KR20220050248A - Hydrogen-floating production and treatment system - Google Patents

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KR20220050248A
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floating
reformer
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KR1020200132940A
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최병윤
류시진
박아민
정승재
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삼성중공업 주식회사
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Abstract

Disclosed are a floating hydrogen production and treatment system. According to the present embodiment, the floating hydrogen production and treatment system comprises: a storage tank for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom; a reformer for receiving at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank and producing hydrogen gas; and a hydrogen liquefaction line for liquefying the hydrogen gas produced by the reformer. The hydrogen liquefaction line includes: a first compression unit for pressurizing introduced hydrogen gas; a cooling unit for cooling the hydrogen gas pressurized by the first compression unit; and an expansion unit for depressurizing the hydrogen gas cooled by the cooling unit. The cooling unit includes a first heat exchanger for receiving cold heat from the liquefied natural gas introduced into a regasification device that regasifies the liquefied natural gas stored in the storage tank and supplies the same to a demander. Therefore, the floating hydrogen production and treatment system can reform methane contained in the natural gas, thereby stably producing hydrogen.

Description

부유식 수소 생산 및 관리시스템{HYDROGEN-FLOATING PRODUCTION AND TREATMENT SYSTEM}Floating hydrogen production and management system {HYDROGEN-FLOATING PRODUCTION AND TREATMENT SYSTEM}

본 발명은 부유식 수소 생산 및 관리시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 육상으로 기화된 천연가스를 제공하는 재기화장치를 활용하여 수소를 안정적으로 생산 및 공급할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a floating hydrogen production and management system, and more particularly, to a floating hydrogen production and management system that can stably produce and supply hydrogen by using a regasification device that provides natural gas vaporized on land. it's about

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 캐리어 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. 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 stably in a large capacity and for a long period of time, and is easily converted into other energy sources, is in the spotlight as an optimal energy carrier. In addition, hydrogen can be produced by extracting hydrogen from by-product gas generated as a by-product of chemical processes such as petrochemical or 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 제10-2012-0049731호(2012. 05. 17. 공개)Republic of Korea Patent Publication No. 10-2012-0049731 (published on May 17, 2012)

본 실시 예는 천연가스에 함유된 메탄을 개질하여 수소를 생산함과 동시에, 재기화장치로 유입되는 액화천연가스의 냉열을 활용하여 수소가스를 효율적으로 액화 및 관리할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment produces hydrogen by reforming methane contained in natural gas, and at the same time utilizes the cooling heat of liquefied natural gas flowing into the regasification device to efficiently liquefy and manage hydrogen gas. We want to provide a management system.

본 실시 예는 본 실시 예는 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is intended to provide a floating hydrogen production and management system that can promote efficient facility operation with a simple structure.

본 실시 예는 설비의 구조 안정성을 도모할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is intended to provide a floating hydrogen production and management system that can promote the structural stability of the facility.

본 실시 예는 에너지 효율을 향상시킬 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is intended to provide a floating hydrogen production and management system that can improve energy efficiency.

본 실시 예는 수소가스의 액화 공정을 효율적으로 수행할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is intended to provide a floating hydrogen production and management system that can efficiently perform the liquefaction process of hydrogen gas.

본 발명의 일 측면에 의하면, 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크, 상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소가스를 생산하는 개질기 및 상기 개질기에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인을 포함하고, 상기 수소 액화라인은 유입된 수소가스를 가압하는 제1 압축부와, 상기 제1 압축부에 의해 가압된 수소가스를 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 수소가스를 감압시키는 팽창부를 포함하고, 상기 냉각부는 상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화하여 수요처로 공급하는 재기화장치로 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하여 제공될 수 있다.According to an aspect of the present invention, a storage tank for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom, a reformer for producing hydrogen gas by receiving at least one of natural gas and boil-off gas vaporized from the storage tank, and the and a hydrogen liquefaction line for liquefying the hydrogen gas produced by the reformer, wherein the hydrogen liquefaction line includes a first compression part for pressurizing the introduced hydrogen gas, and a cooling for cooling the hydrogen gas pressurized by the first compression part and an expansion unit for depressurizing the hydrogen gas cooled by the cooling unit, wherein the cooling unit regasifies the liquefied natural gas in the storage tank and cools heat from the liquefied natural gas introduced into a regasification device that supplies it to a consumer It may be provided including a first heat exchanger to be supplied.

상기 냉각부는 상기 제1 열교환기를 거쳐 1차적으로 냉각된 수소가스와 극저온의 냉매를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 더 포함하여 제공될 수 있다.The cooling unit may further include a second heat exchanger for secondarily exchanging heat with hydrogen gas, which has been primarily cooled through the first heat exchanger, with a cryogenic refrigerant.

상기 수소 액화라인은 상기 팽창부에 의해 감압된 수소가스를 액화수소 및 미액화수소로 분리하는 제1 기액분리기와, 상기 제1 기액분리기의 액화수소를 수요처로 공급하는 액화수소 공급라인과, 상기 제1 기액분리기의 미액화수소를 상기 제1 압축부 전단으로 공급하는 재순환라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The hydrogen liquefaction line includes a first gas-liquid separator for separating the hydrogen gas depressurized by the expansion unit into liquefied hydrogen and non-liquefied hydrogen, and a liquid hydrogen supply line for supplying the liquefied hydrogen of the first gas-liquid separator to a consumer; It may be provided by further comprising a recirculation line for supplying the unliquefied hydrogen of the first gas-liquid separator to the front end of the first compression unit.

상기 제2 열교환기는 상기 재순환라인을 따라 이송되는 미액화수소로부터 냉열을 추가적으로 공급받을 수 있다.The second heat exchanger may additionally receive cooling heat from unliquefied hydrogen transferred along the recirculation line.

상기 수소 액화라인 상의 상기 제1 압축부 후단으로부터 분기되어 상기 가압된 수소가스의 일부를 배터리장치 및 수요처 중 적어도 어느 하나로 공급하는 수소가스 공급라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.A hydrogen gas supply line branched from the rear end of the first compression unit on the hydrogen liquefaction line and supplying a part of the pressurized hydrogen gas to at least one of a battery device and a customer may be provided.

상기 개질기에서 발생하는 폐열을 수집하는 폐열회수라인, 상기 폐열회수라인을 따라 이송되는 가열된 열매체와 물을 열교환하여 스팀을 발생시키는 스팀 보일러 및 상기 스팀 보일러에 의해 발생된 스팀을 상기 개질기로 공급하는 스팀 공급라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.A waste heat recovery line that collects waste heat generated in the reformer, a steam boiler that generates steam by exchanging heat with water and a heated heating medium transferred along the waste heat recovery line, and the steam generated by the steam boiler is supplied to the reformer It may be provided to further include a steam supply line.

상기 저장탱크로부터 상기 개질기로 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급하는 가스 공급부를 더 포함하고, 상기 가스 공급부는 상기 저장탱크의 액화천연가스와 증발가스를 공급받아 혼합시키는 혼합기, 상기 혼합기에 의해 혼합된 가스흐름을 수용하는 제2 기액분리기, 상기 제2 기액분리기에서 분리되되 상대적으로 메탄 함량이 높은 기체성분을 상기 개질기로 공급하는 기체성분 공급라인을 포함하여 제공될 수 있다.A mixer for supplying at least one of natural gas and boil-off gas vaporized from the storage tank to the reformer, wherein the gas supply unit receives and mixes the liquefied natural gas and boil-off gas in the storage tank; A second gas-liquid separator for accommodating the gas flow mixed by the mixer, and a gas component supply line separated from the second gas-liquid separator and supplying a gas component having a relatively high methane content to the reformer may be provided.

상기 가스 공급부는 상기 기체성분 공급라인에 마련되어 기체성분을 가압하는 제2 압축부와, 상기 제2 압축부에 의해 가압된 기체성분 중 일부를 상기 재기화장치로 공급하는 잉여가스 처리라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The gas supply unit further includes a second compression unit provided in the gas component supply line to pressurize the gas component, and a surplus gas processing line for supplying a portion of the gas component pressurized by the second compression unit to the regasification device. can be provided.

