KR20220152592A - Gas treatment system of hydrogen carrier - Google Patents

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KR20220152592A
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하대승
정승재
성용욱
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삼성중공업 주식회사
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Abstract

Disclosed is a gas management system of a hydrogen carrier, capable of minimizing and suppressing evaporation gas generated from a fuel tank containing liquefied natural gas. According to the present embodiment, the gas management system of a hydrogen carrier comprises: a storage tank for accommodating liquefied hydrogen and hydrogen evaporation gas generated therefrom; a fuel tank for accommodating liquefied natural gas and natural evaporation gas generated therefrom; a fuel gas supply line for supplying the liquefied natural gas in the fuel tank to a source of demand; and a liquefied gas supercooling line for receiving and cooling a portion of the liquefied natural gas transported along the fuel gas supply line and supplies the same back to the inside of the fuel tank. The liquefied gas supercooling line may receive cold energy from at least one of the liquefied hydrogen and the hydrogen evaporation gas.

Description

수소 운반선의 가스 관리시스템{GAS TREATMENT SYSTEM OF HYDROGEN CARRIER}Gas management system of hydrogen carrier {GAS TREATMENT SYSTEM OF HYDROGEN CARRIER}

본 발명은 수소 운반선의 가스 관리시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 천연가스를 연료가스로서 안정적으로 공급함과 동시에 수소증발가스를 효과적으로 관리 및 처리할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a gas management system for a hydrogen carrier, and more particularly, to a gas management system for a hydrogen carrier capable of stably supplying natural gas as fuel gas and at the same time effectively managing and treating hydrogen evaporation gas.

온실가스 및 각종 대기오염 물질의 배출에 대한 국제해사기구(IMO)의 규제가 강화됨에 따라 조선 및 해운업계에서는 기존 연료인 중유, 디젤유의 이용을 대신하여, 청정 에너지원인 천연가스를 선박의 연료가스로 이용하는 경우가 많아지고 있다.As the regulations of the International Maritime Organization (IMO) on the emission of greenhouse gases and various air pollutants are strengthened, the shipbuilding and shipping industries use natural gas, a clean energy source, as fuel gas for ships instead of using heavy oil and diesel oil, which are existing fuels. are increasingly being used.

일반적으로 천연가스(Natural Gas)는 저장 및 수송의 용이성을 위해, 천연가스를 약 -163 ℃로 냉각하여 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)로 상 변화시킨 후 선박의 연료탱크에 충전하여 선박의 연료로 사용하게 된다.In general, for ease of storage and transportation, natural gas is cooled to about -163 ° C, changed into liquefied natural gas, and then filled in a fuel tank of a ship to fuel the ship. will be used as

이러한 연료탱크는 선체에 단열 처리되어 설치되나, 액화천연가스의 완전한 단열을 구현하는 것은 실질적으로 불가능하다. 이에 따라 외부의 열이 연료탱크의 내부로 지속적으로 전달되어 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생되는 천연증발가스가 연료탱크의 내부에 축적되게 된다. 천연증발가스는 연료탱크의 내부압력을 상승시켜 저장탱크의 변형 및 훼손을 유발할 수 있으므로 연료탱크의 내부에 증발가스의 발생을 최소화 및 억제하는 것이 요구된다.Although these fuel tanks are insulated and installed in the hull, it is practically impossible to completely insulate the liquefied natural gas. Accordingly, external heat is continuously transferred to the inside of the fuel tank, and natural evaporation gas generated by naturally evaporating the liquefied natural gas is accumulated inside the fuel tank. Since natural evaporation gas may cause deformation and damage of the storage tank by increasing the internal pressure of the fuel tank, it is required to minimize and suppress generation of evaporation gas inside the fuel tank.

한편, 오늘날 전 세계적으로 지구 온난화 문제 해결 및 대기환경 개선을 위해 환경문제의 근원이 되는 화석에너지를 대신하여 태양광, 풍력, 조력 및 수력과 같은 재생에너지에 대한 관심 역시 높아지고 있다.On the other hand, interest in renewable energy such as sunlight, wind power, tidal power and water power is also increasing in place of fossil energy, which is the source of environmental problems, in order to solve global warming problems and improve the atmospheric environment.

태양광, 풍력, 조력 및 수력과 같은 재생에너지에 대한 관심이 높아지고 있다.There is a growing interest in renewable energy such as solar, wind, tidal and hydropower.

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 중에서 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 supply and demand imbalance by region and season, 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 stably stored 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, or by electrolyzing water to produce hydrogen. It has the advantage that it can be produced by various methods.

수소가 미래의 주요한 에너지원으로 주목받음에 따라, 수소의 저장 및 운송 기술에 관련된 과제들이 제시되고 있다. 수소의 저장방법으로는 기체나 액체 등 다양한 형태로 구현할 수 있겠으나, 에너지 밀도, 저장량 및 수송 효율 등을 고려할 때 액화수소의 형태로 저장하는 것이 유리한 것으로 인식되고 있다. 그러나 액화수소는 끓는 점이 약 -253 ℃인 초저온의 유체이고, 비중은 액화천연가스(LNG, Liquefied Natural Gas)의 약 1/6 수준으로 작아 체적당 증발률(BOR, Boil-Off Rate)이 액화천연가스의 약 10배에 달할 정도로 높다.As hydrogen draws attention as a major energy source in the future, challenges related to hydrogen storage and transportation technologies are being presented. As a method of storing hydrogen, it can be implemented in various forms such as gas or liquid, but it is recognized that it is advantageous to store hydrogen in the form of liquefied hydrogen when considering energy density, storage amount, and transportation efficiency. However, liquefied hydrogen is a very low-temperature fluid with a boiling point of about -253 ° C, and its specific gravity is about 1/6 of that of liquefied natural gas (LNG), so the evaporation rate per volume (BOR, Boil-Off Rate) is low. It is about 10 times higher than that of natural gas.

따라서 액화수소의 저장 및 운송 시 단열 처리된 저장탱크에 수용시켜 운용하더라도 완전한 단열을 구현하는 것은 실질적으로 불가능하므로, 저장탱크의 내부에서 액화수소가 자연적으로 기화하여 발생되는 수소증발가스가 축적되게 된다. 이는 액화수소의 수송 효율을 떨어트릴 뿐만 아니라, 저장탱크의 내부압력을 상승시켜 저장탱크의 변형 및 훼손을 유발할 수 있으므로 수소증발가스를 안정적이면서도 효과적으로 관리 및 활용할 수 있는 방안이 요구된다.Therefore, when storing and transporting liquefied hydrogen, even if it is accommodated in an insulated storage tank and operated, it is practically impossible to achieve complete insulation. . This not only reduces the transport efficiency of liquefied hydrogen, but also increases the internal pressure of the storage tank, causing deformation and damage to the storage tank. Therefore, a method for managing and utilizing hydrogen evaporation gas stably and effectively is required.

