KR20220047449A - Floating hydrogen-production system - Google Patents

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KR20220047449A
KR20220047449A KR1020200130343A KR20200130343A KR20220047449A KR 20220047449 A KR20220047449 A KR 20220047449A KR 1020200130343 A KR1020200130343 A KR 1020200130343A KR 20200130343 A KR20200130343 A KR 20200130343A KR 20220047449 A KR20220047449 A KR 20220047449A
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KR1020200130343A
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정승재
류시진
박아민
최병윤
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삼성중공업 주식회사
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Abstract

The present invention provides a floating hydrogen production system. According to one aspect of the present invention, a floating hydrogen production system comprises: a storage tank provided on a floating offshore structure and accommodating a liquefied natural gas and a boil-off gas generated therefrom; a reformer installed in the floating offshore structure to receive at least one between the natural gas and the boil-off gas gasified from the storage tank, and produce hydrogen; a regasification line including a gasifier regasifying the liquefied natural gas of the storage tank and a methane separator separating a methane component contained in the gasified natural gas; a boil-off gas supply line supplying the boil-off gas of the storage tank to the reformer, wherein the regasification line includes: a first natural gas supply line supplying a first gas, having high methane content of the gas separated by the methane separator, to the reformer; and a second natural gas supply line supplying a second gas, having low methane content of the gas separated by the methane separator, as a fuel for an internal facility of the floating offshore structure. The present invention can increase energy efficiency.

Description

부유식 수소 생산 시스템{FLOATING HYDROGEN-PRODUCTION SYSTEM}Floating hydrogen production system {FLOATING HYDROGEN-PRODUCTION SYSTEM}

본 발명은 부유식 수소 생산 시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 부유식 해상 구조물의 액화가스 재기화 장치를 이용하여 수소를 생산할 수 있는 부유식 수소 생산 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a floating hydrogen production system, and more particularly, to a floating hydrogen production system capable of producing hydrogen using a liquefied gas regasification device of a floating offshore structure.

최근에는 청정 에너지원인 천연가스(Natural Gas)에 대한 수요가 증가하고 있다. 천연가스(Natural Gas)는 통상적으로 저장 및 수송의 용이성을 위해, 생산지에서 약 섭씨 -162 ℃로 냉각해 그 부피를 1/600로 줄인 무색 투명한 초저온 액체인 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)로 상 변화한 후, LNG 캐리어(LNG Carrier)를 이용하여 원거리에 걸쳐 운송된다. Recently, the demand for natural gas, which is a clean energy source, is increasing. For ease of storage and transportation, natural gas is usually cooled to about -162 ° C at the production site and reduced to 1/600 in volume as liquefied natural gas, a colorless and transparent cryogenic liquid. After change, it is transported over a long distance using an LNG carrier.

통상적으로 LNG 캐리어는 액화천연가스를 액화된 상태로 육상 터미널로 하역하고, 하역된 액화천연가스는 육상 터미널에 설치된 재기화 설비에 의해 재기화된 후 소비처로 공급된다. 그러나 육상 터미널에 재기화 설비를 구축하고 유지하기 위해서는 막대한 설치비용 및 관리비용이 소모된다는 단점이 있으며, 자연재해에 의해 육상의 재기화 설비의 작동이 어려운 경우 안정적인 천연가스 공급이 불가능하다는 문제점이 있다. 이에 해상에서 액화천연가스를 재기화하여 천연가스를 육상 터미널로 공급하기 위해 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)가 개발 및 운용되고 있다. In general, LNG carriers unload liquefied natural gas to an onshore terminal in a liquefied state, and the unloaded liquefied natural gas is regasified by a regasification facility installed in the onshore terminal and then supplied to a consumer. However, there is a disadvantage that huge installation and management costs are consumed to build and maintain the regasification facility at the onshore terminal, and when it is difficult to operate the onshore regasification facility due to a natural disaster, there is a problem that a stable natural gas supply is impossible. . In order to regasify liquefied natural gas at sea and supply natural gas to onshore terminals, an LNG regasification vessel (LNG RV) or a floating storage and regasification unit (FSRU) developed and operated.

한편, 오늘날 환경문제가 인류의 주요한 이슈로 대두됨에 따라, 전 세계적으로 지구 온난화 문제 해결 및 대기환경 개선을 위해 노력하고 있다. 이러한 문제 해결을 위해 환경문제의 근원이 되는 화석에너지를 대신하여 태양광, 풍력, 조력 및 수력과 같은 재생에너지에 대한 관심이 높아지고 있다.Meanwhile, as environmental problems are emerging as a major issue for mankind today, efforts are being made to solve global warming problems and improve the atmospheric environment around the world. In order to solve this problem, interest in renewable energy such as solar power, wind power, tidal power and hydro power is increasing instead of fossil energy, which is the source of environmental problems.

그러나 재생에너지는 지역별, 계절별 수급 불균형의 문제가 있는 바, 재생에너지로 생산된 에너지를 효과적으로 저장할 수 있는 에너지 저장매체, 다시 말해 에너지 캐리어(Energy-carrier)가 필요하다. 다양한 에너지 저장매체 중에서도 대용량, 장기간 안정적으로 저장할 수 있으면서도, 타 에너지원으로의 변환이 용이한 수소가 최적의 에너지 캐리어로 각광받고 있다. 특히, 수소는 연소 시 극소량의 질소와 물만 생성될 뿐 화석연료처럼 공해물질을 발생시키지 않기 때문에 친환경 에너지원으로 각광받고 있다.However, since renewable energy has a problem of regional and seasonal imbalance in supply and demand, an energy storage medium that can effectively store energy produced by renewable energy, that is, an energy-carrier is required. Among various energy storage media, hydrogen, which can be stored in a large capacity and stably for a long period of time, and is easily converted into other energy sources, is in the spotlight as an optimal energy carrier. In particular, hydrogen is in the spotlight as an eco-friendly energy source because only a very small amount of nitrogen and water are generated during combustion and does not generate pollutants like fossil fuels.

