KR20220052383A - Hydrogen-floating production and treatment system - Google Patents
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Abstract
Description
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 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 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.
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 개질반응 시 발생하는 이산화탄소를 안정적으로 처리할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is intended to provide a floating hydrogen production and management system that can stably treat carbon dioxide generated during the reforming reaction.
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; 상기 개질기에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인; 및 상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화하여 육상의 발전플랜트로 공급하는 재기화장치; 및 상기 개질기에서 발생되는 이산화탄소를 육상으로 공급하는 CO2 처리라인;을 포함하여 제공될 수 있다.According to one 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 vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank; a hydrogen liquefaction line for liquefying the hydrogen gas produced by the reformer; and a regasification device for regasifying the liquefied natural gas in the storage tank and supplying it to an onshore power plant. and a CO2 treatment line for supplying carbon dioxide generated from the reformer to land.
상기 발전플랜트는 발생되는 폐가스를 처리하는 이산화탄소 포집 및 저장장치(CCS, Carbon Capture & Storage)를 구비하고, 상기 CO2 처리라인은 상기 개질기로부터 유입된 이산화탄소를 상기 이산화탄소 포집 및 저장장치로 공급할 수 있다.The power plant may include a carbon capture and storage device (CCS) for processing the generated waste gas, and the CO2 treatment line may supply the carbon dioxide introduced from the reformer to the carbon dioxide capture and storage device.
상기 CO2 처리라인은 유입된 이산화탄소를 가압 및 송출하는 컴프레서와, 상기 CO2 처리라인에 마련되는 제1 유량조절밸브를 포함하여 제공될 수 있다.The CO2 treatment line may include a compressor for pressurizing and discharging the introduced carbon dioxide, and a first flow rate control valve provided in the CO2 treatment line.
상기 제1 유량조절밸브는 상기 개질기에서 발생되는 이산화탄소의 유량정보에 근거하여 개방 및 폐쇄작동이 제어될 수 있다.Opening and closing operations of the first flow control valve may be controlled based on flow rate information of carbon dioxide generated in the reformer.
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 재기화장치로 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하여 제공될 수 있다.The hydrogen liquefaction line includes 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 Including, the cooling unit may be provided including a first heat exchanger receiving cooling heat from the liquefied natural gas introduced into the regasification device.
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 제1 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 pressure-reduced by the expansion unit into liquid hydrogen and non-liquefied hydrogen, and a liquid hydrogen supply line for supplying the liquid hydrogen of the first gas-liquid separator to a first customer; , 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 제2 수요처 중 적어도 어느 하나로 공급하는 수소가스 공급라인;을 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 portion of the pressurized hydrogen gas to at least one of a battery device and a second demand source; may be provided including more.
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 포함하여 제공될 수 있다.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 a steam supply line for supplying the steam generated by the steam boiler to the reformer.
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 포함하여 제공될 수 있다.A gas supply unit 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 of the storage tank; A second gas-liquid separator for accommodating the gas flow mixed by the mixer, 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 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 공급받을 수 있다.Further comprising; a refrigerant circulation line for providing cryogenic cooling heat to the second heat exchanger, wherein the refrigerant circulation line includes a compressor for pressurizing the refrigerant, a cooler for cooling the refrigerant pressurized by the compressor, and cooling 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.
상기 개질기는 물과 산소를 함께 공급받아 자열개질로 수소가스를 생산할 수 있다.The reformer may be supplied with water and oxygen together to produce hydrogen gas through autothermal reforming.
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 개질반응 시 발생하는 이산화탄소를 안정적으로 처리할 수 있는 효과를 가진다.The floating hydrogen production and management system according to this embodiment has the effect of stably treating carbon dioxide generated during the reforming reaction.
