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KR20220053060A - 부유식 수소 생산 및 관리시스템 - Google Patents

부유식 수소 생산 및 관리시스템 Download PDF

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KR20220053060A
KR20220053060A KR1020200136223A KR20200136223A KR20220053060A KR 20220053060 A KR20220053060 A KR 20220053060A KR 1020200136223 A KR1020200136223 A KR 1020200136223A KR 20200136223 A KR20200136223 A KR 20200136223A KR 20220053060 A KR20220053060 A KR 20220053060A
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KR
South Korea
Prior art keywords
gas
hydrogen
line
floating
management system
Prior art date
Application number
KR1020200136223A
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English (en)
Inventor
최병윤
류시진
박아민
정승재
Original Assignee
삼성중공업 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
Application filed by 삼성중공업 주식회사 filed Critical 삼성중공업 주식회사
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Abstract

부유식 수소 생산 및 관리시스템이 개시된다. 본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크, 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소가스를 생산하는 개질기, 개질기에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인, 개질기로 제공되는 스팀을 발생시키는 스팀 보일러, 개질기에서 발생하는 폐열을 수집하는 폐열회수라인 및 스팀 보일러로 물을 공급하되, 물을 폐열회수라인을 따라 이송되는 가열된 열매체와 열교환하여 예열시킨 후 스팀 보일러로 공급하는 H2O 공급라인을 포함하여 제공될 수 있다.

Description

부유식 수소 생산 및 관리시스템{HYDROGEN-FLOATING PRODUCTION AND TREATMENT SYSTEM}
본 발명은 부유식 수소 생산 및 관리시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 육상으로 기화된 천연가스를 제공하는 재기화장치 또는 엔진의 연료가스를 제공하는 연료공급장치를 활용하여 수소를 안정적으로 생산 및 공급할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템에 관한 것이다.
최근에는 청정 에너지원인 천연가스(Natural Gas)에 대한 수요가 증가하고 있다. 천연가스(Natural Gas)는 통상적으로 저장 및 수송의 용이성을 위해, 생산지에서 약 섭씨 -162 ℃로 냉각해 그 부피를 1/600로 줄인 무색 투명한 초저온 액체인 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)로 상 변화한 후, LNG 캐리어(LNG Carrier)를 이용하여 원거리에 걸쳐 운송된다.
통상적으로 LNG 캐리어는 액화천연가스를 액화된 상태로 육상 터미널로 하역하고, 하역된 액화천연가스는 육상 터미널에 설치된 재기화 설비에 의해 재기화된 후 소비처로 공급된다. 그러나 육상 터미널에 재기화 설비를 구축하고 유지하기 위해서는 막대한 설치비용 및 관리비용이 소모된다는 단점이 있으며, 자연재해에 의해 육상의 재기화 설비의 작동이 어려운 경우 안정적인 천연가스 공급이 불가능하다는 문제점이 있다. 이에 해상에서 액화천연가스를 재기화하여 천연가스를 육상 터미널로 공급하기 위해 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)가 개발 및 운용되고 있다.
한편, 오늘날 환경문제가 인류의 주요한 이슈로 대두됨에 따라, 전 세계적으로 지구 온난화 문제 해결 및 대기환경 개선을 위해 노력하고 있다. 이러한 문제 해결을 위해 환경문제의 근원이 되는 화석에너지를 대신하여 태양광, 풍력, 조력 및 수력과 같은 재생에너지에 대한 관심이 높아지고 있다.
그러나 재생에너지는 지역별, 계절별 수급 불균형의 문제가 있는 바, 재생에너지로 생산된 에너지를 효과적으로 저장할 수 있는 에너지 저장매체, 다시 말해 에너지 캐리어(Energy-carrier)가 필요하다. 다양한 에너지 저장매체 중에서도 대용량, 장기간 안정적으로 저장할 수 있으면서도, 타 에너지원으로의 변환이 용이한 수소가 최적의 에너지 캐리어 각광받고 있다. 뿐만 아니라, 수소는 석유화학이나 제철 등 화학공정의 부산물로 발생되는 부생가스에서 수소를 추출하거나, 천연가스 또는 갈탄 등 1차 에너지로부터 개질하여 생산할 수도 있으며, 물을 전기분해하여 수소를 생산하는 등 다양한 방법에 의해 생산이 가능하다는 이점이 있다.
대한민국 공개특허공보 제10-2012-0049731호(2012. 05. 17. 공개)
본 실시 예는 천연가스에 함유된 메탄을 개질하여 수소를 생산함과 동시에, 선박의 엔진 또는 육상의 재기화장치로 제공되는 액화천연가스의 냉열을 활용하여 수소가스를 효율적으로 액화 및 관리할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 개질기에서 발생하는 폐열을 활용하여 스팀을 효율적으로 생성할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 설비의 구조 안정성을 도모할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 에너지 효율을 향상시킬 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 수소가스의 액화 공정을 효율적으로 수행할 수 있는 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 의하면, 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크; 상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소가스를 생산하는 개질기; 상기 개질기에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인; 상기 개질기로 제공되는 스팀을 발생시키는 스팀 보일러; 상기 개질기에서 발생하는 폐열을 수집하는 폐열회수라인; 및 상기 스팀 보일러로 물을 공급하되, 상기 물을 상기 폐열회수라인을 따라 이송되는 가열된 열매체와 열교환하여 예열시킨 후 상기 스팀 보일러로 공급하는 H2O 공급라인;을 포함하여 제공될 수 있다.
상기 H2O 공급라인과 상기 폐열회수라인 사이에 마련되어, 상기 H2O 공급라인으로 유입된 물과 상기 폐열회수라인을 따라 이송되는 열매체를 서로 열교환시키는 예열장치;를 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 폐열회수라인 상에서 상기 예열장치의 전단으로부터 분기되고, 상기 예열장치의 후단에 재합류되는 폐열우회라인; 및 상기 폐열우회라인에 마련되는 유량조절밸브;를 더 포함하고, 상기 유량조절밸브는 상기 H2O 공급라인을 통해 상기 스팀 보일러로 유입되는 물의 온도정보에 따라 개방 및 폐쇄작동이 제어될 수 있다.
