WO2022080588A1 - 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박 - Google Patents

선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박 Download PDF

Info

Publication number
WO2022080588A1
WO2022080588A1 PCT/KR2020/018601 KR2020018601W WO2022080588A1 WO 2022080588 A1 WO2022080588 A1 WO 2022080588A1 KR 2020018601 W KR2020018601 W KR 2020018601W WO 2022080588 A1 WO2022080588 A1 WO 2022080588A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
unit
absorption
absorption liquid
concentration
exhaust gas
Prior art date
Application number
PCT/KR2020/018601
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
남병탁
Original Assignee
대우조선해양 주식회사
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from KR1020200132181A external-priority patent/KR102232540B1/ko
Priority claimed from KR1020200132175A external-priority patent/KR102231451B1/ko
Application filed by 대우조선해양 주식회사 filed Critical 대우조선해양 주식회사
Priority to EP20957832.7A priority Critical patent/EP4230849A1/en
Priority to CN202080106134.5A priority patent/CN116507795A/zh
Priority to JP2023520523A priority patent/JP2023544056A/ja
Priority to US18/031,351 priority patent/US11852062B2/en
Publication of WO2022080588A1 publication Critical patent/WO2022080588A1/ko

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N3/00—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust
    • F01N3/02—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for cooling, or for removing solid constituents of, exhaust
    • F01N3/04—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for cooling, or for removing solid constituents of, exhaust using liquids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1481—Removing sulfur dioxide or sulfur trioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N3/00—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust
    • F01N3/08—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous
    • F01N3/0807—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents
    • F01N3/0828—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents characterised by the absorbed or adsorbed substances
    • F01N3/0857—Carbon oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N9/00—Electrical control of exhaust gas treating apparatus
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/10—Inorganic absorbents
    • B01D2252/102—Ammonia
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/10—Inorganic absorbents
    • B01D2252/103—Water
    • B01D2252/1035—Sea water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/40—Nitrogen compounds
    • B01D2257/404—Nitrogen oxides other than dinitrogen oxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/01—Engine exhaust gases
    • B01D2258/012—Diesel engines and lean burn gasoline engines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/01—Engine exhaust gases
    • B01D2258/018—Natural gas engines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/45—Gas separation or purification devices adapted for specific applications
    • B01D2259/4566—Gas separation or purification devices adapted for specific applications for use in transportation means
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/32—Arrangements of propulsion power-unit exhaust uptakes; Funnels peculiar to vessels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N2560/00—Exhaust systems with means for detecting or measuring exhaust gas components or characteristics
    • F01N2560/12—Other sensor principles, e.g. using electro conductivity of substrate or radio frequency
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N2570/00—Exhaust treating apparatus eliminating, absorbing or adsorbing specific elements or compounds
    • F01N2570/04—Sulfur or sulfur oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N2570/00—Exhaust treating apparatus eliminating, absorbing or adsorbing specific elements or compounds
    • F01N2570/10—Carbon or carbon oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N2570/00—Exhaust treating apparatus eliminating, absorbing or adsorbing specific elements or compounds
    • F01N2570/18—Ammonia
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N2590/00—Exhaust or silencing apparatus adapted to particular use, e.g. for military applications, airplanes, submarines
    • F01N2590/02—Exhaust or silencing apparatus adapted to particular use, e.g. for military applications, airplanes, submarines for marine vessels or naval applications
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N3/00—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust
    • F01N3/08—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous
    • F01N3/0807—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents
    • F01N3/0828—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust for rendering innocuous by using absorbents or adsorbents characterised by the absorbed or adsorbed substances
    • F01N3/085—Sulfur or sulfur oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02D—CONTROLLING COMBUSTION ENGINES
    • F02D19/00—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures
    • F02D19/06—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures peculiar to engines working with pluralities of fuels, e.g. alternatively with light and heavy fuel oil, other than engines indifferent to the fuel consumed
    • F02D19/0639—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures peculiar to engines working with pluralities of fuels, e.g. alternatively with light and heavy fuel oil, other than engines indifferent to the fuel consumed characterised by the type of fuels
    • F02D19/0642—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures peculiar to engines working with pluralities of fuels, e.g. alternatively with light and heavy fuel oil, other than engines indifferent to the fuel consumed characterised by the type of fuels at least one fuel being gaseous, the other fuels being gaseous or liquid at standard conditions
    • F02D19/0647—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures peculiar to engines working with pluralities of fuels, e.g. alternatively with light and heavy fuel oil, other than engines indifferent to the fuel consumed characterised by the type of fuels at least one fuel being gaseous, the other fuels being gaseous or liquid at standard conditions the gaseous fuel being liquefied petroleum gas [LPG], liquefied natural gas [LNG], compressed natural gas [CNG] or dimethyl ether [DME]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02D—CONTROLLING COMBUSTION ENGINES
    • F02D19/00—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures
    • F02D19/06—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures peculiar to engines working with pluralities of fuels, e.g. alternatively with light and heavy fuel oil, other than engines indifferent to the fuel consumed
    • F02D19/0639—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures peculiar to engines working with pluralities of fuels, e.g. alternatively with light and heavy fuel oil, other than engines indifferent to the fuel consumed characterised by the type of fuels
    • F02D19/0649—Liquid fuels having different boiling temperatures, volatilities, densities, viscosities, cetane or octane numbers
    • F02D19/0657—Heavy or light fuel oils; Fuels characterised by their impurities such as sulfur content or differences in grade, e.g. for ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G5/00—Profiting from waste heat of combustion engines, not otherwise provided for
    • F02G5/02—Profiting from waste heat of exhaust gases
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/12—Improving ICE efficiencies
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/40—Engine management systems

