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WO2025053722A1 - 선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법 - Google Patents

선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법 Download PDF

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Publication number
WO2025053722A1
WO2025053722A1 PCT/KR2024/095558 KR2024095558W WO2025053722A1 WO 2025053722 A1 WO2025053722 A1 WO 2025053722A1 KR 2024095558 W KR2024095558 W KR 2024095558W WO 2025053722 A1 WO2025053722 A1 WO 2025053722A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
ammonia
gas
fuel
gas turbine
purging
Prior art date
Application number
PCT/KR2024/095558
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
이근섭
강다연
이상민
황종규
강금준
Original Assignee
한화오션 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 KR1020230149987A external-priority patent/KR20250036625A/ko
Application filed by 한화오션 주식회사 filed Critical 한화오션 주식회사
Publication of WO2025053722A1 publication Critical patent/WO2025053722A1/ko

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    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B11/00—Interior subdivision of hulls
    • B63B11/04—Constructional features of bunkers, e.g. structural fuel tanks, or ballast tanks, e.g. with elastic walls
    • 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
    • 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
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    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
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    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
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    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J3/00—Driving of auxiliaries
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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
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    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/20—Adaptations of gas-turbine plants for driving vehicles
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22—Fuel supply systems

Definitions

  • the present invention relates to a ship equipped with a gas turbine that uses ammonia as fuel.
  • EEDI Energy Efficiency Design Index
  • Ammonia ( NH3 ) is a substance in which three hydrogen atoms are bonded to one nitrogen atom. It can form strong hydrogen bonds between molecules, making it easy to liquefy. At normal pressure, its boiling point is approximately -33.34°C, and its melting point is approximately -77.73°C.
  • This ammonia is easier to store than LNG and does not emit any carbon dioxide, so it is attracting attention as an eco-friendly ship fuel that can respond to the trend of strengthening international greenhouse gas emission standards.
  • the present invention aims to provide an ammonia gas turbine fuel supply system capable of complying with greenhouse gas emission regulations for ships, which will be strengthened in the future, by using ammonia, a chemical substance that has been used on land for over 100 years and whose supply chain including production, storage, transportation, and supply has been sufficiently verified, as fuel for ships.
  • the purpose is to provide a system and method for supplying ammonia gas turbine fuel to a ship, which can improve energy efficiency by storing ammonia in a liquid state as fuel, vaporizing the liquid ammonia to supply gaseous ammonia to an engine, and recovering waste heat of exhaust gas to vaporize the liquid ammonia.
  • the method may further include a buffer tank for temporarily storing ammonia in a liquid state to a preset level before supplying it to the ammonia pressurizing pump; and a level measuring unit for measuring the liquid level of the buffer tank and controlling the ammonia pressurizing pump to operate when the liquid level is higher than the preset level.
  • a buffer tank for temporarily storing ammonia in a liquid state to a preset level before supplying it to the ammonia pressurizing pump
  • a level measuring unit for measuring the liquid level of the buffer tank and controlling the ammonia pressurizing pump to operate when the liquid level is higher than the preset level.
  • the ammonia storage tank further includes an ammonia supply pump that transfers liquid ammonia stored in the ammonia storage tank to the buffer tank; and the ammonia supply pump can be controlled to operate when the liquid level of the buffer tank measured by the level measuring unit is below a set value, and to stop when it is above the set value.
  • the gas turbine further includes a waste heat recovery unit that recovers waste heat of exhaust gas discharged from the gas turbine to generate supercritical carbon dioxide and expands the supercritical carbon dioxide to generate electricity; and in the ammonia vaporizer, the heat energy of the supercritical carbon dioxide can be supplied from the waste heat recovery unit to vaporize ammonia in a liquid state.
  • a waste heat recovery unit that recovers waste heat of exhaust gas discharged from the gas turbine to generate supercritical carbon dioxide and expands the supercritical carbon dioxide to generate electricity
  • the heat energy of the supercritical carbon dioxide can be supplied from the waste heat recovery unit to vaporize ammonia in a liquid state.
  • the method may further include a heat source supply unit for supplying high-temperature water generated by heat exchange between steam and water to the ammonia vaporizer as a heat source for vaporizing liquid ammonia.
  • a heat source supply unit for supplying high-temperature water generated by heat exchange between steam and water to the ammonia vaporizer as a heat source for vaporizing liquid ammonia.
  • the ammonia treatment unit may include a separator that receives the purging gas and separates gas and liquid; and an absorber that separates ammonia from the gas components separated by the separator by dissolving it in water and discharging the remaining purging gas from which ammonia has been separated into the atmosphere.
  • the ammonia treatment unit may further include a drain tank for storing water in which ammonia is dissolved in the absorber; a water circulation pump for recirculating the water stored in the drain tank to the absorber; and a supplementary water supply unit for supplying supplementary water when the acidity of the drain tank falls below a set value.
  • the method may further include an ammonia condenser for condensing ammonia vaporization gas generated in the ammonia fuel supply unit to generate re-liquefied ammonia vaporization gas.
  • an ammonia condenser for condensing ammonia vaporization gas generated in the ammonia fuel supply unit to generate re-liquefied ammonia vaporization gas.
  • a ship including the ammonia gas turbine fuel supply system is provided.
  • the gas turbine is a dual-fuel gas turbine that selectively uses gaseous ammonia and other gaseous gaseous fuels as fuel
  • the ship further includes a generator engine that uses the gaseous fuel as fuel and generates electric power; so that electric power generated by at least one of the gas turbine and the generator engine can be used as propulsion energy.
  • the vessel is a liquefied gas carrier, and the vessel may further include a liquefied gas storage tank for storing liquefied gas cargo; and a gas fuel supply unit for supplying liquefied gas vaporization gas generated by natural vaporization of the liquefied gas in the liquefied gas storage tank as fuel for the gas turbine and generator engines.
  • a liquefied gas storage tank for storing liquefied gas cargo
  • a gas fuel supply unit for supplying liquefied gas vaporization gas generated by natural vaporization of the liquefied gas in the liquefied gas storage tank as fuel for the gas turbine and generator engines.
  • the gas fuel supply unit may further include a fuel pressurizing pump that supplies liquefied gas from the liquefied gas storage tank and pressurizes the liquefied gas to a pressure required by the gas turbine when the amount of evaporated gas of the liquefied gas is less than the amount required as fuel for the gas turbine and generator engine; and a fuel vaporizer that vaporizes the liquefied gas pressurized by the fuel pressurizing pump to generate gaseous fuel.
  • a fuel pressurizing pump that supplies liquefied gas from the liquefied gas storage tank and pressurizes the liquefied gas to a pressure required by the gas turbine when the amount of evaporated gas of the liquefied gas is less than the amount required as fuel for the gas turbine and generator engine
  • a fuel vaporizer that vaporizes the liquefied gas pressurized by the fuel pressurizing pump to generate gaseous fuel.
  • the step of generating the gaseous ammonia may include the steps of pressurizing liquid ammonia to a pressure required by a gas turbine; and vaporizing the pressurized liquid ammonia at a temperature higher than the dew point of the ammonia.
  • the step of generating the gaseous ammonia may include: a step of storing the liquid ammonia in a buffer tank before the pressurizing step; and a step of measuring the liquid level of the buffer tank and supplying the liquid ammonia stored in the buffer tank to the pressurizing step if the liquid level is equal to or higher than a set value, thereby maintaining the liquid level of the buffer tank.
  • the step of generating the gaseous ammonia may include: a step of storing the liquid ammonia in a buffer tank before the step of pressurizing; and a step of measuring the liquid level of the buffer tank, and if it is below a set value, transferring liquid ammonia from an ammonia storage tank in which ammonia is stored in a liquid state to the buffer tank, and if it is above the set value, stopping the transfer of liquid ammonia to the buffer tank to maintain the liquid level of the buffer tank.
  • the method may further include a step of compressing a vaporized gas generated by natural vaporization of a gaseous fuel other than ammonia to a pressure required by the gas turbine; and a step of supplying the compressed vaporized gas as fuel for the gas turbine.
  • ammonia gas turbine fuel supply system and method of a ship according to the present invention can store ammonia, an environmentally friendly fuel, in a liquid state and supply it to an engine in a gaseous state to use as fuel.
  • ammonia an environmentally friendly fuel
  • greenhouse gas emissions can be reduced during operation and regulatory standards set by international agreements can be met.
  • waste heat from the exhaust gas of the gas turbine can be recovered to vaporize liquid ammonia and other liquid gaseous fuels, thereby improving overall energy efficiency.
  • ammonia gas turbine fuel supply system and method of a ship according to the present invention is easily compatible with liquefied gases having similar properties to ammonia, such as methanol or LPG, and can be easily applied and used for engines other than gas turbines.
  • FIG. 1 is a schematic diagram illustrating an ammonia gas turbine fuel supply system according to embodiments of the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram illustrating an ammonia gas turbine fuel supply system including an ammonia fuel supply unit, an ammonia condenser unit, and an ammonia treatment unit according to one embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a schematic diagram illustrating an ammonia condenser according to embodiments of the present invention.
  • FIG. 6 is a drawing for explaining a method for preventing leakage of a cold heat recovery device according to one embodiment of the present invention.
  • Figure 8 is a schematic diagram illustrating a modified example of an ammonia treatment unit according to embodiments of the present invention.
  • FIG. 9 is a drawing for explaining one embodiment of a method for arranging a clean drain tank according to one embodiment of the present invention.
  • Figure 10 is a schematic diagram illustrating another embodiment of an ammonia treatment unit of the present invention.
  • Figure 11 is a schematic diagram illustrating another embodiment of the ammonia treatment unit of the present invention.
  • FIG. 12 is a schematic diagram illustrating a waste heat recovery unit according to embodiments of the present invention.
  • Figure 14 is a schematic diagram illustrating an embodiment of supplying a heat source to an ammonia vaporizer according to the present invention.
  • FIG. 16 is a drawing for explaining a method of supplying heat energy of a waste heat recovery unit as a heat source for an ammonia vaporizer using a heat source supply unit according to one embodiment of the present invention.
  • Figure 17 is a schematic diagram illustrating a gas fuel supply unit and a re-liquefaction unit according to one embodiment of the present invention.
  • FIG. 20 is a drawing illustrating a gas fuel compressor (720) and an evaporative gas compressor (810) in more detail according to one embodiment of the present invention.
  • FIG. 22 is a drawing for explaining a method for purging a gas turbine according to embodiments of the present invention.
  • Figure 23 is a cross-sectional view illustrating one embodiment of a ship arrangement configuration according to the present invention.
  • Figure 25 is a cross-sectional view illustrating another embodiment of a ship arrangement configuration according to the present invention.
  • ammonia gas turbine fuel supply system and method according to embodiments of the present invention described below can be applied to a ship or land equipped with an ammonia storage tank storing ammonia in a liquid state and an engine capable of using ammonia alone or in combination with other fuel as fuel.
  • engine may refer to an internal combustion engine such as a two-stroke or four-stroke cycle engine, as well as equipment such as a fuel cell or turbine-generator that generates propulsion power for a ship or the electricity necessary to operate a ship by burning gaseous ammonia alone or in combination with other gaseous fuels.
  • the engine is an ammonia gas turbine that generates power by driving a turbine with combustion gas generated by combusting gaseous ammonia or gaseous fuel mixed with gaseous ammonia.
  • the ship here may include not only propulsion ships with propulsion capabilities, such as container ships and liquefied gas carriers, but also floating offshore structures that do not have propulsion capabilities but can use electricity produced using ammonia as fuel on board, such as FPSO (Floated Production, Storage and Offloading).
  • propulsion ships with propulsion capabilities such as container ships and liquefied gas carriers
  • floating offshore structures that do not have propulsion capabilities but can use electricity produced using ammonia as fuel on board, such as FPSO (Floated Production, Storage and Offloading).
  • FPSO Floated Production, Storage and Offloading
  • a liquefied gas carrier may be a hydrocarbon liquefied gas carrier, such as liquefied natural gas (LNG), liquefied petroleum gas (LPG), or methanol (CH 3 OH), or a non-hydrocarbon liquefied gas carrier, such as ammonia (NH 3 ), hydrogen (H 2 ), or carbon dioxide (CO 2 ).
  • LNG liquefied natural gas
  • LPG liquefied petroleum gas
  • CH 3 OH methanol
  • a non-hydrocarbon liquefied gas carrier such as ammonia (NH 3 ), hydrogen (H 2 ), or carbon dioxide (CO 2 ).
  • the ship is an LNG carrier equipped with a cargo hold for storing LNG and transporting LNG.
  • the fuel is explained using ammonia as an example, but it can also be applied to fuels that have chemical properties similar to ammonia and can replace ammonia, such as methanol (CH 3 OH) and liquefied petroleum gas (LPG).
  • ammonia such as methanol (CH 3 OH) and liquefied petroleum gas (LPG).
  • the ship is an electric propulsion gas turbine LNG carrier equipped with a gas turbine that uses ammonia as fuel as a carbon-free propulsion system
  • the LNG carrier is a large carrier of the 174,000m3 class, as an example.
  • an ammonia gas turbine fuel supply system may include at least one of an engine that uses gaseous ammonia as fuel, an ammonia fuel supply unit (100) that supplies ammonia fuel to the engine, a heat source supply unit (300) that supplies a heat source for vaporizing liquid ammonia into gaseous ammonia to the ammonia fuel supply unit (100), a waste heat recovery unit (200) that recovers waste heat of exhaust gas from the engine and supplies it to the ammonia fuel supply unit (100) to vaporize liquid ammonia, an ammonia condenser unit (400) that condenses and recovers ammonia evaporation gas generated by natural vaporization of liquid ammonia, and an ammonia treatment unit (500) that treats ammonia in a purging gas generated while purging the ammonia gas turbine fuel supply system.
  • an engine that uses gaseous ammonia as fuel
  • an ammonia fuel supply unit (100) that supplies ammonia fuel to the engine
  • a heat source supply unit (300) that supplies
  • ammonia gas turbine fuel supply system of a ship is explained based on a case in which it includes an ammonia fuel supply unit (100), a waste heat recovery unit (200), a heat source supply unit (300), an ammonia condensation unit (400), and an ammonia treatment unit (500), as illustrated in FIG. 1.
  • An engine may include a gas turbine (GT) that generates rotational force by using exhaust gas generated by combusting ammonia in the atmosphere and generates electric power with the rotational force.
  • GT gas turbine
  • Electric power generated by a gas turbine can be used for onboard electric power demand.
  • the gas turbine (GT) can be used for electric propulsion of the ship and for generating electric power required for onboard electric power demand.
  • a gas turbine may be a dual-fuel gas turbine that can use exhaust gas generated by burning other gaseous fuels, such as natural gas, in addition to ammonia as a working fluid.
  • a gas turbine uses exhaust gas generated by combusting gaseous fuel as a working fluid, wherein the gaseous fuel may be at least one of gaseous ammonia, a mixed gas containing gaseous ammonia, or a gaseous gaseous fuel other than ammonia.
  • GT gas turbine
  • gas turbine is a dual-fuel gas turbine
  • ammonia and natural gas can be used as fuel, either individually or in combination, thereby reducing the emission of air pollutants, while the operation mode of the gas turbine (GT) for power generation can be selectively and flexibly controlled.
  • a gas turbine initially operates in a mode that uses natural gas as fuel from the time of startup, and when the operating load reaches the minimum load or higher, it can be switched to a mode that uses ammonia or mixed gas as fuel.
  • gas turbines can generate electricity from loads above the minimum load, and can operate in an idling mode where they do not generate electricity but only drive the turbine by consuming fuel below the minimum load.
  • the no-load operation of the gas turbine (GT) can serve to pre-operate the gas turbine (GT) until the load of the gas turbine (GT) reaches the minimum load or higher, and can also serve to burn the gas to be incinerated on board.
  • the main propulsion engine following the conventional 4-stroke or 2-stroke cycle using ammonia and natural gas as fuel required pilot oil to burn the fuel.
  • the amount of NO x emissions in the exhaust gas after combustion was high, so a selective catalytic reduction (SCR) device was installed to meet emission regulations.
  • ammonia a carbon-free fuel
  • a gas turbine instead of an internal combustion engine for power generation of an electric propulsion ship, and is combusted in the combustion chamber of the gas turbine (GT), so pilot oil is not required and air pollutants such as CO2 and NOx are not generated at all.
  • nitrous oxide which has the greatest greenhouse effect, is hardly emitted.
  • an air compressor which compresses combustion air sucked in through a combustion air intake duct (CI) to generate compressed air
  • a burner (not shown) which combusts fuel to generate exhaust gas
  • a combustion chamber (not shown) which is provided with an ammonia nozzle into which ammonia fuel is injected and a gas fuel nozzle into which natural gas is injected and in which a combustion reaction of the fuel occurs to generate combustion gas
  • a turbine (NH 3 gas turbine F&G system) (T) which uses the combustion gas (exhaust gas) discharged from the combustion chamber as a working fluid to rotate blades
  • a generator which generates electric power with the rotational force of the turbine (T)
  • EC enclosure
  • the ammonia purging valve (AG) is installed in the ammonia supply line (FL) and is provided to block the supply of ammonia gas to the gas turbine (GT) when operation is stopped to ensure safety in accordance with international and classification regulations.
  • the ammonia supply line (FL) and the gas fuel supply line (GL) extending outside the enclosure (EC) may be provided with double wall pipes to prevent fuel leakage.
  • a portion provided with double wall pipes is indicated with double lines (solid lines and double dotted lines surrounding the solid lines).
  • the portion provided with double wall pipes may be from the downstream of the ammonia main supply valve (160) to the inlet of the enclosure (EC), and from the downstream of the gas fuel main supply valve (750) to the inlet of the enclosure (EC).
  • the classification society stipulates that if the forced ventilation devices lose their ventilation capacity or a leak occurs from the double-structure pipe, the ammonia master supply valve (160) and the gas fuel master supply valve (750) described below are to be closed.
  • the gas remaining between the double shut-off valves of the ammonia purging valve (AGa) is naturally vented through the bleed valve of the ammonia purging valve, and the vented ammonia can be discharged through the ammonia treatment unit (500) according to the classification regulations.
  • ammonia storage tank (110) is an independent non-pressurized tank, and an IMO Type A tank is used as an example to explain.
  • the ammonia storage tank (110) can be set to have an operating pressure at the atmospheric pressure level and an operating temperature at about -30 to -35°C or about -33°C so that ammonia can be stably stored while maintaining a liquid state.
  • an ammonia gas turbine fuel supply system When an ammonia gas turbine fuel supply system according to embodiments of the present invention is applied to a ship, the ship stores ammonia in a liquid state, vaporizes the ammonia stored in the liquid state to generate gaseous ammonia fuel, combusts the gaseous ammonia in a combustion chamber of a gas turbine (GT) to generate combustion gas, and uses the combustion gas as a working fluid to drive the gas turbine (GT), thereby generating power that can be used as propulsion power for the ship.
  • GT gas turbine
  • a gas turbine (GT) requires a gas fuel supply pressure of about 30 to 40 bar, or 32 to 36 bar, or about 34 bar.
  • gas fuel supply pressure of a gas turbine (GT) of 34 bar will be explained as an example.
  • the ammonia fuel supply unit (100) can generate gaseous ammonia gas fuel at the gas fuel supply pressure of a gas turbine (GT), that is, about 34 bar.
  • GT gas turbine
  • An ammonia boosting pump (140) can pressurize liquid ammonia transferred from an ammonia storage tank (110) so that gaseous ammonia generated by vaporization in an ammonia vaporizer (150) at the rear can satisfy the fuel supply conditions of a gas turbine (GT).
  • GT gas turbine
  • An ammonia pressurizing pump (140) can pressurize liquid ammonia to 30 to 40 bar, or 32 to 36 bar, or about 34 bar.
  • the discharge pressure of the ammonia pressurizing pump (140) may be set to a pressure slightly higher than the introduction pressure of gas fuel required by the gas turbine (GT).
  • Fig. 4 it is illustrated as an example that two ammonia pressurizing pumps (140) are installed in parallel for redundancy.
  • ammonia is pressurized using one ammonia pressurizing pump (140), but the other ammonia pressurizing pump (140) can be placed in an operation standby state so that the fuel supply system can continue to operate without interruption even if a problem occurs in the ammonia pressurizing pump (140) being used and it cannot be used.
  • the flow rate of ammonia required by the gas turbine (GT) is large, ammonia can be pressurized by utilizing both ammonia pressurizing pumps (140).
  • the ammonia pressurized pump (140) can be provided with a VFD (variable frequency drive) to have a speed control function for controlling the discharge flow rate of ammonia.
  • VFD variable frequency drive
  • the ammonia gas turbine fuel supply system may further include at least one of an ammonia supply pump (120) for discharging liquid ammonia stored in an ammonia storage tank (110) from the ammonia storage tank (110), and a buffer tank (130) for storing liquid ammonia discharged from the ammonia storage tank (110) by the ammonia supply pump (120) before supplying it to the ammonia pressurizing pump (140) to prepare for load fluctuations.
  • an ammonia supply pump (120) for discharging liquid ammonia stored in an ammonia storage tank (110) from the ammonia storage tank (110)
  • a buffer tank (130) for storing liquid ammonia discharged from the ammonia storage tank (110) by the ammonia supply pump (120) before supplying it to the ammonia pressurizing pump (140) to prepare for load fluctuations.
  • the ammonia feed pump (120) may be a semi-submersible pump installed on the bottom of the ammonia storage tank (110).
  • Fig. 4 it is illustrated as an example that two ammonia supply pumps (120) are provided.
  • one of the two ammonia supply pumps (120) may be used as a redundancy for the other ammonia supply pump (120), or both ammonia supply pumps (120) may be used to discharge ammonia from the ammonia storage tank (110).
  • Liquid ammonia discharged by the ammonia supply pump (120) may be supplied to the ammonia pressurizing pump (140), or may be first stored in the buffer tank (130) and then supplied to the ammonia pressurizing pump (140) from the buffer tank (130) through the ammonia supply line (FL).
  • the operation of the ammonia supply pump (120) can be controlled according to the liquid level measurement value of the buffer tank (130).
  • the buffer tank (130) stores a certain amount of liquid ammonia transported by the ammonia supply pump (120) and supplies the stored ammonia to the ammonia pressurizing pump (140), thereby preventing gaseous ammonia from flowing into the ammonia pressurizing pump (140) and causing problems in the operation of the ammonia pressurizing pump (140).
  • Ammonia in the gas phase that flows into the buffer tank (130) or ammonia in the gas phase that is generated within the buffer tank (130) can be re-liquefied through the ammonia condenser (400) and recovered into the ammonia storage tank (110).
  • the ammonia pressurizing pump (140) can be operated at the minimum flow rate, but the flow rate exceeding the flow rate of ammonia required by the gas turbine (GT) can be circulated back to the buffer tank (130).
  • the buffer tank (130) may be equipped with a water level gauge (not shown).
