KR20220049053A - 부유식 수소 생산 및 관리 시스템 - Google Patents

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류시진
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최병윤
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삼성중공업 주식회사
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Abstract

본 발명의 부유식 수소 생산 및 관리 시스템이 개시된다. 본 발명의 일 측면에 따르면, 제1 부유식 해상 구조물에 마련되고 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 제1 저장탱크; 제1 부유식 해상 구조물에 설치되어 제1 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기; 제1 저장탱크의 액화천연가스를 재기화시키는 기화기를 구비하고, 기화된 천연가스를 개질기로 공급하는 재기화 라인; 공기로부터 질소와 산소를 분리하여 배출하는 IGG장치; 및 개질기로부터 수소를 공급받고 IGG장치로부터 산소를 공급받아 전기를 생산하여 육상의 전기 수요처로 공급하는 연료전지유닛;을 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템이 제공될 수 있다.

Description

부유식 수소 생산 및 관리 시스템{HYDROGEN-FLOATING PRODUCTION AND TREATMENT SYSTEM}
본 발명은 부유식 수소 생산 및 관리 시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 부유식 해상 구조물의 액화가스 재기화 장치를 이용하여 수소를 생산하고 관리할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템에 관한 것이다.
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.
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.
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.
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.
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.
대한민국 공개특허공보 제10-2012-0068670호(2012. 06. 27. 공개)
본 실시 예는 액화가스 재기화 장치를 이용해 천연가스에 함유된 메탄을 개질하고 수소를 생산할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 기화된 천연가스를 메탄 분리기로 분리하여 메탄 함유량이 높은 가스만 개질기로 공급함으로써 수소 생산 효율을 증대시키는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 기화된 천연가스를 메탄 분리기로 분리하여 메탄 함유량이 낮은 가스는 다른 설비의 연료로 사용하여 에너지 효율을 증대시키는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 저장탱크의 액화천연가스를 공급받을 수 있고, 이에 따라 수소 생산을 지속 가능한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 IGG장치의 산소와 개질기의 수소를 이용해 전력을 생산 및 저장하여 발전용 엔진의 부하를 줄이고, 육상에 전기에너지를 공급할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 제1 부유식 해상 구조물에 마련되고 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 제1 저장탱크; 상기 제1 부유식 해상 구조물에 설치되어 상기 제1 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기; 상기 제1 저장탱크의 액화천연가스를 재기화시키는 기화기를 구비하고, 기화된 천연가스를 상기 개질기로 공급하는 재기화 라인; 공기로부터 질소와 산소를 분리하여 배출하는 IGG장치; 및 상기 개질기로부터 수소를 공급받고 상기 IGG장치로부터 산소를 공급받아 전기를 생산하여 육상의 전기 수요처로 공급하는 연료전지유닛;을 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템이 제공될 수 있다.
상기 연료전지유닛은 수소와 산소를 이용해 전력을 생산하는 연료전지와, 상기 연료전지에서 생산된 전기를 일시적으로 저장하고 상기 전기 수요처로 전기를 공급하는 배터리를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템이 제공될 수 있다.
상기 IGG장치는 공기를 공급받아 압축시키는 저압 압축기와, 상기 저압 압축기에 의해 압축된 기체 중 질소 성분과 산소 성분을 분리하는 기체성분 분리기와, 상기 기체성분 분리기에서 분리되는 기체 중 산소 성분을 상기 연료전지로 공급하는 산소 공급라인과, 상기 기체성분 분리기에서 분리되는 기체 중 질소 성분을 상기 제1 저장탱크로 공급하는 질소 공급라인을 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템이 제공될 수 있다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템은 액화가스 재기화 장치를 이용해 천연가스에 함유된 메탄을 개질하고 수소를 생산할 수 있다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템은 기화된 천연가스를 메탄 분리기로 분리하여 메탄 함유량이 높은 가스만 개질기로 공급함으로써 수소 생산 효율을 증대시키는 효과가 있다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템은 기화된 천연가스를 메탄 분리기로 분리하여 메탄 함유량이 낮은 가스는 다른 설비의 연료로 사용하여 에너지 효율을 증대시키는 효과가 있다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템은 저장탱크의 액화천연가스를 공급받을 수 있고, 이에 따라 수소 생산을 지속 가능한 효과가 있다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템은 저장탱크에 메탄 함유량이 낮은 가스를 공급하여 탱크 내의 부압을 발생을 방지할 수 있는 효과가 있다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템은 IGG장치의 산소와 개질기의 수소를 이용해 전력을 생산 및 저장하여 발전용 엔진의 부하를 줄이고, 육상에 전기에너지를 공급할 수 있다.