Definitions

  • the present invention maintains the concentration of the greenhouse gas absorbing liquid constant to prevent a decrease in the absorption performance of the absorption tower, and by applying a pressurization system, it is possible to prevent the loss of the absorption liquid due to the natural evaporation of the high concentration absorption liquid, reducing greenhouse gas emissions of ships It relates to an apparatus and a ship having the same.
  • the present invention can prevent a decrease in the concentration of the absorbent liquid by cooling the exhaust gas with fresh water by a heat exchange method, and control the concentration of the absorbent liquid to keep the concentration of the absorbent liquid constant to prevent deterioration of absorption performance. It relates to a device for reducing greenhouse gas emissions and a ship equipped with the same.
  • CCS Carbon dioxide Capture and Storage
  • carbon dioxide emission regulation is regulated through IMO's EEDI, which aims to reduce more than 50% of 2008 emissions in 2050, and 40% of 2008 emissions must be reduced in 2030. , the technology to capture the emitted CO 2 is attracting attention.
  • CO 2 capture technology can be approached in various ways depending on the CO 2 generation conditions of the target process.
  • the representative technologies include absorption, adsorption, and membrane separation, among which The wet absorption method has a high technological maturity in onshore plants and is easy to treat large amounts of CO 2 , so it can be said to be the closest capture technology to the commercialization of CCS technology, and amine-based and ammonia are mainly used as absorbents.
  • the technical task to be achieved by the spirit of the present invention is to prevent a decrease in the absorption performance of the absorption tower by maintaining the concentration of the greenhouse gas absorption liquid constant, and to apply a pressurization system to prevent the loss of the absorption liquid due to the natural evaporation of the high concentration absorption liquid. It is to provide an apparatus for reducing greenhouse gas emission of ships and a ship having the same.
  • the technical problem to be achieved by the spirit of the present invention is to prevent a decrease in the concentration of the absorbent liquid due to the cooling of exhaust gas by fresh water, and to prevent the decrease in absorption performance due to the concentration change due to the repeated circulation of the absorbent, a greenhouse of a ship
  • An object of the present invention is to provide a gas emission reduction device and a ship having the same.
  • a seawater supply unit for supplying seawater;
  • Absorption liquid production unit for preparing and supplying a high-concentration CO 2 absorbent liquid;
  • the exhaust gas discharged from the marine engine is cooled by reacting with the seawater supplied from the seawater supply unit, and the cooled exhaust gas and the absorption liquid from the absorption liquid production unit are reacted to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution to remove CO 2 CO 2 removal unit formed, absorption tower; an absorption liquid concentration control unit for controlling the concentration of the absorption liquid supplied to the absorption tower from the absorption liquid preparation unit; and an ammonia regenerating unit that reacts the aqueous solution of ammonium salt discharged from the absorption tower with an aqueous solution of divalent metal hydroxide to regenerate NH 3 and return it to the absorption tower to be reused as an absorption liquid; reducing greenhouse gas emissions of ships, including provide the device.
  • the marine engine may use LNG or low-sulfur oil as a fuel.
  • the absorption tower reacts the exhaust gas discharged from the marine engine with seawater supplied from the seawater supply unit to dissolve and remove SOx while cooling it. Further comprising a part, wherein the CO 2 removal unit reacts with the exhaust gas from which the SOx has been removed and the seawater supplied from the seawater supply unit to cool, and reacts the cooled exhaust gas with the absorption liquid from the absorption liquid preparation unit to generate CO 2 It can be converted to an aqueous ammonium salt solution to remove CO 2 .
  • the absorption tower further comprises a NOx absorption unit for absorbing and removing NOx of the exhaust gas discharged from the marine engine, the CO 2 removal unit, the NOx is removed from the exhaust gas supplied from the seawater supply unit seawater It reacts with and cools, and by reacting the cooled exhaust gas with the absorption liquid from the absorption liquid preparation unit, CO 2 can be converted into an aqueous ammonium salt solution to remove CO 2 .
  • a NOx absorption unit for absorbing and removing NOx of the exhaust gas discharged from the marine engine
  • the CO 2 removal unit the NOx is removed from the exhaust gas supplied from the seawater supply unit seawater It reacts with and cools, and by reacting the cooled exhaust gas with the absorption liquid from the absorption liquid preparation unit, CO 2 can be converted into an aqueous ammonium salt solution to remove CO 2 .
  • the absorption tower includes a NO X absorbing part that absorbs and removes NO X of the exhaust gas discharged from the marine engine, and the exhaust gas from which the NO X is removed reacts with seawater supplied from the seawater supply unit to cool the SO X
  • the SO X absorption unit for dissolving and removing the SO X and the CO 2 removal unit for removing the CO 2 by converting the SO X into an aqueous ammonium salt solution by reacting the exhaust gas from which the SO X has been removed and the absorption liquid from the absorption liquid preparation unit are sequentially removed It may be laminated.
  • the ammonia regeneration unit regenerates NH 3 and returns it to the absorption tower to be reused as an absorption liquid
  • the NO X absorption unit absorbs NO X as NH 3 supplied from the ammonia regeneration unit, or by using urea water. NO X can be absorbed.
  • the seawater supply unit a seawater pump that receives the seawater from the outboard through the sea chest and pumps it to the SO X absorption unit; and a seawater control valve for controlling an injection amount of seawater supplied from the seawater pump to the SO X absorption unit according to the amount of exhaust gas.
  • the absorbent liquid manufacturing unit a fresh water tank for storing fresh water; a fresh water control valve for supplying fresh water from the fresh water tank; NH 3 storage for storing high pressure NH 3 ; an ammonia water tank for preparing and storing high-concentration ammonia water as an absorption liquid by injecting NH 3 supplied from the NH 3 storage to the fresh water supplied by the fresh water control valve; a pH sensor for measuring the ammonia water concentration in the ammonia water tank; and an ammonia water supply pump for supplying ammonia water from the ammonia water tank to the absorption liquid concentration control unit.
  • the absorption liquid concentration control unit a fresh water supply line for supplying fresh water; a pH sensor for measuring the concentration of ammonia water, which is the absorption liquid supplied to the absorption tower; a flow rate control valve for controlling the flow rate of the ammonia water supplied from the absorption liquid manufacturing unit; A mixer for adjusting the concentration of the ammonia water by mixing the high concentration ammonia water from the absorption liquid production unit to increase the concentration or by mixing the fresh water supply line to lower the concentration according to the ammonia water concentration by the pH sensor; and a valve for maintaining pressure to prevent evaporation of NH 3 during mixing by the mixer.
  • the SO X absorption unit a multi-stage seawater injection nozzle for spraying the seawater supplied from the seawater supply unit downwardly; and an exhaust gas inlet pipe in the form of a partition wall or an umbrella-shaped blocking plate covering the exhaust gas inlet pipe to prevent the washing water from flowing backward.
  • a porous upper plate having a flow path through which the exhaust gas passes is formed in multiple stages under the seawater injection nozzle, so that seawater and the exhaust gas can contact each other.
  • an absorption tower filled with a filler for allowing seawater and exhaust gas to contact is formed under the seawater injection nozzle, so that seawater can dissolve SO X .
  • the CO 2 removal unit an ammonia water injection nozzle for spraying the ammonia water supplied from the absorption liquid concentration control unit downwardly;
  • a cooling jacket formed in multiple stages for each section of the absorption tower filled with the filler to cool the heat generated by the CO 2 removal reaction;
  • the filler is composed of a multi-stage distillation column packing designed to have a large contact area per unit volume, and a solution redistributor may be formed between the distillation column packings.
  • the absorption tower may further include an EGE formed between the NO X absorption unit and the SO X absorption unit to exchange heat between waste heat of the marine engine and boiler water.
  • the ammonia regeneration unit a storage tank for storing the divalent metal hydroxide aqueous solution; a mixing tank for generating NH 3 (g) and carbonate by stirring the aqueous solution of ammonium salt and the aqueous solution of divalent metal hydroxide discharged from the absorption tower with a stirrer; a filter for separating carbonate by sucking the solution and precipitate from the mixing tank; a high-pressure pump for transferring the solution and the precipitate to the filter at high pressure; and an ammonia water storage tank for storing the ammonia water or fresh water separated by the filter and supplying it to the absorption liquid concentration control unit.
  • the aqueous solution of divalent metal hydroxide stored in the storage tank may be Ca(OH) 2 or Mg(OH) 2 generated by reacting fresh water with CaO or MgO.
  • a washing water tank for storing the washing water discharged from the absorption tower, a filtering unit for adjusting turbidity to meet the overboard discharge condition of the washing water transferred to the washing water tank by a transfer pump, and injection of a neutralizer for pH control
  • a water treatment device having a unit, and a sludge storage tank for separately storing the solid waste may further include a discharge unit.
  • the present invention can provide a ship equipped with the apparatus for reducing greenhouse gas emission of the ship described above.
  • an exhaust gas cooling unit for cooling the exhaust gas discharged from the marine engine;
  • Absorption liquid production unit for preparing and supplying a high-concentration CO 2 absorbent liquid;
  • an absorption tower formed with a CO 2 removal unit for converting CO 2 into an aqueous ammonium salt solution by reacting the exhaust gas cooled by the exhaust gas cooling unit with the absorption liquid from the absorption liquid production unit to remove CO 2 ;
  • an absorption liquid concentration control unit for controlling the concentration of the absorption liquid supplied to the absorption tower from the absorption liquid preparation unit; and an ammonia regenerating unit that reacts the aqueous solution of ammonium salt discharged from the absorption tower with an aqueous solution of divalent metal hydroxide to regenerate NH 3 and return it to the absorption tower to be reused as an absorption liquid; reducing greenhouse gas emissions of ships, including provide the device.
  • the marine engine may use LNG or low-sulfur oil as a fuel.
  • the exhaust gas cooling unit may circulate fresh water provided from the inboard cooling system through a heat exchange pipe surrounding the exhaust gas exhaust pipe to cool the exhaust gas to a temperature of 27°C to 33°C.
  • the absorption tower further includes a NOx absorption unit for absorbing and removing NOx of the exhaust gas discharged from the marine engine, and the CO 2 removal unit is the exhaust gas from which the NOx is removed and cooled by the exhaust gas cooling unit. and the absorption liquid from the absorption liquid preparation unit react to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution to remove CO 2 .
  • the ammonia regeneration unit regenerates NH 3 and returns it to the absorption tower to be reused as an absorption liquid
  • the NO X absorption unit absorbs NO X as NH 3 supplied from the ammonia regeneration unit, or by using urea water. NO X can be absorbed.
  • the absorbent liquid manufacturing unit a fresh water tank for storing fresh water; a fresh water control valve for supplying fresh water from the fresh water tank; NH 3 storage for storing high pressure NH 3 ; an ammonia water tank for preparing and storing high-concentration ammonia water as an absorption liquid by injecting NH 3 supplied from the NH 3 storage to the fresh water supplied by the fresh water control valve; a pH sensor for measuring the ammonia water concentration in the ammonia water tank; and an ammonia water supply pump for supplying ammonia water from the ammonia water tank to the absorption liquid concentration control unit.
  • the absorption liquid concentration control unit a fresh water supply line for supplying fresh water; a pH sensor for measuring the concentration of ammonia water, which is the absorption liquid supplied to the absorption tower; a flow rate control valve for controlling the flow rate of the ammonia water supplied from the absorption liquid manufacturing unit; A mixer for adjusting the concentration of the ammonia water by mixing the high concentration ammonia water from the absorption liquid production unit to increase the concentration or by mixing the fresh water supply line to lower the concentration according to the ammonia water concentration by the pH sensor; and a valve for maintaining pressure to prevent evaporation of NH 3 during mixing by the mixer.
  • the CO 2 removal unit an ammonia water injection nozzle for spraying the ammonia water supplied from the absorption liquid concentration control unit downwardly;
  • a cooling jacket formed in multiple stages for each section of the absorption tower filled with the filler to cool the heat generated by the CO 2 removal reaction;
  • the filler is composed of a multi-stage distillation column packing designed to have a large contact area per unit volume, and a solution redistributor may be formed between the distillation column packings.
  • the absorption tower may further include an EGE formed between the NO X absorption unit and the exhaust gas cooling unit to exchange heat between waste heat of the marine engine and boiler water.
  • the ammonia regeneration unit a storage tank for storing the divalent metal hydroxide aqueous solution; a mixing tank for generating NH 3 (g) and carbonate by stirring the aqueous solution of ammonium salt and the aqueous solution of divalent metal hydroxide discharged from the absorption tower with a stirrer; a filter for separating carbonate by sucking the solution and precipitate from the mixing tank; a high-pressure pump for transferring the solution and the precipitate to the filter at high pressure; and an ammonia water storage tank for storing the ammonia water or fresh water separated by the filter and supplying it to the absorption liquid concentration control unit.
  • the aqueous solution of divalent metal hydroxide stored in the storage tank may be Ca(OH) 2 or Mg(OH) 2 generated by reacting fresh water with CaO or MgO.
  • a washing water tank for storing the washing water discharged from the absorption tower, a filtering unit for adjusting turbidity to meet the overboard discharge condition of the washing water transferred to the washing water tank by a transfer pump, and injection of a neutralizer for pH control
  • a water treatment device having a unit, and a sludge storage tank for separately storing the solid waste may further include a discharge unit.
  • the present invention can provide a ship equipped with the apparatus for reducing greenhouse gas emission of the ship described above.
  • the concentration of the greenhouse gas absorption liquid is kept constant to prevent the absorption performance decrease of the absorption tower, the absorption liquid loss due to the natural evaporation of the high concentration absorption liquid is prevented by applying a pressurization system, and the IMO greenhouse gas emission regulation is implemented.
  • Greenhouse gas is stored in the form of carbonate in its natural state so that it can be discharged to the sea, and when NH 3 is regenerated, side reactions caused by residual SO X are removed to minimize the loss of NH 3 and impurities are not included in the recovery of ammonia. can have an effect.
  • the concentration of the absorbent liquid is prevented from being lowered, thereby reducing the capacity size of the rear end of the filter, and adjusting the concentration of the absorbent liquid Maintain a constant concentration of absorbent to prevent degradation of greenhouse gas absorption performance, prevent loss of absorbent due to natural evaporation of high-concentration absorbent by applying a pressurization system, and do not affect the environment to meet IMO greenhouse gas emission regulations.
  • FIG. 1 shows a schematic configuration diagram of an apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a diagram showing a system circuit diagram implementing the greenhouse gas emission reduction device of the ship of FIG. 1 .
  • Figure 3 is a view showing the separation of the seawater supply of the greenhouse gas emission reduction device of the ship of Figure 2;
  • FIG. 4 is a diagram illustrating an absorption liquid manufacturing unit, an absorption liquid concentration control unit, and an ammonia regeneration unit of the apparatus for reducing greenhouse gas emission of the vessel of FIG. 2 separately.
  • FIG. 5 is a view showing the separation of the absorption tower of the greenhouse gas emission reduction device of the ship of FIG.
  • FIG. 6 is a view showing the SO X absorption part of the absorption tower of FIG. 5 separated.
  • FIG. 7 is a view showing the separation of the steam generating unit and the discharge unit of the greenhouse gas emission reduction apparatus of the ship of FIG. 2 .
  • FIG. 8 illustrates various fillers applied to the apparatus for reducing greenhouse gas emissions of the ship of FIG. 2 .
  • FIG. 9 illustrates an ammonia water injection nozzle applied to the apparatus for reducing greenhouse gas emission of the ship of FIG. 2 .
  • FIG. 10 shows a schematic configuration diagram of an apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship according to another embodiment of the present invention.
  • FIG. 11 is a diagram showing a system circuit diagram implementing the apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship according to another embodiment of FIG. 10 .
  • FIG. 12 is a view showing the separation of the exhaust gas cooling unit and the absorption tower of the greenhouse gas emission reduction device of the ship according to another embodiment of FIG.
  • FIG. 13 is a diagram illustrating an absorption liquid manufacturing unit, an absorption liquid concentration adjusting unit, and an ammonia regenerating unit of the apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship according to another embodiment of FIG. 11 .
  • FIG. 14 is a separate view illustrating a steam generating unit of the apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship according to another embodiment of FIG. 11 .
  • FIG. 15 illustrates various fillers applied to the apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship according to another embodiment of FIG. 11 .
  • FIG. 16 illustrates an ammonia water injection nozzle applied to the apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship according to another embodiment of FIG. 11 .
  • the apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship includes a seawater supply unit 110 for supplying seawater, an absorption liquid manufacturing unit 120 for manufacturing and supplying a high-concentration CO 2 absorption liquid, and a ship
  • the exhaust gas discharged from the engine 10 is cooled by reacting with the seawater supplied from the seawater supply unit 110, and the cooled exhaust gas and the absorption liquid from the absorption liquid production unit 120 are reacted to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution.
  • the absorption tower 130 in which the CO 2 removal unit 131 for removing CO 2 is formed, the absorption liquid concentration control unit 140 for adjusting the concentration of the absorption liquid supplied from the absorption liquid production unit 120 to the absorption tower 130; And the ammonium salt aqueous solution discharged from the absorption tower 130 is reacted with the divalent metal hydroxide aqueous solution to regenerate NH 3 and return to the absorption tower 130 to be reused as an absorption liquid, including an ammonia regeneration unit 150, the absorption liquid
  • the main point is to prevent deterioration of absorption performance by maintaining a constant concentration of
  • the tower may be configured to include, in addition to the CO 2 removal unit, a NOx absorption unit or an SOx absorption unit, or both.
  • an SOx absorption unit capable of simultaneously performing cooling of exhaust gas and absorption by dissolution of SOx may be additionally provided.
  • the seawater supply unit 110 supplies seawater to the absorption tower 130 to lower the temperature of the exhaust gas to facilitate the absorption of CO 2 by the absorption liquid.
  • the seawater supply unit sucks seawater from the outboard through a sea chest (not shown) and receives the supplied SO X absorption unit 132 of the absorption tower 130 .
  • a seawater pump 111 for pumping may be composed of a seawater pump 111 for pumping, and a seawater control valve 112 for controlling the injection amount of seawater supplied to the SO X absorption unit 132 according to the amount of exhaust gas.
  • the seawater pump 111 may be separated into a suction pump for sucking seawater from the outboard and a seawater transfer pump for pumping and transferring seawater to the SO X absorption unit 132 .
  • the sea water pump 111 from a high sea chest sucking the upper sea water or a low sea chest sucking the lower sea water selectively can supply That is, when the ship is berthing, the high sea chest is used because the upper sea water is cleaner than the lower sea water, and the low sea chest can be used when the ship is sailing because the lower sea water is cleaner than the upper sea water.
  • the seawater control valve 112 may be a manually operated diaphragm valve or a solenoid type valve for controlling the flow rate of seawater, but is not limited thereto, and seawater through the seawater injection nozzle 132a according to the amount of exhaust gas. Any type of valve is applicable as long as the injection amount can be adjusted.
  • the absorption liquid preparation unit 120 reacts fresh water and NH 3 as shown in the following [Formula 1] to prepare a high-concentration ammonia water (NH 4 OH(aq)), which is a high-concentration CO 2 absorption liquid, to adjust the absorption liquid concentration It is supplied to the absorption tower 130 through (140).
  • the absorption liquid manufacturing unit 120 includes a fresh water tank (not shown) for storing fresh water, and a fresh water control valve for supplying fresh water from the fresh water tank to the ammonia water tank 123 ( 121), NH 3 storage 122 for storing high-pressure NH 3 , and NH 3 supplied from the NH 3 storage 122 to the fresh water supplied by the fresh water control valve 121 to produce and store high-concentration ammonia water
  • the ammonia water tank 123, the pH sensor 124 for measuring the ammonia water concentration in the ammonia water tank 123, and the ammonia water supply pump 125 for supplying the high concentration ammonia water from the ammonia water tank 123 to the absorption liquid concentration adjusting unit 140 can be configured.
  • the concentration of ammonia water circulating through the absorption tower 130 and the ammonia regeneration unit 150 changes while the operation is repeated.
  • high-concentration ammonia water has a higher partial pressure of NH 3 (g) compared to low-concentration ammonia water at the same temperature, so that NH 3 evaporates more easily at atmospheric pressure, resulting in an increase in loss. Therefore, in order to store high-concentration ammonia water, the solubility is high and the temperature is lowered so that the vapor pressure of NH 3 (g) is lowered, and it must be operated under a pressurized system.
  • NH 3 can be stored in a liquid state at -34 ° C. and 8.5 bar, so by using 7 bar compressed air available in the ship, the inside of the ammonia water tank 123 is maintained at a constant pressure, and 50% concentration of ammonia water is obtained. It can be stored in the ammonia water tank (123).
  • a safety valve 123a for preventing overpressure of the ammonia water tank 123 may be installed.
  • the exhaust gas discharged from the marine engine 10 reacts with the seawater supplied from the seawater supply unit 110 to cool, and CO 2 of the cooled exhaust gas and the absorption liquid production unit 120 from the A CO 2 removal unit 131 for removing CO 2 is formed by reacting ammonia water as an absorption liquid to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution (NH 4 HCO 3 (aq)) as shown in the following [Formula 2].
  • the CO 2 removal unit 131 includes, as shown in FIG. 3 , the ammonia water injection nozzle 131a for downwardly injecting the ammonia water supplied from the absorption liquid concentration adjusting unit 140 , the CO 2 of the exhaust gas and the absorption liquid A cooling jacket that is formed in multiple stages for each section of the absorption tower filled with the filler 131b and the filler 131b that converts CO 2 into NH 4 HCO 3 (aq) by contact with phosphorus ammonia water to cool the heat generated by the CO 2 absorption reaction (cooling jacket) (not shown), water spray (131c) that collects NH 3 discharged to the outside without reacting with CO 2 , ammonia water that is formed in a curved multi-plate shape and is scattered when sprayed by the ammonia water spray nozzle (131a)
  • the mist removing plate 131d for returning the to the filler 131b, the barrier rib 131e formed so that the ammonia water that has passed through the filler 131b does not flow back
  • the cooling jacket is cooled to 30° C. to 50° C. where material shearing is the most smooth, and while maintaining the CO 2 absorption rate at a constant level, NH 3 can be prevented from being vaporized and lost.
  • the CO 2 removal unit 131 may be considered in various forms to operate within the allowable pressure drop of the exhaust pipe required by the engine specifications while increasing the contact area between the exhaust gas and NH 3
  • the filler (131b) is composed of a multi-stage distillation column packing designed to have a large contact area per unit volume, and a distillation column packing suitable for the absorption process as illustrated in FIG. 8 in consideration of the contact area per unit area and the pressure drop and overflow rate of gas can be selected, and as illustrated in FIG. 9 , the ammonia water injection nozzle 131a may be configured in a ladder pipe form (a) or a spray form (b).
  • ammonia water passes downward through the filler 131b and the exhaust gas passes upward through the filler 131b and comes into contact, so that a solution redistributor (not shown) may be formed between the distillation column packings to prevent a channeling phenomenon.
  • mist removal plate (131d) is to be discharged (drain) in the direction of the filler (131b) by its own weight so that the scattered ammonia water is adhered to the curved multi-plate so that the droplets (droplets) become large.
  • the marine engine 10 is premised on using LNG or low-sulfur oil as a fuel.
  • LNG When used as a fuel, there may be no amount of SOx generated, but the marine engine 10
  • the absorption tower 130 may include an SOx absorption unit 132 .
  • the SOx absorption unit 132 reacts the exhaust gas discharged from the marine engine 10 with the seawater supplied from the seawater supply unit 110 to dissolve and remove SOx while cooling, and the CO 2 removal unit 131 is the SOx is cooled by reacting the removed exhaust gas with the seawater supplied from the seawater supply unit 110, and the cooled exhaust gas and the absorption liquid from the absorption liquid production unit 120 are reacted to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution to absorb CO 2 can be removed
  • the SOx absorption unit 132 is a section in primary contact with seawater, and as shown in FIGS. 3 and 6 , by spraying the seawater supplied from the seawater supply unit 110 downward to dissolve SOx and chute
  • an umbrella-type blocking that covers the bulkhead-type exhaust gas inlet pipe 132b or the exhaust gas inlet pipe 132b to prevent backflow of washing water It may include a plate 132c.
  • the temperature of the exhaust gas through the seawater injection nozzle (132a) or a separate cooling jacket (not shown) can be cooled to 27°C to 33°C, preferably around 30°C, required by the CO 2 removal unit 131 .
  • the porous upper plate 132d in which the flow path through which the exhaust gas is formed is formed in the lower part of the seawater injection nozzle 132a is formed in multiple stages, so that the seawater and the exhaust gas smoothly
  • an absorption tower 132e filled with a filler for contacting seawater and exhaust gas is formed under the seawater injection nozzle 132a, respectively, so that seawater is SO X It can also be made to dissolve.