상기 재기화장치는 상기 액화천연가스를 기화시키는 기화기를 구비하는 재기화라인을 포함하고, 상기 수소 액화라인은 상기 재기화라인 상의 기화기 전단으로부터 분기되고, 상기 제1 열교환기를 경유하여 상기 재기화라인으로 재합류하는 액화가스 추출라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The regasification apparatus includes a regasification line having a vaporizer for vaporizing the liquefied natural gas, the hydrogen liquefaction line branching from a front end of the vaporizer on the regasification line, and passing through the first heat exchanger to the regasification line It may be provided by further comprising a liquefied gas extraction line to rejoin.

상기 제2 열교환기로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인을 더 포함하고, 상기 냉매순환라인은 냉매를 가압하는 압축기와, 상기 압축기에 의해 가압된 냉매를 냉각시키는 냉각기와, 상기 냉각기에 의해 냉각된 냉매를 감압하는 팽창기를 포함하고, 상기 제2 열교환기는 상기 팽창기에 의해 감압된 극저온의 냉매로부터 냉열을 공급받을 수 있다. and a refrigerant circulation line providing cryogenic cooling heat to the second heat exchanger, wherein the refrigerant circulation line includes a compressor pressurizing the refrigerant, a cooler cooling the refrigerant pressurized by the compressor, and the refrigerant cooled by the cooler and an expander for decompressing the refrigerant, and the second heat exchanger may receive cooling heat from the cryogenic refrigerant decompressed by the expander.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 천연가스에 함유된 메탄을 개질하여 수소를 안정적으로 생산함과 동시에, 재기화장치로 유입되는 액화천연가스의 냉열을 활용하여 수소가스를 효율적으로 액화 및 관리할 수 있는 효과를 가진다.The floating hydrogen production and management system according to this embodiment reforms methane contained in natural gas to stably produce hydrogen, and at the same time utilizes the cooling heat of liquefied natural gas flowing into the regasification device to efficiently convert hydrogen gas It has the effect of being able to liquefy and manage it.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 설비의 구조 안정성을 도모하는 효과를 가진다.Floating hydrogen production and management system according to this embodiment has the effect of promoting the structural stability of the facility.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용이 가능해지는 효과를 가진다. The floating hydrogen production and management system according to this embodiment has the effect of enabling efficient facility operation with a simple structure.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 에너지 효율이 향상되는 효과를 가진다.The floating hydrogen production and management system according to this embodiment has the effect of improving energy efficiency.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 수소가스의 액화 공정을 안정적으로 수행할 수 있는 효과를 가진다.The floating hydrogen production and management system according to this embodiment has the effect of stably performing the liquefaction process of hydrogen gas.

도 1은 본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram showing a floating hydrogen production and management system according to this embodiment.

이하에서는 본 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, this embodiment 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.

도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram illustrating a floating hydrogen production and management system 100 according to a first embodiment of the present invention.

도 1을 참조하면, 본 발명의 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)은 액화천연가스 및 이로부터 발생되는 증발가스를 수용하는 저장탱크(110), 천연가스 또는 증발가스를 공급받아 수소가스를 생산하는 개질기(130), 저장탱크(110)로부터 개질기(130)로 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 포함하는 기체성분을 공급하는 가스 공급부(170), 개질기(130)에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인(140), 수소 액화라인(140)으로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인(150), 수소 액화라인(140)으로 유입된 수소가스의 일부를 배터리장치(30) 및 수요처(40) 중 적어도 어느 하나로 공급하는 수소가스 공급라인(180), 개질기(130)에서 발생되는 폐열을 수집하는 폐열회수라인(160), 폐열회수라인(160)으로부터 열을 제공받아 스팀을 발생시키는 스팀 보일러(161), 스팀 보일러(161)에 의해 발생된 스팀을 개질기(130)로 공급하는 스팀 공급라인(162)을 포함하여 마련될 수 있다.Referring to FIG. 1 , the floating hydrogen production and management system 100 according to an embodiment of the present invention supplies a storage tank 110 for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom, natural gas or boil-off gas. The reformer 130 for producing hydrogen gas by receiving it, a gas supply unit 170 for supplying a gas component including at least one of natural gas vaporized from the storage tank 110 to the reformer 130 and boil-off gas, the reformer 130 ), a hydrogen liquefaction line 140 for liquefying the hydrogen gas produced by from the hydrogen gas supply line 180 that supplies at least one of the battery device 30 and the customer 40, a waste heat recovery line 160 that collects waste heat generated from the reformer 130, and a waste heat recovery line 160 A steam boiler 161 for generating steam by receiving heat and a steam supply line 162 for supplying steam generated by the steam boiler 161 to the reformer 130 may be provided.

본 실시 예에 의한 수소 생산 및 관리시스템(100)은 해상에서 운용되는 부유식 해상구조물에 적용될 수 있다. 부유식 해상구조물은 액화천연가스를 수송하되 재기화설비를 구비하는 LNG 캐리어(LNG Carrier), 해상에 부유된 상태에서 액화천연가스를 재기화하여 육상의 터미널(10)로 공급하는 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)에 함께 탑재되어 운용될 수 있다. The hydrogen production and management system 100 according to this embodiment may be applied to a floating offshore structure operated in the sea. The floating offshore structure transports liquefied natural gas, but an LNG carrier equipped with a regasification facility, and an LNG regasification vessel that regasifies the liquefied natural gas while floating in the sea and supplies it to the terminal 10 on land. (LNG RV; LNG Regasification Vessel) or Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) can be mounted and operated together.

저장탱크(110)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있으며, 선체에 복수개 설치될 수 있다. 저장탱크(110)는 천연가스의 생산지 또는 공급처 등으로부터 액화천연가스를 공급받아 수용 및 저장하되, 액화천연가스 및 증발가스를 선박의 추진용 엔진 또는 선박의 발전용 엔진 등의 연료가스로 제공하거나, 후술하는 재기화장치(120)에 의해 기화되어 육상의 수요처로 공급될 수 있다. The storage tank 110 is provided to receive and store liquefied natural gas and natural boil-off gas generated therefrom. The storage tank 110 may be provided as a membrane-type cargo hold insulated so as to minimize vaporization of liquefied natural gas due to external heat intrusion, and may be installed in plurality in the hull. The storage tank 110 receives and stores liquefied natural gas supplied from a natural gas production site or supplier, etc., but provides liquefied natural gas and boil-off gas as fuel gas for propulsion engines of ships or engines for power generation of ships, etc. , may be vaporized by a regasification device 120 to be described later and supplied to a consumer on land.

저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 저장탱크(110) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 증발가스가 존재하게 된다. 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) 내부에 발생된 증발가스는 후술하는 바와 같이 가스 공급부(170)에 의해 개질기(130)로 공급되어 수소가스를 생산하거나, 재기화장치(120)로 유입될 수 있다. 또한 도면에는 도시하지 않았으나 선박의 엔진에 연료가스로 이용될 수도 있다. The storage tank 110 is generally installed with thermal insulation, but it is practically difficult to completely block the intrusion of external heat. do. 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 supplied to the reformer 130 by the gas supply unit 170 to produce hydrogen gas or may be introduced into the regasification device 120 as described below. In addition, although not shown in the drawings, it may be used as fuel gas in an engine of a ship.