도 1는 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템을 개략적으로 나타내는 개념도이다.
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.
도 1는 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템을 개략적으로 나타내는 개념도이다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템(100)은 제1 부유식 해상 구조물(S1)에 마련되어 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 제1 저장탱크(110), 제1 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기(150), 제1 저장탱크(110)의 액화천연가스를 재기화시키는 기화기(121)를 구비하고 기화된 천연가스를 개질기(150)로 공급하는 재기화 라인(120), 제2 부유식 해상 구조물(S2)에 마련되고 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 제2 저장탱크(140), 제2 저장탱크(140)에서 제1 저장탱크(110)로 액화천연가스를 이송하는 제1 이송라인(170), 재기화 라인(120)에서 분기되어 기화된 천연가스 중 적어도 일부를 제2 저장탱크(140)로 이송하는 제2 이송라인(180), 제1 저장탱크(110)의 증발가스를 개질기(150)로 공급하는 증발가스 공급라인(130)을 포함한다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템(100)은 해상에서 운용되는 부유식 해상 구조물에 적용될 수 있다. 여기서, 부유식 해상 구조물은 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 및 관리 시스템(100)은 이러한 부유식 해상 구조물에 함께 탑재되어 운용될 수 있다.
본 실시 예에 의한 제1 부유식 해상 구조물(S1)과 제2 부유식 해상 구조물(S2)은 별도로 마련되어 각각이 해상에서 운용되는 부유식 구조물이다. 후술할 바와 같이, 제1 부유식 해상 구조물(S1)과 제2 부유식 해상 구조물(S2)은 각각 저장탱크를 구비하여 액화천연가스를 수용 가능하되, 제1 부유식 해상 구조물(S1)은 수소를 생산하기 위한 설비를 탑재하여 수소를 생산 가능하고, 제2 부유식 해상 구조물(S2)은 천연가스를 저장 및 수송하여 제1 부유식 해상 구조물(S1)로 천연가스를 공급 가능하게 마련될 수 있다.
제1 저장탱크(110)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 구체적으로, 제1 저장탱크(110)는 제2 저장탱크(140)로부터 제1 이송라인(170)을 통해 액화천연가스를 공급받아 수용 및 저장할 수 있다.
제1 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 수요처(미도시)로 공급될 수 있다. 뿐만 아니라, 제1 저장탱크(110)에 수용되는 액화천연가스 및 증발가스는 개질기(150)로 공급되어 수소를 생산하기 위한 연료로 이용될 수 있다.
제1 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.
제1 저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 불가능하며, 제1 저장탱크(110) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 증발가스가 생성된다.
제1 저장탱크(110) 내의 증발가스의 생성량은 제1 저장탱크(110)의 내부 온도, 압력 및 액화천연가스의 보유량에 따라 달라진다. 이러한 증발가스는 제1 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 제1 저장탱크(110)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 증발가스를 제1 저장탱크(110)로부터 제거 또는 처리할 필요성이 있다. 이에 따라, 제1 저장탱크(110)의 내부에 발생된 증발가스는 압축된 후 개질기(150)로 공급되어 수소를 생산하는데 사용될 수 있다. 또한 증발가스는 도면에는 도시하지 않았으나 선박의 추진을 위한 엔진에 연료가스로 사용될 수 있다.
제1 저장탱크(110)는 복수 개로 마련될 수 있고, 각각의 제1 저장탱크는 제1 이송라인(170)을 통해 제2 저장탱크(140)로부터 액화천연가스를 공급받을 수 있다. 이 때, 제1 저장탱크(110)가 제1 이송라인(170)으로 액화천연가스를 공급받을 때에는, 재기화 라인(120) 및 증발가스 공급라인(130)의 천연가스 및 증발가스 공급이 중단되고 개질기(150)의 작동이 중지되어 수소 생산이 중단될 수 있다.
