[go: up one dir, main page]

KR20190080354A - 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법 - Google Patents

부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20190080354A
KR20190080354A KR1020170182750A KR20170182750A KR20190080354A KR 20190080354 A KR20190080354 A KR 20190080354A KR 1020170182750 A KR1020170182750 A KR 1020170182750A KR 20170182750 A KR20170182750 A KR 20170182750A KR 20190080354 A KR20190080354 A KR 20190080354A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
hydrogen
gas
fuel
liquefied gas
heat exchanger
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Granted
Application number
KR1020170182750A
Other languages
English (en)
Other versions
KR102473954B1 (ko
Inventor
신동조
안수경
김필근
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
Application filed by 대우조선해양 주식회사 filed Critical 대우조선해양 주식회사
Priority to KR1020170182750A priority Critical patent/KR102473954B1/ko
Publication of KR20190080354A publication Critical patent/KR20190080354A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102473954B1 publication Critical patent/KR102473954B1/ko
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0005—Light or noble gases
    • F25J1/001—Hydrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/4433—Floating structures carrying electric power plants
    • B63B2035/444—Floating structures carrying electric power plants for converting combustion energy into electric energy
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/32—Hydrogen storage
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
    • Y02P90/45—Hydrogen technologies in production processes
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

본 발명은, 부유식 발전 플랜트에서 전력을 생산하면서 버려지는 냉열과 폐열을 활용하여 수소를 생산하고, 에너지 효율을 증대시키고 운영 비용을 절감할 수 있는 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 부유식 발전 플랜트는, 액화가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 가스 엔진; 액화가스를 기화시켜 상기 가스 엔진으로 연료 가스를 공급하는 연료 공급 시스템; 상기 가스 엔진에서 상기 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 폐열 회수 시스템; 상기 가스 엔진으로 공급하고 남은 연료 가스와 상기 폐열 회수 시스템에서 생산된 스팀을 이용하여 수소를 생산하는 수소 생산 시스템; 및 상기 생산된 수소를 상기 연료 공급 시스템으로 공급할 액화가스의 냉열을 이용하여 액화시키는 수소 액화 시스템;을 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법 {Floating Power Plant and Employment Method therefor}
본 발명은, 부유식 발전 플랜트에서 전력을 생산하면서 버려지는 냉열과 폐열을 활용하여 수소를 생산하고, 에너지 효율을 증대시키고 운영 비용을 절감할 수 있는 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법에 관한 것이다.
최근, 친환경 전력 생산에 대한 요구로 천연가스를 이용한 발전에 대한 관심이 증가하고 있다. 특히, 전력공급이 원활하지 않은 신흥개발국 등에서 가스 발전에 대한 관심이 높아지고 있다.
일반적으로, 천연가스는 생산지에서 극저온으로 액화된 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)의 상태로 만들어진 후 LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 운반된다. LNG는 천연가스를 상압에서 약 -163℃의 극저온으로 냉각하여 얻어지는 것으로서 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.
LNG 운반선은, LNG를 싣고 바다를 운항하여 수요처에 LNG를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 극저온의 LNG를 견딜 수 있는 LNG 저장탱크를 포함하고 있다. 통상 이러한 LNG 운반선은 LNG 저장탱크 내의 LNG를 액화된 상태로 그대로 육상 터미널에 하역하며, 하역된 LNG는 육상 터미널에 설치된 LNG 재기화 설비에 의해 재기화된 후, 소비처로 각각 공급된다.
이와 같이, 가스 연료의 연소에 의해 전력을 생산하는 발전플랜트는 주로 육상, 특히 해안가에 설치되는 것이 일반적이었다. 해안가는 이러한 원료의 수급이 용이하다는 장점이 있다. 그러나, 용지 구입 등 기초 공사 비용이 비싸고, 주민들의 반대와 환경오염을 고려해야 한다. 또한, 여러 개의 섬들로 이루어진 동남아시아 국가 등에는 대용량의 가스 발전을 하는데 어려움이 많았다.
이러한 문제점을 해결하기 위하여, 발전플랜트를 육상에 고정한 형태에서 벗어나 선박이나 해상 구조물에 탑재하는 기술들이 개발되고 있다. 선박이나 해상 구조물은 플랜트를 설치하기 위한 용지 구입 비용이나, 기초 공사 비용을 절감할 수 있으면서도, 원료 수급이 용이한 곳이나 전력 공급이 필요한 곳에 시의적절하게 배치할 수 있다는 점에서 유리하다.
이에, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크, LNG를 재기화시키는 LNG 재기화 설비 및 재기화 가스를 이용하여 전력을 생산할 수 있는 발전 설비가 탑재되어, 선상에서 생산된 전력을 육상으로 송전할 수 있는 부유식 발전 플랜트(FSPP; Floating, Storage, Power Plant)의 개발이 요구된다.
기존의 부유식 발전 플랜트의 발전 설비는, 가스 터빈과 발전기를 구비하여, 재기화 가스를 이용하여 가스 터빈을 구동시키고, 발전기를 이용하여 가스 터빈의 구동력을 전기 에너지로 전환함으로써 전력을 생산하였다.