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 액화천연가스가 수용된 연료탱크에서 발생되는 증발가스를 최소화 및 억제할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.The present embodiment is intended to provide a gas management system of a hydrogen carrier capable of minimizing and suppressing evaporation gas generated from a fuel tank containing liquefied natural gas.

본 실시 예는 수소증발가스의 냉열을 활용함으로써 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is intended to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of promoting efficient facility operation by utilizing the cold heat of hydrogen evaporation gas.

본 실시 예는 액화천연가스가 수용된 연료탱크에서 발생되는 증발가스의 재액화 공정을 안정적으로 수행할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.The present embodiment is intended to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of stably performing a re-liquefaction process of boil-off gas generated in a fuel tank containing liquefied natural gas.

본 실시 예는 단순한 구조로서 설비의 구조 안정성 및 운용 효율성을 도모할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment aims to provide a gas management system of a hydrogen carrier that can promote structural stability and operational efficiency of a facility with a simple structure.

본 실시 예는 액화천연가스를 선박의 연료가스로서 안정적으로 공급할 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.The present embodiment is intended to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of stably supplying liquefied natural gas as a fuel gas for a ship.

본 실시 예는 에너지 효율을 향상시킬 수 있는 수소 운반선의 가스 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is intended to provide a gas management system for a hydrogen carrier capable of improving energy efficiency.

본 발명의 일 측면에 의하면, 액화수소 및 이로부터 발생하는 수소증발가스를 수용하는 저장탱크; 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연증발가스를 수용하는 연료탱크; 상기 연료탱크의 액화천연가스를 제1 소비처로 공급하는 연료가스 공급라인; 및 상기 연료가스 공급라인을 따라 이송되는 액화천연가스의 일부를 공급받아 냉각시켜 상기 연료탱크의 내부로 재공급하는 액화가스 과냉라인을 포함하고, 상기 액화가스 과냉라인은 액화수소 및 수소증발가스 중 적어도 어느 하나로부터 냉열을 제공받을 수 있다.According to one aspect of the present invention, a storage tank for accommodating liquefied hydrogen and hydrogen evaporation gas generated therefrom; A fuel tank accommodating liquefied natural gas and natural evaporation gas generated therefrom; a fuel gas supply line supplying the liquefied natural gas in the fuel tank to a first consumer; and a liquefied gas supercooling line for receiving and cooling a portion of the liquefied natural gas transported along the fuel gas supply line and supplying it back to the inside of the fuel tank, wherein the liquefied gas supercooling line is one of liquefied hydrogen and hydrogen evaporation gas Cooling and heat may be provided from at least one of them.

상기 저장탱크의 수소증발가스를 제2 소비처로 공급하는 수소가스 공급라인을 더 포함하고, 상기 액화가스 과냉라인은 유입된 액화천연가스와 상기 수소가스 공급라인을 따라 이송되는 수소증발가스를 열교환하는 열교환기를 포함하여 제공될 수 있다.Further comprising a hydrogen gas supply line for supplying the hydrogen evaporation gas in the storage tank to a second consumer, and the liquefied gas supercooling line heat exchanges between the introduced liquefied natural gas and the hydrogen evaporation gas transported along the hydrogen gas supply line A heat exchanger may be provided.

상기 연료가스 공급라인은 상기 연료탱크에 수용된 액화천연가스를 송출하는 이송펌프와, 상기 이송펌프에 의해 전달되는 액화천연가스를 가열 및 기화하는 기화기를 포함하여 제공될 수 있다.The fuel gas supply line may include a transfer pump for sending out the liquefied natural gas stored in the fuel tank, and a vaporizer for heating and vaporizing the liquefied natural gas delivered by the transfer pump.

상기 액화가스 과냉라인은 상기 연료가스 공급라인으로부터 분기되어 마련되되, 상기 액화가스 과냉라인의 입구 측 단부는 상기 연료가스 공급라인 상의 상기 이송펌프와 상기 기화기 사이에 연결될 수 있다.The liquefied gas subcooling line is branched from the fuel gas supply line, and an inlet end of the liquefied gas subcooling line may be connected between the transfer pump on the fuel gas supply line and the vaporizer.

상기 액화가스 과냉라인의 출구 측 단부는 상기 열교환기를 거쳐 냉각된 액화천연가스의 일부를 상기 연료탱크의 내부 상측에 분사하는 제1 주입라인과, 상기 열교환기를 거쳐 냉각된 액화천연가스의 나머지 일부를 상기 연료탱크의 내부 하측에 공급하는 제2 주입라인으로 분기되어 마련될 수 있다.The outlet side end of the liquefied gas subcooling line is a first injection line for injecting a part of the liquefied natural gas cooled through the heat exchanger to the upper inside of the fuel tank, and the remaining part of the liquefied natural gas cooled through the heat exchanger It may be provided by branching into a second injection line supplying the inner lower side of the fuel tank.

상기 수소가스 공급라인은 상기 저장탱크의 수소증발가스를 가압 및 송출하는 적어도 하나의 컴프레서와, 상기 컴프레서에 의해 전달되는 수소증발가스를 가열하는 히터를 포함하여 제공될 수 있다.The hydrogen gas supply line may include at least one compressor for pressurizing and discharging the hydrogen evaporation gas of the storage tank, and a heater for heating the hydrogen evaporation gas delivered by the compressor.

상기 열교환기는 상기 액화가스 과냉라인과 상기 수소가스 공급라인 상의 상기 컴프레서 전단 사이에 마련될 수 있다.The heat exchanger may be provided between the liquefied gas subcooling line and the front end of the compressor on the hydrogen gas supply line.

상기 제2 소비처는 연료전지를 포함하여 제공될 수 있다.The second consumer may include a fuel cell.