재기화장치(120)에 대해 간단히 설명하자면, 본 실시 예에 의한 수소 생산 및 관리시스템(100)이 탑재되는 부유식 해상구조물에는 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스를 재기화시켜 육상 터미널, 발전소 등 육상의 수요처(10)로 공급하는 재기화장치(120)가 탑재된다. 재기화장치(120)는 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부가 수요처에 연결되는 재기화라인(121)과, 재기화라인(121)의 입구 측 단부에 마련되는 송출펌프(122)와, 상기 송출펌프(122)에 의해 이송되는 액화천연가스와 후술하는 가스 공급부(170)에 의해 공급되는 기체성분을 서로 혼합 및 응축시키는 응축기(123)와, 응축기(123)에서 재응축된 액체성분을 공급받아 고압으로 가압하는 고압펌프(124)와, 고압펌프(124)에 의해 가압된 액체성분을 기화시키는 기화기(125)가 마련될 수 있다. 고압펌프(124) 및 기화기(125)는 도 1에 도시된 바와 같이, 장비의 고장 또는 유지보수 시에도 안정적인 운용이 가능하도록 병렬 구조로 한 쌍이 마련될 수 있다. Briefly describing the regasification device 120 , the floating offshore structure on which the hydrogen production and management system 100 according to this embodiment is mounted regasifies the liquefied natural gas accommodated and stored in the storage tank 110 on land A regasification device 120 that supplies to the demand 10 on land, such as a terminal, a power plant, etc. is mounted. The regasification device 120 is provided with an inlet end connected to the inside of the storage tank 110 , a regasification line 121 having an outlet end connected to a consumer, and an inlet end of the regasification line 121 . A condenser 123 for mixing and condensing a delivery pump 122 provided in A high-pressure pump 124 that receives the liquid component recondensed in 123 and pressurizes it to a high pressure, and a vaporizer 125 that vaporizes the liquid component pressurized by the high-pressure pump 124 may be provided. As shown in FIG. 1 , the high-pressure pump 124 and the vaporizer 125 may be provided as a pair in a parallel structure to enable stable operation even in the case of equipment failure or maintenance.

또한 재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단에는 저온의 액화천연가스의 냉열을 수소가스의 액화에 활용할 수 있도록 액화가스 추출라인(148)이 분기 및 재합류되되, 후술하는 제2 열교환기(143)를 경유하도록 배치될 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다. In addition, at the front end of the vaporizer 125 on the regasification line 121, a liquefied gas extraction line 148 is branched and rejoined to utilize the cold heat of low-temperature liquefied natural gas for liquefaction of hydrogen gas, but a second heat exchanger to be described later. It may be arranged to pass through (143). A detailed description thereof will be provided later.

개질기(130)는 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 포함하는 기체성분을 공급받아 수소가스를 생산하도록 마련된다. The reformer 130 is provided to produce hydrogen gas by receiving a gas component including at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank 110 .

개질기(130)는 후술하는 가스 공급부(170)에 의해 메탄 함량이 향상된 기체성분과 후술하는 스팀 보일러(161)에 의해 고온의 스팀을 함께 공급받아 고온에서 개질시키는 스팀 리포머(131, Steam Reformer)와, 스팀 리포머(131)에서 개질된 합성가스(Syngas)를 반응시켜 수소가스를 생성하는 전환반응기(132, Shift Reactor)와, 개질된 가스에 포함된 이산화탄소를 흡수 및 제거하는 CO2 처리부(133)와, 전환반응기(132)에서 생성된 가스를 수소가스와 그 외의 가스로 분리하는 PSA(134, Pressure Swing Adsorption)를 포함할 수 있다. The reformer 130 is a steam reformer (131, Steam Reformer) that receives a gas component having an improved methane content by a gas supply unit 170 to be described later and high-temperature steam by a steam boiler 161 to be described later and reforms at a high temperature. , a conversion reactor (132, Shift Reactor) for generating hydrogen gas by reacting the reformed synthesis gas (Syngas) in the steam reformer 131, and a CO2 processing unit 133 for absorbing and removing carbon dioxide contained in the reformed gas and , may include a pressure swing adsorption (PSA 134, pressure swing adsorption) for separating the gas generated in the conversion reactor 132 into hydrogen gas and other gases.

스팀 리포머(131)는 가스 공급부(170)에 의해 제공되는 기체성분에 함유된 메탄(CH4)과 스팀 보일러(161)에 의해 제공되는 약 900 ℃의 스팀(H2O)을 공급받고, 버너 등을 점화시켜 개질반응에 의해 수소(H2)와 일산화탄소(CO)가 포함된 합성가스를 생성할 수 있다. 합성가스는 전환반응기(132)로 공급되고, 전환반응기(132)에서는 합성가스에 함유된 일산화탄소(CO)를 스팀(H2O)과 반응시켜 수소(H2)를 추가적으로 생성할 수 있다. 이 때, 전환반응기(132)에서 수소(H2) 외에 이산화탄소(CO2)도 함께 생성되는데, 이산화탄소는 환경에 중대한 영향을 미치는 원인 중 하나이므로 이를 제거 및 처리할 필요가 있다. 이에 CO2 처리부(133)에서 합성가스에 함유된 이산화탄소를 알카놀 아민 흡수제(MEA or MDEA) 등을 사용하여 흡수 및 분리하여 처리할 수 있다. CO2 처리부(133)를 거쳐 이산화탄소가 제거된 후, PSA(134)로 제공되어 수소가스(H2)와 그 외의 가스(Tail Gas)로 분리될 수 있다. The steam reformer 131 receives methane (CH4) contained in the gas component provided by the gas supply unit 170 and steam (H2O) at about 900°C provided by the steam boiler 161, and ignites a burner, etc. Through the reforming reaction, synthesis gas containing hydrogen (H2) and carbon monoxide (CO) can be produced. The synthesis gas is supplied to the conversion reactor 132 , and in the conversion reactor 132 , carbon monoxide (CO) contained in the synthesis gas may be reacted with steam (H 2 O) to additionally generate hydrogen (H 2 ). At this time, in addition to hydrogen (H2), carbon dioxide (CO2) is also generated in the conversion reactor 132, and since carbon dioxide is one of the causes having a significant impact on the environment, it is necessary to remove and treat it. Accordingly, the CO2 processing unit 133 may absorb and separate carbon dioxide contained in the synthesis gas using an alkanol amine absorbent (MEA or MDEA), and then process it. After carbon dioxide is removed through the CO2 processing unit 133 , it may be provided to the PSA 134 to be separated into hydrogen gas (H2) and other gases (tail gas).

다만, 본 실시 예에서 설명하는 개질기(130)에 관한 설명은 본 발명에 대한 이해를 돕기 위한 일 예로서, 메탄(CH4)이 함유된 천연가스로부터 수소가스(H2)를 개질 및 생산할 수 있다면 다양한 방식 및 구조의 장치로 이루어지는 경우를 포함한다.However, the description of the reformer 130 described in this embodiment is an example for helping understanding of the present invention, and if hydrogen gas (H2) can be reformed and produced from natural gas containing methane (CH4), various Including cases made of devices in a manner and structure.

한편, 개질기(130)의 수소 생산 효율성을 향상시키기 위해 가스 공급부(170)는 저장탱크(110)로부터 개질기(130)로 제공되는 기화된 천연가스 또는 증발가스 등의 기체성분에 함유된 메탄 함량을 증대시킬 수 있으며, 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다. Meanwhile, in order to improve the hydrogen production efficiency of the reformer 130 , the gas supply unit 170 controls the methane content contained in gas components such as vaporized natural gas or boil-off gas provided from the storage tank 110 to the reformer 130 . can be increased, and a detailed description thereof will be provided later.