그러나, 가스 터빈의 발전 효율이 낮고, LNG의 냉열, 발전 플랜트에서 발생하는 폐열 등이 효과적으로 활용되지 못하고 그대로 버려짐으로써, 부유식 발전 플랜트의 에너지 효율이 낮다는 단점이 있었다.
따라서, 본 발명은 상술한 문제점을 해결하기 위하여 안출된 것으로, 액화가스의 냉열 및 발전 설비로부터 배출되는 폐열을 이용하여 부유식 발전 플랜트의 공정 효율 및 에너지 효율을 향상시킬 수 있는, 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법을 제공하고자 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 가스 엔진; 액화가스를 기화시켜 상기 가스 엔진으로 연료 가스를 공급하는 연료 공급 시스템; 상기 가스 엔진에서 상기 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 폐열 회수 시스템; 상기 가스 엔진으로 공급하고 남은 연료 가스와 상기 폐열 회수 시스템에서 생산된 스팀을 이용하여 수소를 생산하는 수소 생산 시스템; 및 상기 생산된 수소를 상기 연료 공급 시스템으로 공급할 액화가스의 냉열을 이용하여 액화시키는 수소 액화 시스템;을 포함하는, 부유식 발전 플랜트가 제공된다.
바람직하게는, 상기 수소 액화 시스템은, 상기 수소와 액화가스를 열교환시켜 수소를 냉각시키는 제1 열교환기;를 포함하고, 상기 제1 열교환기와 상기 연료 공급 시스템은, 상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 온도가 상승한 액화가스가 상기 연료 공급 시스템으로 공급되도록 하는 예열 라인;으로 연결될 수 있다.
바람직하게는, 상기 연료 공급 시스템은, 상기 액화가스를 기화시키는 연료 기화기; 상기 연료 기화기에서 기화된 연료 가스를 상기 가스 엔진에서 요구하는 압력으로 압축시키는 연료 압축기; 및 상기 연료 압축기에서 압축된 연료 가스를 상기 가스 엔진에서 요구하는 온도로 가열하는 연료 히터;를 포함하며, 상기 예열 라인은, 상기 제1 열교환기로부터 상기 연료 기화기로 연결되어, 상기 제1 열교환기에서 온도가 상승한 액화가스가 상기 연료 기화기로 공급될 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 액화 시스템은, 상기 제1 열교환기에서 액화가스의 냉열에 의해 냉각된 수소를 더 냉각시키는 제2 열교환기; 및 상기 제1 열교환기로부터 제2 열교환기로 공급되는 수소 중 일부를 팽창에 의해 냉각시키는 팽창기;를 더 포함하고, 상기 제2 열교환기에서는, 상기 제1 열교환기에서 냉각된 수소가 상기 팽창기에서 팽창에 의해 냉각된 수소 냉매에 의해 냉각될 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 액화 시스템은, 상기 제2 열교환기에서 상기 수소 냉매에 의해 냉각된 수소를 팽창시켜 적어도 일부를 액화시키는 팽창밸브;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소 액화 시스템은, 상기 팽창밸브를 통과한 수소를 기액분리하여 액체 상태의 수소를 액체 수소 탱크로 공급하는 분리기;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 연료 공급 시스템과 상기 수소 생산 시스템을 연결하는 수소 생산 라인;을 더 포함하고, 상기 수소 생산 시스템은, 상기 연료 가스와 상기 스팀을 개질반응시켜 수소를 생산하는 개질기;를 포함하며, 상기 수소 생산 라인은 상기 연료 압축기 후단으로부터 상기 개질기 전단으로 연결되어, 상기 연료 압축기에서 압축된 연료 가스가 상기 개질기로 공급될 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 재기화 시스템;을 더 포함하고, 상기 부유식 발전 플랜트에서는, 상기 액화가스를 이용하여 재기화 가스, 전력, 수소 기체 및 액체 수소가 생산될 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 따르면, 액화가스를 가스 엔진의 연료 가스로 공급하는 단계; 상기 가스 엔진에서 연료 가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 단계; 및 상기 가스 엔진에서 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 단계;를 포함하고, 상기 연료 가스와 스팀을 원료로 사용하여 수소를 생산하는 단계; 및 상기 생산된 수소를 상기 기화시킬 액화가스와 열교환시켜 액화시키는 단계;를 포함하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 액화가스를 가스 엔진의 연료 가스로 공급하는 단계는, 상기 액화가스를 기화시키는 단계; 및 상기 액화가스를 기화시킨 연료 가스를 압축시키는 단계;를 포함하고, 상기 액화가스를 기화시키는 단계에서 액화가스는, 상기 수소를 액화시키면서 가열된 액화가스를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축된 연료 가스를 상기 수소를 생산하는 단계의 원료로 공급할 수 있다.
바람직하게는, 상기 수소를 액화가스와 열교환시켜 액화시키는 단계는, 상기 수소를 액화가스와 열교환시켜 1차 냉각시키는 단계; 및 상기 1차 냉각된 수소 중 일부를 분기시켜 팽창에 의해 더 냉각시키고, 상기 팽창에 의해 더 냉각된 수소를 냉매로 사용하여, 분기시키고 남은 나머지 수소를 2차 냉각시키는 단계;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 2차 냉각된 수소를 팽창밸브에 의해 더 냉각시키는 단계; 및 상기 팽창밸브에 의해 더 냉각된 수소를 기액분리하는 단계;를 더 포함하여, 상기 기액분리된 액체 수소는 저장하고, 분리된 기체 수소는 상기 수소를 1차 냉각시키는 단계로 재공급할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스를 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계;를 더 포함하고, 상기 부유식 발전 플랜트에서는, 상기 액화가스를 이용하여 재기화 가스, 전력, 수소 및 액체 수소를 생산할 수 있다.
본 발명에 따른 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법은, 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하고, 재기화 가스를 이용하여 전력을 생산하는 것과 동시에, 전력을 생산하면서 생성된 폐열을 이용하여 청정 에너지인 수소를 생산할 수 있다.
청정에너지인 수소를 생산함으로써, 에너지 청정화에 기여할 수 있다.
또한, 액화가스의 냉열을 이용하여 수소를 액화시켜 저장함으로써, 저장 및 수소 수요처로의 수소 공급이 용이하다.
또한, 수소를 액화시키면서 가열된 액화가스를 발전용 연료로 사용함으로써, 액화가스를 발전 설비로 공급하기 위한 열교환 효율을 높일 수 있고, 열교환기의 요구 사양을 낮출 수 있어 경제적 측면에서 유리하다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트의 공정 설비를 개략적으로 도시한 구성도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
