분들을 정화함으로써 담수를 생성할 수 있다. 담수부(161)에서 해수를 정화하여 생성된 담수는 냉각수라인(160)에 냉각수로 공급될 수 있다.The
폐수라인(164)은 취수라인(162)에서 분기될 수 있다. 폐수라인(164)은 취수라인(162)을 통해 공급된 해수 중 일부를 선박의 외부로 배출할 수 있다. 폐수라인(164)에는 폐수라인(164) 상에서 해수의 유통 여부를 조절할 수 있는 제2 밸브(164a)가 마련될 수 있다.The
냉각수라인(160)은 냉각부(T3, T4)와 연결될 수 있다. 냉각부(T3, T4)는 제1 반응라인(145)을 통과하는 제1 합성가스 또는 제2 반응라인(146)을 통과하는 제2 합성가스 중 적어도 어느 하나를 냉각시킬 수 있다.The cooling
냉각부(T3, T4)는 제1 반응라인(145)에 마련되어 제1 반응라인(145)을 통과하는 제1 합성가스를 냉각수라인(160)의 냉각수를 통해 냉각시키는 제3 열교환부(T3)와, 제2 반응라인(146)에 마련되어 제2 반응라인(146)을 통과하는 제2 합성가스를 냉각수라인(160)의 냉각수를 통해 냉각시키는 제4 열교환부(T4)를 포함할 수 있다.The cooling units T3 and T4 are provided in the
좀 더 구체적으로 살펴보면, 제3 열교환부(T3)는 냉각수라인(160) 중 냉각수를 제3 열교환부(T3)로 공급하는 제1 냉각수라인(160a)과 연결될 수 있으며, 제4 열교환부(T4)는 냉각수라인(160) 중 냉각수를 제4 열교환부(T4)로 공급하는 제2 냉각수라인(160b)과 연결될 수 있다.More specifically, the third heat exchange unit T3 may be connected to the first
냉각수공급부(161)를 통해 냉각수라인(160)으로 공급된 냉각수는 각각 제1 냉각수라인(160a) 및 제2 냉각수라인(160b)으로 분기되어 공급될 수 있다. 제1 냉각수라인(160a)을 통해 공급되는 냉각수는 제3 열교환부(T3)를 통해 제1 반응라인(145)의 제1 합성가스와 열교환될 수 있다.The cooling water supplied to the
개질반응기(141)에서 제1 반응라인(145)을 통해 배출되는 제1 합성가스는 매우 고온 상태일 수 있다. 이에 따라 제1 반응라인(145)의 제1 합성가스는 제1 냉각수라인(160a)의 냉각수에 의해 냉각될 수 있다. 한편, 제1 냉각수라인(160a)의 냉각수는 제1 반응라인(145)의 제1 합성가스와 열교환되며, 이에 따라 제1 냉각수라인(160a)의 냉각수는 제3 열교환부(T3)를 통과하며 스팀으로 전환될 수 있다. 제3 열교환부(T3)를 통과하며 전환된 제1 냉각수라인(160a)의 스팀은 가스공급라인(120)으로 공급될 수 있다.The first synthesis gas discharged from the reforming
좀 더 구체적으로 살펴보면, 제1 냉각수라인(160a)은 제3 열교환부(T3)를 통과한 스팀이 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)의 제1 열교환부(T1)와 제2 열교환부(T2) 사이 지점에 공급되도록 기화가스라인(123)에 연결될 수 있다. 이에 따라 제1 냉각수라인(160a)의 냉각수는 제3 열교환부(T3)를 통과하며 스팀으로 전환된 후, 전환된 스팀은 기화가스라인(123) 중 제1 열교환부(T1)와 제2 열교환부(T2) 사이 지점에 공급되어 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스와 합류될 수 있다.More specifically, in the first
기화가스라인(123)에서 합류된 스팀과 천연가스는 기화가스라인(123)을 통해 개질반응기(141)로 공급될 수 있다. 이에 따라 개질반응기(141)에서 스팀과 천연가스가 개질 반응하여 제1 합성가스가 생산될 수 있다.Steam and natural gas joined in the
한편, 제1 냉각수라인(160a)은 전술한 바와 같이 기화가스라인(123) 중 제1 열교환부(T1)와 제2 열교환부(T2) 사이에 연결될 수 있지만, 이에 한정하는 것은 아니며 기화가스라인(123)의 다양한 위치에 연결될 수 있다.Meanwhile, the first
제2 냉각수라인(160b)을 통해 공급되는 냉각수는 제4 열교환부(T4)를 통해 제2 반응라인(146)의 제2 합성가스와 열교환될 수 있다. 한편, 전환반응기(142)에서 제2 반응라인(146)을 통해 배출되는 제2 합성가스는 개질반응기(141)에서 배출되는 제1 합성가스보다는 상대적으로 저온 상태에 해당될 수 있다. 이는 제1 합성가스는 제3 열교환부(T3)에서 제1 냉각수라인(160a)의 냉각수에 의해 냉각된 상태로 전환반응기(142)로 도입되기 때문이다.The cooling water supplied through the second
