KR20230037710A - Hydrogen-floating production and treatment system - Google Patents

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KR20230037710A
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최병윤
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삼성중공업 주식회사
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Abstract

Disclosed is a floating hydrogen production and management system. According to an embodiment of the present invention, the floating hydrogen production and management system can be provided, comprising: a storage tank storing liquefied natural gas and boil-off gas generated from the liquefied natural gas; a reformer receiving one or more of gasified natural gas and boil-off gas from the storage tank and production hydrogen gas; a hydrogen liquefaction line liquefying the hydrogen gas produced by the reformer; and an oxygen supply line supplying oxygen separated from a nitrogen generator into the reformer. The hydrogen liquefaction line includes: a first compression unit pressing the introduced hydrogen gas; a cooling unit cooling the hydrogen gas pressed by the first compression unit; and an expansion unit reducing the pressure of the hydrogen gas cooled by the cooling unit. The cooling unit includes a first heat exchanger receiving cold heat from the liquefied natural gas and the boil-off gas from the storage tank. Therefore, energy efficiency can be improved.

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 utilizing a regasification device that provides vaporized natural gas 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. Natural gas is normally liquefied natural gas, a colorless and transparent cryogenic liquid that is reduced to 1/600 of its volume by cooling to about -162 ° C at the production site for ease of storage and transportation. After changing, 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. Typically, an LNG carrier unloads 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 consumers. However, there is a disadvantage that huge installation and management costs are consumed to build and maintain regasification facilities in land terminals, and when it is difficult to operate land regasification facilities due to natural disasters, stable natural gas supply is impossible. . Accordingly, an LNG Regasification Vessel (LNG RV) or a Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) is required to regasify liquefied natural gas at sea and supply natural gas to an onshore terminal. are being 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.On the other hand, as environmental problems emerge as a major issue of mankind today, efforts are being made to solve the global warming problem and improve the atmospheric environment worldwide. In order to solve these problems, interest in renewable energy such as solar light, wind power, tidal power, and water 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 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.

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, 연료가스로 활용되는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스의 냉열을 활용하여 수소가스를 효율적으로 액화 및 관리할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.In this embodiment, hydrogen is produced by reforming methane contained in natural gas, and at the same time, liquefied natural gas used as fuel gas and cooling heat of boil-off gas generated therefrom are used to efficiently liquefy and manage hydrogen gas. It is intended to provide a floating hydrogen production and 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 structural stability of the facility.

본 실시 예는 에너지 효율을 향상시킬 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.This embodiment is 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 hydrogen gas liquefaction process.

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 질소발생기로부터 분리되는 산소를 상기 개질기로 공급하는 산소 공급라인을 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 액화천연가스 및 증발가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하여 제공될 수 있다.According to one aspect of the present invention, a storage tank 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, It includes a hydrogen liquefaction line for liquefying the hydrogen gas produced by the reformer and an oxygen supply line for supplying oxygen separated from the nitrogen generator to the reformer, wherein the hydrogen liquefaction line includes a first compression unit for pressurizing the introduced hydrogen gas and , A cooling unit for cooling the hydrogen gas pressurized by the first compression unit, and an expansion unit for decompressing the hydrogen gas cooled by the cooling unit, wherein the cooling unit includes a liquefied natural gas and boil-off gas in the storage tank. A first heat exchanger receiving cold heat may be provided.

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 heat-exchanging the hydrogen gas primarily cooled through the first heat exchanger and the 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 decompressed by the expansion unit into liquefied hydrogen and non-liquefied hydrogen, a liquefied hydrogen supply line for supplying liquefied hydrogen of the first gas-liquid separator to a consumer, A recirculation line for supplying liquefied hydrogen from the first gas-liquid separator to a front end of the first compression unit may be further included.

상기 제1 열교환기 및 상기 제2 열교환기는 상기 재순환라인을 따라 이송되는 미액화수소로부터 냉열을 추가적으로 공급받을 수 있다.The first heat exchanger and the second heat exchanger may additionally receive cold heat from unliquefied hydrogen transported along the recirculation line.

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 vaporized natural gas and boil-off gas 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 accommodating the gas flow mixed by the mixer, and a gas component supply line for supplying a gas component separated in the second gas-liquid separator but having a relatively high methane content to the reformer.

상기 가스 공급부는 상기 혼합기로 공급되는 상기 저장탱크의 액화천연가스의 공급량을 조절하는 유량조절밸브를 더 포함하고, 상기 유량조절밸브는 상기 개질기로 공급되는 기체성분의 온도정보에 근거하여 개방정도가 제어될 수 있다.The gas supply unit further includes a flow control valve for controlling a supply amount of liquefied natural gas in the storage tank supplied to the mixer, and the flow control valve has an opening degree based on temperature information of a gas component supplied to the reformer. can be controlled

상기 가스 공급부는 상기 기체성분 공급라인에 마련되어 기체성분을 가압하는 제2 압축부를 더 포함하고, 상기 수소 액화라인은 상기 기체성분 공급라인 상의 제2 압축부 전단으로부터 분기되고, 상기 제1 열교환기를 경유하여 상기 기체성분 공급라인으로 재합류하는 기체성분 추출라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.The gas supply unit further includes a second compression unit provided in the gas component supply line and pressurizing the gas component, and the hydrogen liquefaction line is branched from a front end of the second compression unit on the gas component supply line and passes through the first heat exchanger. It may be provided by further including a gas component extraction line rejoining the gas component supply line.

상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화하여 수요처로 공급하도록 기화기를 구비하는 재기화라인을 더 포함하고, 상기 수소 액화라인은 상기 재기화라인 상의 기화기 전단에서 상기 제1 열교환기를 경유하는 액화가스 경유라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.Further comprising a regasification line having a vaporizer to regasify the liquefied natural gas in the storage tank and supply it to a consumer, wherein the hydrogen liquefaction line is a liquefied gas passing through the first heat exchanger at a front end of the vaporizer on the regasification line. It may be provided by further including a line.