상기 스팀 보일러에 의해 발생된 스팀을 상기 개질기로 공급하는 스팀 공급라인;을 더 포함하고, 상기 스팀 보일러는 상기 폐열회수라인을 따라 공급된 가열된 열매체와, 상기 H2O 공급라인을 통해 공급된 예열된 물을 열교환하여 스팀을 발생시킬 수 있다.
상기 수소 액화라인은 유입된 수소가스를 가압하는 제1 압축부와, 상기 제1 압축부에 의해 가압된 수소가스를 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 수소가스를 감압시키는 팽창부를 포함하고, 상기 냉각부는 상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화하여 수요처로 공급하는 재기화장치로 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 수소 액화라인은 유입된 수소가스를 가압하는 제1 압축부와, 상기 제1 압축부에 의해 가압된 수소가스를 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 수소가스를 감압시키는 팽창부를 포함하고, 상기 냉각부는 상기 저장탱크의 액화천연가스를 엔진의 연료가스로 공급하는 연료공급장치로 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 냉각부는 상기 제1 열교환기를 거쳐 1차적으로 냉각된 수소가스와 극저온의 냉매를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 수소 액화라인은 상기 팽창부에 의해 감압된 수소가스를 액화수소 및 미액화수소로 분리하는 제1 기액분리기와, 상기 제1 기액분리기의 액화수소를 수요처로 공급하는 액화수소 공급라인과, 상기 제1 기액분리기의 미액화수소를 상기 제1 압축부 전단으로 공급하는 재순환라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 제2 열교환기는 상기 재순환라인을 따라 이송되는 미액화수소로부터 냉열을 추가적으로 공급받을 수 있다.
상기 수소 액화라인 상의 상기 제1 압축부 후단으로부터 분기되어 상기 가압된 수소가스의 일부를 배터리장치 및 수요처 중 적어도 어느 하나로 공급하는 수소가스 공급라인;을 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 저장탱크로부터 상기 개질기로 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급하는 가스 공급부;를 더 포함하고, 상기 가스 공급부는 상기 저장탱크의 액화천연가스와 증발가스를 공급받아 혼합시키는 혼합기, 상기 혼합기에 의해 혼합된 가스흐름을 수용하는 제2 기액분리기, 상기 제2 기액분리기에서 분리되되 상대적으로 메탄 함량이 높은 기체성분을 상기 개질기로 공급하는 기체성분 공급라인을 포함하여 제공될 수 있다.
상기 가스 공급부는 상기 기체성분 공급라인에 마련되어 기체성분을 가압하는 제2 압축부와, 상기 제2 압축부에 의해 가압된 기체성분 중 일부를 상기 재기화장치로 공급하는 잉여가스 처리라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 저장탱크로부터 상기 개질기로 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급하는 가스 공급부;를 더 포함하고, 상기 가스 공급부는 상기 저장탱크의 액화천연가스와 증발가스에 함유된 메탄 성분을 분리하는 메탄 분리기를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 메탄 분리기는 멤브레인과 사이클론 및 흡착기 중 적어도 어느 하나를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 재기화장치는 상기 액화천연가스를 기화시키는 기화기를 구비하는 재기화라인을 포함하고, 상기 수소 액화라인은 상기 재기화라인 상의 기화기 전단으로부터 분기되고, 상기 제1 열교환기를 경유하여 상기 재기화라인으로 재합류하는 액화가스 추출라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 연료공급장치는 상기 저장탱크에 수용된 액화천연가스를 이송시키는 송출펌프와, 상기 송출펌프에 의해 이송된 액화천연가스를 기화시키는 기화기를 구비하는 액화가스 공급라인을 포함하고, 상기 액화가스 공급라인은 상기 송출펌프에 의해 이송된 액화천연가스가 상기 제1 열교환기를 경유하여 상기 기화기로 공급되도록 마련될 수 있다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 천연가스에 함유된 메탄을 개질하여 수소를 안정적으로 생산함과 동시에, 선박의 엔진 또는 육상의 재기화장치로 제공되는 액화천연가스의 냉열을 활용하여 수소가스를 효율적으로 액화 및 관리할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 개질기에서 발생하는 폐열을 활용하여 스팀을 효율적으로 생성할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 설비의 구조 안정성을 도모하는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용이 가능해지는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 에너지 효율이 향상되는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템은 수소가스의 액화 공정을 안정적으로 수행할 수 있는 효과를 가진다.
도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 나타내는 개념도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템을 나타내는 개념도이다.
이하에서는 본 실시 예를 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하의 실시 예는 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상을 충분히 전달하기 위해 제시하는 것이다. 본 발명은 여기서 제시한 실시 예만으로 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 도면은 본 발명을 명확히 하기 위해 설명과 관계 없는 부분의 도시를 생략하고, 이해를 돕기 위해 구성요소의 크기를 다소 과장하여 표현할 수 있다.
도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)을 나타내는 개념도이다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)은 액화천연가스 및 이로부터 발생되는 증발가스를 수용하는 저장탱크(110), 천연가스 또는 증발가스를 공급받아 수소가스를 생산하는 개질기(130), 개질기(130)에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인(140), 수소 액화라인(140)으로 극저온의 냉열을 제공하는 냉매순환라인(150), 개질기(130)로 제공되는 스팀을 발생시키는 스팀 보일러(160), 개질기(130)에서 발생되는 폐열을 수집하여 상기 스팀 보일러(160)로 제공하는 폐열회수라인(161), 스팀 보일러(160)로 물을 공급하되 폐열회수라인(161)에 의해 수집된 폐열과 열교환하여 물을 예열하여 공급하는 H2O 공급라인(164), 폐열회수라인(161)을 따라 이송되는 열매체와 H2O 공급라인(164)를 따라 이송되는 물을 서로 열교환하는 예열장치(165), 스팀 보일러(160)에 의해 발생된 스팀을 개질기(130)로 공급하는 스팀 공급라인(166), 저장탱크(110)로부터 개질기(130)로 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 포함하는 기체성분을 공급하는 가스 공급부(170), 수소 액화라인(140)으로 유입된 수소가스의 일부를 배터리장치(30) 및 수요처(40) 중 적어도 어느 하나로 공급하는 수소가스 공급라인(180)을 포함하여 마련될 수 있다.