제2 반응라인(146)의 제2 합성가스는 제4 열교환부(T4)에서 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수에 의해 냉각될 수 있다. 한편, 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수는 제4 열교환부(T4)에서 제2 반응라인(146)의 제2 합성가스와 열교환되며 가열될 수 있다. 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수는 제4 열교환부(T4)에서 가열된 후, 가열된 냉각수는 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)에 구비되는 제2 열교환부(T2)로 공급될 수 있다.The second synthesis gas of the
한편, 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)의 천연가스는 전술한 바와 같이 제2 열교환부(T2)에서 제2 열교환부(T2)를 통과하는 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수에 의해 가열될 수 있다. 아울러, 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수는 제2 열교환부(T2)를 통과하며 기화가스라인(123)의 천연가스와 열교환되어 냉각될 수 있다.On the other hand, the natural gas of the vaporized
도 1을 참조하면, 제2 열교환부(T2)를 통과한 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수는 제2 냉각수라인(160b) 중 제4 열교환부(T4) 상류 지점에 합류될 수 있다. 즉 본 발명의 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수는 제4 열교환부(T4)를 통과하며 가열되며, 이후 제2 열교환부(T2)를 통과하며 냉각된 후 다시 제2 냉각수라인(160b) 중 제4 열교환부(T4) 상류 지점으로 도입된 후 제2 냉각수라인(160b)을 다시 순환할 수 있다.Referring to FIG. 1 , the cooling water of the second
한편, 도 1을 참조하면 냉각수라인(160)은 도시된 바와 같이 냉각수공급부(161)에서 하나의 라인으로 냉각수가 공급되며, 이후 하나의 라인에서 각각 제1 냉각수라인(160a) 및 제2 냉각수라인(160b)으로 분기될 수 있다. 이 경우, 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수가 냉각수라인(160)이 분기되는 지점보다 상류 지점에 합류되는 경우, 합류되는 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수는 제1 냉각수라인(160a) 및 제2 냉각수라인(160b)으로 나누어져 공급될 수도 있다.Meanwhile, referring to FIG. 1 , in the
이와 달리 도시되지는 않았지만, 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수는 제2 열교환부(T2)를 통과한 후, 제1 냉각수라인(160a) 중 제3 열교환부(T3) 상류 지점에 합류될 수 있다. 이 경우, 본 발명의 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수는 제4 열교환부(T4)를 통과하며 가열되며, 이후 제2 열교환부(T2)를 통과하며 냉각된 후 제1 냉각수라인(160a) 중 제3 열교환부(T3) 상류 지점으로 도입되며, 이후 제1 냉각수라인(160a)을 순환할 수 있다. 이 때, 제1 냉각수라인(160a)으로 도입된 합류된 냉각수는 냉각수공급부(161)로터 공급된 제1 냉각수라인(160a)의 냉각수와 합류되며, 합류된 냉각수가 함께 제3 열교환부(T3)와 제1 열교환부(T1)를 순차적으로 통과한 뒤 기화가스라인(123)에 스팀으로 공급될 수 있다.Although not shown otherwise, the cooling water of the second
한편, 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수가 지속적으로 제2 냉각수라인(160b)으로 합류되는 경우, 제2 냉각수라인(160b)을 순환하는 냉각수의 전반적인 온도가 지나치게 높아질 우려가 있을 수 있다. 이에 따라 본 발명의 선박용 수소생산시스템(100)은 회수라인(163)을 더 포함할 수 있다.On the other hand, when the cooling water of the second
회수라인(163)은 냉각수라인(160) 중 반응부(140)의 합성가스와 열교환된 하류 지점에서 분기될 수 있다. 회수라인(163)은 냉각수라인(160)의 냉각수 중 일부를 담수부(161)로 회수시킬 수 있다. 구체적으로 살펴보면, 회수라인(163)은 제2 냉각수라인(160b) 중 가스공급라인(120)을 통과하는 천연가스와 열교환되는 지점 하류 지점에서 분기될 수 있다.The