  • a compound that forms alkali ions for example, a basic chemical of NaOH or MgO, is introduced into the seawater supplied to the SOx absorption unit 132. It can be configured as a closed loop system. .
  • the closed-loop system entails additional basic chemical consumption, but has the advantage of a small amount of circulating seawater, and the open-loop system that discharges dissolved SO X by spraying only seawater to the outboard consumes additional basic chemical Since there are no and simple advantages, in order to maximize these advantages, a hybrid system that combines an open circuit and a closed circuit may be configured.
  • SO X is first removed through the SO X absorbing unit 132 and then CO 2 is subsequently removed through the CO 2 removing unit 131 , so that the solubility of SO X is large, so that the compound such as Na 2 SO 3 is first used. It is possible to improve the solubility of CO 2 and the removal efficiency of CO 2 by solving the problem that it is difficult to remove CO 2 until all the dissolution of SO X is achieved.
  • the washing water that absorbs SO X by the SO X absorption unit 132 and drains to the discharge unit 170 includes SO 3 ⁇ , SO 4 2 ⁇ , chute, NaSO 3 , NaSO 4 , MgCO 3 , MgSO 4 and Other ionic compounds are also included.
  • the absorption tower 130 further includes a NOx absorption unit 133 that absorbs and removes NOx of the exhaust gas discharged from the marine engine 10, and removes the NOx from the exhaust gas. It is cooled by reacting with the seawater supplied from the seawater supply unit 110 and the cooled exhaust gas and the absorption liquid from the absorption liquid production unit 120 are reacted to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution to remove CO 2 .
  • the absorption tower 130 is a NO X absorption unit 133 that absorbs and removes NO X of the exhaust gas discharged from the marine engine 10, and the NO X is removed by reacting the exhaust gas with seawater to cool the SO
  • the SO X absorption unit 132 that dissolves and removes X , and the exhaust gas from which SO X is removed and the ammonia water supplied from the absorption liquid production unit 120 react to convert CO 2 into NH 4 HCO 3 (aq) to CO
  • the CO 2 removal unit 131 for removing 2 is stacked in a vertical direction, and NO X and SO X and CO 2 are sequentially absorbed and removed.
  • the CO 2 removal unit 131 reacts the exhaust gas from which NO X and SO X have been previously removed and ammonia water to remove it first, so that a side reaction due to NO X and SO X does not occur during the CO 2 removal process, thereby generating impurities can be minimized, so that NH 4 HCO 3 with less impurities can be obtained in the subsequent process.
  • the absorption tower 130 is configured to include a CO 2 removal unit 131 , a SO X absorption unit 132 , an NO X absorption unit 133 , and an EGE 134 to be described later, each of which is configured as an individual module. It may be modularized and combined configuration, may be configured to be integrated in the form of a single tower, and the absorption tower 130 itself may be configured to be grouped into a single tower or a plurality of towers.
  • the NO X absorption unit 133 is a Selective Catalyst Reactor (SCR), and as shown in FIG. 5 , the first NH 3 injection nozzle 133b from the ammonia regeneration unit 150 through the blower 133a or the compressor. ) to directly supply NH 3 or, when NH 3 is insufficient, the urea water (UREA) of the urea water storage tank 133c is supplied to the second NH 3 injection nozzle 133e through the urea water supply pump 133d. It can also be replaced to compensate for a loss or shortfall.
  • SCR Selective Catalyst Reactor
  • the absorption tower 130 is formed between the NO X absorption unit 131 and the SO X absorption unit 132 to exchange heat with the waste heat of the marine engine 10 and boiler water (EGE (Exhaust Gas Economizer) 134 ) may further include.
  • EGE Exhaust Gas Economizer
  • the absorbent liquid concentration adjusting unit 140 adjusts the concentration of the circulating absorbent liquid supplied from the absorbent liquid manufacturing unit 120 to the absorption tower 130 .
  • the absorption liquid concentration adjusting unit 140 maintains the concentration of ammonia water constant so that the CO 2 absorption performance of the absorption tower 130 is maintained.
  • the absorbent liquid concentration adjusting unit 140 mixes the high-concentration ammonia water of the absorbent liquid production unit 120 and the low-concentration ammonia water circulating in the ammonia water circulation line (A) to adjust the concentration of the ammonia water to 12% by mass. It can be designed, but it is not limited thereto and may be changed according to usage conditions.
  • the absorption liquid concentration control unit 140 as shown in FIG. 4, a fresh water supply line 141 for supplying fresh water, and a pH sensor 142 for measuring the concentration of ammonia water as an absorption liquid supplied to the absorption tower 130 ), the flow rate control valve 143 for controlling the flow rate of the high concentration ammonia water supplied from the absorption liquid production unit 120 by the operation of the ammonia water supply pump 125, and the ammonia water concentration by the pH sensor 142, the absorption liquid production unit Mixer 144 for adjusting the concentration of ammonia water by mixing high concentration ammonia water from 120 to increase the concentration or by mixing fresh water from the fresh water supply line 141 to lower the concentration, and NH when mixing by the mixer 144 3 may be composed of a pressure maintenance valve 145 to prevent evaporation.
  • the inside of the mixer 144 may be configured in various forms as a pipe or structure in which wings capable of generating a vortex of fluid are disposed in order to smoothly mix, and the pressure maintenance valve 145 is the outlet of the mixer 144 .
  • Formed in the NH 3 (g) from the highly concentrated aqueous ammonia by maintaining a high pressure even during mixing can be prevented from being evaporated and lost.
  • the ammonia regeneration unit 150 reacts the ammonium salt aqueous solution discharged from the absorption tower 130 with the divalent metal hydroxide aqueous solution by the following [Formula 3] and [Formula 4] to regenerate NH 3 to the absorption tower Return to (130) to be reused as a CO 2 absorption liquid, and to store or discharge CO 2 in the form of CaCO 3 (s) or MgCO 3 (s), or supply it to the NO X absorber 133 to NH 3 as NO X can be absorbed.
  • the ammonia regeneration unit 150 as shown in FIG. 4, a storage tank 151 for storing a divalent metal hydroxide aqueous solution (Ca(OH) 2 or Mg(OH) 2 ), an absorption tower 130 ) by stirring the ammonium salt aqueous solution (NH 4 HCO 3 (aq)) and the divalent metal hydroxide aqueous solution with a stirrer to produce NH 3 (g) and carbonate.
  • a storage tank 151 for storing a divalent metal hydroxide aqueous solution (Ca(OH) 2 or Mg(OH) 2
  • an absorption tower 130 by stirring the ammonium salt aqueous solution (NH 4 HCO 3 (aq)) and the divalent metal hydroxide aqueous solution with a stirrer to produce NH 3 (g) and carbonate.
  • a filter 153 for separating carbonate by sucking the precipitate, a high-pressure pump 154 for transferring the solution and the precipitate to the filter 153 at high pressure, and the ammonia water (or fresh water) separated by the filter 153 is stored and the absorption liquid
  • the ammonia water storage tank 155 supplied to the concentration control unit 140, the ammonia water circulation pump 156 supplied from the ammonia water storage tank 155 to the absorption liquid concentration control unit 140, and the carbonate separated by the filter 153 (CaCO 3 (s) or MgCO 3 (s)) is transferred to a slurry or dryer (not shown) and may be configured as a separate storage tank (not shown) for storing in a solidified state.
  • the reaction is continuously performed by the stirrer installed in the mixing tank 152, and a constant temperature can be maintained so that the reaction is smoothly performed.
  • the filter 153 sucks the solution and the precipitate from the mixing tank 152 and transports the precipitate of NaHCO 3 and other by-products at high pressure by the high-pressure pump 154 to separate the carbonate and store it in a solid state or overboard. discharge
  • a membrane filter suitable for sediment separation by high-pressure fluid transport may be applied.
  • ammonia water circulation pump 156 may be configured as a centrifugal pump type pump so that a large amount of ammonia water circulates the ammonia water circulation line (A).
  • the steam generator 160 receives a mixture of steam and saturated water that has been heat-exchanged through the EGE 134 to receive a steam drum (not shown).
  • the auxiliary boiler 161 for separating steam and supplying it to the steam consuming place
  • the boiler water circulating water pump 162 for circulating and supplying boiler water from the auxiliary boiler 161 to the EGE 134, and consumption from the steam consuming place
  • a cascade tank 163 for recovering condensed water that is condensed and phase-changed after being condensed
  • a supply pump 164 and a control valve for controlling and supplying the amount of boiler water from the cascade tank 163 to the auxiliary boiler 161 Consist of (165), it generates and supplies the steam required for the heating equipment in the ship.
  • the amount of heat that can be provided from the exhaust gas is high, so the amount of steam required in the ship can be sufficiently produced through the EGE 134, but if not, the auxiliary boiler 161 itself
  • the fuel can also be burned to produce the required steam.
  • the discharge unit 170 is, as shown in FIG. 7 , a washing water tank 171 that stores the washing water discharged from the absorption tower 130 , and a transfer pump 172 from the washing water tank 171 to the A water treatment device 173 having a filtering unit that adjusts turbidity to meet the overboard discharge condition of the washing water transported by the vehicle and a neutralizer injection unit for pH adjustment, and a sludge storage tank for separating and storing solid discharges such as chute ( 174), the washing water that passes through the water treatment device 173 and meets the overboard discharge condition is discharged overboard, and the solid discharge such as a chute that does not meet the overboard discharge condition is separately stored in the sludge storage tank 174 can be kept
  • NaOH may be exemplified as a neutralizing agent for satisfying the overboard discharge condition, but it is possible to neutralize these acidic or basic properties, respectively, as needed, assuming that the material discharged from the absorption tower 130 is acidic or basic.
  • a neutralizing agent may be selected and used.
  • the ship according to another embodiment of the present invention it is possible to provide a ship equipped with the apparatus for reducing greenhouse gas emission of the ship mentioned above.
  • the concentration of the greenhouse gas absorption liquid is kept constant to prevent the absorption performance decrease of the absorption tower, and the natural evaporation of the high concentration absorption liquid is achieved by applying a pressurization system.
  • an apparatus for reducing greenhouse gas emission of a ship includes an exhaust gas cooling unit 110 ′ for cooling exhaust gas discharged from a ship engine 10 ′, a high concentration
  • the absorbent liquid production unit 120 ′ which produces and supplies the CO 2 absorption liquid
  • the exhaust gas cooled by the exhaust gas cooling unit 110 ′ react with the absorption liquid from the absorption liquid production unit 120 ′ to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution.
  • Absorption liquid concentration for controlling the concentration of the absorption liquid supplied to the absorption tower 130' from the absorption tower 130' and the absorption liquid manufacturing unit 120', in which the CO 2 removal unit 131' for converting and removing the CO 2 is formed.
  • Regeneration of ammonia by reacting the ammonium salt aqueous solution discharged from the control unit 140 ′ and the absorption tower 130 ′ with the divalent metal hydroxide aqueous solution to regenerate NH 3 and return it to the absorption tower 130 ′ to be reused as an absorption solution.
  • Including the part 150 ⁇ cooling the exhaust gas with fresh water by a heat exchange method to prevent a decrease in the concentration of the absorbent liquid, and to control the concentration of the absorbent liquid to keep the concentration of the absorbent liquid constant to prevent deterioration of absorption performance make it the gist
  • the absorption tower in addition to the CO 2 removal unit, may be configured to selectively include, or include both, a NOx absorption unit or an SOx absorption unit.
  • LNG when LNG is used as a fuel for a marine engine, there is no need to install a separate SOx absorber because there is no SOx generation. It may further include an SOx absorption unit capable of simultaneously performing absorption by dissolution of .
  • the NOx absorber may determine whether to be provided according to the type of the marine engine and fuel.
  • the exhaust gas cooling unit 110' cools the exhaust gas discharged from the marine engine 10', and lowers the temperature of the exhaust gas to facilitate the absorption of CO 2 by the absorption liquid.
  • the exhaust gas cooling unit 110 ′ may cool the exhaust gas discharged from the marine engine 10 ′ by a heat exchange method of fresh water, specifically, the exhaust gas exhaust pipe through which the exhaust gas flows.
  • Fresh water provided from the inboard cooling system 20' is circulated through the enclosing heat exchange pipe 111 ′, and the exhaust gas can be cooled to a temperature of 27° C. to 33° C. by heat exchange with the fresh water.
  • the concentration of the absorbent liquid is lowered due to the input of fresh water, and the greenhouse gas absorption performance is lowered. It is possible to keep the greenhouse gas absorption performance constant.
  • the absorbent liquid preparation unit 120 ⁇ reacts with fresh water and NH 3 as shown in the following [Formula 5] to prepare a high-concentration ammonia water (NH 4 OH(aq)), which is a high-concentration CO 2 absorption liquid, and the absorption liquid concentration control unit 140’ ) through the absorption tower 130'.
  • the absorbent liquid manufacturing unit 120 ′ is a fresh water tank (not shown) for storing fresh water, and fresh water control for supplying fresh water from the fresh water tank to the ammonia water tank 123 ′. High-concentration by injecting NH 3 supplied from the NH 3 reservoir 122 ′ into the fresh water supplied by the valve 121 ′, the NH 3 reservoir 122 ′ that stores the high-pressure NH 3 , and the fresh water control valve 121 ′.
  • Ammonia water tank 123' for producing and storing ammonia water, a pH sensor 124' for measuring the ammonia water concentration in the ammonia water tank 123', and a high concentration from the ammonia water tank 123' to the absorption liquid concentration adjusting unit 140' It may be composed of an ammonia water supply pump 125 ′ for supplying ammonia water.
  • the concentration of ammonia water circulating through the absorption tower 130 ′ and the ammonia regeneration unit 150 ′ changes while the operation is repeated. ) to compensate for the lowered ammonia concentration, and to keep it constant at the designed ammonia concentration.
  • high-concentration ammonia water has a higher partial pressure of NH 3 (g) compared to low-concentration ammonia water at the same temperature, so that NH 3 evaporates more easily at atmospheric pressure, resulting in an increase in loss. Therefore, in order to store high-concentration ammonia water, the solubility is high and the temperature is lowered so that the vapor pressure of NH 3 (g) is lowered, and it must be operated under a pressurized system.
  • NH 3 can be stored in a liquid state at -34°C and 8.5bar, so using 7bar compressed air available on board, the inside of the ammonia water tank 123 ⁇ is maintained at a constant pressure, and ammonia water with a concentration of 50% is maintained. can be stored in the ammonia water tank (123').
  • a safety valve 123a ′ for reducing the pressure by exhausting the exhaust to a safety area to prevent overpressure of the ammonia water tank 123 ′ may be installed.
  • the exhaust gas cooled by the exhaust gas cooling unit 110' and the ammonia water (NH 4 OH(aq)), which is the absorption liquid from the absorption liquid production unit 120', are reacted to form the following [ As shown in Chemical Formula 6], a CO 2 removal unit 131 ⁇ is formed to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution (NH 4 HCO 3 (aq)) to remove CO 2 .
  • the CO 2 removal unit 131 ′ is, as shown in FIG. 12 , an ammonia water injection nozzle 131a ′ that sprays the ammonia water supplied from the absorption liquid concentration control unit 140 ′ downwardly, the CO of the exhaust gas.
  • ammonia water to convert CO 2 to NH 4 HCO 3 (aq), which is an aqueous ammonium salt solution (131b ⁇ )
  • a cooling jacket (not shown) that cools the heat generated by the heat generation, a water spray (131c ⁇ ) that collects NH 3 that is discharged to the outside without reacting with CO 2 , and an ammonia water spray nozzle ( 131a ⁇ ), the mist removing plate 131d ⁇ for returning the ammonia water that is scattered in the direction of the filler 131b ⁇ , and the barrier rib 131e ⁇ formed so that the ammonia water that has passed through the filler (131b ⁇ ) does not flow back to the SO X absorption unit. ), and an umbrella-shaped blocking plate 131f' that covers the exhaust gas inlet hole surrounded by the partition wall 131e'.
  • the cooling jacket is cooled to 30° C. to 50° C. where material shearing is the most smooth, and while maintaining the CO 2 absorption rate at a constant level, NH 3 can be prevented from being vaporized and lost.
  • the CO 2 removal unit 131 ′ may take various forms to operate within the allowable pressure drop of the exhaust pipe required by engine specifications while increasing the contact area between the exhaust gas and NH 3 , for example,
  • the filler (131b ⁇ ) is composed of a multi-stage distillation column packing designed to have a large contact area per unit volume, and is distillation suitable for the absorption process as illustrated in FIG. 15 in consideration of the contact area per unit area and the pressure drop and overflow rate of the gas Column packing may be selected, and as illustrated in FIG. 16 , the ammonia water injection nozzle 131a ′ may be configured in a ladder pipe type (a) or a spray type (b).
  • ammonia water passes downward through the filler (131b ') and the exhaust gas passes upward through the filler (131b ') and comes into contact, so a solution redistributor (not shown) may be formed between the distillation column packings to prevent channeling phenomenon. there is.
  • mist removing plate (131d') is to be discharged (drain) in the direction of the filler (131b') by its own weight so that the scattered ammonia water is adhered to the curved multi-plate so that the droplets become large.
  • the ship engine 10' is premised on using LNG or low-sulfur oil as a fuel.
  • LNG is used as a fuel, there may be no amount of SOx generated, but the ship engine 10' ), when using low-sulfur oil as a fuel, the absorption tower 130 ′ may include an SOx absorption unit.
  • the SOx absorber reacts the exhaust gas discharged from the marine engine 10 ′ with seawater to dissolve and remove SOx while cooling, and the CO 2 remover 131 ′ removes SOx and cools it.
  • the SOx absorber reacts the exhaust gas and the absorption liquid from the absorption liquid production unit 120' to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution, CO 2 can be absorbed and removed.
  • the absorption tower 130' further includes a NOx absorption unit 132' that absorbs and removes NOx of the exhaust gas discharged from the ship engine 10', and the NOx is removed.
  • the exhaust gas is cooled by the exhaust gas cooling unit 110 ′, and the cooled exhaust gas reacts with the absorption liquid from the absorption liquid production unit 120 ′ to convert CO 2 into an aqueous ammonium salt solution to remove CO 2 .
  • the absorption tower 130 ′ includes a NO X absorber 132 ′ that absorbs and removes NO X of the exhaust gas discharged from the ship engine 10 ′, and the exhaust gas and absorbent liquid from which NO X is removed and cooled.
  • the CO 2 removal unit 131 ′ which removes CO 2 by reacting the ammonia water supplied from the unit 120 ′ to convert CO 2 into NH 4 HCO 3 (aq), is vertically stacked, so that NO X and CO 2 are sequentially absorbed and removed.
  • the CO 2 removal unit 131 ′ removes the ammonia water by reacting the exhaust gas from which NO X has been previously removed, so that side reactions due to NO X do not occur during the CO 2 removal process, thereby minimizing the generation of impurities. In the process, it is possible to obtain NH 4 HCO 3 with less impurities.
  • the absorption tower 130 ′ is configured to include a CO 2 removal unit 131 ′, a NO X absorption unit 132 ′, and an EGE 133 ′ to be described later, each of which is composed of individual modules and is modularized and combined. It may be configured, it may be configured to be integrated in the form of a single tower, and the absorption tower 130 ′ itself may be configured to be grouped into a single tower or a plurality of towers.
  • the NO X absorption unit 132 ′ is a Selective Catalyst Reactor (SCR), and as shown in FIG. 12 , the first NH 3 injection from the ammonia regeneration unit 150 ′ through the blower 132a ′ or the compressor. Regenerated NH 3 is directly supplied to the nozzle (132b ⁇ ) to absorb NO X , or when NH 3 is insufficient, the urea water (UREA) of the urea water storage tank (132c ⁇ ) is transferred to the urea water supply pump (132d ⁇ ). The second NH 3 may be supplied to the injection nozzle (132e ⁇ ) through the replacement to compensate for the loss or deficiency.
  • SCR Selective Catalyst Reactor
  • the absorption tower 130 ′ is formed between the NO X absorption unit 131 ′ and the exhaust gas cooling unit 110 ′ to exchange heat with the waste heat of the marine engine 10 ′ and boiler water. ) (133') may be further included.
  • the absorption liquid concentration adjusting unit 140 ′ is supplied from the absorption liquid manufacturing unit 120 ′ to the absorption tower 130 ′ and adjusts the concentration of the absorption liquid circulating along the absorption liquid circulation line A′.
  • the absorption liquid concentration adjusting unit 140 ′ when the concentration of ammonia water circulating in the absorption liquid circulation line (A ⁇ ) is low, the generation of (NH 4 ) 2 CO 3 of the previous [Formula 6] is reduced to increase the CO 2 emission, and when the concentration is high, excessive CaCO 3 or due to CO 2 absorption Since the MgCO 3 production is increased more than necessary, the absorption liquid concentration adjusting unit 140 ′ must maintain the concentration of ammonia water constant so that the CO 2 absorption performance of the absorption tower 130 ′ is continued.
  • the absorbent liquid concentration adjusting unit 140' mixes the high-concentration ammonia water of the absorbent liquid manufacturing unit 120' and the low-concentration ammonia water circulating in the absorbent liquid circulation line A' to adjust the concentration of the ammonia water to 12% by mass. It can be designed to adjust the
  • the absorption liquid concentration adjusting unit 140 ′ measures the concentration of ammonia water, which is the absorption liquid, which is supplied to the fresh water supply line 141 ′ for supplying fresh water, and the absorption tower 130 ′.
  • the flow rate control valve 143 ′ for controlling the flow rate of the high-concentration ammonia water supplied from the absorption liquid manufacturing unit 120 ′ by the operation of the ammonia water supply pump 125 ′, and the pH sensor 142 ′ Mixer (144') that increases the concentration by mixing high-concentration ammonia water from the absorption liquid manufacturing unit 120' or mixes fresh water in the fresh water supply line 141' to lower the concentration, depending on the ammonia water concentration.
  • a pressure maintaining valve 145 ′ that prevents evaporation of NH 3 when mixing by the mixer 144 ′.
  • the inside of the mixer 144' may be configured in various forms as a pipe or structure in which blades capable of generating a vortex of fluid are disposed to smoothly mix, and the pressure maintenance valve 145' is the mixer 144' ) and maintains a high pressure even during mixing to prevent NH 3 (g) from being evaporated and lost from highly concentrated ammonia water.
  • the ammonia regenerating unit 150 ′ reacts the ammonium salt aqueous solution discharged from the absorption tower 130 ′ with the divalent metal hydroxide aqueous solution by the following [Formula 7] and [Formula 8] to regenerate NH 3 It returns to the absorption tower 130 ′ to be reused as a CO 2 absorption liquid, and to store or discharge CO 2 in the form of a carbonate of CaCO 3 (s) or MgCO 3 (s), or as mentioned above, the NO X absorption unit (133 ⁇ ) can be supplied to absorb NO X as NH 3 .
  • the ammonia regeneration unit 150 ′ includes a storage tank 151 ′ for storing a divalent metal hydroxide aqueous solution (Ca(OH) 2 or Mg(OH) 2 ), an absorption tower.
  • An ammonia water storage tank 155' that stores ammonia water (or fresh water) and supplies it to the absorption liquid concentration control unit 140', and an ammonia water circulation pump that supplies it from the ammonia water storage tank 155' to the absorbent liquid concentration control unit 140' ( 156 '), and the carbonate (CaCO 3 (s) or MgCO 3 (s)) separated by the filter 153 ' is transferred to a slurry or dryer (not shown) and stored in a solidified solid state. of a storage tank (not shown).
  • the reaction is continuously performed by the stirrer installed in the mixing tank 152 ′, and a constant temperature can be maintained so that the reaction is performed smoothly.
  • the filter 153 ′ sucks the solution and precipitate from the mixing tank 152 ′, transports NaHCO 3 and other by-product precipitates at high pressure by the high-pressure pump 154 ′, separates carbonate, and stores it in a solid state. or discharged overboard.
  • a membrane filter suitable for sediment separation by high-pressure fluid transfer may be applied.
  • ammonia water circulation pump 156 ′ may be configured as a centrifugal pump type pump so that a large amount of ammonia water circulates the ammonia water circulation line (A).
  • the steam generator 160 ′ receives a mixture of steam and saturated water heat-exchanged through the EGE 133 ′ to receive a steam drum (not shown).
  • the auxiliary boiler (161') that separates the steam by the city) and supplies it to the steam consuming place, and the boiler water circulation water pump (162') that circulates and supplies boiler water from the auxiliary boiler (161') to the EGE (133'); , a cascade tank (163 ') that recovers condensed water that is condensed after being consumed from a steam consuming place and has a changed phase, and supplies by controlling the amount of boiler water from the cascade tank (163 ') to the auxiliary boiler (161') It is composed of a supply pump (164') and a control valve (165') to generate and supply steam required for heating equipment in the ship.
  • the amount of heat that can be provided from the exhaust gas is high, so that the required amount of steam in the ship can be sufficiently produced through the EGE (133'), but if not, the auxiliary boiler 161 ⁇ ) It can also burn its own fuel to produce the necessary steam.
  • the discharge unit includes a washing water tank for storing the washing water discharged from the absorption tower 130 ′, a filtering unit for adjusting the turbidity to meet the conditions for outboard discharge of the washing water transferred from the washing water tank by a transfer pump, and a pH control It consists of a water treatment device having a neutralizing agent injection unit for Solid discharges such as chute that do not meet the requirements can be separately stored and stored in a sludge storage tank.
  • NaOH may be exemplified as a neutralizing agent to satisfy the overboard discharge condition, but it is possible to neutralize these acids or basics, respectively, if necessary, assuming that the material discharged from the absorption tower 130' is acidic or basic.
  • a neutralizing agent may be selected and used.
  • the ship according to another embodiment of the present invention it is possible to provide a ship equipped with the above-mentioned device for reducing greenhouse gas emission of the ship.
  • the concentration of the absorbent liquid is lowered by cooling the exhaust gas with fresh water of the inboard cooling system by the heat exchange method, and thereby the capacity size of the rear end of the filter
  • concentration of the absorbent liquid is kept constant to prevent a decrease in the greenhouse gas absorption performance, and by applying a pressurization system, the absorbent liquid loss due to the natural evaporation of the high concentration absorbent liquid is prevented, and IMO greenhouse gas
  • it is converted into a material that does not affect the environment and is discharged separately or converted into a useful material and stored, and the greenhouse gas is stored in the form of carbonate that exists in a natural state so that it can be discharged to the sea, and NH 3 Regeneration can minimize consumption of relatively expensive NH 3 .