상기 액화가스 과냉라인으로 공급되는 액화천연가스의 유입량을 조절하는 유량조절밸브; 및 상기 연료탱크의 내부압력 또는 내부온도를 감지하는 센서부를 더 포함하고, 상기 유량조절밸브는 상기 센서부가 감지한 압력정보 또는 온도정보에 근거하여 작동이 제어될 수 있다. a flow control valve for controlling an inflow amount of liquefied natural gas supplied to the liquefied gas subcooling line; and a sensor unit that senses an internal pressure or temperature of the fuel tank, and the operation of the flow control valve may be controlled based on pressure information or temperature information detected by the sensor unit.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 액화천연가스가 수용된 연료탱크에서 발생되는 증발가스를 최소화 및 억제하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to the present embodiment has an effect of minimizing and suppressing boil-off gas generated from a fuel tank containing liquefied natural gas.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 수소증발가스의 냉열을 활용함으로써 효율적인 설비 운용을 도모하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to the present embodiment has an effect of promoting efficient facility operation by utilizing the cold heat of hydrogen evaporation gas.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 액화천연가스가 수용된 연료탱크에서 발생되는 증발가스의 재액화 공정을 안정적으로 수행하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to the present embodiment has an effect of stably performing a re-liquefaction process of boil-off gas generated in a fuel tank containing liquefied natural gas.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 단순한 구조로서 설비의 구조 안정성 및 운용 효율성을 도모하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to the present embodiment has a simple structure and has an effect of promoting structural stability and operational efficiency of the facility.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 액화천연가스를 선박의 연료가스로서 안정적으로 공급하는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to the present embodiment has an effect of stably supplying liquefied natural gas as fuel gas for the ship.

본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템은 에너지 효율이 향상되는 효과를 가진다.The gas management system of the hydrogen carrier according to this embodiment has an effect of improving energy efficiency.

도 1은 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram showing a gas management system for a hydrogen carrier according to an 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 skilled in the art. The present invention may be embodied in other forms without being limited to only the embodiments presented herein. In the drawings, in order to clarify the present invention, illustration of parts irrelevant to the description may be omitted, and the size of components may be slightly exaggerated to aid understanding.

도 1은 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram showing a gas management system 100 of a hydrogen carrier according to this embodiment.

도 1을 참조하면, 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)은 액화수소 및 이로부터 발생되는 수소증발가스를 수용하는 저장탱크(110), 액화천연가스 및 이로부터 발생되는 천연증발가스를 수용하는 연료탱크(120), 연료탱크(120)의 액화천연가스를 엔진 등의 제1 소비처(10)에 연료가스로 공급하는 연료가스 공급라인(130), 액화천연가스를 냉각 또는 과냉각시켜 연료탱크(120) 내부로 재공급하는 액화가스 과냉라인(140), 저장탱크(110)의 수소증발가스를 연료전지 등의 제2 소비처(20)에 공급하는 수소가스 공급라인(150), 연료탱크(120)의 압력정보 또는 온도정보에 근거하여 액화가스 과냉라인(140)으로 공급되는 액화천연가스의 유입량을 조절하는 유량조절밸브(160)를 포함하여 마련될 수 있다.Referring to FIG. 1, the gas management system 100 of the hydrogen carrier according to this embodiment includes a storage tank 110 for accommodating liquefied hydrogen and hydrogen evaporation gas generated therefrom, liquefied natural gas and natural evaporation generated therefrom. A fuel tank 120 for accommodating gas, a fuel gas supply line 130 for supplying the liquefied natural gas in the fuel tank 120 as fuel gas to a first consumer 10 such as an engine, cooling or supercooling the liquefied natural gas A liquefied gas subcooling line 140 for resupplying into the fuel tank 120, a hydrogen gas supply line 150 for supplying hydrogen evaporation gas from the storage tank 110 to a second consumption point 20 such as a fuel cell, It may include a flow control valve 160 for adjusting the inflow amount of the liquefied natural gas supplied to the liquefied gas subcooling line 140 based on pressure information or temperature information of the fuel tank 120 .

저장탱크(110)는 액화수소 및 이로부터 발생하는 수소증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 액화수소의 수송 효율을 위해 선체(1)에 복수개 마련될 수 있으며, 외부의 열 침입에 의한 액화수소의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있다. 저장탱크(110)는 액화수소 공급처로부터 액화수소를 공급받아 수용 및 저장하여 목적지에 이르러 하역하기까지 액화수소 및 이로부터 발생하는 수소증발가스를 안정적으로 보관할 수 있다. The storage tank 110 is provided to accommodate and store liquefied hydrogen and hydrogen evaporation gas generated therefrom. A plurality of storage tanks 110 may be provided in the hull 1 for transport efficiency of liquefied hydrogen, and may be provided as an insulated membrane-type cargo hold to minimize vaporization of liquefied hydrogen due to external heat intrusion. have. The storage tank 110 receives and stores liquefied hydrogen from a liquefied hydrogen supplier, and can stably store liquefied hydrogen and hydrogen evaporation gas generated therefrom until unloading at the destination.

저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 저장탱크(110) 내부에는 액화수소가 자연적으로 기화하여 발생하는 수소증발가스가 존재하게 된다. 이러한 수소증발가스는 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 저장탱크(110)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 수소증발가스를 저장탱크(110)로부터 처리 및 관리할 필요성이 있다. 또한 수소증발가스를 저장탱크(110)의 외측으로 배출시킬 경우 안전사고의 위험이 있으며, 경제적으로도 바람직하지 않다. 이에 따라 저장탱크(110) 내부에 발생된 수소증발가스는 후술하는 수소가스 공급라인(150)을 통해 연료전지 등의 제2 소비처(20)로 공급되어 활용될 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다.Although the storage tank 110 is generally insulated and installed, it is practically difficult to completely block external heat intrusion, so that hydrogen evaporation gas generated by naturally evaporating liquefied hydrogen exists inside the storage tank 110. do. Since this hydrogen evaporation gas 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 process and manage the hydrogen evaporation gas from the storage tank 110. In addition, when the hydrogen evaporation gas is discharged to the outside of the storage tank 110, there is a risk of a safety accident, and it is not economically desirable. Accordingly, the hydrogen evaporation gas generated inside the storage tank 110 may be supplied and utilized to a second consumer 20 such as a fuel cell through a hydrogen gas supply line 150 to be described later. A detailed description of this will be described later.

연료탱크(120)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 연료탱크(120)는 저장탱크(110)와 마찬가지로, 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있다. 연료탱크(120)는 천연가스의 생산지 또는 벙커링 선박으로부터 액화천연가스를 공급받아 수용 및 저장하되, 선박(1)의 추진용 엔진 또는 발전용 엔진 등의 제1 소비처(10)의 연료가스로 제공될 수 있다. The fuel tank 120 is provided to accommodate and store liquefied natural gas and natural evaporation gas generated therefrom. Like the storage tank 110, the fuel tank 120 may be provided as an insulated membrane-type cargo hold to minimize vaporization of liquefied natural gas due to external heat intrusion. The fuel tank 120 receives and stores liquefied natural gas supplied from a natural gas production site or a bunkering ship, and provides fuel gas to the first consumer 10, such as a propulsion engine or a power generation engine of the ship 1 It can be.