폐열회수라인(160)은 개질기(130)의 버너 등에 의해 발생되는 폐열을 수집하고, 스팀 발생을 위해 가열이 요구되는 스팀 보일러(161)로 폐열을 제공할 수 있다. 폐열회수라인(160)은 열매체가 이를 따라 이송 가능하게 마련될 수 있으며, 개질기(130)에서 발생되는 폐열로부터 열을 전달받아 열매체가 가열될 수 있다. 개질기(130)의 폐열에 의해 가열된 열매체는 폐열회수라인(160)을 따라 스팀 보일러(161)로 공급되며, 스팀 보일러(161)는 물과 열매체를 열교환함으로써 물을 가열 및 기화시켜 고온의 스팀을 발생시킬 수 있다. 스팀 보일러(161)에서 발생된 고온의 스팀은 스팀 공급라인(162)을 통해 개질기(130)로 공급될 수 있다. 이를 위해 스팀 공급라인(162)의 입구 측 단부는 스팀 보일러(161)에 연결되고, 출구 측 단부는 개질기(130)의 설비 중 적어도 어느 하나에 연결될 수 있다. 폐열회수라인(160)을 따라 이송되는 열매체는 글리콜 워터 등으로 이루어질 수 있으나 이에 한정되는 것은 아니며, 개질기(130)에서 발생되는 폐열을 수집하여 스팀 보일러(161)로 전달할 수 있다면 다양한 열 전달 매체로 마련될 수 있다. The waste heat recovery line 160 may collect waste heat generated by a burner of the reformer 130 , and provide the waste heat to the steam boiler 161 , which requires heating to generate steam. The waste heat recovery line 160 may be provided so that the heating medium can be transported along it, and the heating medium may be heated by receiving heat from the waste heat generated in the reformer 130 . The heating medium heated by the waste heat of the reformer 130 is supplied to the steam boiler 161 along the waste heat recovery line 160, and the steam boiler 161 heats and vaporizes water by exchanging water with the heating medium to heat and vaporize high-temperature steam. can cause The high-temperature steam generated in the steam boiler 161 may be supplied to the reformer 130 through the steam supply line 162 . To this end, the inlet end of the steam supply line 162 may be connected to the steam boiler 161 , and the outlet end may be connected to at least one of the facilities of the reformer 130 . The heating medium transferred along the waste heat recovery line 160 may be made of glycol water, etc., but is not limited thereto. If the waste heat generated in the reformer 130 can be collected and transferred to the steam boiler 161, various heat transfer media can be used. can be provided.

개질기(130)에 의해 생산된 수소가스는 저장 및 취급의 용이함을 위해 수소 액화라인(140)에 의해 액화될 수 있다. The hydrogen gas produced by the reformer 130 may be liquefied by the hydrogen liquefaction line 140 for ease of storage and handling.

수소 액화라인(140)은 유입된 수소가스를 가압하는 제1 압축부(141)와, 제1 압축부(141)를 통과하면서 가압된 수소가스를 냉각시키는 냉각부와, 냉각부를 통과하여 냉각된 수소가스를 공급받아 감압시키는 팽창부(144)와, 팽창부(144)를 통과하면서 기액 혼합상태의 수소가스를 액화성분 및 미액화성분으로 분리하는 제1 기액분리기(145)와, 제1 기액분리기(145)에서 분리된 액화성분을 저장소 등의 수요처(20) 등으로 공급하는 액화수소 공급라인(146)과, 제1 기액분리기(145)에서 분리된 미액화성분을 제1 압축부(141)로 재공급하는 재순환라인(147), 가압된 수소가스로 냉열을 전달하도록 재기화라인(121) 상의 저온의 액화천연가스를 냉각부 측으로 우회시키는 액화가스 추출라인(148)을 포함하여 마련될 수 있다.The hydrogen liquefaction line 140 includes a first compression unit 141 for pressurizing the introduced hydrogen gas, a cooling unit for cooling the pressurized hydrogen gas while passing through the first compression unit 141, and a cooling unit cooled by passing through the cooling unit. A first gas-liquid separator 145 for separating hydrogen gas in a gas-liquid mixture state into a liquefied component and a non-liquefied component while passing through the expansion unit 144 for receiving hydrogen gas and decompressing the pressure; and a first gas-liquid component The liquefied hydrogen supply line 146 for supplying the liquefied component separated by the separator 145 to the demand 20, such as a storage, and the like, and the first compression unit 141 for the unliquefied component separated by the first gas-liquid separator 145 ) to be provided, including a recirculation line 147 for re-supplying, and a liquefied gas extraction line 148 for diverting the low-temperature liquefied natural gas on the regasification line 121 to the cooling unit to transfer cooling heat to the pressurized hydrogen gas. can

제1 압축부(141)는 수소 액화라인(140)으로 유입되는 수소가스를 가압하도록 마련된다. 제1 압축부(141)는 수소가스의 재액화효율을 향상시키기 위해 수소가스를 가압하여 후술하는 냉각부로 공급할 수 있다. 제1 압축부(141)는 컴프레서를 포함할 수 있으며, 도 1에서는 컴프레서가 단일로 배치된 것으로 도시되어 있으나, 이는 일 예로서 수소가스의 가압 압력범위에 따라 다단 컴프레서로 이루어질 수도 있다. The first compression unit 141 is provided to pressurize the hydrogen gas flowing into the hydrogen liquefaction line 140 . The first compression unit 141 may pressurize hydrogen gas to improve the re-liquefaction efficiency of hydrogen gas and supply it to a cooling unit to be described later. The first compression unit 141 may include a compressor, and although it is illustrated in FIG. 1 that the compressor is disposed as a single compressor, it may be formed of a multi-stage compressor depending on the pressurized pressure range of hydrogen gas as an example.

냉각부는 제1 압축부(141)를 거쳐 가압된 수소가스를 공급받아 냉각시키도록 마련된다. 냉각부는 제1 압축부(141)를 통과하여 가압된 수소가스를 재기화장치(120)로 유입된 액화천연가스와 1차적으로 열교환하는 제1 열교환기(142)와, 제1 열교환기(142)를 거친 수소가스를 극저온의 냉매 및 후술하는 제1 기액분리기(145)의 미액화성분과 2차적으로 열교환하여 냉각시키는 제2 열교환기(143)를 포함할 수 있다.The cooling unit is provided to receive and cool the hydrogen gas pressurized through the first compression unit 141 . The cooling unit includes a first heat exchanger 142 that primarily heats the hydrogen gas pressurized through the first compression unit 141 with the liquefied natural gas introduced into the regasification device 120 , and the first heat exchanger 142 . ) may include a second heat exchanger 143 for cooling the hydrogen gas through secondary heat exchange with the cryogenic refrigerant and the non-liquefied component of the first gas-liquid separator 145 to be described later.

제1 열교환기(142)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141)를 거쳐 가압된 수소가스와, 저장탱크(110)에서 재기화장치(120)로 유입되는 액화천연가스를 1차적으로 열교환하도록 마련된다. 이를 위해, 제1 열교환기(142)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141) 후단과 재기화라인(121)의 기화기(125) 전단 사이에 마련될 수 있으며, 재기화라인(121)을 따라 이송되는 액화천연가스를 제1 열교환기(142)로 우회 및 경유할 수 있도록 액화가스 추출라인(148)이 마련된다. 액화가스 추출라인(148)은 입구 측 단부가 재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단으로부터 분기되고, 제1 열교환기(142)를 경유하여 재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단으로 재합류할 수 있다. 액화가스 추출라인(148)에 의해 재기화라인(121)을 따라 이송되는 저온의 액화천연가스 중 일부가 제1 열교환기(142)로 우회 및 경유함으로써, 수소 액화라인(140) 상에서 제1 열교환기(142)를 통과하는 고온의 수소가스에 냉열을 제공할 수 있다. 액화가스 추출라인(148)에는 유량조절밸브(148a)가 마련될 수 있으며, 유량조절밸브(148a)는 수소 액화라인(140) 상에 배치되는 온도센서(미도시)가 감지한 온도정보에 근거하여 개방 및 폐쇄 작동이 제어될 수 있다. The first heat exchanger 142 converts the hydrogen gas pressurized through the first compression unit 141 on the hydrogen liquefaction line 140 and the liquefied natural gas flowing from the storage tank 110 into the regasification device 120 into 1 It is provided to gradually heat exchange. To this end, the first heat exchanger 142 may be provided between the rear end of the first compression unit 141 on the hydrogen liquefaction line 140 and the front end of the vaporizer 125 of the regasification line 121, and the regasification line ( A liquefied gas extraction line 148 is provided so that the liquefied natural gas transferred along 121) can be bypassed and passed through to the first heat exchanger 142 . The liquefied gas extraction line 148 has an inlet end branched from the front end of the vaporizer 125 on the regasification line 121, and the vaporizer 125 on the regasification line 121 via the first heat exchanger 142. The front end can rejoin. Some of the low-temperature liquefied natural gas transferred along the regasification line 121 by the liquefied gas extraction line 148 bypasses and passes through the first heat exchanger 142, so that the first heat exchange on the hydrogen liquefaction line 140 Cooling heat may be provided to the high-temperature hydrogen gas passing through the group 142 . A flow control valve 148a may be provided in the liquefied gas extraction line 148 , and the flow control valve 148a is based on temperature information detected by a temperature sensor (not shown) disposed on the hydrogen liquefaction line 140 . Thus, the opening and closing operations can be controlled.