Abstract

본 발명은, 해수를 공급하는 해수 공급부(110), 고농도 CO2 흡수액을 제조하여 공급하는 흡수액 제조부(120), 선박 엔진(10)으로부터 배출되는 배기가스를 해수 공급부(110)로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고, 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120)로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부(131)가 형성된, 흡수타워(130), 흡수액 제조부(120)로부터 흡수타워(130)로 공급되는 흡수액의 농도를 조절하는 흡수액 농도조절부(140), 및 흡수타워(130)로부터 배출된 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 흡수타워(130)로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하는, 암모니아 재생부(150)를 포함하여, 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 흡수성능 저하를 방지할 수 있는, 선박의 온실가스 배출 저감장치를 개시한다.

Description

선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
본 발명은 온실가스 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 흡수타워의 흡수성능 저하를 방지하도록 하고, 가압시스템을 적용하여 고농도 흡수액의 자연증발로 인한 흡수액 손실을 방지할 수 있는, 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박에 관한 것이다.
또한, 본 발명은 열교환방식에 의해 청수로 배기가스를 냉각하여 흡수액의 농도가 낮아지는 것을 방지하고, 흡수액의 농도를 조절하여 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 흡수성능 저하를 방지할 수 있는, 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박에 관한 것이다.
최근, 무분별한 화석연료 사용에 따른 온실가스 배출의 영향으로 지구 온난화 현상과 이와 연계된 환경 재해들이 발생하고 있다.
이에, 대표적 온실가스인 이산화탄소를 방출하지 않고 포집하여 저장하는데 관련된 일련의 기술들을 CCS(Carbon dioxide Capture and Storage) 기술이라 하여 최근 매우 큰 주목을 받고 있는데, CCS 기술 중에서 화학 흡수법(chemical absorption)은 대규모 처리가 가능하다는 측면에서 그 중에서 가장 많이 상용화된 기술이다.
또한, 이산화탄소 배출 규제는 IMO의 EEDI를 통해 규제하는데, 2050년에는 2008년 배출량의 50% 이상의 절감을 목표로 하고 있고, 2030년에도 2008년 배출량의 40%를 절감해야 하므로 CO2를 배출하지 않거나, 배출된 CO2를 포집하는 기술이 주목을 받고 있다.
참고로, 이산화탄소를 직접적으로 포집 및 저장하는 CCS 기술 중 CO2 포집 기술은 대상 공정의 CO2 발생 조건에 따라 다양하게 접근할 수가 있는데, 현재 대표적인 기술은 흡수법과 흡착법과 막분리법이 있으며, 이 중 습식흡수법은 육상플랜트에 있어서 기술적 성숙도가 높고, CO2의 대량처리가 용이하여 CCS 기술의 상용화에 가장 근접한 포집 기술이라 할 수 있고 흡수제로는 아민 계열과 암모니아를 주로 사용한다.
한편, 앞서 언급한 이산화탄소의 배출을 절감, 또는 생성된 이산화탄소를 포집하는 기술은 현재 선박에서는 상용화된 사례가 없는 실정이고, 수소나 암모니아를 연료로 사용하는 방법도 현재는 개발 중이며 상업화 수준의 단계에 이르지 못한 실정이다.
또한, SOX의 발생량이 적거나 발생하지 않도록 저유황유 또는 LNG를 연료로 사용하는 선박에 대해 선박 엔진으로부터 배출되는 배출가스 중 CO2를 흡수액으로 흡수하여 환경에 영향을 주지 않는 물질로 전환하여 배출하거나, 유용한 물질로 전환하여 저장하고, 흡수액의 농도변화로 인한 흡수성능 저하를 방지할 수 있는, 기술을 선박에 적용할 필요성이 제기된다.
또한, SOX의 발생량이 적거나 발생하지 않도록 저유황유 또는 LNG를 연료로 사용하는 선박에 대해 선박 엔진으로부터 배출되는 배출가스 중 CO2를 흡수액으로 흡수하여 환경에 영향을 주지 않는 물질로 전환하여 배출하거나, 유용한 물질로 전환하여 저장하고, 청수에 의한 배기가스 냉각에 따른 흡수액 농도 저하를 방지하고 흡수액의 거듭된 순환에 따른 농도변화로 인한 흡수성능 저하를 방지할 수 있는, 기술을 선박에 적용할 필요성이 제기된다.
본 발명의 사상이 이루고자 하는 기술적 과제는, 온실가스 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 흡수타워의 흡수성능 저하를 방지하도록 하고, 가압시스템을 적용하여 고농도 흡수액의 자연증발로 인한 흡수액 손실을 방지할 수 있는, 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박을 제공하는 데 있다.
또한, 본 발명의 사상이 이루고자 하는 기술적 과제는, 청수에 의한 배기가스 냉각에 따른 흡수액 농도 저하를 방지하고, 흡수액의 거듭된 순환에 따른 농도변화로 인한 흡수성능 저하를 방지할 수 있는, 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박을 제공하는 데 있다.
전술한 목적을 달성하고자, 본 발명은, 해수를 공급하는 해수 공급부; 고농도 CO2 흡수액을 제조하여 공급하는 흡수액 제조부; 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스를 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고, 상기 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부가 형성된, 흡수타워; 상기 흡수액 제조부로부터 상기 흡수타워로 공급되는 흡수액의 농도를 조절하는 흡수액 농도조절부; 및 상기 흡수타워로부터 배출된 상기 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 상기 흡수타워로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하는, 암모니아 재생부;를 포함하는, 선박의 온실가스 배출 저감장치를 제공한다.
또한, 상기 선박 엔진은 LNG 또는 저유황유를 연료로 사용할 수 있다.
또한, 상기 선박 엔진이 저유황유를 연료로 사용하는 경우에, 상기 흡수타워는, 상기 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스를 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하면서 SOx를 용해시켜 제거하는 SOx 흡수부를 더 포함하고, 상기 CO2 제거부는 상기 SOx가 제거된 배기가스와 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고, 상기 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거할 수 있다.
또한, 상기 흡수타워는, 상기 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스의 NOx를 흡수하여 제거하는 NOx 흡수부를 더 포함하고, 상기 CO2 제거부는, 상기 NOx가 제거된 배기가스를 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고 상기 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거할 수 있다.
상기 흡수타워는, 상기 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스의 NOX를 흡수하여 제거하는 NOX 흡수부와, 상기 NOX가 제거된 배기가스를 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하면서 SOX를 용해시켜 제거하는 SOX 흡수부와, 상기 SOX가 제거된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 상기 CO2 제거부가 순차적으로 적층 형성될 수 있다.
또한, 상기 암모니아 재생부는 NH3를 재생하여서, 상기 흡수타워로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하고, 상기 NOX 흡수부는 상기 암모니아 재생부로부터 공급되는 NH3로 NOX를 흡수하거나, 요소수를 사용하여 NOX를 흡수할 수 있다.
또한, 상기 해수 공급부는, 선외로부터 씨체스트를 통해 해수를 공급받아 상기 SOX 흡수부로 펌핑하는 해수펌프; 및 배기가스의 양에 따라 상기 해수펌프로부터 상기 SOX 흡수부로 공급되는 해수의 분사량을 조절하는 해수조절밸브;를 포함할 수 있다.
또한, 상기 흡수액 제조부는, 청수를 저장하는 청수탱크; 상기 청수탱크로부터 청수를 공급하는 청수조절밸브; 고압의 NH3를 저장하는 NH3저장소; 상기 청수조절밸브에 의해 공급되는 청수에 상기 NH3저장소로부터 공급되는 NH3를 분사하여 흡수액인 고농도 암모니아수를 제조하여 저장하는 암모니아수탱크; 상기 암모니아수탱크 내의 암모니아수 농도를 측정하는 pH센서; 및 상기 암모니아수탱크로부터 상기 흡수액 농도조절부로 암모니아수를 공급하는 암모니아수 공급펌프;를 포함할 수 있다.
또한, 상기 흡수액 농도조절부는, 청수를 공급하는 청수공급라인; 상기 흡수타워로 공급되는 흡수액인 암모니아수의 농도를 측정하는 pH센서; 상기 흡수액 제조부로부터 공급되는 암모니아수의 유량을 조절하는 유량조절밸브; 상기 pH센서에 의한 암모니아수 농도에 따라, 상기 흡수액 제조부로부터의 고농도 암모니아수를 혼합하여 농도를 높이거나 상기 청수공급라인의 청수를 혼합하여 농도를 낮추어, 암모니아수의 농도를 조절하는 믹서; 및 상기 믹서에 의한 혼합시 NH3의 증발을 방지하는 압력유지용 밸브;를 포함할 수 있다.
또한, 상기 SOX 흡수부는, 상기 해수 공급부로부터 공급되는 해수를 하방으로 분사하는 다단의 해수 분사노즐; 및 세정수가 역류하지 않도록 하는, 격벽 형태의 배기가스 유입관 또는 상기 배기가스 유입관을 커버하는 우산형태의 차단판;을 포함할 수 있다.
또한, 상기 해수 분사노즐 하부에, 배기가스가 통과하는 유로가 형성된 다공성 상판이 다단으로 각각 형성되어, 해수와 배기가스가 접촉할 수 있다.
또한, 상기 해수 분사노즐 하부에, 해수와 배기가스가 접촉하도록 하는 충진재가 채워진 흡수탑이 형성되어, 해수가 SOX를 용해시킬 수 있다.
또한, 상기 CO2 제거부는, 상기 흡수액 농도조절부로부터 공급되는 암모니아수를 하방으로 분사하는 암모니아수 분사노즐; CO2와 흡수액인 암모니아수와 접촉시켜 CO2를 NH4HCO3(aq)로 전환시키는 충진재; 상기 충진재가 채워진 흡수탑의 구간마다 다단으로 형성되어 CO2제거반응으로 인한 발열을 냉각하는 쿨링재킷; CO2와 반응하지 않고 외부로 배출되는 NH3를 포집하는 워터 스프레이; 굴곡진 다판 형태로 형성되어 암모니아수를 상기 충진재 방향으로 회귀시키는 미스트 제거판; 암모니아수가 역류하지 않도록 형성된 격벽; 및 상기 격벽으로 둘러싸인 배기가스 유입홀을 커버하는 우산형태의 차단판;을 포함할 수 있다.
또한, 상기 충진재는 단위 부피당 접촉면적이 크도록 설계된 다단의 증류 칼럼 패킹으로 구성되고, 상기 증류 칼럼 패킹 사이에 용액 재분배기가 형성될 수 있다.
또한, 상기 흡수타워는, 상기 NOX 흡수부와 상기 SOX 흡수부 사이에 형성되어 상기 선박 엔진의 폐열과 보일러수를 열교환시키는 EGE를 더 포함할 수 있다.
또한, 상기 암모니아 재생부는, 상기 2가 금속수산화물 수용액를 저장하는 저장탱크; 상기 흡수타워로부터 배출된 상기 암모늄염 수용액과 상기 2가 금속수산화물 수용액을 교반기에 의해 교반하여 NH3(g)와 탄산염을 생성하는 혼합탱크; 상기 혼합탱크로부터 용액 및 침전물을 흡입하여 탄산염을 분리하는 필터; 상기 용액 및 침전물을 상기 필터로 고압으로 이송하는 고압펌프; 및 상기 필터에 의해 분리된 암모니아수 또는 청수를 저장하고 상기 흡수액 농도조절부로 공급하는 암모니아수 저장탱크;를 포함할 수 있다.
또한, 상기 저장탱크에 저장된 상기 2가 금속수산화물 수용액은 청수와, CaO 또는 MgO를 반응시켜 생성된 Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2일 수 있다.
또한, 상기 흡수타워로부터 배출되는 세정수를 저장하는 세정수탱크, 상기 세정수탱크로 이송펌프에 의해 이송된 세정수의 선외배출조건을 충족하도록 탁도를 조절하는 필터링유닛과 pH조절을 위한 중화제 주입유닛을 구비하는 수처리장치, 및 고형의 배출물을 분리 저장하는 슬러지저장탱크로 구성되는, 배출부를 더 포함할 수 있다.
한편, 본 발명은 전술한 선박의 온실가스 배출 저감장치를 구비한 선박을 제공할 수 있다.
전술한 다른 목적을 달성하고자, 본 발명은, 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스를 냉각하는 배기가스 냉각부; 고농도 CO2 흡수액을 제조하여 공급하는 흡수액 제조부; 상기 배기가스 냉각부에 의해 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부가 형성된, 흡수타워; 상기 흡수액 제조부로부터 상기 흡수타워로 공급되는 흡수액의 농도를 조절하는 흡수액 농도조절부; 및 상기 흡수타워로부터 배출된 상기 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 상기 흡수타워로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하는, 암모니아 재생부;를 포함하는, 선박의 온실가스 배출 저감장치를 제공한다.
또한, 상기 선박 엔진은 LNG 또는 저유황유를 연료로 사용할 수 있다.
또한, 상기 배기가스 냉각부는, 배기가스 배출관을 감싸는 열교환 배관으로 선내 냉각시스템으로부터 제공되는 청수를 순환시켜 배기가스를 27℃ 내지 33℃의 온도로 냉각할 수 있다.
또한, 상기 흡수타워는, 상기 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스의 NOx를 흡수하여 제거하는 NOx 흡수부를 더 포함하고, 상기 CO2 제거부는 상기 NOx가 제거되고 상기 배기가스 냉각부에 의해 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거할 수 있다.
또한, 상기 암모니아 재생부는 NH3를 재생하여서, 상기 흡수타워로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하고, 상기 NOX 흡수부는 상기 암모니아 재생부로부터 공급되는 NH3로 NOX를 흡수하거나, 요소수를 사용하여 NOX를 흡수할 수 있다.
또한, 상기 흡수액 제조부는, 청수를 저장하는 청수탱크; 상기 청수탱크로부터 청수를 공급하는 청수조절밸브; 고압의 NH3를 저장하는 NH3저장소; 상기 청수조절밸브에 의해 공급되는 청수에 상기 NH3저장소로부터 공급되는 NH3를 분사하여 흡수액인 고농도 암모니아수를 제조하여 저장하는 암모니아수탱크; 상기 암모니아수탱크 내의 암모니아수 농도를 측정하는 pH센서; 및 상기 암모니아수탱크로부터 상기 흡수액 농도조절부로 암모니아수를 공급하는 암모니아수 공급펌프;를 포함할 수 있다.
또한, 상기 암모니아수탱크 내에 일정압력의 압축공기를 주입하여 NH3의 증발손실을 방지할 수 있다.
또한, 상기 흡수액 농도조절부는, 청수를 공급하는 청수공급라인; 상기 흡수타워로 공급되는 흡수액인 암모니아수의 농도를 측정하는 pH센서; 상기 흡수액 제조부로부터 공급되는 암모니아수의 유량을 조절하는 유량조절밸브; 상기 pH센서에 의한 암모니아수 농도에 따라, 상기 흡수액 제조부로부터의 고농도 암모니아수를 혼합하여 농도를 높이거나 상기 청수공급라인의 청수를 혼합하여 농도를 낮추어, 암모니아수의 농도를 조절하는 믹서; 및 상기 믹서에 의한 혼합시 NH3의 증발을 방지하는 압력유지용 밸브;를 포함할 수 있다.
또한, 상기 CO2 제거부는, 상기 흡수액 농도조절부로부터 공급되는 암모니아수를 하방으로 분사하는 암모니아수 분사노즐; CO2와 흡수액인 암모니아수와 접촉시켜 CO2를 NH4HCO3(aq)로 전환시키는 충진재; 상기 충진재가 채워진 흡수탑의 구간마다 다단으로 형성되어 CO2제거반응으로 인한 발열을 냉각하는 쿨링재킷; CO2와 반응하지 않고 외부로 배출되는 NH3를 포집하는 워터 스프레이; 굴곡진 다판 형태로 형성되어 암모니아수를 상기 충진재 방향으로 회귀시키는 미스트 제거판; 암모니아수가 역류하지 않도록 형성된 격벽; 및 상기 격벽으로 둘러싸인 배기가스 유입홀을 커버하는 우산형태의 차단판;을 포함할 수 있다.