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
도 1을 참조하면, 본 발명의 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)은 액화천연가스 및 이로부터 발생되는 증발가스를 수용하는 저장탱크(110), 저장탱크(110)의 액화천연가스를 재기화하여 육상에 설치된 발전플랜트(10)로 공급하는 재기화장치(120), 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 제2 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), 개질기(130)에서 발생된 이산화탄소(CO2)를 육상에서 처리하도록 육상으로 공급하는 CO2 처리라인(190)을 포함하여 마련될 수 있다.Referring to FIG. 1 , the floating hydrogen production and
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 발전플랜트(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
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 육상에 설치되는 발전플랜트(10)로 공급될 수 있다. The
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
재기화장치(120)는 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스를 재기화시켜 육상에 설치된 발전플랜트(10)의 연료가스로 공급할 수 있다.The
재기화장치(120)는 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부가 발전플랜트(10)에 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. The
재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단에는 저온의 액화천연가스의 냉열을 수소가스의 액화에 활용할 수 있도록 액화가스 추출라인(148)이 분기 및 재합류되되, 후술하는 제1 열교환기(142)를 경유하도록 배치될 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다. At the front end of the
발전플랜트(10)는 육상에 설치되되, 해상에 부유한 상태로 운용되는 재기화장치(120)로부터 재기화된 천연가스를 연료가스로 공급받아 전력을 생산할 수 있다. 발전플랜트(10)는 가스 터빈(미도시)을 포함할 수 있으며, 육상에는 발전플랜트(10)에 의해 전력을 생산하는 과정에서 발생하는 폐가스를 처리하는 이산화탄소 포집 및 저장장치(50, Carbon Capture & Storage)가 설치될 수 있다. 이산화탄소 포집 및 저장장치(50, CCS)는 발전플랜트(10)에서 발생되어 배출되는 이산화탄소가 대기 중으로 유입되는 것을 방지하도록 이산화탄소를 모아 저장함으로써 처리할 수 있다. 또한, 이산화탄소 포집 및 저장장치(50)는 개질기(130)의 개질 반응 시 발생하는 이산화탄소를 CO2 처리라인(190)에 의해 공급받아 육상에서 처리할 수 있다. The
개질기(130)는 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 포함하는 기체성분을 공급받아 수소가스를 생산하도록 마련된다. The
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 분리부(133)와, 전환반응기(132)에서 생성된 가스를 수소가스와 그 외의 가스로 분리하는 PSA(134, Pressure Swing Adsorption)를 포함할 수 있다. The
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 분리부(133)에서 합성가스에 함유된 이산화탄소를 알카놀 아민 흡수제(MEA or MDEA) 등을 사용하여 흡수 및 분리하여 처리할 수 있다. CO2 분리부(133)를 거쳐 이산화탄소가 제거된 후, PSA(134)로 제공되어 수소가스(H2)와 그 외의 가스(Tail Gas)로 분리될 수 있다. The
CO2 분리부(133)에서 분리된 이산화탄소는 CO2 처리라인(190)을 통해 육상에 설치된 이산화탄소 포집 및 저장장치(50)로 공급되어 처리될 수 있다. 이산화탄소는 대기 중에 방출될 경우, 지구 온난화를 유발하는 원인 중 하나이나 각종 화학 및 반도체 산업에서는 유용하게 활용될 수 있는 자원이 될 수 있다. 이에 CO2 처리라인(190)이 개질 반응에서 발생하는 이산화탄소를 육상의 발전플랜트(10)에서 활용되는 이산화탄소 포집 및 저장장치(50)로 공급하여 처리시킬 수 있다.The carbon dioxide separated by the
CO2 처리라인(190)은 입구 측 단부가 개질기(130)의 CO2 분리부(133)에 연결되고, 출구 측 단부가 육상의 이산화탄소 포집 및 저장장치(50)에 연결되되, 유입된 이산화탄소를 가압 및 송출하는 컴프레서(191)와, CO2 처리라인(190)을 따라 이송되는 이산화탄소의 유량을 조절하는 제1 유량조절밸브(192)가 마련될 수 있다. 컴프레서(191)는 개질기(130)로부터 제공되는 기체상태의 이산화탄소를 공급받아 육상의 이산화탄소 포집 및 저장장치(50)로 송출하도록 이산화탄소를 가압할 수 있다. 도 1에서는 컴프레서(191)가 단일로 배치된 것으로 도시되어 있으나, 이산화탄소의 가압 압력범위에 따라 다단 컴프레서로 이루어질 수도 있다.The
제1 유량조절밸브(192)는 CO2 처리라인(190)에 마련되어 개질기(130)로부터 유입되어 이산화탄소 포집 및 저장장치(50)로 송출되는 이산화탄소의 유량을 조절할 수 있다. 도 1에서는 제1 유량조절밸브(192)가 CO2 처리라인(190) 상에서 컴프레서(191)의 후단에 마련된 것으로 도시되어 있으나, 해당 위치에 한정되는 것은 아니다. 제1 유량조절밸브(192)는 CO2 분리부(133)의 자체 처리 허용량 또는 허용규제 범위에 근거하여, 개질기(130)에서 발생되는 이산화탄소의 유량정보에 따라 개방 및 폐쇄 작동이 제어될 수 있다. 이와 같이, CO2 처리라인(190)이 개질기(130)의 개질 반응 시 발생되는 이산화탄소를 육상에 설치되어 운용되는 이산화탄소 포집 및 저장장치(50)로 공급하여 처리함으로써, 부유식 해상 구조물에 설치되는 이산화탄소 처리를 위한 설비의 구축 비용 및 운용 비용을 절감할 수 있다.The first flow
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
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