제1 저장탱크(110)의 내부에는 액화천연가스를 분사하여 탱크의 내부를 냉각시키는 탱크냉각부(111)가 마련된다. 탱크냉각부(111)는 제1 저장탱크(110) 하부에 마련되어 액화천연가스를 상부로 이송하는 LNG펌프(111a)와, LNG펌프(111a)로 이송된 저온의 액화천연가스를 탱크 내부로 분사하여 증발가스 생성을 감소시키는 분사장치(111b)를 포함할 수 있다.
일반적으로, 탱크 내부에 수용된 저온의 액화천연가스의 수위가 약 30% 이하로 낮아지면 탱크 내부 기체의 온도가 상승한다. 따라서, 본 발명의 제1 저장탱크(110)의 액화천연가스의 수위가 낮아지면 제1 저장탱크(110)의 내부 온도가 상승하며, 제1 이송라인(170)을 통해 액화천연가스를 공급받을 시 제1 저장탱크(110) 내부에 다량의 증발가스가 생성된다. 이 때, 탱크냉각부(111)는 저온의 액화천연가스를 제1 저장탱크(110) 내부로 분사함으로써 제1 저장탱크(110) 내의 기체 온도를 낮추어 증발가스 생성량을 감소시킬 수 있다.
제1 저장탱크(110)는 질소 공급라인(194)을 통해 IGG(Inert Gas Generator)장치(190)에서 생성되는 질소를 공급받을 수 있다. 이에 따라, 제1 저장탱크(110)의 이너팅을 위해 탱크 내에 잔존하는 증발가스를 배출시키고 불활성 가스인 질소를 공급받아 치환함으로써 퍼징(Purging) 작업을 수행할 수 있다.
제2 부유식 해상 구조물(S2)은 제1 부유식 해상 구조물(S1)과 마찬가지로 LNG 캐리어(LNG Carrier), LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel), 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)를 의미할 수 있다.
제2 부유식 해상 구조물(S2)은 제1 부유식 해상 구조물(S1)에 액화천연가스를 공급할 수 있도록 마련되고, 제1 부유식 해상 구조물(S1)과 달리 개질기(150)와 같은 수소를 생산하기 위한 설비를 구비하지 않아도 무방하다.
제2 부유식 해상 구조물(S2)은 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용 및 저장하도록 마련되는 제2 저장탱크(140)를 구비할 수 있고, 제2 저장탱크(140)는 복수 개로 마련될 수 있다.
제2 저장탱크(140)는 제1 저장탱크와 마찬가지로, 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있으며, 선체에 복수 개로 마련될 수 있다.
제2 저장탱크(140)는 내부에 수용된 액화천연가스를 제1 저장탱크(110)로 공급하기 위한 제1 이송라인(170)과 연결된다. 이 때, 제1 이송라인(170)의 입구 측 단부는 제2 저장탱크(140)에 연결되고, 출구 측 단부는 제1 저장탱크(110)에 연결되며, 입구 측 단부에는 액화천연가스를 송출하기 위한 펌프(171)가 마련된다. 이에 따라, 제2 저장탱크(140)의 액화천연가스는 제1 저장탱크(110)의 액화천연가스가 소모되면 제1 이송라인(170)을 통해 이송될 수 있다.
또한, 제2 저장탱크(140)는 메탄 함량이 낮은 제2 가스를 제2 저장탱크(140)로 공급하기 위한 제2 이송라인(180)과 연결된다. 이 때, 제2 이송라인(180)의 입구 측 단부는 제2 가스 공급라인(124)에 연결되고, 출구 측 단부는 제2 저장탱크(140)에 연결된다. 다시 말해, 제2 이송라인(180)은 제2 가스 공급라인(124)에서 분기되어 메탄 분리기(122)에서 배출되는 제2 가스의 적어도 일부를 제2 저장탱크(140)로 이송할 수 있다.
한편, 제2 저장탱크(140)의 액화천연가스를 제1 이송라인(170)을 통해 제1 저장탱크(110)로 이송하면 제2 저장탱크(140)의 내부 압력은 감소하여 부압이 발생할 수 있다. 이 때, 제2 이송라인(180)을 통해 제2 가스가 제2 저장탱크(140)로 유입되어 제2 저장탱크(140) 내부에 부압이 발생하는 것을 방지할 수 있다.