상기 개질기에서 발생되는 일산화탄소를 처리하는 CO 처리라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.A CO treatment line for treating carbon monoxide generated in the reformer may be further included.

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 portion of the pressurized hydrogen gas to at least one of a battery device and a consumer 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 for collecting waste heat generated from the reformer, a steam boiler for generating steam by exchanging heat with water and a heated heat medium transferred along the waste heat recovery line, and supplying the steam generated by the steam boiler to the reformer It may be provided by further including a steam supply line.

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. It further includes a refrigerant circulation line providing cryogenic cold 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 An expander for decompressing the refrigerant may be included, and the second heat exchanger may receive cold heat from the cryogenic refrigerant depressurized by the expander.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 천연가스에 함유된 메탄을 개질하여 수소를 안정적으로 생산함과 동시에, 연료가스 활용되는 액화천연가스 및 이로부터 발생되는 증발가스의 냉열을 활용하여 수소가스를 효율적으로 액화 및 관리할 수 있는 효과를 가진다.The floating hydrogen production and management system according to this embodiment stably produces hydrogen by reforming methane contained in natural gas, and at the same time utilizes liquefied natural gas used as fuel gas and cold heat of boil-off gas generated therefrom. It has the effect of efficiently liquefying and managing hydrogen gas.

본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 설비의 구조 안정성을 도모하는 효과를 가진다.The floating hydrogen production and management system according to this embodiment has the effect of promoting 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 an 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 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 발명의 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual diagram showing a floating hydrogen production and management system 100 according to an 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), 개질기(130)의 개질 효율을 향상시키도록 개질기(130)에 산소를 공급하는 산소 공급라인(190)을 포함하여 마련될 수 있다.Referring to Figure 1, the floating hydrogen production and management system 100 according to an embodiment of the present invention is a storage tank 110 for accommodating liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom, supplying natural gas or boil-off gas A reformer 130 that receives and produces hydrogen gas, a gas supply unit 170 that supplies a gas component including at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank 110 to the reformer 130, and a reformer 130 ) Hydrogen liquefaction line 140 for liquefying hydrogen gas produced by, refrigerant circulation line 150 for providing cryogenic heat to the hydrogen liquefaction line 140, part of the hydrogen gas introduced into the hydrogen liquefaction line 140 From the hydrogen gas supply line 180 for supplying to at least one of the battery device 30 and the consumer 40, the waste heat recovery line 160 for collecting the waste heat generated in the reformer 130, and the waste heat recovery line 160 To improve the reforming efficiency of the steam boiler 161 receiving heat and generating steam, the steam supply line 162 supplying the steam generated by the steam boiler 161 to the reformer 130, and the reformer 130 An oxygen supply line 190 for supplying oxygen 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 can be applied to floating offshore structures operated at sea. The floating offshore structure is an LNG carrier that transports liquefied natural gas but has a regasification facility, and an LNG regasification vessel that regasifies liquefied natural gas while floating on the sea and supplies it to the terminal 10 on land. (LNG RV; LNG Regasification Vessel) or floating LNG storage and regasification unit (FSRU, Floating Storage and Regasification Unit).

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 accommodate and store liquefied natural gas and natural boil-off gas generated therefrom. The storage tank 110 may be provided as an insulated membrane-type cargo hold 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 production site or supplier of natural gas, but provides liquefied natural gas and boil-off gas as fuel gas for a ship's propulsion engine or a ship's power generation engine, or , It can be vaporized by the regasification device 120 to be described later and supplied to a place of demand 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. Although the storage tank 110 is generally insulated and installed, it is practically difficult to completely block external heat intrusion, so that evaporation gas generated by naturally evaporating liquefied natural gas exists inside the storage tank 110. do. Since this boil-off gas raises the internal pressure of the storage tank 110 and poses a risk of deformation and explosion of the storage tank 110, it is necessary to remove or treat the boil-off gas 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 introduced into the regasification device 120 as will be described later. In addition, although not shown in the drawing, it may be used as fuel gas for the 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 해상 구조물의 엔진 또는 발전기 등 수요처(10)로 공급하는 재기화장치(120)가 탑재된다. 재기화장치(120)는 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부가 수요처(10)에 연결되는 재기화라인(121)과, 재기화라인(121)의 입구 측 단부에 마련되는 송출펌프(122)와, 상기 송출펌프(122)에 의해 가압 및 이송되는 액화천연가스를 기화시키는 기화기(125)를 포함할 수 있다. 또한 도면에는 도시하지 않았으나, 재기화라인(121)으로 유입된 액화천연가스의 압력수준을 수요처(10)가 요구하는 압력수준에 상응하게 추가적으로 가압시키는 고압펌프(미도시) 마련될 수도 있다. Briefly about the regasification device 120, the floating offshore structure to which the hydrogen production and management system 100 according to the present embodiment is mounted regasifies the liquefied natural gas accommodated and stored in the storage tank 110, A regasification device 120 for supplying to a consumer 10 such as an engine or generator of a structure is mounted. The regasification device 120 includes a regasification line 121 having an inlet end connected to the inside of the storage tank 110 and an outlet end connected to the consumer 10, and the regasification line 121. It may include a delivery pump 122 provided at an end portion of the inlet side and a vaporizer 125 for vaporizing liquefied natural gas pressurized and transported by the delivery pump 122 . In addition, although not shown in the drawing, a high pressure pump (not shown) may be provided to additionally pressurize the pressure level of the liquefied natural gas introduced into the regasification line 121 to correspond to the pressure level required by the consumer 10.