연료탱크(120)가 단열 처리되어 설치되더라도 완전한 열 차단을 구현하는 것은 현실적으로 불가능하므로, 외부의 열이 지속적으로 침입하여 연료탱크(120) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 천연증발가스가 발생하게 된다. 이러한 천연증발가스는 연료탱크(120)의 내부압력을 상승시켜 연료탱크(120)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 천연증발가스의 발생을 최소화 및 억제할 필요성이 있다. 이에 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)은 후술하는 바와 같이 액화가스 과냉라인(140)을 통해 냉각 또는 과냉각(Subcooling)된 액화천연가스를 연료탱크(120) 내부로 재공급함으로써, 연료탱크(120)의 천연증발가스 발생을 억제할 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다. Even if the fuel tank 120 is insulated and installed, since it is realistically impossible to implement complete thermal insulation, external heat continuously invades the fuel tank 120 and the liquefied natural gas is naturally vaporized to generate natural evaporation gas. will do Since this natural boil-off gas raises the internal pressure of the fuel tank 120 and poses a risk of deformation and explosion of the fuel tank 120, there is a need to minimize and suppress the generation of natural boil-off gas. Accordingly, the gas management system 100 of the hydrogen carrier according to this embodiment resupplies the liquefied natural gas cooled or subcooled through the liquefied gas subcooling line 140 into the fuel tank 120, as will be described later. , It is possible to suppress the generation of natural evaporation gas in the fuel tank 120. A detailed description of this will be described later.

제1 소비처(10)는 후술하는 연료가스 공급라인(130)에 의해 연료탱크(120)에 수용된 액화천연가스를 연료가스로서 공급받아 선박(1)의 추진력을 발생시키거나 선박(1) 내부 설비 등의 발전용 전원을 발생시키는 적어도 하나의 엔진을 포함할 수 있다. 엔진은 상대적으로 고압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 고압 엔진, 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 저압 엔진 중 어느 하나를 포함할 수 있다. 일 예로, 엔진은 상대적으로 고압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 ME-GI 엔진 또는 X-DF 엔진, 상대적으로 저압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 DFDE 엔진 등을 포함할 수 있다.The first consumer 10 receives liquefied natural gas accommodated in the fuel tank 120 as fuel gas through a fuel gas supply line 130 to be described later, and generates propulsion of the ship 1 or facilities inside the ship 1. It may include at least one engine that generates power for power generation, such as the like. The engine may include any one of a high-pressure engine generating output by receiving a relatively high-pressure fuel gas and a low-pressure engine generating output by receiving a supply of relatively low-pressure fuel gas. For example, the engine may include a ME-GI engine or X-DF engine capable of generating output with relatively high-pressure fuel gas, and a DFDE engine capable of generating output with relatively low-pressure fuel gas.

제2 소비처(20)는 후술하는 수소가스 공급라인(150)에 의해 저장탱크(110)에 수용된 수소가스를 공급받아 전력을 생산하거나, 이를 저장하였다가 육상의 터미널로 제공할 수 있다. 일 예로, 제2 소비처(20)는 연료전지 또는 튜브탱크 등을 포함할 수 있다. 제2 소비처(20)가 연료전지를 포함할 경우, 연료전지는 산소와 수소가스 공급라인(150)으로부터 제공되는 수소가 가진 화학적 에너지를 전기 에너지로 변환시킨 후 선박의 각종 설비의 전원으로 공급할 수 있다. The second consumer 20 may generate electricity by receiving hydrogen gas stored in the storage tank 110 through a hydrogen gas supply line 150 to be described later, or store it and provide it to a terminal on land. For example, the second consumer 20 may include a fuel cell or a tube tank. When the second consumer 20 includes a fuel cell, the fuel cell can convert chemical energy of hydrogen supplied from the oxygen and hydrogen gas supply line 150 into electrical energy and then supply it as power to various facilities of the ship. have.

연료가스 공급라인(130)은 연료탱크(120)에 수용된 액화천연가스를 제1 소비처(10)에 연료가스로서 공급하도록 마련된다. 이를 위해, 연료가스 공급라인(130)은 입구 측 단부가 연료탱크(120)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부는 제1 소비처(10)에 연결되되, 중단부에는 후술하는 액화가스 과냉라인(140)이 분기되어 마련될 수 있다. 연료가스 공급라인(130)의 입구 측 단부는 연료탱크(120) 내부의 하측에 배치될 수 있으며, 여기에는 액화천연가스를 가압 및 송출하기 위한 이송펌프(131)가 마련될 수 있다. 또한, 연료가스 공급라인(130)의 입구 측 단부는 분기되어 마련되고 이송펌프(131)가 한 쌍의 입구 측 단부에 각각 마련될 수 있으며, 이로써 어느 하나의 이송펌프(131)가 고장 등 작동 불능인 경우에도 다른 하나의 이송펌프(131)가 작동함으로써 제1 소비처(10)의 지속적이고 안정적인 구동을 수행할 수 있다. The fuel gas supply line 130 is provided to supply the liquefied natural gas accommodated in the fuel tank 120 to the first consumer 10 as fuel gas. To this end, the fuel gas supply line 130 has an inlet side end connected to the inside of the fuel tank 120, and an outlet side end connected to the first consumption point 10, but at the stop portion, liquefied gas supercooling described later The line 140 may be branched and provided. The inlet end of the fuel gas supply line 130 may be disposed on the lower side of the inside of the fuel tank 120, and a transfer pump 131 for pressurizing and delivering liquefied natural gas may be provided. In addition, the inlet-side end of the fuel gas supply line 130 is branched and the transfer pump 131 may be provided at each of the pair of inlet-side ends, whereby one of the transfer pumps 131 malfunctions, etc. Even when it is disabled, the first consumer 10 can be continuously and stably driven by operating the other transfer pump 131 .

선박(1)의 엔진에 연료가스로서 공급하기 위해서는 기체상태로 공급하는 것이 요구되는 바, 연료가스 공급라인(130)에는 액화천연가스를 기화시키는 기화기(132)가 마련된다. 기화기(132)는 연료가스 공급라인(130) 상에서 이송펌프(131)의 후단과 제1 소비처(10) 사이에 배치될 수 있으며, 해수 등과 열교환을 통해 액화천연가스를 기화시키는 열교환장치로 마련될 수 있다. 연료가스 공급라인(130) 상에서 이송펌프(131)와 기화기(132) 사이에는 후술하는 액화가스 과냉라인(140)이 분기되어 마련될 수 있으며, 이로써 이송펌프(131)로부터 송출되는 액화천연가스의 일부가 액화가스 과냉라인(140)으로 유입될 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다. In order to supply fuel gas to the engine of the vessel 1, it is required to supply it in a gaseous state, and a vaporizer 132 for vaporizing liquefied natural gas is provided in the fuel gas supply line 130. The vaporizer 132 may be disposed between the rear end of the transfer pump 131 and the first consumer 10 on the fuel gas supply line 130, and will be provided as a heat exchange device for vaporizing liquefied natural gas through heat exchange with seawater. can A liquefied gas supercooling line 140, which will be described later, may be branched and provided between the transfer pump 131 and the vaporizer 132 on the fuel gas supply line 130, whereby the liquefied natural gas delivered from the transfer pump 131 Some of it may flow into the liquefied gas subcooling line 140. A detailed description of this will be described later.