좀 더 구체적으로 살펴보면, 회수라인(163)은 제2 냉각수라인(160b) 중 제2 열교환부(T2) 하류 지점에서 분기되며, 제2 열교환부(T2)를 통과한 제2 냉각수라인(160b)의 냉각수 중 적어도 일부를 담수부(161)로 배출할 수 있다. 즉 회수라인(163)을 통해 제2 열교환부(T2)를 통과하며 가열된 냉각수 중 일부를 담수부(161)로 배출하며, 나머지 냉각수는 제2 냉각수라인(160b)을 계속적으로 순환되도록 할 수 있다. 이에 따라 가열된 냉각수 중 일부가 담수부(161)로 배출됨으로써 제2 냉각수라인(160b)을 순환하는 냉각수의 전반적인 온도를 조절할 수 있다. 한편, 회수라인(163)에는 회수라인(163) 상에서 유통되는 냉각수의 양을 조절할 수 있는 제1 밸브(163a)가 마련될 수 있다.More specifically, the
한편, 회수라인(163)을 통해 담수부(161)로 도입된 냉각수는 다시 냉각수라인(160)을 순환하도록 냉각수라인(160)으로 공급될 수 있다. 이 경우, 회수라인(163)을 통해 제2 열교환부(T2)를 통과한 냉각수가 지속적으로 담수부(161) 및 냉각수라인(160)으로 공급되는 경우, 냉각수라인(160)을 순환하는 냉각수의 전반적인 온도가 높아질 우려가 있다. 이에 따라 본 발명의 선박용 수소생산시스템(100)은 냉각수열교환부(T7)을 더 포함할 수 있다.Meanwhile, the cooling water introduced into the
냉각수열교환부(T7)은 폐수라인(164)와 회수라인(163)을 연결하며, 폐수라인(164)의 해수를 통해 회수라인(163)의 냉각수를 냉각시킬 수 있다. 즉 회수라인(163)을 통해 담수부(161)로 회수되는 냉각수는 제2 냉각수라인(160b)이 제2 열교환부(T2)를 거치면서 가열된 상태이므로 해수에 비해 온도가 높은 상태일 수 있다.The cooling water heat exchanger T7 connects the
따라서 회수라인(163)을 통해 담수부(161)로 회수되는 냉각수는 상대적으로 저온 상태인 폐수라인(164)의 해수를 통해 냉각될 수 있다. 한편, 폐수라인(164)의 해수는 냉각수열교환부(T7)에서 회수라인(163)의 냉각수를 열교환되어 가열된 후 선박의 외부로 배출될 수 있다.Accordingly, the cooling water recovered to the
한편, 회수라인(163)에 구비된 제1 밸브(163a)의 개방 정도를 조절함으로써 회수라인(163)으로 도입되는 냉각수의 양을 조절할 수 있으며, 폐수라인(164)에 구비된 제2 밸브(164a)의 개방 정도를 조절함으로써 폐수라인(164)으로 버려지는 해수의 양과 취수라인(162)을 통해 담수부(161)로 도입되는 해수의 양을 조절할 수 있다.On the other hand, the amount of coolant introduced into the
수소저장부(150)는 반응부(140)에서 생산된 합성가스 중 수소를 저장할 수 있다. 수소저장부(150)는 반응부(140)를 통과하며 생산된 합성가스 중 반응부(140)의 수소분리기(143)에서 분리된 수소를 수소공급라인(148)을 통해 공급받을 수 있다. 수소저장부(150)는 수소저장탱크 등으로 마련될 수 있으며, 이에 한정하지 않고 생산된 수소를 저장할 수 있는 다양한 저장수단으로 마련될 수 있다.The
가스공급라인(120)은 저장탱크(110)의 천연가스를 반응부(140)로 공급할 수 있다. 좀 더 구체적으로 살펴보면, 본 발명의 일 실시 예에 따른 가스공급라인(120)은 액화가스라인(121)과, 증발가스라인(122)과, 기화가스라인(123)으로 마련될 수 있다.The
도 1을 참조하면, 가스공급라인(120) 중 액화가스라인(121)은 저장탱크(110)의 액화천연가스를 재기화부(130)로 공급할 수 있다. 가스공급라인(120) 중 증발가스라인(122)은 저장탱크(110)의 천연 증발가스를 재기화부(130)로 공급할 수 있다. 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)은 재기화부(130)에서 재기화된 천연가스를 반응부(140) 중 개질반응기(141)로 공급할 수 있다.Referring to FIG. 1 , the liquefied
액화가스라인(121)은 저장탱크(110)의 액화천연가스를 재기화부(130)로 공급하도록 마련될 수 있다. 이를 위해 액화가스라인(121)의 입구 측 단부는 저장탱크(110)의 내부 하측에 배치되되 이송펌프(111)가 마련될 수 있으며, 출구 측 단부는 재기화부(130)에 연결될 수 있다.The liquefied
증발가스라인(122)은 저장탱크(110)의 증발가스를 재기화부(130)로 공급하도록 마련될 수 있다. 이를 위해 증발가스라인(122)은 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부는 재기화부(130)에 연결될 수 있다. 한편, 증발가스라인(122)에는 개폐밸브(122a)가 마련될 수 있다. 개폐밸브(122a)는 증발가스라인(122)에 구비되며, 증발가스라인(122)의 개방 및 폐쇄를 조절할 수 있다. 개폐밸브(122a)는 일 례로, 전자적으로 제어되는 솔레노이드 밸브로 마련되어 제어부의 작동에 따라 자동으로 개폐가 조절될 수 있으며, 다른 례로 개폐밸브(122a)는 저장탱크(110) 내부의 증발가스 압력이 기 설정된 값 이상이 되면 개방되는 밸브로 마련될 수도 있다. 한편, 개폐밸브(122a)를 이에 한정하는 것은 아니며 증발가스라인(122)의 개방 및 폐쇄를 조절하는 다양한 방식으로 마련될 수 있다.The boil-off