재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단은 저온의 액화천연가스의 냉열을 수소가스의 액화에 활용할 수 있도록 액화가스 경유라인(148)이 후술하는 제1 열교환기(142)를 경유하도록 배치될 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다. The front end of the vaporizer 125 on the regasification line 121 is arranged so that the liquefied gas via line 148 passes through the first heat exchanger 142 to be described later so that the cold heat of the low-temperature liquefied natural gas can be used for liquefaction of hydrogen gas. It can be. A detailed description of this will be described 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 supplied with a gas component having an improved methane content by a gas supply unit 170 described later and high-temperature steam by a steam boiler 161 described later and reformed at a high temperature. A steam reformer 131 (Steam Reformer) A shift reactor (132, shift reactor) for generating hydrogen gas by reacting the syngas reformed in the steam reformer 131, and a CO2 processing unit 133 for absorbing and removing carbon dioxide contained in the reformed gas, , PSA (134, Pressure Swing Adsorption) for separating the gas generated in the conversion reactor 132 into hydrogen gas and other gases may be included.

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) of about 900 ° C. provided by the steam boiler 161, and ignites a burner or the like It is possible to produce a synthesis gas containing hydrogen (H2) and carbon monoxide (CO) by a reforming reaction. Synthesis gas is supplied to the conversion reactor 132, and in the conversion reactor 132, carbon monoxide (CO) contained in the synthesis gas reacts with steam (H 2 O) to additionally generate hydrogen (H 2 ). At this time, carbon dioxide (CO2) is also generated in addition to hydrogen (H2) in the conversion reactor 132, and since carbon dioxide is one of the causes that has a significant impact on the environment, it is necessary to remove and treat it. Accordingly, in the CO2 treatment unit 133, the carbon dioxide contained in the syngas may be absorbed, separated, and treated using an alkanol amine absorbent (MEA or MDEA). After carbon dioxide is removed through the CO2 processing unit 133, it is supplied to the PSA 134 and 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 to help understanding of the present invention, and if hydrogen gas (H2) can be reformed and produced from natural gas containing methane (CH4), various Including the case of the device of the method and structure.

특히, 앞서 설명한 실시 예에서는 개질기(130)가 기화된 천연가스 또는 증발가스와, 스팀을 공급받아 흡열반응을 통해 수소가스를 생산하는 수증기 개질(Steam Reforming) 방식으로 작동하는 것으로 설명하였으나, 이 외에도 개질기(130)는 부분산화의 반응열을 수증기 개질반응에 제공하는 자열 개질(Autothermal Reforming) 방식으로 작동할 수도 있다. 개질기(130)가 자열 개질 방식으로 작동할 경우, 후술하는 산소 공급라인(190)에 의해 부분산화를 위한 산소 또는 산소를 포함한 공기가 개질기(130)로 공급될 수 있으며, 개질기(130)는 물 및 산소를 함께 공급받아 수소가스를 생산할 수 있다.In particular, in the above-described embodiment, the reformer 130 has been described as operating in a steam reforming method in which hydrogen gas is produced through an endothermic reaction by receiving vaporized natural gas or boil-off gas and steam, but in addition to this, The reformer 130 may operate in an autothermal reforming method in which reaction heat of partial oxidation is provided to the steam reforming reaction. When the reformer 130 operates in the autothermal reforming method, oxygen for partial oxidation or air containing oxygen may be supplied to the reformer 130 by an oxygen supply line 190 described later, and the reformer 130 may supply water to the reformer 130. And oxygen may be supplied together to produce hydrogen gas.

산소 공급라인(190)은 개질기(130)로 산소를 공급하도록 마련된다. 산소 공급라인(190)은 부유식 해상 구조물에 설치 및 운용되는 질소발생기(50)에서 분리되는 산소를 공급받아 개질기(130)로 공급할 수 있다. 질소발생기(50)는 부유식 해상 구조물의 각종 설비에서 필요로 하는 질소(N2)를 생산하도록 마련되며, 질소발생기(50)는 압축 공기를 공급받아 질소를 분리하고 이를 필요로 하는 장치 및 설비로 공급한다. 이 때, 질소발생기(50)에서 질소를 분리하고 남은 기체는 대부분 산소(O2)로 이루어지는 바, 산소 공급라인(190)은 질소발생기(50)에 의해 분리 및 발생되는 산소를 개질기(130)로 공급함으로써, 추가적인 설비 구축 비용을 절감하고 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다. 산소 공급라인(190)은 입구 측 단부가 질소발생기(50)에 연결되고, 출구 측 단부가 개질기(130) 측에 연결될 수 있으며, 질소발생기(50)로부터 전달되는 산소를 가압 및 송출하는 컴프레서(191)가 마련될 수 있다. The oxygen supply line 190 is provided to supply oxygen to the reformer 130 . The oxygen supply line 190 may receive oxygen separated from the nitrogen generator 50 installed and operated in the floating offshore structure and supply it to the reformer 130. The nitrogen generator 50 is provided to produce nitrogen (N2) required by various facilities of floating offshore structures, and the nitrogen generator 50 receives compressed air to separate nitrogen and supplies it to devices and facilities that require it. supply At this time, the gas remaining after nitrogen is separated in the nitrogen generator 50 is mostly composed of oxygen (O2), and the oxygen supply line 190 separates and generates oxygen by the nitrogen generator 50 to the reformer 130. By supplying it, it is possible to reduce additional facility construction costs and promote facility operation efficiency. The oxygen supply line 190 has an inlet side end connected to the nitrogen generator 50, an outlet side end connected to the reformer 130 side, and a compressor for pressurizing and sending oxygen delivered from the nitrogen generator 50 ( 191) can be provided.

개질기(130)가 자열 개질 방식으로 작동할 경우, 개질 반응 과정 중에 불가피하게 일산화탄소(CO)가 발생할 수 있다. 일산화탄소는 개질 효율 또는 수소 생산 효율을 저해시키는 요소가 될 수 있으므로 이를 개질기(130)로부터 제거할 필요가 있다. 따라서 CO 처리라인(60)이 개질기(130)에서 발생되는 일산화탄소를 공급받아 별도의 탱크(미도시)에 저장시키거나, 필요로 하는 수요처(미도시)로 공급할 수 있다.When the reformer 130 operates in an autothermal reforming method, carbon monoxide (CO) may inevitably be generated during the reforming reaction process. Since carbon monoxide may be a factor that impairs reforming efficiency or hydrogen production efficiency, it is necessary to remove carbon monoxide from the reformer 130 . Accordingly, the CO processing line 60 may receive the carbon monoxide generated from the reformer 130 and store it in a separate tank (not shown) or supply it to a required customer (not shown).