또한, 상기 충진재는 단위 부피당 접촉면적이 크도록 설계된 다단의 증류 칼럼 패킹으로 구성되고, 상기 증류 칼럼 패킹 사이에 용액 재분배기가 형성될 수 있다.
또한, 상기 흡수타워는, 상기 NOX 흡수부와 상기 배기가스 냉각부 사이에 형성되어 상기 선박 엔진의 폐열과 보일러수를 열교환시키는 EGE를 더 포함할 수 있다.
또한, 상기 암모니아 재생부는, 상기 2가 금속수산화물 수용액를 저장하는 저장탱크; 상기 흡수타워로부터 배출된 상기 암모늄염 수용액과 상기 2가 금속수산화물 수용액을 교반기에 의해 교반하여 NH3(g)와 탄산염을 생성하는 혼합탱크; 상기 혼합탱크로부터 용액 및 침전물을 흡입하여 탄산염을 분리하는 필터; 상기 용액 및 침전물을 상기 필터로 고압으로 이송하는 고압펌프; 및 상기 필터에 의해 분리된 암모니아수 또는 청수를 저장하고 상기 흡수액 농도조절부로 공급하는 암모니아수 저장탱크;를 포함할 수 있다.
또한, 상기 저장탱크에 저장된 상기 2가 금속수산화물 수용액은 청수와, CaO 또는 MgO를 반응시켜 생성된 Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2일 수 있다.
또한, 상기 흡수타워로부터 배출되는 세정수를 저장하는 세정수탱크, 상기 세정수탱크로 이송펌프에 의해 이송된 세정수의 선외배출조건을 충족하도록 탁도를 조절하는 필터링유닛과 pH조절을 위한 중화제 주입유닛을 구비하는 수처리장치, 및 고형의 배출물을 분리 저장하는 슬러지저장탱크로 구성되는, 배출부를 더 포함할 수 있다.
한편, 본 발명은 전술한 선박의 온실가스 배출 저감장치를 구비한 선박을 제공할 수 있다.
본 발명에 의하면, 온실가스 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 흡수타워의 흡수성능 저하를 방지하도록 하고, 가압시스템을 적용하여 고농도 흡수액의 자연증발로 인한 흡수액 손실을 방지하고, IMO 온실가스 배출규제를 충족시키도록 환경에 영향을 주지 않는 물질로 전환하여 분리 배출하거나 유용한 물질로 전환하여 저장하며, NH3를 재생하여 비교적 고가의 NH3의 소모를 최소화하고, 필터 후단부의 용량 크기를 줄일 수 있고, 온실가스를 자연상태로 존재하는 탄산염 형태로 저장하여 해상배출이 가능하도록 하고, NH3 재생시 잔존하는 SOX로 인한 부반응을 제거하여 NH3의 손실을 최소화하고 암모니아 회수시 불순물이 포함되지 않도록 할 수 있는 효과가 있다.
또한, 본 발명에 의하면, 열교환방식에 의해 선내 냉각시스템의 청수로 배기가스를 냉각하여 흡수액의 농도가 낮아지는 것을 방지하고, 이로 인해 필터 후단부의 용량 크기를 줄일 수 있고, 흡수액의 농도를 조절하여 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 온실가스 흡수성능 저하를 방지하도록 하고, 가압시스템을 적용하여 고농도 흡수액의 자연증발로 인한 흡수액 손실을 방지하고, IMO 온실가스 배출규제를 충족시키도록 환경에 영향을 주지 않는 물질로 전환하여 분리 배출하거나 유용한 물질로 전환하여 저장하고, 온실가스를 자연상태로 존재하는 탄산염 형태로 저장하여 해상배출이 가능하도록 하고, NH3를 재생하여 비교적 고가의 NH3의 소모를 최소화할 수 있는 효과가 있다.
도 1은 본 발명의 실시예에 의한 선박의 온실가스 배출 저감장치의 개략적인 구성도를 도시한 것이다.
도 2는 도 1의 선박의 온실가스 배출 저감장치를 구현한 시스템 회로도를 도시한 것이다.
도 3은 도 2의 선박의 온실가스 배출 저감장치의 해수 공급부를 분리 도시한 것이다.
도 4는 도 2의 선박의 온실가스 배출 저감장치의 흡수액 제조부와 흡수액 농도조절부와 암모니아 재생부를 분리 도시한 것이다.
도 5는 도 2의 선박의 온실가스 배출 저감장치의 흡수타워를 분리 도시한 것이다.
도 6은 도 5의 흡수타워의 SOX 흡수부를 분리 도시한 것이다.
도 7은 도 2의 선박의 온실가스 배출 저감장치의 증기 생성부 및 배출부를 분리 도시한 것이다.
도 8은 도 2의 선박의 온실가스 배출 저감장치에 적용되는 다양한 충진재를 예시한 것이다.
도 9는 도 2의 선박의 온실가스 배출 저감장치에 적용되는 암모니아수 분사노즐을 예시한 것이다.
도 10은 본 발명의 다른 실시예에 의한 선박의 온실가스 배출 저감장치의 개략적인 구성도를 도시한 것이다.
도 11은 도 10의 다른 실시예에 의한 선박의 온실가스 배출 저감장치를 구현한 시스템 회로도를 도시한 것이다.
도 12는 도 11의 다른 실시예에 의한 선박의 온실가스 배출 저감장치의 배기가스 냉각부와 흡수타워를 분리 도시한 것이다.
도 13은 도 11의 다른 실시예에 의한 선박의 온실가스 배출 저감장치의 흡수액 제조부와 흡수액 농도조절부와 암모니아 재생부를 분리 도시한 것이다.
도 14는 도 11의 다른 실시예에 의한 선박의 온실가스 배출 저감장치의 증기 생성부를 분리 도시한 것이다.
도 15는 도 11의 다른 실시예에 의한 선박의 온실가스 배출 저감장치에 적용되는 다양한 충진재를 예시한 것이다.
도 16은 도 11의 다른 실시예에 의한 선박의 온실가스 배출 저감장치에 적용되는 암모니아수 분사노즐을 예시한 것이다.
이하, 첨부한 도면을 참고로 하여 본 발명의 실시예에 대하여 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자가 용이하게 실시할 수 있도록 상세히 설명한다. 본 발명은 여러 가지 상이한 형태로 구현될 수 있으며 여기에서 설명하는 실시예에 한정되지 않는다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 일 실시예에 따른 선박의 온실가스 배출 저감장치는, 해수를 공급하는 해수 공급부(110), 고농도 CO2 흡수액을 제조하여 공급하는 흡수액 제조부(120), 선박 엔진(10)으로부터 배출되는 배기가스를 해수 공급부(110)로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고, 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120)로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부(131)가 형성된, 흡수타워(130), 흡수액 제조부(120)로부터 흡수타워(130)로 공급되는 흡수액의 농도를 조절하는 흡수액 농도조절부(140), 및 흡수타워(130)로부터 배출된 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 흡수타워(130)로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하는, 암모니아 재생부(150)를 포함하여, 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 흡수성능 저하를 방지하는 것을 요지로 한다.
여기서, 주엔진 또는 발전용엔진으로 사용되는 선박 엔진의 종류 및 사양(저압엔진 또는 고압엔진), 선박 엔진에 공급되는 연료의 종류(HFO, MDO, LNG, MGO, LSMGO, 암모니아 등)에 따라 흡수타워는, CO2 제거부 이외에, NOx 흡수부 또는 SOx 흡수부를 선택적으로 포함하거나, 모두 포함하도록 구성될 수 있다.
특히, 선박 엔진의 연료로 저유황유(LSMGO)를 사용하는 경우에, 배기가스의 냉각과 SOx의 용해에 의한 흡수를 동시에 수행할 수 있는 SOx 흡수부를 추가로 구비할 수 있다.
이하에서는 흡수타워에 NOx 흡수부, SOx 흡수부, CO2 제거부가 순차적으로 적층 형성된 실시예를 기술하나, 이에 한정되는 것은 아니며, 전술한 바와 같이 NOx 흡수부 및/또는 SOx 흡수부는 선박 엔진과 연료의 종류에 따라 구비여부를 결정할 수 있다.
이하, 도 1 내지 도 9를 참조하여, 전술한 선박의 온실가스 배출 저감장치의 구성을 구체적으로 상술하면 다음과 같다.
우선, 해수 공급부(110)는 해수를 흡수타워(130)로 공급하여 배기가스의 온도를 낮춰 흡수액에 의한 CO2 흡수를 원활하게 한다.
구체적으로, 해수 공급부는, 도 2 및 도 3에 도시된 바와 같이, 선외로부터 씨체스트(sea chest)(미도시)를 통해 해수를 흡입하여 공급받아 흡수타워(130)의 SOX 흡수부(132)로 펌핑하는 해수펌프(111)와, 배기가스의 양에 따라 SOX 흡수부(132)로 공급되는 해수의 분사량을 조절하는 해수조절밸브(112)로 구성될 수 있다. 여기서, 해수펌프(111)는 선외로부터 해수를 흡입하는 흡인펌프(suction pump)와 해수를 SOX 흡수부(132)로 펌핑하여 이송하는 해수이송펌프로 분리 구성될 수도 있다.
참고로, 선박의 접안시 또는 항해시에 따라, 수심에 따라 상부의 해수를 흡입하는 하이(high) 씨체스트 또는 하부의 해수를 흡입하는 로우(low) 씨체스트로부터 해수펌프(111)로 선택적으로 공급할 수 있다. 즉, 선박의 접안시에는 하부의 해수보다는 상부의 해수가 깨끗하므로 하이 씨체스트를 사용하고, 선박의 항해시에는 상부의 해수보다는 하부의 해수가 깨끗하므로 로우 씨체스트를 사용할 수 있다.
여기서, 해수조절밸브(112)는 해수의 유량을 조절하는 수동조작형 다이아프램 밸브 또는 솔레노이드 타입 밸브일 수 있으나, 이에 한정되는 것은 아니며, 배기가스의 양에 따라 해수 분사노즐(132a)을 통한 해수 분사량을 조절할 수 있는 것이라면, 어떠한 형태의 밸브라도 적용 가능하다.
다음, 흡수액 제조부(120)는 다음의 [화학식 1]과 같이 청수(fresh water)와 NH3를 반응시켜 고농도 CO2 흡수액인 고농도 암모니아수(NH4OH(aq))를 제조하여 흡수액 농도조절부(140)를 거쳐 흡수타워(130)로 공급한다.
Figure PCTKR2020018601-appb-C000001
구체적으로, 도 2 및 도 4에 도시된 바와 같이, 흡수액 제조부(120)는, 청수를 저장하는 청수탱크(미도시), 청수탱크로부터 청수를 암모니아수탱크(123)로 공급하는 청수조절밸브(121), 고압의 NH3를 저장하는 NH3저장소(122), 청수조절밸브(121)에 의해 공급되는 청수에 NH3저장소(122)로부터 공급되는 NH3를 분사하여 고농도 암모니아수를 제조하여 저장하는 암모니아수탱크(123), 암모니아수탱크(123) 내의 암모니아수 농도를 측정하는 pH센서(124), 및 암모니아수탱크(123)로부터 흡수액 농도조절부(140)로 고농도 암모니아수를 공급하는 암모니아수 공급펌프(125)로 구성될 수 있다.
예컨대, 흡수타워(130)와 암모니아 재생부(150)를 순환하는 암모니아수는 운전을 거듭하면서 농도가 변하게 되는데, 농도가 낮아지는 경우에는 고농도의 암모니아수를 암모니아수 순환라인(A, 도 1 참조)에 공급하여, 낮아진 암모니아수 농도를 보상하여 설계된 암모니아수 농도로 일정하게 유지할 수 있다.
한편, 고농도 암모니아수는 동일 온도에서 저농도 암모니아수에 대비하여 NH3(g)의 분압(partial pressure)이 높아서, 대기압 상태에서는 NH3가 상대적으로 증발이 더 잘 일어나 손실이 증가한다. 이에, 고농도 암모니아수를 저장하기 위해서는 용해도가 높고 NH3(g)의 증기압이 낮아지도록 온도를 낮추고 가압 시스템 하에서 운전해야 한다.
즉, NH3(g)가 대기 중으로 증발 손실되는 현상을 방지하기 위해 암모니아수탱크(123) 내에 일정압력의 압축공기를 주입하여서, 암모니아수탱크(123) 내의 압력을 높은 상태로 유지하여 NH3의 증발손실을 방지할 수 있다.
예를 들면, NH3는 -34℃, 8.5bar에서 액체 상태로 저장이 가능하므로 선내에서 가용한 7bar 압축공기를 사용하여 암모니아수탱크(123) 내부를 일정압력으로 유지하여서, 50% 농도의 암모니아수를 암모니아수탱크(123)에 저장할 수 있다.
또한, 암모니아수탱크(123)의 과압방지를 위한 안전밸브(safety valve)(123a)가 설치될 수 있다.
다음, 흡수타워(130)에는 선박 엔진(10)으로부터 배출되는 배기가스를 해수 공급부(110)로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고, 냉각된 배기가스의 CO2와 흡수액 제조부(120)로부터의 흡수액인 암모니아수를 반응시켜 다음의 [화학식 2]와 같이 CO2를 암모늄염 수용액(NH4HCO3(aq))으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부(131)가 형성된다.
Figure PCTKR2020018601-appb-C000002
구체적으로, CO2 제거부(131)는, 도 3에 도시된 바와 같이, 흡수액 농도조절부(140)로부터 공급되는 암모니아수를 하방으로 분사하는 암모니아수 분사노즐(131a), 배기가스의 CO2와 흡수액인 암모니아수와 접촉시켜 CO2를 NH4HCO3(aq)로 전환시키는 충진재(131b), 충진재(131b)가 채워진 흡수탑의 구간마다 다단으로 형성되어 CO2흡수반응으로 인한 발열을 냉각하는 쿨링재킷(cooling jacket)(미도시), CO2와 반응하지 않고 외부로 배출되는 NH3를 포집하는 워터 스프레이(131c), 굴곡진 다판 형태로 형성되어 암모니아수 분사노즐(131a)에 의한 분사시 비산되는 암모니아수를 충진재(131b) 방향으로 회귀시키는 미스트 제거판(131d), 충진재(131b)를 통과한 암모니아수가 SOX 흡수부(132)로 역류하지 않도록 형성된 격벽(131e), 및 격벽(131e)으로 둘러싸인 배기가스 유입홀을 커버하는 우산형태의 차단판(131f)으로 구성될 수 있다.
여기서, 쿨링재킷은 물질전단이 가장 원활한 30℃ 내지 50℃로 냉각하여 CO2흡수율을 일정수준으로 유지하면서 NH3가 기화되어 소실되지 않도록 할 수 있다.
한편, CO2 제거부(131)는 배기가스와 NH3와의 접촉면적을 늘리면서도 엔진 스펙에서 요구되는 배기관의 허용 압력강하(pressure drop) 내에서 운전되도록 다양한 형태가 고려될 수 있는데, 예컨대, 충진재(131b)는 단위 부피당 접촉면적이 크도록 설계된 다단의 증류 칼럼 패킹으로 구성되고, 단위면적당 접촉면적과 기체의 압력강하와 범람속도를 고려하여 도 8에 예시된 바와 같은 흡수공정에 적합한 증류 칼럼 패킹을 선정할 수 있고, 도 9에 예시된 바와 같이 암모니아수 분사노즐(131a)은 래더 파이프(ladder pipe) 형태(a) 또는 스프레이 형태(b)로 구성될 수 있다.
또한, 암모니아수는 충진재(131b)를 하향 통과하고 배기가스는 충진재(131b)를 상향 통과하여 접촉하게 되어 채널링 현상을 방지하기 위한 증류 칼럼 패킹 사이에 용액 재분배기(미도시)가 형성될 수 있다.
또한, 미스트 제거판(131d)은 비산된 암모니아수가 굴곡진 다판에 점착되어 액적(droplet)이 커지도록 하여 자중에 의해 충진재(131b) 방향으로 배액되도록(drain) 한다.
한편, 앞서 언급한 바와 같이, 선박 엔진(10)은 LNG 또는 저유황유를 연료로 사용하는 것을 전제로 하는데, LNG를 연료로 사용하는 경우에 SOx의 발생량이 없을 수 있으나, 선박 엔진(10)이 저유황유를 연료로 사용하는 경우에 흡수타워(130)는 SOx 흡수부(132)를 구비할 수 있다.
즉, SOx 흡수부(132)는 선박 엔진(10)으로부터 배출되는 배기가스를 해수 공급부(110)로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하면서 SOx를 용해시켜 제거하고, CO2 제거부(131)는 SOx가 제거된 배기가스와 해수 공급부(110)로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고, 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120)로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 흡수 제거할 수 있다.
구체적으로, SOx 흡수부(132)는 해수와 1차로 접촉하는 섹션으로서, 도 3 및 도 6에 도시된 바와 같이, 해수 공급부(110)로부터 공급되는 해수를 하방으로 분사하여 SOX를 용해시키고 슈트(soot)의 분진을 제거하는 다단의 해수 분사노즐(132a), 및 세정수가 역류하지 않도록 하는, 격벽 형태의 배기가스 유입관(132b) 또는 배기가스 유입관(132b)을 커버하는 우산형태의 차단판(132c)을 포함할 수 있다.
한편, 해수 분사노즐(132a) 또는 별도의 쿨링재킷(미도시)을 통해 배기가스의 온도를 CO2 제거부(131)에서 요구되는 27℃ 내지 33℃, 바람직하게는, 30℃ 전후로 냉각할 수 있는데, 도 6의 (a)에 도시된 바와 같이, 해수 분사노즐(132a) 하부에, 배기가스가 통과하는 유로가 형성된 다공성 상판(132d)이 다단으로 각각 형성되어, 해수와 배기가스가 원활하게 접촉하도록 하거나, 도 6의 (b)에 도시된 바와 같이, 해수 분사노즐(132a) 하부에, 해수와 배기가스가 접촉하도록 하는 충진재가 채워진 흡수탑(132e)이 각각 형성되어, 해수가 SOX를 용해시키도록 할 수도 있다.