기화가스라인(123)은 재기화부(130)에서 재기화된 천연가스를 반응부(140) 중 개질반응기(141)로 공급할 수 있다. 이를 위해 기화가스라인(123)은 입구 측 단부가 재기화부(130)에 연결되며, 출구 측 단부가 개질반응기(141)에 연결될 수 있다.The
재기화부(130)는 가스공급라인(120)에 구비되며, 가스공급라인(120)을 통과하는 천연가스를 재기화시킬 수 있다. 재기화부(130)는 액화가스라인(121)과 연결되어 액화가스라인(121)으로부터 저장탱크(110)의 액화천연가스를 공급받을 수 있으며, 재기화부(130)는 증발가스라인(122)과 연결되어 증발가스라인(122)으로부터 저장탱크(110)의 천연 증발가스를 공급받을 수 있다.The
재기화부(130)는 저장탱크(110)로부터 액체상태 또는 기체상태로 공급되는 천연가스를 고압으로 만들어주는 고압펌프를 포함하고, 약 -163 ℃의 천연가스를 기화시켜 상온(약 5 ℃)의 천연가스로 변환할 수 있다.The
재기화부(130)는 액체상태 또는 기체상태로 공급되는 천연가스를 열전달 매체와의 열교환을 통해 고압 천연가스로 재기화할 수 있으며, 열전달 매체를 가열하기 위한 히터 및 해수를 끌어올리기 위한 해수펌프를 포함할 수 있다. 예컨대, 재기화부(130)는 해수를 열전달 매체로 사용하는 오픈 루프 방식의 기화기이거나 청수, 스팀, 프로판을 열전달 매체로 사용하는 클로즈 루프 방식의 기화기로 구성될 수 있다. 한편, 재기화부(130)의 방식은 이에 한정하는 것은 아니며, 재기화부(130)를 통과한 천연가스가 고온 고압의 상태를 갖는 다양한 수단으로 마련될 수 있다.The
또한 재기화부(130)에서 열교환을 위한 열전달 매체로 천연가스의 온도인 약 -163℃에서도 상변화가 일어나지 않도록 부동액이 첨가된 글리콜 워터(Glycol warter)를 사용할 수도 있다.Also, as a heat transfer medium for heat exchange in the
이에 따라 재기화부(130)를 통과하기 전 천연 증발가스와 액화천연가스는 재기화부(130)를 통과한 뒤 고온 고압의 천연가스로 상태가 변화될 수 있다. 한편, 재기화부(130)에서는 후술하는 메탄 분리부(170)에서 분리 및 정제되기에 적절한 온도 및 압력을 가지도록 천연가스의 온도 및 압력을 조절할 수 있다.Accordingly, the natural boil-off gas and liquefied natural gas before passing through the
재기화부(130)를 통과한 천연가스는 가스공급라인(120) 중 기화가스라인(123)을 통해 메탄 분리부(170)와, 가열부(T1, T2)를 통과한 뒤 개질반응기(141)로 도입될 수 있다.The natural gas passing through the
메탄 분리부(170)는 기화가스라인(123) 중 가열부(T1, T2)와 재기화부(130) 사이에 구비될 수 있다. 구체적으로 살펴보면, 메탄 분리부(170)는 기화가스라인(123) 중 제2 열교환부(T2) 상류 지점에 배치될 수 있다. 메탄 분리부(170)는 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스의 메탄(CH4) 함유량을 높일 수 있다. 이를 위해 메탄 분리부(170)는 일 례로서, Adsorption, Membrane, Hydrocyclone, 기액분리기 형태의 분리기가 사용될 수 있으며, 이에 한정하지 않고 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스의 메탄(CH4)의 함유량을 높일 수 있는 다양한 방식으로 마련될 수 있다.The
분기라인(124)은 기화가스라인(123) 중 메탄 분리부(170) 상류 지점에서 분기되며, 기화가스라인(123) 중 천연가스의 일부를 반응부(140)의 연료로 공급할 수 있다. 좀 더 구체적으로 살펴보면, 재기화부(130)를 통과한 기화가스라인(123)의 천연가스 중 일부는 분기라인(124)을 통해 반응부(140) 중 개질반응기(141)의 버너로 도입될 수 있다. 따라서 분기라인(124)을 통해 개질반응기(141)의 버너로 도입된 천연가스는 버너에서 연소되며, 이 연소로 발생한 열이 수증기 개질 반응에 활용될 수 있다.The
기화가스라인(123)에는 조절밸브(123a)가 마련될 수 있다. 조절밸브(123a)는 기화가스라인(123) 중 메탄 분리부(170)와 기화가스라인(123) 중 분기라인(124)이 분기되는 지점 사이에 마련될 수 있다. 조절밸브(123a)는 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스의 유통량을 조절할 수 있다. 즉 조절밸브(123a)의 개방 정도에 따라서 기화가스라인(123)을 통해 개질반응기(141)로 도입되는 천연가스의 양과, 분기라인(124)을 통해 개질반응기(141)의 버너로 도입되는 연료의 양을 조절할 수 있다.A