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 gaseous components such as vaporized natural gas or boil-off gas supplied from the storage tank 110 to the reformer 130. It can be increased, and a detailed description of this will be described 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 requiring heating to generate steam. The waste heat recovery line 160 may be provided so that a heat medium can be transferred along it, and the heat medium can be heated by receiving heat from waste heat generated in the reformer 130 . The heat 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 heat between water and the heat medium to obtain high temperature steam can cause 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 side end of the steam supply line 162 may be connected to the steam boiler 161, and the outlet side end may be connected to at least one of the facilities of the reformer 130. The heat medium transported along the waste heat recovery line 160 may be made of glycol water, but is not limited thereto. 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 경유라인(148), 가압된 수소가스로 냉열을 전달하도록 후술하는 기체성분 공급라인(173) 상의 저온의 기체성분을 냉각부 측으로 우회시키는 기체성분 추출라인(149)을 포함하여 마련될 수 있다.The hydrogen liquefaction line 140 has 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 for cooling the An expansion unit 144 that receives hydrogen gas and depressurizes it, and a first gas-liquid separator 145 that separates hydrogen gas in a gas-liquid mixed state into liquefied components and non-liquefied components while passing through the expansion unit 144; A liquefied hydrogen supply line 146 for supplying the liquefied components separated in the separator 145 to a consumer 20 such as a storage, and a first compression unit 141 for supplying non-liquefied components separated in the first gas-liquid separator 145 ), a recirculation line 147 for resupplying, a liquefied gas via line 148 for bypassing the low-temperature liquefied natural gas on the regasification line 121 to the cooling unit to transfer cold heat to the pressurized hydrogen gas, and pressurized hydrogen gas It may be provided including a gas component extraction line 149 that diverts the low-temperature gas component on the gas component supply line 173 to be described later to the cooling unit to transfer cold heat to the cooling unit.

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 hydrogen gas flowing into the hydrogen liquefaction line 140 . The first compression unit 141 may pressurize the hydrogen gas and supply the hydrogen gas to a cooling unit to be described later in order to improve the re-liquefaction efficiency of the hydrogen gas. The first compression unit 141 may include a compressor, and in FIG. 1, the compressor is shown as a single arrangement, but this may be configured as a multi-stage compressor, for example, depending on the pressure range of the hydrogen gas.

냉각부는 제1 압축부(141)를 거쳐 가압된 수소가스를 공급받아 냉각시키도록 마련된다. 냉각부는 제1 압축부(141)를 통과하여 가압된 수소가스를 재기화장치(120)로 유입된 액화천연가스와, 후술하는 기체성분 공급라인(173)을 따라 이송되는 기체성분과, 후술하는 제1 기액분리기(145)의 미액화성분과 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 pressurized hydrogen gas through the first compression unit 141 . The cooling unit includes the liquefied natural gas introduced from the pressurized hydrogen gas through the first compression unit 141 into the regasification device 120, the gas component transported along the gas component supply line 173 to be described later, and the A first heat exchanger 142 that primarily exchanges heat with the non-liquefied components of the first gas-liquid separator 145, and hydrogen gas that has passed through the first heat exchanger 142 is used as a cryogenic refrigerant and a first gas-liquid separator 145 described later ) It may include a second heat exchanger 143 for cooling by exchanging heat with the non-liquefied component secondarily.

제1 열교환기(142)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141)를 거쳐 가압된 수소가스와, 저장탱크(110)에서 재기화장치(120)로 유입되는 액화천연가스, 후술하는 기체성분 공급라인(173)을 따라 이송되는 기체성분, 후술하는 제1 기액분리기(145)의 미액화성분을 1차적으로 열교환하도록 마련된다. 이를 위해, 제1 열교환기(142)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141) 후단에 마련되되, 이송되는 액화천연가스를 제1 열교환기(142)로 경유할 수 있도록 액화가스 경유라인(148)과, 이송되는 기체성분을 제1 열교환기(142)로 경유할 수 있도록 기체성분 추출라인(149)이 마련되고, 재순환라인(147)이 제1 열교환기(142)를 경유하도록 마련된다. 액화가스 경유라인(148)은 재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단이 제1 열교환기(142)를 경유하도록 배치되며, 기체성분 추출라인(149)은 기체성분 공급라인(173) 상의 제2 압축부(174) 전단으로부터 분기되고 제1 열교환기(142)를 경유하여 기체성분 공급라인(173) 상의 제2 압축부(174) 전단으로 재합류할 수 있다. 액화가스 경유라인(148)에 의해 재기화라인(121)을 따라 이송되는 저온의 액화천연가스가 제1 열교환기(142)로 경유하고, 기체성분 추출라인(149)에 의해 기체성분 공급라인(173)을 따라 이송되는 저온의 기체성분이 제1 열교환기(142)로 우회 및 경유함으로써, 수소 액화라인(140) 상에서 제1 열교환기(142)를 통과하는 고온의 수소가스에 냉열을 제공할 수 있다. 또한, 재순환라인(147)이 제1 열교환기(142)를 경유하도록 마련됨으로써, 제1 기액분리기(145)에서 분리된 저온의 미액화성분으로부터 제1 열교환기(142)를 통과하는 고온의 수소가스에 냉열을 제공할 수 있다.The first heat exchanger 142 includes pressurized hydrogen gas through the first compression unit 141 on the hydrogen liquefaction line 140, liquefied natural gas flowing from the storage tank 110 to the regasification device 120, and It is provided to primarily heat-exchange the gas components transported along the gas component supply line 173 and the non-liquefied components of the first gas-liquid separator 145 to be described later. To this end, the first heat exchanger 142 is provided at the rear end of the first compression unit 141 on the hydrogen liquefaction line 140, so that the liquefied natural gas being transported can pass through the first heat exchanger 142. A gas component extraction line 149 is provided so that the gas component to be transferred can pass through the gas component line 148 and the first heat exchanger 142, and the recirculation line 147 passes through the first heat exchanger 142. arranged to do The liquefied gas via line 148 is disposed so that the front end of the vaporizer 125 on the regasification line 121 passes through the first heat exchanger 142, and the gas component extraction line 149 is disposed on the gas component supply line 173. It may branch from the front end of the second compression unit 174 and rejoin the front end of the second compression unit 174 on the gas component supply line 173 via the first heat exchanger 142 . The low-temperature liquefied natural gas transported along the regasification line 121 by the liquefied gas via line 148 passes through the first heat exchanger 142, and the gas component supply line ( 173), by bypassing and passing through the first heat exchanger 142, the high-temperature hydrogen gas passing through the first heat exchanger 142 on the hydrogen liquefaction line 140 is provided with cold heat. can In addition, since the recirculation line 147 is provided to pass through the first heat exchanger 142, high-temperature hydrogen passing through the first heat exchanger 142 from the low-temperature non-liquefied component separated in the first gas-liquid separator 145 Cooling and heating can be provided to the gas.