후술하는 본 발명의 일 실시예에서 액화가스는, 가스를 저온으로 액화시켜 수송할 수 있는 액화가스일 수 있으며, 예를 들어, LNG(Liquefied Natural Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas), LPG(Liquefied Petroleum Gas), 액화에틸렌가스(Liquefied Ethylene Gas), 액화프로필렌가스(Liquefied Propylene Gas) 등과 같은 액화 석유화학 가스일 수 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 대표적인 액화가스인 LNG가 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
또한, 후술하는 본 발명의 일 실시예에서 부유식 발전 플랜트는, 액화가스를 발전용 엔진의 연료로 사용할 수 있는 엔진이 설치되고, 발전용 엔진에서 생산한 전력을 육상의 가스 수요처로 공급할 수 있는 것을 특징으로 한다.
또한, 부유식 발전 플랜트는, 추진 능력을 갖는 선박일 수도 있고, BMPP(Barge Mounted Power Plant), FSPP(Floating Storage Power Plnat)와 같이 추진 능력을 갖지는 않지만 해상에 부유하고 있는 해상 구조물을 포함할 수 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 FSPP에 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트의 공정 설비를 개략적으로 도시한 구성도이다. 이하, 도 1을 참조하여, 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법을 설명하기로 한다.
본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트는, LNG를 재기화시켜 육상의 수요처로 공급하는 재기화 시스템(100); LNG를 이용하여 전력을 생산하는 연료 공급 시스템(200); 연료 공급 시스템(200)으로부터 배출되는 폐열을 회수하는 폐열 회수 시스템(300); LNG를 이용하여 수소를 생산하는 수소 생산 시스템(400); 및 LNG의 이용하여 수소를 액화시키는 수소 액화 시스템(500);을 포함한다.
본 실시예의 부유식 발전 플랜트는, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(T);를 더 포함할 수 있다. 도 1에는 하나의 LNG 저장탱크(T)만을 도시하였으나, 본 실시예의 부유식 발전 플랜트에는 다수개의 LNG 저장탱크(T)가 설치될 수 있다.
본 실시예의 재기화 시스템(100), 연료 공급 시스템(200), 수소 생산 시스템(400) 및 수소 액화 시스템(500)에서 사용되는 LNG는 LNG 저장탱크(T)에 저장되어 있는 것일 수 있다.
본 실시예에서는 부유식 발전 플랜트에 LNG 저장탱크(T)가 설치되고, LNG 저장탱크(T)로부터 재기화 시스템(100), 연료 공급 시스템(200), 수소 생산 시스템(400) 및 수소 액화 시스템(500) 중 어느 하나 이상으로 LNG가 이송되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 그러나, 이에 한정하는 것은 아니고, 본 발명에 따른 부유식 발전 플랜트는 LNG 저장탱크(T)가 설치되지 않고, 외부 LNG 공급처, 예를 들어 육상에 설치된 LNG 저장탱크나, LNG 저장탱크가 설치된 또 다른 선박으로부터 직접 LNG를 이송받아 활용할 수도 있을 것이다.
본 실시예에서 LNG는, LNG 저장탱크(T)에 약 1기압에서 약 -163℃로 저장되어 있을 수 있다. LNG 저장탱크(T)는 극저온의 LNG가 액체 상태를 유지할 수 있도록, 단열 구조를 가질 수 있다.
LNG 저장탱크(T)가 단열처리되어 있더라도, 외부로부터의 열 침입에 의해 LNG는 자연기화할 수 있다. LNG가 자연기화하여 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 생성되고, 증발가스의 생성은 LNG 저장탱크(T)의 내압을 상승시킨다. LNG 저장탱크(T)는, 어느 정도의 내압 상승을 견딜 수 있는 내압성 구조를 가질 수 있다.
예를 들어, LNG 저장탱크(T)는 LNG 저장탱크(T)의 내압이 설정값 이상으로 상승하면, 안전밸브(미도시)를 개방하여 증발가스를 LNG 저장탱크(T) 외부로 배출시키도록 설계되어 있는 것일 수 있다.
도면에 도시하지는 않았지만, LNG 저장탱크(T)로부터 배출된 증발가스 역시, 재기화 시스템(100), 연료 공급 시스템(200), 수소 생산 시스템(400) 및 수소 액화 시스템(500) 중 어느 하나 이상에서 활용될 수 있다.
또한, LNG 저장탱크(T)의 내부에는, LNG를 외부로 배출시키는 LNG 공급펌프(미도시)가 구비되어 있을 수 있다. LNG 공급펌프는 반잠수식 펌프일 수 있고, 하나 이상 구비될 수 있다.
본 실시예의 재기화 시스템(100)은, 가스 수요처로 공급할 LNG를 기화시키는 기화기(120); 및 재기화시킬 LNG를 압축시켜 기화기(120)로 공급하는 재기화 펌프(110);를 포함한다.
또한, 본 실시예의 재기화 시스템(100), 즉, LNG 저장탱크(T), 재기화 펌프(110), 기화기(120) 및 가스 수요처는 재기화 라인(GL1);에 의해 연결되고, LNG는 재기화 라인(GL1)을 따라 유동하며 재기화되고, LNG 저장탱크(T)로부터 가스 수요처로 이송된다. 본 실시예에서 가스 수요처는 발전소 등 육상(shore)에 설치되어 있는 가스 수요처일 수 있다.
본 실시예의 재기화 펌프(110)는, 재기화시켜 가스 수요처로 공급할 LNG를 가스 수요처에서 요구하는 압력 또는 임계압력 이상으로 압축시킨다. 예를 들어, 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력은, 30 ~ 40 barg, 또는 50 ~ 70 barg, 또는 100 barg일 수 있고, 재기화 펌프(110)는 LNG를 30 ~ 40 barg, 50 ~ 70 barg 또는 100 barg로 압축하거나 후단 압력 손실을 고려하여 이보다 약간 높은 압력으로 압축할 수 있다.
또한, 본 실시예에서 재기화 펌프(110)를 이용하여 기화시킬 LNG를 LNG의 임계압력보다 높은 압력으로 압축시킴으로써 기화기(120)에서의 열교환 효율을 높일 수 있다. 즉, 재기화 펌프(110)에서 압축되어 기화기(120)로 이송되는 LNG는 초임계상태일 수 있다.
본 실시예의 기화기(120)는, 재기화 펌프(110)에서 가스 수요처에서 요구하는 압력 또는 그보다 약간 높은 압력으로 압축된 LNG를 열교환에 의해 기화시킨다.
상술한 바와 같이, 재기화 펌프(110)로부터 기화기(120)로 이송되는 고압의 LNG는 초임계상태일 수 있다. 본 명세서에서 '기화시킨다'는 것은, 단순히 액체 상에서 기체 상으로의 상변화만을 의미하는 것은 아니고, 열매체로부터 LNG로 열 에너지가 이동하는 것, 즉 LNG가 열매체로부터 열 에너지를 얻어 온도가 상승하는 것을 포함하는 개념이다.
또한, 본 실시예에 따르면, 기화기(120)는, 압축 LNG를 기화시킬 열매체가 유동하는 열원 라인(ML1);이 연결될 수 있다. 기화기(120)로 공급되는 열매체는, 해수, 청수 또는 글리콜 워터일 수 있다. 본 실시예에서는 기화기(120)로 공급되는 열매체가 해수인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
기화기(120)에서 열교환에 의해 LNG는 기화되고 해수는 냉각된다. 기화기(120)에서 LNG를 기화시키면서 냉각된 열매체, 즉 해수는 열원 라인(ML1)을 통해 기화기(120)로부터 배출된다.