한편, 도 1 및 앞서 설명한 실시 예에서는 개질기가 기화된 천연가스 또는 증발가스와, 스팀을 공급받아 흡열반응을 통해 수소가스를 생산하는 수증기 개질(Steam Reforming) 방식으로 작동하는 것으로 설명하였으나, 이에 한정되는 것은 아니며 부분산화의 반응열을 수증기 개질반응에 제공하는 자열 개질(Autothermal Reforming) 방식으로 작동할 수도 있다. 개질기가 자열 개질 방식으로 작동할 경우, 부분산화를 위한 산소 또는 산소를 포함한 공기를 개질기로 공급하는 산소 공급부(미도시)가 마련될 수 있으며, 개질기는 물 및 산소를 함께 공급받아 수소가스를 생산할 수 있다.On the other hand, in FIG. 1 and the above-described embodiment, the reformer is supplied with vaporized natural gas or boil-off gas and steam and it has been described that it operates in a steam reforming method that produces hydrogen gas through an endothermic reaction, but limited to this However, it may be operated in an autothermal reforming method that provides the reaction heat of partial oxidation to the steam reforming reaction. When the reformer operates in the autothermal reforming method, an oxygen supply unit (not shown) for supplying oxygen or oxygen-containing air for partial oxidation to the reformer may be provided, and the reformer may be supplied with water and oxygen to produce hydrogen gas. can
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
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 제1 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
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
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
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 제2 유량조절밸브(148a)가 마련될 수 있으며, 제2 유량조절밸브(148a)는 수소 액화라인(140) 상에 배치되는 온도센서(미도시)가 감지한 온도정보에 근거하여 개방 및 폐쇄 작동이 제어될 수 있다. The
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 발전플랜트(10)로 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
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
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
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-
액화수소 공급라인(146)은 제1 기액분리기(145)에 의해 분리된 액체성분, 다시 말해 액화수소를 저장소 및 제1 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 제1 수요처(20)로 연결될 수 있다. 액화수소 공급라인(146)에는 저장소나 제1 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
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
수소가스 공급라인(180)은 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141)를 거친 수소가스의 일부를 배터리장치(30) 및 제2 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 제2 수요처(40)로 각각 연결될 수 있다. 한편, 제2 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
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
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
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
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
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
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
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
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. 또한, 수소의 개질 반응에서 부생되는 이산화탄소를 육상의 발전플랜트에서 활용되는 이산화탄소 포집 및 저장장치를 활용하여 처리함으로써, 부유식 해상 구조물에 설치되는 이산화탄소 처리 설비의 구축 비용 및 운용 비용을 절감할 수 있으므로 더욱 효율적인 설비 운용이 가능해질 수 있다.Floating hydrogen production and
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: 제2 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
190: CO2 처리라인
191: 컴프레서
192: 제2 유량조절밸브100: 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: second 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
190: CO2 treatment line 191: compressor
192: second flow control valve
Claims (15)
상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소가스를 생산하는 개질기;
상기 개질기에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인; 및
상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화하여 육상의 발전플랜트로 공급하는 재기화장치; 및
상기 개질기에서 발생되는 이산화탄소를 처리하도록 육상으로 공급하는 CO2 처리라인을 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;
a hydrogen liquefaction line for liquefying the hydrogen gas produced by the reformer; and
a regasification device for regasifying the liquefied natural gas in the storage tank and supplying it to an onshore power plant; and
Floating hydrogen production and management system including a CO2 treatment line for supplying to land to treat the carbon dioxide generated from the reformer.