한편, 앞서 설명한 바와 같이 저장탱크(110)의 변형 및 훼손을 방지하고 구조 안정성을 도모할 수 있도록 저장탱크(110) 내부에 발생 및 존재하는 수소증발가스를 처리 및 관리할 필요성이 있다. 이에 수소가스 공급라인(150)이 저장탱크(110)의 내부에 발생 및 존재하는 수소증발가스를 처리 및 활용하도록 마련된다.On the other hand, as described above, there is a need to treat and manage hydrogen evaporation gas generated and present inside the storage tank 110 to prevent deformation and damage of the storage tank 110 and promote structural stability. Accordingly, the hydrogen gas supply line 150 is provided to process and utilize the hydrogen evaporation gas generated and present in the storage tank 110.

수소가스 공급라인(150)은 저장탱크(110)의 내부에 존재하는 수소증발가스를 연료전지 등을 포함하는 제2 소비처(20)로 공급할 수 있다. 이를 위해, 수소가스 공급라인(150)은 입구 측 단부가 복수의 저장탱크(110) 내부에 각각 분기되어 연결되고, 출구 측 단부는 연료전지 등 제2 소비처(20)에 연결될 수 있다. 또한, 수소가스 공급라인(150)은 저장탱크(110) 내부의 수소증발가스를 송출 및 가압하는 적어도 하나의 컴프레서(151)와, 컴프레서(151)에 의해 가압된 수소증발가스를 가열하는 히터(152)를 포함할 수 있으며, 후술하는 액화가스 과냉라인(140) 측으로 수소증발가스의 냉열을 전달하는 열교환기(141)가 배치될 수 있다. The hydrogen gas supply line 150 may supply the hydrogen evaporation gas present in the storage tank 110 to the second consumer 20 including a fuel cell or the like. To this end, the inlet side end of the hydrogen gas supply line 150 may be branched and connected to the inside of the plurality of storage tanks 110, and the outlet side end may be connected to the second consumer 20 such as a fuel cell. In addition, the hydrogen gas supply line 150 includes at least one compressor 151 for sending and pressurizing the hydrogen evaporation gas inside the storage tank 110, and a heater for heating the hydrogen evaporation gas pressurized by the compressor 151 ( 152), and a heat exchanger 141 that transfers the cold heat of the hydrogen evaporation gas to the side of the liquefied gas subcooling line 140 to be described later may be disposed.

컴프레서(151)는 저장탱크(110) 내부의 수소증발가스를 제2 소비처(20) 측으로 송출함과 동시에, 제2 소비처(20)가 요구하는 가스 압력조건에 상응하게 수소증발가스를 가압할 수 있다. 도 1에서는 컴프레서(151)가 한 개 배치된 것으로 도시되어 있으나, 제2 소비처(20)의 요구 압력조건, 처리하고자 하는 수소증발가스의 유량 등에 따라 그 수는 다양하게 이루어질 수 있다. 히터(152)는 컴프레서(151)를 거치면서 가압된 수소증발가스를 제2 소비처(20)가 요구하는 가스 온도조건에 상응하게 수소증발가스를 가열할 수 있다. 히터(152)는 해수 등과 열교환을 통해 수소증발가스를 가열시키는 열교환장치로 마련될 수 있다.The compressor 151 sends the hydrogen evaporation gas inside the storage tank 110 to the second consumer 20 and at the same time pressurizes the hydrogen evaporation gas corresponding to the gas pressure condition required by the second consumer 20. have. Although FIG. 1 shows that one compressor 151 is disposed, the number may vary according to the pressure conditions required by the second consumer 20 and the flow rate of hydrogen evaporation gas to be treated. The heater 152 may heat the pressurized hydrogen evaporation gas passing through the compressor 151 to correspond to the gas temperature condition required by the second consumer 20 . The heater 152 may be provided as a heat exchanger that heats the hydrogen evaporation gas through heat exchange with seawater.

앞서 설명한 바와 같이, 연료탱크(120)가 단열 처리되어 설치되더라도, 외부의 열이 지속적으로 침입하여 연료탱크(120)의 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 천연증발가스가 존재하게 된다. 이는 연료탱크(120)의 내부압력을 상승시켜 연료탱크(120)의 변형 또는 파손을 일으키는 위험요인으로서, 천연증발가스의 발생을 억제 및 최소화하는 것이 요구된다. 이에 본 실시 예에 의한 수소 운반선의 가스 관리시스템(100)은 연료탱크(120)의 내부에 발생 및 존재하는 천연증발가스를 재액화시킴과 동시에, 연료탱크(120)의 내부온도를 보다 낮추어 천연증발가스의 발생을 억제 및 최소화하는 액화가스 과냉라인(140)을 포함하여 마련된다.As described above, even if the fuel tank 120 is insulated and installed, external heat continuously penetrates, so that natural evaporation gas generated by the natural vaporization of liquefied natural gas exists inside the fuel tank 120. . This is a risk factor causing deformation or damage of the fuel tank 120 by increasing the internal pressure of the fuel tank 120, and it is required to suppress and minimize the generation of natural evaporation gas. Accordingly, the gas management system 100 of the hydrogen carrier according to the present embodiment re-liquefies the natural evaporation gas generated and present inside the fuel tank 120 and at the same time lowers the internal temperature of the fuel tank 120 to allow natural It is provided including a liquefied gas subcooling line 140 that suppresses and minimizes the generation of boil-off gas.