도면에 도시하지는 않았지만, 기화기(120)에서 열교환에 의해 냉각된 해수는 바로 해상으로 배출될 수도 있고, 온도 조절, 정화 등 별도의 처리 공정을 거친 후 해상으로 배출될 수도 있으며, 적어도 일부는 기화기(120)로 재순환될 수도 있다.
또한, 열원 라인(ML1)에는 열원 라인(ML1)을 따라 기화기(120)로 유동하는 해수의 유로 개폐와 유량을 조절하는 유량 조절 밸브(미도시);가 더 구비될 수 있다.
도시하지 않은 제어부는, 기화기(120)에서 기화시킬 LNG의 유량, 온도, 기화기(120)로 공급되는 해수의 온도 등에 따라 유량 조절 밸브의 개폐 및 개도량을 조절하여, 기화기(120)로 공급되는 해수의 유량을 조절할 수 있다.
또한, 도면에 도시되지는 않았지만, 본 실시예의 재기화 시스템(100)은, LNG 저장탱크(T)에서 생성된 증발가스를 압축하는 압축기(미도시)를 더 구비하여, 증발가스를 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시켜 가스 수요처로 공급할 수도 있다. 또는, 증발가스를 응축시키는 응축기(미도시)를 더 구비하여, 증발가스를 재액화시킨 후 기화기(120)에서 재기화시켜 가스 수요처로 공급할 수도 있다.
본 실시예의 연료 공급 시스템(200)은, LNG를 기화시킨 연료 가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 가스 엔진(240); 가스 엔진(240)으로 공급할 LNG를 기화시키는 연료 기화기(210); 연료 기화기(220)에서 기화된 연료 가스를 압축하는 연료 압축기(220); 및 가스 엔진(240)으로 공급할 연료 가스의 온도를 조절하는 연료 히터(230);를 포함한다.
본 실시예의 연료 공급 시스템(200), 즉, LNG 저장탱크(T), 연료 기화기(210), 연료 압축기(220), 연료 히터(230) 및 가스 엔진(240)은 연료 공급 라인(GL2);에 의해 연결되고, LNG는 연료 공급 라인(GL2)을 따라 유동하며 연료화되고, LNG 저장탱크(T)로부터 가스 엔진(240)으로 이송된다.
가스 엔진(240)은 엔진의 구동력을 전기 에너지로 전환하는 발전기(미도시)가 연결되어 있을 수 있다. 발전기는 연료 가스의 연소에 의한 구동력을 전기 에너지로 전환하고, 생산된 전기 에너지는 가스 엔진(240)과 전력 수요처를 연결하는 전력 공급 라인(PL)을 통해 송전한다. 본 실시예에서 전력 수요처는 육상에 설치되어 있을 수 있다. 또한, 도면에 도시하지는 않았지만, 가스 엔진(240)에 의해 생산된 전력은 본 실시예의 부유식 발전 플랜트 내 전력 수요처로 공급될 수도 있을 것이다.
본 실시예의 가스 엔진(240)은, DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 엔진일 수 있다. DFDE 엔진은, 4행정으로 구성되며, 약 3 bar 내지 8 bar, 또는 약 4 bar 내지 6.5 bar, 또는 약 6.5 bar 정도의 저압 천연가스를 연소공기 입구에 주입하여, 피스톤이 올라가면서 압축을 시키는 오토 사이클(Otto Cycle)을 채택하는 저압가스 분사엔진이다. DFDE 엔진은, 선박의 발전용 엔진으로 구비될 수 있다.
연료 기화기(210)는, LNG 저장탱크(T)로부터 가스 엔진(240)의 연료로 공급할 LNG를 열교환에 의해 기화시킨다.
또한, 연료 기화기(210)는, LNG를 기화시킬 열매체가 유동하는 제1 스팀라인(SL1);이 연결될 수 있다. 연료 기화기(210)로 공급되는 열매체는, 스팀 또는 글리콜 워터일 수 있다. 본 실시예에서는 연료 기화기(210)로 공급되는 열매체가 스팀인 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 또한, 본 실시예에서 스팀은, 후술할 폐열 회수 시스템(300)에서 생산된 것일 수 있다.
연료 기화기(210)에서 열교환에 의해 LNG는 기화되고 스팀은 냉각되며 스팀의 일부는 응축될 수 있다. 연료 기화기(210)에서 LNG를 기화시키면서 냉각된 열매체, 즉 스팀은 제1 청수 회수라인(WL1)을 통해 연료 기화기(210)로부터 배출된다.
도면에 도시하지는 않았지만, 연료 기화기(210)에서 열교환에 의해 냉각된 스팀은 외부로 배출시킬 수도 있고, 완전 응축 등 처리 공정을 거친 후 후술할 폐열 회수 시스템(300)으로 재순환시킬 수도 있다.
또한, 제1 스팀라인(SL1)에는 제1 스팀라인(SL1)을 따라 연료 기화기(210)로 유동하는 스팀의 유로 개폐와 유량을 조절하는 제1 스팀 유량 조절 밸브(미도시);가 더 구비될 수 있다.
도시하지 않은 제어부는, 연료 기화기(210)에서 기화시킬 LNG의 유량, 온도, 연료 기화기(210)로 공급되는 스팀의 온도 등에 따라 제1 스팀 유량 조절 밸브의 개폐 및 개도량을 조절하여, 연료 기화기(210)로 공급되는 스팀의 유량을 조절할 수 있다.
또는, 제1 스팀 유량 조절 밸브는 제1 청수 회수라인(WL1) 상에 구비될 수도 있을 것이다.
본 실시예의 가스 엔진(240)은, 연료 가스의 메탄가 제한이 있고, 메탄가 제한을 충족하지 못하는 연료 가스를 연료로 공급하면, 노킹 현상을 일으킬 수 있으므로, 연료 가스의 메탄가 조절이 필요하다.
본 실시예에 따르면, 제1 스팀 유량 조절 밸브를 제어하여, 연료 기화기(210)에서 기화되는 LNG의 온도를 조절함으로써, 가스 엔진(240)으로 공급되는 연료 가스의 메탄가를 조절할 수 있다.
예를 들어, 연료 기화기(210)의 기화 온도를 낮게하면, 기화된 가스의 성분 중에 메탄이 차지하는 비율이 높아지고, 프로판, 부탄 등의 중탄화수소의 비율은 낮아지므로, 연료 기화기(210)에서 기화된 연료 가스의 메탄가는 높아진다.
반대로, 연료 기화기(210)의 기화 온도를 높게하면, 기화된 가스의 성분 중에 중탄화수소가 많아지게 되므로, 연료 기화기(210)에서 기화된 연료 가스의 메탄가는 낮아진다.
본 실시예의 연료 압축기(220)는, 연료 기화기(210)에서 기화된 연료 가스를 가스 엔진(240)에서 요구하는 압력, 즉, 약 3 bar 내지 8 bar, 또는 약 4 bar 내지 6.5 bar, 또는 약 6.5 bar로 압축시킬 수 있다.
또한, 연료 압축기(220)는 다수개의 압축기로 구성되는 다단압축기일 수 있다. 예를 들어, 연료 압축기(220)는 4개의 압축기가 직렬로 연결되어, 연료 가스를 4단계에 걸쳐 가스 엔진(240)에서 요구하는 압력으로 압축시킬 수 있다. 다수개의 압축기의 각 후단에는 압축에 의해 온도가 상승한 연료 가스를 냉각시키는 인터쿨러가 구비될 수 있다. 연료 압축기(220)의 단수는 이에 한정하는 것은 아니다.
본 실시예의 연료 히터(230)는, 연료 압축기(220)에서 압축된 연료 가스의 온도를, 가스 엔진(240)에서 요구하는 조건에 맞도록 조절할 수 있다. 상술한 바와 같이, 가스 엔진(240)의 메탄가 제한으로 인해, 연료 기화기(210)에서의 기화 온도가 제어되므로, 연료 히터(230)는, 메탄가가 조절된 연료 가스의 온도가 가스 엔진(240)의 연료 조건에 부합하도록 연료 가스를 가열할 수 있다.
연료 히터(230)는, 연료 가스를 가열할 열매체가 유동하는 제2 스팀라인(SL2);이 연결될 수 있다. 연료 히터(230)로 공급되는 열매체는, 스팀 또는 글리콜 워터일 수 있다. 본 실시예에서는 연료 히터(230)로 공급되는 열매체가 스팀인 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 또한, 본 실시예에서 스팀은, 후술할 폐열 회수 시스템(300)에서 생산된 것일 수 있다.