본 실시 예에 의한 수소 생산 및 관리시스템(100)은 해상에서 운용되는 부유식 해상구조물에 적용될 수 있다. 부유식 해상구조물은 액화천연가스를 수송하되 재기화설비를 구비하는 LNG 캐리어(LNG Carrier), 해상에 부유된 상태에서 액화천연가스를 재기화하여 육상의 터미널(10)로 공급하는 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)에 함께 탑재되어 운용될 수 있다.
저장탱크(110)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 천연 증발가스를 수용 및 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있으며, 선체에 복수개 설치될 수 있다. 저장탱크(110)는 천연가스의 생산지 또는 공급처 등으로부터 액화천연가스를 공급받아 수용 및 저장하되, 액화천연가스 및 증발가스를 선박의 추진용 엔진 또는 선박의 발전용 엔진 등의 연료가스로 제공하거나, 후술하는 재기화장치(120)에 의해 기화되어 육상의 수요처로 공급될 수 있다.
저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 저장탱크(110) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 증발가스가 존재하게 된다. 이러한 증발가스는 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 저장탱크(110)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 증발가스를 저장탱크(110)로부터 제거 또는 처리할 필요성이 있다. 이에 따라 저장탱크(110) 내부에 발생된 증발가스는 후술하는 바와 같이 가스 공급부(170)에 의해 개질기(130)로 공급되어 수소가스를 생산하거나, 재기화장치(120)로 유입될 수 있다. 또한 도면에는 도시하지 않았으나 선박의 엔진에 연료가스로 이용될 수도 있다.
재기화장치(120)에 대해 간단히 설명하자면, 본 실시 예에 의한 수소 생산 및 관리시스템(100)이 탑재되는 부유식 해상구조물에는 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스를 재기화시켜 육상 터미널, 발전소 등 육상의 수요처(10)로 공급하는 재기화장치(120)가 탑재된다. 재기화장치(120)는 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부가 수요처에 연결되는 재기화라인(121)과, 재기화라인(121)의 입구 측 단부에 마련되는 송출펌프(122)와, 상기 송출펌프(122)에 의해 이송되는 액화천연가스와 후술하는 가스 공급부(170)에 의해 공급되는 기체성분을 서로 혼합 및 응축시키는 응축기(123)와, 응축기(123)에서 재응축된 액체성분을 공급받아 고압으로 가압하는 고압펌프(124)와, 고압펌프(124)에 의해 가압된 액체성분을 기화시키는 기화기(125)가 마련될 수 있다. 고압펌프(124) 및 기화기(125)는 도 1에 도시된 바와 같이, 장비의 고장 또는 유지보수 시에도 안정적인 운용이 가능하도록 병렬 구조로 한 쌍이 마련될 수 있다.
또한 재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단에는 저온의 액화천연가스의 냉열을 수소가스의 액화에 활용할 수 있도록 액화가스 추출라인(148)이 분기 및 재합류되되, 후술하는 제2 열교환기(143)를 경유하도록 배치될 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다.
개질기(130)는 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 포함하는 기체성분을 공급받아 수소가스를 생산하도록 마련된다.
개질기(130)는 후술하는 가스 공급부(170)에 의해 메탄 함량이 향상된 기체성분과 후술하는 스팀 보일러(160)에 의해 고온의 스팀을 함께 공급받아 고온에서 개질시키는 스팀 리포머(131, Steam Reformer)와, 스팀 리포머(131)에서 개질된 합성가스(Syngas)를 반응시켜 수소가스를 생성하는 전환반응기(132, Shift Reactor)와, 개질된 가스에 포함된 이산화탄소를 흡수 및 제거하는 CO2 처리부(133)와, 전환반응기(132)에서 생성된 가스를 수소가스와 그 외의 가스로 분리하는 PSA(134, Pressure Swing Adsorption)를 포함할 수 있다.
스팀 리포머(131)는 가스 공급부(170)에 의해 제공되는 기체성분에 함유된 메탄(CH4)과 스팀 보일러(160)에 의해 제공되는 약 900 ℃의 스팀(H2O)을 공급받고, 버너 등을 점화시켜 개질반응에 의해 수소(H2)와 일산화탄소(CO)가 포함된 합성가스를 생성할 수 있다. 합성가스는 전환반응기(132)로 공급되고, 전환반응기(132)에서는 합성가스에 함유된 일산화탄소(CO)를 스팀(H2O)과 반응시켜 수소(H2)를 추가적으로 생성할 수 있다. 이 때, 전환반응기(132)에서 수소(H2) 외에 이산화탄소(CO2)도 함께 생성되는데, 이산화탄소는 환경에 중대한 영향을 미치는 원인 중 하나이므로 이를 제거 및 처리할 필요가 있다. 이에 CO2 처리부(133)에서 합성가스에 함유된 이산화탄소를 알카놀 아민 흡수제(MEA or MDEA) 등을 사용하여 흡수 및 분리하여 처리할 수 있다. CO2 처리부(133)를 거쳐 이산화탄소가 제거된 후, PSA(134)로 제공되어 수소가스(H2)와 그 외의 가스(Tail Gas)로 분리될 수 있다.
다만, 본 실시 예에서 설명하는 개질기(130)에 관한 설명은 본 발명에 대한 이해를 돕기 위한 일 예로서, 메탄(CH4)이 함유된 천연가스로부터 수소가스(H2)를 개질 및 생산할 수 있다면 다양한 방식 및 구조의 장치로 이루어지는 경우를 포함한다.
한편, 개질기(130)의 수소 생산 효율성을 향상시키기 위해 가스 공급부(170)는 저장탱크(110)로부터 개질기(130)로 제공되는 기화된 천연가스 또는 증발가스 등의 기체성분에 함유된 메탄 함량을 증대시킬 수 있으며, 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다.