액화가스 과냉라인(140)은 연료탱크(120)에 수용된 액화천연가스를 냉각 또는 과냉각시켜 연료탱크(120) 내부로 재공급하도록 마련된다. 이를 위해, 액화가스 과냉라인(140)은 입구 측 단부가 연료가스 공급라인(130) 상의 이송펌프(131)와 기화기(132) 사이에서 분기되어 마련될 수 있다. 이로써, 연료가스 공급라인(130)을 따라 이송되는 액화천연가스의 일부가 액화가스 과냉라인(140)으로 유입될 수 있다. 또한, 액화가스 과냉라인(140)에는 유입된 액화천연가스에 냉열을 제공하여 액화천연가스를 냉각 또는 과냉각(Subcooling)시키는 열교환기(141)가 마련될 수 있다. The liquefied gas supercooling line 140 cools or supercools the liquefied natural gas accommodated in the fuel tank 120 and supplies it back into the fuel tank 120 . To this end, the liquefied gas subcooling line 140 may be provided with an inlet side end branched between the transfer pump 131 and the vaporizer 132 on the fuel gas supply line 130 . Accordingly, a portion of the liquefied natural gas transported along the fuel gas supply line 130 may flow into the liquefied gas subcooling line 140 . In addition, a heat exchanger 141 may be provided in the liquefied gas subcooling line 140 to cool or subcool the liquefied natural gas by providing cooling heat to the introduced liquefied natural gas.

액화천연가스의 액화점은 상압에서 약 - 163 ℃이며, 수소가스의 액화점은 상압에서 약 -253 ℃로서 상대적으로 더 낮다. 또한 액화수소의 자연적 기화에 의해 발생하는 수소증발가스의 온도는 약 -220 ℃로서 이 역시 액화천연가스의 액화점보다 낮다. 이에 열교환기(141)는 액화가스 과냉라인(140)과 수소가스 공급라인(150) 사이에 마련되어, 상대적으로 온도가 낮은 수소증발가스로부터 상대적으로 온도가 높은 액화천연가스로 냉열을 전달하여 액화천연가스의 냉각 또는 과냉각을 구현할 수 있다. The liquefaction point of liquefied natural gas is about -163 ° C at atmospheric pressure, and the liquefaction point of hydrogen gas is relatively lower at about -253 ° C at atmospheric pressure. In addition, the temperature of hydrogen evaporation gas generated by natural vaporization of liquefied hydrogen is about -220 ° C, which is also lower than the liquefaction point of liquefied natural gas. Accordingly, the heat exchanger 141 is provided between the liquefied gas subcooling line 140 and the hydrogen gas supply line 150, and transfers cold heat from the hydrogen evaporative gas having a relatively low temperature to the liquefied natural gas having a relatively high temperature so that the liquefied natural gas Cooling or supercooling of the gas can be implemented.

한편, 수소가스 공급라인(150)을 따라 이송되는 수소증발가스는 컴프레서(151)를 거쳐 가압되면서 온도가 상승하게 된다. 냉열을 제공하는 수소증발가스의 온도가 높을수록 열교환기(141)의 열교환 효율이 저하되는 바, 열교환기(141)의 작동 효율을 향상시킴과 동시에, 액화가스 과냉라인(140)을 따라 이송되는 액화천연가스의 효과적인 냉각을 위해 열교환기(141)는 수소가스 공급라인(150) 상 컴프레서(151) 전단에 배치되어 가압 전 수소증발가스로부터 냉열을 제공받을 수 있다. On the other hand, the hydrogen evaporation gas transported along the hydrogen gas supply line 150 is pressurized through the compressor 151 and the temperature rises. The higher the temperature of the hydrogen evaporation gas providing cold heat, the lower the heat exchange efficiency of the heat exchanger 141, thereby improving the operating efficiency of the heat exchanger 141 and transported along the liquefied gas subcooling line 140 For effective cooling of the liquefied natural gas, the heat exchanger 141 may be disposed at a front end of the compressor 151 on the hydrogen gas supply line 150 to receive cold heat from the hydrogen evaporation gas before pressurization.

아울러, 컴프레서(151)가 안정적으로 구동하기 위해서는 수소증발가스의 온도가 일정 수준까지 상승된 상태로 진입하는 것이 요구된다. 열교환기(141)가 수소가스 공급라인(150) 상 컴프레서(151)의 전단에 배치됨에 따라 수소증발가스가 열교환기(141)를 경유하면서 상대적으로 고온의 액화천연가스와 열교환을 통해 가열됨으로써, 컴프레서(151)로 진입하는 수소증발가스의 온도가 상승되어 컴프레서(151)의 성능 및 작동 신뢰성이 향상될 수 있다. In addition, in order for the compressor 151 to operate stably, it is required to enter a state in which the temperature of the hydrogen evaporation gas is raised to a certain level. As the heat exchanger 141 is disposed at the front end of the compressor 151 on the hydrogen gas supply line 150, the hydrogen evaporation gas is heated through heat exchange with relatively high-temperature liquefied natural gas while passing through the heat exchanger 141, As the temperature of the hydrogen evaporation gas entering the compressor 151 is increased, performance and operational reliability of the compressor 151 may be improved.

이와 같이, 액화가스 과냉라인(140)은 별도의 냉각설비 없이, 수소가스 공급라인(150)을 따라 이송되는 수소증발가스의 냉열을 활용하여 액화천연가스의 냉각 또는 과냉각을 구현함에 따라 설비의 구조가 단순화되고, 운용의 효율성을 도모할 수 있다. 아울러, 별도의 예열설비 없이도 컴프레서(151)로 진입하는 수소증발가스의 온도를 상승시킬 수 있으므로, 설비의 작동 효율이 향상되는 효과도 가질 수 있다. As such, the liquefied gas supercooling line 140 uses the cooling heat of the hydrogen evaporation gas transported along the hydrogen gas supply line 150 without a separate cooling facility to realize cooling or supercooling of the liquefied natural gas. is simplified, and operational efficiency can be promoted. In addition, since the temperature of the hydrogen evaporation gas entering the compressor 151 can be increased without a separate preheating facility, the operating efficiency of the facility can be improved.

한편, 본 실시 예와 도 1에서는 액화가스 과냉라인(140)의 열교환기(141)가 수소가스 공급라인(150) 측에 배치되어 수소증발가스로부터 냉열을 제공받는 것으로 도시 및 설명하고 있으나, 이에 한정되지 않으며, 온도가 더욱 낮은 액화수소로부터 냉열을 제공받을 수도 있다. 이 경우, 액화가스 과냉라인(140)의 열교환기(141)는 저장탱크(110)의 내부에 배치되어, 액화가스 과냉라인(140)을 따라 이송되는 액화천연가스와 저장탱크(110)에 수용된 액화수소의 열교환을 통해 액화천연가스의 냉각 또는 과냉각을 구현할 수 있다. 그 외에도 도면에는 도시하지 않았으나, 열교환기(141)가 복수개 배치되어 수소증발가스와 액화수소로부터 순차적으로 냉열을 제공받아 액화천연가스의 냉각 또는 과냉각을 구현할 수도 있다.Meanwhile, in this embodiment and FIG. 1, the heat exchanger 141 of the liquefied gas subcooling line 140 is disposed on the side of the hydrogen gas supply line 150 to receive cooling heat from hydrogen evaporation gas, but this It is not limited, and cooling heat may be provided from liquefied hydrogen having a lower temperature. In this case, the heat exchanger 141 of the liquefied gas subcooling line 140 is disposed inside the storage tank 110, and the liquefied natural gas transported along the liquefied gas subcooling line 140 and the storage tank 110 are stored. Cooling or supercooling of liquefied natural gas can be realized through heat exchange of liquefied hydrogen. In addition, although not shown in the drawings, a plurality of heat exchangers 141 may be disposed to sequentially receive cold heat from hydrogen evaporation gas and liquefied hydrogen to implement cooling or supercooling of liquefied natural gas.