뿐만 아니라, 수소는 석유화학이나 제철 등 화학공정의 부산물로 발생되는 부생가스에서 수소를 추출하거나, 천연가스 또는 갈탄 등 1차 에너지로부터 개질하여 생산할 수도 있으며, 물을 전기분해하여 수소를 생산하는 등 다양한 방법에 의해 생산이 가능하다는 이점이 있다. In addition, hydrogen can be produced by extracting hydrogen from by-product gas generated as a by-product of chemical processes such as petrochemicals and steelmaking, or by reforming from primary energy such as natural gas or lignite, and electrolysis of water to produce hydrogen, etc. There is an advantage that production is possible by various methods.

대한민국 공개특허공보 제10-2012-0068670호(2012. 06. 27. 공개)Republic of Korea Patent Publication No. 10-2012-0068670 (published on June 27, 2012)

본 실시 예는 액화가스 재기화 장치를 이용해 천연가스에 함유된 메탄을 개질하고 수소를 생산할 수 있는 부유식 수소 생산 시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a floating hydrogen production system capable of reforming methane contained in natural gas and producing hydrogen using a liquefied gas regasification device.

본 실시 예는 기화된 천연가스를 메탄 분리기로 분리하여 메탄 함유량이 높은 가스만 개질기로 공급함으로써 수소 생산 효율을 증대시키는 부유식 수소 생산 시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a floating hydrogen production system that increases hydrogen production efficiency by separating vaporized natural gas with a methane separator and supplying only gas having a high methane content to the reformer.

본 실시 예는 기화된 천연가스를 메탄 분리기로 분리하여 메탄 함유량이 낮은 가스는 다른 설비의 연료로 사용하여 에너지 효율을 증대시키는 부유식 수소 생산 시스템을 제공하고자 한다.This embodiment intends to provide a floating hydrogen production system that increases energy efficiency by separating vaporized natural gas with a methane separator and using the gas with a low methane content as fuel for other facilities.

본 발명의 일 측면에 따르면, 부유식 해상 구조물에 마련되고 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크; 상기 부유식 해상 구조물에 설치되어 상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기; 상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화시키는 기화기와, 기화된 천연가스에 함유된 메탄 성분을 분리하는 메탄 분리기를 포함하는 재기화 라인; 및 상기 저장탱크의 증발가스를 상기 개질기로 공급하는 증발가스 공급라인;을 포함하고, 상기 재기화 라인은 상기 메탄 분리기에서 분리된 가스 중 메탄 함유량이 높은 제1 가스를 상기 개질기로 공급하는 제1 천연가스 공급라인과, 상기 메탄 분리기에서 분리된 가스 중 메탄 함유량이 낮은 제2 가스를 상기 부유식 해상 구조물 내부 설비의 연료로 공급하는 제2 천연가스 공급라인을 포함하는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.According to an aspect of the present invention, a storage tank is provided in the floating offshore structure for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom; a reformer installed in the floating offshore structure to receive at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank to produce hydrogen; a regasification line comprising a vaporizer for regasifying the liquefied natural gas in the storage tank and a methane separator for separating methane components contained in the vaporized natural gas; and a boil-off gas supply line for supplying the boil-off gas from the storage tank to the reformer, wherein the regasification line supplies a first gas having a high methane content among the gas separated in the methane separator to the reformer. A floating hydrogen production system comprising a natural gas supply line and a second natural gas supply line for supplying a second gas having a low methane content among the gas separated by the methane separator as a fuel for the facilities inside the floating offshore structure is provided can be

상기 증발가스 공급라인은 상기 제1 천연가스 공급라인에 합류하고, 증발가스는 상기 제1 가스와 혼합되어 상기 개질기로 공급되는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.A floating hydrogen production system may be provided in which the boil-off gas supply line joins the first natural gas supply line, and the boil-off gas is mixed with the first gas and supplied to the reformer.

상기 제2 천연가스 공급라인은 상기 제2 가스를 이송시키는 송출 펌프와, 상기 제2 가스를 기화시키는 기화기를 구비하고, 기화된 상기 제2 가스는 추진용 엔진과 발전용 엔진 중 적어도 하나에 공급되는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.The second natural gas supply line includes a delivery pump for transferring the second gas and a vaporizer for vaporizing the second gas, and the vaporized second gas is supplied to at least one of a propulsion engine and an engine for power generation A floating hydrogen production system may be provided.