스팀 보일러(160)는 육상에 설치되거나 부유식 해상구조물에 설치되는 수질관리장치(미도시)로부터 제공되는 물을 공급받아 가열함으로써 개질기(130)에 활용되는 스팀을 발생시킬 수 있다. 이를 위해, 스팀 보일러(160)는 H2O 공급라인(164)으로부터 물을 공급받아 구비된 가열기(미도시) 등을 통해 물을 가열하여 스팀을 발생시키되, 개질기(130)의 버너 등에 의해 발생되는 폐열을 수집하는 폐열회수라인(161)으로부터 물을 가열하는 열량을 추가적으로 또는 보조적으로 제공받을 수 있다. 폐열회수라인(161)은 열매체가 이를 따라 이송 가능하게 마련될 수 있으며, 개질기(130)에서 발생되는 폐열로부터 열을 전달받아 열매체가 가열된 후 폐열회수라인(161)을 따라 스팀 보일러(160)로 공급될 수 있다. H2O 공급라인(164)은 입구 측 단부가 수질관리장치(미도시)에 연결되어 순도가 향상된 물을 전달받아 이를 스팀 보일러(160)로 공급할 수 있다. 스팀 보일러(160)는 H2O 공급라인(164)에 의해 제공받은 물과, 폐열회수라인(161)에 의해 제공받은 가열된 열매체를 열교환함으로써, 물을 가열 및 기화시켜 고온의 스팀을 발생시킬 수 있다. 폐열회수라인(161)을 따라 이송되는 열매체는 폐가스 또는 글리콜 워터 등으로 이루어질 수 있으나 어느 것에 한정되는 것은 아니며, 개질기(130)에서 발생되는 폐열을 수집하여 스팀 보일러(160)로 전달할 수 있다면 다양한 열 전달 매체로 마련될 수 있다.
한편, 스팀 보일러(160)의 스팀 생산효율을 향상시키기 위해서는 스팀 보일로(160)로 유입되는 물의 온도가 일정 수준까지 예열되는 것이 요구된다. 따라서 H2O 공급라인(164)은 이를 따라 이송되는 물을 폐열회수라인(161)을 따라 이송되는 가열된 열매체와 미리 열교환하여 물을 예열시킨 후 스팀 보일러(160)로 공급할 수 있다. 이를 위해, H2O 공급라인(164)과 폐열회수라인(161) 사이에는 열교환을 수행하는 예열장치(165)가 마련될 수 있으며, 예열장치(165)는 H2O 공급라인(164)을 따라 이송되는 물과 폐열회수라인(161)을 따라 이송되는 가열된 열매체를 서로 열교환함으로써, 스팀 보일러(160)의 작동 효율을 향상시킬 수 있는 온도 수준까지 물을 예열시킨 상태로 공급할 수 있다.
폐열회수라인(161)에는 스팀 보일러(160)로 공급되는 물의 온도를 조절하도록 폐열우회라인(162)과, 폐열우회라인(162)을 따라 이송되는 가열된 열매체의 유량을 조절하는 유량조절밸브(163)가 마련될 수 있다.
폐열우회라인(162)은 폐열회수라인(161) 상에서 예열장치(165)의 전단에서 분기되고, 예열장치(165)의 후단에 재합류하도록 마련됨으로써, 예열장치(165)를 경유하는 열매체를 우회시킬 수 있으며, 폐열우회라인(162)에 마련되는 유량조절밸브(163)의 개방 및 폐쇄 작동에 따라 폐열우회라인(162)을 따라 이송되는 열매체의 유량이 조절될 수 있다.
유량조절밸브(163)는 스팀 보일러(160)로 유입되는 물의 온도정보에 따라 개방 및 폐쇄정도가 조절될 수 있다. 일 예로, H2O 공급라인(164)의 출구 측 단부에 온도센서(미도시)가 마련되고, 온도센서가 감지한 물의 온도가 스팀 보일러(160)의 스팀 생산효율을 향상시키는 일정 온도범위보다 낮은 경우, 예열장치(165)를 통과하는 물로 전달되는 열량이 증가될 수 있도록 폐열우회라인(162)을 통과하는 열매체의 유량을 감소시키는 방향(폐쇄되는 방향)으로 작동할 수 있다. 반대로, 온도센서가 감지한 물의 온도가 스팀 보일러(160)의 스팀 생산효율을 향상시키는 일정 온도범위보다 높은 경우, 예열장치(165)를 통과하는 물로 전달되는 열량이 감소될 수 있도록 폐열우회라인(162)을 통과하는 열매체의 유량을 증가시키는 방향(개방되는 방향)으로 작동할 수 있다.
스팀 보일러(160)에서 발생된 고온의 스팀은 스팀 공급라인(166)을 통해 개질기(130)로 공급될 수 있다. 이를 위해 스팀 공급라인(166)의 입구 측 단부는 스팀 보일러(160)에 연결되고, 출구 측 단부는 개질기(130)의 설비 중 적어도 어느 하나에 연결될 수 있다.
개질기(130)에 의해 생산된 수소가스는 저장 및 취급의 용이함을 위해 수소 액화라인(140)에 의해 액화될 수 있다.
수소 액화라인(140)은 유입된 수소가스를 가압하는 제1 압축부(141)와, 제1 압축부(141)를 통과하면서 가압된 수소가스를 냉각시키는 냉각부와, 냉각부를 통과하여 냉각된 수소가스를 공급받아 감압시키는 팽창부(144)와, 팽창부(144)를 통과하면서 기액 혼합상태의 수소가스를 액화성분 및 미액화성분으로 분리하는 제1 기액분리기(145)와, 제1 기액분리기(145)에서 분리된 액화성분을 저장소 등의 수요처(20) 등으로 공급하는 액화수소 공급라인(146)과, 제1 기액분리기(145)에서 분리된 미액화성분을 제1 압축부(141)로 재공급하는 재순환라인(147), 가압된 수소가스로 냉열을 전달하도록 재기화라인(121) 상의 저온의 액화천연가스를 냉각부 측으로 우회시키는 액화가스 추출라인(148)을 포함하여 마련될 수 있다.
제1 압축부(141)는 수소 액화라인(140)으로 유입되는 수소가스를 가압하도록 마련된다. 제1 압축부(141)는 수소가스의 재액화효율을 향상시키기 위해 수소가스를 가압하여 후술하는 냉각부로 공급할 수 있다. 제1 압축부(141)는 컴프레서를 포함할 수 있으며, 도 1에서는 컴프레서가 단일로 배치된 것으로 도시되어 있으나, 이는 일 예로서 수소가스의 가압 압력범위에 따라 다단 컴프레서로 이루어질 수도 있다.