연료 히터(230)에서 열교환에 의해 연료 가스는 가열되고 스팀은 냉각되며 스팀의 일부는 응축될 수 있다. 연료 히터(230)에서 연료 가스를 가열시키면서 냉각된 열매체, 즉 스팀은 제2 청수 회수라인(WL2)을 통해 연료 히터(230)로부터 배출된다.
도면에 도시하지는 않았지만, 연료 히터(230)에서 열교환에 의해 냉각된 스팀은 외부로 배출시킬 수도 있고, 완전 응축 등 처리 공정을 거친 후 후술할 폐열 회수 시스템(300)으로 재순환시킬 수도 있다.
또한, 제2 스팀라인(SL2)에는 제2 스팀라인(SL2)을 따라 연료 히터(230)로 유동하는 스팀의 유로 개폐와 유량을 조절하는 제2 스팀 유량 조절 밸브(미도시);가 더 구비될 수 있다.
도시하지 않은 제어부는, 연료 히터(230)에서 가열할 연료 가스의 유량, 온도, 연료 히터(230)로 공급되는 스팀의 온도 등에 따라 제2 스팀 유량 조절 밸브의 개폐 및 개도량을 조절하여, 연료 히터(230)로 공급되는 스팀의 유량을 조절할 수 있다.
또는, 제1 스팀 유량 조절 밸브는 제2 청수 회수라인(WL2) 상에 구비될 수도 있을 것이다.
연료 히터(230)에서 온도가 조절된 연료 가스는 연료 공급 라인(GL2)을 따라 가스 엔진(240)으로 연료로서 공급된다.
또한, 도면에 도시하지는 않았지만, LNG 저장탱크(T)로부터 배출된 증발가스를 가스 엔진(240)에서 요구하는 압력으로 압축하는 증발가스 압축기(미도시)를 더 구비하여, 가스 엔진(240)의 연료로 공급할 수도 있다. 증발가스는 LNG가 자연기화한 것으로, 메탄이 주성분이며, 따라서 메탄가를 조절할 필요가 없을 수 있다. 증발가스 압축기는 증발가스를 압축하기 위한 용도로 별도로 구비할 수도 있고, 연료 압축기(220)를 활용할 수도 있을 것이다.
본 실시예의 가스 엔진(240)은, 연료 공급 라인(GL2)을 통해 연료 가스를 공급받고, 연료의 연소에 의해 구동되며, 연료의 연소에 의해 연소가스가 생성된다.
본 실시예의 폐열 회수 시스템(300)은, 가스 엔진(240)으로부터 배출되는 연소가스의 연소열을 이용하여 스팀을 생산하는 이코노마이저(310);를 포함한다.
가스 엔진(240)과 이코노마이저(310)는 엔진 배기가스 라인(EL1)에 의해 연결되고, 연소가스는 가스 엔진(240)으로부터 엔진 배기가스 라인(EL1)을 따라 이코노마이저(310)로 공급된다.
또한, 이코노마이저(310)는 청수 공급라인(WL); 및 스팀 공급라인(SL);이 연결된다. 청수 공급라인(WL)을 따라 연소가스의 열에너지에 의해 스팀을 생성할 청수가 이코노마이저(310)로 공급된다. 또한, 이코노마이저(310)에서 생성된 스팀은 스팀 공급라인(SL)을 따라 배출되어 스팀 수요처로 공급된다.
본 실시예의 스팀 수요처는, 상술한 연료 기화기(210) 및 연료 히터(230)를 포함할 수 있고, 제1 스팀라인(SL1) 및 제2 스팀라인(SL2)은 스팀 공급라인(SL)으로부터 분기될 수 있다.
또한, 스팀 수요처는, 후술할 수소 생산 시스템(400)을 포함할 수 있다. 수소 생산 시스템(400)과 연결되는 제3 스팀라인(SL3)은 스팀 공급라인(SL)으로부터 분기될 수 있다.
도시하지 않은 제어부는, 제1 스팀라인(SL1), 제2 스팀라인(SL2) 및 제3 스팀라인(SL3)으로 공급할 스팀의 유량을 제어할 수 있다.
이코노마이저(310)에서 청수와의 열교환에 의해 스팀을 생성하면서 온도가 낮아진 연소가스는 엔진 배기가스 라인(EL1)을 따라 대기 중으로 배출될 수 있다.
또한, 연소가스는 이코노마이저(310)로 공급되기 전 또는 이코노마이저(310)로부터 대기 중으로 배출되기 전에, 정화 공정 등 별도의 처리과정을 거칠 수 있다.
본 실시예의 수소 생산 시스템(400)은, 수소를 생산하기 위한 원료로서 천연가스를 압축하는 수소 생산용 압축기(410); 천연가스와 스팀을 개질반응시켜 수소를 생산하는 개질기(430); 및 개질반응에 의해 생성된 수소를 저장하는 수소 기체 탱크(460);를 포함한다.
본 실시예에 따르면, 수소 생산 시스템(400)으로 수소를 생산하기 위한 원료로서 LNG를 기화시킨 천연가스, 또는 LNG 저장탱크(T)로부터 생성된 증발가스를 활용할 수 있다. 본 실시예에서는, 연료 공급 시스템(200)에서 기화시킨 연료 가스를 수소 생산의 원료로 사용하는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
즉, 본 실시예에 따르면, 연료 공급 라인(GL2)으로부터 수소 생산용 압축기(410)로 연결되는 수소 생산라인(GL4);이 구비될 수 있다. 연료 기화기(210)에서 기화되고, 연료 압축기(220)에서 압축된 연료 가스는 수소 생산라인(GL4)을 따라 수소 생산용 압축기(410)로 공급될 수 있다.
상술한 바와 같이, 연료 기화기(210)에서 기화된 연료 가스는 가스 엔진(240)의 메탄가 제한으로 인해, 메탄가가 조절되므로, 수소 생산라인(GL4)을 따라 수소 생산용 압축기(410)로 공급되는 천연가스는 메탄이 주성분이다.
따라서, 본 실시예에 따르면, 가스 엔진(240)으로 공급하기 위해 기화되고 압축된 연료 가스 중 일부 또는 전부, 또는, 가스 엔진(240)으로 공급되고 남은 가스 연료를, 즉, 메탄이 주성분인 천연가스를 수소 생산 시스템(400)의 수소 생산을 위한 원료로 공급함으로써, 수소 생산의 효율을 높일 수 있다.
또한, 가스 엔진(240)에서 요구하는 압력으로 1차로 압축된 가스 연료를 수소 생산용 압축기(410)로 공급함으로써, 개질 반응에 필요한 압축 에너지를 절감할 수 있다.
본 실시예의 수소 생산용 압축기(410)는, 천연가스를 개질 반응에 적합한 압력으로 압축시킨다. 예를 들어, 수소 생산용 압축기(410)는 천연가스를 약 30 내지 50 bar로 압축시킬 수 있다.
본 실시예의 개질기(430)는, 수소 생산용 압축기(410)에서는 천연가스와 스팀을 개질반응시켜 수소를 생산한다.
본 실시예에 따른 수소 생산 시스템(400)은, 제3 스팀라인(SL3)에 의해 폐열 회수 시스템(300)과 연결된다. 제3 스팀라인(SL3)은 스팀 공급라인(SL)으로부터 분기될 수 있고, 스팀 공급라인(SL)으로부터 개질기(430)로 연결되거나, 또는 개질기(430) 전단에서 수소 생산 라인(GL4)에 합류될 수 있다.
또는, 도면에 도시되지는 않았지만, 혼합기(미도시)를 더 구비하여, 개질기(430)의 전단에서 천연가스와 스팀을 혼합한 혼합물이 개질기(430)로 유입되도록 구성할 수도 있다.
즉, 본 실시예에서 개질기(430)로 공급되는 스팀은, 상술한 이코노마이저(310)에서 생산된 것일 수 있다.
본 실시예의 개질기(430)에서는, 수증기 개질법에 의해 수소를 생산할 수 있으며, 다음과 같은 개질 반응이 일어난다. 또한, 개질기(430)에서의 개질 반응은 촉매 하, 약 700 ~ 800℃, 약 30 ~ 50 bar의 반응 조건에서 일어날 수 있다.
CH4(g) + H2O(g) → CO(g) + 3H2(g)
CH4(g) + 2H2O(g) → CO2(g) + 4H2O(g)
개질기(430)에서 상술한 개질 반응에 의해 생성된 수소 기체는, 수소 기체를 저장하는 수소 기체 탱크(460)에 저장될 수 있다.
본 실시예의 수소 생산 시스템(400)은, 개질기(430)에서 생성된 생성물 중 일산화탄소와 물을 이산화탄소와 수소로 이동전환(shift conversion)시키는 전환기(440); 및 개질기(430)와 전환기(440)를 통과한 생성물인 이산화탄소와 수소의 혼합물로부터 이산화탄소를 흡수시켜 제거하는 흡수기(430);를 더 포함할 수 있다.