액화가스 경유라인(148) 및 기체성분 추출라인(149)에는 유량조절밸브가 각각 마련될 수 있으며, 각 유량조절밸브는 수소 액화라인(140) 상에 배치되는 온도센서(미도시)가 감지한 온도정보에 근거하여 개방 및 폐쇄 작동이 제어될 수 있다. Flow control valves may be provided in the liquefied gas diesel line 148 and the gas component extraction line 149, respectively, and each flow control valve detects a temperature sensor (not shown) disposed on the hydrogen liquefaction line 140. Opening and closing operations can be controlled based on temperature information.

액화가스 경유라인(148)으로 유입되는 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 경유라인(148)의 후단에 설치되는 기화기(125)에 투입되는 에너지 소비량을 저감하고, 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.Since the liquefied natural gas flowing into the liquefied gas via line 148 is in a low temperature state of about -163 ° C, the first heat exchanger 142 transfers cold heat from the relatively low temperature liquefied natural gas to the relatively high temperature hydrogen gas. By doing so, the hydrogen gas can be primarily cooled to about -150 ° C level. On the other hand, the regasification line 121 is provided to regasify the liquefied natural gas and supply it to a consumer, and includes a 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 cold heat to hydrogen gas, thereby increasing the temperature. In this way, by exchanging heat between the relatively high temperature hydrogen gas requiring cooling and the relatively low temperature liquefied natural gas requiring heating through the first heat exchanger 142, the liquefied gas via line 148 on the regasification line 121 ) It is possible to reduce the amount of energy consumed in the vaporizer 125 installed at the rear end and to promote the efficiency of facility operation.

또한, 기체성분 추출라인(149)으로 유입되는 기체성분은 후술하는 바와 같이 메탄 성분을 다량 함유한 저온으로서 고온의 수소가스로 냉열을 제공하기 충분하다. 따라서 상대적으로 온도가 낮은 기체성분으로부터 상대적으로 고온의 수소가스로 냉열을 전달함으로써 수소가스를 약 -150 ℃ 수준까지 1차적으로 냉각시킬 수 있다. 한편, 기체성분 공급라인(173)은 기체성분을 개질기(130) 측으로 가압 및 송출하기 위해 컴프레서(174a)를 구비하는데, 컴프레서(174a)의 안정적인 동작 및 부하를 방지하기 위해서는 적정 온도로 가열된 상태로 컴프레서(174a)에 진입하는 것이 요구된다. 상대적으로 고온이면서 냉각이 필요한 수소가스와 상대적으로 저온이면서 가열이 필요한 기체성분을 제1 열교환기(142)를 통해 서로 열교환함으로써, 기체성분 공급라인(173)에 마련되는 제2 압축부(174)의 컴프레서(174a)에 가해지는 부하를 저감하여 안정적인 설비 운용을 도모할 수 있게 된다. In addition, the gas component flowing into the gas component extraction line 149 is low temperature containing a large amount of methane component, which is sufficient to provide cooling heat with high temperature hydrogen gas, as will be described later. Therefore, by transferring cold heat from a gas component having a relatively low temperature to a hydrogen gas having a relatively high temperature, the hydrogen gas can be primarily cooled to a level of about -150 ° C. On the other hand, the gas component supply line 173 is provided with a compressor 174a to pressurize and deliver the gas component to the reformer 130, and is heated to an appropriate temperature to prevent the stable operation of the compressor 174a and load. is required to enter the furnace compressor 174a. A second compression unit 174 provided in the gas component supply line 173 by exchanging heat between hydrogen gas, which is relatively high temperature and requires cooling, and gas component, which is relatively low temperature and requires heating, through the first heat exchanger 142 By reducing the load applied to the compressor 174a, it is possible to achieve stable facility operation.

아울러, 재순환라인(147)은 제1 기액분리기(145)에서 분리된 저온의 미액화성분을 순환시켜 제1 압축부(141)로 공급하기 전, 미액화성분이 갖는 냉열을 효율적으로 활용할 수 있도록 후술하는 제2 열교환기(143) 및 제1 열교환기(142)를 순차적으로 경유하도록 배치됨으로써, 수소가스의 냉각을 보다 효율적으로 수행할 수 있다.In addition, the recirculation line 147 circulates the low-temperature unliquefied components separated in the first gas-liquid separator 145 to efficiently utilize the cold heat of the unliquefied components before supplying them to the first compression unit 141. By being disposed so as to pass through the second heat exchanger 143 and the first heat exchanger 142 to be described later sequentially, the hydrogen gas can be cooled more efficiently.