액화가스 추출라인(148)으로 유입되는 유입된 액화천연가스는 약 -163 ℃의 저온 상태이므로, 제1 열교환기(142)는 상대적으로 온도가 낮은 액화천연가스로부터 상대적으로 고온의 수소가스로 냉열을 전달함으로써 수소가스를 약 -150 ℃ 수준까지 1차적으로 냉각시킬 수 있다. 한편, 재기화라인(121)은 액화천연가스를 재기화시켜 수요처로 공급하도록 마련되는 것으로서, 앞서 설명한 바와 같이 기화기(125)를 구비한다. 기화기(125)로 유입되는 액화천연가스는 그 일부가 제1 열교환기(142)를 거치면서 수소가스로 냉열을 전달해줌으로써 온도가 상승하게 된다. 이와 같이, 상대적으로 고온이면서 냉각이 필요한 수소가스와 상대적으로 저온이면서 가열이 필요한 액화천연가스를 제1 열교환기(142)를 통해 서로 열교환함으로써, 재기화라인(121) 상에서 액화가스 추출라인(148)의 후단에 설치되는 기화기(125)에 투입되는 에너지 소비량을 저감하고, 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.Since the introduced liquefied natural gas flowing into the liquefied gas extraction line 148 is in a low temperature state of about -163 ° C, the first heat exchanger 142 cools and heats from the relatively low temperature liquefied natural gas to relatively high temperature hydrogen gas By delivering the hydrogen gas, it is possible to primarily cool the hydrogen gas to a level of about -150 ℃. On the other hand, the regasification line 121 is provided to regasify the liquefied natural gas and supply it to the consumer, and includes the vaporizer 125 as described above. A portion of the liquefied natural gas flowing into the vaporizer 125 passes through the first heat exchanger 142 and transfers cooling heat to hydrogen gas, thereby increasing the temperature. In this way, by exchanging relatively high temperature hydrogen gas requiring cooling and liquefied natural gas relatively low temperature and requiring heating with each other through the first heat exchanger 142, the liquefied gas extraction line 148 on the regasification line 121 ) can reduce the amount of energy consumed in the vaporizer 125 installed at the rear end, and promote the efficiency of facility operation.

제2 열교환기(143)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 열교환기(142)를 거쳐 1차적으로 냉각된 수소가스와, 냉매순환라인(150)을 따라 이송되는 극저온의 냉매 및 재순환라인(147)을 따라 이송되는 미액화수소를 2차적으로 열교환하여 수소가스의 재액화를 구현할 수 있다. 냉매는 헬륨(He), 질소(N2) 등을 포함할 수 있으며, 냉매순환라인(150)은 냉매를 가압하는 압축기(151)와, 압축기(151)를 거쳐 가압된 냉매를 냉각시키는 냉각기(152)와, 냉각기(152)에 의해 냉각된 냉매를 감압하는 팽창기(153)를 포함할 수 있다. 압축기(151)와 냉각기(152) 및 팽창기(153)를 순차적으로 통과한 냉매는 극저온 상태이므로 제2 열교환기(143)에서는 극저온의 냉매로부터 수소가스로 냉열을 전달하여 수소가스를 수소 액화점까지 2차적으로 냉각시킬 수 있다. 아울러, 후술하는 제1 기액분리기(145)에서 분리된 미액화수소는 팽창부(144)를 거치면서 수소의 액화점에 근접하게 냉각된 상태이므로, 제2 열교환기(143)에서는 극저온의 냉매와 더불어, 미액화수소의 냉열을 수소가스로 전달함으로써, 수소가스의 재액화 효율을 증대시킬 수 있다.The second heat exchanger 143 includes hydrogen gas firstly cooled through the first heat exchanger 142 on the hydrogen liquefaction line 140 , and cryogenic refrigerant transferred along the refrigerant circulation line 150 and a recirculation line ( 147), the re-liquefaction of hydrogen gas can be realized by secondarily heat-exchanging the unliquefied hydrogen transferred along. The refrigerant may include helium (He), nitrogen (N2), etc., and the refrigerant circulation line 150 includes a compressor 151 for pressurizing the refrigerant, and a cooler 152 for cooling the pressurized refrigerant through the compressor 151 . ) and may include an expander 153 for decompressing the refrigerant cooled by the cooler 152 . Since the refrigerant that has sequentially passed through the compressor 151, the cooler 152, and the expander 153 is in a cryogenic state, the second heat exchanger 143 transfers the cooling heat from the cryogenic refrigerant to the hydrogen gas to convert the hydrogen gas to the hydrogen liquefaction point. Secondary cooling is possible. In addition, since the unliquefied hydrogen separated in the first gas-liquid separator 145 to be described later is cooled close to the liquefaction point of hydrogen while passing through the expansion unit 144 , in the second heat exchanger 143 , the cryogenic refrigerant and In addition, by transferring the cooling heat of unliquefied hydrogen to hydrogen gas, it is possible to increase the reliquefaction efficiency of hydrogen gas.

팽창부(144)는 제1 및 제2 열교환기(142, 143)를 순차적으로 통과하여 냉각 및 재액화된 수소가스를 공급받아 감압 또는 팽창시키도록 마련된다. 수소 액화라인(140)을 따라 이송되는 수소가스는 제1 압축부(141)에 의해 가압된 상태인 바, 팽창부(144)가 가압된 수소가스를 감압시킴으로써, 추가적인 냉각 및 팽창을 통해 수소가스의 안정적인 재액화를 구현할 수 있다. 팽창부(144)는 익스팬더(Expander) 또는 감압밸브로 마련될 수 있으며, 저장탱크(110)의 내부압력에 상응하는 압력수준으로 수소가스를 감압할 수 있다.The expansion unit 144 is provided to receive the hydrogen gas cooled and reliquefied by sequentially passing through the first and second heat exchangers 142 and 143 to reduce the pressure or expand the supply. The hydrogen gas transferred along the hydrogen liquefaction line 140 is in a pressurized state by the first compression unit 141, and by the expansion unit 144 depressurizing the pressurized hydrogen gas, hydrogen gas through additional cooling and expansion stable reliquefaction of The expansion unit 144 may be provided as an expander or a pressure reducing valve, and may reduce hydrogen gas to a pressure level corresponding to the internal pressure of the storage tank 110 .

제1 기액분리기(145)는 팽창부(144)를 통과한 기액 혼합상태의 수소가스를 액체상태의 액화수소와 기체상태의 미액화수소로 분리하도록 마련된다. 수소가스는 제1 및 제2 열교환기(143)를 통과하면서 냉각됨에 따라 대부분 재액화가 이루어지기는 하나, 팽창부(144)를 거쳐 감압되는 과정에서 일부의 미액화성분이 발생될 수 있다. 이에 제1 기액분리기(145)가 팽창부(144)를 거쳐 감압된 수소가스를 수용하되, 액화수소와 미액화수소로 분리하여 각 성분의 용이한 취급 및 관리를 도모할 수 있다.The first gas-liquid separator 145 is provided to separate the gas-liquid mixed hydrogen gas that has passed through the expansion unit 144 into liquid hydrogen and non-liquefied hydrogen in a gaseous state. Although most of the hydrogen gas is reliquefied as it cools while passing through the first and second heat exchangers 143 , some unliquefied components may be generated in the process of being decompressed through the expansion unit 144 . Accordingly, the first gas-liquid separator 145 receives the depressurized hydrogen gas through the expansion unit 144 , but separates it into liquid hydrogen and non-liquefied hydrogen to facilitate easy handling and management of each component.