한편, SOX의 용해도를 보다 높이기 위해 알칼리 이온을 형성하는 화합물, 예컨대 NaOH 또는 MgO의 염기성 약품을 SOx 흡수부(132)로 공급되는 해수에 투입하는 폐회로 시스템(closed loop system)으로 구성할 수 있다.
참고로, 폐회로 시스템은 추가적인 염기성 약품 소모를 수반하지만 순환하는 해수의 양이 적은 장점이 있고, 해수만을 분사하여 용해된 SOX를 선외로 배출하는 개회로 시스템(open loop system)은 추가 염기성 약품 소모가 없고 간소한 장점이 있어서, 이러한 장점을 극대화하고자 개회로 및 폐회로를 결합한 하이브리드 시스템으로 구성할 수도 있다.
이에, SOX 흡수부(132)를 통해 SOX를 먼저 제거한 후에 후속하여 CO2 제거부(131)를 통해 CO2를 제거하도록 하여서, SOX의 용해도가 커서 Na2SO3 등의 화합물로 먼저 변하여 SOX의 용해가 모두 이루어지기 전까지는 CO2의 제거가 어려운 문제점을 해결하여서 CO2의 용해도 및 CO2의 제거 효율성을 향상시킬 수 있다.
여기서, SOX 흡수부(132)에 의해 SOX를 흡수하여 배출부(170)로 배액되는 세정수에는 SO3 -, SO4 2-, 슈트, NaSO3, NaSO4, MgCO3, MgSO4 및 이외의 이온 화합물이 함께 포함되어 있다.
한편, 앞서 언급한 바와 같이, 흡수타워(130)는, 선박 엔진(10)으로부터 배출되는 배기가스의 NOx를 흡수하여 제거하는 NOx 흡수부(133)를 더 포함하고, NOx가 제거된 배기가스를 해수 공급부(110)로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120)로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거할 수 있다.
즉, 흡수타워(130)는 선박 엔진(10)으로부터 배출되는 배기가스의 NOX를 흡수하여 제거하는 NOX 흡수부(133)와, NOX가 제거된 배기가스를 해수와 반응시켜 냉각하면서 SOX를 용해시켜 제거하는 SOX 흡수부(132)와, SOX가 제거된 배기가스와 흡수액 제조부(120)로부터 공급된 암모니아수를 반응시켜 CO2를 NH4HCO3(aq)로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부(131)가 수직방향으로 적층 형성되어서, NOX와 SOX와 CO2를 순차적으로 흡수하여 제거한다.
이에 따라, CO2 제거부(131)는 앞서 NOX와 SOX가 제거된 배기가스와 암모니아수를 반응시켜 먼저 제거하여서, CO2 제거 공정 중에 NOX와 SOX으로 인한 부반응이 발생하지 않아 불순물 발생을 최소화할 수 있어 후속 공정에서 불순물이 적은 NH4HCO3를 얻을 수 있다.
여기서, 흡수타워(130)는, CO2 제거부(131)와 SOX 흡수부(132)와 NOX 흡수부(133)와 후술하는 EGE(134)를 포함하여 구성되되, 각각 개별 모듈로 구성되어 모듈화되어 결합 구성될 수도 있고, 단일의 타워 형태로 통합되어 구성될 수도 있고, 흡수타워(130) 자체는 단일 타워 또는 복수의 타워로 그룹핑되어 구성될 수도 있다.
구체적으로, NOX 흡수부(133)는 SCR(Selective Catalyst Reactor)로서, 도 5에 도시된 바와 같이, 암모니아 재생부(150)로부터 블로워(133a) 또는 압축기를 통해 제1 NH3 분사노즐(133b)로 NH3를 직접 공급하거나, NH3의 부족시에는 요소수저장탱크(133c)의 요소수(UREA)를 요소수 공급펌프(133d)를 통해 제2 NH3 분사노즐(133e)로 공급받아 손실분 또는 부족분을 보상하도록 대체할 수도 있다.
한편, 요소수를 분해하면 NH3와 CO2가 발생하므로, NH3를 직접 공급하여 CO2 발생량을 줄이는 것이 바람직할 수 있다.
또한, 흡수타워(130)는, NOX 흡수부(131)와 SOX 흡수부(132) 사이에 형성되어 선박 엔진(10)의 폐열과 보일러수를 열교환시키는 EGE(Exhaust Gas Economizer)(134)를 더 포함할 수 있다.
다음, 흡수액 농도조절부(140)는 흡수액 제조부(120)로부터 흡수타워(130)로 공급되어 순환하는 흡수액의 농도를 조절한다.
예컨대, 암모니아수 순환라인(A)을 순환하는 암모니아수의 농도가 낮을 경우에는 앞선 [화학식 2]의 (NH4)2CO3의 생성이 줄어 CO2 배출량이 증가하게 되고, 농도가 높을 경우에는 과다한 CO2 흡수로 인해 CaCO3 또는 MgCO3 생산량이 필요 이상으로 증가하게 되므로, 흡수액 농도조절부(140)는 암모니아수의 농도를 일정하게 유지하여 흡수타워(130)의 CO2 흡수성능이 지속되도록 하여야 한다.
이를 구현하기 위해, 흡수액 농도조절부(140)는, 흡수액 제조부(120)의 고농도 암모니아수와 암모니아수 순환라인(A)을 순환하는 저농도의 암모니아수를 혼합하여 암모니아수의 농도를 질량기준 12%로 조절하도록 설계할 수 있으나, 이에 한정되지 않고 사용조건에 따라 변경될 수 있다.
즉, 흡수액 농도조절부(140)는, 도 4에 도시된 바와 같이, 청수를 공급하는 청수공급라인(141), 흡수타워(130)로 공급되는 흡수액인 암모니아수의 농도를 측정하는 pH센서(142), 암모니아수 공급펌프(125)의 가동에 의해 흡수액 제조부(120)로부터 공급되는 고농도 암모니아수의 유량을 조절하는 유량조절밸브(143), pH센서(142)에 의한 암모니아수 농도에 따라, 흡수액 제조부(120)로부터의 고농도 암모니아수를 혼합하여 농도를 높이거나 청수공급라인(141)의 청수를 혼합하여 농도를 낮추어, 암모니아수의 농도를 조절하는 믹서(144), 및 믹서(144)에 의한 혼합시 NH3의 증발을 방지하는 압력유지용 밸브(145)로 구성될 수 있다.
여기서, 믹서(144) 내부에는 원활하게 혼합하기 위해 유체의 와류를 일으킬 수 있는 날개가 배치된 파이프 또는 구조물로 다양한 형태로 구성될 수 있고, 압력유지용 밸브(145)는 믹서(144)의 배출구에 형성되어 혼합시에도 높은 압력을 유지하여 고농도 암모니아수로부터 NH3(g)가 증발하여 소실되는 것을 방지할 수 있다.
다음, 암모니아 재생부(150)는, 다음의 [화학식 3] 및 [화학식 4]에 의해, 흡수타워(130)로부터 배출된 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 흡수타워(130)로 회귀시켜 CO2 흡수액으로 재사용하도록 하고, CO2를 CaCO3(s) 또는 MgCO3(s) 형태로 저장하거나 배출하도록 하거나, NOX 흡수부(133)로 공급하여 NH3로 NOX를 흡수하도록 할 수 있다.
Figure PCTKR2020018601-appb-C000003
Figure PCTKR2020018601-appb-C000004
구체적으로, 암모니아 재생부(150)는, 도 4에 도시된 바와 같이, 2가 금속수산화물 수용액(Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2)를 저장하는 저장탱크(151), 흡수타워(130)로부터 배출된 암모늄염 수용액(NH4HCO3(aq))과 2가 금속수산화물 수용액을 교반기에 의해 교반하여 NH3(g)와 탄산염을 생성하는 혼합탱크(152), 혼합탱크(152)로부터 용액 및 침전물을 흡입하여 탄산염을 분리하는 필터(153), 용액 및 침전물을 필터(153)로 고압으로 이송하는 고압펌프(154), 필터(153)에 의해 분리된 암모니아수(또는 청수)를 저장하고 흡수액 농도조절부(140)로 공급하는 암모니아수 저장탱크(155), 암모니아수 저장탱크(155)로부터 흡수액 농도조절부(140)로 공급하는 암모니아수 순환펌프(156), 및 필터(153)에 의해 분리된 탄산염(CaCO3(s) 또는 MgCO3(s))을 슬러리 또는 건조기(dryer)(미도시)로 이송되어 고형화된 고체 상태로 저장하는 별도의 저장탱크(미도시)로 구성될 수 있다.
여기서, 혼합탱크(152) 내에 설치된 교반기에 의해 연속적으로 반응시키되, 반응이 원활하게 이루어지도록 일정온도를 유지할 수 있다.
또한, 저장탱크(151)에서는 청수와 금속산화물(CaO 또는 MgO)를 반응시켜 2가 금속수산화물 수용액(Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2)을 생성하여 저장하고 혼합탱크(143)로 공급하는 역할을 한다.
이를 통해, 비교적 저렴한 금속산화물(CaO 또는 MgO) 또는 2가 금속수산화물 수용액(Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2)만을 투입하여 물의 추가 투입이 필요없으며, 암모니아수의 농도 감소가 없고, 필터(153)의 용량 크기를 줄일 수 있고, NH3 재생비용을 줄일 수 있다. 즉, 이론적으로는 금속산화물만 소모하고, NH3와 청수를 재사용하도록 하여, CO2 제거비용을 상당히 절감할 수 있다.
또한, 필터(153)는 혼합탱크(152)로부터 용액과 침전물을 흡입하여 NaHCO3와 그 외 부산물의 침전물을 고압펌프(154)에 의해 고압으로 이송하여 탄산염을 분리하여서 고체상태로 저장하거나 선외로 배출한다. 여기서, 필터(153)의 일례로서 고압 유체 이송에 의한 침전물 분리에 적합한 멤브레인 필터가 적용될 수 있다.
또한, 암모니아수 순환펌프(156)는 대량의 암모니아수가 암모니아수 순환라인(A)을 순환하도록 원심펌프 타입의 펌프로 구성될 수 있다.
다음, 증기 생성부(160)는, 도 7에 도시된 바와 같이, EGE(134)를 통과하여 열교환된 증기(steam)와 포화수 형태의 혼합물을 공급받아 스팀드럼(steam drum)(미도시)에 의해 증기를 분리하여 증기 소모처로 공급하는 보조보일러(161)와, 보조보일러(161)로부터 EGE(134)로 보일러수를 순환 공급하는 보일러수 순환수펌프(162)와, 증기 소모처로부터 소모된 후 응축되어 상이 바뀐 응축수를 회수하는 케스케이드탱크(cascade tank)(163)와, 케스케이드탱크(163)로부터 보조보일러(161)로 보일러수의 양을 조절하여 공급하는 공급펌프(164) 및 조절밸브(165)로 구성되어서, 선내의 가열장비에 필요한 증기를 생성하여 공급한다.
여기서, 선박 엔진(10)의 부하가 클 경우에는 배기가스로부터 제공받을 수 있는 열량이 높아 선내 필요한 증기의 양을 EGE(134)를 통해 충분히 생산할 수 있지만, 그렇지 못한 경우에는 보조보일러(161) 자체에 연료를 연소시켜 필요한 증기를 생산할 수도 있다.
다음, 배출부(170)는, 도 7에 도시된 바와 같이, 흡수타워(130)로부터 배출되는 세정수를 저장하는 세정수탱크(171), 세정수탱크(171)로부터 이송펌프(172)에 의해 이송된 세정수의 선외배출조건을 충족하도록 탁도를 조절하는 필터링유닛과 pH조절을 위한 중화제 주입유닛을 구비하는 수처리장치(173), 및 슈트 등의 고형의 배출물을 분리 저장하는 슬러지저장탱크(174)로 구성되어서, 수처리장치(173)를 통과하여 선외배출조건을 충족하는 세정수는 선외배출하고, 선외배출조건을 충족하지 못하는 슈트 등의 고형의 배출물은 별도로 슬러지저장탱크(174)에 저장 보관할 수 있다.
한편, 선외배출조건을 충족하기 위한 중화제로 NaOH를 예로 들 수 있으나, 흡수타워(130)로부터 배출되는 물질이 산성 또는 염기성인 경우를 모두 상정하여 필요에 따라 이들 산성 또는 염기성을 각각 중화시킬 수 있는 중화제가 선택되어 사용될 수 있다.
한편, 본 발명의 다른 실시예에 따른 선박은, 앞서 언급한 선박의 온실가스 배출 저감장치를 구비한 선박을 제공할 수 있다.
따라서, 전술한 바와 같은 선박의 온실가스 배출 저감장치의 구성에 의해서, 온실가스 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 흡수타워의 흡수성능 저하를 방지하도록 하고, 가압시스템을 적용하여 고농도 흡수액의 자연증발로 인한 흡수액 손실을 방지하고, IMO 온실가스 배출규제를 충족시키도록 환경에 영향을 주지 않는 물질로 전환하여 분리 배출하거나 유용한 물질로 전환하여 저장하며, NH3를 재생하여 비교적 고가의 NH3의 소모를 최소화하고, 필터 후단부의 용량 크기를 줄일 수 있고, 온실가스를 자연상태로 존재하는 탄산염 형태로 저장하여 해상배출이 가능하도록 하고, NH3 재생시 잔존하는 SOX로 인한 부반응을 제거하여 NH3의 손실을 최소화하고 암모니아 회수시 불순물이 포함되지 않도록 할 수 있다.
한편, 도 10을 참조하면, 본 발명의 또 다른 실시예에 따른 선박의 온실가스 배출 저감장치는, 선박 엔진(10`)으로부터 배출되는 배기가스를 냉각하는 배기가스 냉각부(110`), 고농도 CO2 흡수액을 제조하여 공급하는 흡수액 제조부(120`), 배기가스 냉각부(110`)에 의해 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120`)로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부(131`)가 형성된, 흡수타워(130`), 흡수액 제조부(120`)로부터 흡수타워(130`)로 공급되는 흡수액의 농도를 조절하는 흡수액 농도조절부(140`), 및 흡수타워(130`)로부터 배출된 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 흡수타워(130`)로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하는, 암모니아 재생부(150`)를 포함하여, 열교환방식에 의해 청수로 배기가스를 냉각하여 흡수액의 농도가 낮아지는 것을 방지하고, 흡수액의 농도를 조절하여 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 흡수성능 저하를 방지하는 것을 요지로 한다.
여기서, 주엔진 또는 발전용엔진으로 사용되는 선박 엔진의 종류 및 사양(저압엔진 또는 고압엔진)과, 선박 엔진에 공급되는 연료의 종류(HFO, MDO, LNG, MGO, LSMGO, 암모니아 등)에 따라 흡수타워는, CO2 제거부 이외에, NOx 흡수부 또는 SOx 흡수부를 선택적으로 포함하거나, 모두 포함하도록 구성될 수 있다.
특히, 선박 엔진의 연료로 LNG를 사용하는 경우에 SOx의 발생량이 없어 별도로 SOx 흡수부를 설치할 필요가 없으나, 저유황유(LSMGO)를 사용하는 경우에는 미량의 SOx가 발생할 수 있으므로 배기가스의 냉각과 SOx의 용해에 의한 흡수를 동시에 수행할 수 있는 SOx 흡수부를 추가로 구비할 수도 있다.
이하에서는 선박 엔진의 연료로 LNG를 사용하거나 저유황유를 사용하는 경우에 있어 흡수타워에 NOx 흡수부, 배기가스 냉각부, CO2 제거부가 순차적으로 적층 형성된 실시예를 기술하나, 이에 한정되는 것은 아니며, 전술한 바와 같이 NOx 흡수부는 선박 엔진과 연료의 종류에 따라 구비여부를 결정할 수 있다.
이하, 도 10 내지 도 16을 참조하여, 전술한 선박의 온실가스 배출 저감장치의 구성을 구체적으로 상술하면 다음과 같다.
우선, 배기가스 냉각부(110`)는 선박 엔진(10`)으로부터 배출되는 배기가스를 냉각하여서, 배기가스의 온도를 낮춰 흡수액에 의한 CO2 흡수를 원활하게 한다.
예컨대, 배기가스 냉각부(110`)는, 선박 엔진(10`)으로부터 배출되는 배기가스를 청수(fresh water)의 열교환방식으로 냉각할 수 있으며, 구체적으로는 배기가스가 유동하는 배기가스 배출관을 감싸는 열교환 배관(111`)으로 선내 냉각시스템(20`)으로부터 제공되는 청수를 순환시켜 청수와의 열교환방식에 의해 배기가스를 27℃ 내지 33℃의 온도로 냉각할 수 있다.
즉, 청수에 의해 배기가스를 직접 냉각하는 수냉방식은 청수의 투입으로 인해 흡수액의 농도가 낮아져 온실가스 흡수성능이 저하되는데, 이를 개선하여 열교환방식에 의해 배기가스를 냉각하여 흡수액의 농도가 낮아지는 것을 방지하여 온실가스 흡수성능을 일정하게 유지할 수 있다.
다음, 흡수액 제조부(120`)는 다음의 [화학식 5]와 같이 청수와 NH3를 반응시켜 고농도 CO2 흡수액인 고농도 암모니아수(NH4OH(aq))를 제조하여 흡수액 농도조절부(140`)를 거쳐 흡수타워(130`)로 공급한다.
Figure PCTKR2020018601-appb-C000005
구체적으로, 흡수액 제조부(120`)는, 도 11 및 도 13에 도시된 바와 같이, 청수를 저장하는 청수탱크(미도시), 청수탱크로부터 청수를 암모니아수탱크(123`)로 공급하는 청수조절밸브(121`), 고압의 NH3를 저장하는 NH3저장소(122`), 청수조절밸브(121`)에 의해 공급되는 청수에 NH3저장소(122`)로부터 공급되는 NH3를 분사하여 고농도 암모니아수를 제조하여 저장하는 암모니아수탱크(123`), 암모니아수탱크(123`) 내의 암모니아수 농도를 측정하는 pH센서(124`), 및 암모니아수탱크(123`)로부터 흡수액 농도조절부(140`)로 고농도 암모니아수를 공급하는 암모니아수 공급펌프(125`)로 구성될 수 있다.