냉각부는 제1 압축부(141)를 거쳐 가압된 수소가스를 공급받아 냉각시키도록 마련된다. 냉각부는 제1 압축부(141)를 통과하여 가압된 수소가스를 재기화장치(120)로 유입된 액화천연가스와 1차적으로 열교환하는 제1 열교환기(142)와, 제1 열교환기(142)를 거친 수소가스를 극저온의 냉매 및 후술하는 제1 기액분리기(145)의 미액화성분과 2차적으로 열교환하여 냉각시키는 제2 열교환기(143)를 포함할 수 있다.
제1 열교환기(142)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141)를 거쳐 가압된 수소가스와, 저장탱크(110)에서 재기화장치(120)로 유입되는 액화천연가스를 1차적으로 열교환하도록 마련된다. 이를 위해, 제1 열교환기(142)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141) 후단과 재기화라인(121)의 기화기(125) 전단 사이에 마련될 수 있으며, 재기화라인(121)을 따라 이송되는 액화천연가스를 제1 열교환기(142)로 우회 및 경유할 수 있도록 액화가스 추출라인(148)이 마련된다. 액화가스 추출라인(148)은 입구 측 단부가 재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단으로부터 분기되고, 제1 열교환기(142)를 경유하여 재기화라인(121) 상의 기화기(125) 전단으로 재합류할 수 있다. 액화가스 추출라인(148)에 의해 재기화라인(121)을 따라 이송되는 저온의 액화천연가스 중 일부가 제1 열교환기(142)로 우회 및 경유함으로써, 수소 액화라인(140) 상에서 제1 열교환기(142)를 통과하는 고온의 수소가스에 냉열을 제공할 수 있다. 액화가스 추출라인(148)에는 유량조절밸브(148a)가 마련될 수 있으며, 유량조절밸브(148a)는 수소 액화라인(140) 상에 배치되는 온도센서(미도시)가 감지한 온도정보에 근거하여 개방 및 폐쇄 작동이 제어될 수 있다.
액화가스 추출라인(148)으로 유입되는 유입된 액화천연가스는 약 -163 ℃의 저온 상태이므로, 제1 열교환기(142)는 상대적으로 온도가 낮은 액화천연가스로부터 상대적으로 고온의 수소가스로 냉열을 전달함으로써 수소가스를 약 -150 ℃ 수준까지 1차적으로 냉각시킬 수 있다. 한편, 재기화라인(121)은 액화천연가스를 재기화시켜 수요처로 공급하도록 마련되는 것으로서, 앞서 설명한 바와 같이 기화기(125)를 구비한다. 기화기(125)로 유입되는 액화천연가스는 그 일부가 제1 열교환기(142)를 거치면서 수소가스로 냉열을 전달해줌으로써 온도가 상승하게 된다. 이와 같이, 상대적으로 고온이면서 냉각이 필요한 수소가스와 상대적으로 저온이면서 가열이 필요한 액화천연가스를 제1 열교환기(142)를 통해 서로 열교환함으로써, 재기화라인(121) 상에서 액화가스 추출라인(148)의 후단에 설치되는 기화기(125)에 투입되는 에너지 소비량을 저감하고, 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.
제2 열교환기(143)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 열교환기(142)를 거쳐 1차적으로 냉각된 수소가스와, 냉매순환라인(150)을 따라 이송되는 극저온의 냉매 및 재순환라인(147)을 따라 이송되는 미액화수소를 2차적으로 열교환하여 수소가스의 재액화를 구현할 수 있다. 냉매는 헬륨(He), 질소(N2) 등을 포함할 수 있으며, 냉매순환라인(150)은 냉매를 가압하는 압축기(151)와, 압축기(151)를 거쳐 가압된 냉매를 냉각시키는 냉각기(152)와, 냉각기(152)에 의해 냉각된 냉매를 감압하는 팽창기(153)를 포함할 수 있다. 압축기(151)와 냉각기(152) 및 팽창기(153)를 순차적으로 통과한 냉매는 극저온 상태이므로 제2 열교환기(143)에서는 극저온의 냉매로부터 수소가스로 냉열을 전달하여 수소가스를 수소 액화점까지 2차적으로 냉각시킬 수 있다. 아울러, 후술하는 제1 기액분리기(145)에서 분리된 미액화수소는 팽창부(144)를 거치면서 수소의 액화점에 근접하게 냉각된 상태이므로, 제2 열교환기(143)에서는 극저온의 냉매와 더불어, 미액화수소의 냉열을 수소가스로 전달함으로써, 수소가스의 재액화 효율을 증대시킬 수 있다.
팽창부(144)는 제1 및 제2 열교환기(142, 143)를 순차적으로 통과하여 냉각 및 재액화된 수소가스를 공급받아 감압 또는 팽창시키도록 마련된다. 수소 액화라인(140)을 따라 이송되는 수소가스는 제1 압축부(141)에 의해 가압된 상태인 바, 팽창부(144)가 가압된 수소가스를 감압시킴으로써, 추가적인 냉각 및 팽창을 통해 수소가스의 안정적인 재액화를 구현할 수 있다. 팽창부(144)는 익스팬더(Expander) 또는 감압밸브로 마련될 수 있으며, 저장탱크(110)의 내부압력에 상응하는 압력수준으로 수소가스를 감압할 수 있다.
제1 기액분리기(145)는 팽창부(144)를 통과한 기액 혼합상태의 수소가스를 액체상태의 액화수소와 기체상태의 미액화수소로 분리하도록 마련된다. 수소가스는 제1 및 제2 열교환기(143)를 통과하면서 냉각됨에 따라 대부분 재액화가 이루어지기는 하나, 팽창부(144)를 거쳐 감압되는 과정에서 일부의 미액화성분이 발생될 수 있다. 이에 제1 기액분리기(145)가 팽창부(144)를 거쳐 감압된 수소가스를 수용하되, 액화수소와 미액화수소로 분리하여 각 성분의 용이한 취급 및 관리를 도모할 수 있다.