액화수소 공급라인(146)은 제1 기액분리기(145)에 의해 분리된 액체성분, 다시 말해 액화수소를 저장소 및 수요처(20) 중 적어도 어느 하나로 공급하도록 마련된다. 액화수소 공급라인(146)은 제1 기액분리기(145)와 저장탱크(110)를 연결하도록 입구 측 단부가 제1 기액분리기(145)의 내부 하측에 연결되고, 출구 측 단부가 저장소나 수요처(20)로 연결될 수 있다. 액화수소 공급라인(146)에는 저장소나 수요처(20)로 공급되는 액화수소의 공급량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있다. 개폐밸브는 제1 기액분리기(145)의 액화수소 수위 또는 수요처의 요구 유량에 따라 개방 및 폐쇄정도가 제어될 수 있다.The liquid hydrogen supply line 146 is provided to supply the liquid component separated by the first gas-liquid separator 145 , that is, liquid hydrogen to at least one of the reservoir and the demand 20 . The liquid hydrogen supply line 146 has an inlet end connected to the inner lower side of the first gas-liquid separator 145 to connect the first gas-liquid separator 145 and the storage tank 110, and the outlet end is connected to a storage or demand destination ( 20) can be connected. The liquid hydrogen supply line 146 may be provided with an on/off valve (not shown) for controlling the supply amount of liquid hydrogen supplied to the storage or the consumer 20 . The opening and closing degree of the opening/closing valve may be controlled according to the liquid hydrogen level of the first gas-liquid separator 145 or the required flow rate of the demander.

재순환라인(147)은 제1 기액분리기(145)에 의해 분리된 기체성분, 다시 말해 미액화수소를 수소 액화라인(140)의 제1 압축부(141)로 재공급하도록 마련된다. 재순환라인(147)은 입구 측 단부가 제1 기액분리기(145)의 내부 상측에 연결되고, 출구 측 단부가 제1 압축부(141) 전단으로 연결되되, 중단부가 제2 열교환기(143)를 경유하도록 마련될 수 있다. 재순환라인(147)에는 제1 압축부(141) 전단으로 공급되는 미액화수소의 유량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있으며, 개폐밸브는 제1 기액분리기(145)의 내부압력 수치에 따라 개방 및 폐쇄정도가 제어될 수 있다. The recirculation line 147 is provided to re-supply the gas component separated by the first gas-liquid separator 145 , that is, unliquefied hydrogen to the first compression unit 141 of the hydrogen liquefaction line 140 . The recirculation line 147 has an inlet end connected to the inner upper side of the first gas-liquid separator 145, and an outlet end connected to the front end of the first compression unit 141, and the middle portion is connected to the second heat exchanger 143. It may be arranged to pass through. An on/off valve (not shown) for controlling the flow rate of unliquefied hydrogen supplied to the front end of the first compression unit 141 may be provided in the recirculation line 147 , and the on/off valve is the internal pressure of the first gas-liquid separator 145 . Depending on the numerical value, the degree of opening and closing can be controlled.

수소가스 공급라인(180)은 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141)를 거친 수소가스의 일부를 배터리장치(30) 및 수요처(40) 중 적어도 어느 하나로 공급하도록 마련된다. 배터리장치(30)는 전력을 생산 및 제공하기 위해 연료전지를 포함할 수 있으며, 연료전지는 개질기(130)에 의해 생산된 수소가스 중 일부를 수소가스 공급라인(180)에 의해 전달받아 전력을 생산할 수 있다. 이를 위해 수소가스 공급라인(180)은 입구 측 단부가 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141) 후단에서 분기되고, 출구 측 단부가 분기되어 배터리장치(30) 및 수요처(40)로 각각 연결될 수 있다. 한편, 수요처(40) 측에는 수소가스의 일시적 저장을 위해 수소가스를 가압하는 컴프레서(41)와, 컴프레서(41)에 의해 가압되면서 가열된 수소가스를 냉각시키는 쿨러(42)와, 쿨러를 거쳐 냉각된 수소가스를 수용 및 저장하는 튜브탱크(43)가 마련될 수 있다. The hydrogen gas supply line 180 is provided to supply a portion of the hydrogen gas that has passed through the first compression unit 141 on the hydrogen liquefaction line 140 to at least one of the battery device 30 and the consumer 40 . The battery device 30 may include a fuel cell to generate and provide electric power, and the fuel cell receives some of the hydrogen gas produced by the reformer 130 by the hydrogen gas supply line 180 to receive electric power. can produce To this end, the hydrogen gas supply line 180 has an inlet end branched from the rear end of the first compression unit 141 on the hydrogen liquefaction line 140 , and an outlet end branched to the battery device 30 and the consumer 40 . Each can be connected. On the other hand, on the side of the customer 40, a compressor 41 for pressurizing hydrogen gas for temporary storage of hydrogen gas, a cooler 42 for cooling the hydrogen gas heated while being pressurized by the compressor 41, and cooling through the cooler A tube tank 43 for accommodating and storing the hydrogen gas may be provided.

가스 공급부(170)는 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 또는 증발가스를 개질기(130)로 공급하되, 개질기(130)의 수소 생산 효율성을 향상시킬 수 있도록 개질기(130)로 공급되는 기체성분의 메탄 함량을 증대시키도록 마련된다. The gas supply unit 170 supplies the vaporized natural gas or boil-off gas from the storage tank 110 to the reformer 130 , but the gas component supplied to the reformer 130 to improve the hydrogen production efficiency of the reformer 130 . designed to increase the methane content of

가스 공급부(170)는 저장탱크(110)의 액화천연가스와 증발가스를 혼합시키는 혼합기(171)와, 혼합기(171)에 의해 혼합된 가스흐름을 수용하는 제2 기액분리기(172)와, 제2 기액분리기(172)에서 분리되되 상대적으로 메탄 함량이 높은 기체성분을 개질기(130)로 공급하는 기체성분 공급라인(173)과, 기체성분 공급라인(173)에 마련되는 제2 압축부(174)와, 제2 압축부(174)에 의해 가압된 기체성분 중 일부를 재기화라인(121) 측으로 공급하는 잉여가스 처리라인(177)을 포함할 수 있다. The gas supply unit 170 includes a mixer 171 for mixing the liquefied natural gas and boil-off gas of the storage tank 110, a second gas-liquid separator 172 for accommodating the gas flow mixed by the mixer 171, and a second 2 A gas component supply line 173 that is separated from the gas-liquid separator 172 and supplies a gas component having a relatively high methane content to the reformer 130, and a second compression unit 174 provided in the gas component supply line 173 ) and a surplus gas processing line 177 for supplying some of the gas components pressurized by the second compression unit 174 to the regasification line 121 side.