열교환기(141)를 경유하여 냉각 또는 과냉각된 액화천연가스는 액화가스 과냉라인(140)의 출구 측 단부로 이송되어 연료탱크(120)의 내부로 재공급된다. 액화가스 과냉라인(140)의 출구 측 단부는 연료탱크(120)의 내부 상측에 발생 및 존재하는 천연증발가스를 재액화시키는 제1 주입라인(145)과, 연료탱크(120)에 수용된 액화천연가스의 온도를 낮추어 천연증발가스의 발생을 억제하는 제2 주입라인(146)으로 분기되어 마련될 수 있다. The liquefied natural gas cooled or supercooled via the heat exchanger 141 is transported to the outlet side end of the liquefied gas supercooling line 140 and re-supplied into the fuel tank 120 . The outlet side end of the liquefied gas subcooling line 140 is a first injection line 145 for re-liquefying the natural evaporation gas generated and present on the upper side of the inside of the fuel tank 120, and the liquefied natural gas accommodated in the fuel tank 120 It may be branched to the second injection line 146 to suppress the generation of natural evaporation gas by lowering the temperature of.

제1 주입라인(145)은 연료탱크(120)의 내부 상측에 배치되되, 복수의 스프레이 노즐(145a)을 구비하여, 열교환기(141)를 거쳐 냉각 또는 과냉각된 액화천연가스의 일부를 연료탱크(120)의 내부 상측으로 분사할 수 있다. 이로써, 연료탱크(120) 내부에 발생 및 존재하는 천연증발가스를 재액화시켜 연료탱크(120)의 내부압력을 낮출 수 있다. 또한, 제2 주입라인(146)은 연료탱크(120)의 내부 하측에 배치됨으로써, 열교환기(141)를 거쳐 냉각 또는 과냉각된 액화천연가스의 나머지 일부를 연료탱크(120)에 수용된 액화천연가스의 내부에 주입함으로써 연료탱크(120)의 내부온도를 낮추어 천연증발가스의 발생을 최소화할 수 있다. The first injection line 145 is disposed on the upper side of the fuel tank 120, has a plurality of spray nozzles 145a, and transfers a portion of the cooled or supercooled liquefied natural gas through the heat exchanger 141 to the fuel tank. It can be sprayed into the upper side of the interior of (120). Accordingly, the internal pressure of the fuel tank 120 may be lowered by re-liquefying the natural evaporation gas generated and present inside the fuel tank 120 . In addition, the second injection line 146 is disposed on the inner lower side of the fuel tank 120, so that the remaining part of the liquefied natural gas cooled or supercooled through the heat exchanger 141 is stored in the fuel tank 120. By injecting into the inside of the fuel tank 120 to lower the internal temperature can be minimized the generation of natural evaporation gas.

유량조절밸브(160)는 액화가스 과냉라인(140)으로 유입되는 액화천연가스의 유량을 조절하도록 마련된다. 유량조절밸브(160)는 액화가스 과냉라인(140)에 마련되되, 연료탱크(120)의 내부 압력정보 또는 내부 온도정보에 근거하여 개방 및 폐쇄 작동이 제어될 수 있다. 이를 위해 연료탱크(120)의 내부압력 또는 내부온도를 감지하는 센서부(170)가 마련될 수 있다.The flow control valve 160 is provided to control the flow rate of the liquefied natural gas flowing into the liquefied gas supercooling line 140 . The flow rate control valve 160 is provided in the liquefied gas supercooling line 140, and its opening and closing operations can be controlled based on internal pressure information or internal temperature information of the fuel tank 120. To this end, a sensor unit 170 for sensing the internal pressure or internal temperature of the fuel tank 120 may be provided.

유량조절밸브(160)의 작동에 대해 설명하면, 센서부(170)가 감지한 연료탱크(120)의 내부압력 또는 내부온도가 기 설정된 수준보다 높은 경우, 연료탱크(120)의 내부에 천연증발가스의 발생량이 과도한 것으로 판단하여 유량조절밸브(160)가 액화가스 과냉라인(140)으로 유입되는 액화천연가스의 유량을 증가시키는 방향(개방시키는 방향)으로 작동할 수 있다. 액화가스 과냉라인(140)으로 유입되는 액화천연가스의 유량이 증가함에 따라, 열교환기(141)를 경유하여 연료탱크(120)로 재공급되는 냉각 또는 과냉각된 액화천연가스의 유량 역시 증가하므로 연료탱크(120)의 내부압력 및 내부온도가 하강하여 연료탱크(120)의 안전한 운용을 도모할 수 있다. Describing the operation of the flow control valve 160, when the internal pressure or internal temperature of the fuel tank 120 detected by the sensor unit 170 is higher than a predetermined level, natural evaporation occurs inside the fuel tank 120. When it is determined that the amount of gas generated is excessive, the flow control valve 160 may operate in a direction (opening direction) to increase the flow rate of the liquefied natural gas flowing into the liquefied gas subcooling line 140 . As the flow rate of the liquefied natural gas flowing into the liquefied gas supercooling line 140 increases, the flow rate of the cooled or supercooled liquefied natural gas re-supplied to the fuel tank 120 via the heat exchanger 141 also increases, so that fuel As the internal pressure and internal temperature of the tank 120 decrease, the safe operation of the fuel tank 120 may be promoted.

한편, 도 1에서는 유량조절밸브(160)가 액화가스 과냉라인(140) 상에 마련되는 것으로 도시되어 있으나, 해당 위치에 한정되는 것은 아니며, 액화가스 과냉라인(140)이 연료가스 공급라인(120)으로부터 분기되는 지점 상에 삼방밸브(3-way valve)로 마련되어 액화가스 과냉라인(140)으로 유입되는 액화천연가스의 유량과 기화기(132)로 향하는 액화천연가스의 유량을 함께 조절할 수도 있다. Meanwhile, in FIG. 1 , the flow control valve 160 is illustrated as being provided on the liquefied gas subcooling line 140, but is not limited to that position, and the liquefied gas subcooling line 140 is the fuel gas supply line 120 ), the flow rate of the liquefied natural gas flowing into the liquefied gas supercooling line 140 and the flow rate of the liquefied natural gas directed to the vaporizer 132 may be adjusted together as a 3-way valve on the branching point.