상기 발전플랜트는 발생되는 폐가스를 처리하는 이산화탄소 포집 및 저장장치(CCS, Carbon Capture & Storage)를 구비하고,
상기 CO2 처리라인은
상기 개질기로부터 유입된 이산화탄소를 상기 이산화탄소 포집 및 저장장치로 공급하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 1,
The power plant is equipped with a carbon capture and storage device (CCS, Carbon Capture & Storage) that processes the generated waste gas,
The CO2 treatment line is
Floating hydrogen production and management system for supplying the carbon dioxide introduced from the reformer to the carbon dioxide capture and storage device.
상기 CO2 처리라인은
유입된 이산화탄소를 가압 및 송출하는 컴프레서와, 상기 CO2 처리라인에 마련되는 제1 유량조절밸브를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.3. The method of claim 2,
The CO2 treatment line is
Floating hydrogen production and management system comprising a compressor for pressurizing and sending out the introduced carbon dioxide, and a first flow control valve provided in the CO2 treatment line.
상기 제1 유량조절밸브는
상기 개질기에서 발생되는 이산화탄소의 유량정보에 근거하여 개방 및 폐쇄작동이 제어되는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.4. The method of claim 3,
The first flow control valve is
A floating hydrogen production and management system in which opening and closing operations are controlled based on the flow rate information of carbon dioxide generated in the reformer.
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 재기화장치로 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.3. The method of claim 2,
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 introduced into the regasification device.
상기 냉각부는
상기 제1 열교환기를 거쳐 1차적으로 냉각된 수소가스와 극저온의 냉매를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.6. The method of claim 5,
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.
상기 수소 액화라인은
상기 팽창부에 의해 감압된 수소가스를 액화수소 및 미액화수소로 분리하는 제1 기액분리기와, 상기 제1 기액분리기의 액화수소를 제1 수요처로 공급하는 액화수소 공급라인과, 상기 제1 기액분리기의 미액화수소를 상기 제1 압축부 전단으로 공급하는 재순환라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.7. The method of claim 6,
The hydrogen liquefaction line is
A first gas-liquid separator for separating the hydrogen gas depressurized by the expansion unit into liquid hydrogen and non-liquefied hydrogen, and a liquid hydrogen supply line for supplying the liquid hydrogen of the first gas-liquid separator to a first consumer, and the first gas-liquid Floating hydrogen production and management system further comprising a recirculation line for supplying the unliquefied hydrogen of the separator to the front end of the first compression unit.
상기 제2 열교환기는
상기 재순환라인을 따라 이송되는 미액화수소로부터 냉열을 추가적으로 공급받는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.8. The method of claim 7,
the second heat exchanger
A floating hydrogen production and management system that additionally receives cooling heat from liquefied hydrogen transferred along the recirculation line.
상기 수소 액화라인 상의 상기 제1 압축부 후단으로부터 분기되어 상기 가압된 수소가스의 일부를 배터리장치 및 제2 수요처 중 적어도 어느 하나로 공급하는 수소가스 공급라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.6. The method of claim 5,
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 portion of the pressurized hydrogen gas to at least one of a battery device and a second consumer.
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 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.3. The method of claim 2,
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.
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 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.3. The method of claim 2,
Further comprising 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.
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.12. The method of claim 11,
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.
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.6. The method of claim 5,
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.
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 공급받는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.9. The method of claim 6 or 8,
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.
상기 개질기는
물과 산소를 함께 공급받아 자열 개질로 수소가스를 생산하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
According to claim 1,
The reformer is
A floating hydrogen production and management system that produces hydrogen gas through autothermal reforming by receiving water and oxygen together.
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