혼합기(171)는 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스와 증발가스를 함께 공급받아 혼합시키도록 마련된다. 이를 위해 가스 공급부(170)는 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스를 혼합기(171) 측으로 공급하도록 별도의 유입라인(미도시)을 구비하거나, 재기화라인(121)의 송출펌프(122) 후단으로부터 액화가스 유입라인(171a)이 분기되어 재기화라인(121)으로 유입되는 액화천연가스의 일부를 혼합기(171) 측으로 공급할 수 있다. 또한, 가스 공급부(170)는 저장탱크(110)에 수용된 증발가스를 혼합기(171) 측으로 공급하도록 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되고, 출구 측 단부가 혼합기(171)에 연결되는 증발가스 유입라인(171b)을 구비할 수 있다. 혼합기(171)는 이젝터로 마련되어 송출펌프(122)에 의해 소정의 압력으로 가압된 액화천연가스의 자체 압력에 의해 저장탱크(110)에 수용된 증발가스를 흡입할 수 있다.The mixer 171 is provided to receive and mix the liquefied natural gas and the boil-off gas accommodated in the storage tank 110 together. To this end, the gas supply unit 170 is provided with a separate inlet line (not shown) to supply the liquefied natural gas accommodated in the storage tank 110 to the mixer 171 side, or a delivery pump 122 of the regasification line 121 . The liquefied gas inlet line 171a is branched from the rear end and a portion of the liquefied natural gas flowing into the regasification line 121 may be supplied to the mixer 171 side. In addition, the gas supply unit 170 has an inlet end connected to the inside of the storage tank 110 to supply boil-off gas accommodated in the storage tank 110 to the mixer 171 , and an outlet end connected to the mixer 171 . It may be provided with a boil-off gas inlet line 171b. The mixer 171 is provided as an ejector and can suck the boil-off gas accommodated in the storage tank 110 by its own pressure of the liquefied natural gas pressurized to a predetermined pressure by the delivery pump 122 .

혼합기(171)를 거쳐 액화천연가스와 증발가스가 혼합된 가스흐름은 제2 기액분리기(172)로 공급될 수 있다. 천연가스는 천연가스는 주성분인 메탄(Methane) 외에도 에탄(Ethane), 프로판(Propane), 부탄(Butane), 질소(Nitrogen) 등을 포함하는 혼합물이다. 이 중 메탄의 액화점은 -161.5 ℃로서, 에탄(액화점 -89 ℃) 및 프로판(액화점 -42 ℃) 등 기타 성분에 비해 매우 낮다. 이에 따라 제2 기액분리기(172)에 수용된 혼합된 가스흐름 중 상대적으로 액화점이 높은 에탄, 프로판 등의 성분들은 액체상태를 유지하되, 상대적으로 액화점이 낮은 메탄 성분은 기체성분으로 분리될 수 있다. 이로써 기체성분 공급라인(173)이 제2 기액분리기(172)에서 분리되되 메탄 함량이 높은 기체성분을 개질기(130) 측으로 공급하여 개질기(130)의 수소 생산 효율성을 향상시킬 수 있다. A gas flow in which liquefied natural gas and boil-off gas are mixed through the mixer 171 may be supplied to the second gas-liquid separator 172 . Natural gas is a mixture containing ethane, propane, butane, nitrogen, etc. in addition to the main component methane. Of these, the liquefaction point of methane is -161.5 ℃, which is very low compared to other components such as ethane (liquefaction point -89 ℃) and propane (liquidity point -42 ℃). Accordingly, components such as ethane and propane having a relatively high liquefaction point among the mixed gas flow accommodated in the second gas-liquid separator 172 maintain a liquid state, but a methane component having a relatively low liquefaction point may be separated into a gas component. As a result, the gas component supply line 173 is separated from the second gas-liquid separator 172 , and a gas component having a high methane content is supplied to the reformer 130 to improve the hydrogen production efficiency of the reformer 130 .

기체성분 공급라인(173)은 제2 기액분리기(172)에서 분리된 기체성분을 개질기(130) 측으로 공급하도록 마련된다. 이를 위해 기체성분 공급라인(173)의 입구 측 단부는 제2 기액분리기(172)의 내부 상측에 연결되고, 출구 측 단부는 개질기(130)의 스팀 리포머(131)에 연결되되, 중단부에는 기체성분을 가압하는 제2 압축부(174)가 마련될 수 있다. 제2 압축부(174)는 기체성분 공급라인(173)을 통해 유입되는 기체성분을 압축하는 컴프레서(174a)와, 압축되면서 가열된 기체성분을 냉각시키는 쿨러(174b)를 포함할 수 있다. The gas component supply line 173 is provided to supply the gas component separated in the second gas-liquid separator 172 to the reformer 130 side. To this end, the inlet side end of the gas component supply line 173 is connected to the inner upper side of the second gas-liquid separator 172 , and the outlet side end is connected to the steam reformer 131 of the reformer 130 , but the gas at the middle end A second compression unit 174 for pressing the component may be provided. The second compression unit 174 may include a compressor 174a for compressing the gas component introduced through the gas component supply line 173, and a cooler 174b for cooling the heated gas component while being compressed.

제2 기액분리기(172)에서 분리된 액체성분 회수라인(175)을 통해 액체성분 저장탱크(110)로 회수될 수 있다. 이를 위해 액체성분 회수라인(175)은 입구 측 단부가 제2 기액분리기(172)의 내부 하측에 연결되고, 출구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부로 연결될 수 있다. 액체성분 회수라인(175)에는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있으며, 개폐밸브는 제2 기액분리기(172)의 수위 정보에 따라 개방 및 폐쇄정도가 제어될 수 있다.It may be recovered to the liquid component storage tank 110 through the liquid component recovery line 175 separated in the second gas-liquid separator 172 . To this end, the liquid component recovery line 175 may have an inlet end connected to the inner lower side of the second gas-liquid separator 172 , and an outlet end connected to the inside of the storage tank 110 . An opening/closing valve (not shown) may be provided in the liquid component recovery line 175 , and the opening and closing degree of the opening/closing valve may be controlled according to the water level information of the second gas-liquid separator 172 .

한편, 기체성분 공급라인(173)을 통해 공급되는 기체성분의 유량이 개질기(130)의 처리 가능 유량을 초과하거나 개질기(130)의 작동을 중지한 경우, 기체성분 공급라인(173) 상에 잔존하는 잉여의 기체성분을 처리할 필요가 있다. 이에 잉여가스 처리라인(177)이 기체성분 공급라인(173) 상에 잔존하는 기체성분 중 일부를 재기화라인(121)의 응축기(123) 측으로 공급할 수 있다. 이를 위해 잉여가스 처리라인(177)은 입구 측 단부가 기체성분 공급라인(173) 상의 제2 압축부(174) 후단에서 분기되고, 출구 측 단부가 응축기(123)의 내부로 연결될 수 있다. On the other hand, when the flow rate of the gas component supplied through the gas component supply line 173 exceeds the processable flow rate of the reformer 130 or stops the operation of the reformer 130 , the gas component remains on the supply line 173 . It is necessary to process the surplus gas component. Accordingly, the surplus gas processing line 177 may supply some of the gas components remaining on the gas component supply line 173 to the condenser 123 side of the regasification line 121 . To this end, the surplus gas treatment line 177 may have an inlet end branched from the rear end of the second compression unit 174 on the gas component supply line 173 , and an outlet end end connected to the inside of the condenser 123 .

이와 같은 본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)은 액화천연가스 및 이의 증발가스를 개질하여 수소가스를 안정적으로 생산하되, 재기화장치에 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받아 수소가스의 액화를 도모함으로써 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있다.Floating hydrogen production and management system 100 according to this embodiment as described above is to stably produce hydrogen gas by reforming liquefied natural gas and its boil-off gas, but receives cooling heat from the liquefied natural gas introduced into the regasification device. By liquefying hydrogen gas, efficient facility operation can be achieved.