  • the operation of the ammonia pressurizing pump (140) may be controlled according to the liquid level measured by the water level gauge.
  • the ammonia pressurizing pump (140) is operated and liquid ammonia may flow from the buffer tank (130) to the ammonia pressurizing pump (140).
  • the operation of the ammonia supply pump (120) can also be controlled according to the liquid level measured by the level gauge of the buffer tank (130). If the liquid level of the buffer tank (130) is lower than a preset value, the ammonia supply pump (120) can be operated to transfer ammonia stored in the ammonia storage tank (110) to the buffer tank (130). If the liquid level of the buffer tank (130) is higher than a preset value, the ammonia supply pump (120) can be controlled to automatically stop operation.
  • buffer tanks were used to temporarily store excess liquid fuel supplied to the engine by recovering it, and conventional buffer tanks controlled the operation of a pressurizing pump that supplied fuel to the engine according to changes in the engine load.
  • the buffer tank (130) since the buffer tank (130) according to embodiments of the present invention does not supply and discharge ammonia according to the load of the gas turbine (GT), but its capacity is selected as a means to alleviate load fluctuations, the water level of the buffer tank (130) must be controlled so that it is filled to a preset value or higher.
  • the system can be simplified without the ammonia pressurizing pump (140) and the buffer tank (130).
  • the liquid ammonia discharged from the ammonia storage tank (110) by the ammonia supply pump (120) can be directly supplied to the ammonia vaporizer (150) without passing through the buffer tank (130).
  • An ammonia vaporizer (HP (high pressure) vaporizer) (150) vaporizes liquid ammonia pressurized by an ammonia pressurization pump (140) to generate gaseous ammonia.
  • the gaseous ammonia vaporized in the ammonia vaporizer (150) can be introduced into a combustion chamber of a gas turbine (GT).
  • GT gas turbine
  • the ammonia vaporizer (150) may also have the role of heating the ammonia to a temperature higher than the dew point at the corresponding pressure.
  • the introduction pressure of gaseous ammonia fuel required in a gas turbine (GT) is about 34 bar, and the dew point of ammonia at this pressure is about 80°C.
  • the ammonia vaporizer (150) may change the phase of pressurized liquid ammonia into gaseous ammonia, thereby causing the temperature of the gaseous ammonia to be about 95 to 105°C, which is about 15 to 25°C higher than the dew point, or about 90 to 100°C, which is 10 to 20°C higher.
  • the pressure change of ammonia during phase change and heating may be negligible or may be negligible.
  • a temperature measuring device may be provided downstream of the ammonia vaporizer (150) to measure the temperature of gaseous ammonia flowing into the gas turbine (GT) from the ammonia vaporizer (150). If the temperature measured by the temperature measuring device does not meet the temperature required by the gas turbine (GT), the ammonia discharged from the ammonia vaporizer (150) may be recycled back to the buffer tank (130).
  • ammonia fuel supply unit (100) may further include an ammonia supply line (FL) that extends from an ammonia supply pump (120) to a combustion chamber of a gas turbine (GT) and is equipped with at least one of a buffer tank (130), an ammonia pressurizing pump (140), and an ammonia vaporizer (150).
  • FL ammonia supply line
  • the ammonia fuel supply unit (100) is described based on a case in which it includes an ammonia supply pump (120), a buffer tank (130), an ammonia pressurizing pump (140), and an ammonia vaporizer (150).
  • the ammonia supply pump (120), the buffer tank (130), the ammonia pressurizing pump (140), and the ammonia vaporizer (150) can be sequentially arranged in an ammonia supply line (FL).
  • Liquid ammonia stored in an ammonia storage tank (110) can be discharged by an ammonia supply pump (120) and introduced into a combustion chamber of a gas turbine (GT) through an ammonia supply line (FL), an ammonia pressurizing pump (140), and an ammonia vaporizer (150).
  • an ammonia supply pump 120
  • GT gas turbine
  • FL ammonia supply line
  • an ammonia pressurizing pump 140
  • an ammonia vaporizer 150
  • the ammonia supply line (FL) consists of one line, and if the ammonia supply line (FL) becomes inoperable for any reason, it is impossible to use ammonia gas as fuel for the gas turbine (GT), so the gas turbine (GT) can be operated by switching to a mode that uses gas fuel, i.e., natural gas, as fuel according to the present embodiments.
  • gas fuel i.e., natural gas
  • An ammonia flow rate control valve (not given in the drawing) may be provided in the ammonia supply line (FL) to control the flow rate of gaseous ammonia supplied from the ammonia fuel supply unit (100) to the gas turbine (GT) so that an appropriate amount of gaseous ammonia can be supplied to the gas turbine (GT).
  • An ammonia master gas valve (160) may be provided in the ammonia supply line (FL) between the ammonia vaporizer (150) and the gas turbine (GT) to control whether gaseous ammonia is supplied from the ammonia vaporizer (150) to the gas turbine (GT) or the supply is cut off.
  • At least one of the temperature measuring device described above and a pressure measuring device (not shown) for measuring the pressure of gaseous ammonia may be provided.
  • the ammonia main supply valve (160) is opened so that gaseous ammonia can be supplied to the combustion chamber of the gas turbine (GT).
  • the ammonia fuel supply unit (100) Through the ammonia fuel supply unit (100), the ammonia supplied to the gas turbine (GT) is completely combusted. That is, in the embodiments of the present invention, there is no excess ammonia discharged from the gas turbine (GT).
  • the ammonia gas turbine fuel supply system is not equipped with recovery equipment such as a return line or a pipe for recovering excess ammonia or ammonia slip back to the ammonia fuel supply unit (100), or a recovery buffer tank for receiving recovered ammonia so as to maintain the pressure of the system.
  • recovery equipment such as a return line or a pipe for recovering excess ammonia or ammonia slip back to the ammonia fuel supply unit (100), or a recovery buffer tank for receiving recovered ammonia so as to maintain the pressure of the system.
  • ammonia is supplied to the engine in a liquid state, which is an incompressible fluid.
  • a pressurizing pump boost pump
  • an excess amount of liquid fuel greater than the flow rate required by the engine, must be supplied to the engine. It is desirable that only the amount of excess liquid fuel supplied to the engine be injected into the cylinder as required by the engine, and the remaining liquid fuel be recirculated back to the engine.
  • gaseous ammonia as fuel, such as a gas turbine
  • a pressurizing pump and a recirculation line for recirculating excess fuel from the engine are not required.
  • the ammonia supply pump (120) provided in the ammonia storage tank (110) is operated to transfer ammonia to the buffer tank (130).
  • the ammonia pressurizing pump (140) is operated to pressurize the ammonia and transfer it to the ammonia vaporizer (150).
  • ammonia is heated to the temperature required by the gas turbine and supplied to the gas turbine (GT).
  • the temperature is measured at the rear end of the ammonia vaporizer (150) and if it does not reach the temperature required by the gas turbine (GT), it is circulated to the buffer tank (130).
  • the ammonia main supply valve (160) opens and ammonia gas is supplied to the gas turbine (GT).
  • Ammonia transferred to the buffer tank (130) is pressurized in a liquid state by an ammonia pressurizing pump (140), and then passes through an ammonia vaporizer (150) to be supplied as gaseous ammonia to a gas turbine (GT).
  • an ammonia pressurizing pump 140
  • an ammonia vaporizer 150
  • GT gas turbine
  • ammonia in an ammonia vaporizer (150), ammonia can be heated to a temperature of about 100°C, which is about 15 to 20°C higher than the dew point, and supplied to the gas turbine to prevent condensation of ammonia in the gas turbine and to combust it.
  • Ammonia gas naturally vaporized in an ammonia storage tank (110) is liquefied through an ammonia condenser (400) and re-stored in the ammonia storage tank (110), thereby controlling the pressure of the ammonia storage tank (110).
  • the flow rate control valve (FVa) among the ammonia gas valve units provided inside the enclosure (EC) of the gas turbine (GT), the amount of gaseous ammonia required by the gas turbine (GT) is supplied to the combustion chamber of the gas turbine (GT), and the corresponding amount of ammonia is supplied from the ammonia pressurizing pump (140) to the ammonia vaporizer (150).
  • the ammonia pressurizing pump (140) may be controlled according to the flow rate or pressure of ammonia introduced into the gas turbine (GT).
  • an ammonia condenser (400) may be provided as a means for re-liquefying naturally vaporized ammonia (ammonia evaporation gas) generated by naturally vaporizing liquid ammonia stored in an ammonia storage tank (110) and returning it back to the ammonia storage tank (110).
  • naturally vaporized ammonia ammonia evaporation gas
  • the ammonia condenser (400) may include an ammonia compressor (410) that compresses ammonia evaporation gas discharged from an ammonia storage tank (110) through an ammonia evaporation gas line (BL), and an ammonia condenser (420) that condenses the evaporation gas compressed by the ammonia compressor (410) to generate reliquefied ammonia.
  • an ammonia compressor (410) that compresses ammonia evaporation gas discharged from an ammonia storage tank (110) through an ammonia evaporation gas line (BL), and an ammonia condenser (420) that condenses the evaporation gas compressed by the ammonia compressor (410) to generate reliquefied ammonia.
  • the ammonia compressor (410) can compress ammonia vapor gas to 16 to 18 bar.
  • the ammonia compressor (410) of the present embodiment may be an oil-free three-stage reciprocating compressor. Or, it may be an oil-injected screw compressor.
  • the cooling source for condensing the ammonia evaporation gas in the ammonia condenser (420) may be fresh water or seawater provided within the system.
  • ammonia condenser (420) ammonia evaporation gas can be condensed while being cooled to about 40°C.
  • the uncondensed ammonia vapor gas separated from the receiver (430), i.e., gaseous ammonia, can be recycled to the ammonia compressor (410), and in an emergency, it can be sent to the vent mast (VM2) and released into the atmosphere for disposal.
  • the pressure and temperature of the ammonia storage tank (110) can be maintained within the operating pressure and operating temperature ranges.
  • the internal pressure of the receiver (430) can be controlled by a valve (not given a drawing symbol) provided downstream of the receiver (430).
  • the ammonia condensation unit (400) may further include a cold heat recovery device (440) that recovers cold heat of LNG boil-off gas transferred from an LNG storage tank (600) to the gas fuel supply unit (700) or the re-liquefaction unit (800).
  • a tank cooling line (CL) branching from an ammonia supply line (FL) connecting an ammonia supply pump (120) and a buffer tank (130) and connected to a cold heat recovery device (440) is further included, so that at least a portion of the liquid ammonia supplied to the buffer tank (130) by the ammonia supply pump (120) can be supplied to the cold heat recovery device (440).
  • the temperature of the ammonia storage tank (110) can be lowered by heat-exchanging the liquid ammonia discharged by the ammonia supply pump (120) with the LNG evaporation gas to cool the liquid ammonia and then returning it to the ammonia storage tank (110).
  • Cooled ammonia re-supplied to the ammonia storage tank (110) through the tank cooling line (CL) can be supplied by spraying from the top of the ammonia storage tank (110) in a supercooled state.
  • the cold heat of the LNG boil-off gas may be recovered by supplying the LNG boil-off gas to the cold heat recovery device (440).
  • the ammonia evaporation gas generated from ammonia stored in an ammonia storage tank (110) is re-liquefied through an ammonia condenser (400) and returned to the ammonia storage tank (110), thereby controlling the internal pressure of the ammonia storage tank (110).
  • a cold heat recovery device (440) utilizing the cold heat of LNG evaporation gas can be used to cool and control the internal pressure of an ammonia storage tank (110).
  • an ammonia supply pump (120) is provided to transfer ammonia from an ammonia storage tank (110) to an ammonia fuel supply unit (100), and a tank cooling line (CL) is provided to cool ammonia transferred from the ammonia storage tank with LNG boil-off gas cooling heat and then return it to the ammonia storage tank.
  • a tank cooling line (CL) is provided to cool ammonia transferred from the ammonia storage tank with LNG boil-off gas cooling heat and then return it to the ammonia storage tank.
  • a cold heat recovery device (440) is provided in the tank cooling line (CL) to cool ammonia through heat exchange with LNG boil-off gas generated in the LNG storage tank.
  • Ammonia pumped from the ammonia supply pump (120) can be recovered to the ammonia storage tank (110) in a sub-cooled state by exchanging heat with LNG boil-off gas through the cold heat recovery device (440).
  • LNG boil-off gas generated from an LNG storage tank (600) is transferred to a gas fuel supply unit (700) after cold heat recovery in a cold heat recovery device (440) through a gas fuel supply line (GL).
  • a re-liquefaction unit (800) is in operation to re-liquefy surplus LNG boil-off gas
  • cold heat of LNG boil-off gas generated from an LNG storage tank (600) is first recovered through a re-liquefaction device (830), and then cold heat is recovered a second time through a cold heat recovery device (440) and then transferred to a gas fuel supply unit (700).
  • the supercooled ammonia that has passed through the cold recovery device (440) can be sprayed to the upper part of the ammonia storage tank (110).
  • the ammonia that has passed through the ammonia condenser (400) and is reliquefied and recovered to the ammonia storage tank can also be used to cool the upper part of the ammonia storage tank by spraying it to the upper part of the ammonia storage tank.
  • the operation of the ammonia condenser can be reduced, thereby reducing the driving power and the use of seawater or fresh water for cooling. Furthermore, if the pressure of the ammonia storage tank can be controlled without re-liquefying the ammonia evaporation gas by the cold heat recovery device and the tank cooling line, a method of reducing CAPEX without installing the ammonia condenser (400) can also be considered.
  • ammonia storage tank (110) and the LNG storage tank (600) are set to similar operating pressures at the atmospheric pressure level, ammonia is pumped and transported from the ammonia storage tank through the ammonia supply pump (120), and the LNG boil-off gas is naturally generated and discharged from the LNG storage tank, so that the ammonia flow has a relatively higher operating pressure than the LNG boil-off gas flow when passing through the cold heat recovery device (440). Therefore, if a hole or damage occurs in the heat exchanger-type cold heat recovery device, ammonia may leak toward the LNG boil-off gas flow. If the leaked ammonia flows into the gas fuel supply unit (700) through the gas fuel supply line (GL), it may lead to damage to the pipes and devices, failure, etc.
  • a device can be configured to detect ammonia leakage and discharge ammonia appropriately when a leakage is detected.
  • FIG. 6 illustrates an ammonia cooling system according to a modified example in which a device capable of detecting and discharging ammonia leakage from a refrigeration recovery device is additionally configured.
  • the ammonia cooling system includes a gas receiver (450) provided in a gas fuel supply line (GL) to receive LNG evaporation gas that has passed through a cold heat recovery device, and an ammonia detection unit (470) to detect the presence or absence of ammonia inside the gas receiver.
  • a gas receiver 450
  • GL gas fuel supply line
  • an ammonia detection unit 470
  • a non-return valve (490) is provided at the front end of the gas receiver in the gas fuel supply line (GL), and an emergency stop valve (ESD valve) (460) is provided at the rear end of the gas receiver in the gas fuel supply line.
  • ESD valve emergency stop valve
  • an ammonia discharge line (DL) is provided to discharge ammonia from the gas receiver (450), and an ammonia discharge valve (480) is provided in the ammonia discharge line.
  • the LNG boil-off gas that has passed through the cold heat recovery device (440) and the gas receiver (450) via the gas fuel supply line (GL) is transported to the gas fuel supply unit (700) and supplied as fuel for a gas turbine, etc.
  • the emergency stop valve (460) When ammonia is detected in the gas receiver (450), the emergency stop valve (460) is immediately controlled to close by the ammonia detection unit (470), thereby preventing ammonia from flowing into the gas fuel supply unit (700) from the gas receiver.
  • the ammonia detection unit (470) opens the ammonia discharge valve (480) to discharge the remaining ammonia in the gas fuel supply line (GL) from the cold heat recovery device (440) to the gas receiver (450) through the ammonia discharge line (DL).
  • Ammonia discharged through the ammonia discharge line can be transferred to and treated in an ammonia treatment unit (500) provided on board to control the ammonia concentration of the purging gas containing ammonia.
  • the internal pressure of the ammonia storage tank can be controlled, thereby reducing the power usage required for operating the ammonia condenser. Furthermore, even if a puncture or damage occurs in the cold heat recovery device, the risk of ammonia flowing into the LNG boil-off gas due to the operating pressure difference, leading to damage to the pipes and devices, or failure, can be reduced.
  • nitrogen is used as an example as a purging fluid, but the same can be applied even if another inert gas or compressed air compressed in the above-described air compressor is used instead of nitrogen.
  • purging using compressed air can reduce the amount of N 2 consumed when purging with N 2 , thereby reducing the operating cost required for N 2 production.
  • the purging method from the rear end of the purging valve using compressed air to the gas turbine (GT) is described below.
  • the purging gas may include at least one of the following: purging gas (1, 2) generated while purging an ammonia pressurizing pump (140), an ammonia supply line (FL) connected upstream and downstream of the ammonia pressurizing pump (140), and purging gas (3) generated while purging an ammonia vaporizer (150), an ammonia supply line (FL) connected upstream and downstream of the ammonia vaporizer (150).
  • purging gas, purging supply unit, and purging exhaust unit described above are indicated in each drawing does not mean that the purging gas, purging supply unit, and purging exhaust unit are included or excluded as essential components in applying the embodiments of the present invention, and may be appropriately omitted or indicated for the visibility of the drawing.
  • purging is required to discharge the gas from the pipes through which fuel was supplied among the gas fuel supply line (GL) and the ammonia supply line (FL) connected to the gas turbine, as shown in Fig. 21.
  • the double shut-off valve of the pipe through which the fuel was supplied before switching is closed, the compressed air purging valve provided in the line connected to the relevant pipe among the first and second compressed air purging lines is opened to supply compressed air to the pipe through which the fuel was supplied before switching, and the fuel remaining between the gas turbine and the downstream side of the double shut-off valve of the relevant pipe is transferred to the combustion chamber (GTC) and combusted before being discharged as exhaust gas.
  • GTC combustion chamber
  • the purging gas generated while purging at least one of the ammonia fuel supply unit (100) and the ammonia condenser unit (400) is a mixture of nitrogen and ammonia supplied for purging, and after passing through the ammonia treatment unit (500) to adjust the ammonia concentration, can be released into the atmosphere through the vent mast (VM2).
  • the ammonia treatment unit (500) can be operated when the gas turbine (GT) is operated in a mode using ammonia as fuel or a mode using a mixed gas as fuel, and then trips, stops operation, or switches to a mode using natural gas as fuel.
  • GT gas turbine
  • the ammonia treatment unit (500) may include a separator (510) for separating gas and liquid from the purging gas (1 to 9) generated during purging, and an absorber (520) for separating ammonia from the gas components separated in the separator (510).
  • the liquid component separated in the separator (510) is liquid ammonia transferred from a gas turbine (GT), an ammonia fuel supply unit (100) or an ammonia condenser unit (400), or liquid ammonia condensed during the process of being transferred together with nitrogen.
  • GT gas turbine
  • 100 ammonia fuel supply unit
  • 400 ammonia condenser unit
  • the gas component separated in the separator (510) may be a mixed gas of nitrogen and gaseous ammonia supplied for purging.
  • the gas component separated in the separator (510) is supplied to the absorber (520), where ammonia in the mixed gas is captured, and the remaining gas after capturing the ammonia, i.e., nitrogen-rich gas, satisfies exhaust gas emission regulations and can be released into the atmosphere through the vent mast (VM2).
  • ammonia i.e., nitrogen-rich gas
  • the absorber (520) may be equipped with a make-up water replenishment unit (not shown) that supplies water as a solvent for capturing ammonia in the mixed gas.
  • a water tank (not shown) for storing absorption water to be supplied to the absorber (520) is further provided, and absorption water can be supplied to the absorber (520) from the water tank.
  • the water for absorption may be seawater or technical water.
  • the mixed gas supplied to the absorber (520) exchanges materials with the water supplied to the absorber (520), so that gaseous ammonia in the mixed gas is dissolved in water.
  • the water containing dissolved ammonia can be discharged from the bottom of the absorber (520).
  • the remaining residual gas components from which ammonia has been removed through material exchange with water in the absorber (520) can be transported to the vent mast (VM2) through the upper part of the absorber (520) as nitrogen or nitrogen-rich gas containing a small amount of ammonia.
  • the water in which ammonia is dissolved and discharged from the bottom of the absorber (520) is stored in the drain tank (530).
  • a water circulation pump drawing symbol not given
  • ammonia is further absorbed into the circulated water at the bottom of the absorber (520), so that ammonia is not discharged.
  • water may be lost during this process, or water may be supplied to the absorber (520) through a water replenishment unit to dissolve ammonia.
  • an acidity meter (not shown) for measuring the acidity of the drain tank (530) is additionally provided, so that if the measured acidity does not reach the set value, that is, if the pH becomes higher than the set standard, water is supplied to the absorber (520) through the water replenishment unit, so that the acidity of the water recirculated from the drain tank (530) to the absorber (520) can be maintained.
  • the high-concentration ammonia dissolved water when high-concentration ammonia dissolved water is generated as ammonia dissolved water accumulates in the drain tank (530), the high-concentration ammonia dissolved water may be transferred to a separate ammonia bilge tank (540) or may be discharged into the sea as is.
  • the ammonia gas turbine fuel supply system does not have excess or slipped ammonia, so the amount of ammonia contained in the purging gas flowing into the ammonia treatment unit (500) is relatively small.
  • the concentration of ammonia in the purging gas discharged into the atmosphere can be reduced by dissolving ammonia in the purging gas with only pure water without using a separate chemical solvent.
  • the ammonia treatment unit (500) may further include a supplementary water cooling device for cooling the supplementary water to be supplied to the absorber (520).
  • Ammonia interacts with water through hydrogen bonding, making it highly soluble at room temperature. Since hydrogen bonding is a type of weak electrostatic interaction, as the temperature of water increases, the activity of water molecules increases, making it difficult for ammonia molecules and water molecules to bond, and hydrogen bonding becomes weaker.
  • the solubility of ammonia decreases, and as the water temperature decreases, the solubility of ammonia increases.
  • the solubility of ammonia increases by more than two times.
  • the supplementary water cooling device is a means for increasing the solubility of ammonia in water, and by using the supplementary water cooling device, the temperature of the water supplied to the absorber (520) can be kept low.
  • the supplemental water cooling device can be applied when an ammonia gas turbine fuel supply system according to embodiments of the present invention is installed in a ship.
  • a ship is provided with a cabin area (Q) for crew work and rest, and an air conditioning unit (QC) is installed in the cabin area (Q) to control the temperature within the cabin area (Q).
  • the air conditioning unit (QC) is a device that transfers the cold heat of the refrigerant into the cabin area (Q) as water circulates through the refrigerant cycle. As the water circulates through the refrigerant cycle, it condenses to generate low-temperature clean drain water. Typically, the temperature of the clean drain water generated from the air conditioning unit (QC) is approximately 6 to 13°C when cooling is performed in the summer.