이로써, 제2 저장탱크(140)의 부압을 방지하기 위해 별도의 기체를 공급할 추가 설비를 필요로 하지 않을 수 있다. 또한, 제1 부유식 해상 구조물(S1)에서 제1 가스는 수소를 생산하는데 사용되되, 제2 가스는 제2 저장탱크(140)의 부압 방지를 위해 사용되어 천연가스의 효율적인 사용을 도모할 수 있다.
제1 이송라인(170)은 제2 저장탱크(140)의 액화가스를 제1 저장탱크(110)로 이송하기 위한 연결라인으로, 제1 부유식 해상 구조물(S1)과 제2 부유식 해상 구조물(S2) 중 적어도 하나에 마련되는 파이프 라인으로 마련될 수 있다. 구체적으로, 제1 이송라인(170)의 입구 측 단부는 제2 저장탱크(140)에 연결되고, 출구 측 단부는 제1 저장탱크(110)에 연결되며, 입구 측 단부에는 제2 저장탱크(140)의 액화천연가스를 송출하기 위한 펌프(171)가 마련된다.
제1 이송라인(170)에는 질소 공급라인(194)이 합류되어 IGG(Inert Gas Generator)장치(190)에서 분리되어 배출되는 질소 성분 기체를 제1 저장탱크(110)로 제공할 수 있다. 이 때, 제1 이송라인(170) 상의 질소 공급라인(194)이 합류되는 지점 전단에는 제2 개폐밸브(172)가 마련되어 제2 저장탱크(140)에서 이송되는 액화천연가스의 공급 유량을 조절할 수 있다. 이로써, 퍼징 작업 시에는 제2 개폐밸브(172)를 폐쇄하고 제1 개폐밸브(194a)를 개방하여 질소를 제1 저장탱크(110)로 공급할 수 있고, 제2 저장탱크(140)의 액화천연가스 이송 시에는 제2 개폐밸브(172)를 개방하고 제1 개폐밸브(194a)를 폐쇄하여 액화천연가스를 저장탱크(110)로 공급할 수 있다.
제2 이송라인(180)은 재기화 라인에서 분기되어 기화된 천연가스 중 적어도 일부를 제2 저장탱크(140)로 이송하기 위한 연결라인으로, 제1 부유식 해상 구조물(S1)과 제2 부유식 해상 구조물(S2) 중 적어도 하나에 마련되는 파이프 라인으로 마련될 수 있다. 구체적으로, 제2 이송라인(180)의 입구 측 단부는 제2 가스 공급라인(124)에 연결되고, 출구 측 단부는 제2 저장탱크(140)에 연결되어 제2 가스를 공급함으로써 부압이 발생하는 것을 방지할 수 있다.
재기화 라인(120)은 제1 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스를 재기화시켜 개질기(150)로 공급하여 수소를 생산하기 위한 연료를 제공할 수 있고, 이와 동시에 기화된 천연가스를 발전용 엔진(30) 및 추진용 엔진(20) 등 부유식 해상 구조물 내부 설비로 공급하여 설비를 운용하기 위한 연료를 제공할 수 있다.
재기화 라인(120)은 입구 측 단부가 제1 저장탱크(110)의 내부에 연결된다. 이 때, 재기화 라인(120)의 입구 측 단부에는 펌프(128)가 마련되어 제1 저장탱크(110) 내부의 액화천연가스가 재기화 라인(120)을 따라 이송 가능하게 한다.
재기화 라인(120)에는 액체 상태의 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 가스 공급라인(123)과, 메탄 함유량이 낮은 제2 가스를 제1 부유식 해상 구조물(S1) 내부 설비의 연료로 공급하는 제2 가스 공급라인(124)을 포함한다.
재기화 라인(120)에는 제2 이송라인(180)이 분기되어 기화된 천연가스 중 적어도 일부를 제2 저장탱크(140)로 이송할 수 있다. 구체적으로, 제2 이송라인(180)은 제2 가스 공급라인(124)에서 분기되어 메탄 함량이 적은 제2 가스를 제2 저장탱크(140)로 이송할 수 있다. 이로써 제2 저장탱크(140)의 액화천연가스가 제1 저장탱크(110)로 이송되어 제2 저장탱크(140)에 부압이 발생하더라도, 제2 이송라인(180)을 통해 제2 저장탱크(140)로 제2 가스를 공급하여 제2 저장탱크(140)의 내부를 채워줌으로써 제2 저장탱크(140)의 압력을 유지할 수 있다.