100: 수소 생산 및 관리시스템 110: 저장탱크
120: 재기화장치 121: 재기화라인
122: 송출펌프 123: 응축기
124: 고압펌프 125: 기화기
130: 개질기 140: 수소 액화라인
141: 제1 압축부 142: 제1 열교환기
143: 제2 열교환기 144: 팽창부
145: 제1 기액분리기 146: 액화수소 공급라인
147: 재순환라인 148: 액화가스 추출라인
148a: 유량조절밸브 150: 냉매순환라인
151: 압축기 152: 냉각기
153: 팽창기 160: 폐열회수라인
160: 스팀 보일러 161: 스팀 공급라인
170: 가스 공급부 171: 혼합기
172: 제2 기액분리기 173: 기체성분 공급라인
174: 제2 압축부 175: 액체성분 회수라인
177: 잉여가스 처리라인 180: 수소가스 공급라인 100: hydrogen production and management system 110: storage tank
120: regasification device 121: regasification line
122: delivery pump 123: condenser
124: high pressure pump 125: carburetor
130: reformer 140: hydrogen liquefaction line
141: first compression unit 142: first heat exchanger
143: second heat exchanger 144: expansion part
145: first gas-liquid separator 146: liquid hydrogen supply line
147: recirculation line 148: liquefied gas extraction line
148a: flow control valve 150: refrigerant circulation line
151: compressor 152: cooler
153: expander 160: waste heat recovery line
160: steam boiler 161: steam supply line
170: gas supply 171: mixer
172: second gas-liquid separator 173: gas component supply line
174: second compression unit 175: liquid component recovery line
177: excess gas treatment line 180: hydrogen gas supply line

Claims (10)

액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크;
상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소가스를 생산하는 개질기; 및
상기 개질기에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인;을 포함하고,
상기 수소 액화라인은
유입된 수소가스를 가압하는 제1 압축부와, 상기 제1 압축부에 의해 가압된 수소가스를 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 수소가스를 감압시키는 팽창부를 포함하고,
상기 냉각부는
상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화하여 수요처로 공급하는 재기화장치로 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.a storage tank for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom;
a reformer for producing hydrogen gas by receiving at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank; and
Including; a hydrogen liquefaction line for liquefying the hydrogen gas produced by the reformer;
The hydrogen liquefaction line is
A first compression unit for pressurizing the introduced hydrogen gas, a cooling unit for cooling the hydrogen gas pressurized by the first compression unit, and an expansion unit for depressurizing the hydrogen gas cooled by the cooling unit,
the cooling unit
Floating hydrogen production and management system including a first heat exchanger receiving cooling heat from the liquefied natural gas flowing into a regasification device for regasifying the liquefied natural gas in the storage tank and supplying it to a consumer. 제1항에 있어서,
상기 냉각부는
상기 제1 열교환기를 거쳐 1차적으로 냉각된 수소가스와 극저온의 냉매를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 1,
the cooling unit
Floating hydrogen production and management system further comprising a second heat exchanger for secondary heat exchange between the firstly cooled hydrogen gas and cryogenic refrigerant through the first heat exchanger. 제2항에 있어서,
상기 수소 액화라인은
상기 팽창부에 의해 감압된 수소가스를 액화수소 및 미액화수소로 분리하는 제1 기액분리기와, 상기 제1 기액분리기의 액화수소를 수요처로 공급하는 액화수소 공급라인과, 상기 제1 기액분리기의 미액화수소를 상기 제1 압축부 전단으로 공급하는 재순환라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.3. The method of claim 2,
The hydrogen liquefaction line is
A first gas-liquid separator for separating the hydrogen gas pressure-reduced by the expansion unit into liquid hydrogen and non-liquefied hydrogen, a liquid hydrogen supply line for supplying the liquid hydrogen of the first gas-liquid separator to a consumer, and the first gas-liquid separator Floating hydrogen production and management system further comprising a recirculation line for supplying unliquefied hydrogen to the front end of the first compression unit. 제3항에 있어서,
상기 제2 열교환기는
상기 재순환라인을 따라 이송되는 미액화수소로부터 냉열을 추가적으로 공급받는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.4. The method of claim 3,
the second heat exchanger
A floating hydrogen production and management system that additionally receives cooling heat from liquefied hydrogen transferred along the recirculation line. 제1항에 있어서,
상기 수소 액화라인 상의 상기 제1 압축부 후단으로부터 분기되어 상기 가압된 수소가스의 일부를 배터리장치 및 수요처 중 적어도 어느 하나로 공급하는 수소가스 공급라인;을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 1,
Floating hydrogen production and management system further comprising; a hydrogen gas supply line branched from the rear end of the first compression unit on the hydrogen liquefaction line and supplying a part of the pressurized hydrogen gas to at least one of a battery device and a customer. 제1항에 있어서,
상기 개질기에서 발생하는 폐열을 수집하는 폐열회수라인;
상기 폐열회수라인을 따라 이송되는 가열된 열매체와 물을 열교환하여 스팀을 발생시키는 스팀 보일러; 및
상기 스팀 보일러에 의해 발생된 스팀을 상기 개질기로 공급하는 스팀 공급라인;을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 1,
a waste heat recovery line for collecting waste heat generated in the reformer;
a steam boiler generating steam by exchanging heat with the heated heating medium transferred along the waste heat recovery line; and
Floating hydrogen production and management system further comprising a; steam supply line for supplying the steam generated by the steam boiler to the reformer. 제1항에 있어서,
상기 저장탱크로부터 상기 개질기로 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급하는 가스 공급부;를 더 포함하고,
상기 가스 공급부는
상기 저장탱크의 액화천연가스와 증발가스를 공급받아 혼합시키는 혼합기, 상기 혼합기에 의해 혼합된 가스흐름을 수용하는 제2 기액분리기, 상기 제2 기액분리기에서 분리되되 상대적으로 메탄 함량이 높은 기체성분을 상기 개질기로 공급하는 기체성분 공급라인을 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 1,
A gas supply unit for supplying at least one of natural gas and boil-off gas vaporized from the storage tank to the reformer;
the gas supply
A mixer for receiving and mixing the liquefied natural gas and boil-off gas of the storage tank, a second gas-liquid separator for accommodating the gas flow mixed by the mixer, and a gas component separated from the second gas-liquid separator with a relatively high methane content Floating hydrogen production and management system including a gas component supply line supplied to the reformer. 제7항에 있어서,
상기 가스 공급부는
상기 기체성분 공급라인에 마련되어 기체성분을 가압하는 제2 압축부와, 상기 제2 압축부에 의해 가압된 기체성분 중 일부를 상기 재기화장치로 공급하는 잉여가스 처리라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.8. The method of claim 7,
the gas supply
Floating hydrogen further comprising: a second compression unit provided in the gas component supply line to pressurize the gas component; and a surplus gas treatment line for supplying a portion of the gas component pressurized by the second compression unit to the regasification device production and management system. 제1항에 있어서,
상기 재기화장치는 상기 액화천연가스를 기화시키는 기화기를 구비하는 재기화라인을 포함하고,
상기 수소 액화라인은
상기 재기화라인 상의 기화기 전단으로부터 분기되고, 상기 제1 열교환기를 경유하여 상기 재기화라인으로 재합류하는 액화가스 추출라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 1,
The regasification device includes a regasification line having a vaporizer for vaporizing the liquefied natural gas,
The hydrogen liquefaction line is
Floating hydrogen production and management system further comprising a liquefied gas extraction line branching from the front end of the vaporizer on the regasification line and rejoining the regasification line via the first heat exchanger. 제2항 또는 제4항에 있어서,
상기 제2 열교환기로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인;을 더 포함하고,
상기 냉매순환라인은 냉매를 가압하는 압축기와, 상기 압축기에 의해 가압된 냉매를 냉각시키는 냉각기와, 상기 냉각기에 의해 냉각된 냉매를 감압하는 팽창기를 포함하고,
상기 제2 열교환기는
상기 팽창기에 의해 감압된 극저온의 냉매로부터 냉열을 공급받는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.


5. The method of claim 2 or 4,
Further comprising; a refrigerant circulation line for providing cryogenic cooling heat to the second heat exchanger;
The refrigerant circulation line includes a compressor for pressurizing the refrigerant, a cooler for cooling the refrigerant pressurized by the compressor, and an expander for decompressing the refrigerant cooled by the cooler,
the second heat exchanger
A floating hydrogen production and management system that receives cooling heat from the cryogenic refrigerant decompressed by the expander.
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