  • the supplemental water cooling device may include a clean drain water tank (550) that stores clean drain water, and a clean drain pump (570) that supplies water stored in the clean drain water tank (550) to an absorber (520).
  • a clean drain water tank (550) that stores clean drain water
  • a clean drain pump (570) that supplies water stored in the clean drain water tank (550) to an absorber (520).
  • the clean drain water tank (550) may be the water tank described above.
  • the solubility of ammonia can be increased compared to the case where clean water of about 36°C is supplied to the absorber (520).
  • the low-temperature condensate generated by cooling indoor air in an air conditioning unit (QC) is stored in a clean drain water tank (550) as an example, but is not limited thereto, and any low-temperature fluid generated in a ship, such as cooling water, or low-temperature water can be applied.
  • low temperature can be less than 36°C, or 6 to 13°C, or 1 to 20°C.
  • the supplementary water cooling device may further include a drain temperature measuring unit (551) that measures the temperature of the clean drain tank (550) and a chiller (560) that cools the clean drain tank (550).
  • a drain temperature measuring unit 551 that measures the temperature of the clean drain tank (550)
  • a chiller 560 that cools the clean drain tank (550).
  • the chiller (560) can be operated to cool the clean drain tank (550) to below the set value.
  • the temperature setting value of the clean drain tank (550) can be 5 to 10°C.
  • the air conditioning unit (QC) operates in cooling mode, so the temperature of the clean drain water is sufficiently low, but the temperature of the clean drain water generated in spring, fall, and winter is lower than the temperature of the clean drain water generated in summer.
  • the chiller (560) of the present embodiment can be operated mainly in spring, fall, and winter.
  • a clean drain tank (550) may be provided in a ballast tank (BT).
  • the ballast tank (BT) is provided to maintain the balance of the hull by controlling the water level of seawater stored in the ballast tank (BT), and the temperature of the seawater stored in the ballast tank (BT) is approximately 0°C to 32°C.
  • the temperature stability of the clean drain tank (550) can be improved.
  • an ammonia treatment unit (500) may further include a purging gas condensation line (PL) that sends the purging gas (1 to 9) transferred to the ammonia treatment unit (500) to the ammonia condensation unit (400).
  • PL purging gas condensation line
  • the purging gas condensation line (PL) When the purging gas condensation line (PL) is opened, at least a portion of the purging gas (1 to 9) can be transported upstream of the ammonia compressor (410) through the purging gas condensation line (PL) before being introduced into the absorber (520).
  • the purging gas that can be supplied to the ammonia condenser (400) through the purging gas condensation line (PL) may include one or more of the purging gases 1, 2, 3, 5, 7, and 8 described above.
  • the purging gases (1 to 3, 5, 7, 8) mentioned in this embodiment are all generated from downstream of the ammonia pressurizing pump (140) or downstream of the ammonia compressor (410). That is, these purging gases (1 to 3, 5, 7, 8) contain ammonia compressed to the pressure of the fuel required by the gas turbine (GT), that is, approximately 34 to 37 barg.
  • GT gas turbine
  • the purging gases (1 to 3, 5, 7, 8) mentioned in this embodiment are supplied to the ammonia condenser (420) through the purging gas condensation line (PL) and the compression branch line (PL1) connected to bypass the ammonia compressor (410) and supplied to the ammonia condenser (420), the ammonia components in the purging gas can be condensed by heat exchange in the ammonia condenser (420).
  • the purging gases (1 to 3, 5, 7, 8) may be supplied to the ammonia compressor (410) through the purging gas condensation line (PL), compressed, and then sent to the ammonia condenser (420).
  • the purging gas can be compressed to about 18 bar.
  • the purging gas in which the ammonia components are condensed is introduced into the receiver (430) through the ammonia evaporation gas line (BL).
  • the purging gas containing condensed ammonia components is separated into gas and liquid, and the liquid ammonia can be recovered to the ammonia storage tank (110), and the remaining purging gas that is not condensed, i.e., the purging gas such as nitrogen or compressed air supplied for purging, can be recycled to the ammonia treatment unit (500) or released into the atmosphere through the vent mast (VM2).
  • the purging gas such as nitrogen or compressed air supplied for purging
  • the purging gas (6) generated while purging the ammonia compressor (410), the ammonia condenser (420), and the ammonia evaporation gas line (BL) from upstream of the ammonia compressor (410) to downstream of the ammonia condenser (420) can be supplied downstream of the point where the purging gas condensation line (PL) branches off from the pipe through which the purging gas is supplied to the absorber (520) so as not to flow into the purging gas condensation line (PL).
  • the purging gas 6 can be supplied directly to the separator (510) without being supplied to the ammonia condenser (400).
  • an ammonia treatment unit (500) may further include a solvent injection device (521) that injects a solvent capable of removing ammonia through a chemical reaction into the absorber (520) and the scrubber.
  • a solvent injection device (521) that injects a solvent capable of removing ammonia through a chemical reaction into the absorber (520) and the scrubber.
  • a solvent capable of absorbing ammonia can be injected into the absorber (520) using a solvent injection device (521).
  • This embodiment can be applied to cases where a purging gas containing a high concentration of ammonia must be processed, compared to the above embodiment where water is injected into the absorber (520) to absorb ammonia.
  • the purging gas may include one or more of the purging gases 1 to 9 described above.
  • the solvent injection device (521) can be operated when the ammonia concentration of the gas discharged from the absorber (520) does not fall below a reference value for a certain period of time even if ammonia is dissolved in the absorber (520) using water.
  • the solvent injection device (521) can be used as a means to quickly control the ammonia concentration of gas discharged from the absorber (520) by injecting a solvent into the absorber (520) and causing a chemical reaction with ammonia.
  • the waste heat recovery unit (200) is a closed-loop cycle that uses supercritical carbon dioxide (sCO 2 ) as a working fluid, recovers waste heat from the exhaust gas (combustion gas) of a gas turbine (GT), heats the carbon dioxide to generate supercritical carbon dioxide, and expands the supercritical carbon dioxide to generate electricity through expansion work, thereby generating additional electricity other than the electricity generated by the gas turbine (GT).
  • sCO 2 supercritical carbon dioxide
  • using supercritical carbon dioxide as a working fluid can increase power generation efficiency by reducing friction loss compared to steam.
  • the volume of fluid used can be reduced for the same mass.
  • a waste heat recovery unit (200) may include at least one of an exhaust gas line (EL) that discharges exhaust gas from a gas turbine (GT), a waste heat recovery device (main heater) (220) that recovers waste heat of the exhaust gas discharged through the exhaust gas line (EL) to generate supercritical carbon dioxide, a supercritical turbine (sCO 2 turbine) (230) that generates electricity by driving a turbine using the supercritical carbon dioxide generated in the waste heat recovery device (220) as a working fluid, and a supercritical compressor (sCO 2 compressor) (260) that compresses carbon dioxide expanded in the supercritical turbine (230) to generate supercritical carbon dioxide again.
  • EL exhaust gas line
  • main heater main heater
  • sCO 2 turbine main heater
  • sCO 2 turbine supercritical turbine
  • sCO 2 turbine supercritical turbine
  • sCO 2 compressor supercritical compressor
  • It may further include a supercritical line (SL) that connects a waste heat recovery device (220), a supercritical turbine (230), and a supercritical compressor (260) to form a closed cycle.
  • SL supercritical line
  • the medium circulating in the supercritical line (SL) can be carbon dioxide.
  • Carbon dioxide has a critical temperature of 31°C and a critical pressure of 73.8 bar. At normal pressure and temperature (1 bar, 20°C), the densities of air and carbon dioxide are 1.29kg/ m3 and 1.97kg/ m3, respectively, which are higher than those of compressed air.
  • the efficiency of a gas turbine (GT) can be improved by recovering waste heat from exhaust gas using supercritical carbon dioxide with a high density as a medium.
  • Carbon dioxide can repeat the process of being circulated back to the waste heat recovery device (220), supercritical turbine (230), and supercritical compressor (260) along the supercritical line (SL) and then back to the waste heat recovery device (220).
  • carbon dioxide can be compressed to a critical pressure of 73.8 bar or higher.
  • the compressed carbon dioxide compressed in the supercritical compressor (260) has a high temperature and pressure.
  • waste heat of exhaust gas discharged from a gas turbine (GT) through an exhaust gas line (EL) is recovered and carbon dioxide compressed in a supercritical compressor (260) is heated to generate supercritical carbon dioxide.
  • Carbon dioxide that has passed through the supercritical compressor (260) and the waste heat recovery device (220) has pressure and temperature conditions that satisfy the supercritical conditions of carbon dioxide, and the supercritical carbon dioxide generated through the supercritical compressor (260) and the waste heat recovery device (220) can be supplied to the supercritical turbine (230).
  • the work generated when supercritical carbon dioxide is expanded by a supercritical turbine (230) can be converted into electricity to generate electricity, and the electricity generated by the supercritical turbine (230) can be supplied to an internal power demand source.
  • the waste heat recovery unit (200) may further include at least one of a preheater (210) provided on a supercritical line (SL) to further recover residual heat of exhaust gas from which waste heat has been recovered in a waste heat recovery device (220), a recuperator (240) to recover residual heat of carbon dioxide discharged after driving a supercritical turbine (230), and a precooler (250) to maintain a constant temperature of carbon dioxide introduced into a supercritical compressor (260).
  • a preheater (210) provided on a supercritical line (SL) to further recover residual heat of exhaust gas from which waste heat has been recovered in a waste heat recovery device (220)
  • a recuperator (240) to recover residual heat of carbon dioxide discharged after driving a supercritical turbine (230)
  • a precooler (250) to maintain a constant temperature of carbon dioxide introduced into a supercritical compressor (260).
  • the explanation will be based on a case in which a preheater (210), a recuperator (240), and a precooler (250) are all included. If necessary, the residual heat of carbon dioxide may be recovered by using only one of the preheater (210), recuperator (240), and precooler (250).
  • residual heat of the exhaust gas from which waste heat has been recovered in the waste heat recovery device (220) can be further recovered to heat the compressed carbon dioxide supplied from the supercritical compressor (260) to the waste heat recovery device (220).
  • the exhaust gas cooled after heat exchange in the preheater (210) can be released into the atmosphere, and the heated compressed carbon dioxide can be introduced into the waste heat recovery device (220).
  • the expanded carbon dioxide that is discharged in an expanded state while driving the supercritical turbine (230) and supplied to the supercritical compressor (260) is heat-exchanged with the compressed carbon dioxide that is supplied to the waste heat recovery device (220) from the supercritical compressor (260), so that the compressed carbon dioxide can be heated with the residual heat of the expanded carbon dioxide.
  • the temperature of carbon dioxide heated by the residual heat of carbon dioxide in the recuperator (240) can be about 110°C.
  • the cooled expanded carbon dioxide after heat exchange in the recuperator (240) can be introduced into a supercritical compressor (260), and the heated compressed carbon dioxide can be introduced into a waste heat recovery device (220).
  • One of the preheater (210) and the recuperator (240) may be installed on the supercritical line (SL), and the other may be installed on the supercritical branch line (SL1) branched from the supercritical line (SL) connecting the supercritical compressor (260) and the waste heat recovery device (220).
  • the compressed carbon dioxide compressed in the supercritical compressor (260) can be preheated in at least one of the preheater (210) and the recuperator (240) before being introduced to the waste heat recovery device (220).
  • a recuperator (240) is provided on a supercritical line (SL), and a preheater (210) is provided on a supercritical branch line (SL1) that branches from a supercritical line (SL) connecting a supercritical compressor (260) and a recuperator (240) and joins a supercritical line (SL) connecting a recuperator (240) and a waste heat recovery device (220).
  • the compressed carbon dioxide supplied from the supercritical compressor (260) to the waste heat recovery device (220) may be preheated by either the preheater (210) or the recuperator (240), or the flow rate of the compressed carbon dioxide supplied to the preheater (210) and the flow rate of the compressed carbon dioxide supplied to the recuperator (240) may be adjusted so that some of the compressed carbon dioxide is preheated in the recuperator (240) and then supplied to the waste heat recovery device (220), and the remainder is preheated in the preheater (210) and then supplied to the waste heat recovery device (220).
  • a precooler (250) may be provided to further cool the expanded carbon dioxide and then supply it to the supercritical compressor (260).
  • seawater or fresh water can be used as a refrigerant to cool carbon dioxide to approximately 37°C.
  • the compressor inlet temperature of the supercritical compressor (260) can be kept constant, while increasing the compression efficiency for producing supercritical carbon dioxide.
  • the waste heat recovery unit (200) may further include a heat recovery cooler (HR (hot recovery) cooler) (270) provided downstream of the recuperator (240) to further recover residual heat of expanded carbon dioxide from which residual heat is recovered in the recuperator (240).
  • HR hot recovery
  • the temperature of the expanded carbon dioxide before being cooled in the precooler (250) may still be too high to be compressed in the supercritical compressor (260) to produce supercritical carbon dioxide. Therefore, in order to additionally utilize the residual heat of the expanded carbon dioxide expanded in the supercritical turbine (230) before being introduced into the supercritical compressor (260), at least one of the precooler (250) and the heat recovery cooler (270) may be provided.
  • the residual heat of the expanded carbon dioxide recovered in the heat recovery cooler (270) can be used in the ammonia fuel supply unit (100) or the gas fuel supply unit (700).
  • the temperature of carbon dioxide from which residual heat is recovered in the recuperator (240) may still be high to produce supercritical carbon dioxide by compressing it in the supercritical compressor (260). Therefore, a heat recovery heater (270) is provided downstream of the recuperator (240) to further recover residual heat of carbon dioxide recycled to the supercritical compressor (260) and use it at a heat source demand location where heat energy is required.
  • a heat recovery cooler (270) and an ammonia vaporizer (150) are connected, and a heat medium circulation line (HL) through which a heat medium circulates is further provided, so that ammonia can be vaporized by indirectly utilizing the waste heat of carbon dioxide.
  • the heat medium is heated by heat exchange with expanded carbon dioxide in a heat recovery cooler (270), then transferred to an ammonia vaporizer (150) through a heat medium circulation line (HL), cooled by heat exchange with liquid ammonia, and a cycle can be formed in which the heat medium is circulated to the heat recovery cooler (270) through the heat medium circulation line (HL).
  • a heat source supply line (HL3) branching downstream of the recuperator (240) from the supercritical line (SL) and connected to the ammonia vaporizer (150) may be included.
  • the heat recovery cooler (270) described above may be an ammonia vaporizer (150).
  • Expanded carbon dioxide supplied from a supercritical turbine (230) or recuperator (240) to a precooler (250) or a supercritical compressor (260) through a supercritical line (SL) can be supplied to an ammonia vaporizer (150) through a heat source supply line (HL3) downstream of the supercritical turbine (230) or recuperator (240).
  • Carbon dioxide cooled after heat exchange in the ammonia vaporizer (150) can be circulated to the supercritical compressor (260) or the precooler (250) through a heat source supply line (HL3) connected from the ammonia vaporizer (150) to the supercritical line (SL) upstream of the supercritical compressor (260) or the precooler (250).
  • HL3 heat source supply line
  • the waste heat recovery unit (200) may further include at least one of a heat source supply valve (280) provided in a heat source supply line (HL3) upstream of an ammonia vaporizer (150), and a heat source branch valve (290) provided in a supercritical line (SL) downstream of a point where the heat source supply line (HL3) branches off from a recuperator (240) and upstream of a point where the heat source supply line (HL3) joins the supercritical line (SL).
  • a heat source supply valve (280) provided in a heat source supply line (HL3) upstream of an ammonia vaporizer (150)
  • a heat source branch valve (290) provided in a supercritical line (SL) downstream of a point where the heat source supply line (HL3) branches off from a recuperator (240) and upstream of a point where the heat source supply line (HL3) joins the supercritical line (SL).
  • the heat source supply valve (280) enables carbon dioxide to be supplied to the ammonia vaporizer (150) from downstream of the recuperator (240) by opening/closing control, and can adjust the flow rate of carbon dioxide supplied to the ammonia vaporizer (150) by opening/closing control.
  • the heat source branch valve (290) can control the opening and closing of the heat source so that carbon dioxide is not supplied to the ammonia vaporizer (150) but to the precooler (250) or the supercritical compressor (260) downstream of the recuperator (240), and can control the flow rate of carbon dioxide supplied to the precooler (250) or the supercritical compressor (260) by bypassing the ammonia vaporizer (150) through the opening amount control.
  • the gas turbine (GT) When the gas turbine (GT) is initially started up and when the load is below a certain level, for example, below 60%, it can be operated in a mode that uses natural gas as fuel until the operation of the gas turbine (GT) is stabilized.
  • a certain level for example, below 60%
  • the ammonia vaporizer (150) does not operate, so the heat source supply valve (280) is controlled to be closed and the heat source branch valve (290) is controlled to be open, so that the carbon dioxide from which residual heat is recovered in the recuperator (240) can bypass the ammonia vaporizer (150) and be cooled in the precooler (250).
  • the heat source supply valve (280) and the heat source branch valve (290) can be organically controlled to adjust the flow rate of carbon dioxide supplied to the ammonia vaporizer (150) in order to supply the amount of heat required by the ammonia vaporizer (150).
  • waste heat of the exhaust gas of a gas turbine (GT) recovered through the waste heat recovery unit (200) is used as a heat source for an ammonia vaporizer (150), not only can additional power be generated using the waste heat of the exhaust gas, but also ammonia can be vaporized, thereby greatly improving the efficiency of the gas turbine (GT).
  • GT gas turbine
  • the pressure of the liquid ammonia is compressed to about 30 to 40 barg by at least one of the ammonia supply pump (120) and the ammonia pressurizing pump (140), but the temperature is maintained at the temperature of the ammonia stored in the ammonia storage tank (110), that is, about -30 to -35°C, or increased to a level slightly higher therefrom.
  • liquid ammonia at about 30 to 40 barg and about -30 to -35°C must be heated to about 100°C, which is a temperature higher than the dew point. Therefore, the temperature change of ammonia required in the ammonia vaporizer (150) requires a large amount of heat, reaching about 130 to 135°C.
  • the heating duty of the ammonia fuel supply unit (100) can be reduced.
  • the heat source supply unit (300) has a function of supplying the heat energy of carbon dioxide or steam circulating in the waste heat recovery unit (200) as a heat source to the ammonia vaporizer (150).
  • the heat source supply unit (300) may be configured as a cycle in which a heated heat medium is supplied to an ammonia vaporizer (150) as a heat source for vaporizing ammonia, and the cooled heat medium is heated by heat exchange with steam or carbon dioxide circulating in a waste heat recovery unit (200) while vaporizing liquid ammonia in the ammonia vaporizer (150), and then supplied to the ammonia vaporizer (150).
  • the heat medium circulating in the heat source supply unit (300) may be clean water or technical water.
  • ammonia vaporizer 150
  • the system can be operated safely because ammonia is a component that dissolves in water, and also the problem of ammonia and carbon dioxide being mixed can be prevented.
  • the heat source supply unit (300) comprises: a heat medium heater (HW (hot water) heater) (330) that heats the heat medium to be supplied to the ammonia vaporizer (150) by heat exchange with steam to generate a high-temperature heat medium; a heat medium circulation pump (HW circ. pump) (320) that pressurizes the low-temperature heat medium cooled by heat exchange in the ammonia vaporizer (150) and supplies it to the heat medium heater (330) or the heat recovery cooler (270); a heat medium tank (HW exp.
  • HW hot water
  • HW heat medium circulation pump
  • the tank (310) that receives the low-temperature heat medium discharged from the ammonia vaporizer (150) and supplies it to the heat medium circulation pump (320); and a heat medium supplement unit (make-up water) (drawing symbol not given) that replenishes the heat medium circulating in the heat source supply unit (300) to the heat medium tank (310). It can contain one or more.
  • the heat medium is heated by heat exchange with steam in a heat medium heater (330), cooled by heat exchange with liquid ammonia in an ammonia vaporizer (150), and then introduced into a heat medium circulation pump (320) through a heat medium tank (310), and can be pressurized by the heat medium circulation pump (320) and circulated back to the heat medium heater (330).
  • the gaseous heat medium heated by heat exchange with steam in the heat medium heater (330) can be separated into gas and liquid in the heat medium tank (310) and released (vented) into the atmosphere, and only the liquid heat medium can be introduced into the heat medium circulation pump (320) from the heat medium tank (310).
  • the temperature can be maintained by supplying supplemental water to the heat medium tank (310) through the heat medium replenishment unit.
  • the make-up water may be technical water, which is generally lower in temperature than the heat medium circulating in the heat source supply unit (300) in embodiments of the present invention, and thus can lower the temperature of the heat medium.
  • the internal pressure of the heat medium tank (310) can be controlled to a preset pressure using a control valve (not shown) to prevent overpressure.
  • a steam heating line (HL1) may be further included, which branches off from a heat medium circulation line (HL) downstream of a heat medium circulation pump (320), is connected to a heat medium heater (330), and joins a heat medium circulation line (HL) downstream of a heat recovery cooler (270) downstream of the heat medium heater (330).
  • the LNG boil-off gas can be processed by using the boil-off gas compressor (810) in a situation where the gas fuel compressor (720) cannot be used.
  • the boil-off gas compressor (810) of the present embodiment is not only used for the purpose of re-liquefying LNG boil-off gas, but can also be operated in the event of a failure of the gas fuel compressor (720) to supply LNG BOG as fuel to a gas turbine (GT), a generator engine (GE), or a boiler (BR), and can also be supplied to a re-liquefaction device (830) to re-liquefy LNG boil-off gas and lower the pressure of an LNG storage tank (600).
  • GT gas turbine
  • GE generator engine
  • BR boiler
  • a generator engine may be installed to supplement the power shortage and to prepare for situations where the gas turbine (GT) cannot be operated.
  • GT gas turbines
  • gas turbine when a ship is operating at high speed, the gas turbine (GT) alone may not be enough to generate the power required for propulsion, so the gas turbine (GT) and generator engine (GE) can be used together to generate the power required for propulsion and power demand.
  • GT gas turbine
  • GE generator engine
  • a power management system may be provided to manage the power generated from the gas turbine (GT) and generator engine (GE) and distribute and supply it to the propulsion unit and power demand sources.
  • GT gas turbine
  • GE generator engine
  • the generator engine (GE) may be a dual fuel diesel generator engine (DFDG) that can selectively use LNG, i.e. natural gas, and fuel oil, either alone or in combination, as fuel.
  • LNG i.e. natural gas
  • fuel oil either alone or in combination
  • Generator engines can also be used as a means to process LNG boil-off gas.
  • the gas fuel supply line (GL) may be provided with a gas fuel main supply valve (not shown) for the generator engine to supply or cut off natural gas supplied to the generator engine (GE).
  • the boiler (BR) of the present embodiment may be a dual-fuel boiler that can selectively use natural gas and fuel oil, either singly or in combination, as fuel.