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.
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.
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.
제1 가스 공급라인(123)은 메탄 분리기(122)에서 메탄 함유량이 높은 제1 가스만을 분리하여 개질기(150)로 공급한다. 개질기(150)에서 수소(H2)를 생산하는 개질 반응은 주로 메탄(CH4)과 스팀(H2O)을 반응시키는 것이므로, 메탄 함량이 높은 제1 가스만을 분리하여 메탄의 순도가 높은 가스를 개질기(150)로 공급함으로써 천연가스를 효율적으로 사용하기 위함이다.
제1 가스 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 가스 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.
제1 가스 공급라인(123)에는 스팀 공급라인(160)이 합류하여 스팀을 공급할 수 있고, 스팀은 제1 가스 및 증발가스와 혼합되어 개질기(150)로 공급된다.
제2 가스 공급라인(124)은 메탄 분리기(122)에서 메탄 함유량이 낮은 제2 가스만을 분리하여 제1 부유식 해상 구조물(S1)의 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.
예를 들어, 제2 가스 공급라인(124)은 제1 부유식 해상 구조물(S1)의 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(151a) 중 적어도 하나로 공급되어 연료로 사용될 수 있다. 또한, 도면에 도시되지 않았지만 제2 가스 공급라인(124)은 스팀 보일러(163)에 연결되어 제2 가스를 공급할 수 있고, 담수를 가열하여 스팀을 생성하기 위한 연료로 사용될 수 있다.
제2 가스 공급라인(124)에는 제2 가스를 이송시키는 송출 펌프(125)와, 제2 가스를 기화시키는 기화기(126)를 구비하여 기화된 제2 가스를 상술한 각종 설비로 공급할 수 있다.
증발가스 공급라인(130)은 입구 측 단부가 제1 저장탱크(110)의 내부에 연결되고 출구 측 단부가 제1 가스 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.
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.
개질기(150)는 제1 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(165)으로부터 스팀을 공급받아 고온의 환경에서 스팀 개질 반응, 전환반응, 수소 흡착 과정을 통해 수소를 생산하여 연료전지유닛(158)으로 공급할 수 있다.
개질기(150)는 제1 가스 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.
스팀 리포머(151)는 메탄 함유량이 높은 제1 가스 및 증발가스와 스팀 공급라인(165)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.
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.
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.
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 연료전지유닛(158)으로 공급하고, 그 이외의 배기가스를 분리하여 벤트라인(157b)로 배출할 수 있다.
PSA장치(153)에서 분리되는 수소는 수소 공급라인(11)을 통해 연료전지유닛(158)으로 공급될 수 있다. 수소 공급라인은 도면에 미도시된 압축기(미도시)를 구비하여 압축된 수소를 연료전지유닛(158)으로 공급할 수 있다.
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.
벤트라인(157)은 예열장치(154)를 경유하면서 스팀 리포머(151)로 유입되는 혼합가스와 열교환한 후, 연소되어 외부로 방출될 수 있다.
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.
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.
다만, 스팀 보일러(163)는 스팀 리포머(151)에서 배출되는 합성가스를 열교환시키는 방식 이외에도 별도의 가열장치를 포함할 수 있다.
IGG(Inert Gas Generator)장치(190)는 공기로부터 질소와 산소를 분리하여 배출할 수 있다. 구체적으로, IGG장치(190)는 불활성기체인 질소를 생성 또는 분리하여 제1 저장탱크(110)로 공급하고, 퍼징(Purging) 작업을 통해 탱크 내부 기체를 치환함으로써 제1 저장탱크(110)의 유지 보수 작업에 대한 안전성을 담보한다. 또한, IGG장치(190)는 산소를 생성 또는 분리하여 연료전지유닛(158)으로 공급함으로써 연료전지(158a)에서 수소와 산소를 이용해 전기를 생산할 수 있게 한다.