예컨대, 흡수타워(130`)와 암모니아 재생부(150`)를 순환하는 암모니아수는 운전을 거듭하면서 농도가 변하게 되는데, 농도가 낮아지는 경우에는 고농도의 암모니아수를 흡수액 순환라인(A`, 도 10 참조)에 공급하여, 낮아진 암모니아수 농도를 보상하여 설계된 암모니아수 농도로 일정하게 유지할 수 있다.
한편, 고농도 암모니아수는 동일 온도에서 저농도 암모니아수에 대비하여 NH3(g)의 분압(partial pressure)이 높아서, 대기압 상태에서는 NH3가 상대적으로 증발이 더 잘 일어나 손실이 증가한다. 이에, 고농도 암모니아수를 저장하기 위해서는 용해도가 높고 NH3(g)의 증기압이 낮아지도록 온도를 낮추고 가압 시스템 하에서 운전해야 한다.
즉, NH3(g)가 대기 중으로 증발 손실되는 현상을 방지하기 위해 암모니아수탱크(123`) 내에 일정압력의 압축공기를 주입하여서, 암모니아수탱크(123`) 내의 압력을 높은 상태로 유지하여 NH3의 증발손실을 방지할 수 있다.
예를 들면, NH3는 -34℃, 8.5bar에서 액체 상태로 저장이 가능하므로 선내에서 가용한 7bar 압축공기를 사용하여 암모니아수탱크(123`) 내부를 일정압력으로 유지하여서, 50% 농도의 암모니아수를 암모니아수탱크(123`)에 저장할 수 있다.
또한, 암모니아수탱크(123`)의 과압방지를 위해 안전영역(Safety Area)로 배기하여 압력을 낮추는 안전밸브(safety valve)(123a`)가 설치될 수 있다.
다음, 흡수타워(130`)에는 배기가스 냉각부(110`)에 의해 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120`)로부터의 흡수액인 암모니아수(NH4OH(aq))를 반응시켜 다음의 [화학식 6]와 같이 CO2를 암모늄염 수용액(NH4HCO3(aq))으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부(131`)가 형성된다.
Figure PCTKR2020018601-appb-C000006
구체적으로, CO2 제거부(131`)는, 도 12에 도시된 바와 같이, 흡수액 농도조절부(140`)로부터 공급되는 암모니아수를 하방으로 분사하는 암모니아수 분사노즐(131a`), 배기가스의 CO2와 흡수액인 암모니아수와 접촉시켜 CO2를 암모늄염 수용액인 NH4HCO3(aq)로 전환시키는 충진재(131b`), 충진재(131b`)가 채워진 흡수탑의 구간마다 다단으로 형성되어 CO2흡수반응으로 인한 발열을 냉각하는 쿨링재킷(cooling jacket)(미도시), CO2와 반응하지 않고 외부로 배출되는 NH3를 포집하는 워터 스프레이(131c`), 굴곡진 다판 형태로 형성되어 암모니아수 분사노즐(131a`)에 의한 분사시 비산되는 암모니아수를 충진재(131b`) 방향으로 회귀시키는 미스트 제거판(131d`), 충진재(131b`)를 통과한 암모니아수가 SOX 흡수부로 역류하지 않도록 형성된 격벽(131e`), 및 격벽(131e`)으로 둘러싸인 배기가스 유입홀을 커버하는 우산형태의 차단판(131f`)으로 구성될 수 있다.
여기서, 쿨링재킷은 물질전단이 가장 원활한 30℃ 내지 50℃로 냉각하여 CO2흡수율을 일정수준으로 유지하면서 NH3가 기화되어 소실되지 않도록 할 수 있다.
한편, CO2 제거부(131`)는 배기가스와 NH3와의 접촉면적을 늘리면서도 엔진 스펙에서 요구되는 배기관의 허용 압력강하(pressure drop) 내에서 운전되도록 다양한 형태가 고려될 수 있는데, 예컨대, 충진재(131b`)는 단위 부피당 접촉면적이 크도록 설계된 다단의 증류 칼럼 패킹으로 구성되고, 단위면적당 접촉면적과 기체의 압력강하와 범람속도를 고려하여 도 15에 예시된 바와 같은 흡수공정에 적합한 증류 칼럼 패킹을 선정할 수 있고, 도 16에 예시된 바와 같이 암모니아수 분사노즐(131a`)은 래더 파이프(ladder pipe) 형태(a) 또는 스프레이 형태(b)로 구성될 수 있다.
또한, 암모니아수는 충진재(131b`)를 하향 통과하고 배기가스는 충진재(131b`)를 상향 통과하여 접촉하게 되어 채널링 현상을 방지하기 위한 증류 칼럼 패킹 사이에 용액 재분배기(미도시)가 형성될 수 있다.
또한, 미스트 제거판(131d`)은 비산된 암모니아수가 굴곡진 다판에 점착되어 액적(droplet)이 커지도록 하여 자중에 의해 충진재(131b`) 방향으로 배액되도록(drain) 한다.
한편, 앞서 언급한 바와 같이, 선박 엔진(10`)은 LNG 또는 저유황유를 연료로 사용하는 것을 전제로 하는데, LNG를 연료로 사용하는 경우에 SOx의 발생량이 없을 수 있으나, 선박 엔진(10`)이 저유황유를 연료로 사용하는 경우에 흡수타워(130`)는 SOx 흡수부를 구비할 수도 있다.
예컨대, 별도로 도시되지는 않았으나, SOx 흡수부는 선박 엔진(10`)으로부터 배출되는 배기가스를 해수와 반응시켜 냉각하면서 SOx를 용해시켜 제거하고, CO2 제거부(131`)는 SOx가 제거되고 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120`)로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 흡수 제거할 수 있다.
또한, 앞서 언급한 바와 같이, 흡수타워(130`)는, 선박 엔진(10`)으로부터 배출되는 배기가스의 NOx를 흡수하여 제거하는 NOx 흡수부(132`)를 더 포함하고, NOx가 제거된 배기가스를 배기가스 냉각부(110`)에 의해 냉각하고, 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120`)로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거할 수 있다.
즉, 흡수타워(130`)는 선박 엔진(10`)으로부터 배출되는 배기가스의 NOX를 흡수하여 제거하는 NOX 흡수부(132`)와, NOX가 제거되고 냉각된 배기가스와 흡수액 제조부(120`)로부터 공급된 암모니아수를 반응시켜 CO2를 NH4HCO3(aq)로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부(131`)가 수직방향으로 적층 형성되어서, NOX와 CO2를 순차적으로 흡수하여 제거한다.
이에, CO2 제거부(131`)는 앞서 NOX가 제거된 배기가스와 암모니아수를 반응시켜 먼저 제거하여서, CO2 제거 공정 중에 NOX로 인한 부반응이 발생하지 않아 불순물 발생을 최소화할 수 있어 후속 공정에서 불순물이 적은 NH4HCO3를 얻을 수 있다.
여기서, 흡수타워(130`)는, CO2 제거부(131`)와 NOX 흡수부(132`)와 후술하는 EGE(133`)를 포함하여 구성되되, 각각 개별 모듈로 구성되어 모듈화되어 결합 구성될 수도 있고, 단일의 타워 형태로 통합되어 구성될 수도 있고, 흡수타워(130`) 자체는 단일 타워 또는 복수의 타워로 그룹핑되어 구성될 수도 있다.
구체적으로, NOX 흡수부(132`)는 SCR(Selective Catalyst Reactor)로서, 도 12에 도시된 바와 같이, 암모니아 재생부(150`)로부터 블로워(132a`) 또는 압축기를 통해 제1 NH3 분사노즐(132b`)로 재생된 NH3를 직접 공급하여 NOX를 흡수하거나, NH3의 부족시에는 요소수저장탱크(132c`)의 요소수(UREA)를 요소수 공급펌프(132d`)를 통해 제2 NH3 분사노즐(132e`)로 공급받아 손실분 또는 부족분을 보상하도록 대체할 수도 있다.
한편, 요소수를 분해하면 NH3와 CO2가 발생하므로, NH3를 직접 공급하여 CO2 발생량을 줄이는 것이 바람직할 수 있다.
또한, 흡수타워(130`)는, NOX 흡수부(131`)와 배기가스 냉각부(110`) 사이에 형성되어 선박 엔진(10`)의 폐열과 보일러수를 열교환시키는 EGE(Exhaust Gas Economizer)(133`)를 더 포함할 수 있다.
다음, 흡수액 농도조절부(140`)는 흡수액 제조부(120`)로부터 흡수타워(130`)로 공급되어 흡수액 순환라인(A`)을 따라 순환하는 흡수액의 농도를 조절한다.
예컨대, 흡수액 순환라인(A`)을 순환하는 암모니아수의 농도가 낮을 경우에는 앞선 [화학식 6]의 (NH4)2CO3의 생성이 줄어 CO2 배출량이 증가하게 되고, 농도가 높을 경우에는 과다한 CO2 흡수로 인해 CaCO3 또는 MgCO3 생산량이 필요 이상으로 증가하게 되므로, 흡수액 농도조절부(140`)는 암모니아수의 농도를 일정하게 유지하여 흡수타워(130`)의 CO2 흡수성능이 지속되도록 하여야 한다.
이를 구현하기 위해, 흡수액 농도조절부(140`)는, 흡수액 제조부(120`)의 고농도 암모니아수와 흡수액 순환라인(A`)을 순환하는 저농도의 암모니아수를 혼합하여 암모니아수의 농도를 질량기준 12%로 조절하도록 설계할 수 있으나, 이에 한정되지 않고 사용조건에 따라 변경될 수 있다.
즉, 흡수액 농도조절부(140`)는, 도 13에 도시된 바와 같이, 청수를 공급하는 청수공급라인(141`), 흡수타워(130`)로 공급되는 흡수액인 암모니아수의 농도를 측정하는 pH센서(142`), 암모니아수 공급펌프(125`)의 가동에 의해 흡수액 제조부(120`)로부터 공급되는 고농도 암모니아수의 유량을 조절하는 유량조절밸브(143`), pH센서(142`)에 의한 암모니아수 농도에 따라, 흡수액 제조부(120`)로부터의 고농도 암모니아수를 혼합하여 농도를 높이거나 청수공급라인(141`)의 청수를 혼합하여 농도를 낮추어, 암모니아수의 농도를 조절하는 믹서(144`), 및 믹서(144`)에 의한 혼합시 NH3의 증발을 방지하는 압력유지용 밸브(145`)로 구성될 수 있다.
여기서, 믹서(144`) 내부에는 원활하게 혼합하기 위해 유체의 와류를 일으킬 수 있는 날개가 배치된 파이프 또는 구조물로 다양한 형태로 구성될 수 있고, 압력유지용 밸브(145`)는 믹서(144`)의 배출구에 형성되어 혼합시에도 높은 압력을 유지하여 고농도 암모니아수로부터 NH3(g)가 증발하여 소실되는 것을 방지할 수 있다.
다음, 암모니아 재생부(150`)는, 다음의 [화학식 7] 및 [화학식 8]에 의해, 흡수타워(130`)로부터 배출된 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 흡수타워(130`)로 회귀시켜 CO2 흡수액으로 재사용하도록 하고, CO2를 CaCO3(s) 또는 MgCO3(s)의 탄산염 형태로 저장하거나 배출하도록 하거나, 앞서 언급한 바와 같이 NOX 흡수부(133`)로 공급하여 NH3로 NOX를 흡수하도록 할 수 있다.
Figure PCTKR2020018601-appb-C000007
Figure PCTKR2020018601-appb-C000008
구체적으로, 암모니아 재생부(150`)는, 도 13에 도시된 바와 같이, 2가 금속수산화물 수용액(Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2)를 저장하는 저장탱크(151`), 흡수타워(130`)로부터 배출된 암모늄염 수용액(NH4HCO3(aq))과 2가 금속수산화물 수용액을 교반기에 의해 교반하여 NH3(g)와 탄산염을 생성하는 혼합탱크(152`), 혼합탱크(152`)로부터 용액 및 침전물을 흡입하여 탄산염을 분리하는 필터(153`), 용액 및 침전물을 필터(153`)로 고압으로 이송하는 고압펌프(154`), 필터(153`)에 의해 분리된 암모니아수(또는 청수)를 저장하고 흡수액 농도조절부(140`)로 공급하는 암모니아수 저장탱크(155`), 암모니아수 저장탱크(155`)로부터 흡수액 농도조절부(140`)로 공급하는 암모니아수 순환펌프(156`), 및 필터(153`)에 의해 분리된 탄산염(CaCO3(s) 또는 MgCO3(s))을 슬러리 또는 건조기(dryer)(미도시)로 이송되어 고형화된 고체 상태로 저장하는 별도의 저장탱크(미도시)로 구성될 수 있다.
여기서, 혼합탱크(152`) 내에 설치된 교반기에 의해 연속적으로 반응시키되, 반응이 원활하게 이루어지도록 일정온도를 유지할 수 있다.
또한, 저장탱크(151`)에서는 청수와 금속산화물(CaO 또는 MgO)를 반응시켜 2가 금속수산화물 수용액(Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2)을 생성하여 저장하고 혼합탱크(143`)로 공급하는 역할을 한다.
이를 통해, 비교적 저렴한 금속산화물(CaO 또는 MgO) 또는 2가 금속수산화물 수용액(Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2)만을 투입하여 물의 추가 투입이 필요없으며, 암모니아수의 농도 감소가 없고, 필터(153`)의 용량 크기를 줄일 수 있고, NH3 재생비용을 줄일 수 있다. 즉, 이론적으로는 금속산화물만 소모하고, NH3와 청수를 재사용하도록 하여, CO2 제거비용을 상당히 절감할 수 있다.
또한, 필터(153`)는 혼합탱크(152`)로부터 용액과 침전물을 흡입하여 NaHCO3와 그 외 부산물의 침전물을 고압펌프(154`)에 의해 고압으로 이송하여 탄산염을 분리하여서 고체상태로 저장하거나 선외로 배출한다. 여기서, 필터(153`)의 일례로서 고압 유체 이송에 의한 침전물 분리에 적합한 멤브레인 필터가 적용될 수 있다.
또한, 암모니아수 순환펌프(156`)는 대량의 암모니아수가 암모니아수 순환라인(A)을 순환하도록 원심펌프 타입의 펌프로 구성될 수 있다.
다음, 증기 생성부(160`)는, 도 14에 도시된 바와 같이, EGE(133`)를 통과하여 열교환된 증기(steam)와 포화수 형태의 혼합물을 공급받아 스팀드럼(steam drum)(미도시)에 의해 증기를 분리하여 증기 소모처로 공급하는 보조보일러(161`)와, 보조보일러(161`)로부터 EGE(133`)로 보일러수를 순환 공급하는 보일러수 순환수펌프(162`)와, 증기 소모처로부터 소모된 후 응축되어 상이 바뀐 응축수를 회수하는 케스케이드탱크(cascade tank)(163`)와, 케스케이드탱크(163`)로부터 보조보일러(161`)로 보일러수의 양을 조절하여 공급하는 공급펌프(164`) 및 조절밸브(165`)로 구성되어서, 선내의 가열장비에 필요한 증기를 생성하여 공급한다.
여기서, 선박 엔진(10`)의 부하가 클 경우에는 배기가스로부터 제공받을 수 있는 열량이 높아 선내 필요한 증기의 양을 EGE(133`)를 통해 충분히 생산할 수 있지만, 그렇지 못한 경우에는 보조보일러(161`) 자체에 연료를 연소시켜 필요한 증기를 생산할 수도 있다.
한편, 흡수타워(130`)로부터 배출되는 세정수를 처리하는 배출부(미도시)를 구성할 수도 있다. 예컨대, 배출부는 흡수타워(130`)로부터 배출되는 세정수를 저장하는 세정수탱크, 세정수탱크로부터 이송펌프에 의해 이송된 세정수의 선외배출조건을 충족하도록 탁도를 조절하는 필터링유닛과 pH조절을 위한 중화제 주입유닛을 구비하는 수처리장치, 및 슈트 등의 고형의 배출물을 분리 저장하는 슬러지저장탱크로 구성되어서, 수처리장치를 통과하여 선외배출조건을 충족하는 세정수는 선외배출하고, 선외배출조건을 충족하지 못하는 슈트 등의 고형의 배출물은 별도로 슬러지저장탱크에 저장 보관할 수 있다.
한편, 선외배출조건을 충족하기 위한 중화제로 NaOH를 예로 들 수 있으나, 흡수타워(130`)로부터 배출되는 물질이 산성 또는 염기성인 경우를 모두 상정하여 필요에 따라 이들 산성 또는 염기성을 각각 중화시킬 수 있는 중화제가 선택되어 사용될 수 있다.
한편, 본 발명의 또 다른 실시예에 따른 선박은, 앞서 언급한 선박의 온실가스 배출 저감장치를 구비한 선박을 제공할 수 있다.
따라서, 전술한 바와 같은 선박의 온실가스 배출 저감장치의 구성에 의해서, 열교환방식에 의해 선내 냉각시스템의 청수로 배기가스를 냉각하여 흡수액의 농도가 낮아지는 것을 방지하고, 이로 인해 필터 후단부의 용량 크기를 줄일 수 있고, 흡수액의 농도를 조절하여 흡수액의 농도를 일정하게 유지하여 온실가스 흡수성능 저하를 방지하도록 하고, 가압시스템을 적용하여 고농도 흡수액의 자연증발로 인한 흡수액 손실을 방지하고, IMO 온실가스 배출규제를 충족시키도록 환경에 영향을 주지 않는 물질로 전환하여 분리 배출하거나 유용한 물질로 전환하여 저장하고, 온실가스를 자연상태로 존재하는 탄산염 형태로 저장하여 해상배출이 가능하도록 하고, NH3를 재생하여 비교적 고가의 NH3의 소모를 최소화할 수 있다.
이상, 본 발명을 도면에 도시된 실시예를 참조하여 설명하였다. 그러나, 본 발명은 이에 한정되지 않고 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 본 발명과 균등한 범위에 속하는 다양한 변형예 또는 다른 실시예가 가능하다. 따라서, 본 발명의 진정한 보호범위는 이어지는 특허청구범위에 의해 정해져야 할 것이다.