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. 제2 열교환기(143)를 경유한 미액화수소는 앞서 설명한 바와 같이, 제1 열교환기(142)를 후속적으로 경유하여 제1 열교환기(142)를 통과하는 수소가스에 냉열을 추가적으로 제공할 수 있다.The second heat exchanger 143 includes the hydrogen gas primarily cooled through the first heat exchanger 142 on the hydrogen liquefaction line 140, the cryogenic refrigerant transported along the refrigerant circulation line 150, and the recirculation line ( 147), it is possible to implement re-liquefaction of hydrogen gas by secondarily heat-exchanging unliquefied hydrogen. The refrigerant may include helium (He), nitrogen (N2), and the like, and the refrigerant circulation line 150 includes a compressor 151 that pressurizes the refrigerant and a cooler 152 that cools the refrigerant pressurized through the compressor 151. ) and 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 cold heat from the cryogenic refrigerant to hydrogen gas to bring the hydrogen gas to the hydrogen liquefaction point. It can be cooled secondarily. 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 part 144, the second heat exchanger 143 has a cryogenic refrigerant and In addition, by transferring the cold heat of unliquefied hydrogen to the hydrogen gas, it is possible to increase the re-liquefaction efficiency of the hydrogen gas. As described above, unliquefied hydrogen that has passed through the second heat exchanger 143 is subsequently passed through the first heat exchanger 142 to provide additional cooling heat to the hydrogen gas passing through the first heat exchanger 142. can

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 cooled and re-liquefied hydrogen gas through the first and second heat exchangers 142 and 143 in order to decompress or expand it. The hydrogen gas transported along the hydrogen liquefaction line 140 is pressurized by the first compression unit 141, and the expansion unit 144 depressurizes the pressurized hydrogen gas, thereby further cooling and expanding the hydrogen gas. can realize stable re-liquefaction of The expansion unit 144 may be provided as an expander or a pressure reducing valve, and may reduce the 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 hydrogen gas in a gas-liquid mixed state that has passed through the expansion unit 144 into liquefied hydrogen in a liquid state and unliquefied hydrogen in a gaseous state. Most of the hydrogen gas is re-liquefied as it is cooled while passing through the first and second heat exchangers 143, but some unliquefied components may be generated in the process of being reduced in pressure through the expansion unit 144. Accordingly, the first gas-liquid separator 145 receives the hydrogen gas decompressed through the expansion unit 144, but separates it into liquefied hydrogen and unliquefied hydrogen, so that each component can be easily handled and managed.

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 liquefied hydrogen supply line 146 is provided to supply the liquid component separated by the first gas-liquid separator 145, that is, liquefied hydrogen, to at least one of the reservoir and the consumer 20. The liquefied hydrogen supply line 146 has an inlet end connected to the inner lower side of the first gas-liquid separator 145 so as to connect the first gas-liquid separator 145 and the storage tank 110, and an outlet end end connected to a storage or demand place ( 20) can be connected. An opening/closing valve (not shown) may be provided in the liquefied hydrogen supply line 146 to control the supply amount of liquefied hydrogen supplied to the storage or consumer 20 . The degree of opening and closing of the opening/closing valve may be controlled according to the level of liquefied hydrogen in the first gas-liquid separator 145 or the demand flow rate.

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) 및 제1 열교환기(142)를 순차적으로 경유하도록 마련될 수 있다. 제1 기액분리기(145)에서 분리된 미액화수소는 수소의 액화점에 근접하는 저온이므로 제2 열교환기(143) 및 제1 열교환기(142)를 순차적으로 통과하면서 제1 압축부(141)에 의해 가압 및 가열된 수소가스에 냉열을 제공할 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 gas components 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 side end connected to the inside upper side of the first gas-liquid separator 145, an outlet side end connected to the front end of the first compression unit 141, and an intermediate portion connected to the second heat exchanger 143 and It may be provided to pass through the first heat exchanger 142 sequentially. Since the unliquefied hydrogen separated in the first gas-liquid separator 145 has a low temperature approaching the liquefaction point of hydrogen, the first compression unit 141 passes through the second heat exchanger 143 and the first heat exchanger 142 sequentially. It is possible to provide cooling heat to the hydrogen gas pressurized and heated by the. An opening/closing valve (not shown) may be provided in the recirculation line 147 to control the flow rate of unliquefied hydrogen supplied to the front end of the first compression unit 141, and the opening/closing valve controls 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 produce and provide power, and the fuel cell receives some of the hydrogen gas produced by the reformer 130 through the hydrogen gas supply line 180 and generates power. can produce To this end, the hydrogen gas supply line 180 has an inlet side end branched from the rear end of the first compression unit 141 on the hydrogen liquefaction line 140, and an outlet side end branched to the battery device 30 and the consumer 40. each can be connected. On the other hand, on the side of the demand side 40, a compressor 41 for pressurizing hydrogen gas for temporary storage of hydrogen gas, a cooler 42 for cooling the hydrogen gas heated while pressurized by the compressor 41, and cooling through a 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 vaporized natural gas or boil-off gas from the storage tank 110 to the reformer 130, but gas components supplied to the reformer 130 to improve the hydrogen production efficiency of the reformer 130. It is provided 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 기액분리기(172)에서 분리된 액체성분을 저장탱크(110)로 회수하는 액체성분 회수라인(175)을 포함할 수 있다. The gas supply unit 170 includes a mixer 171 for mixing the liquefied natural gas and boil-off gas in the storage tank 110, a second gas-liquid separator 172 for receiving the gas flow mixed by the mixer 171, 2 A gas component supply line 173 for supplying a gas component having a relatively high methane content separated in the gas-liquid separator 172 to the reformer 130, and a second compression unit 174 provided in the gas component supply line 173 ), and a liquid component recovery line 175 for recovering the liquid component separated in the second gas-liquid separator 172 to the storage tank 110.

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. 액화가스 유입라인(171a)에는 유량조절밸브가 마련되어 혼합기(171)로 유입되는 액화천연가스의 유량이 조절될 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 has a separate inlet line (not shown) to supply the liquefied natural gas accommodated in the storage tank 110 to the mixer 171, or the delivery pump 122 of the regasification line 121 The liquefied gas inlet line 171a is branched from the rear end, and a part 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 and an outlet end connected to the mixer 171 so as to supply the boil-off gas accommodated in the storage tank 110 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 . A flow control valve is provided in the liquefied gas inlet line 171a so that the flow rate of the liquefied natural gas flowing into the mixer 171 can be adjusted.