전환기(440)에서는 다음과 같은 반응이 일어난다.
CO(g) + H2O(g) → CO2(g) + H2(g)
흡수기(430)에서는, 압력 순환 흡착(PSA; Pressure Swing Adsorption) 방식에 의해 이산화탄소가 혼합물로부터 분리되므로서, 수소를 회수·정제할 수 있다.
즉, 개질기(430)로부터 배출된 생성물은, 전환기(440) 및 흡수기(450)를 통과하면서 분리된 수소기체만이 수소 라인(HL2)을 따라 수소 기체 탱크(460)로 공급될 수 있다.
수소 기체 탱크(460)는 압력 탱크로 구비될 수 있다.
수소 기체 탱크(460)에 저장된 수소 기체는, 수소 기체 수요처와 연결되는 별도의 배관 라인을 통해 수소 기체 수요처로 직접 공급될 수 있다. 또는, 후술하는 수소 액화 시스템(500)으로 공급되어 액화된 후, 수소 액체 탱크(미도시)에 액체 상태로 저장될 수도 있다. 또는, 수소 기체 탱크(460) 또는 수소 액체 탱크(미도시) 자체를 하역하여 수소 수요처로 공급할 수도 있을 것이다.
또한, 개질기(430)의 전단에는, 개질기(430)로 공급되는 압축 천연가스로부터 황화수소 등 불순물을 제거하는 전처리 장치(420);가 더 구비될 수 있다.
본 실시예의 수소 액화 시스템(500)은, 수소 기체 탱크(460)에 저장된 수소 기체를 액화시키기 위하여, 수소 기체를 냉각시키는 제1 열교환기(510); 제1 열교환기(510)에서 냉각된 수소 기체를 2차 냉각시키는 제2 열교환기(520); 및 제1 열교환기(510)와 제2 열교환기(520)를 통과하면서 적어도 일부가 액화된 수소를 깅개 분리하는 분리기(540);를 포함한다.
본 실시예의 제1 열교환기(510)는, 수소 기체 탱크(460)로부터 제1 열교환기(510)로 수소 기체가 유동하는 제2 수소라인(HL2); 및 수소 기체를 냉각시키기 위한 냉매로서 LNG 저장탱크(T)로부터 제1 열교환기(510)로 LNG가 유동하는 예열 라인(GL3);이 연결된다.
즉, 본 실시예의 제1 열교환기(510)에서는 수소 기체와 LNG가 열교환하고, 열교환에 의해 수소 기체는 냉각되며 LNG는 예열된다.
예열 라인(GL3)은 제1 열교환기(510)의 냉매 출구로부터 연료 공급 라인(GL2)으로 연결될 수 있다. 즉, 제1 열교환기(510)에서 열교환에 의해 온도가 상승한 LNG는 예열 라인(GL3)을 통해 연료 공급 시스템(200)으로 공급된다.
예열 라인(GL3)이 연료 공급 라인(GL2)으로 합류되는 지점은, 연료 기화기(210)의 전단일 수 있다. 즉, 제1 열교환기(510)에서 예열된 LNG가 연료 기화기(210)로 공급된다. 따라서, 본 실시예에 따르면, 연료 기화기(210)로 예열된 LNG가 유입됨으로써, 연료 기화기(210)에서 가스 엔진(240)으로 공급할 연료 가스를 기화시키는데 필요한 히팅 듀티(heating duty)를 저감시킬 수 있다. 또한, 연료 기화기(210)의 요구 사항을 낮출 수 있어, 장치비 및 유지비 또한 저감시킬 수 있다.
예열 라인(GL3)에는, LNG 저장탱크(T)로부터 제1 열교환기(510)로 공급되는 LNG를 가압하는 수소 액화용 펌프(550);가 구비될 수 있다.
제1 열교환기(510)에서 냉각된 수소 기체는 제3 수소라인(HL3)을 따라 제2 열교환기(520)로 공급된다.
본 실시예에 따르면, 제1 열교환기(510)로부터 제2 열교환기(520)로 공급되는 수소 기체를 팽창에 의해 냉각시키는 팽창기(530);를 더 포함할 수 있다.
제1 열교환기(510)로부터 제2 열교환기(520)로 공급되는 수소 기체 중 일부는, 제1 열교환기(510)와 제2 열교환기(520)를 연결하는 제3 수소라인(HL3)으로부터 분기되는 제4 수소라인(HL4)을 통해 팽창기(530)로 공급된다. 제4 수소라인(HL4)은 제2 열교환기(520)와 연결되며, 팽창기(530)에서 팽창에 의해 냉각된 수소 기체는 제2 열교환기(520)에서 수소 기체를 냉각시키는 냉매로서 활용된다.
제2 열교환기(520)에서 수소 기체를 냉각시키면서 온도가 온도가 상승한 팽창 수소 기체는, 제2 열교환기(520)의 냉매 출구와 연결되며, 제1 열교환기(510) 전단에서 제2 수소라인(HL2)으로 합류되는 제6 수소라인(HL6)을 따라 제1 열교환기(510)로 재공급될 수 있다.
제2 열교환기(520)에서 팽창된 수소 기체와의 열교환에 의해 적어도 일부가 액화된 수소는 제2 열교환기(520)와 분리기(540)를 연결하는 제5 수소라인(HL5)을 따라 분리기(540)로 공급된다.
제5 수소라인(HL5)에는, 제2 열교환기(520)로부터 분리기(540)로 공급되는 수소 기액 혼합물, 또는 수소 액체를 단열팽창에 의해 냉각시키는 팽창밸브(도면부호 미부여);가 구비될 수 있다. 즉, 제5 수소라인(HL5)을 따라 제2 열교환기로(520)로부터 분리기(540)로 공급되는 수소는 팽창밸브에서 팽창에 의해 더 액화될 수 있다.
본 실시예의 분리기(540)는, 제5 수소라인(HL5)을 따라 분리기(540)로 유입된 수소 기액 혼합물을 기액 분리하여 분리기(540)와 액체 수소 탱크(미도시)를 연결하는 제7 수소라인(HL7)을 통해 액체 상태의 수소만을 액체 수소 탱크로 공급할 수 있다.
분리기(540)에서 분리된 액화되지 않은 수소 또는 플래시된 기체 상태의 수소는 분리기(540)와 연결되며 제1 열교환기(510) 전단에서 제2 수소라인(HL2)으로 합류되는 제8 수소라인(HL8)을 따라 제1 열교환기(510)로 재공급될 수 있다.
본 실시예에 따르면, LNG의 냉열을 이용하여 수소를 액화시킴으로써, 액체 상태로 액체 수소 탱크에 저장하고, 수소를 액체 상태로 저장함으로써 저장 및 운반이 용이하도록 할 수 있다.
액체 수소 탱크에 저장된 수소는, 액체 수소 수요처와 직접 연결되는 배관 라인을 구비하여, 액체 수소 수요처로 직접 공급될 수 있다. 액체 수소 수요처는 본 실시예에 따른 부유식 발전 플랜트 내에 구비될 수도 있고, 육상 또는 또 다른 선박에 구비될 수도 있다.
또는, 액체 수소 탱크 자체를 액체 수소 수요처로 하역함으로써 액체 수소를 액체 수소 수요처로 공급할 수도 있다.
수소는, 청정하고 무한하며, 동일 중량 기준 휘발유의 3배 가량의 에너지량을 가지는 미래 청정 에너지이다. 수소를 연료로 사용하면 오염물질 배출이 없다는 점에서 주목받고 있다.
즉, 본 발명에 따르면, 액화가스를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하고, 액화가스를 이용하여 전력을 생산하며, 전력 생산에 의해 배출되는 폐열을 이용하여 열원(스팀)을 생산하고, 폐열에 의해 생산된 열원과 액화가스를 이용하여 수소를 생산하므로 경제적이고 친환경적이며, 액화가스의 냉열로 수소을 액화시킴으로써 수소의 수송 및 저장을 용이하게 하는 것과 동시에 연료 공급 시스템의 효율 향상 및 부유식 발전 플랜트의 운전비용을 낮출 수 있다.
본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.
100 : 재기화 시스템
200 : 연료 공급 시스템
300 : 폐열 회수 시스템
400 : 수소 생산 시스템
500 : 수소 액화 시스템
GL1 : 재기화 라인
GL2 : 연료 공급라인
GL3 : 예열 라인
GL4 : 수소 생산라인
SL : 스팀 공급라인
HL1 ~ HL8 : 수소라인
PL : 전력 공급라인