100: 가스 관리시스템 110: 저장탱크
120: 연료탱크 130: 연료가스 공급라인
131: 이송펌프 132: 기화기
140: 액화가스 과냉라인 141: 열교환기
145: 제1 주입라인 146: 제2 주입라인
150: 수소가스 공급라인 151: 컴프레서
152: 히터100: gas management system 110: storage tank
120: fuel tank 130: fuel gas supply line
131: transfer pump 132: vaporizer
140: liquefied gas subcooling line 141: heat exchanger
145: first injection line 146: second injection line
150: hydrogen gas supply line 151: compressor
152: heater

Claims (9)

액화수소 및 이로부터 발생하는 수소증발가스를 수용하는 저장탱크;
액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연증발가스를 수용하는 연료탱크;
상기 연료탱크의 액화천연가스를 제1 소비처로 공급하는 연료가스 공급라인; 및
상기 연료가스 공급라인을 따라 이송되는 액화천연가스의 일부를 공급받아 냉각시켜 상기 연료탱크의 내부로 재공급하는 액화가스 과냉라인을 포함하고,
상기 액화가스 과냉라인은
액화수소 및 수소증발가스 중 적어도 어느 하나로부터 냉열을 제공받는 수소 운반선의 가스 관리시스템.A storage tank for accommodating liquefied hydrogen and hydrogen evaporation gas generated therefrom;
A fuel tank accommodating liquefied natural gas and natural evaporation gas generated therefrom;
a fuel gas supply line supplying the liquefied natural gas in the fuel tank to a first consumer; and
A liquefied gas supercooling line for receiving and cooling a portion of the liquefied natural gas transported along the fuel gas supply line and supplying it back to the inside of the fuel tank;
The liquefied gas subcooling line
A gas management system for a hydrogen carrier receiving cold heat from at least one of liquefied hydrogen and hydrogen evaporation gas. 제1항에 있어서,
상기 저장탱크의 수소증발가스를 제2 소비처로 공급하는 수소가스 공급라인을 더 포함하고,
상기 액화가스 과냉라인은
유입된 액화천연가스와 상기 수소가스 공급라인을 따라 이송되는 수소증발가스를 열교환하는 열교환기를 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 1,
Further comprising a hydrogen gas supply line for supplying the hydrogen evaporation gas of the storage tank to a second consumer,
The liquefied gas subcooling line
A gas management system for a hydrogen carrier comprising a heat exchanger for exchanging heat between the introduced liquefied natural gas and the hydrogen evaporation gas transported along the hydrogen gas supply line. 제2항에 있어서,
상기 연료가스 공급라인은
상기 연료탱크에 수용된 액화천연가스를 송출하는 이송펌프와, 상기 이송펌프에 의해 전달되는 액화천연가스를 가열 및 기화하는 기화기를 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 2,
The fuel gas supply line
A gas management system for a hydrogen carrier comprising a transfer pump for sending out the liquefied natural gas contained in the fuel tank, and a vaporizer for heating and vaporizing the liquefied natural gas delivered by the transfer pump. 제3항에 있어서,
상기 액화가스 과냉라인은 상기 연료가스 공급라인으로부터 분기되어 마련되되,
상기 액화가스 과냉라인의 입구 측 단부는
상기 연료가스 공급라인 상의 상기 이송펌프와 상기 기화기 사이에 연결되는 수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 3,
The liquefied gas subcooling line is provided branched from the fuel gas supply line,
The inlet side end of the liquefied gas subcooling line is
A gas management system of a hydrogen carrier connected between the transfer pump and the vaporizer on the fuel gas supply line. 제4항에 있어서,
상기 액화가스 과냉라인의 출구 측 단부는
상기 열교환기를 거쳐 냉각된 액화천연가스의 일부를 상기 연료탱크의 내부 상측에 분사하는 제1 주입라인과, 상기 열교환기를 거쳐 냉각된 액화천연가스의 나머지 일부를 상기 연료탱크의 내부 하측에 공급하는 제2 주입라인으로 분기되어 마련되는 수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 4,
The outlet side end of the liquefied gas subcooling line is
A first injection line for injecting a part of the liquefied natural gas cooled through the heat exchanger to the upper inside of the fuel tank, and a second injection line for supplying the remaining part of the liquefied natural gas cooled through the heat exchanger to the lower inside of the fuel tank. 2 The gas management system of the hydrogen carrier branched off the injection line. 제2항에 있어서,
상기 수소가스 공급라인은
상기 저장탱크의 수소증발가스를 가압 및 송출하는 적어도 하나의 컴프레서와, 상기 컴프레서에 의해 전달되는 수소증발가스를 가열하는 히터를 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 2,
The hydrogen gas supply line
A gas management system for a hydrogen carrier comprising at least one compressor for pressurizing and discharging hydrogen evaporative gas from the storage tank, and a heater for heating the hydrogen evaporative gas delivered by the compressor. 제6항에 있어서,
상기 열교환기는
상기 액화가스 과냉라인과 상기 수소가스 공급라인 상의 상기 컴프레서 전단 사이에 마련되는 수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 6,
the heat exchanger
A gas management system of a hydrogen carrier provided between the liquefied gas subcooling line and the front end of the compressor on the hydrogen gas supply line. 제6항에 있어서,
상기 제2 소비처는
연료전지를 포함하는 수소 운반선의 가스 관리시스템.According to claim 6,
The second consumer
A gas management system for a hydrogen carrier including a fuel cell. 제2항에 있어서,
상기 액화가스 과냉라인으로 공급되는 액화천연가스의 유입량을 조절하는 유량조절밸브; 및
상기 연료탱크의 내부압력 또는 내부온도를 감지하는 센서부를 더 포함하고,
상기 유량조절밸브는
상기 센서부가 감지한 압력정보 또는 온도정보에 근거하여 작동이 제어되는 수소 운반선의 가스 관리시스템.
According to claim 2,
a flow control valve for controlling an inflow amount of liquefied natural gas supplied to the liquefied gas subcooling line; and
Further comprising a sensor unit for sensing the internal pressure or internal temperature of the fuel tank,
The flow control valve
A gas management system for a hydrogen carrier whose operation is controlled based on pressure information or temperature information detected by the sensor unit.
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