액화수소 공급라인(146)은 제1 기액분리기(145)에 의해 분리된 액체성분, 다시 말해 액화수소를 저장소 및 수요처(20) 중 적어도 어느 하나로 공급하도록 마련된다. 액화수소 공급라인(146)은 제1 기액분리기(145)와 저장탱크(110)를 연결하도록 입구 측 단부가 제1 기액분리기(145)의 내부 하측에 연결되고, 출구 측 단부가 저장소나 수요처(20)로 연결될 수 있다. 액화수소 공급라인(146)에는 저장소나 수요처(20)로 공급되는 액화수소의 공급량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있다. 개폐밸브는 제1 기액분리기(145)의 액화수소 수위 또는 수요처의 요구 유량에 따라 개방 및 폐쇄정도가 제어될 수 있다.
재순환라인(147)은 제1 기액분리기(145)에 의해 분리된 기체성분, 다시 말해 미액화수소를 수소 액화라인(140)의 제1 압축부(141)로 재공급하도록 마련된다. 재순환라인(147)은 입구 측 단부가 제1 기액분리기(145)의 내부 상측에 연결되고, 출구 측 단부가 제1 압축부(141) 전단으로 연결되되, 중단부가 제2 열교환기(143)를 경유하도록 마련될 수 있다. 재순환라인(147)에는 제1 압축부(141) 전단으로 공급되는 미액화수소의 유량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있으며, 개폐밸브는 제1 기액분리기(145)의 내부압력 수치에 따라 개방 및 폐쇄정도가 제어될 수 있다.
수소가스 공급라인(180)은 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141)를 거친 수소가스의 일부를 배터리장치(30) 및 수요처(40) 중 적어도 어느 하나로 공급하도록 마련된다. 배터리장치(30)는 전력을 생산 및 제공하기 위해 연료전지를 포함할 수 있으며, 연료전지는 개질기(130)에 의해 생산된 수소가스 중 일부를 수소가스 공급라인(180)에 의해 전달받아 전력을 생산할 수 있다. 이를 위해 수소가스 공급라인(180)은 입구 측 단부가 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141) 후단에서 분기되고, 출구 측 단부가 분기되어 배터리장치(30) 및 수요처(40)로 각각 연결될 수 있다. 한편, 수요처(40) 측에는 수소가스의 일시적 저장을 위해 수소가스를 가압하는 컴프레서(41)와, 컴프레서(41)에 의해 가압되면서 가열된 수소가스를 냉각시키는 쿨러(42)와, 쿨러를 거쳐 냉각된 수소가스를 수용 및 저장하는 튜브탱크(43)가 마련될 수 있다.
가스 공급부(170)는 저장탱크(110)로부터 기화된 천연가스 또는 증발가스를 개질기(130)로 공급하되, 개질기(130)의 수소 생산 효율성을 향상시킬 수 있도록 개질기(130)로 공급되는 기체성분의 메탄 함량을 증대시키도록 마련된다.
가스 공급부(170)는 저장탱크(110)의 액화천연가스와 증발가스를 혼합시키는 혼합기(171)와, 혼합기(171)에 의해 혼합된 가스흐름을 수용하는 제2 기액분리기(172)와, 제2 기액분리기(172)에서 분리되되 상대적으로 메탄 함량이 높은 기체성분을 개질기(130)로 공급하는 기체성분 공급라인(173)과, 기체성분 공급라인(173)에 마련되는 제2 압축부(174)와, 제2 압축부(174)에 의해 가압된 기체성분 중 일부를 재기화라인(121) 측으로 공급하는 잉여가스 처리라인(177)을 포함할 수 있다.
혼합기(171)는 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스와 증발가스를 함께 공급받아 혼합시키도록 마련된다. 이를 위해 가스 공급부(170)는 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스를 혼합기(171) 측으로 공급하도록 별도의 유입라인(미도시)을 구비하거나, 재기화라인(121)의 송출펌프(122) 후단으로부터 액화가스 유입라인(171a)이 분기되어 재기화라인(121)으로 유입되는 액화천연가스의 일부를 혼합기(171) 측으로 공급할 수 있다. 또한, 가스 공급부(170)는 저장탱크(110)에 수용된 증발가스를 혼합기(171) 측으로 공급하도록 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되고, 출구 측 단부가 혼합기(171)에 연결되는 증발가스 유입라인(171b)을 구비할 수 있다. 혼합기(171)는 이젝터로 마련되어 송출펌프(122)에 의해 소정의 압력으로 가압된 액화천연가스의 자체 압력에 의해 저장탱크(110)에 수용된 증발가스를 흡입할 수 있다.
혼합기(171)를 거쳐 액화천연가스와 증발가스가 혼합된 가스흐름은 제2 기액분리기(172)로 공급될 수 있다. 천연가스는 천연가스는 주성분인 메탄(Methane) 외에도 에탄(Ethane), 프로판(Propane), 부탄(Butane), 질소(Nitrogen) 등을 포함하는 혼합물이다. 이 중 메탄의 액화점은 -161.5 ℃로서, 에탄(액화점 -89 ℃) 및 프로판(액화점 -42 ℃) 등 기타 성분에 비해 매우 낮다. 이에 따라 제2 기액분리기(172)에 수용된 혼합된 가스흐름 중 상대적으로 액화점이 높은 에탄, 프로판 등의 성분들은 액체상태를 유지하되, 상대적으로 액화점이 낮은 메탄 성분은 기체성분으로 분리될 수 있다. 이로써 기체성분 공급라인(173)이 제2 기액분리기(172)에서 분리되되 메탄 함량이 높은 기체성분을 개질기(130) 측으로 공급하여 개질기(130)의 수소 생산 효율성을 향상시킬 수 있다.
기체성분 공급라인(173)은 제2 기액분리기(172)에서 분리된 기체성분을 개질기(130) 측으로 공급하도록 마련된다. 이를 위해 기체성분 공급라인(173)의 입구 측 단부는 제2 기액분리기(172)의 내부 상측에 연결되고, 출구 측 단부는 개질기(130)의 스팀 리포머(131)에 연결되되, 중단부에는 기체성분을 가압하는 제2 압축부(174)가 마련될 수 있다. 제2 압축부(174)는 기체성분 공급라인(173)을 통해 유입되는 기체성분을 압축하는 컴프레서(174a)와, 압축되면서 가열된 기체성분을 냉각시키는 쿨러(174b)를 포함할 수 있다.