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 methane, which is the main component. Among them, the liquefaction point of methane is -161.5 ℃, which is very low compared to other components such as ethane (liquefaction point -89 ℃) and propane (liquefaction point -42 ℃). Accordingly, among the mixed gas flow accommodated in the second gas-liquid separator 172, components such as ethane and propane having relatively high liquefaction points may be maintained in a liquid state, but methane components having relatively low liquefaction points may be separated into gaseous components. As a result, the gas component supply line 173 is separated from the second gas-liquid separator 172, but the gas component having a high methane content is supplied to the reformer 130, thereby improving 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 component supply line 173 is connected to the gas A second compression unit 174 for pressurizing the ingredients may be provided. The second compression unit 174 may include a compressor 174a that compresses the gas component introduced through the gas component supply line 173 and a cooler 174b that cools the gas component heated while being compressed.

액화가스 유입라인(171a)에 마련되는 유량조절밸브는 기체성분 공급라인(173)을 따라 이송되어 개질기(130)로 공급되는 기체성분의 메탄 함량을 향상시킬 수 있도록 개방정도가 조절 및 제어될 수 있다. 구체적으로, 액화가스 유입라인(171a)에 마련되는 유량조절밸브는 기체성분 공급라인(173)으로 유입되는 기체성분의 온도정보에 따라 개방정도가 조절됨으로써, 개질기(130)로 공급되는 기체성분의 메탄 함량을 향상시킬 수 있다. 앞서 설명한 바와 같이, 메탄은 기타 성분에 비해 액화점이 낮다. 따라서 온도센서(T)가 측정한 기체성분의 온도가 기 설정된 온도범위보다 높은 경우, 액화가스 유입라인(171a)에 마련되는 유량조절밸브가 개방되는 방향으로 작동함으로써 혼합기(171) 및 제2 기액분리기(172)로 공급되는 액화천연가스의 유량을 증가시킬 수 있다. 이로써 제2 기액분리기(172)의 내부온도가 하강하여 에탄, 프로판 등 기타 성분의 재액화량이 증가하게 되고, 이와 동시에 제2 기액분리기(172)의 기체성분의 메탄 함량이 증가하게 되므로 개질기(130)로 공급되는 기체성분의 메탄 함량을 보다 증가시킬 수 있다. 반대로, 온도센서(T)가 측정한 기체성분의 온도가 기 설정된 온도범위보다 낮은 경우, 액화가스 유입라인(171a)에 마련되는 유량조절밸브가 폐쇄되는 방향 또는 개방정도를 유지하도록 작동함으로써 혼합기(171) 및 제2 기액분리기(172)로 공급되는 액화천연가스의 유량을 감소 또는 유지할 수 있다. 온도센서(T)가 측정한 기체성분의 온도가 기 설정된 온도범위보다 낮다면, 이미 제2 기액분리기(172) 내부에서 에탄, 프로판 등의 기타 성분의 재액화량 및 기체성분의 메탄 함량이 충분한 것으로 판단할 수 있으므로, 효율적인 가스흐름의 운용을 위해 유량조절밸브가 액화가스 유입라인(171a)을 따라 이송되는 액화천연가스의 유량을 감소 또는 유지할 수 있다.The opening degree of the flow control valve provided in the liquefied gas inlet line 171a can be adjusted and controlled to improve the methane content of the gas component supplied to the reformer 130 by being transported along the gas component supply line 173 there is. Specifically, the degree of opening of the flow control valve provided in the liquefied gas inlet line 171a is adjusted according to the temperature information of the gas component flowing into the gas component supply line 173, so that the gas component supplied to the reformer 130 Methane content can be improved. As previously discussed, methane has a low liquefaction point compared to other components. Therefore, when the temperature of the gas component measured by the temperature sensor T is higher than the preset temperature range, the flow rate control valve provided in the liquefied gas inlet line 171a operates in the direction of opening, so that the mixer 171 and the second gas-liquid The flow rate of the liquefied natural gas supplied to the separator 172 may be increased. As a result, the internal temperature of the second gas-liquid separator 172 decreases, increasing the amount of re-liquefaction of other components such as ethane and propane, and at the same time, since the methane content of the gas component of the second gas-liquid separator 172 increases, the reformer (130 ) can further increase the methane content of the gas component supplied. On the contrary, when the temperature of the gas component measured by the temperature sensor T is lower than the preset temperature range, the flow control valve provided in the liquefied gas inlet line 171a operates to maintain the closed direction or the degree of opening, so that the mixer ( 171) and the flow rate of the liquefied natural gas supplied to the second gas-liquid separator 172 may be reduced or maintained. If the temperature of the gas component measured by the temperature sensor T is lower than the preset temperature range, the re-liquefaction amount of other components such as ethane and propane and the methane content of the gas component are already sufficient in the second gas-liquid separator 172 Since it can be determined that, the flow control valve can reduce or maintain the flow rate of the liquefied natural gas that is transferred along the liquefied gas inlet line (171a) for efficient gas flow operation.

제2 기액분리기(172)에서 분리된 액체성분은 액체성분 회수라인(175)을 통해 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.The liquid component separated in the second gas-liquid separator 172 may be recovered to the storage tank 110 through the liquid component recovery line 175 . 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 degree of opening and closing of the opening/closing valve may be controlled according to water level information of the second gas-liquid separator 172 .

한편, 도면에는 도시하지 않았으나, 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 잉여의 기체성분을 재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단으로 공급할 수 있다. Meanwhile, although not shown in the drawing, 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 the reformer 130 stops operating, the gas component supply line It is necessary to treat the surplus gas component remaining on (173). Accordingly, surplus gas components may be supplied to the front of the vaporizer 125 on the regasification line 121 .