Claims (14)

  1. 액화가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 가스 엔진;
    액화가스를 기화시켜 상기 가스 엔진으로 연료 가스를 공급하는 연료 공급 시스템;
    상기 가스 엔진에서 상기 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 폐열 회수 시스템;
    상기 가스 엔진으로 공급하고 남은 연료 가스와 상기 폐열 회수 시스템에서 생산된 스팀을 이용하여 수소를 생산하는 수소 생산 시스템; 및
    상기 생산된 수소를 상기 연료 공급 시스템으로 공급할 액화가스의 냉열을 이용하여 액화시키는 수소 액화 시스템;을 포함하는, 부유식 발전 플랜트.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 수소 액화 시스템은,
    상기 수소와 액화가스를 열교환시켜 수소를 냉각시키는 제1 열교환기;를 포함하고,
    상기 제1 열교환기와 상기 연료 공급 시스템은, 상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 온도가 상승한 액화가스가 상기 연료 공급 시스템으로 공급되도록 하는 예열 라인;에 의해 연결되는, 부유식 발전 플랜트.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 연료 공급 시스템은,
    상기 액화가스를 기화시키는 연료 기화기;
    상기 연료 기화기에서 기화된 연료 가스를 상기 가스 엔진에서 요구하는 압력으로 압축시키는 연료 압축기; 및
    상기 연료 압축기에서 압축된 연료 가스를 상기 가스 엔진에서 요구하는 온도로 가열하는 연료 히터;를 포함하며,
    상기 예열 라인은, 상기 제1 열교환기로부터 상기 연료 기화기로 연결되어, 상기 제1 열교환기에서 온도가 상승한 액화가스가 상기 연료 기화기로 공급되는, 부유식 발전 플랜트.
  4. 청구항 2에 있어서,
    상기 수소 액화 시스템은,
    상기 제1 열교환기에서 액화가스의 냉열에 의해 냉각된 수소를 더 냉각시키는 제2 열교환기; 및
    상기 제1 열교환기로부터 제2 열교환기로 공급되는 수소 중 일부를 팽창에 의해 냉각시키는 팽창기;를 더 포함하고,
    상기 제2 열교환기에서는, 상기 제1 열교환기에서 냉각된 수소가 상기 팽창기에서 팽창에 의해 냉각된 수소 냉매에 의해 냉각되는, 부유식 발전 플랜트.
  5. 청구항 4에 있어서,
    상기 수소 액화 시스템은,
    상기 제2 열교환기에서 상기 수소 냉매에 의해 냉각된 수소를 팽창시켜 적어도 일부를 액화시키는 팽창밸브;를 더 포함하는, 부유식 발전 플랜트.
  6. 청구항 5에 있어서,
    상기 수소 액화 시스템은,
    상기 팽창밸브를 통과한 수소를 기액분리하여 액체 상태의 수소를 액체 수소 탱크로 공급하는 분리기;를 더 포함하는, 부유식 발전 플랜트.
  7. 청구항 3에 있어서,
    상기 연료 공급 시스템과 상기 수소 생산 시스템을 연결하는 수소 생산 라인;을 더 포함하고,
    상기 수소 생산 시스템은,
    상기 연료 가스와 상기 스팀을 개질반응시켜 수소를 생산하는 개질기;를 포함하며,
    상기 수소 생산 라인은 상기 연료 압축기 후단으로부터 상기 개질기 전단으로 연결되어, 상기 연료 압축기에서 압축된 연료 가스가 상기 개질기로 공급되는, 부유식 발전 플랜트.
  8. 청구항 1에 있어서,
    상기 액화가스를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 재기화 시스템;을 더 포함하고,
    상기 부유식 발전 플랜트에서는, 상기 액화가스를 이용하여 재기화 가스, 전력, 수소 기체 및 액체 수소가 생산되는, 부유식 발전 플랜트.
  9. 액화가스를 가스 엔진의 연료 가스로 공급하는 단계;
    상기 가스 엔진에서 연료 가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 단계; 및
    상기 가스 엔진에서 연료 가스의 연소에 의해 생성되는 폐열을 회수하여 스팀을 생산하는 단계;를 포함하고,
    상기 연료 가스와 스팀을 원료로 사용하여 수소를 생산하는 단계; 및
    상기 생산된 수소를 상기 기화시킬 액화가스와 열교환시켜 액화시키는 단계;를 포함하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법.
  10. 청구항 9에 있어서,
    상기 액화가스를 가스 엔진의 연료 가스로 공급하는 단계는,
    상기 액화가스를 기화시키는 단계; 및
    상기 액화가스를 기화시킨 연료 가스를 압축시키는 단계;를 포함하고,
    상기 액화가스를 기화시키는 단계에서 액화가스는,
    상기 수소를 액화시키면서 가열된 액화가스를 포함하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법.
  11. 청구항 10에 있어서,
    상기 압축된 연료 가스를 상기 수소를 생산하는 단계의 원료로 공급하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법.
  12. 청구항 9에 있어서,
    상기 수소를 액화가스와 열교환시켜 액화시키는 단계는,
    상기 수소를 액화가스와 열교환시켜 1차 냉각시키는 단계; 및
    상기 1차 냉각된 수소 중 일부를 분기시켜 팽창에 의해 더 냉각시키고, 상기 팽창에 의해 더 냉각된 수소를 냉매로 사용하여, 분기시키고 남은 나머지 수소를 2차 냉각시키는 단계;를 더 포함하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법.
  13. 청구항 12에 있어서,
    상기 2차 냉각된 수소를 팽창밸브에 의해 더 냉각시키는 단계; 및
    상기 팽창밸브에 의해 더 냉각된 수소를 기액분리하는 단계;를 더 포함하여,
    상기 기액분리된 액체 수소는 저장하고, 분리된 기체 수소는 상기 수소를 1차 냉각시키는 단계로 재공급하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법.
  14. 청구항 9에 있어서,
    상기 액화가스를 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계;를 더 포함하고,
    상기 부유식 발전 플랜트에서는, 상기 액화가스를 이용하여 재기화 가스, 전력, 수소 및 액체 수소를 생산하는, 부유식 발전 플랜트의 운용 방법.
KR1020170182750A 2017-12-28 2017-12-28 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법 Active KR102473954B1 (ko)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170182750A KR102473954B1 (ko) 2017-12-28 2017-12-28 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170182750A KR102473954B1 (ko) 2017-12-28 2017-12-28 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20190080354A true KR20190080354A (ko) 2019-07-08
KR102473954B1 KR102473954B1 (ko) 2022-12-05