제2 기액분리기(172)에서 분리된 액체성분 회수라인(175)을 통해 액체성분 저장탱크(110)로 회수될 수 있다. 이를 위해 액체성분 회수라인(175)은 입구 측 단부가 제2 기액분리기(172)의 내부 하측에 연결되고, 출구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부로 연결될 수 있다. 액체성분 회수라인(175)에는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있으며, 개폐밸브는 제2 기액분리기(172)의 수위 정보에 따라 개방 및 폐쇄정도가 제어될 수 있다.
한편, 기체성분 공급라인(173)을 통해 공급되는 기체성분의 유량이 개질기(130)의 처리 가능 유량을 초과하거나 개질기(130)의 작동을 중지한 경우, 기체성분 공급라인(173) 상에 잔존하는 잉여의 기체성분을 처리할 필요가 있다. 이에 잉여가스 처리라인(177)이 기체성분 공급라인(173) 상에 잔존하는 기체성분 중 일부를 재기화라인(121)의 응축기(123) 측으로 공급할 수 있다. 이를 위해 잉여가스 처리라인(177)은 입구 측 단부가 기체성분 공급라인(173) 상의 제2 압축부(174) 후단에서 분기되고, 출구 측 단부가 응축기(123)의 내부로 연결될 수 있다.
또한, 도면에는 도시하지 않았으나 가스 공급부(170)는 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스 및 증발가스에 함유된 메탄 성분을 분리하여 개질기(130)로 공급하는 메탄 분리기를 포함할 수 있다. 메탄 분리기는 분리막 등을 활용하여 투과를 통해 메탄 성분을 분리하는 멤브레인(Membrane), 메탄 성분을 포집에 의해 분리하는 사이클론(Cyclone), 흡착을 통해 메탄 성분을 분리하는 흡착기(Adsorption) 중 적어도 어느 하나를 포함하여 마련될 수 있다. 메탄 분리기에 의해 메탄 성분을 분리하고, 이를 개질기(130)로 공급함으로써 수소 생산의 효율성을 증대시킬 수 있다.
한편, 부유식 해상 구조물의 규모를 절감하거나 해상 구조물의 공간 활용도를 향상시킬 수 있도록 가스 공급부(170)와 개질기(130)는 부두나 항구 등의 육상 또는 연안에 인접하게 분리되어 설치되고, 각 장치 및 설비 간에는 연결라인 및 매니폴드에 의해 연결되어 운용될 수도 있다.
이하에서는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(200)에 대해 설명한다.
이하에서 설명하는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(200)에 관한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 경우 외에는 앞서 설명한 본 발명의 제1 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100)에 관한 설명과 동일한 것으로서 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.
연료공급장치(220)는 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스를 부유식 해상구조물에 탑재되는 엔진(50)의 연료가스로 공급하도록 마련된다. 연료공급장치(220)는 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부가 엔진(50)에 연결되는 액화가스 공급라인(221)과, 액화가스 공급라인(221)의 입구 측 단부에 마련되는 송출펌프(222)와, 상기 송출펌프(222)에 의해 이송되는 액화천연가스를 기화시키는 기화기(223)가 마련될 수 있으며, 액화가스 공급라인(221) 상의 기화기(223) 전단은 저온의 액화천연가스의 냉열을 수소가스의 액화에 활용할 수 있도록 제1 열교환기(142)를 경유하여 연결될 수 있다.
한편, 엔진(50)은 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스를 연료가스로 공급받아 선박의 추진력을 발생시키거나 선박의 내부 설비 등의 발전용 전원을 발생시킬 수 있다면 다양한 구조 및 방식의 장치로 마련될 수 있다. 일 예로, 엔진(50)는 상대적으로 고압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 고압 엔진, 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 저압 엔진, 선박에 구비된 각종 설비의 전원을 제공하는 제너레이터중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다.
제1 열교환기(142)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141)를 거쳐 가압된 수소가스와, 엔진(50)에 연료가스를 공급하는 연료공급장치(220)로 유입된 액화천연가스를 1차적으로 열교환하도록 마련된다. 제1 열교환기(142)는 수소 액화라인(140) 상의 제1 압축부(141) 후단과 액화가스 공급라인(221) 상의 기화기(223) 전단 사이에 마련될 수 있으며, 이를 위해 액화가스 공급라인(221)은 송출펌프(222)에 의해 이송되는 액화천연가스가 제1 열교환기(142)를 경유하여 기화기(223)로 공급되도록 마련된다. 액화가스 공급라인(221) 상의 제1 열교환기(142) 전단에는 유량조절밸브가 마련되고, 가스 공급부(170)의 액화가스 유입라인(171a)에도 유량조절밸브가 마련되어, 엔진(50)의 연료가스로 공급되는 액화천연가스의 유량 및 수소 생산을 위해 가스 공급부(170)로 투입되는 액화천연가스의 유량을 각각 조절할 수 있다.
이와 같은 본 실시 예에 의한 부유식 수소 생산 및 관리시스템(100, 200)은 액화천연가스 및 이의 증발가스를 개질하여 수소가스를 안정적으로 생산하되, 재기화장치 또는 연료공급장치에 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받아 수소가스의 액화를 도모함으로써 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있다.