한편, 별도의 연료 공급처(125)는 개질반응기(141)에서 버너에 사용되는 천연가스의 연료를 추가적으로 공급하기 위해 연료라인(125a)을 통해 천연가스를 분기라인(124)으로 공급할 수 있다. 연료라인(125a)에는 연료라인조절밸브(125a)가 마련되어 연료라인(125a)의 개방 및 폐쇄를 조절할 수 있다.Meanwhile, the separate
메탄 분리부(170)는 기화가스라인(123)에 구비될 수 있다. 도시된 바와 같이 메탄 분리부(170)는 기화가스라인(123) 중 제2 열교환부(T2) 상류 지점에 배치될 수 있다. 메탄 분리부(170)는 제1 분리기(171)와, 제2 분리기(172)를 포함할 수 있다.The
제1 분리기(171)는 기화가스라인(123)의 천연가스 중 중탄화수소를 분리할 수 있다. 제1 분리기(171)에서 분리된 중탄화수소는 제1 토출라인(173)을 통해 분기라인(124)으로 공급될 수 있다. 이에 따라 제1 분리기(171)에서 분리된 중탄화수소는 제1 토출라인(173) 및 분기라인(124)을 통해 개질반응기(141)의 버너로 공급될 수 있다. 한편, 기화가스라인(123)의 천연가스 중 제1 분리기(171)에서 분리된 중탄화수소를 제외한 나머지는 기화가스라인(123)을 따라 제2 분리기(172)로 공급될 수 있다.The
제2 분리기(172)는 기화가스라인(123)의 천연가스 중 질소 등을 분리할 수 있다. 제2 분리기(172)에서 분리된 질소 등은 제2 토출라인(174)을 통해 외부로 배출될 수 있다. 한편, 기화가스라인(123)의 천연가스 중 제2 분리기(172)에서 분리된 질소를 제외한 나머지는 기화가스라인(123)을 통해 제2 열교환부(T2)로 도입될 수 있다.The
한편, 기화가스라인(123)의 천연가스는 1차적으로 제1 분리기(171)를 통과하며 중탄화수소가 분리되며, 2차적으로 제2 분리기(172)를 통과하며 질소 등의 기체가 분리될 수 있다. 이에 따라 제1 분리기(171) 및 제2 분리기(172)를 포함하는 메탄 분리부(170)를 통과한 기화가스라인(123)의 천연가스는 메탄 함유량이 메탄 분리부(170)를 통과하기 전보다 상대적으로 높은 상태에 해당될 수 있다. 이에 따라 개질반응기(141)에서 스팀과 함께 개질되는 천연가스는 메탄 함유량이 높으므로 수소의 생산량이 향상될 수 있는 장점이 있다.On the other hand, natural gas of the
이하에서는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템(200)에 대해 설명한다.Hereinafter, the
이하에서 설명하는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템(200)의 관한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 경우 외에는 앞서 설명한 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템(100)에 관한 설명과 동일한 것으로서 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.Hydrogen production system for ships according to the first embodiment of the present invention described above, except for cases where separate reference numerals are used in the description of the marine
도 2는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템(200)을 나타내는 개념도이다. 도 2를 참조하면, 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박용 수소생산시스템(200)은 냉매순환라인(281)을 더 포함할 수 있다.2 is a conceptual diagram illustrating a
냉매순환라인(281)은 도시된 바와 같이 수소공급라인(148)을 통과하는 수소에 대해 극저온의 냉열을 공급할 수 있다. 이를 위해 냉매순환라인(281)과 수소공급라인(148)은 제6 열교환부(T6)를 통해 연결될 수 있다. 이에 따라 수소분리기(143)로부터 분리된 수소는 수소공급라인(148)을 통과하며, 냉매순환라인(281)의 냉매와 제6 열교환부(T6)에서 열교환됨으로써 냉각될 수 있다.The
한편, 냉매순환라인(281)의 냉매는 제6 열교환부(T6)에서 수소공급라인(148)의 수소와 열교환됨으로써 가열될 수 있다. 냉매순환라인(281)에는 냉매순환라인(281)의 냉매를 가압하는 압축기(281)와, 압축기(281)를 거쳐 가압된 냉매를 냉각시키는 냉각기(283)와, 냉각기(283)에 의해 냉각된 냉매를 감압하는 팽창기(284)를 포함할 수 있다.Meanwhile, the refrigerant in the
압축기(281)와 냉각기(283) 및 팽창기(284)를 순차적으로 통과한 냉매는 극저온 상태이므로 제6 열교환부(T6)에서는 극저온의 냉매로부터 수소로 냉열을 전달하여 수소를 액화점까지 냉각시킬 수도 있다. 한편, 냉매는 헬륨, 질소 등을 포함할 수 있다.Since the refrigerant that has sequentially passed through the