  • all of the LNG boil-off gas may be processed in the boiler, or a portion of the LNG boil-off gas may be processed in the boiler (BR) by operating together with the gas turbine (GT) and generator engine (GE).
  • GT gas turbine
  • GE generator engine
  • low sulfur marine gas oil can be used as fuel oil.
  • the ship of this embodiment may further include a fuel oil supply system (not shown) for supplying fuel oil as fuel for a generator engine (GE) and a boiler (BR).
  • GE generator engine
  • BR boiler
  • a known fuel oil supply system can be used.
  • the generator engine (GE) can be operated to generate and use electricity. Also, when the ship is at anchor (including loading and unloading), since a large amount of electricity is not required, the dual-fuel generator engine (GE) can be used to generate and supply electricity.
  • one generator engine can be operated to supply power to the onboard power demand.
  • Electric heaters are generally operated to generate steam required by the onboard steam demand source, but when a large amount of steam is required, steam can be generated by operating a boiler (BR).
  • BR boiler
  • the operating load (speed) of the engine generating power in this embodiment i.e., the gas turbine (GT) and generator engine (GE), may change.
  • an economizer may be further included to recover waste heat of exhaust gas discharged from a generator engine (GE) to generate steam.
  • GE generator engine
  • a steam heating line (not shown) may be provided so that steam generated from the economizer can be used at an onboard steam demand location.
  • the onboard steam demand location may include the heat source supply unit (300) described above.
  • Steam can be generated from the waste heat of the exhaust gas discharged from the generator engine (GE) using an economizer, and used as a heat source for heating water as a heat medium in an onboard heat medium heater (330).
  • a vessel can use all LNG boil-off gas generated in an onboard LNG storage tank (cargo hold) as fuel even when using a mixture of ammonia and natural gas, thereby increasing fuel efficiency.
  • the ammonia storage tank (110) and the ammonia fuel supply unit (100) can be arranged without changing the length of the ship.
  • a vessel according to one embodiment of the present invention can be largely divided into a stern area (A), an engine room area (E), an ammonia storage tank (110), an ammonia fuel preparation room (P), an LNG storage tank (cargo tank) (600), a cargo compressor room (C), a cabin area (Q), and a bow area (F).
  • the ammonia fuel supply unit (100) is placed within the ammonia fuel preparation room (P), and the ammonia fuel preparation room (P) can be installed on the outer deck (D).
  • the gas fuel supply unit (700) is arranged in the cargo compressor room (cargo compressor room) (C), and the cargo compressor room (C) can be arranged on the opposite side of the ammonia fuel preparation room (P) on the outer deck (D). For example, if the ammonia fuel preparation room (P) is arranged on the starboard side, the cargo compressor room (C) can be arranged on the port side.
  • GT Gas turbines
  • GE generator engines
  • BR boilers
  • the ammonia storage tank (110) may be placed in the engine room area (E), thereby reducing the area of the engine room area (R).
  • the ammonia storage tank (110) is placed in contact with the engine room and at the location where the LNG storage tank (cargo hold) (600) is placed, the cabin area (Q) may be placed on the bow side.
  • the ammonia storage tank (110) may be placed in the bow area (F), and the cabin area (Q) may be configured to be located above the engine room.
  • waste heat recovery unit (200) is provided in a separate room on the upper part of the stern section (A) and is placed therein.
  • the waste heat recovery unit (200) includes a waste heat recovery device (220) for recovering waste heat from exhaust gas of a gas turbine (GT), and the waste heat recovery device (220) can be arranged to be connected to a chimney (U).
  • GT gas turbine
  • U chimney
  • the heat source supply unit (300) can be placed in the ammonia fuel preparation room (P) or the engine room (R). Alternatively, some of the components included in the heat source supply unit (300) can be placed in the ammonia fuel preparation room (P), and the remaining components can be placed in the engine room (R).
  • the heat source supply unit (300) has the advantage of connecting the waste heat recovery unit (200), the ammonia fuel preparation room (P), and the cargo compressor room (C), which are located far apart from each other.
  • LNG boil-off gas is discharged from the LNG storage tank (600), and the discharged LNG boil-off gas is supplied as fuel to one or more of the engines of this embodiment, i.e., a gas turbine (GT), a generator engine (GE), and a boiler (BR).
  • GT gas turbine
  • GE generator engine
  • BR boiler
  • LNG boil-off gas is used as fuel, and when the fuel demand exceeds the amount required, it is re-liquefied and processed.
  • GCU gas combustion unit
  • Gas incinerators have the problem of being large in size, taking up a lot of space, wasting energy when processing the evaporated gas by incineration, and also emitting carbon dioxide.
  • a gas incinerator is not installed on the ship.
  • a ship according to embodiments of the present invention can reduce GCU installation costs by using a gas turbine (GT) as a substitute for a GCU, utilize the GCU installation space in various ways, and reduce the weight of the ship.
  • GT gas turbine
  • GT gas turbines
  • they do not produce power and operate in idling mode when the load reaches the minimum load at which power can be generated, from 0%. Since natural gas is used as fuel in the idling mode, the gas turbine (GT) can replace the role of a gas incinerator when operating in the idling mode, and depending on the capacity of the gas turbine (GT), all LNG boil-off gas can be incinerated.
  • the role of the existing gas incinerator can be replaced by a combination of operation of a re-liquefaction unit (800), a gas turbine (GT), a generator engine (GE), and a boiler (BR), so that all LNG boil-off gas can be processed.
  • a re-liquefaction unit 800
  • GT gas turbine
  • GE generator engine
  • BR boiler
  • the gas turbine (GT), generator engine (GE), and boiler (BR) of this embodiment can use LNG boil-off gas as fuel.
  • the gas turbine (GT) and generator engine (GE) can operate in no-load operation mode even without power generation load to consume LNG boil-off gas, and the boiler can also operate in GCU mode to incinerate natural gas. The excess steam generated when the boiler operates in GCU mode can be condensed and processed.
  • the estimated LNG boil-off gas volume when the outside temperature is 35°C is 1,750 kg/h (100%).
  • a gas turbine (GT) is continuously operated at a minimum load (20%) in a no-load operation mode to process about 1,050 kg/h (60%) of boil-off gas, and about 200 kg/h (10%) of boil-off gas is combusted as the basic gas consumption required for generating basic power of a generator engine (GE), and about 500 kg/h (30%) of boil-off gas is combusted as the gas consumption when operating a boiler (BR) in GCU mode, so that the entire amount of LNG boil-off gas can be incinerated and processed.
  • GT gas turbine
  • the gas turbine capacity can be designed so that the entire amount of LNG boil-off gas generated in the LNG storage tank can be incinerated and processed through a combination of operation modes, such as no-load operation and GCU mode, of each piece of equipment, and the boil-off gas processing ratio of each piece of equipment can be arbitrarily adjusted according to the characteristics of the installed equipment and the ship's operating conditions.
  • the systems of the present embodiment further include an air lubrication system (ALS) installed on the ship to inject air to the outer bottom surface of the hull to reduce frictional resistance when the hull moves.
  • the air lubrication system injects air to the outer bottom surface of the hull to continuously form an air layer between the hull and the seawater, thereby reducing the frictional resistance between the seawater and the hull when the ship moves, thereby improving the fuel efficiency of the ship.
  • the air lubrication system is composed of an air compressor for injecting air into the bottom of a ship, a pipe for moving air, an air injection unit, an air layer formed on the surface of the bottom of the hull, a control unit, etc.
  • combustion air bleeding compressed air
  • a part of ammonia exhaust gas discharged from a gas turbine is supplied to the air lubrication system and utilized as lubrication air, thereby reducing the installation cost of the device by not installing an air compressor, and also reducing the operating cost by reducing the power usage required to operate the air compressor.
  • the combustion air or exhaust gas of a gas turbine is approximately 30 to 34 bar, and the air injection pressure in the air lubrication system is lower than that, so it can be injected by reducing the pressure accordingly. Accordingly, there is an effect of reducing the air flow rate required for operating the air lubrication system.
  • the gas turbine of this embodiment operates without load and does not produce power from the time of starting until a certain load is reached, and even if it is a gas turbine that can be supplied with ammonia and natural gas as fuel, the fuel supply may be limited depending on a specific load.
  • the operating sections of the gas turbine are first classified into the following three types based on the load.
  • the gas turbine load is from 0% to the minimum load (BP) at which power generation is possible (0 ⁇ gas turbine load (%) ⁇ BP).
  • the no-load operation section is a section in which natural gas is supplied as fuel but no electricity is produced.
  • the minimum load for electricity production may vary depending on the gas turbine, and may be 50%, for example, and in the no-load operation section, electricity to be supplied to onboard power demand sources, including propulsion electricity, may be produced by the generator engine.
  • the first generation section is the section where the gas turbine generates electricity beyond the minimum load (BP) for power generation, but still receives only natural gas as fuel.
  • the gas turbine generates the power required on board using only natural gas as fuel until it reaches a certain load, which is the minimum load for fuel conversion.
  • the minimum load for fuel conversion can also vary depending on the gas turbine, and can be, for example, 60%.
  • the second generation section is a section where the load of the gas turbine exceeds the minimum load for fuel conversion, and the gas turbine fuel can be converted to ammonia and used by burning ammonia, or ammonia and natural gas can be used by mixing.
  • ammonia and natural gas can be mixed and used at 0 to 100% as needed, or ammonia or natural gas can be used by burning ammonia or natural gas as needed, thereby producing the power required on board.
  • the operation modes of gas turbines are classified into the following two based on the selection of fuel supplied to the gas turbine.
  • Natural gas operation mode - supplies only natural gas as fuel to the gas turbine.
  • Fuel selection operation mode - fuel can be selectively supplied to the gas turbine between ammonia and natural gas.
  • the gas turbine When this is examined together with the load-based operation section of the gas turbine, the gas turbine is started without pilot oil and operates in natural gas operation mode in the no-load operation section and the first power generation section, and switches to fuel selection operation mode in the second power generation section.
  • gas turbines are more efficient when operated at high loads, when the total power demand on board, including propulsion, can be met by operating only the gas turbine, the gas turbine load can be increased and only the gas turbine can be operated.
  • the gas turbine reaches the minimum load, the load of the generator engine is reduced in the first and second power generation sections and the load of the gas turbine is gradually increased so that all the power to be supplied to the power demanders, including propulsion power, can be produced by the gas turbine.
  • the engine is operated in the natural gas operation mode using only natural gas as fuel, and when the gas turbine operating load is 60% or more, it is operated in the fuel selection operation mode, so that ammonia and natural gas can be used as fuel either alone or in combination, as needed.
  • the gas turbine operation mode is classified into the following three based on the operation of the gas turbine and generator engine.
  • Generator-only operation mode A mode in which the generator engine alone produces the power required to meet the total power demand.
  • Turbine-only operation mode a mode in which the gas turbine alone produces the power required to meet the total power demand.
  • Simultaneous operation mode - A mode in which the generator engine and gas turbine are operated simultaneously to produce the power required for the total power demand.
  • gas turbines are more efficient when operated at high loads, when the total power demand on board can be met by operating the gas turbine alone, the gas turbine can be operated in turbine-only operation mode while increasing the gas turbine load to generate power.
  • the ship when the total power demand on board is low, such as when the ship is at anchor, or in the no-load operation section of the gas turbine, the ship can be operated in generator-only operation mode.
  • the operating load of each equipment is partially limited to prepare for a sudden increase in load, and the equipment is operated at a limited maximum load value.
  • the individual maximum load of the gas turbine can be limited to 95%
  • the maximum load of the generator engine can be limited to 90% to prepare for a sudden increase in load.
  • the simultaneous operation mode the generator engine and gas turbine are operated together, so the gas turbine can be operated without restriction up to a maximum load of 100%, and the maximum load of the generator engine can be partially limited to prepare for a sudden increase in the total power load.
  • the simultaneous operation mode the gas turbine can be operated up to a maximum load of 100%, and the simultaneous maximum load of the generator engine can be limited to 90%.
  • the turbine-only operation mode can be selected to increase gas turbine efficiency.
  • the onboard power management system can select an operating mode and control the load of the gas turbine and generator engines based on the total onboard power demand, which is the sum of propulsion power and onboard power requirements.
  • the fuel operation mode of a gas turbine that can use ammonia and natural gas as fuel is largely composed of the following three modes, and the ship can be operated by selecting one of the modes according to the need when operating the ship.
  • Ammonia maximum mode - fuel operation mode that supplies ammonia as fuel to the gas turbine first.
  • BOG maximum mode A fuel operation mode that supplies LNG boil-off gas generated from LNG in an LNG storage tank as fuel for the gas turbine and supplies ammonia for fuel shortage.
  • Natural gas maximum mode - A fuel operation mode that supplies LNG BOG as fuel for gas turbines first and supplies LNG in the LNG storage tank by forcibly vaporizing it to compensate for fuel shortages.
  • the gas turbine When selecting the ammonia maximum mode, the gas turbine operates using natural gas during the no-load operation section from the start to the minimum load that allows fuel switching of the gas turbine and the first power generation section, and from the second power generation section that exceeds the minimum load for fuel switching (e.g. >60%), the load can be maintained by switching to ammonia as fuel and burning off ammonia. This is a mode that can minimize carbon dioxide emissions and environmental impact due to ship operation.
  • BOG maximum mode operates using natural gas from start-up to no-load operation section and the first power generation section, and uses LNG boil-off gas (BOG) preferentially in the second power generation section, supplementing ammonia for fuel shortage and maintaining the load by co-firing natural gas and ammonia.
  • BOG LNG boil-off gas
  • the pressure in the LNG storage tank can be controlled, and by co-firing ammonia and natural gas, the impact on the environment can be reduced.
  • the power consumption required for re-liquefaction of boil-off gas can be reduced, enabling economical ship operation.
  • Natural gas maximum mode is a mode that operates using natural gas from start-up, in the no-load operation section and the first power generation section, and gives priority to naturally vaporized LNG boil-off gas in the second power generation section, and when BOG alone is insufficient, LNG in the LNG storage tank is forcibly vaporized and supplied to the gas turbine to make up for the fuel shortage, thereby operating only using natural gas.
  • the internal pressure of the LNG storage tank can be controlled by discharging the boil-off gas, and by reducing the power consumption required for re-liquefaction, the ship can be operated economically by using naturally vaporized and forced vaporized natural gas with high ENERGY DENSITY as fuel.
  • ammonia cannot be used as fuel during initial operation.
  • only natural gas is used as fuel from the start-up to the initial operation (no-load operation section and the first power generation section), and when the operating load of the gas turbine reaches a certain range (the second power generation section), ammonia can be used as fuel from then on.
  • the gas turbine can be operated by switching the fuel to operate with ammonia combustion, or the gas turbine can be operated by mixing 0 to 100% ammonia with natural gas, if necessary.
  • the supply specifications for ammonia required in a gas turbine are a pressure of 30 to 40 barg and a temperature of about 100°C, and the supply specifications for natural gas can be the same as for ammonia, at a pressure of 30 to 40 barg and a temperature of about 40°C.
  • a gas fuel supply line (GL) and an ammonia supply line (FL) are provided separately for natural gas and ammonia fuel supply, and a main supply valve for fuel supply is provided for each supply line, and a gas valve unit is also provided for each supply line inside the enclosure.
  • the gas fuel supply unit (700) operates continuously to supply fuel.
  • the amount of fuel required by the gas turbine varies depending on the total power demand on board, which is the sum of the propulsion power and the power required on board, so the amount of natural gas supplied to the gas turbine can be adjusted accordingly.
  • the ammonia supply line is purged to prepare for ammonia fuel supply.
  • an ammonia supply pump (120) in an ammonia storage tank (110) is operated to supply ammonia fuel and transfer ammonia in the tank to a buffer tank (130).
  • the ammonia supply pump is operated according to the ammonia liquid level in the buffer tank, and if the liquid level does not reach a certain level, the ammonia in the ammonia storage tank is transferred to the buffer tank, and if the liquid level is above a certain level, the operation of the ammonia supply pump is automatically stopped.
  • the ammonia pressurization pump (140) of the ammonia fuel supply unit is operated to pump ammonia and transfer it to the ammonia vaporizer (150).
  • the temperature is measured at the rear of the ammonia vaporizer, and if it does not reach the supply temperature required by the gas turbine, the ammonia fuel is supplied by circulating it back to the buffer tank.
  • the main supply valve (160) of the ammonia fuel supply unit (100) is opened, and the flow control valve (FVa) inside the enclosure is opened so that the required amount of ammonia gas is supplied to the gas turbine according to the selected operation mode and gas turbine load.
  • the ammonia pressurized pump (140) is of a speed-controlled type so that it can supply ammonia in the amount required by the gas turbine. If the gas turbine requires an amount less than the minimum flow rate of the pump, the surplus flow rate of ammonia pumped from the ammonia pressurized pump is circulated to the buffer tank (130) at the rear end of the ammonia pressurized pump.
  • Ammonia is transferred to a buffer tank in a liquid state, pumped from an ammonia pressurized pump, vaporized through an ammonia vaporizer (150), and supplied to a gas turbine in a gaseous state.
  • the entire fuel supplied to the gas turbine is finally converted to ammonia.
  • the gas fuel supply unit (700) stops operating and the gas fuel main supply valve (750) closes.
  • the gas fuel supply line (GL) from the rear end of the gas fuel main supply valve to the gas turbine is purged by the compressed air or inert gas (N2) of the gas turbine, and the purged gas can be burned in the combustion chamber of the gas turbine and discharged as exhaust gas.
  • the main gas fuel supply valve opens again, the gas fuel supply section operates, and natural gas is supplied according to the gas turbine load and the appropriate amount of co-combustion is performed for operation.
  • the gas fuel supply line can be purged, and the purged gas can be discharged overboard as exhaust gas after combustion in the combustion chamber of the gas turbine.
  • the purged gas is discharged overboard through the exhaust gas pipe.
  • the generator engine When a ship is at anchor, the power requirement on board is low, so the generator engine is operated to generate and supply power.
  • the ship is equipped with multiple generator engines. For example, if two generator engines are installed, one generator can be operated to meet the power requirement on board when there is no cargo.
  • Electric heaters are used to supply the steam needed on board during loading and unloading, and if a large amount of steam is needed, steam can be generated in a boiler.
  • the boiler can be fueled with natural gas.
  • Generator engines and dual-fuel boilers can run on natural gas and fuel oil.
  • Generator engine operation section When the ship is operating at low speeds, for example, up to the minimum load speed at which power can be generated by the gas turbine (no-load operation section), the generator engine is used to generate power for propulsion and onboard.
  • the generator engine generates power using BOG as fuel, and can be operated using low-sulfur marine gas oil when natural gas cannot be supplied or is necessary.
  • natural gas is used as fuel to drive the gas turbine
  • natural gas and ammonia are supplied together, but the ammonia mixing ratio is gradually increased to switch the gas turbine fuel from natural gas to ammonia, and ultimately the gas turbine can be operated using only ammonia gas.
  • gas turbines are more efficient when operated at high loads, when the total power demand on board, including propulsion, can be met by operating only gas turbines, the gas turbine load can be increased and only the gas turbines can be operated.
  • the gas turbines are operated at a limited maximum load value to prepare for sudden load changes, and the maximum load can be limited to, for example, around 95%.
  • Gas turbine and generator operation section (simultaneous operation mode): In the section where the power required is higher than the limited maximum load value of the gas turbine, for example, 95% load of the gas turbine, the generator engine is operated together with the gas turbine. In the ammonia maximum mode, the gas turbine is supplied with ammonia as fuel, and the generator engine that does not use ammonia as fuel can be supplied with naturally vaporized or forced natural gas as fuel.
  • the gas turbine can operate up to 100% load, and the maximum load of the generator engine is limited (for example, 90%) to prepare for load fluctuations.
  • Generator engine operation section (generator-only operation mode): Operates in the same manner as the ammonia maximum mode.
  • the generator engine uses BOG as fuel to produce propulsion and power required onboard.
  • Gas turbine and generator engine operation section (simultaneous operation mode): When a section requiring power exceeding the limited maximum load value of the gas turbine, such as when a ship is operating at high speed, the generator engine is operated together with the gas turbine. BOG is supplied as fuel to the generator engine. When operating in BOG maximum mode, the generator engine does not use ammonia as fuel, so BOG is supplied to the generator engine first, and the remaining BOG is supplied to the gas turbine, and ammonia is supplied to compensate for the fuel shortage of the gas turbine, allowing the gas turbine to be operated through co-firing.
  • the gas turbine can be operated up to 100% load, and the generator engine can be operated with the maximum load limited to prepare for load fluctuations.
  • Generator engine operation section (generator only operation mode): Operates in the same manner as ammonia maximum mode.
  • Gas turbine and generator engine operation section (simultaneous operation mode): When a section requiring power exceeding the limited maximum load value of the gas turbine, such as when a ship is operating at high speed, the generator engine is operated together with the gas turbine. In the natural gas maximum mode, both the gas turbine and generator engine are operated by supplying natural gas.
  • the gas turbine Since it is a simultaneous operation mode, the gas turbine operates up to 100% load, and the generator engine operates with the maximum load partially limited to prepare for load fluctuations.
  • BOG is supplied as fuel to the gas turbine and generator engine, and the insufficient fuel is supplied by forcibly vaporizing liquefied natural gas in the LNG storage tank.
  • the generator-only operation mode, turbine-only operation mode, and simultaneous operation mode described above can be referred to as low-speed section, medium-speed section, and high-speed section, respectively, based on line speed.
  • the generator engine is a dual-fuel generator supplied with natural gas or low-sulfur marine gas oil (LSMGO), so it can use naturally vaporized natural gas (BOG) or forced vaporized natural gas as fuel, or LSMGO as fuel.
  • LSMGO low-sulfur marine gas oil
  • the gas turbine is operated using natural gas from the corresponding ship speed to the minimum load for fuel conversion.
  • the medium-speed section is a section where the total power demand on board can be met by the gas turbine.
  • the gas turbine In the first power generation section, the gas turbine is operated using only natural gas as fuel, and in the second power generation section, since the ship speed is higher than the speed at which ammonia can be used as gas turbine fuel, the ship operates in turbine-only operation mode, and the fuel operation mode can be selected from ammonia maximum mode, BOG maximum mode, and natural gas maximum mode as needed.
  • the ammonia mixing ratio can be gradually increased to operate using only 100% ammonia gas, or BOG can be supplied first and the insufficient fuel can be supplemented with ammonia for mixing operation, or BOG can be supplied first and then forced-vaporized natural gas can be supplied for operation.
  • turbine-only operation mode the gas turbine is operated at a limited maximum load value to prepare for sudden load fluctuations.
  • the generator engine does not use ammonia as fuel, it is supplied with naturally vaporized or forced vaporized natural gas or LSMGO, and depending on the selection of each fuel operation mode, the gas turbine can use only 100% ammonia, receive the BOG remaining after supplying it to the generator engine as a priority, and then supplement the insufficient fuel with ammonia to perform co-firing, or receive BOG as a priority and then receive forced vaporized natural gas.