100, 200: 수소 생산 및 관리시스템
110: 저장탱크 120: 재기화장치
121: 재기화라인 220: 연료공급장치
221: 액화가스 공급라인 122, 222: 송출펌프
123: 응축기 124: 고압펌프
125, 223: 기화기 130: 개질기
140: 수소 액화라인 141: 제1 압축부
142: 제1 열교환기 143: 제2 열교환기
144: 팽창부 145: 제1 기액분리기
146: 액화수소 공급라인 147: 재순환라인
148: 액화가스 추출라인 150: 냉매순환라인
151: 압축기 152: 냉각기
153: 팽창기 160: 스팀 보일러
161: 폐열회수라인 162: 폐열우회라인
163: 유량조절밸브 164: H2O 공급라인
165: 예열장치 166: 스팀 공급라인
170: 가스 공급부 171: 혼합기
172: 제2 기액분리기 173: 기체성분 공급라인
174: 제2 압축부 175: 액체성분 회수라인
177: 잉여가스 처리라인 180: 수소가스 공급라인

Claims (16)

  1. 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크;
    상기 저장탱크로부터 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급받아 수소가스를 생산하는 개질기;
    상기 개질기에 의해 생산된 수소가스를 액화시키는 수소 액화라인;
    상기 개질기로 제공되는 스팀을 발생시키는 스팀 보일러;
    상기 개질기에서 발생하는 폐열을 수집하는 폐열회수라인; 및
    상기 스팀 보일러로 물을 공급하되, 상기 물을 상기 폐열회수라인을 따라 이송되는 가열된 열매체와 열교환하여 예열시킨 후 상기 스팀 보일러로 공급하는 H2O 공급라인을 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 H2O 공급라인과 상기 폐열회수라인 사이에 마련되어, 상기 H2O 공급라인으로 유입된 물과 상기 폐열회수라인을 따라 이송되는 열매체를 서로 열교환시키는 예열장치를 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 폐열회수라인 상에서 상기 예열장치의 전단으로부터 분기되고, 상기 예열장치의 후단에 재합류되는 폐열우회라인; 및
    상기 폐열우회라인에 마련되는 유량조절밸브를 더 포함하고,
    상기 유량조절밸브는
    상기 H2O 공급라인을 통해 상기 스팀 보일러로 유입되는 물의 온도정보에 따라 개방 및 폐쇄작동이 제어되는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 스팀 보일러에 의해 발생된 스팀을 상기 개질기로 공급하는 스팀 공급라인을 더 포함하고,
    상기 스팀 보일러는
    상기 폐열회수라인을 따라 공급된 가열된 열매체와, 상기 H2O 공급라인을 통해 공급된 예열된 물을 열교환하여 스팀을 발생시키는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  5. 제4항에 있어서,
    상기 수소 액화라인은
    유입된 수소가스를 가압하는 제1 압축부와, 상기 제1 압축부에 의해 가압된 수소가스를 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 수소가스를 감압시키는 팽창부를 포함하고,
    상기 냉각부는
    상기 저장탱크의 액화천연가스를 재기화하여 수요처로 공급하는 재기화장치로 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  6. 제4항에 있어서,
    상기 수소 액화라인은
    유입된 수소가스를 가압하는 제1 압축부와, 상기 제1 압축부에 의해 가압된 수소가스를 냉각시키는 냉각부와, 상기 냉각부에 의해 냉각된 수소가스를 감압시키는 팽창부를 포함하고,
    상기 냉각부는
    상기 저장탱크의 액화천연가스를 엔진의 연료가스로 공급하는 연료공급장치로 유입된 액화천연가스로부터 냉열을 공급받는 제1 열교환기를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  7. 제5항 또는 제6항에 있어서,
    상기 냉각부는
    상기 제1 열교환기를 거쳐 1차적으로 냉각된 수소가스와 극저온의 냉매를 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기를 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  8. 제7항에 있어서,
    상기 수소 액화라인은
    상기 팽창부에 의해 감압된 수소가스를 액화수소 및 미액화수소로 분리하는 제1 기액분리기와, 상기 제1 기액분리기의 액화수소를 수요처로 공급하는 액화수소 공급라인과, 상기 제1 기액분리기의 미액화수소를 상기 제1 압축부 전단으로 공급하는 재순환라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  9. 제8항에 있어서,
    상기 제2 열교환기는
    상기 재순환라인을 따라 이송되는 미액화수소로부터 냉열을 추가적으로 공급받는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  10. 제5항 또는 제6항에 있어서,
    상기 수소 액화라인 상의 상기 제1 압축부 후단으로부터 분기되어 상기 가압된 수소가스의 일부를 배터리장치 및 수요처 중 적어도 어느 하나로 공급하는 수소가스 공급라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  11. 제5항 또는 제6항에 있어서,
    상기 저장탱크로부터 상기 개질기로 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급하는 가스 공급부를 더 포함하고,
    상기 가스 공급부는
    상기 저장탱크의 액화천연가스와 증발가스를 공급받아 혼합시키는 혼합기, 상기 혼합기에 의해 혼합된 가스흐름을 수용하는 제2 기액분리기, 상기 제2 기액분리기에서 분리되되 상대적으로 메탄 함량이 높은 기체성분을 상기 개질기로 공급하는 기체성분 공급라인을 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  12. 제11항에 있어서,
    상기 가스 공급부는
    상기 기체성분 공급라인에 마련되어 기체성분을 가압하는 제2 압축부와, 상기 제2 압축부에 의해 가압된 기체성분 중 일부를 상기 재기화장치로 공급하는 잉여가스 처리라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  13. 제5항 또는 제6항에 있어서,
    상기 저장탱크로부터 상기 개질기로 기화된 천연가스 및 증발가스 중 적어도 어느 하나를 공급하는 가스 공급부를 더 포함하고,
    상기 가스 공급부는
    상기 저장탱크의 액화천연가스와 증발가스에 함유된 메탄 성분을 분리하는 메탄 분리기를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  14. 제13항에 있어서,
    상기 메탄 분리기는
    멤브레인과 사이클론 및 흡착기 중 적어도 어느 하나를 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  15. 제5항에 있어서,
    상기 재기화장치는 상기 액화천연가스를 기화시키는 기화기를 구비하는 재기화라인을 포함하고,
    상기 수소 액화라인은
    상기 재기화라인 상의 기화기 전단으로부터 분기되고, 상기 제1 열교환기를 경유하여 상기 재기화라인으로 재합류하는 액화가스 추출라인을 더 포함하는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.
  16. 제6항에 있어서,
    상기 연료공급장치는
    상기 저장탱크에 수용된 액화천연가스를 이송시키는 송출펌프와, 상기 송출펌프에 의해 이송된 액화천연가스를 기화시키는 기화기를 구비하는 액화가스 공급라인을 포함하고,
    상기 액화가스 공급라인은
    상기 송출펌프에 의해 이송된 액화천연가스가 상기 제1 열교환기를 경유하여 상기 기화기로 공급되도록 마련되는 부유식 수소 생산 및 관리시스템.


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