본 발명의 제2 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템(200)은 가스공급라인(220)이 구비될 수 있다. 가스공급라인(220)은 액화가스라인(221)과, 기화가스라인(223)과, 증발가스라인(222)을 포함할 수 있다.The
가스공급라인(220) 중 액화가스라인(221)은 저장탱크(110)의 액화천연가스를 재기화부(130)로 공급할 수 있다. 가스공급라인(220) 중 기화가스라인(223)은 재기화부(130)에서 재기화된 천연가스를 반응부(140)로 공급할 수 있다. 아울러, 기화가스라인(223)에는 메탄 분리부(170) 및 가열부(T1, T2)가 구비될 수 있다.The liquefied
도 2와 같이 가스공급라인(220) 중 증발가스라인(222)은 저장탱크(110)의 증발가스를 기화가스라인(223) 중 메탄 분리부(170) 상류 지점으로 합류시킬 수 있다. 즉 본 발명의 제2 실시 예에 따른 증발가스라인(222)을 통과하는 천연 증발가스는 재기화부(130)를 거치지 않으며, 기화가스라인(223)으로 저장탱크(110)의 증발가스를 곧바로 공급할 수 있다. 한편, 증발가스라인(222)에는 개폐밸브(222a)가 마련될 수 있다. 개폐밸브(222a)는 증발가스라인(222)에 구비되며, 증발가스라인(222)의 개방 및 폐쇄를 조절할 수 있다. 개폐밸브(222a)는 일 례로, 제어부에 의해 제어되는 솔레노이드 밸브로 마련되어 제어부의 작동에 따라 자동으로 개폐가 조절될 수 있으며, 다른 례로 개폐밸브(222a)는 저장탱크(110) 내부의 압력이 기 설정된 값 이상이 되면 개폐밸브(222a)가 개방되는 밸브로 마련될 수도 있다. 한편, 개폐밸브(222a)를 이에 한정하는 것은 아니며 증발가스라인(222)의 개방 및 폐쇄를 조절하는 다양한 방식으로 마련될 수 있다.As shown in FIG. 2 , the boil-off
기화가스라인(223)에는 조절밸브(223a)가 마련될 수 있다. 조절밸브(223a)는 기화가스라인(223) 중 메탄 분리부(170)와 기화가스라인(223) 중 제2 분기라인(124)이 분기되는 지점 사이에 마련될 수 있다. 조절밸브(223a)는 기화가스라인(123)을 통과하는 천연가스의 유통량을 조절할 수 있다. 즉 조절밸브(223a)의 개방 정도에 따라서 기화가스라인(223)을 통해 개질반응기(141)로 도입되는 천연가스의 양과, 제2 분기라인(124)을 통해 개질반응기(141)의 버너로 도입되는 연료의 양을 조절할 수 있다.A
한편, 증발가스라인(222)은 가압부(C)와, 예열부(T5, H)를 포함할 수 있다. 가압부(C)는 컴프레서 등과 같은 압축기로 마련될 수 있으며, 증발가스라인(222)을 통과하는 천연 증발가스를 가압할 수 있다. 가압부(C)는 도시된 바와 같이 1개로 마련될 수도 있으나, 이에 한정하는 것은 아니며 다단 압축기로 마련될 수도 있다.Meanwhile, the boil-off
예열부(T5, H)는 증발가스라인(122) 중 가압부(C)의 하류 지점에 마련될 수 있다. 예열부(T5, H)는 증발가스라인(222)을 통과하는 증발가스를 예열시킬 수 있다. 좀 더 구체적으로 살펴보면, 예열부는 제5 열교환부(T5) 또는 히터부(H)로 마련될 수 있다.The preheating units T5 and H may be provided at a point downstream of the pressurizing unit C of the boil-off
수소분리기(143)에서 분리된 수소는 수소공급라인(148)으로 도입되며, 수소공급라인(148)에 공급된 수소 중 일부는 수소공급라인(148)에서 분기된 수소분기라인(285)을 통해 제5 열교환부(T5)로 공급될 수 있다. 한편, 수소분기라인(285)에는 수소분기라인(285) 내부에 수소의 유통 여부를 제어하는 제어밸브(285a)가 마련될 수 있다.The hydrogen separated in the
수소분기라인(285)을 통해 제5 열교환부(T5)로 공급된 수소는 증발가스라인(222)의 천연 증발가스와 열교환될 수 있다. 이에 따라 제5 열교환부(T5)를 통과한 수소분기라인(285)의 수소는 냉각된 후 수소저장부(150)로 도입될 수 있다. 또한 제5 열교환부(T5)를 통과한 증발가스라인(222)의 천연 증발가스는 예열된 후 기화가스라인(223)으로 도입될 수 있다.Hydrogen supplied to the fifth heat exchange unit T5 through the
증발가스라인(222)을 통과하는 천연 증발가스는 가압부(C)와, 제5 열교환부(T5)를 통과하며, 저장탱크(110) 내부에 있는 천연 가스보다 상대적으로 고온 고압의 상태를 갖는다. 한편, 증발가스라인(222)을 통과하는 증발가스가 메탄 분리부(170)에서 사용하기 적절한 온도가 아닐 경우를 대비하여 본 발명의 제2 실시 예에 따른 예열부(T5, H)는 히터부(H)를 더 포함할 수 있다. 히터부(H)는 증발가스라인(222) 중 제5 열교환부(T5) 상류 지점 또는 하류 지점에 마련될 수 있으며, 증발가스라인(222)을 통과하는 천연 증발가스를 예열시킬 수 있다.Natural BOG passing through the