담수를 가열하여 스팀을 발생시키는 스팀 보일러를 구비하여 고온의 스팀을 상기 제1 천연가스 공급라인에 공급하는 스팀 공급라인;을 더 포함하는 부유식 수소 생산 시스템이 제공될 수 있다.A floating hydrogen production system further comprising a steam supply line for supplying high-temperature steam to the first natural gas supply line by providing a steam boiler for heating fresh water to generate steam may be provided.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템은 액화가스 재기화 장치를 이용해 천연가스에 함유된 메탄을 개질하고 수소를 생산할 수 있다. The floating hydrogen production system according to this embodiment can reform methane contained in natural gas and produce hydrogen using a liquefied gas regasification device.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템은 기화된 천연가스를 메탄 분리기로 분리하여 메탄 함유량이 높은 가스만 개질기로 공급함으로써 수소 생산 효율을 증대시키는 효과가 있다. The floating hydrogen production system according to this embodiment has the effect of increasing hydrogen production efficiency by separating the vaporized natural gas with a methane separator and supplying only the gas having a high methane content to the reformer.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템은 기화된 천연가스를 메탄 분리기로 분리하여 메탄 함유량이 낮은 가스는 다른 설비의 연료로 사용하여 에너지 효율을 증대시키는 효과가 있다.The floating hydrogen production system according to this embodiment separates the vaporized natural gas with a methane separator, and the gas with a low methane content is used as a fuel for other facilities to increase energy efficiency.

도 1는 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템을 개략적으로 나타내는 개념도이다. 1 is a conceptual diagram schematically showing a floating hydrogen production system according to an embodiment of the present invention.

이하에서는 본 발명의 실시 예들을 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하에 소개되는 실시 예들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상이 충분히 전달될 수 있도록 하기 위해 예로서 제공되는 것이다. 본 발명은 이하 설명되는 실시 예들에 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 본 발명을 명확하게 설명하기 위하여 설명과 관계없는 부분은 도면에서 생략하였으며 도면들에 있어서, 구성요소의 폭, 길이, 두께 등은 편의를 위하여 과장되어 표현될 수 있다. 명세서 전체에 걸쳐서 동일한 참조번호들은 동일한 구성요소들을 나타낸다.Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. The embodiments introduced below are provided as examples in order 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 described below and may be embodied in other forms. In order to clearly explain the present invention, parts irrelevant to the description are omitted from the drawings, and in the drawings, the width, length, thickness, etc. of components may be exaggerated for convenience. Like reference numerals refer to like elements throughout.

도 1는 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템을 개략적으로 나타내는 개념도이다. 1 is a conceptual diagram schematically showing a floating hydrogen production system according to an embodiment of the present invention.

도 1을 참조하면, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템(100)은 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크(110), 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기(150), 저장탱크(110)의 액화천연가스를 재기화시키는 기화기(121)와 기화된 천연가스에 함유된 메탄 성분을 분리하는 메탄 분리기(122)를 포함하는 재기화 라인(120), 저장탱크(110)의 증발가스를 개질기(150)로 공급하는 증발가스 공급라인(130)을 포함한다.1, the floating hydrogen production system 100 according to an embodiment of the present invention is a storage tank 110 for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom, vaporized from the storage tank 110 Separating the reformer 150 that produces hydrogen by receiving at least one of natural gas and boil-off gas, the vaporizer 121 that regasifies the liquefied natural gas in the storage tank 110, and the methane component contained in the vaporized natural gas It includes a regasification line 120 including a methane separator 122 and a boil-off gas supply line 130 for supplying boil-off gas from the storage tank 110 to the reformer 150 .

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템(100)은 해상에서 운용되는 부유식 해상 구조물에 적용될 수 있다. 여기서, 부유식 해상구조물은 액화천연가스를 수송하되 재기화 장치를 구비하는 LNG 캐리어(LNG Carrier), 해상에 부유된 상태에서 액화천연가스를 재기화하여 육상의 발전플랜트로 공급하는 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)를 의미할 수 있으며, 부유식 수소 생산 시스템(100)은 이러한 부유식 해상 구조물에 함께 탑재되어 운용될 수 있다.The floating hydrogen production system 100 according to this embodiment may be applied to a floating offshore structure operated in the sea. Here, the floating offshore structure transports liquefied natural gas, but an LNG carrier having a regasification device, and an LNG regasification vessel that regasifies the liquefied natural gas while floating on the sea and supplies it to an onshore power plant. (LNG RV; LNG Regasification Vessel) or Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) can be operated

저장탱크(110)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 천연가스의 생산지 또는 공급처 등으로부터 추출 및 정제된 액화천연가스를 공급받아 수용 및 저장할 수 있다. The storage tank 110 is provided to receive and store liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom. The storage tank 110 may receive and store the extracted and purified liquefied natural gas from a natural gas production site or supplier.

저장탱크(110)에 수용되는 액화천연가스 및 증발가스는 선박의 추진용 엔진(20) 또는 발전용 엔진(30) 등의 연료가스로 제공되거나, 재기화 장치(121)에 의해 기화되어 육상에 설치되는 발전플랜트 등 천연가스 수요처로 공급될 수 있다. 뿐만 아니라, 저장탱크(110)에 수용되는 액화천연가스 및 증발가스는 개질기(150)로 공급되어 수소를 생산하기 위한 연료로 이용될 수 있다.The liquefied natural gas and boil-off gas accommodated in the storage tank 110 are provided as fuel gas, such as the propulsion engine 20 or the power generation engine 30 of the ship, or are vaporized by the regasification device 121 to land on land. It can be supplied to natural gas demanders such as power plants to be installed. In addition, the liquefied natural gas and BOG accommodated in the storage tank 110 may be supplied to the reformer 150 and used as fuel for producing hydrogen.

저장탱크(110)는 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있으며, 선체에 복수 개로 마련될 수 있다.The storage tank 110 may be provided as a membrane-type cargo hold insulated to minimize vaporization of liquefied natural gas due to external heat intrusion, and may be provided in plurality in the hull.