  • the amount of natural gas naturally vaporized in the storage tank varies, and accordingly, the amount of power supply required for re-liquefaction changes, so the ship speed corresponding to the low, medium, and high speed sections may change.
  • Buffer tank 140 Ammonia pressurizing pump
  • Ammonia vaporizer 160 Ammonia main supply valve
  • Preheater 220 Waste heat recovery device
  • Pre-cooler 260 Supercritical compressor
  • Heat recovery cooler 280 Heat source supply valve
  • Heat medium tank 320 Heat medium circulation pump
  • Ammonia detection unit 480 Ammonia discharge valve
  • Drain tank 540 Ammonia bilge tank
  • Chiller 570 Clean drain pump
  • Gas fuel supply unit 600 LNG storage tank
  • Fuel supply pump 720 Gas fuel compressor
  • Fuel pressurization pump 740 Fuel carburetor
  • Evaporative gas compressor 820 Refrigerant circulation device
  • CF Combustion air filter
  • VF Air filter
  • BR Boiler VM1
  • VM2 Vent Mast
  • HL1 Steam heating line
  • HL2 Steam branch line
  • HL3 Heat source supply line
  • HL4 Vaporization heat source line

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Abstract

본 발명은 암모니아를 연료로 사용하는 가스터빈이 마련된 선박에 관한 것이다. 본 발명에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템은, 기체 상태의 암모니아를 연료로 사용하여 전력을 생성하는 가스터빈; 상기 가스터빈에 기체 상태의 암모니아 연료를 공급하기 위한 암모니아 연료 공급부; 및 상기 가스터빈 및 암모니아 연료 공급부 중 어느 하나 이상을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스 중의 암모니아를 처리하기 위한 암모니아 처리부;를 포함하고, 상기 암모니아 연료 공급부로부터 상기 가스터빈으로 공급된 기체 상태의 암모니아는 상기 암모니아 연료 공급부로 회수되는 양 없이 상기 가스터빈에서 전부 소모된다. <대표도 : 도 2>

Description

선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법
본 발명은 암모니아를 연료로 사용하는 가스터빈이 마련된 선박에 관한 것이다.
선박의 항로, 교통규칙, 항만시설 등을 국제적으로 통일하기 위해 설치된 유엔 전문기구인 IMO(International Maritime Organization, 국제해사기구) 역시 온실가스에 대해 08년과 대비하여 2050년 50% 저감, 2100년 100% 저감(GHG Zero Emission)을 목표로 제시하고, 그에 따라 각 국가 및 지역의 규제가 강화될 것으로 예상된다.
IMO가 신조 선박에 적용하는 강제성있는 이산화탄소 저감 규정인 EEDI(Energy Efficiency Design Index, 에너지효율설계지수)에 따르면, 초기 EEDI 발표에서는 2013 내지 2015년의 이산화탄소 배출량을 기준으로 2015년 이산화탄소 배출량을 10% 저감하는 EEDI Phase 1이 적용되고, 5년 마다 1 단계씩 강화·적용하여 2025년 Phase 3를 적용하도록 예정되어 있었으나, LPG 운반선에 대해서는 EEDI Phase 2 적용 후 2년만인 2022년부터 EEDI Phase 3를 조기 적용하도록 하고 있다. 이와 같이 이산화탄소 배출에 대한 규제가 급격히 강화되고 있으며, 15,000 DWT 이상인 LPG 운반선의 경우 향후 Phase 4 (이산화탄소 배출량 40% 저감) 이상의 기준이 적용되면 현재의 LPG를 연료로 사용하는 LPGC로는 이산화탄소 배출 규정 달성이 어려울 수 있다.
그에 따라 이산화탄소 배출을 줄일 수 있는 친환경 선박 연료에 대한 다양한 연구가 이루어지고 있고, 최근에는 LNG나 LPG 등의 연료와 함께 암모니아를 연료로 사용할 수 있는 선박에 관한 기술이 개발되고 있다.
암모니아(NH3)는 1개의 질소에 3개의 수소가 결합된 물질로, 분자 사이에 강한 수소 결합을 형성할 수 있어 액화가 용이하며, 상압에서 끓는점은 약 -33.34℃, 녹는점은 약 -77.73℃이다.
이러한 암모니아는 LNG보다 저장이 용이하면서, 이산화탄소가 전혀 배출되지 않아 국제적인 온실가스 배출기준의 강화 추세에 대응할 수 있는 친환경 선박 연료로 주목받고 있다.
따라서, 본 발명은 육상에서 100년 이상 사용되어 생산, 저장, 수송 및 공급을 포함한 공급 체인(supply chain)이 충분히 검증된 화학물질인 암모니아를 선박의 연료로 이용함으로써, 향후 강화되는 선박의 온실가스 배출규제를 준수할 수 있는 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템을 제공하고자 한다.
특히, 연료로서 암모니아를 액상으로 저장하고, 액상의 암모니아를 기화시켜 엔진에 기체 상태의 암모니아를 공급하며, 배기가스의 폐열을 회수하여 액상 암모니아를 기화시킴으로써 에너지 효율을 개선할 수 있는, 선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법을 제공하는 것을 목적으로 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 기체 상태의 암모니아를 연료로 사용하여 전력을 생성하는 가스터빈; 상기 가스터빈에 기체 상태의 암모니아 연료를 공급하기 위한 암모니아 연료 공급부; 및 상기 가스터빈 및 암모니아 연료 공급부 중 어느 하나 이상을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스 중의 암모니아를 처리하기 위한 암모니아 처리부;를 포함하고, 상기 암모니아 연료 공급부로부터 상기 가스터빈으로 공급된 기체 상태의 암모니아는 상기 암모니아 연료 공급부로 회수되는 양 없이 상기 가스터빈에서 전부 소모되는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 암모니아 연료 공급부는, 암모니아를 액체 상태로 저장하는 암모니아 저장탱크; 상기 액체 상태의 암모니아를 상기 가스터빈에서 요구하는 압력으로 가압하는 암모니아 가압펌프; 및 상기 암모니아 가압펌프에 의해 가압된 암모니아를 기화시켜 기상 암모니아를 생성하는 암모니아 기화기;를 포함하고, 상기 암모니아 기화기에서 생성된 기상 암모니아의 온도는 상기 기상 암모니아의 이슬점보다 높을 수 있다.
바람직하게는, 상기 암모니아 가압펌프에 공급하기 전에 미리 설정된 액위만큼 액체 상태의 암모니아를 임시저장하는 버퍼탱크; 및 상기 버퍼탱크의 액위를 측정하여 설정값 이상이면 상기 암모니아 가압펌프가 가동되도록 제어하기 위한 수위 측정부;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 암모니아 저장탱크에 구비되며, 상기 암모니아 저장탱크에 저장된 액체 상태의 암모니아를 상기 버퍼탱크로 이송하는 암모니아 공급펌프;를 더 포함하고, 상기 암모니아 공급펌프는, 상기 수위 측정부에 의해 측정된 버퍼탱크의 액위가 설정값 미만이면 가동되고, 설정값 이상이면 멈추도록 제어될 수 있다.
바람직하게는, 상기 가스터빈으로부터 배출되는 배기가스의 폐열을 회수하여 초임계 이산화탄소를 생성하고, 초임계 이산화탄소를 팽창시켜 전력을 생성하는 폐열 회수부;를 더 포함하고, 상기 암모니아 기화기에서는, 폐열 회수부로부터 초임계 이산화탄소의 열에너지를 공급받아 액체 상태의 암모니아를 기화시킬 수 있다.
바람직하게는, 증기와 물을 열교환시켜 생성한 고온의 물을 액상의 암모니아를 기화시키는 열원으로서 상기 암모니아 기화기로 공급해주기 위한 열원 공급부;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 암모니아 처리부는, 상기 퍼징가스를 공급받아 기액분리하는 분리기; 및 상기 분리기에서 분리된 기체 성분 중의 암모니아를 물에 용해시켜 분리하고, 암모니아가 분리된 나머지 퍼징용 가스를 대기 중으로 배출시키는 흡수기;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 암모니아 처리부는, 상기 흡수기에서 암모니아가 용해된 물을 저장하는 드레인 탱크; 상기 드레인 탱크에 저장된 물을 상기 흡수기로 재순환시키는 물 순환펌프; 및 상기 드레인 탱크의 산성도가 설정값보다 낮아지면 보충수를 공급하는 보충수 공급부;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 암모니아 연료 공급부에서 생성된 암모니아 증발가스를 응축시켜 재액화 암모니아 증발가스를 생성하는 암모니아 응축부;를 더 포함할 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 상기 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템;을 포함하는, 선박이 제공된다.
바람직하게는, 상기 가스터빈은 기상의 암모니아 및 다른 기상의 가스연료를 연료로서 선택적으로 사용하는 이중연료 가스터빈이고, 상기 선박은, 상기 가스연료를 연료로 사용하며 전력을 생성하는 발전기 엔진;을 더 포함하여, 상기 가스터빈과 발전기 엔진 중 어느 하나 이상에서 생성된 전력을 추진 에너지로 사용할 수 있다.
바람직하게는, 상기 선박은 액화가스 운반선으로서, 상기 선박은, 액화가스 화물을 저장하는 액화가스 저장탱크; 및 상기 액화가스 저장탱크에서 액화가스가 자연기화하여 생성된 액화가스의 증발가스를 상기 가스터빈 및 발전기 엔진의 연료로 공급하는 가스연료 공급부;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스의 증발가스량이 상기 가스터빈 및 발전기 엔진의 연료로 소모할 수 있는 양보다 많은 경우, 액화가스의 증발가스를 재액화시켜 상기 액화가스 저장탱크로 회수하기 위한 재액화부;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 가스연료 공급부는, 상기 액화가스의 증발가스량이 상기 가스터빈 및 발전기 엔진의 연료로 요구되는 양보다 적은 경우, 상기 액화가스 저장탱크로부터 액화가스를 공급받아 상기 가스터빈에서 요구하는 압력으로 가압하는 연료 가압펌프; 및 상기 연료 가압펌프에 의해 가압된 액화가스를 기화시켜 가스연료를 생성하는 연료 기화기;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 가스터빈은, 전력 수요가 없는 경우, 상기 액화가스의 증발가스를 공급받아 무부하 모드로 운전될 수 있다.
바람직하게는, 상기 선박에는 가스 소각기가 구비되지 않을 수 있다.
또한, 상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 또 다른 일 측면에 의하면, 액체 상태로 저장된 암모니아를 기화 및 가열하여 기상 암모니아를 생성하는 단계; 상기 기상 암모니아를 연소시켜 가스터빈을 구동시킴으로써 전력을 생성하고, 생성된 전력을 추진에너지로 사용하는 단계; 및 상기 가스터빈과 상기 기상 암모니아를 생성하기 위해 사용되는 배관 및 장치들 중 어느 하나 이상을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스를 대기 중으로 방출하기 전에, 상기 퍼징가스 중의 암모니아를 흡수하여 대기 중으로 방출하는 퍼징가스의 암모니아 농도를 낮추는 단계;를 포함하고, 상기 가스터빈으로 공급된 기상 암모니아는 상기 가스터빈으로부터 회수 및 배출되는 양 없이 상기 가스터빈에서 전부 연소되는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 기상 암모니아를 생성하는 단계는, 액상 암모니아를 가스터빈에서 요구하는 압력으로 가압하는 단계; 및 상기 가압된 액상 암모니아를 상기 암모니아의 이슬점보다 높은 온도로 기화시키는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 기상 암모니아를 생성하는 단계는, 상기 가압하는 단계 이전에 상기 액상 암모니아를 버퍼탱크에 저장하는 단계; 및 상기 버퍼탱크의 액위를 측정하여 설정값 이상이면, 상기 버퍼탱크에 저장된 액상 암모니아를 상기 가압하는 단계로 공급하여 상기 버퍼탱크의 수위를 유지하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 기상 암모니아를 생성하는 단계는, 상기 가압하는 단계 이전에 상기 액상 암모니아를 버퍼탱크에 저장하는 단계; 및 상기 버퍼탱크의 액위를 측정하여, 설정값 미만이면 상기 액체 상태로 암모니아가 저장되어 있는 암모니아 저장탱크로부터 상기 버퍼탱크로 액상 암모니아를 이송하고, 설정값 이상이면 상기 버퍼탱크로 액상 암모니아를 이송하는 것을 중단하여 상기 버퍼탱크의 수위를 유지하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액체 상태로 저장된 암모니아가 자연기화하여 생성된 암모니아 증발가스는 상기 가스터빈으로 공급하지 않고 응축시켜 회수하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 암모니아 외에 다른 가스연료가 자연기화하여 생성된 증발가스를 상기 가스터빈에서 요구하는 압력으로 압축하는 단계; 및 상기 압축한 증발가스를 상기 가스터빈의 연료로 공급하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
본 발명에 따른 선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법은, 친환경 연료인 암모니아를 액체 상태로 저장하고, 엔진에 기체 상태로 공급하여 연료로 사용할 수 있다. 또한, 선박에 적용할 경우, 암모니아를 연료로 사용함으로써, 운항 시 온실가스 배출량을 감축할 수 있고, 국제협약이 정하는 규제기준을 충족하도록 할 수 있다.
또한, 암모니아를 연소시키는 연소기를 포함하는 가스터빈을 이용하여 전력을 생성함으로써, 메탄슬립이 발생하지 않으므로 메탄을 대기에 방출하지 않아도 되며, 탄소가 포함된 화석연료를 사용하지 않아 무탄소 발전이 가능하다.
또한, 가스터빈의 배기가스 폐열을 회수하여 액상 암모니아 및 액상의 다른 가스연료를 기화시킬 수 있으므로 전체적인 에너지 효율을 개선할 수 있다.
또한, 가스터빈은 가스밸브 유닛이 인클로저(enclosure) 안에 배치되어 있으므로, 암모니아가 누출됨으로써 발생할 수 있는 위험성이 낮다.
또한, 가스터빈을 이용하여 전력을 생성함으로써, 암모니아를 연료로 사용하면서도 질소산화물 배출규제를 만족할 수 있고, 선택적촉매저감장치 등 질소산화물 저감 장치를 설치하지 않아도 되므로, 공간 활용성을 높이고 운전비용도 절감할 수 있다.
또한, 본 발명에 따른 선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법은, 메탄올이나 LPG 등 암모니아와 물성이 비슷한 액화가스와도 쉽게 호환이 가능하며, 가스터빈이 아닌 다른 엔진에도 손쉽게 적용하여 사용할 수 있다.
도 1은 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 암모니아 연료 공급부와, 암모니아 응축부와, 암모니아 처리부를 포함하는 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 3은 본 발명의 실시예들에 따른 가스터빈의 구성을 설명하기 위한 도면이다.
도 4는 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 연료 공급부를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 5는 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 응축부를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 6은 본 발명의 일 실시예에 따른 냉열 회수장치의 누출 방지 방법을 설명하기 위한 도면이다.
도 7은 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 처리부를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 8은 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 처리부의 변형예를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 9는 본 발명의 일 실시예에 따른 청정 드레인 탱크의 배치 방법의 한 실시예를 설명하기 위한 도면이다.
도 10은 본 발명의 암모니아 처리부의 다른 실시예를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 11은 본 발명의 암모니아 처리부의 또 다른 실시예를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 12은 본 발명의 일 실시예들에 따른 폐열 회수부를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 13은 본 발명의 일 실시예들에 따른 폐열 회수부의 변형예를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 14는 본 발명에 따른 암모니아 기화기에 열원을 공급하는 일 실시예를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 15는 본 발명의 일 실시예에 따른 열원 공급부를 이용하여 증기의 열에너지를 암모니아 기화기의 열원으로 공급하는 방법을 설명하기 위한 도면이다.
도 16은 본 발명의 일 실시예에 따른 열원 공급부를 이용하여 폐열 회수부의 열에너지를 암모니아 기화기의 열원으로 공급하는 방법을 설명하기 위한 도면이다.
도 17은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스연료 공급부 및 재액화부를 간략하게 도시한 구성도이다.
도 18은 본 발명의 폐열 회수부로부터 연료 기화기로 열원을 공급하는 일 실시예를 설명하기 위한 도면이다.
도 19는 본 발명의 일 실시예에 따른 폐열 회수부로부터 연료 기화기로 열원을 공급하는 다른 실시예를 설명하기 위한 도면이다.
도 20은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스연료 압축기(720)와 증발가스 압축기(810)를 보다 구체적으로 도시한 도면이다.
도 21은 본 발명의 일 실시예들에 따른 가스터빈의 퍼징방법을 설명하기 위한 도면이다.
도 22는 본 발명의 일 실시예들에 따른 가스터빈의 퍼징방법을 설명하기 위한 도면이다.
도 23은 본 발명에 따른 선박 배치 구성의 일 실시예를 설명하기 위한 정단면도이다.
도 24는 도 23에 도시된 선박 배치 구성의 일 실시예를 설명하기 위한 평면도이다.
도 25는 본 발명에 따른 선박 배치 구성의 다른 실시예를 설명하기 위한 정단면도이다.
도 26은 도 25에 도시된 선박 배치 구성의 일 실시예를 설명하기 위한 평면도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시예에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야 한다. 첨부된 도면에 대하여 직접 언급하지 않았더라도, 도면에 도시된 내용만으로 통상의 기술자가 자명하게 그 작동 원리를 파악할 수 있다면 본 명세서에 설명된 것이라 할 것이다.
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. 또한, 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
후술하는 본 발명의 일 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법은, 암모니아를 액체 상태로 저장하는 암모니아 저장탱크와, 암모니아를 단독으로 또는 다른 연료와 혼소하여 연료로 사용할 수 있는 엔진이 구비되는 선박 또는 육상에 적용될 수 있다.
여기서 엔진이라 함은, 2행정 또는 4행정 사이클 엔진 등 내연기관은 물론이고, 연료전지 또는 터빈-발전기 등 기체 상태의 암모니아를 단독으로 또는 다른 가스연료와 혼합하여 연소시켜 선박의 추진력 또는 선박을 운항하기 위하여 필요한 전력을 생성하는 장비를 의미할 수 있다.
후술하는 본 발명의 일 실시예들을 설명하는데 있어서 엔진은, 기체 상태의 암모니아 또는 기체 상태의 암모니아를 혼합한 가스연료를 연소시켜 생성한 연소가스로 터빈을 구동시킴으로써 전력을 생성하는 암모니아 가스터빈인 것을 예로 들어 설명한다.
또한, 여기서 선박은, 컨테이너선, 액화가스 운반선 등 추진 능력을 가지는 추진 선박은 물론이고, FPSO(Floated Production, Storage and Offloading) 등 추진 능력을 갖추지는 않으나 암모니아를 연료로 사용하여 생산한 전력을 선내에서 사용할 수 있는 부유식 해상구조물을 모두 포함할 수 있다.
또한, 액화가스 운반선은, 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas), 액화석유가스(LPG; Liquefied Petroleum Gas), 메탄올(Methanol, CH3OH) 등 탄화수소 계열의 액화가스 운반선이거나, 또는 암모니아(NH3), 수소(H2), 이산화탄소(CO2) 등의 비탄화수소 계열의 액화가스 운반선일 수 있다.
후술하는 본 발명의 일 실시예들에 있어서 선박은 LNG를 저장하는 화물창이 구비되어 LNG를 운반하는 LNG 운반선인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
또한, 후술하는 본 발명의 일 실시예들에 있어서, 연료는 암모니아를 예로 들어 설명하나, 암모니아와 유사한 화학적 특성을 가지며 암모니아를 대체할 수 있는 연료, 예를 들어 메탄올(methanol, CH3OH) 및 액화석유가스(LPG; Liquefied Petroleum Gas) 등에도 적용될 수 있다.
종합하면, 후술하는 본 발명의 일 실시예들에 있어서 선박은, 무탄소 추진 시스템으로서 암모니아를 연료로 사용하는 가스터빈을 탑재한, 전기추진 가스터빈 LNG 운반선인 것을 예로 들어 설명하며, LNG 운반선은 17만 4천㎥급 대형 운반선인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
이하, 도 1 내지 도 26을 참고하여 본 발명의 일 실시예들에 따른 선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법을 설명한다.
먼저 도 1을 참고하면, 본 발명의 일 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템은, 기체 상태의 암모니아를 연료로 사용하는 엔진과, 엔진에 암모니아 연료를 공급하는 암모니아 연료 공급부(100)와, 액상의 암모니아를 기상의 암모니아로 기화시키기 위한 열원을 암모니아 연료 공급부(100)에 공급하기 위한 열원 공급부(300)와, 엔진으로부터 배기가스의 폐열을 회수하여 암모니아 연료 공급부(100)에 공급함으로써 액상의 암모니아를 기화시키기 위한 폐열 회수부(200)와, 액상의 암모니아가 자연기화하여 생성된 암모니아 증발가스를 응축시켜 회수하기 위한 암모니아 응축부(400)와, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스 중의 암모니아를 처리하기 위한 암모니아 처리부(500) 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
후술하는 본 발명의 실시예들을 설명하는데 있어서, 선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템은, 도 1에 도시된 바와 같이, 암모니아 연료 공급부(100)와, 폐열 회수부(200)와, 열원 공급부(300)와, 암모니아 응축부(400)와, 암모니아 처리부(500)를 모두 포함하는 경우를 기준으로 설명한다.
그러나 이에 한정하는 것은 아니며, 도 2에 도시된 바와 같이 암모니아 연료 공급부(100)와, 암모니아 응축부(400)와, 암모니아 처리부(500)만 포함하는 등 암모니아 연료 공급부(100), 페열 회수부(200), 열원 공급부(300), 암모니아 응축부(400) 및 암모니아 처리부(500)를 선택적으로 조합하여 구비될 수 있다.
<가스터빈( GT )>
본 발명의 실시예들에 따른 엔진은, 기상의 암모니아를 연소시켜 생성된 배기가스를 이용하여 회전력을 발생시키고, 그 회전력으로 전력을 생성하는 가스터빈(GT)을 포함할 수 있다.
가스터빈(GT)에 의해 생성된 전력은 계내 전력 수요처에서 사용될 수 있다. 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템이 선박에 적용되는 경우, 가스터빈(GT)은, 선박의 전기추진과, 선내 전력 수요처에서 필요한 전력을 생성하는데 사용될 수 있다.
가스터빈(GT)은, 기상의 암모니아 외에도 천연가스 등 다른 가스연료를 연소시켜 생성한 배기가스도 작동유체로서 사용할 수 있는 이중연료 가스터빈일 수 있다.
즉, 가스터빈(GT)은 가스연료를 연소시켜 생성한 배기가스를 작동유체로 사용하며, 여기서 가스연료는, 기상 암모니아, 기상 암모니아를 포함하는 혼합가스 또는 암모니아를 제외한 다른 기상의 가스연료 중 어느 하나 이상일 수 있다.