본 발명의 제1 내지 2 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템은 선박을 운용하면서도, 선박에서 수소를 생산할 수 있는 장점이 있다. 아울러, 본 실시 예에 따른 선박용 수소생산시스템은 반응부에서 발생한 폐열을 회수하여 가스공급라인 상에 천연가스를 가열하므로 열 효율이 증대되는 장점이 있다.The hydrogen production system for ships according to the first and second embodiments of the present invention has the advantage of being able to produce hydrogen in the ship while operating the ship. In addition, the hydrogen production system for ships according to the present embodiment has an advantage in that thermal efficiency is increased because the natural gas is heated on the gas supply line by recovering the waste heat generated in the reaction unit.
이상과 같이, 본 발명은 비록 한정된 실시 예와 도면에 의해 설명되었으나, 본 발명은 이것에 의해 한정되지 않으며 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 본 발명의 기술사상과 아래에 기재될 특허청구범위의 균등범위 내에서 다양한 수정 및 변형이 가능함은 물론이다.As described above, although the present invention has been described with reference to limited embodiments and drawings, the present invention is not limited thereto, and the technical idea of the present invention and the following by those skilled in the art to which the present invention pertains Of course, various modifications and variations are possible within the scope of equivalents of the claims to be described.
100, 200 : 선박용 수소생산시스템
110 : 저장탱크
120, 220 : 가스공급라인
130 : 재기화부
140 : 반응부
150 : 수소저장부
160 : 냉각수라인
161 : 담수부
280 : 냉매순환라인100, 200: Hydrogen production system for ships
110:
130: regasification unit 140: reaction unit
150: hydrogen storage unit 160: cooling water line
161: fresh water unit 280: refrigerant circulation line
Claims (7)
상기 저장탱크의 천연가스를 공급받으며, 공급된 천연가스를 수소를 포함하는 합성가스로 개질시키는 반응부;
상기 반응부에서 생산된 합성가스 중 수소를 저장하는 수소저장부;
선박의 외부로부터 해수를 공급받아 냉각수로 정화하는 담수부; 및
상기 담수부로부터 정화된 냉각수를 공급받으며, 공급된 냉각수를 통해 상기 반응부에서 생산된 합성가스를 냉각시키는 냉각수라인;을 포함하는 선박용 수소생산시스템.a storage tank for accommodating liquefied natural gas and natural gas including natural boil-off gas generated therefrom;
a reaction unit receiving the natural gas of the storage tank and reforming the supplied natural gas into a synthesis gas containing hydrogen;
a hydrogen storage unit for storing hydrogen in the synthesis gas produced in the reaction unit;
a freshwater unit for receiving seawater from the outside of the ship and purifying it with cooling water; and
A hydrogen production system for ships including a; a cooling water line receiving the purified cooling water from the freshwater unit and cooling the synthesis gas produced in the reaction unit through the supplied cooling water.