저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 불가능하며, 저장탱크(110) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 증발가스가 생성된다. The storage tank 110 is generally installed with heat insulation, but it is practically impossible to completely block the intrusion of external heat, and the boil-off gas generated by the natural vaporization of the liquefied natural gas is generated inside the storage tank 110 . .

저장탱크(110) 내의 증발가스의 생성량은 저장탱크(110)의 내부 온도, 압력 및 액화천연가스의 보유량에 따라 달라진다. 이러한 증발가스는 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 저장탱크(110)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 증발가스를 저장탱크(110)로부터 제거 또는 처리할 필요성이 있다. 이에 따라, 저장탱크(110)의 내부에 발생된 증발가스는 압축된 후 개질기(150)로 공급되어 수소를 생산하는데 사용될 수 있다. 또한 도면에는 도시하지 않았으나 선박의 추진을 위한 엔진에 연료가스로 사용될 수 있다.The amount of BOG generated in the storage tank 110 depends on the internal temperature, pressure and the amount of liquefied natural gas stored in the storage tank 110 . Since such BOG raises the internal pressure of the storage tank 110 and poses a risk of deformation and explosion of the storage tank 110 , there is a need to remove or process BOG from the storage tank 110 . Accordingly, the boil-off gas generated inside the storage tank 110 may be compressed and then supplied to the reformer 150 to be used to produce hydrogen. In addition, although not shown in the drawings, it may be used as a fuel gas in an engine for propulsion of a ship.

재기화 라인(120)은 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스를 재기화시켜 개질기(150)로 공급하여 수소를 생산하기 위한 연료를 제공할 수 있고, 이와 동시에 기화된 천연가스를 추진용 엔진(20) 및 발전용 엔진(30) 등 부유식 해상 구조물 내부 설비로 공급하여 설비를 운용하기 위한 연료를 제공할 수 있다.The regasification line 120 may regasify the liquefied natural gas received and stored in the storage tank 110 and supply it to the reformer 150 to provide fuel for producing hydrogen, and at the same time promote the vaporized natural gas It is possible to provide fuel for operating the facility by supplying it to the facilities inside the floating offshore structure, such as the engine 20 and the engine 30 for power generation.

재기화 라인(120)은 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결된다. 이 때, 재기화 라인(120)의 입구 측 단부에는 펌프(128)가 마련되어 저장탱크(110) 내부의 액화천연가스를 재기화 라인(120)을 따라 이송 가능하게 한다.The regasification line 120 has an inlet side end connected to the inside of the storage tank 110 . At this time, a pump 128 is provided at the inlet side end of the regasification line 120 to enable transport of the liquefied natural gas in the storage tank 110 along the regasification line 120 .

재기화 라인(120)에는 액화천연가스를 재기화시키는 기화기(121)와, 기화된 천연가스에 함유된 메탄 성분을 분리하는 메탄 분리기(122)가 마련된다. 또한, 재기화 라인(120)은 메탄 분리기(122)에서 분기되어 메탄 함유량이 높은 제1 가스를 개질기(150)로 공급하는 제1 천연가스 공급라인(123)과, 메탄 함유량이 낮은 제2 가스를 부유식 해상 구조물 내부 설비의 연료로 공급하는 제2 천연가스 공급라인(124)을 포함한다.A vaporizer 121 for regasifying the liquefied natural gas and a methane separator 122 for separating methane components contained in the vaporized natural gas are provided in the regasification line 120 . In addition, the regasification line 120 is a first natural gas supply line 123 that branches from the methane separator 122 to supply a first gas having a high methane content to the reformer 150 , and a second gas having a low methane content. and a second natural gas supply line 124 for supplying the floating offshore structure as fuel for internal facilities.

메탄 분리기(122)는 분리막 등을 활용하여 투과를 통해 메탄 성분을 분리하는 멤브레인(Membrane), 메탄 성분을 포집에 의해 분리하는 사이클론(Cyclone), 흡착을 통해 메탄 성분을 분리하는 흡착기(Adsorption) 중 적어도 어느 하나를 포함하여 마련될 수 있다. The methane separator 122 is one of a membrane that separates methane components through permeation using a separation membrane, a cyclone that separates methane components by trapping, and an adsorption device that separates methane components through adsorption. At least one may be provided.

또한, 메탄 분리기(122)는 메탄의 액화점을 이용해 기체와 액체 성분을 분리하여 메탄을 분리하는 기액분리 장치로 마련될 수 있다. 천연가스는 천연가스는 주성분인 메탄(Methane) 외에도 에탄(Ethane), 프로판(Propane), 부탄(Butane), 질소(Nitrogen) 등을 포함하는 혼합물인데, 이 중 메탄의 액화점은 -161.5 ℃로서, 에탄(액화점 -89 ℃) 및 프로판(액화점 -42 ℃) 등 기타 성분에 비해 매우 낮다. 이에 따라 메탄 분리기(122)에 수용된 혼합된 가스흐름 중 상대적으로 액화점이 높은 에탄, 프로판 등의 성분들은 액체상태를 유지하되, 상대적으로 액화점이 낮은 메탄 성분만 기체성분으로 분리시킬 수 있다.In addition, the methane separator 122 may be provided as a gas-liquid separation device that separates methane by separating gas and liquid components using the liquefaction point of methane. Natural gas is a mixture containing ethane, propane, butane, nitrogen, etc. in addition to the main component methane, among which the liquefaction point of methane is -161.5 ℃. , ethane (liquefaction point -89 ℃) and propane (liquefaction point -42 ℃) is very low compared to other components. Accordingly, components such as ethane and propane having a relatively high liquefaction point among the mixed gas flow accommodated in the methane separator 122 are maintained in a liquid state, but only the methane component having a relatively low liquefaction point can be separated into gaseous components.