따라서 가스터빈(GT)은, 기상 암모니아를 연료로 사용하는 모드와, 기상 암모니아를 포함하는 혼합가스를 연료로 사용하는 모드와, 다른 가스연료를 연료로 사용하는 모드 중 상황에 따라 어느 하나의 모드로 선택적으로 운전될 수 있다.
가스터빈(GT)이 기상 암모니아를 연료로 사용하되, 다른 가스연료로서 천연가스를 사용하는 이중연료 가스터빈인 것을 예로 들어 설명한다.
가스터빈(GT)이 이중연료 가스터빈인 경우, 암모니아와 천연가스를 각각 또는 혼합하여 연료로 사용할 수 있으므로, 대기오염물질의 배출을 저감시킬 수 있으면서도 전력 생산을 위한 가스터빈(GT)의 운전모드를 선택적으로 유연하게 조절할 수 있다.
가스터빈(GT)은 시동 시부터 초기에는 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 운전되다가, 운전부하가 최소부하 이상에 도달하면, 암모니아 또는 혼합가스를 연료로 사용하는 모드로 전환하여 운전될 수 있다.
또한, 가스터빈(GT)은 최소부하 이상의 부하에서부터 전력을 생산할 수 있고, 최소부하 이하에서는 전력은 생산하지 않고 연료를 소모하여 터빈만 구동시키는 무부하 운전(idling mode) 모드로 운전될 수 있다.
가스터빈(GT)의 무부하 운전은 가스터빈(GT)의 부하가 최소부하 이상에 도달할 때까지 가스터빈(GT)을 예가동하는 역할과 동시에 선내에서 소각 대상이 되는 가스를 태워버리는 역할을 할 수도 있다.
한편, 종래의 암모니아와 천연가스를 연료로 사용하는 4행정 또는 2행정 사이클을 따르는 주 추진기관은 연료를 연소시키기 위해 파일롯 오일을 필요로 하였다. 또한, 연소 후 배기가스 중의 NOx 배출량이 많아 선택적촉매저감장치(SCR ; Selective Catalytic Reduction)를 구비하여 배출규제를 만족시켰다.
그러나 본 발명의 실시예들에 따르면, 전기추진 선박의 전력 생산을 위해 무탄소 연료인 암모니아를 내연기관이 아닌 가스터빈(GT)으로 기상으로 공급하고, 가스터빈(GT)의 연소실에서 연소시켜 사용하므로, 파일롯 오일을 필요로 하지 않으며, CO2, NOx 등 대기오염물질을 전혀 발생시키지 않을 수 있다. 또한, 온실 효과가 가장 크다는 아산화질소도 거의 배출하지 않는다.
따라서, 암모니아와 천연가스를 연소시키더라도 배기가스 중의 NOx가 규제 수준 이하로 배출되므로, SCR 등 질소산화물 저감 장비를 구비하지 않고도 국제해사기구(IMO; International Maritime Organization)의 배출규제를 만족할 수 있어, 공간활용도를 높일 수 있고, 요소수 등 촉매 반응시 필요한 물질이 필요하지 않으므로 운전 비용도 절감할 수 있다.
도 3을 참고하면, 가스터빈(GT)에는 기상의 암모니아를 연소시키기 위해 필요한 연소용 공기를 흡입하는 연소용 공기 흡입덕트(combustion air inlet duct)(CI)와, 연소 후 생성된 연소가스를 배출하기 위한 연소가스 배출덕트(exhaust duct)(CO)가 구비될 수 있다.
또한, 연소용 공기 흡입덕트(CI)를 통해 흡입된 연소용 공기(combustion air)를 압축하여 압축공기를 생성하는 공기 압축기(미도시)와, 연료를 연소시켜 배기가스를 생성하기 위한 버너(미도시)와, 암모니아 연료가 주입되는 암모니아 노즐과 천연가스가 주입되는 가스연료 노즐이 구비되며 연료의 연소반응이 일어나 연소가스를 생성하는 연소실(미도시)과, 연소실에서 배출된 연소가스(배기가스)를 작동유체로 사용하여 날개를 회전시키는 터빈(NH3 gas turbine F&G system)(T)과, 터빈(T)의 회전력으로 전력을 생성하는 발전기(generator)(G)는 인클로저(enclosure)(EC) 안에 차폐되어 배치될 수 있다.
이 외에도, 인클로저(EC) 안에는 가스터빈(GT)의 운전에 필수적으로 필요한 보조 장비들이 배치될 수 있다.
공기 압축기에 의해 압축된 연소용 공기는 연소실로 공급되어 암모니아 또는 천연가스를 연소시키는데 사용된다. 공기 압축기를 이용하여 연소용 공기를 압축할 때 이물질이 포함되어 있으면 터빈의 효율을 저해시키는 요인이 되므로, 연소용 공기 흡입덕트(CI)에는 흡입되는 공기 중에 포함된 황사 등의 이물질을 걸러주기 위한 연소용 공기 필터(combustion air inlet filter)(CF)가 설치될 수 있다.
암모니아 연료 공급부(100)로부터 후술하는 암모니아 공급라인(FL)을 통해 가스터빈(GT)으로 공급되는 암모니아 연료의 누설을 방지하기 위한 암모니아 퍼징용 밸브(double block bleed valve)(AG)를 포함하는 가스밸브 유닛(gas valve unit) 또는 가스 밸브 트레인(gas valve train) 및 후술하는 가스연료 공급부(700)로부터 공급되는 천연가스의 누설을 방지하기 위한 가스연료 퍼징용 밸브(미도시)를 포함하는 가스밸브 유닛 또는 가스 밸브 트레인은, 인클로저(EC) 내부로 연장되는 배관에 배치되어 인클로저(EC) 안에 밀폐된다.
암모니아 퍼징용 밸브(AG)는, 암모니아 공급라인(FL)에 설치되며, 국제 및 선급 규정상의 안전확보를 위해 운전이 중단되었을 때 암모니아 가스가 가스터빈(GT)으로 공급되는 것을 차단하기 위해 구비된다.
암모니아 퍼징용 밸브(AG)는 2개가 직렬로 구비되어 전후단을 격리시키는 이중차단 밸브와 이중차단 밸브 사이에 구비되어 이중차단 밸브 사이의 유체를 자연 방출(vent)시키기 위한 블리드 밸브로 구성된다.
본 발명의 실시예들에 따르면, 암모니아용 가스밸브 유닛과 가스연료용 가스밸브 유닛이 인클로저(EC) 내에 배치되므로, 암모니아 또는 천연가스가 누출됨으로써 발생할 수 있는 환경적인 문제나 안전상의 문제들을 방지할 수 있다.
천연가스를 가스터빈(GT)의 연료로 공급하기 위한 가스연료 공급라인(GL)에 구비되는 가스연료용 가스밸브 유닛은 비상상황을 대비하여 두개로 구성될 수 있다. 하나의 가스연료용 가스밸브 유닛이 문제가 발생했을 때, 다른 하나의 가스연료용 가스밸브 유닛을 보조밸브로 사용하여, 운전을 멈추지 않고 계속해서 천연가스를 가스터빈(GT)으로 공급할 수 있다.
반면, 암모니아를 가스터빈(GT)의 연료로 공급하기 위한 암모니아 공급라인(FL)에 구비되는 암모니아용 가스밸브 유닛은 하나만 구비되고 보조밸브는 구비되지 않을 수 있다.
즉, 본 발명의 실시예들에 따르면, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템에 문제가 발생하여 가스터빈(GT)을 암모니아를 연료로 사용하는 모드로 운전할 수 없는 경우에는, 자동으로 가스터빈(GT)의 운전모드를 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 변경하여 운전할 수 있다.
한편, 인클로저(EC) 외부로 연장되는 암모니아 공급라인(FL)과 가스연료 공급라인(GL)은, 연료의 누출을 방지하기 위해, 이중구조 파이프(double wall pipe)로 구비될 수 있다. 도면에는 이중구조 파이프로 구비되는 부분을 이중선(실선 및 실선을 둘러싼 이중점선)으로 표시하였다. 이중구조 파이프로 구비되는 부분은 암모니아 주 공급밸브(160)의 하류에서부터 인클로저(EC)의 입구까지, 가스연료 주 공급밸브(750)의 하류에서부터 인클로저(EC)의 입구까지일 수 있다.
가스터빈(GT)은 독성이 있는 기상의 암모니아를 연료로 사용하며, 다른 가스연료로서 폭발성이 있는 LNG 등 액화가스도 연료로 사용할 수 있으므로, 인클로저(EC) 내부는 선급 규정에 따라 팬을 이용해 일정수준의 환기 능력을 만족하도록 설계되어 있을 수 있다.
가스터빈(GT)에는 강제환기장치로서, 환기용 공기(ventilation air)를 흡입하는 환기용 공기 흡입덕트(ventilation air inlet duct)(VI)와, 환기용 공기를 배출하는 환기용 공기 배출덕트(ventilation air outlet duct)(VO)가 더 구비될 수 있고, 환기용 공기 배출덕트(VO)에는 공기를 이송하기 위한 환기 팬(ventilation fan(FN)이 구비될 수 있다.
환기용 공기 흡입덕트(VI)에는 흡입되는 공기 중에 포함된 황사 등의 이물질을 걸러주기 위한 환기용 공기 필터(ventilaion air inlet filter)(VF)가 설치될 수 있다.
또한, 인클로저(EC)의 내부에는 가스누설 감지를 위하여, 충분한 수의 가스탐지센서(미도시)가 설치된다. 가스탐지센서에 의해 인클로저(EC) 내부에 가스가 누설되었음이 감지되면, 선원들의 대피를 위해 환기 팬(FN)의 운전이 정지되고, 파이어 댐퍼(fire damper)가 차단(미도시)되며, 시각적/청각적 알람(flash lamp and horn)이 30초간 작동되도록 한다.
가스누설이 감지되어 가스터빈(GT) 및 인클로저(EC) 내를 환기시키면서 환기 팬(FN)을 통해 배출되는 환기용 공기(⑨)는, 후술하는 암모니아 처리부(500)에서 암모니아 농도가 조절된 후 대기 중으로 배출될 수 있다.
한편, 선급에서는 강제환기장치들이 환기능력을 잃거나, 이중구조 파이프로부터 누출이 발생할 경우, 후술하는 암모니아 주 공급밸브(160)(master gas valve) 및 가스연료 주 공급밸브(750)가 닫히도록 규정하고 있다.
암모니아 주 공급밸브(160) 또는 가스연료 주 공급밸브(750)가 닫히면, 암모니아 퍼징용 밸브 또는 가스연료 퍼징용 밸브(더블 블록밸브 또는 더블 블록 브리드 밸브)의 후단에서부터 가스터빈(GT)까지, 공기 압축기에서 압축된 압축 공기를 공급하여 퍼징할 수 있다.
이 때, 도 22에 도시된 바와 같이 퍼징을 위해 압축공기를 공급하기 위하여, 가스터빈(GT)의 공기 압축기로부터 퍼징을 실시하고자 하는 라인(암모니아 공급라인(FL) 또는 가스연료 공급라인(GL))에 구비되는 각 퍼징용 밸브(AGf, AGa)의 후단으로 연결되는 압축공기 퍼징라인(PGL, PGLf, PFLa)과, 압축공기 퍼징라인 상에 배치되는 압축공기 퍼징밸브(PGVf, PGVa)가 구비될 수 있다.
또한, 암모니아 퍼징용 밸브(AGa)의 전단에서부터 암모니아 주 공급밸브(160)까지는 선내에서 생성되는 질소를 이용하여 퍼징할 수도 있다.
퍼징가스(① ~ ⑨)는 후술하는 암모니아 처리부(500)를 거쳐서 배출될 수도 있고, 가스터빈(GT)의 연소가스 배출부(CO)를 통과하여 외부로 배출될 수도 있다.
또한, 암모니아, 천연가스, 혼합가스 중 어느 연료를 사용하던 선급 및 국제규정에서 정의하는 비상상황에서는 암모니아 퍼징용 밸브(double block and bleed valve)(AGa) 및 가스연료 퍼징용 밸브(AGf) 중 이중차단 밸브(double block valve)가 닫히도록 규정하고 있다.
암모니아 퍼징용 밸브(AGa)의 이중차단 밸브 사이에 남아있는 가스는, 암모니아 퍼징용 밸브의 블리드 밸브(bleed valve)를 통해 자연적으로 벤트되는데, 벤트된 암모니아는 선급규정에 따라 암모니아 처리부(500)를 거쳐서 배출되도록 할 수 있다.
<암모니아 연료 공급부 (100)>
도 4를 참고하면, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 연료 공급부(100)는, 암모니아를 액체 상태로 저장하기 위한 암모니아 저장탱크(110)와, 암모니아 연료 공급부(100)로부터 가스터빈(GT)으로 공급되는 기상의 암모니아가 가스터빈(GT)에서 요구하는 가스연료 압력조건을 만족할 수 있도록 암모니아 저장탱크(110)로부터 이송된 액상의 암모니아를 가압하는 암모니아 가압펌프(140)와, 암모니아 가압펌프(140)에 의해 가압된 암모니아를 기화시켜 기상의 암모니아를 생성하는 암모니아 기화기(150) 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
암모니아 저장탱크(ammonia fuel tank)(110)는 암모니아를 액체상태로 저장할 수 있다. 일반적으로 기체 상태일 때보다 액체 상태일 때 부피가 적어 저장이 용이하므로, 가스연료는 액화시킨 상태로 저장한다.
또한, 암모니아 저장탱크(110)는 독립형 비가압 탱크로서 IMO Type A 탱크인 것을 예로 들어 설명한다. 암모니아 저장탱크(110)는 암모니아가 액체상태를 유지하며 안정적으로 저장되어 있을 수 있도록 운용압력은 대기압 수준, 운용온도는 약 -30 내지 -35℃ 또는 약 -33℃ 정도로 설정될 수 있다.
본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템이 선박에 적용되는 경우, 선박은 암모니아를 액체 상태로 저장하고, 액체 상태로 저장된 암모니아를 기화시켜 기상 암모니아 연료를 생성하며, 기상 암모니아를 가스터빈(GT)의 연소실에서 연소시켜 연소가스를 생성하고, 연소가스를 작동유체로 사용하여 가스터빈(GT)을 구동시킴으로써 생성한 전력을 선박의 추진력으로 사용할 수 있다.
본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 연료 공급부(100)는, 가스터빈(GT)의 요구 압력 및 온도에 맞추어 암모니아를 공급할 수 있도록 설계된다.
가스터빈(GT)은 약 30 내지 40 bar, 또는 32 내지 36 bar, 또는 약 34 bar의 가스연료 공급압력을 요구한다. 여기서 가스터빈(GT)의 가스연료 공급압력은 34 bar인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
따라서, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 연료 공급부(100)는 가스터빈(GT)의 가스연료 공급압력, 즉 약 34 bar의 기상 암모니아 가스연료를 생성할 수 있다.
암모니아 가압펌프(ammonia boosting pump)(140)는, 후단의 암모니아 기화기(150)에서 기화되어 생성된 기상 암모니아가 가스터빈(GT)의 연료 공급 조건을 충족할 수 있도록, 암모니아 저장탱크(110)로부터 이송된 액상의 암모니아를 가압할 수 있다.
본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가압펌프(140)는 액상의 암모니아를 30 내지 40 bar, 또는 32 내지 36 bar, 또는 약 34 bar로 가압할 수 있다.
암모니아 가압펌프(140)의 후단에서부터 가스터빈(GT)의 전단까지 암모니아가 이송되는 과정에서 발생할 수 있는 압력손실(pressure loss)을 고려하여, 암모니아 가압펌프(140)의 토출압력은 가스터빈(GT)에서 요구하는 가스연료의 도입압력보다 약간 높은 압력으로 설정될 수 있다.
도 4에는 리던던시용으로서 2대의 암모니아 가압펌프(140)가 병렬로 구비되는 것을 예로 들어 도시하였다. 이 때, 한 대의 암모니아 가압펌프(140)를 이용하여 암모니아를 가압하되, 다른 한 대의 암모니아 가압펌프(140)는 사용중인 암모니아 가압펌프(140)에 문제가 발생하여 사용할 수 없는 상황이 발생하더라도 운전이 중단되지 않고 계속해서 연료 공급 시스템을 운영할 수 있도록, 운전 대기 상태에 둘 수 있다. 또는 가스터빈(GT)에서 요구하는 암모니아의 유량이 많은 경우에는 2대의 암모니아 가압펌프(140)를 모두 활용하여 암모니아를 가압할 수도 있을 것이다.
암모니아 가압펌프(140)에는 VFD(variable frequency drive)를 구비함으로써, 암모니아의 토출 유량을 조절하기 위한 속도조절기능을 가지도록 할 수 있다.
한편, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템은, 암모니아 저장탱크(110)에 저장된 액상의 암모니아를 암모니아 저장탱크(110)로부터 배출시키기 위한 암모니아 공급펌프(120)와, 암모니아 공급펌프(120)에 의해 암모니아 저장탱크(110)로부터 배출된 액상의 암모니아를 암모니아 가압펌프(140)에 공급하기 전에 저장하여 부하 변동에 대비하기 위한 버퍼탱크(130) 중 어느 하나 이상을 더 포함할 수 있다.
암모니아 공급펌프(ammonia feed pump)(120)는 암모니아 저장탱크(110)의 저면에 구비되는 반잠수식 펌프일 수 있다.
도 4에는 2대의 암모니아 공급펌프(120)가 구비되는 것을 예로 들어 도시하였다. 이 때 2대의 암모니아 공급펌프(120) 중 어느 하나의 암모니아 공급펌프(120)는 다른 하나의 암모니아 공급펌프(120)의 리던던시 용도일 수도 있고, 2대의 암모니아 공급펌프(120)를 모두 이용하여 암모니아를 암모니아 저장탱크(110)로부터 배출시킬 수도 있을 것이다.
암모니아 공급펌프(120)에 의해 토출된 액상 암모니아는 암모니아 가압펌프(140)로 공급되거나, 또는 버퍼탱크(130)에 먼저 저장되었다가 버퍼탱크(130)로부터 암모니아 공급라인(FL)을 통해 액상의 암모니아가 암모니아 가압펌프(140)로 공급될 수도 있다.
암모니아 공급펌프(120)는 버퍼탱크(130)의 액위 측정값에 따라 가동여부가 제어될 수 있다.
버퍼탱크(buffer tank)(130)는 암모니아 공급펌프(120)에 의해 이송된 일정량의 액상 암모니아를 저장하고, 저장된 암모니아를 암모니아 가압펌프(140)로 공급해줌으로써, 암모니아 가압펌프(140)로 기상의 암모니아가 유입되어 암모니아 가압펌프(140)의 운전 상 문제를 유발하지 않도록 할 수 있다.
버퍼탱크(130)로 유입된 기상의 암모니아 또는 버퍼탱크(130) 내에서 생성된 기상의 암모니아는 암모니아 응축부(400)를 통해 재액화되어 암모니아 저장탱크(110)로 회수될 수 있다.
또한, 버퍼탱크(130)를 구비함으로써, 암모니아 가압펌프(140)의 흡입부에 액상의 암모니아가 일정한 흐름을 유지하면서 안정적으로 공급될 수 있도록 할 수 있다. 암모니아 가압펌프(140)의 부하가 변동되더라도 버퍼탱크(130)로부터 암모니아 가압펌프(140)로 유입되는 암모니아의 유량을 조절해주면 되므로 부하변동을 완충해주는 역할도 할 수 있다.
예를 들어, 가스터빈(GT)에서 필요로 하는 암모니아의 유량이 암모니아 가압펌프(140)의 최소유량보다 적은 경우, 암모니아 가압펌프(140)를 최소유량으로 가동하되, 가스터빈(GT)에서 필요로 하는 암모니아 유량을 초과하는 유량만큼을 다시 버퍼탱크(130)로 순환시킬 수 있다.
버퍼탱크(130)에는 수위 측정기(미도시)가 구비될 수 있다. 수위 측정기에서 측정된 액위에 따라 암모니아 가압펌프(140)의 작동여부가 제어될 수 있다. 버퍼탱크(130)의 액위가 미리 설정된 설정값 이상이 되면, 암모니아 가압펌프(140)가 가동되고 액상의 암모니아가 버퍼탱크(130)로부터 암모니아 가압펌프(140)로 유입될 수 있다.
또한, 버퍼탱크(130)의 수위 측정기에서 측정된 액위에 따라 암모니아 공급펌프(120)의 작동여부도 제어될 수 있다. 버퍼탱크(130)의 액위가 미리 설정된 설정값 미만이면 암모니아 공급펌프(120)가 가동되어 암모니아 저장탱크(110)에 저장된 암모니아를 버퍼탱크(130)로 이송할 수 있다. 버퍼탱크(130)의 액위가 미리 설정된 설정값 이상이면 암모니아 공급펌프(120)는 운전을 자동으로 멈추도록 제어될 수 있다.
종래에는 엔진으로 공급된 액상의 연료 중 과잉의 연료를 다시 회수하여 임시 저장하기 위한 용도로서 버퍼탱크가 채용되기도 하였으며, 종래의 버퍼탱크는 엔진의 부하 변동에 따라 연료를 엔진으로 공급하는 가압펌프의 동작을 제어하였다.
그러나, 본 발명의 실시예들에 따른 버퍼탱크(130)는, 가스터빈(GT)의 부하에 따라 암모니아가 공급되고 배출되는 것이 아니고, 부하 변동을 완화하기 위한 수단으로서 그 용량이 선정되므로, 버퍼탱크(130)의 수위는 미리 설정된 설정값 이상으로 채워져 있도록 제어되어야 한다.
암모니아 공급펌프(120)만으로 가스터빈(GT)에서 요구하는 암모니아의 압력을 충족시킬 수 있는 경우, 암모니아 가압펌프(140)와 버퍼탱크(130)를 구비하지 않고 시스템을 단순화할 수도 있다. 이 경우, 암모니아 저장탱크(110)로부터 암모니아 공급펌프(120)에 의해 배출된 액상 암모니아는 버퍼탱크(130)를 거치지 않고 암모니아 기화기(150)로 직접 공급될 수 있다.
본 발명의 실시예들을 설명하는데 있어서는 암모니아 공급펌프(120)와, 버퍼탱크(130)와 암모니아 가압펌프(140)를 모두 구비한 것을 기준으로 설명하기로 한다.
암모니아 기화기(HP(high pressure) vaporizer)(150)는, 암모니아 가압펌프(140)에 의해 가압된 액상의 암모니아를 기화시켜 기상 암모니아를 생성한다. 암모니아 기화기(150)에서 기화된 기상 암모니아는 가스터빈(GT)의 연소실로 도입될 수 있다.
한편, 암모니아 연료 공급부(100)로부터 가스터빈(GT)으로 공급되는 과정에서 암모니아가 응축되는 것을 방지하기 위해, 암모니아 기화기(150)는 해당 압력에서의 이슬점보다 높은 온도로 암모니아를 가열하는 역할도 가질 수 있다.