상기 담수부로 해수를 공급하는 취수라인;
상기 취수라인에서 분기되며, 상기 취수라인을 통해 공급된 해수 중 일부를 외부로 배출하는 폐수라인; 및
상기 냉각수라인 중 상기 반응부의 합성가스와 열교환된 지점의 하류 지점에서 분기되며, 상기 냉각수라인의 냉각수 중 일부를 상기 담수부로 회수시키는 회수라인;을 더 포함하는 선박용 수소생산시스템.According to claim 1,
an intake line for supplying seawater to the freshwater unit;
a wastewater line branching from the water intake line and discharging some of the seawater supplied through the water intake line to the outside; and
and a recovery line branched at a point downstream of a point where heat exchange with the syngas of the reaction part of the cooling water line is exchanged, and recovering some of the cooling water of the cooling water line to the fresh water part.
상기 폐수라인과 상기 회수라인이 연결되며, 상기 폐수라인의 해수를 통해 상기 회수라인의 냉각수를 냉각시키는 냉각수열교환부를 더 포함하는 선박용 수소생산시스템.3. The method of claim 2,
The wastewater line and the recovery line are connected, the marine hydrogen production system further comprising a cooling water heat exchanger for cooling the cooling water of the recovery line through the seawater of the wastewater line.
상기 반응부는
가스공급라인을 통해 가열된 천연가스를 공급받으며, 공급된 천연가스를 수소 및 일산화탄소를 포함하는 제1 합성가스로 개질시키는 개질반응기;
제1 반응라인을 통해 상기 개질반응기로부터 제1 합성가스를 공급받으며, 공급된 제1 합성가스를 수소 및 이산화탄소를 포함하는 제2 합성가스로 전환시키는 전환반응기; 및
제2 반응라인을 통해 상기 전환반응기로부터 제2 합성가스를 공급받으며, 공급된 제2 합성가스 중 수소를 분리하는 수소분리기;를 포함하는 선박용 수소생산시스템.3. The method of claim 2,
the reaction part
a reforming reactor receiving heated natural gas through a gas supply line and reforming the supplied natural gas into a first synthesis gas containing hydrogen and carbon monoxide;
a conversion reactor that receives a first synthesis gas from the reforming reactor through a first reaction line and converts the supplied first synthesis gas into a second synthesis gas containing hydrogen and carbon dioxide; and
Hydrogen separator for receiving a second synthesis gas from the conversion reactor through a second reaction line, and separating hydrogen from the supplied second synthesis gas; Hydrogen production system for ships comprising a.
상기 냉각수라인과 연결되며, 상기 제1 반응라인의 제1 합성가스 또는 상기 제2 반응라인의 제2 합성가스 중 적어도 어느 하나를 냉각시키는 냉각부;를 더 포함하는 선박용 수소생산시스템.5. The method of claim 4,
A cooling unit connected to the cooling water line and cooling at least one of the first synthesis gas of the first reaction line and the second synthesis gas of the second reaction line; Hydrogen production system for ships further comprising a.
상기 냉각수라인은
상기 제1 반응라인의 제1 합성가스를 냉각시킨 후 스팀으로 전환된 냉각수를 상기 가스공급라인으로 공급하는 제1 냉각수라인과, 상기 제2 반응라인의 제2 합성가스를 냉각시킨 후 가열된 냉각수를 상기 가스공급라인을 통과하는 천연가스와 열교환되도록 하는 제2 냉각수라인을 포함하며,
상기 회수라인은
상기 제2 냉각수라인 중 상기 가스공급라인을 통과하는 천연가스와 열교환되는 지점의 하류 지점에서 분기되는 선박용 수소생산시스템.6. The method of claim 5,
The cooling water line
A first cooling water line for supplying cooling water converted into steam to the gas supply line after cooling the first synthesis gas of the first reaction line, and cooling water heated after cooling the second synthesis gas of the second reaction line and a second cooling water line for exchanging heat with natural gas passing through the gas supply line,
The return line is
A hydrogen production system for ships branched from a point downstream of a point where heat exchange with natural gas passing through the gas supply line among the second cooling water lines is performed.
상기 회수라인에 구비되며, 상기 회수라인 상에서 냉각수 유통을 조절하는 제1 밸브; 및
상기 폐수라인에 구비되며, 상기 폐수라인 상에서 해수 유통을 조절하는 제2 밸브;를 더 포함하는 선박용 수소생산시스템.3. The method of claim 2,
a first valve provided in the recovery line and configured to control the circulation of cooling water on the recovery line; and
A hydrogen production system for ships comprising a; is provided in the wastewater line, the second valve for controlling the distribution of seawater on the wastewater line.
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KR1020200114837A KR20220033604A (en) | 2020-09-08 | 2020-09-08 | Hydrogen production system for ship |
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KR1020200114837A KR20220033604A (en) | 2020-09-08 | 2020-09-08 | Hydrogen production system for ship |
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2020
- 2020-09-08 KR KR1020200114837A patent/KR20220033604A/en unknown
Patent Citations (1)
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KR20180051910A (en) | 2016-11-09 | 2018-05-17 | 현대중공업 주식회사 | Ship |
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