메탄 분리기(122)는 메탄 성분을 분리하여 메탄 함유량이 높은 제1 가스만 개질기(150)로 공급함으로써 수소 생산의 효율성을 증대시키고, 메탄 함유량이 낮은 제2 가스는 설비들을 운용하는데 사용하여 천연가스를 효율적으로 사용할 수 있다.The methane separator 122 separates the methane component and supplies only the first gas with a high methane content to the reformer 150 to increase the efficiency of hydrogen production, and the second gas with a low methane content is used to operate facilities and is natural gas can be used efficiently.

제1 천연가스 공급라인(123)은 메탄 분리기(122)에서 메탄 함유량이 높은 제1 가스만을 분리하여 개질기(150)로 공급한다. 이는 개질기(150)에서 수소를 생산하는 개질 반응이 주로 메탄과 스팀을 반응시키는 것이므로 메탄 함량이 높은 제1 가스만을 분리하여 개질기(150)로 공급함으로써 천연가스를 효율적으로 사용하기 위함이다.The first natural gas supply line 123 separates only the first gas having a high methane content in the methane separator 122 and supplies it to the reformer 150 . This is to efficiently use natural gas by separating only the first gas having a high methane content and supplying it to the reformer 150 because the reforming reaction for producing hydrogen in the reformer 150 mainly reacts methane and steam.

제1 천연가스 공급라인(123)에는 후술할 증발가스 공급라인(130)이 합류되어 증발가스와 메탄 함유량이 높은 제1 가스가 혼합되어 개질기(150)로 공급될 수 있다. 일반적으로, 증발가스에는 메탄 함유량이 높기 때문에 증발가스와 제1 가스가 혼합된 기체 역시 메탄 함유량이 높게 형성될 수 있다. 이 때, 증발가스 공급라인(130)의 합류점 후단에는 도면 상에 표시되어 있지 않지만 제1 가스와 증발가스를 혼합 및 응축시키는 응축기(미도시)와, 응축된 혼합기체를 재기화시키는 기화기(미도시)가 마련될 수 있다.A boil-off gas supply line 130 , which will be described later, joins the first natural gas supply line 123 , so that the boil-off gas and the first gas having a high methane content are mixed and supplied to the reformer 150 . In general, since the boil-off gas has a high methane content, the gas in which the boil-off gas and the first gas are mixed may also have a high methane content. At this time, at the rear end of the junction of the boil-off gas supply line 130, although not shown in the drawing, a condenser (not shown) for mixing and condensing the first gas and the boil-off gas, and a vaporizer (not shown) for re-vaporizing the condensed mixed gas ) can be provided.

제1 천연가스 공급라인(123)에는 스팀 공급라인(160)이 합류하여 스팀을 공급할 수 있고, 스팀은 제1 가스 및 증발가스와 혼합되어 개질기(150)로 공급된다.The steam supply line 160 may join the first natural gas supply line 123 to supply steam, and the steam is mixed with the first gas and boil-off gas and supplied to the reformer 150 .

제2 천연가스 공급라인(124)은 메탄 분리기(122)에서 메탄 함유량이 낮은 제2 가스만을 분리하여 부유식 해상 구조물의 각종 설비의 연료로 공급한다. 제2 가스는 기화된 천연가스 중 개질 반응에 거의 이용되지 않는 에탄(Ethane), 프로판(Propane), 부탄(Butane), 질소(Nitrogen) 등을 분리한 기체를 의미하며, 개질 반응에 이용되지 않는 가스를 따로 분리하여 다른 설비의 연료로 사용될 수 있다.The second natural gas supply line 124 separates only the second gas having a low methane content in the methane separator 122 and supplies it as fuel for various facilities of the floating offshore structure. The second gas refers to a gas obtained by separating ethane, propane, butane, nitrogen, etc., which are hardly used in the reforming reaction among vaporized natural gas, and is not used in the reforming reaction. The gas can be separated and used as fuel for other equipment.

예를 들어, 제2 천연가스 공급라인(124)은 부유식 해상 구조물의 전력을 발생시키기 위한 발전용 엔진(30)과, 또는 부유식 해상 구조물의 추진을 위한 추진용 엔진(20)과, 스팀 리포머(151) 내부에 마련되어 고온의 환경을 조성하는 버너 중 적어도 하나로 공급되어 연료로 사용될 수 있다. 또한, 도면에 도시되지 않았지만 제2 천연가스 공급라인(124)은 스팀 보일러(163)에 연결되어 제2 가스를 공급할 수 있고, 담수를 가열하여 스팀을 생성하기 위한 연료로 사용될 수 있다.For example, the second natural gas supply line 124 is an engine for power generation 30 for generating electric power of a floating offshore structure, or a propulsion engine 20 for propulsion of a floating offshore structure, and steam It may be supplied to at least one of burners provided inside the reformer 151 to create a high-temperature environment and used as fuel. In addition, although not shown in the drawings, the second natural gas supply line 124 may be connected to the steam boiler 163 to supply the second gas, and may be used as fuel for heating fresh water to generate steam.

제2 천연가스 공급라인(124)에는 제2 가스를 이송시키는 송출 펌프(125)와, 제2 가스를 기화시키는 재기화기(126)를 구비하여 기화된 제2 가스를 상술한 각종 설비로 공급할 수 있다.The second natural gas supply line 124 includes a delivery pump 125 for transferring the second gas and a regasifier 126 for vaporizing the second gas to supply the vaporized second gas to the various facilities described above. there is.