IGG장치(190)는 공기를 공급받아 압축시키는 저압 압축기(191)와, 저압 압축기(192)에 의해 압축된 기체 중 질소 성분과 산소 성분을 분리하는 기체성분 분리기(192)와, 기체성분 분리기(192)에서 분리되는 기체 중 산소 성분을 연료전지(158a)로 공급하는 산소 공급라인(193)과, 기체성분 분리기(192)에서 분리되는 기체 중 질소 성분을 제1 저장탱크(110) 또는 제1 이송라인(170)으로 공급하는 질소 공급라인(194)을 포함할 수 있다. 이 때, IGG장치(190)로 공급되는 가스는 이에 한정되지 않고, 질소 및/또는 산소를 포함하는 가스라면 육상의 발전소(미도시)에서 공급받는 등 다양한 변형이 가능하고, 이와 동일하게 이해되어야 할 것이다.
기체성분 분리기(192)는 혼합기체를 공급받아 흡착베드에 흡착하여 분리 배출하는 형태로 질소와 산소로 분리하도록 마련될 수 있다.
질소 공급라인(194)은 일측 단부가 기체성분 분리기(192)에 연결되고, 타측 단부가 제1 이송라인(170)에 합류되어 제1 저장탱크(110)로 연결될 수 있다. 이 때, 질소 공급라인(194) 상의 제1 이송라인(170)에 합류되는 지점 전단에는 질소 성분 기체의 공급 유량을 조절하는 제1 개폐밸브(194a)가 마련될 수 있다. 이로써, 퍼징 작업 시에는 제2 개폐밸브(172)를 폐쇄하고 제1 개폐밸브(194a)를 개방하여 질소를 제1 저장탱크(110)로 공급할 수 있고, 제2 저장탱크(140)의 액화천연가스 이송 시에는 제2 개폐밸브(172)를 개방하고 제1 개폐밸브(194a)를 폐쇄하여 액화천연가스를 공급할 수 있다.
산소 공급라인(193)은 일측 단부가 기체성분 분리기(192)에 연결되고, 타측 단부가 연료전지(158a)에 연결되어 연료전지(158a)의 전력 생성에 필요한 산소를 공급할 수 있다.
IGG장치(190)는 공지된 불활성 기체(질소)를 공급하는 장치에 공지된 기체 성분을 분리하는 장치를 부가하여 분리된 산소와 질소를 각각 연료전지유닛(158)과 제1 저장탱크(110)로 분리 배출하는 형태로 마련될 수 있다.
연료전지유닛(158)은 개질기(150)로부터 공급받은 수소와 IGG장치(190)에서 공급받은 산소를 이용하여 전력을 생산할 수 있다.
연료전지유닛(158)은 수소와 산소를 이용해 전력을 생산하는 연료전지(158a)와, 연료전지(158a)에서 생산된 전력을 충전하는 배터리(158b)를 포함할 수 있다. 연료전지유닛(158)은 다수의 연료전지(158a)와 다수의 배터리(158b)를 포함할 수 있다. 이에 따라, 연료전지유닛(158)은 제1 부유식 해상 구조물(S1) 내에 설치 공간을 확보하기 위해 기존의 저장탱크(110) 중 일부를 제거한 자리에 설치될 수 있다.
연료전지(158a)는 예컨대 고분자 전해질막 연료전지(PEMFC)와 용융탄산염 연료전지(MCFC) 중 적어도 하나로 마련될 수 있으나, 이에 한정되지 않고 수소와 산소를 이용하여 전력을 생산할 수 있다면 이와 동일하게 이해되어야 한다.
연료전지(158a)에서 생산되는 전기는 육상의 전기 수요처(40)로 직접 공급되거나, 배터리(158b)에 일시적으로 저장되었다가 육상의 전기 수요처(40)로 공급될 수 있다.
또한, 연료전지(158a)에서 생산되는 전기 중 일부는 제1 부유식 해상 구조물(S1)의 내부 설비와 같은 선내 수요처(미도시)로 공급될 수 있다.
배터리(158b)는 연료전지(158a)에 연결되어 전기를 저장할 수 있고, 전력 수요량이 증가할 경우 연료전지(158a)뿐만 아니라 배터리(158b)에 저장된 전기를 육상이 전기 수요처(40)로 공급할 수 있다.
따라서, 연료전지유닛(158)은 액화천연가스를 개질한 수소와 IGG장치(190)에서 분리된 산소를 이용하여 육상에 전기에너지 형태로 공급함으로써 해상의 발전소 역할을 수행할 수 있으며, 전기를 연결 가능한 커넥터가 있는 곳이라면 어디든지 전기 에너지로 공급할 수 있는 장점이 있다.