예를 들어, 본 발명의 실시예들에 따른 가스터빈(GT)에서 요구하는 기상 암모니아 연료의 도입압력은 약 34 bar인데, 이 압력에서 암모니아의 이슬점은 약 80℃이다. 가스터빈(GT)으로 기체 상태의 암모니아가 도입되는 것을 보장하기 위해, 암모니아 기화기(150)는 가압된 액상 암모니아를 기상 암모니아로 상변화시키면서, 기상 암모니아의 온도가 이슬점보다 약 15 내지 25℃ 높은 95 내지 105℃, 또는, 10 내지 20℃ 높은 약 90 내지 100℃가 되도록 할 수 있다.
암모니아 기화기(150)에서 상변화 및 가열되면서 암모니아의 압력 변화는 없거나 무시할 수 있을만큼 근소한 수준일 수 있다.
암모니아 기화기(150)의 하류에서 암모니아 기화기(150)로부터 가스터빈(GT)으로 유입되는 기상 암모니아의 온도를 측정하는 온도 측정기(미도시)가 구비될 수 있다. 온도 측정기에서 측정한 온도 측정값이 가스터빈(GT)에서 요구하는 온도를 충족하지 못하면, 암모니아 기화기(150)로부터 배출되는 암모니아를 다시 버퍼탱크(130)로 재순환시킬 수 있다.
또한, 암모니아 연료 공급부(100)는, 암모니아 공급펌프(120)로부터 가스터빈(GT)의 연소실로 연장되며, 버퍼탱크(130), 암모니아 가압펌프(140) 및 암모니아 기화기(150) 중 어느 하나 이상이 구비되는 암모니아 공급라인(FL)을 더 포함할 수 있다.
암모니아 공급라인(FL)은 비상상황을 제외하고 항상 암모니아 액체 혹은 기체로 채워져있을 수 있다. 가스터빈(GT)에서 암모니아 공급을 필요로 하는 경우, 언제든 암모니아 공급라인(FL)을 통해 가스터빈(GT)으로 기상의 암모니아가 공급될 수 있다.
암모니아 연료 공급부(100)는, 암모니아 공급펌프(120), 버퍼탱크(130), 암모니아 가압펌프(140) 및 암모니아 기화기(150)를 모두 포함하는 경우를 기준으로 설명하며, 이 때 암모니아 공급펌프(120), 버퍼탱크(130), 암모니아 가압펌프(140) 및 암모니아 기화기(150)가 암모니아 공급라인(FL)에 순차적으로 배치될 수 있다.
암모니아 저장탱크(110)에 저장된 액상 암모니아는, 암모니아 공급펌프(120)에 의해 토출되고, 암모니아 공급라인(FL)을 따라 버퍼탱크(130), 암모니아 가압펌프(140) 및 암모니아 기화기(150)를 거쳐 가스터빈(GT)의 연소실로 도입될 수 있다.
암모니아 공급라인(FL)은 1개의 라인으로 구성되며, 어떤 이유에서 암모니아 공급라인(FL)이 불능상태가 되면, 암모니아 가스를 가스터빈(GT)의 연료로 사용하는 것이 불가능하므로, 가스터빈(GT)은 본 실시예들에 따른 가스연료, 즉, 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 전환되어 운전될 수 있다.
암모니아 공급라인(FL)에는 적정량의 기상 암모니아가 가스터빈(GT)에 공급될 수 있도록, 암모니아 연료 공급부(100)로부터 가스터빈(GT)으로 공급되는 기상 암모니아의 유량을 조절하기 위한 암모니아 유량조절밸브(도면부호 미부여)가 구비될 수 있다.
암모니아 기화기(150)와 가스터빈(GT) 사이의 암모니아 공급라인(FL)에는, 암모니아 기화기(150)로부터 기상 암모니아가 가스터빈(GT)으로 공급되거나 공급이 차단되도록 제어하기 위한 암모니아 주 공급밸브(ammonia master gas valve)(160)가 구비될 수 있다.
암모니아 주 공급밸브(160)의 상류에는 상술한 온도 측정기와, 기상 암모니아의 압력을 측정하는 압력 측정기(미도시) 중 어느 하나 이상이 구비될 수 있다.
온도 측정기에서 측정한 기상 암모니아의 온도가 가스터빈(GT)에서 요구하는 공급온도를 만족하고, 압력 측정기에서 측정한 기상 암모니아의 압력이 가스터빈(GT)에서 요구하는 공급압력을 만족하면, 암모니아 주 공급밸브(160)가 개방되어, 가스터빈(GT)의 연소실로 기상의 암모니아가 공급될 수 있다.
암모니아 연료 공급부(100)를 통해, 가스터빈(GT)으로 공급된 암모니아는 전량 연소된다. 즉, 본 발명의 실시예들에 있어서, 가스터빈(GT)으로부터 배출되는 과잉의 암모니아는 존재하지 않는다.
따라서, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템은, 과잉의 암모니아 또는 암모니아 슬립을 다시 암모니아 연료 공급부(100)로 회수하기 위한 일종의 회수라인(return line)과 같은 배관이나, 시스템의 압력을 유지할 수 있도록 회수되는 암모니아를 수용하는 회수용 버퍼탱크 등 회수장비들은 구비되지 않는다.
가스터빈(GT)으로부터 배출되는 과잉의 암모니아나 암모니아 슬립이 존재하면, 회수용 버퍼탱크 및 별도의 회수라인이 필요하여 시스템 구성과 제어가 복잡해지지만 본 발명의 실시예들에서는 이러한 구성들을 모두 삭제할 수 있는 효과가 있다.
엔진이 액체연료 엔진인 경우, 암모니아는 비압축성 유체인 액체 상태로 엔진으로 공급하게 되며, 이 때 엔진의 부하 변동에 유연하게 대응하기 위한 목적과, 가압펌프(부스터 펌프)의 캐비테이션 현상을 방지하기 위한 목적으로, 엔진에서 요구하는 유량보다 더 많은 과잉의 액체 연료를 엔진에 공급해야 한다. 엔진으로 공급된 과잉의 액체 연료 중에서 엔진에서 필요한 만큼만 실린더에 분사되며, 나머지 액체 연료는 다시 엔진으로 재순환되는 것이 바람직하다.
엔진이 가스터빈 등 기체 상태의 암모니아를 연료로서 공급받는 경우 과잉의 연료를 엔진으로 공급할 필요가 없으므로, 가압펌프와 엔진으로부터 과잉 연료를 다시 재순환시키기 위한 재순환 라인 등은 구비하지 않아도 된다.
<암모니아 연료 공급부(100)의 운전 방법>
가스터빈(GT)으로 기상의 암모니아를 공급하는 경우, 암모니아 저장탱크(110) 내에 마련된 암모니아 공급펌프(120)가 가동되어 암모니아가 버퍼탱크(130)로 이송된다.
버퍼탱크(130)의 암모니아 액위가 일정 수준 이상이 되면 암모니아 가압펌프(140)가 가동되어 암모니아를 가압하여 암모니아 기화기(150)로 이송한다.
암모니아 기화기(150)에서는 가스터빈에서 요구하는 온도로 암모니아를 가열하여 가스터빈(GT)으로 공급한다.
암모니아 기화기(150)의 후단에서 온도를 측정하여 가스터빈(GT)에서 요구하는 온도가 되지 않을 경우 버퍼탱크(130)로 순환시킨다. 암모니아 기화기(150) 후단 온도가 가스터빈(GT)에서 요구하는 공급온도 및 압력에 이르면 암모니아 주 공급밸브(160)가 열리고 가스터빈(GT)에 암모니아 가스가 공급된다.
버퍼탱크(130) 액위에 따라 운전되면서 버퍼탱크(130)의 액위가 일정수준 미만이면 가동되어 암모니아 저장탱크(110)의 암모니아를 버퍼탱크(130)로 이송하고, 일정 액위 이상이면 암모니아 공급펌프(120)는 운전을 자동으로 멈춘다.
버퍼탱크(130)로 이송된 암모니아는 액체 상태로 암모니아 가압펌프(140)에서 가압된 후 암모니아 기화기(150)를 거쳐 기체 상태의 암모니아가 가스터빈(GT)에 공급된다.
암모니아 기화기(150)에서는 가스터빈에서의 암모니아 응축 방지 및 연소를 위해 이슬점보다 약 15 내지 20℃ 높은 100℃ 내외의 온도로 암모니아를 가열하여 가스터빈으로 공급할 수 있다.
암모니아 저장탱크(110)에서 자연기화된 암모니아 가스는 암모니아 응축부(400)를 거쳐 액화시키고 암모니아 저장탱크(110)에 재저장함으로써 암모니아 저장탱크(110)의 압력을 조절할 수 있다.
가스터빈(GT)의 인클로저(EC) 내부에 구비되는 암모니아용 가스밸브 유닛 중 유량 조절 밸브(FVa)를 이용하여, 가스터빈(GT)에서 필요한 양 만큼의 기상 암모니아가 가스터빈(GT)의 연소실로 공급되며, 그에 상응하는 양 만큼 암모니아 가압펌프(140)에서 암모니아 기화기(150)로 암모니아를 공급한다. 이때 암모니아 가압펌프(140)의 제어는, 가스터빈(GT)으로 도입되는 암모니아의 유량 또는 압력에 따라 이루어질 수도 있다.
<암모니아 응축부 (ammonia condensing system)(400)>
도 5를 참고하면, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 응축부(400)는, 암모니아 저장탱크(110)에 저장된 액상의 암모니아가 자연기화하여 생성된 자연기화 암모니아(암모니아 증발가스)를 재액화시켜 다시 암모니아 저장탱크(110)로 회수하기 위한 수단으로서 구비될 수 있다.
암모니아 응축부(400)는, 암모니아 저장탱크(110)로부터 암모니아 증발가스 라인(BL)을 통해 배출된 암모니아 증발가스를 압축하는 암모니아 압축기(410)와, 암모니아 압축기(410)에 의해 압축된 증발가스를 응축시켜 재액화 암모니아를 생성하는 암모니아 응축기(420)를 포함할 수 있다.
암모니아 압축기(410)는 암모니아 증발가스를 16 내지 18 bar로 압축할 수 있다.
암모니아 압축기(410)에서 압축된 암모니아 증발가스는, 암모니아 압축기(410)의 하류에 구비되는 애프터 쿨러(도면부호 미부여)에서 약 50℃까지 냉각될 수 있다.
본 실시예의 암모니아 압축기(410)는 무급유식 3단 왕복동식 압축기일 수 있다. 또는 급유식 스크류형 압축기일 수도 있다.
암모니아 응축기(420)에서 암모니아 증발가스를 응축시키는 냉열원은 계내에서 제공되는 청수 또는 해수일 수 있다.
암모니아 응축기(420)에서 암모니아 증발가스는 약 40℃까지 냉각되면서 응축될 수 있다.
암모니아 응축기(420)에서 응축된 증발가스, 즉 액상 암모니아는 암모니아 재액화 라인(RL)을 따라 암모니아 저장탱크(110)로 회수될 수 있다.
한편, 암모니아 응축부(400)는, 암모니아 응축기(420)에서 냉열원과의 열교환에 의해 냉각된 암모니아 증발가스를 수용하는 리시버(430)를 더 포함할 수 있다.
암모니아 응축기(420)에서 냉열원과의 열교환에 의해 암모니아 증발가스의 전부가 응축되더라도 이송되는 과정에서 일부가 기화될 가능성이 있다. 또한, 암모니아 증발가스의 양이 많거나 냉열 에너지가 부족한 경우에는 암모니아 증발가스의 일부만 응축되고 응축되지 않은 미응축 암모니아 증발가스가 존재할 수 있다.
본 발명의 실시예들에 따르면, 암모니아 응축기(420)로부터 배출된 암모니아를 암모니아 저장탱크(110)로 공급하기 전에 리시버(430)에 수용함으로써, 리시버(430)로부터 액상의 암모니아만을 암모니아 저장탱크(110)로 공급할 수 있다.
리시버(430)에서 분리된 미응축 암모니아 증발가스, 즉 기상의 암모니아는 암모니아 압축기(410)로 재순환될 수 있고, 비상 시에는 벤트 마스트(vent mast)(VM2)로 보내 대기 중으로 방출시켜 처리할 수도 있다.
암모니아 저장탱크(110)에서 액상 암모니아가 자연기화하여 생성된 기상의 암모니아를 재액화시켜, 리시버(430)로부터 액상의 재액화 암모니아를 암모니아 저장탱크(110)로 회수함으로써, 암모니아 저장탱크(110)의 압력과 온도를 운전압력 및 운전온도 범위 내에서 유지시킬 수 있다.
리시버(430)의 내압은 리시버(430)의 하류에 구비되는 밸브(도면부호 미부여)에 의해 제어될 수 있다.
한편, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템이 후술하는 가스연료 공급부(700) 및 재액화부(800)를 더 포함하는 경우, 암모니아 응축부(400)는 LNG 저장탱크(600)로부터 가스연료 공급부(700) 또는 재액화부(800)로 이송되는 LNG 증발가스의 냉열을 회수하는 냉열 회수장치(440)를 더 포함할 수 있다.
암모니아 공급펌프(120)와 버퍼탱크(130)를 연결하는 암모니아 공급라인(FL)으로부터 분기되어 냉열 회수장치(440)로 연결되는 탱크 냉각라인(CL)을 더 포함하여, 암모니아 공급펌프(120)에 의해 버퍼탱크(130)로 공급되는 액상 암모니아 중 적어도 일부를 냉열 회수장치(440)로 공급할 수 있다.
예를 들어, 암모니아 저장탱크(110)의 온도가 너무 높은 경우, 암모니아 공급펌프(120)에 의해 배출된 액상 암모니아와 LNG 증발가스를 열교환시켜 액상 암모니아를 냉각시킨 후 다시 암모니아 저장탱크(110)로 회수함으로써 암모니아 저장탱크(110)의 온도를 낮출 수 있다.
탱크 냉각라인(CL)을 통해 암모니아 저장탱크(110)로 재공급되는 냉각된 암모니아는 과냉각 상태로 암모니아 저장탱크(110)의 상부에서 스프레이하여 공급될 수 있다.
또한, LNG 증발가스의 냉열이 후술하는 재액화 장치(830)에서 회수되지 않을 경우, LNG 증발가스를 냉열 회수장치(440)로 공급하여 냉열을 회수할 수도 있다.
<LNG 증발가스 냉열을 활용한 암모니아 저장탱크 냉각 및 가스연료 공급부로의 암모니아 누출 방지>
본 발명의 실시예들에 따른 선박에서는 전술한 바와 같이 암모니아 저장탱크(110)에 저장된 암모니아로부터 발생하는 암모니아 증발가스를, 암모니아 응축부(400)를 거쳐 재액화시켜 암모니아 저장탱크(110)로 회수함으로써 암모니아 저장탱크(110)의 내부 압력을 조절할 수 있다.
암모니아 저장탱크(110)의 냉각 및 내부 압력 조절에는 LNG 증발가스의 냉열을 이용한 냉열 회수장치(440)를 활용할 수 있다.
이를 위해 암모니아 저장탱크(110)에서 암모니아 연료 공급부(100)로 암모니아를 이송하기 위해 마련된 암모니아 공급펌프(120)를 이용하여, 암모니아 저장탱크로부터 이송된 암모니아를 LNG 증발가스 냉열로 냉각시킨 후 암모니아 저장탱크로 회수하는 탱크 냉각라인(CL)이 마련된다.
탱크 냉각라인(CL)에는 LNG 저장탱크에서 발생하는 LNG 증발가스와 열교환으로 암모니아를 냉각시키는 냉열 회수장치(440)가 마련된다.
암모니아 공급펌프(120)에서 펌핑된 암모니아는 냉열 회수장치(440)를 거쳐 LNG 증발가스와 열교환되면서 과냉(sub-cooling) 상태로 암모니아 저장탱크(110)로 회수될 수 있다.
LNG 저장탱크(600)에서 발생하는 LNG 증발가스는 가스연료 공급라인(GL)을 통해 냉열 회수장치(440)에서 냉열 회수 후 가스연료 공급부(700)로 이송되는데, 잉여 LNG 증발가스를 재액화하기 위해 재액화부(800)가 가동되고 있는 경우, 재액화 장치(830)를 거쳐 1차로 LNG 저장탱크(600)에서 발생한 LNG 증발가스 냉열 회수 후 냉열 회수장치(440)를 통과시켜 2차로 냉열을 회수하고 가스연료 공급부(700)로 이송할 수 있다.
냉열 회수장치(440)를 거친 과냉 상태의 암모니아는 암모니아 저장탱크(110) 상부로 분사될 수 있다. 이와 같이 과냉된 암모니아를 분사하여 암모니아 저장탱크 상부를 냉각함으로써, 탱크 상부 온도를 낮추어 암모니아 증발가스 발생을 줄이고 탱크 내부 압력을 조절할 수 있다. 암모니아 응축부(400)를 거쳐 재액화되어 암모니아 저장탱크로 회수되는 암모니아 또한 암모니아 저장탱크의 상부로 분사함으로써 탱크 상부 냉각에 이용할 수 있다.
이와 같이 냉열 회수장치(440) 및 탱크 냉각라인(CL)을 통한 암모니아 저장탱크의 온도 및 압력 조절을 통해 암모니아 응축부의 운전을 줄여 그에 따른 운전 동력 및 냉각용 해수 또는 청수 사용을 줄일 수 있다. 나아가 냉열 회수장치 및 탱크 냉각라인에 의해 암모니아 증발가스의 재액화없이도 암모니아 저장탱크의 압력 조절이 가능한 경우, 암모니아 응축부(400)를 설치하지 않고 CAPEX를 절감하는 방안도 고려할 수 있다.
한편, 암모니아 저장탱크(110)와 LNG 저장탱크(600)가 대기압 수준의 비슷한 운전압력으로 설정된 경우라도, 암모니아는 암모니아 저장탱크에서 암모니아 공급펌프(120)를 통해 펌핑되어 이송되고, LNG 증발가스는 LNG 저장탱크에서 자연발생하여 배출되므로, 냉열 회수장치(440) 통과 시 암모니아 흐름이 LNG 증발가스 흐름보다 상대적으로 운전압력이 높다. 따라서 열교환기 형태의 냉열 회수장치에서 파공, 손상 등이 발생하면 LNG 증발가스 흐름쪽으로 암모니아가 누설될 수 있다. 누설된 암모니아가 가스연료 공급라인(GL)을 통해 가스연료 공급부(700)로 유입되면 배관 및 장치 손상, 고장 등으로 이어질 수 있다.
이를 방지하기 위해 암모니아 누설을 감지하면서 누설 감지 시 암모니아를 배출하여 적절히 배출할 수 있는 장치를 구성할 수 있다.
도 6에는 냉열 회수장치에서의 암모니아 누설을 감지하여 배출할 수 있는 장치를 추가 구성한 변형예에 따른 암모니아 냉각 시스템을 도시하였다.
도 6에 도시된 바와 같이, 본 실시예에 따른 암모니아 냉각 시스템은 가스연료 공급라인(GL)에 마련되어 냉열 회수장치를 통과한 LNG 증발가스를 수용하는 가스리시버(450), 가스리시버 내부의 암모니아 유무를 감지하는 암모니아감지부(470)를 포함한다.
가스연료 공급라인(GL)에서 가스리시버의 전단에는 역류방지밸브(non-return valve)(490)가, 가스연료 공급라인에서 가스리시버의 후단에는 비상정지밸브(ESD valve)(460)가 각 마련된다.
또한, 암모니아감지부(470)에서 암모니아가 감지되면 가스리시버(450)로부터 암모니아를 배출하는 암모니아배출라인(DL)이 마련되고, 암모니아배출라인에는 암모니아배출밸브(480)가 마련된다.
가스연료 공급라인(GL)을 통해 냉열 회수장치(440) 및 가스리시버(450)를 거친 LNG 증발가스는 가스연료 공급부(700)로 이송되어 가스터빈 등의 연료로 공급된다.
가스리시버(450)에서 암모니아가 감지되면 암모니아감지부(470)에 의해 즉시 비상정지밸브(460)가 닫힘(Close)으로 제어되어, 가스리시버로부터 가스연료 공급부(700)로 암모니아가 유입되는 것을 방지한다. 암모니아감지부(470)에서는 암모니아배출밸브(480)를 열어(Open) 냉열 회수장치(440)부터 가스리시버(450)까지 가스연료 공급라인(GL) 내의 잔여 암모니아를 암모니아배출라인(DL)을 통해 배출한다.
암모니아배출라인을 통해 배출된 암모니아는 암모니아를 포함한 퍼징(purging)가스의 암모니아 농도를 조절하기 위해 선내에 마련되는 암모니아 처리부(500)로 이송되어 처리될 수 있다.
이상에서 살펴본 바와 같이 본 실시예를 통해, LNG 증발가스 냉열을 활용하여 암모니아 저장탱크를 냉각함으로써 암모니아 저장탱크의 내부 압력을 조절할 수 있어, 암모니아 응축부의 운전에 필요한 동력 사용을 줄일 수 있다. 나아가, 냉열 회수장치에서 파공, 손상 등이 발생하더라도 운전압력 차이로 LNG 증발가스에 암모니아가 유입되어 배관 및 장치 손상, 고장 등으로 이어질 위험을 낮출 수 있다.
< 퍼징방법 >
본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템의 유지보수를 실시할 때나, 가스터빈(GT)이 암모니아를 연료로 사용하는 모드로 운전하는 중에 문제가 발생하거나 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 운전을 전환해야하는 등 암모니아를 운용하는 운전 모드가 중단되면, 운전을 다시 시작하기 전에, 암모니아가 유동하는 배관이나 장비를 퍼징(purging)해야 한다.
퍼징을 실시하기 위한 목적으로, 퍼징이 필요한 장비의 상류 또는 하류에 퍼징용 유체를 공급하기 위한 퍼징 공급부와, 배관이나 장비에 잔류하고 있던 암모니아를 퍼징하면서 배출되는 퍼징가스를 배출하기 위한 퍼징 배출부가 구비된다.
본 발명의 실시예들을 설명하는데 있어서는, 퍼징용 유체로서 질소가 사용되는 것을 예로 들어 설명하나, 질소 대신 다른 불활성 가스 또는 상술한 공기 압축기에서 압축된 압축공기를 이용하더라도 동일하게 적용될 수 있을 것이다.
퍼징 공급부에는, 특정상황, 즉 퍼징을 실시해야하는 상황에서 각 라인에 퍼징용 유체를 공급하기 위한 퍼징 밸브(미도시)가 구비될 수 있다.
퍼징을 실시하고자 할 때에는, 시스템의 운전을 중단하고 밸브를 폐쇄하여 각 퍼징 지점을 격리시킨 후, 퍼징이 필요한 지점의 퍼징 공급부로 질소 또는 가스터빈(GT)의 공기 압축기에서 압축된 압축공기를 공급하고, 퍼징 공급부로 공급된 질소 또는 압축공기가 배관 및 장비들을 유동하면서 잔류하고 있던 암모니아와 함께 퍼징가스를 생성하여 퍼징 배출부를 통해 배출될 수 있다.