증발가스 공급라인(130)은 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되고 출구 측 단부가 제1 천연가스 공급라인(123)에 연결되어 증발가스를 제1 가스와 혼합하여 개질기(150)로 공급할 수 있다. 다만, 증발가스 공급라인(130)의 출구 측 단부는 개질기(150)에 직접 연결되어 증발가스를 개질기(150)로 직접 공급할 수도 있다.The boil-off gas supply line 130 has an inlet end connected to the inside of the storage tank 110 and an outlet end connected to the first natural gas supply line 123 to mix the boil-off gas with the first gas to form a reformer 150 . ) can be supplied. However, the outlet side end of the boil-off gas supply line 130 may be directly connected to the reformer 150 to directly supply the boil-off gas to the reformer 150 .

증발가스 공급라인(130)에는 증발가스를 압축시키는 압축기(131)가 마련되고, 압축기(131)는 복수 개로 마련되어 직렬로 배치되는 다단 압축기(131a, 131b)로 마련될 수 있다.A compressor 131 for compressing the boil-off gas is provided in the boil-off gas supply line 130 , and a plurality of compressors 131 may be provided as multi-stage compressors 131a and 131b arranged in series.

개질기(150)는 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 스팀과 반응을 통해 수소를 생산한다. 구체적으로, 개질기(150)는 재기화 라인(120)과 증발가스 공급라인(130)으로부터 기화된 천연가스와 증발가스 중 적어도 하나로부터 메탄을 함유하는 가스를 공급받고, 후술할 스팀 공급라인(160)으로부터 스팀을 공급받아 고온의 환경에서 스팀 개질 반응, 전환반응, 수소 흡착 과정을 통해 수소를 생산할 수 있다.The reformer 150 receives at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank 110 and produces hydrogen through a reaction with steam. Specifically, the reformer 150 receives a gas containing methane from at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the regasification line 120 and the boil-off gas supply line 130 , and a steam supply line 160 to be described later. ), hydrogen can be produced through steam reforming, conversion, and hydrogen adsorption processes in a high-temperature environment.

개질기(150)는 제1 천연가스 공급라인(123)과 증발가스 공급라인(130)으로부터 메탄 함유량이 높은 혼합 가스를 공급받고, 스팀 공급라인(160)으로부터 스팀을 공급받아 고온의 환경에서 개질시키는 스팀 리포머(151)와, 스팀 리포머(151)에서 개질된 합성가스를 전환 반응시켜 수소를 생성하는 전환반응기(152)와, 전환반응기(152)에서 생성된 가스를 수소와 그 이외의 가스로 분리하는 PSA 장치(153)를 포함할 수 있다.The reformer 150 receives a mixed gas having a high methane content from the first natural gas supply line 123 and the boil-off gas supply line 130 , and receives steam from the steam supply line 160 to reform in a high-temperature environment. The steam reformer 151, the conversion reactor 152 for generating hydrogen by converting the synthesis gas reformed in the steam reformer 151, and separating the gas generated in the conversion reactor 152 into hydrogen and other gases It may include a PSA device 153 that does.

스팀 리포머(151)는 메탄 함유량이 높은 제1 가스 및 증발가스와 스팀 공급라인(160)에서 제공되는 스팀(H2O)이 섞인 혼합가스를 공급받는다. 이와 동시에, 스팀 리포머(151) 내부에 마련되는 버너(151a) 등을 점화시켜 메탄 함유 가스와 스팀은 고온의 환경(약 850℃)에서 개질 반응에 의해 수소(H2)와 일산화탄소(CO)가 포함된 합성가스와, 질소(N2) 등을 포함하는 배기가스를 생성할 수 있다.The steam reformer 151 is supplied with a mixed gas in which the first gas having a high methane content and boil-off gas and steam (H 2 O) provided from the steam supply line 160 are mixed. At the same time, by igniting the burner 151a provided inside the steam reformer 151, the methane-containing gas and steam are hydrogen (H2) and carbon monoxide (CO) by a reforming reaction in a high-temperature environment (about 850°C). It is possible to generate exhaust gas containing the synthesized gas, nitrogen (N2), and the like.

스팀 리포머(151)는 수소(H2)와 일산화탄소(CO)가 포함된 합성가스는 전환 반응기(152)로 공급하고 질소 등을 포함하는 배기가스를 벤트라인(157a)으로 배출할 수 있다.The steam reformer 151 may supply the synthesis gas containing hydrogen (H2) and carbon monoxide (CO) to the conversion reactor 152 and discharge the exhaust gas containing nitrogen and the like to the vent line 157a.

스팀 리포머(151)에서 생성된 합성가스는 전환반응기(152)로 공급되고, 전환반응기(152)에서는 합성가스에 함유된 일산화탄소(CO)를 스팀(H2O)과 반응시켜 수소(H2)를 추가적으로 생성할 수 있다. 따라서, 전환반응기(152)에서 배출되는 합성가스는 스팀 리포머(151)에서 배출되는 합성가스보다 수소 함유량이 더 높은 합성가스로 형성된다.The synthesis gas generated in the steam reformer 151 is supplied to the conversion reactor 152, and in the conversion reactor 152, carbon monoxide (CO) contained in the synthesis gas is reacted with steam (H2O) to additionally generate hydrogen (H2) can do. Accordingly, the synthesis gas discharged from the conversion reactor 152 is formed as a synthesis gas having a higher hydrogen content than the synthesis gas discharged from the steam reformer 151 .