Claims (34)

  1. 해수를 공급하는 해수 공급부;
    고농도 CO2 흡수액을 제조하여 공급하는 흡수액 제조부;
    선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스를 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고, 상기 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부가 형성된, 흡수타워;
    상기 흡수액 제조부로부터 상기 흡수타워로 공급되는 흡수액의 농도를 조절하는 흡수액 농도조절부; 및
    상기 흡수타워로부터 배출된 상기 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 상기 흡수타워로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하는, 암모니아 재생부;를 포함하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  2. 제 1 항에 있어서,
    상기 선박 엔진은 LNG 또는 저유황유를 연료로 사용하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  3. 제 2 항에 있어서,
    상기 선박 엔진이 저유황유를 연료로 사용하는 경우에,
    상기 흡수타워는, 상기 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스를 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하면서 SOx를 용해시켜 제거하는 SOx 흡수부를 더 포함하고,
    상기 CO2 제거부는 상기 SOx가 제거된 배기가스와 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고, 상기 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  4. 제 1 항에 있어서,
    상기 흡수타워는, 상기 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스의 NOx를 흡수하여 제거하는 NOx 흡수부를 더 포함하고,
    상기 CO2 제거부는, 상기 NOx가 제거된 배기가스를 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하고 상기 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  5. 제 1 항에 있어서,
    상기 흡수타워는, 상기 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스의 NOX를 흡수하여 제거하는 NOX 흡수부와, 상기 NOX가 제거된 배기가스를 상기 해수 공급부로부터 공급된 해수와 반응시켜 냉각하면서 SOX를 용해시켜 제거하는 SOX 흡수부와, 상기 SOX가 제거된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 상기 CO2 제거부가 순차적으로 적층 형성되는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  6. 제 4 항 또는 제 5 항에 있어서,
    상기 암모니아 재생부는 NH3를 재생하여서, 상기 흡수타워로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하고,
    상기 NOX 흡수부는 상기 암모니아 재생부로부터 공급되는 NH3로 NOX를 흡수하거나, 요소수를 사용하여 NOX를 흡수하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  7. 제 3 항 또는 제 5 항에 있어서,
    상기 해수 공급부는,
    선외로부터 씨체스트를 통해 해수를 공급받아 상기 SOX 흡수부로 펌핑하는 해수펌프; 및
    배기가스의 양에 따라 상기 해수펌프로부터 상기 SOX 흡수부로 공급되는 해수의 분사량을 조절하는 해수조절밸브;를 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  8. 제 1 항에 있어서,
    상기 흡수액 제조부는,
    청수를 저장하는 청수탱크;
    상기 청수탱크로부터 청수를 공급하는 청수조절밸브;
    고압의 NH3를 저장하는 NH3저장소;
    상기 청수조절밸브에 의해 공급되는 청수에 상기 NH3저장소로부터 공급되는 NH3를 분사하여 흡수액인 고농도 암모니아수를 제조하여 저장하는 암모니아수탱크;
    상기 암모니아수탱크 내의 암모니아수 농도를 측정하는 pH센서; 및
    상기 암모니아수탱크로부터 상기 흡수액 농도조절부로 암모니아수를 공급하는 암모니아수 공급펌프;를 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  9. 제 1 항에 있어서,
    상기 흡수액 농도조절부는,
    청수를 공급하는 청수공급라인;
    상기 흡수타워로 공급되는 흡수액인 암모니아수의 농도를 측정하는 pH센서;
    상기 흡수액 제조부로부터 공급되는 암모니아수의 유량을 조절하는 유량조절밸브;
    상기 pH센서에 의한 암모니아수 농도에 따라, 상기 흡수액 제조부로부터의 고농도 암모니아수를 혼합하여 농도를 높이거나 상기 청수공급라인의 청수를 혼합하여 농도를 낮추어, 암모니아수의 농도를 조절하는 믹서; 및
    상기 믹서에 의한 혼합시 NH3의 증발을 방지하는 압력유지용 밸브;를 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  10. 제 3 항 또는 제 5 항에 있어서,
    상기 SOX 흡수부는,
    상기 해수 공급부로부터 공급되는 해수를 하방으로 분사하는 다단의 해수 분사노즐; 및
    세정수가 역류하지 않도록 하는, 격벽 형태의 배기가스 유입관 또는 상기 배기가스 유입관을 커버하는 우산형태의 차단판;을 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  11. 제 10 항에 있어서,
    상기 해수 분사노즐 하부에, 배기가스가 통과하는 유로가 형성된 다공성 상판이 다단으로 각각 형성되어, 해수와 배기가스가 접촉하도록 하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  12. 제 10 항에 있어서,
    상기 해수 분사노즐 하부에, 해수와 배기가스가 접촉하도록 하는 충진재가 채워진 흡수탑이 형성되어, 해수가 SOX를 용해시키도록 하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  13. 제 1 항에 있어서,
    상기 CO2 제거부는,
    상기 흡수액 농도조절부로부터 공급되는 암모니아수를 하방으로 분사하는 암모니아수 분사노즐;
    CO2와 흡수액인 암모니아수와 접촉시켜 CO2를 NH4HCO3(aq)로 전환시키는 충진재;
    상기 충진재가 채워진 흡수탑의 구간마다 다단으로 형성되어 CO2제거반응으로 인한 발열을 냉각하는 쿨링재킷;
    CO2와 반응하지 않고 외부로 배출되는 NH3를 포집하는 워터 스프레이;
    굴곡진 다판 형태로 형성되어 암모니아수를 상기 충진재 방향으로 회귀시키는 미스트 제거판;
    암모니아수가 역류하지 않도록 형성된 격벽; 및
    상기 격벽으로 둘러싸인 배기가스 유입홀을 커버하는 우산형태의 차단판;을 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  14. 제 13 항에 있어서,
    상기 충진재는 단위 부피당 접촉면적이 크도록 설계된 다단의 증류 칼럼 패킹으로 구성되고,
    상기 증류 칼럼 패킹 사이에 용액 재분배기가 형성되는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  15. 제 5 항에 있어서,
    상기 흡수타워는,
    상기 NOX 흡수부와 상기 SOX 흡수부 사이에 형성되어 상기 선박 엔진의 폐열과 보일러수를 열교환시키는 EGE를 더 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  16. 제 1 항에 있어서,
    상기 암모니아 재생부는,
    상기 2가 금속수산화물 수용액를 저장하는 저장탱크;
    상기 흡수타워로부터 배출된 상기 암모늄염 수용액과 상기 2가 금속수산화물 수용액을 교반기에 의해 교반하여 NH3(g)와 탄산염을 생성하는 혼합탱크;
    상기 혼합탱크로부터 용액 및 침전물을 흡입하여 탄산염을 분리하는 필터;
    상기 용액 및 침전물을 상기 필터로 고압으로 이송하는 고압펌프; 및
    상기 필터에 의해 분리된 암모니아수 또는 청수를 저장하고 상기 흡수액 농도조절부로 공급하는 암모니아수 저장탱크;를 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  17. 제 16 항에 있어서,
    상기 저장탱크에 저장된 상기 2가 금속수산화물 수용액은 청수와, CaO 또는 MgO를 반응시켜 생성된 Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2인 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  18. 제 1 항에 있어서,
    상기 흡수타워로부터 배출되는 세정수를 저장하는 세정수탱크, 상기 세정수탱크로 이송펌프에 의해 이송된 세정수의 선외배출조건을 충족하도록 탁도를 조절하는 필터링유닛과 pH조절을 위한 중화제 주입유닛을 구비하는 수처리장치, 및 고형의 배출물을 분리 저장하는 슬러지저장탱크로 구성되는, 배출부를 더 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  19. 제 1 항 내지 제 5 항 중 어느 한 항에 따른 선박의 온실가스 배출 저감장치를 구비한 선박.
  20. 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스를 냉각하는 배기가스 냉각부;
    고농도 CO2 흡수액을 제조하여 공급하는 흡수액 제조부;
    상기 배기가스 냉각부에 의해 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 CO2 제거부가 형성된, 흡수타워;
    상기 흡수액 제조부로부터 상기 흡수타워로 공급되는 흡수액의 농도를 조절하는 흡수액 농도조절부; 및
    상기 흡수타워로부터 배출된 상기 암모늄염 수용액을 2가 금속수산화물 수용액과 반응시켜 NH3를 재생하여서 상기 흡수타워로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하는, 암모니아 재생부;를 포함하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  21. 제 20 항에 있어서,
    상기 선박 엔진은 LNG 또는 저유황유를 연료로 사용하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  22. 제 20 항에 있어서,
    상기 배기가스 냉각부는,
    배기가스 배출관을 감싸는 열교환 배관으로 선내 냉각시스템으로부터 제공되는 청수를 순환시켜 배기가스를 27℃ 내지 33℃의 온도로 냉각하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  23. 제 20 항에 있어서,
    상기 흡수타워는, 상기 선박 엔진으로부터 배출되는 배기가스의 NOx를 흡수하여 제거하는 NOx 흡수부를 더 포함하고,
    상기 CO2 제거부는 상기 NOx가 제거되고 상기 배기가스 냉각부에 의해 냉각된 배기가스와 상기 흡수액 제조부로부터의 흡수액을 반응시켜 CO2를 암모늄염 수용액으로 전환하여 CO2를 제거하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  24. 제 23 항에 있어서,
    상기 암모니아 재생부는 NH3를 재생하여서, 상기 흡수타워로 회귀시켜 흡수액으로 재사용하도록 하고,
    상기 NOX 흡수부는 상기 암모니아 재생부로부터 공급되는 NH3로 NOX를 흡수하거나, 요소수를 사용하여 NOX를 흡수하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  25. 제 20 항에 있어서,
    상기 흡수액 제조부는,
    청수를 저장하는 청수탱크;
    상기 청수탱크로부터 청수를 공급하는 청수조절밸브;
    고압의 NH3를 저장하는 NH3저장소;
    상기 청수조절밸브에 의해 공급되는 청수에 상기 NH3저장소로부터 공급되는 NH3를 분사하여 흡수액인 고농도 암모니아수를 제조하여 저장하는 암모니아수탱크;
    상기 암모니아수탱크 내의 암모니아수 농도를 측정하는 pH센서; 및
    상기 암모니아수탱크로부터 상기 흡수액 농도조절부로 암모니아수를 공급하는 암모니아수 공급펌프;를 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  26. 제 25 항에 있어서,
    상기 암모니아수탱크 내에 일정압력의 압축공기를 주입하여 NH3의 증발손실을 방지하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  27. 제 20 항에 있어서,
    상기 흡수액 농도조절부는,
    청수를 공급하는 청수공급라인;
    상기 흡수타워로 공급되는 흡수액인 암모니아수의 농도를 측정하는 pH센서;
    상기 흡수액 제조부로부터 공급되는 암모니아수의 유량을 조절하는 유량조절밸브;
    상기 pH센서에 의한 암모니아수 농도에 따라, 상기 흡수액 제조부로부터의 고농도 암모니아수를 혼합하여 농도를 높이거나 상기 청수공급라인의 청수를 혼합하여 농도를 낮추어, 암모니아수의 농도를 조절하는 믹서; 및
    상기 믹서에 의한 혼합시 NH3의 증발을 방지하는 압력유지용 밸브;를 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  28. 제 20 항에 있어서,
    상기 CO2 제거부는,
    상기 흡수액 농도조절부로부터 공급되는 암모니아수를 하방으로 분사하는 암모니아수 분사노즐;
    CO2와 흡수액인 암모니아수와 접촉시켜 CO2를 NH4HCO3(aq)로 전환시키는 충진재;
    상기 충진재가 채워진 흡수탑의 구간마다 다단으로 형성되어 CO2제거반응으로 인한 발열을 냉각하는 쿨링재킷;
    CO2와 반응하지 않고 외부로 배출되는 NH3를 포집하는 워터 스프레이;
    굴곡진 다판 형태로 형성되어 암모니아수를 상기 충진재 방향으로 회귀시키는 미스트 제거판;
    암모니아수가 역류하지 않도록 형성된 격벽; 및
    상기 격벽으로 둘러싸인 배기가스 유입홀을 커버하는 우산형태의 차단판;을 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  29. 제 28 항에 있어서,
    상기 충진재는 단위 부피당 접촉면적이 크도록 설계된 다단의 증류 칼럼 패킹으로 구성되고,
    상기 증류 칼럼 패킹 사이에 용액 재분배기가 형성되는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  30. 제 23 항에 있어서,
    상기 흡수타워는,
    상기 NOX 흡수부와 상기 배기가스 냉각부 사이에 형성되어 상기 선박 엔진의 폐열과 보일러수를 열교환시키는 EGE를 더 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  31. 제 20 항에 있어서,
    상기 암모니아 재생부는,
    상기 2가 금속수산화물 수용액를 저장하는 저장탱크;
    상기 흡수타워로부터 배출된 상기 암모늄염 수용액과 상기 2가 금속수산화물 수용액을 교반기에 의해 교반하여 NH3(g)와 탄산염을 생성하는 혼합탱크;
    상기 혼합탱크로부터 용액 및 침전물을 흡입하여 탄산염을 분리하는 필터;
    상기 용액 및 침전물을 상기 필터로 고압으로 이송하는 고압펌프; 및
    상기 필터에 의해 분리된 암모니아수 또는 청수를 저장하고 상기 흡수액 농도조절부로 공급하는 암모니아수 저장탱크;를 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  32. 제 31 항에 있어서,
    상기 저장탱크에 저장된 상기 2가 금속수산화물 수용액은 청수와, CaO 또는 MgO를 반응시켜 생성된 Ca(OH)2 또는 Mg(OH)2인 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  33. 제 20 항에 있어서,
    상기 흡수타워로부터 배출되는 세정수를 저장하는 세정수탱크, 상기 세정수탱크로 이송펌프에 의해 이송된 세정수의 선외배출조건을 충족하도록 탁도를 조절하는 필터링유닛과 pH조절을 위한 중화제 주입유닛을 구비하는 수처리장치, 및 고형의 배출물을 분리 저장하는 슬러지저장탱크로 구성되는, 배출부를 더 포함하는 것을 특징으로 하는,
    선박의 온실가스 배출 저감장치.
  34. 제 20 항 내지 제 33 항 중 어느 한 항에 따른 선박의 온실가스 배출 저감장치를 구비한 선박.
PCT/KR2020/018601 2020-10-13 2020-12-17 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박 WO2022080588A1 (ko)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP20957832.7A EP4230849A1 (en) 2020-10-13 2020-12-17 Device for reducing greenhouse gas emissions of ships and ship comprising same
CN202080106134.5A CN116507795A (zh) 2020-10-13 2020-12-17 船舶的温室气体减排装置及具备其的船舶
JP2023520523A JP2023544056A (ja) 2020-10-13 2020-12-17 船舶の温室効果ガス排出低減装置及びそれを具備した船舶
US18/031,351 US11852062B2 (en) 2020-10-13 2020-12-17 Apparatus for reducing greenhouse gas emission in vessel and vessel including the same

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2020-0132181 2020-10-13
KR1020200132181A KR102232540B1 (ko) 2020-10-13 2020-10-13 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
KR1020200132175A KR102231451B1 (ko) 2020-10-13 2020-10-13 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
KR10-2020-0132175 2020-10-13

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022080588A1 true WO2022080588A1 (ko) 2022-04-21

Family

ID=81208188

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/KR2020/018601 WO2022080588A1 (ko) 2020-10-13 2020-12-17 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박

Country Status (4)

Country Link
US (1) US11852062B2 (ko)
EP (1) EP4230849A1 (ko)
JP (1) JP2023544056A (ko)
WO (1) WO2022080588A1 (ko)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20130047470A (ko) * 2011-10-31 2013-05-08 한국에너지기술연구원 암모니아수 흡수용액을 사용하는 개선된 이산화탄소 포집 방법 및 이를 구현하는 장치
US20130287673A1 (en) * 2009-12-22 2013-10-31 Xialong WANG Capture of carbon dioxide
JP2019510628A (ja) * 2016-03-25 2019-04-18 ブルー プラネット，エルティーディー． アンモニア媒介二酸化炭素（ｃｏ２）隔離方法及びシステム
KR20190113486A (ko) * 2018-03-27 2019-10-08 한국조선해양 주식회사 배기가스 처리장치
KR20200084288A (ko) * 2019-01-02 2020-07-10 한국조선해양 주식회사 배기가스 처리장치 및 이를 포함하는 선박

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7252703B2 (en) * 2003-06-30 2007-08-07 Honeywell International, Inc. Direct contact liquid air contaminant control system
EP1714959B1 (en) * 2005-04-19 2015-11-18 Casale Sa Process for urea production and related plant
KR101201426B1 (ko) 2012-03-30 2012-11-14 대한민국 선박용 온실가스 저감장치
US20160206994A1 (en) 2013-10-07 2016-07-21 Reid Systems (Australia) Pty Ltd Method and apparatus for removing carbon dioxide from flue gas
KR20180006059A (ko) 2016-07-08 2018-01-17 대우조선해양 주식회사 엔진의 배기가스 재순환 시스템 및 방법
US10507425B2 (en) * 2016-08-24 2019-12-17 Honeywell International Inc. Ionic liquid CO2 scrubber for spacecraft
KR20180086566A (ko) 2017-01-23 2018-08-01 대우조선해양 주식회사 선박의 배기가스 유해물질 저감 장치
KR101973108B1 (ko) 2018-01-30 2019-04-26 삼성중공업 주식회사 선박 및 해양구조물의 세정수 처리방법
KR102172095B1 (ko) 2019-03-27 2020-10-30 한국생산기술연구원 산성가스의 흡수/분리 방법 및 산성가스 흡수/분리 장치

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130287673A1 (en) * 2009-12-22 2013-10-31 Xialong WANG Capture of carbon dioxide
KR20130047470A (ko) * 2011-10-31 2013-05-08 한국에너지기술연구원 암모니아수 흡수용액을 사용하는 개선된 이산화탄소 포집 방법 및 이를 구현하는 장치
JP2019510628A (ja) * 2016-03-25 2019-04-18 ブルー プラネット，エルティーディー． アンモニア媒介二酸化炭素（ｃｏ２）隔離方法及びシステム
KR20190113486A (ko) * 2018-03-27 2019-10-08 한국조선해양 주식회사 배기가스 처리장치
KR20200084288A (ko) * 2019-01-02 2020-07-10 한국조선해양 주식회사 배기가스 처리장치 및 이를 포함하는 선박

Also Published As

Publication number Publication date
US20230383678A1 (en) 2023-11-30
EP4230849A1 (en) 2023-08-23
US11852062B2 (en) 2023-12-26
JP2023544056A (ja) 2023-10-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102232553B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치 구비한 선박
KR102232540B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
KR102231449B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
KR102232587B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치 구비한 선박
KR102231469B1 (ko) 선박의 egr 결합 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치를 구비한 선박
KR102231475B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치 구비한 선박
WO2022092427A1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치 구비한 선박
WO2022080588A1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
KR102231467B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
WO2021066461A2 (ko) 배기가스 처리장치
KR102347142B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
WO2022092428A1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치 구비한 선박
KR102231451B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
KR102441664B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치 구비한 선박
WO2024038978A1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박 또는 해양 구조물
KR102231448B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
WO2024038977A1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박 또는 해양 구조물
KR20230104363A (ko) 선박용 불활성가스 생성시스템 결합 온실가스배출 저감시스템 및 이를 구비한 선박
WO2021261691A1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
KR20220022133A (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 이를 구비한 선박
KR102446545B1 (ko) 암모니아 운반선의 온실가스 배출 저감장치
KR102239993B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치
KR102231473B1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치 구비한 선박
KR102231477B1 (ko) 선박의 EGR 및 iCER 결합 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치를 구비한 선박
KR102543385B1 (ko) Vlcc의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치를 구비한 vlcc

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 20957832

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2023520523

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 202080106134.5

Country of ref document: CN

Ref document number: 18031351

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2020957832

Country of ref document: EP

Effective date: 20230515