또한, 연료전지유닛(158)은 수소와 산소를 이용하여 전력을 생산함으로써 제1 부유식 해상 구조물(S1)에 마련되는 발전용 엔진(30)의 개수를 줄일 수 있고, 발전용 엔진(30)의 부하를 저감할 수 있는 장점이 있다.
이와 같이, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템(100)은 액화천연가스를 수송하고 재기화설비를 구비하는 LNG 캐리어(LNG Carrier) 또는 FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 부유식 해양구조물을 이용하여 수소를 생산할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템(100)은 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 연료 또는 제2 저장탱크(140)의 부압을 방지하는 가스로 사용하여 에너지 효율을 증대시킬 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템(100)은 제1 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스를 모두 소모하더라도 제2 저장탱크(140)의 액화천연가스를 공급받음으로써 수소 생산을 지속할 수 있는 장점이 있다.
또한, 본 발명의 일 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리 시스템(100)은 퍼징 작업을 위한 IGG장치(190)와, 수소를 생산하기 위한 개질기(150)에서 각각 산소와 수소를 공급받아 전력을 생산하는 연료전지(158a)를 구비함으로써 발전용 엔진(30)의 개수 및 부하를 저감시킬 수 있는 장점이 있다.
지금까지 본 발명의 부유식 수소 생산 및 관리 시스템(100)에 관한 구체적인 실시 예에 관하여 설명하였으나, 본 발명의 범위에서 벗어나지 않는 한도 내에서는 여러 가지 실시 변형이 가능함은 자명하다.
그러므로 본 발명의 범위에는 설명된 실시 예에 국한되어 전해져서는 안되며, 후술하는 특허등록 청구범위뿐만 아니라 이 특허등록 청구범위와 균등한 것들에 의해 정해져야 한다.
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.
100: 부유식 수소 생산 및 관리 시스템 110: 제1 저장탱크
111: 탱크냉각부 120: 재기화 공급 라인
121: 기화기 130: 증발가스 공급라인
131: 압축기 140: 제2 저장탱크
150: 개질기 151: 스팀 리포머
152: 전환반응기 153: PSA 장치
154: 예열장치 156: 쿨러
157: 벤트라인 158a: 연료전지
158b: 배터리 160: 스팀 공급라인
163: 스팀 보일러 170: 제1 이송라인
171: 펌프 172: 제2 밸브
180: 제2 이송라인 190: IGG장치
191: 저압 압축기 192: 기체성분 분리기
193: 산소 공급라인 194: 질소 공급라인
194a: 제1 밸브
S1: 제1 부유식 해상 구조물 S2: 제2 부유식 해상 구조물

Claims (3)

  1. 제1 부유식 해상 구조물에 마련되고 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 제1 저장탱크;
    상기 제1 부유식 해상 구조물에 설치되어 상기 제1 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 하나를 공급받아 수소를 생산하는 개질기;
    상기 제1 저장탱크의 액화천연가스를 재기화시키는 기화기를 구비하고, 기화된 천연가스를 상기 개질기로 공급하는 재기화 라인;
    공기로부터 질소와 산소를 분리하여 배출하는 IGG장치; 및
    상기 개질기로부터 수소를 공급받고 상기 IGG장치로부터 산소를 공급받아 전기를 생산하여 육상의 전기 수요처로 공급하는 연료전지유닛;을 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 연료전지유닛은
    수소와 산소를 이용해 전력을 생산하는 연료전지와, 상기 연료전지에서 생산된 전기를 일시적으로 저장하고 상기 전기 수요처로 전기를 공급하는 배터리를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 IGG장치는
    공기를 공급받아 압축시키는 저압 압축기와, 상기 저압 압축기에 의해 압축된 기체 중 질소 성분과 산소 성분을 분리하는 기체성분 분리기와, 상기 기체성분 분리기에서 분리되는 기체 중 산소 성분을 상기 연료전지로 공급하는 산소 공급라인과, 상기 기체성분 분리기에서 분리되는 기체 중 질소 성분을 상기 제1 저장탱크로 공급하는 질소 공급라인을 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리 시스템.
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