전환반응기(152)에서 배출된 합성가스는 PSA장치(153)로 제공된다. 이 때, 전환반응기(152)와 PSA장치(153) 사이에는 냉각기(156)가 마련되어 전환반응기(152)에서 배출되는 합성가스를 냉각하여 PSA장치(153)로 공급할 수 있다. PSA장치(153)는 압력스윙흡착(Pressure Swing Absorption) 방식에 의해 일산화탄소, 이산화탄소 등의 불순물을 분리하여 배출하고 고순도의 수소를 얻을 수 있다. 따라서, PSA 장치(153)에서는 수소를 분리하여 수소 수요처(10)로 공급하고, 그 이외의 배기가스를 분리하여 벤트라인(157b)으로 배출할 수 있다.The synthesis gas discharged from the conversion reactor 152 is provided to the PSA device 153 . At this time, a cooler 156 is provided between the conversion reactor 152 and the PSA device 153 to cool the synthesis gas discharged from the conversion reactor 152 and supply it to the PSA device 153 . The PSA device 153 separates and discharges impurities such as carbon monoxide and carbon dioxide by a pressure swing absorption method to obtain high-purity hydrogen. Accordingly, in the PSA device 153 , hydrogen may be separated and supplied to the hydrogen demander 10 , and other exhaust gases may be separated and discharged to the vent line 157b.

개질기(150)는 스팀 리포머(151)의 전단에 마련되어 재기화 라인(120)에서 스팀 리포머(151)로 유입되는 혼합가스와 벤트라인(157)의 고온의 배기가스를 열교환시켜 스팀 리포머(151)에 유입되는 가스를 예열시키는 예열장치(154)를 더 포함할 수 있다.The reformer 150 is provided at the front end of the steam reformer 151 and exchanges heat with the mixed gas flowing into the steam reformer 151 from the regasification line 120 and the high-temperature exhaust gas of the vent line 157 to heat the steam reformer 151. It may further include a preheating device 154 for preheating the gas introduced into the.

벤트라인(157)은 예열장치(154)를 경유하면서 스팀 리포머(151)로 유입되는 혼합가스와 열교환한 후, 연소되어 외부로 방출될 수 있다. The vent line 157 may exchange heat with the mixed gas flowing into the steam reformer 151 while passing through the preheating device 154 , and then burn and be discharged to the outside.

스팀 공급라인(160)은 해수 공급부(161)에서 해수(Sea Water)를 공급받아 담수화시키고, 담수를 가열하여 스팀을 발생시키며, 스팀을 재기화 공급라인(120)으로 공급한다. 구체적으로, 스팀 공급라인(160)은 해수 공급부(161)에서 해수를 공급받아 담수화시키는 담수화 장치(162)와, 담수화 장치(162)에서 제공되는 담수를 가열하여 고온의 스팀을 생성하는 스팀 보일러(163)를 포함하고, 스팀 보일러(163)에서 제공되는 스팀을 재기화 공급라인(120) 상에서 증발가스 공급라인(130)의 합류 지점의 후단으로 공급한다.The steam supply line 160 receives seawater from the seawater supply unit 161 to desalinate it, heats the freshwater to generate steam, and supplies the steam to the regasification supply line 120 . Specifically, the steam supply line 160 includes a desalination device 162 for receiving seawater from the seawater supply unit 161 to desalinate it, and a steam boiler for generating high-temperature steam by heating the freshwater provided from the desalination device 162 ( 163), and supplies the steam provided from the steam boiler 163 to the rear end of the confluence of the boil-off gas supply line 130 on the regasification supply line 120 .

스팀 보일러(163)는 스팀 리포머(151)와 전환반응기(152) 사이에 마련되어 담수화 장치(162)에서 공급되는 담수와 스팀 리포머(151)에서 배출되는 합성가스를 열교환시켜 스팀을 발생시킨다.The steam boiler 163 is provided between the steam reformer 151 and the conversion reactor 152 and heats the fresh water supplied from the desalination device 162 and the synthesis gas discharged from the steam reformer 151 to generate steam.

다만, 스팀 보일러(163)는 스팀 리포머(151)에서 배출되는 합성가스를 열교환시키는 방식 이외에도 별도의 가열장치를 포함할 수 있다.However, the steam boiler 163 may include a separate heating device in addition to the method of heat-exchanging the synthesis gas discharged from the steam reformer 151 .

이와 같이, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 시스템은 액화천연가스를 수송하고 재기화설비를 구비하는 LNG 캐리어(LNG Carrier) 또는 FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 부유식 해양구조물을 이용하여 수소를 생산할 수 있다.As such, the floating hydrogen production system according to an embodiment of the present invention transports liquefied natural gas and provides a floating offshore structure such as an LNG carrier (LNG Carrier) or FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) having a regasification facility. can be used to produce hydrogen.

또한, 기화된 천연가스를 메탄 분리기(122)로 분리하여 메탄 함유량이 높은 가스만 개질 연료로 사용함으로써 수소 생산 효율을 증대시킬 수 있다. 이와 동시에, 메탄 함유량이 낮은 가스는 다른 설비의 연료로 사용하여 에너지 효율을 증대시킬 수 있다.In addition, by separating the vaporized natural gas with the methane separator 122 and using only the gas having a high methane content as the reforming fuel, hydrogen production efficiency can be increased. At the same time, the gas with a low methane content can be used as fuel for other facilities to increase energy efficiency.