Family

ID=67255930

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020170182750A Active KR102473954B1 (ko) 2017-12-28 2017-12-28 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR102473954B1 (ko)

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20210046107A (ko) * 2019-10-17 2021-04-28 주식회사 트랜스가스솔루션 부유식 lng 발전 및 수소 생성 시스템을 갖춘 수소 연료전지 복합 발전 플랜트 및 상기 복합 발전 플랜트의 운용 방법
KR20220031785A (ko) * 2020-09-03 2022-03-14 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033606A (ko) * 2020-09-08 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033607A (ko) * 2020-09-08 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033605A (ko) * 2020-09-08 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033608A (ko) * 2020-09-08 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033649A (ko) * 2020-09-09 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220050248A (ko) * 2020-10-14 2022-04-25 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220051892A (ko) * 2020-10-19 2022-04-27 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220052382A (ko) * 2020-10-19 2022-04-28 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220052383A (ko) * 2020-10-19 2022-04-28 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220053061A (ko) * 2020-10-20 2022-04-29 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220053062A (ko) * 2020-10-20 2022-04-29 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220053060A (ko) * 2020-10-20 2022-04-29 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
US12410054B2 (en) 2019-10-01 2025-09-09 Haldor Topsøe A/S Synthesis gas on demand

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002243360A (ja) * 2001-02-19 2002-08-28 Air Liquide Japan Ltd 液体水素の製造方法および液体水素の製造設備
JP2005281131A (ja) * 2004-03-29 2005-10-13 General Electric Co <Ge> 水素と電気エネルギーの同時生産のためのシステム及び方法
KR20120001031A (ko) * 2010-06-29 2012-01-04 삼성중공업 주식회사 선박 및 해상 부유체

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002243360A (ja) * 2001-02-19 2002-08-28 Air Liquide Japan Ltd 液体水素の製造方法および液体水素の製造設備
JP2005281131A (ja) * 2004-03-29 2005-10-13 General Electric Co <Ge> 水素と電気エネルギーの同時生産のためのシステム及び方法
KR20120001031A (ko) * 2010-06-29 2012-01-04 삼성중공업 주식회사 선박 및 해상 부유체

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US12410054B2 (en) 2019-10-01 2025-09-09 Haldor Topsøe A/S Synthesis gas on demand
KR20210046107A (ko) * 2019-10-17 2021-04-28 주식회사 트랜스가스솔루션 부유식 lng 발전 및 수소 생성 시스템을 갖춘 수소 연료전지 복합 발전 플랜트 및 상기 복합 발전 플랜트의 운용 방법
KR20220031785A (ko) * 2020-09-03 2022-03-14 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033606A (ko) * 2020-09-08 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033607A (ko) * 2020-09-08 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033605A (ko) * 2020-09-08 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033608A (ko) * 2020-09-08 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220033649A (ko) * 2020-09-09 2022-03-17 삼성중공업 주식회사 선박용 수소생산시스템
KR20220050248A (ko) * 2020-10-14 2022-04-25 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220051892A (ko) * 2020-10-19 2022-04-27 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220052382A (ko) * 2020-10-19 2022-04-28 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220052383A (ko) * 2020-10-19 2022-04-28 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220053061A (ko) * 2020-10-20 2022-04-29 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220053062A (ko) * 2020-10-20 2022-04-29 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR20220053060A (ko) * 2020-10-20 2022-04-29 삼성중공업 주식회사 부유식 수소 생산 및 관리시스템

Also Published As

Publication number Publication date
KR102473954B1 (ko) 2022-12-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR20190080354A (ko) 부유식 발전 플랜트 및 부유식 발전 플랜트의 운용 방법
Lee et al. Analysis and assessment of partial re-liquefaction system for liquefied hydrogen tankers using liquefied natural gas (LNG) and H2 hybrid propulsion
KR101519541B1 (ko) 증발가스 처리 시스템
KR101521571B1 (ko) 선박의 액화가스 처리 방법
KR102535970B1 (ko) 선박용 저압가스 엔진의 수소 혼합 연료 공급 방법 및 공급 시스템
EP2629035B1 (en) Liquefaction device and floating liquefied gas production equipment comprising the device
KR20190105841A (ko) Ｌｐｇ 연료 선박 및 ｌｐｇ 연료 선박의 연료 공급 방법
US10627158B2 (en) Coproduction of liquefied natural gas and electric power with refrigeration recovery
KR20100047256A (ko) 액화 천연 가스의 제조 방법 및 장치
KR102717676B1 (ko) 휘발성 유기 화합물 회수 시스템 및 회수 방법
KR101814439B1 (ko) 연료가스 공급시스템
US20140245779A1 (en) Regasification Plant
KR20190090323A (ko) 보일-오프 가스(bog)를 재액화 하기 위한 방법 및 시스템
CN113503213A (zh) 一种液氢-燃油双燃料船氢存储再液化耦合燃油废气低温捕集系统
KR102893366B1 (ko) 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR102155991B1 (ko) 선박용 이중연료 엔진의 연료가스 공급시스템에 사용되는 일체형 엘엔지기화기
KR102252653B1 (ko) 부유식 lng 발전 및 수소 생성 시스템을 갖춘 수소 연료전지 복합 발전 플랜트 및 상기 복합 발전 플랜트의 운용 방법
US20180259248A1 (en) System for Producing Vehicle Fuel
KR101996283B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
US11585597B2 (en) Hydrocarbon distillation
CN216554132U (zh) 一种液氢-燃油双燃料船氢存储再液化耦合燃油废气低温捕集系统
KR102632394B1 (ko) 선박의 연료공급시스템
KR102902435B1 (ko) 부유식 수소 생산 및 관리시스템
KR102877792B1 (ko) 선박용 수소생산시스템
KR20190080365A (ko) 부유식 발전 플랜트의 냉열 회수 시스템 및 방법

Legal Events

Date Code Title Description
PA0109 Patent application

Patent event code: PA01091R01D

Comment text: Patent Application

Patent event date: 20171228

PG1501 Laying open of application
A201 Request for examination
PA0201 Request for examination

Patent event code: PA02012R01D

Patent event date: 20201209

Comment text: Request for Examination of Application

Patent event code: PA02011R01I

Patent event date: 20171228

Comment text: Patent Application

E902 Notification of reason for refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event date: 20220310

Patent event code: PE09021S01D

E701 Decision to grant or registration of patent right
PE0701 Decision of registration

Patent event code: PE07011S01D

Comment text: Decision to Grant Registration

Patent event date: 20220929

GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

Comment text: Registration of Establishment

Patent event date: 20221130

Patent event code: PR07011E01D

PR1002 Payment of registration fee

Payment date: 20221201

End annual number: 3

Start annual number: 1

PG1601 Publication of registration