이와 같은 본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)은 액화천연가스의 증발가스 또는 기화된 기체성분을 개질하여 수소가스를 안정적으로 생산하되, 액화천연가스 및 증발가스의 냉열을 활용하여 수소가스의 액화를 도모함으로써 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있다.The floating hydrogen production and management system 100 according to this embodiment reliably produces hydrogen gas by reforming the boil-off gas or vaporized gas component of the liquefied natural gas, but utilizes the cold heat of the liquefied natural gas and boil-off gas. It is possible to promote efficient facility operation by promoting liquefaction of hydrogen gas.

100: 수소 생산 및 관리시스템 110: 저장탱크
120: 재기화장치 121: 재기화라인
122: 송출펌프 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 경유라인
149: 기체성분 추출라인 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
180: 수소가스 공급라인 190: 산소 공급라인 100: hydrogen production and management system 110: storage tank
120: regasification device 121: regasification line
122: delivery pump 125: vaporizer
130: reformer 140: hydrogen liquefaction line
141: first compression unit 142: first heat exchanger
143: second heat exchanger 144: expansion unit
145: first gas-liquid separator 146: liquefied hydrogen supply line
147: recirculation line 148: liquefied gas transit line
149: gas component extraction line 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 unit 171: mixer
172: second gas-liquid separator 173: gas component supply line
174: second compression unit 175: liquid component recovery line
180: hydrogen gas supply line 190: oxygen supply line

Claims (12)

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
질소발생기로부터 분리되는 산소를 상기 개질기로 공급하는 산소 공급라인;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 액화천연가스 및 증발가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.A storage tank 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
An oxygen supply line for supplying oxygen separated from the nitrogen generator to the reformer,
The hydrogen liquefaction line
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 decompressing the hydrogen gas cooled by the cooling unit,
the cooling part
Floating hydrogen production and management system including a first heat exchanger receiving cold heat from the liquefied natural gas and boil-off gas of the storage tank. 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 part
Floating hydrogen production and management system further comprising a second heat exchanger for secondarily heat-exchanging the hydrogen gas cooled primarily through the first heat exchanger and the cryogenic refrigerant. 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.According to claim 2,
The hydrogen liquefaction line
A first gas-liquid separator for separating the hydrogen gas decompressed by the expansion unit into liquefied hydrogen and non-liquefied hydrogen, a liquefied hydrogen supply line for supplying liquefied 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 of the first compression unit. 제3항에 있어서,
상기 제1 열교환기 및 상기 제2 열교환기는
상기 재순환라인을 따라 이송되는 미액화수소로부터 냉열을 추가적으로 공급받는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 3,
The first heat exchanger and the second heat exchanger
A floating hydrogen production and management system that additionally receives cold heat from unliquefied hydrogen transported along the recirculation line. 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 supplying at least one of vaporized natural gas and boil-off gas from the storage tank to the reformer; further comprising,
The gas supply unit
A mixer for receiving and mixing the liquefied natural gas and boil-off gas from the storage tank, a second gas-liquid separator for accommodating the gas flow mixed by the mixer, and a gas component having a relatively high methane content separated from the second gas-liquid separator Floating hydrogen production and management system including a gas component supply line supplied to the reformer. 제5항에 있어서,
상기 가스 공급부는
상기 혼합기로 공급되는 상기 저장탱크의 액화천연가스의 공급량을 조절하는 유량조절밸브를 더 포함하고,
상기 유량조절밸브는
상기 개질기로 공급되는 기체성분의 온도정보에 근거하여 개방정도가 제어되는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 5,
The gas supply unit
Further comprising a flow control valve for adjusting the supply amount of the liquefied natural gas of the storage tank supplied to the mixer,
The flow control valve
A floating hydrogen production and management system in which the degree of opening is controlled based on the temperature information of the gas component supplied to the reformer. 제6항에 있어서,
상기 가스 공급부는
상기 기체성분 공급라인에 마련되어 기체성분을 가압하는 제2 압축부를 더 포함하고,
상기 수소 액화라인은
상기 기체성분 공급라인 상의 제2 압축부 전단으로부터 분기되고, 상기 제1 열교환기를 경유하여 상기 기체성분 공급라인으로 재합류하는 기체성분 추출라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 6,
The gas supply unit
Further comprising a second compression unit provided in the gas component supply line and pressurizing the gas component,
The hydrogen liquefaction line
Floating hydrogen production and management system further comprising a gas component extraction line branching from the front end of the second compression unit on the gas component supply line and rejoining the gas component supply line via the first heat exchanger. 제7항에 있어서,
상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화하여 수요처로 공급하도록 기화기를 구비하는 재기화라인;을 더 포함하고,
상기 수소 액화라인은
상기 재기화라인 상의 기화기 전단에서 상기 제1 열교환기를 경유하는 액화가스 경유라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 7,
A regasification line having a vaporizer to regasify the liquefied natural gas in the storage tank and supply it to a customer;
The hydrogen liquefaction line
Floating hydrogen production and management system further comprising a liquefied gas transit line passing through the first heat exchanger at the front end of the vaporizer on the regasification line. 제1항에 있어서,
상기 개질기에서 발생되는 일산화탄소를 처리하는 CO 처리라인;을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.According to claim 1,
Floating hydrogen production and management system further comprising a; CO treatment line for treating carbon monoxide generated in the reformer. 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,
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 demand place; Floating hydrogen production and management system further comprising. 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 between the heated heat medium transported along the waste heat recovery line and water; 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. 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.



According to claim 2 or 4,
Further comprising a refrigerant circulation line for providing cryogenic cold heat to the second heat exchanger,
The refrigerant circulation line includes a compressor that pressurizes the refrigerant, a cooler that cools the refrigerant pressurized by the compressor, and an expander that decompresses the refrigerant cooled by the cooler,
The second heat exchanger
A floating hydrogen production and management system that receives cold heat from the cryogenic refrigerant decompressed by the expander.
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