지금까지 본 발명의 부유식 수소 생산 시스템에 관한 구체적인 실시 예에 관하여 설명하였으나, 본 발명의 범위에서 벗어나지 않는 한도 내에서는 여러 가지 실시 변형이 가능함은 자명하다.Although specific embodiments of the floating hydrogen production system of the present invention have been described so far, it is apparent that various implementation modifications are possible without departing from the scope of the present invention.

그러므로 본 발명의 범위에는 설명된 실시 예에 국한되어 전해져서는 안되며, 후술하는 특허등록 청구범위뿐만 아니라 이 특허등록 청구범위와 균등한 것들에 의해 정해져야 한다.Therefore, the scope of the present invention should not be limited to the described embodiments, and should be defined by not only the claims described later but also the claims and equivalents.

즉, 전술된 실시 예는 모든 면에서 예시적인 것이며, 한정적인 것이 아닌 것으로 이해되어야 하며, 본 발명의 범위는 상세한 설명보다는 후술될 특허등록 청구범위에 의하여 나타내어지며, 그 특허등록 청구범위의 의미 및 범위 그리고 그 등가 개념으로부터 도출되는 모든 변경 또는 변형된 형태가 본 발명의 범위에 포함되는 것으로 해석되어야 한다.That is, it should be understood that the above-described embodiment is illustrative in all respects and not restrictive, and the scope of the present invention is indicated by the claims to be described later rather than the detailed description, and the meaning and All changes or modifications derived from the scope and its equivalents should be construed as being included in the scope of the present invention.

10: 수소 수요처 20: 추진용 엔진
30: 발전용 엔진 100: 부유식 수소 생산 시스템
110: 저장탱크 120: 재기화 공급 라인
121: 기화기 122: 메탄 분리기
123: 제1 천연가스 공급라인 124: 제2 천연가스 공급라인
130: 증발가스 공급라인 131: 압축기
150: 개질기 151: 스팀 리포머
152: 전환반응기 153: PSA 장치
154: 예열장치 156: 쿨러
157: 벤트라인 160: 스팀 공급라인
163: 스팀 보일러10: hydrogen demand 20: propulsion engine
30: power generation engine 100: floating hydrogen production system
110: storage tank 120: regasification supply line
121: vaporizer 122: methane separator
123: first natural gas supply line 124: second natural gas supply line
130: boil-off gas supply line 131: compressor
150: reformer 151: steam reformer
152: conversion reactor 153: PSA device
154: preheating device 156: cooler
157: vent line 160: steam supply line
163: steam boiler

Claims (4)

부유식 해상 구조물에 마련되고 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크;
상기 부유식 해상 구조물에 설치되어 상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기;
상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화시키는 기화기와, 기화된 천연가스에 함유된 메탄 성분을 분리하는 메탄 분리기를 포함하는 재기화 라인; 및
상기 저장탱크의 증발가스를 상기 개질기로 공급하는 증발가스 공급라인;을 포함하고,
상기 재기화 라인은
상기 메탄 분리기에서 분리된 가스 중 메탄 함유량이 높은 제1 가스를 상기 개질기로 공급하는 제1 천연가스 공급라인과, 상기 메탄 분리기에서 분리된 가스 중 메탄 함유량이 낮은 제2 가스를 상기 부유식 해상 구조물 내부 설비의 연료로 공급하는 제2 천연가스 공급라인을 포함하는 부유식 수소 생산 시스템.a storage tank provided in a floating offshore structure and accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom;
a reformer installed in the floating offshore structure to receive at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank to produce hydrogen;
a regasification line comprising a vaporizer for regasifying the liquefied natural gas in the storage tank and a methane separator for separating methane components contained in the vaporized natural gas; and
Including; a boil-off gas supply line for supplying the boil-off gas of the storage tank to the reformer;
The regasification line is
A first natural gas supply line for supplying a first gas having a high methane content among the gases separated by the methane separator to the reformer, and a second gas having a low methane content among the gas separated by the methane separator are supplied to the floating offshore structure Floating hydrogen production system including a second natural gas supply line for supplying as fuel for internal facilities. 제1항에 있어서,
상기 증발가스 공급라인은
상기 제1 천연가스 공급라인에 합류하고, 증발가스는 상기 제1 가스와 혼합되어 상기 개질기로 공급되는 부유식 수소 생산 시스템.According to claim 1,
The boil-off gas supply line is
Floating hydrogen production system joined to the first natural gas supply line, the boil-off gas is mixed with the first gas and supplied to the reformer. 제2항에 있어서,
상기 제2 천연가스 공급라인은
상기 제2 가스를 이송시키는 송출 펌프와, 상기 제2 가스를 기화시키는 재기화기를 구비하고, 기화된 상기 제2 가스는 추진용 엔진과 발전용 엔진 중 적어도 하나에 공급되는 부유식 수소 생산 시스템. 3. The method of claim 2,
The second natural gas supply line is
A floating hydrogen production system comprising: a delivery pump for transferring the second gas; and a regasifier for vaporizing the second gas, wherein the vaporized second gas is supplied to at least one of a propulsion engine and an engine for power generation. 제3항에 있어서,
담수를 가열하여 스팀을 발생시키는 스팀 보일러를 구비하여 고온의 스팀을 상기 제1 천연가스 공급라인에 공급하는 스팀 공급라인;을 더 포함하는 부유식 수소 생산 시스템.4. The method of claim 3,
Floating hydrogen production system further comprising a; a steam supply line for supplying high-temperature steam to the first natural gas supply line by having a steam boiler for heating fresh water to generate steam.
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