특히, 가스터빈(GT)의 연료전환 시 퍼징용 밸브의 후단에서부터 가스터빈의까지 연결되는 라인은 퍼징되어야 한다.
퍼징을 실시할 때에는, 퍼징이 필요한 라인의 퍼징밸브가 열리고, 퍼징용 밸브 후단에 압축공기를 공급하게 되고, 압축공기를 이용하여 남아있는 가스를 연소실로 불어내어 함께 연소시킨다.
퍼징용 밸브의 후단부터 가스터빈(GT)까지의 퍼징된 연료가 포함된 퍼징가스를, 가스터빈(GT)의 연료로 함께 사용할 수 있어 연료 절감 효과를 볼 수 있다
일반적으로 천연가스를 퍼징할 때에는 천연가스가 대기 중으로 그대로 배출되어 지구온난화 영향이 CO2의 28배의 영향이 있다고 알려져 있고(ICCT report, 100year without Climate Carbon FeedBack), 천연가스를 연소시켜 내보내면 CO2의 2.75배(MEPC.308(73), Conversion factor between fuel consumption and CO2 emission)의 영향이 있다.
따라서 천연가스를 그대로 배출하는 것이 연소시켜 내보내는 것보다 환경에 대한 영향이 약 10배 이상이 큰 것으로 나타나 있으나, 본 발명의 실시예들에 따르면, 퍼징되어 나가는 가스도 연소하여 내보냄으로써 환경에 대한 영향을 감소시킬 수 있다.
암모니아 공급라인(FL)의 경우 퍼징가스는 암모니아 처리부(500)를 이용해 암모니아의 농도를 일정 수준 이하의 농도로 낮추어 배출되어야 하나, 본 발명의 실시예들에 따르면, 퍼징가스를 가스터빈(GT)에서 연소시켜 처리할 수 있으므로, 암모니아 처리부(500) 거치지 않아도 되어 암모니아 처리부(500)의 용량을 줄일 수 있고 운전비용도 줄일 수 있다.
또한, 압축공기를 이용하여 퍼징하면, N2로 퍼징시에 소모되는 N2량을 줄일 수 있기 때문에 N2생성에 필요한 운전비용을 줄일 수 있다. 압축공기를 이용한 퍼징용 밸브의 후단부터 가스터빈(GT)까지의 퍼징방법은 후술한다.
여기서, 암모니아와 함께 배출되는 질소 또는 압축공기와 암모니아의 혼합기체를 퍼징가스라 하기로 한다.
첨부된 도면들에는 퍼징 공급부로 공급되는 질소를 N2로 표시하고 퍼징 배출부로 배출되는 퍼징가스를 각각 원 문자 ①, ②, ③, ④, ⑤, ⑥, ⑦, ⑧ 및 ⑨로 표시하였다.
퍼징을 실시할 때에는, 암모니아 연료 공급부(100)의 각 지점, 예를 들어 암모니아 가압펌프(140)의 상류에 질소를 공급하여 하류측으로 배출시키고, 암모니아 기화기(150)의 상류에 질소를 공급하여 하류측으로 배출시킬 수 있다.
뿐만 아니라, 퍼징은 암모니아 응축부(400)에 대해서도 실시할 수 있다. 이때, 암모니아 응축부(400)의 각 지점, 예를 들어 암모니아 압축기(410)의 상류에 질소를 공급하여 암모니아 응축기(420)의 하류 및 리시버(430)의 하류 즉, 리시버(430)로부터 기상이 배출되는 라인으로 배출시킬 수 있다.
본 발명의 실시예들을 설명하는데 있어서, 퍼징가스는, 암모니아 가압펌프(140), 암모니아 가압펌프(140)의 상류 및 하류에 연결되는 암모니아 공급라인(FL)을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(①, ②)와, 암모니아 기화기(150), 암모니아 기화기(150)의 상류 및 하류에 연결되는 암모니아 공급라인(FL)을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(③) 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
또한, 퍼징가스는, 냉열 회수장치(440), 냉열 회수장치(440)의 상류 및 하류에 연결되는 탱크 냉각라인(CL)을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(④)와, 리시버(430)를 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(⑤)와, 암모니아 응축기(420) 및 암모니아 압축기(410)의 상류에서부터 암모니아 응축기(420)의 하류까지의 암모니아 증발가스 라인(BL)을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(⑥) 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
또한, 퍼징가스는, 암모니아 퍼징용 밸브(AG)의 이중차단 밸브 사이를 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(⑦)와, 암모니아 퍼징용 밸브(AG)의 상류에서부터 암모니아 주 공급밸브(160) 하류까지의 이중구조 배관을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(⑧)와, 가스터빈(GT) 내부 또는 인클로저(EC) 내부를 퍼징 또는 환기시키면서 생성된 퍼징가스(⑨) 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
상술한 퍼징가스, 퍼징 공급부 및 퍼징 배출부들이 각 도면들에 표시되어 있는지 여부가 본 발명의 실시예들을 적용하는데 있어서 각 퍼징가스, 퍼징 공급부 및 퍼징 배출부들을 필수구성으로 포함하거나 배제하는 것을 의미하는 것은 아니며, 도면의 가시성을 위해 적절히 생략되거나 표시될 수 있을 것이다.
<가스터빈의 압축공기를 이용한 퍼징방법 >
전술한 바와 같이 연료 전환, 유지 보수 등의 경우, 도 21에 도시된 바와 같이 가스터빈으로 연결된 가스연료 공급라인(GL) 및 암모니아 공급라인(FL) 중 연료가 공급되던 해당 배관의 가스를 배출하는 퍼징(Purging)이 필요하다.
천연가스의 경우 직접 배출에 대한 규제가 없으나, 암모니아 가스의 경우 일정 농도이상의 암모니아 가스를 배출하지 못하도록 규정하고 있으므로 암모니아 운전의 경우, 가스터빈 운전 정지 전 천연가스 연료 모드로 전환하여 천연가스로 일정시간 가스터빈 운전 후 정지시킨다.
가스터빈에서 연소용 공기(combustion air)를 압축하여 압축공기를 생성하는 공기 압축기는 가스터빈 운전 정지 후에도 관성에 의해 일정시간 회전하면서 압축공기가 생성되는데, 이러한 압축공기를 이용하여 특히 연료 전환 또는 운전 정지 전의 연료가 공급되던 배관의 퍼징용 밸브 후단에서 가스터빈까지의 라인을 효과적으로 퍼징할 수 있다. 각 배관의 퍼징용 밸브 전단까지는 전술한 바와 같이 질소를 배관으로 공급하여 퍼징한다.
도 22에 도시된 바와 같이 압축공기를 공급하여 해당 배관의 이중차단 밸브(AGf 또는 AGa) 후단에서 가스터빈 사이에 잔류하는 연료를 연소실(GTC)로 이송하기 위해, 공기 압축기(GTP)로부터 가스연료 공급라인(GL)에 마련된 가스연료 퍼징용 밸브(AGf) 후단으로 제1 압축공기 퍼징라인(PGLf)이, 공기 압축기(GTP)로부터 암모니아 공급라인(FL)에 마련된 암모니아 퍼징용 밸브(AGa) 후단으로 제2 압축공기 퍼징라인(PGLa)이 각 연결된다. 제1 압축공기 퍼징라인에는 제1 압축공기 퍼징밸브(PGVf)가, 제2 압축공기 퍼징라인에는 제2 압축공기 퍼징밸브(PGVa)가 마련된다.
가스터빈의 연료 전환 시, 전환 전 연료가 공급되던 배관의 이중차단 밸브를 닫고, 제1 및 제2 압축공기 퍼징라인 중 해당 배관으로 연결되는 라인에 마련된 압축공기 퍼징밸브를 열어 압축공기를 전환 전 연료가 공급되던 배관으로 공급하여, 해당 배관의 이중차단 밸브 후단에서 가스터빈 사이에 잔류하는 연료를 연소실(GTC)로 이송하고 연소시킨 후 배기가스로 배출한다.
특히, 직접 배출에 대한 규제가 있는 암모니아 연료 모드에서 천연가스 연료 모드로 전환할 때나, 암모니아 연료 모드로 운전 중 가스터빈을 정지하기 위해 일정시간 천연가스 연료 모드로 전환한 때, 이와 같은 방법으로 암모니아 공급라인을 퍼징하고, 배관에 잔류하던 암모니아 연료를 가스터빈 내에서 같이 연소시킴으로써 배기가스로 배출할 수 있다. 또한, 배관에 잔류한 천연가스 역시 가스터빈의 연소실에서 연소시킴으로써 가스터빈에서 연료로 처리할 수 있다. 이와 같이 본 실시예에 따르면, 퍼징 시에 버려지는 연료 가스를 가스터빈에서 연소시켜 활용함으로써, 연료 사용량을 줄이고, 독성 가스를 효과적으로 처리하여 환경에 대한 영향을 줄이고 배출규제 기준을 충족할 수 있다.
<암모니아 처리부(ammonia catching system)(500)>
도 7을 참고하면, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 처리부(500)는, 가스터빈(GT)이 암모니아를 연료로 사용하는 모드 또는 혼합가스를 연료로 사용하는 모드로 운전되다가 운전이 중단되었을 때, 암모니아 연료 공급부(100)와 암모니아 응축부(400) 중 어느 하나 이상에 잔류하고 있는 암모니아를 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(① ~ ⑨) 중의 암모니아 농도를 조절하기 위한 수단으로서 구비될 수 있다.
선급규정에 의해 비상상황에서 배출하는 암모니아를 제외하고는, 대기 중으로 방출되는 암모니아의 농도를 제한하고 있다. 제한된 농도를 준수하기 위하여, 암모니아 처리부(500)를 구비할 수 있다.
암모니아 연료 공급부(100)와 암모니아 응축부(400) 중 어느 하나 이상을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스는 퍼징을 위해 공급한 질소와 암모니아의 혼합물로서, 암모니아 처리부(500)를 거쳐 암모니아 농도가 조절된 후, 벤트 마스트(VM2)를 통해 대기 중으로 방출될 수 있다.
암모니아 처리부(500)는 가스터빈(GT)이 암모니아를 연료로 사용하는 모드 또는 혼합가스를 연료로 사용하는 모드로 운전되다가 트립되거나, 운전이 정지되거나, 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 전환할 때 작동할 수 있다.
선급에서 규정하는 비상상황에서 비상용 벤트 마스트(VM1)를 통해 대기 중으로 방출되는 가스를 제외하고, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템으로부터 배출되는 암모니아를 함유하는 모든 기체는, 암모니아 처리부(500)를 통해 암모니아 농도가 조절된 후 운전용 벤트 마스트(VM2)를 통해 대기 중으로 배출될 수 있다.
암모니아 처리부(500)는, 퍼징을 실시하면서 생성된 퍼징가스(① ~ ⑨)를 기액분리하기 위한 분리기(510)와, 분리기(510)에서 분리된 기체 성분 중의 암모니아를 분리하기 위한 흡수기(520)를 포함할 수 있다.
분리기(510)에서 분리된 액체 성분은 가스터빈(GT), 암모니아 연료 공급부(100) 또는 암모니아 응축부(400)로부터 이송된 액상 암모니아 또는 질소와 함께 이송되는 과정에서 응축된 액상 암모니아이다.
분리기(510)에서 분리된 액상 암모니아는 암모니아 저장탱크(110)로 회수하여 다시 연료로 사용할 수 있다.
또한, 분리기(510)에서 분리된 기체 성분은 퍼징을 위해 공급한 질소와 기상 암모니아의 혼합기체일 수 있다.
분리기(510)에서 분리된 기체 성분은 흡수기(520)로 공급하며, 흡수기(520)에서 혼합기체 중의 암모니아를 포집하고, 암모니아를 포집되고 남은 나머지 기체, 즉 질소 풍부 가스는 배기가스 배출규제를 만족하며 벤트 마스트(VM2)를 통해 대기 중으로 방출될 수 있다.
흡수기(520)에는, 혼합기체 중의 암모니아를 포집하기 위한 용제로서 물을 공급하는 물(make-up water) 보충부(미도시)가 구비될 수 있다.
여기서 흡수기(520)에 공급하기 위한 흡수용 물을 저장하는 물 탱크(미도시)를 더 구비하고, 물 탱크로부터 흡수기(520)에 흡수용 물을 공급할 수 있다.
본 발명의 실시예들을 설명하는데 있어서 흡수용 물은 해수 또는 청수(technical water)일 수 있다.
흡수기(520)로 공급된 혼합기체는, 흡수기(520)로 공급된 물과 물질교환하여, 혼합기체 중의 기상 암모니아가 물에 용해된다.
암모니아가 용해된 물은 흡수기(520)의 하부로 배출될 수 있다.
흡수기(520)에서 물과 물질교환하면서 암모니아가 제거된 나머지 잔류 기체 성분은 질소 또는 소량의 암모니아가 포함된 질소 풍부 가스로서 흡수기(520)의 상부를 통해 벤트 마스트(VM2)로 이송될 수 있다.
흡수기(520)의 하부로 배출된 암모니아가 용해된 물은 드레인 탱크(530)에 수용된다. 물 순환펌프(도면부호 미부여)를 이용하여 드레인 탱크(530)에 수용된 물을 다시 흡수기(520)로 순환시킴으로써 흡수기(520)의 하부에서 암모니아가 순환된 물에 더 흡수되어 암모니아가 배출되지 않을 수 있도록 한다.
또한, 이 과정에서 물이 손실되거나, 물 보충부를 통해 흡수기(520)에 암모니아를 용해시키기 위한 물을 보충공급해줄 수 있다.
또한, 드레인 탱크(530)의 산도를 측정하는 산도 측정기(미도시)를 더 구비하여, 측정한 산도가 설정값에 미치지 못하면, 즉, pH가 설정된 기준보다 높아지면 물 보충부를 통해 흡수기(520)에 물을 보충공급하여 드레인 탱크(530)로부터 흡수기(520)로 재순환되는 물의 산도를 유지할 수 있다.
또한, 드레인 탱크(530)에서 암모니아가 용해된 물이 축적되면서 고농도 암모니아 용해수가 생성되면, 고농도 암모니아 용해수는 별도의 암모니아 빌지탱크(540)로 이송되거나, 그대로 해상에 배출될 수도 있다.
종래에는 엔진으로부터 과잉 암모니아 또는 슬립된 암모니아가 배출될 수밖에 없어 이를 회수하기 위한 회수라인이나 회수장비를 포함할 수밖에 없었다. 종래의 암모니아 연료 공급 시스템과 비교하면, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템은 과잉 또는 슬립 암모니아가 존재하지 않으므로, 암모니아 처리부(500)로 유입되는 퍼징가스에 포함된 암모니아의 양이 상대적으로 적다.
따라서, 본 발명의 실시예들에 따르면 별도의 화학용제를 사용하지 않고 순수 물 만으로도 퍼징가스 중의 암모니아를 용해시켜 대기 중으로 배출되는 퍼징가스 중의 암모니아 농도를 낮출 수 있다.
도 8을 참고하면, 암모니아 처리부(500)는, 흡수기(520)로 공급할 보충수를 냉각시키기 위한 보충수 냉각장치를 더 포함할 수 있다.
암모니아는 물과 수소 결합에 의해 상호작용하여 상온에서 용해성이 높다. 수소 결합은 약한 정전기 상호작용의 일종이므로, 물의 온도가 증가하면 물 분자의 활동성이 상승하여, 암모니아 분자와 물 분자 사이의 결합이 어려워지고 수소 결합은 더 약해지게 된다.
따라서, 물의 온도가 높아질수록 암모니아의 용해도는 감소하고, 물의 온도가 낮아질수록 암모니아의 용해도는 증가한다. 물의 온도가 약 36℃에서 5℃로 낮아지면, 암모니아의 용해도는 2배 이상 증가한다.
보충수 냉각장치는 물의 암모니아 용해도를 증가시키기 위한 수단으로서, 보충수 냉각장치를 이용하여, 흡수기(520)로 공급되는 물의 온도를 낮게 유지할 수 있다.
보충수 냉각장치는, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템이 선박에 구비되는 경우에 적용될 수 있다.
일반적으로 선박에는 선원들의 업무 및 휴게공간인 선실구역(Q)이 마련되며, 선실구역(Q)에는 선실구역(Q) 내 온도를 조절해주기 위한 공기조화유닛(QC)이 구비된다. 공기조화유닛(QC)은 물이 냉매 사이클을 순환하면서 냉매의 냉열을 선실구역(Q) 내로 전달해주는 장비인데, 물이 냉매 사이클을 순환하는 과정에서 응축되어 저온의 청정 드레인 워터가 생성된다. 일반적으로 공기조화유닛(QC)에서 생성된 청정 드레인 워터의 온도는 여름에 냉방을 실시하는 것을 기준으로 약 6 내지 13℃이다.
보충수 냉각장치는, 청정 드레인 워터를 저장하는 청정 드레인 워터 탱크(550)와, 청정 드레인 워터 탱크(550)에 저장된 물을 흡수기(520)로 공급하는 청정 드레인 펌프(570)를 포함할 수 있다.
청정 드레인 워터 탱크(550)는 상술한 물 탱크일 수 있다.
청정 드레인 워터의 온도는 6 내지 13℃이므로, 약 36℃의 청수를 흡수기(520)에 공급하는 경우에 비해 암모니아의 용해도를 증가시킬 수 있다.
본 실시예에서는 청정 드레인 워터 탱크(550)에 공기조화유닛(QC)에서 실내 공기를 냉각시키면서 생성된 저온의 응축수가 저장되는 것을 예로 들어 설명하나, 이에 한정하는 것은 아니고, 냉각수 등 선박에서 생성되는 저온의 유체, 또는 저온의 물이라면 무엇이든 적용될 수 있다. 여기서 저온이라 함은 36℃ 미만, 또는 6 내지 13℃, 또는 1 내지 20℃일 수 있다.
또한, 보충수 냉각장치는, 청정 드레인 탱크(550)의 온도를 측정하는 드레인 온도 측정부(551)와, 청정 드레인 탱크(550)를 냉각시키는 칠러(560)를 더 포함할 수 있다.
드레인 온도 측정부(551)에 의해 측정된 청정 드레인 탱크(550)의 온도가 설정값보다 높아지면, 칠러(560)를 가동시켜 청정 드레인 탱크(550)를 설정값 이하로 냉각시킬 수 있다.
본 실시예에서 청정 드레인 탱크(550)의 온도 설정값은 5 내지 10℃일 수 있다.
여름에는 공기조화유닛(QC)이 냉방모드로 운전되므로 청정 드레인 워터의 온도가 충분히 낮지만, 봄, 가을 및 겨울에 생성되는 청정 드레인 워터의 온도는 여름에 생성되는 청정 드레인 워터의 온도보다 낮다. 본 실시예의 칠러(560)는 주로 봄, 가을 및 겨울에 가동될 수 있다.
한편, 도 9를 참고하면, 청정 드레인 탱크(550)는 밸러스트 탱크(BT) 내에 구비될 수 있다. 밸러스트 탱크(BT)는 밸러스트 탱크(BT)에 저장된 해수의 수위를 조절하여 선체의 균형을 유지할 수 있도록 구비되는 것으로서, 밸러스트 탱크(BT)에 저장되는 해수의 온도는 약 0℃ 내지 32℃이다.
따라서, 청정 드레인 탱크(550)를 밸러스트 탱크(BT) 내에 설치함으로써, 청정 드레인 탱크(550)의 항온성을 높일 수 있다.
한편, 다른 실시예로서, 도 10을 참고하면, 본 발명의 다른 실시예에 따른 암모니아 처리부(500)는, 암모니아 처리부(500)로 이송되는 퍼징가스(① ~ ⑨)를 암모니아 응축부(400)로 보내는 퍼징가스 응축라인(PL)을 더 포함할 수 있다.
퍼징가스 응축라인(PL)이 개방되면, 퍼징가스(① ~ ⑨) 중 적어도 일부는, 흡수기(520)로 유입되기 전에 퍼징가스 응축라인(PL)을 통해 암모니아 압축기(410)의 상류로 이송될 수 있다.
본 실시예에서 퍼징가스 응축라인(PL)을 통해 암모니아 응축부(400)로 공급될 수 있는 퍼징가스는, 상술한 퍼징가스 ①, ②, ③, ⑤, ⑦ 및 ⑧ 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
본 실시예에서 언급한 퍼징가스(① ~ ③, ⑤, ⑦, ⑧)들은 모두 암모니아 가압펌프(140)의 하류이거나 암모니아 압축기(410)의 하류에서부터 생성된 것들이다. 즉, 이들 퍼징가스(① ~ ③, ⑤, ⑦, ⑧)에는 가스터빈(GT)에서 요구하는 연료의 압력, 즉 약 34 내지 37 barg로 압축되어 있는 상태의 암모니아가 포함되어 있다.
본 실시예에서 언급한 퍼징가스(① ~ ③, ⑤, ⑦, ⑧)들을 퍼징가스 응축라인(PL)과, 암모니아 압축기(410)를 우회하여 암모니아 응축기(420)로 공급되도록 연결되는 압축 분기라인(PL1)을 통해 암모니아 응축기(420)로 공급되면, 암모니아 응축기(420)에서 열교환에 의해 퍼징가스 중의 암모니아 성분들이 응축될 수 있다.
압축된 암모니아가 퍼징되면서 압력이 낮아져 있는 상태인 경우, 퍼징가스(① ~ ③, ⑤, ⑦, ⑧)들을 퍼징가스 응축라인(PL)을 통해 암모니아 압축기(410)로 공급하여 압축한 후 암모니아 응축기(420)로 보낼 수도 있을 것이다.
암모니아 압축기(410)에서 퍼징가스는 약 18 bar까지 압축될 수 있다.
암모니아 응축기(420)에서 열교환 후 암모니아 성분들이 응축된 퍼징가스는 암모니아 증발가스 라인(BL)을 통해 리시버(430)로 유입된다.
리시버(430)에서는 암모니아 성분들이 응축된 퍼징가스가 기액분리되어 액상의 암모니아를 암모니아 저장탱크(110)로 회수할 수 있고, 응축되지 않은 나머지 퍼징가스, 즉 퍼징을 위해 공급한 질소나 압축공기 등 퍼징용 가스는 다시 암모니아 처리부(500)로 재순환되거나 벤트 마스트(VM2)를 통해 대기 중으로 방출될 수 있다.
본 실시예에 따르면, 퍼징가스 중의 암모니아를 최대한 많이 회수하여 재사용할 수 있는 효과가 있다.
다만, 본 실시예에서 암모니아 압축기(410), 암모니아 응축기(420) 및 암모니아 압축기(410)의 상류에서부터 암모니아 응축기(420)의 하류까지의 암모니아 증발가스 라인(BL)을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스(⑥)는 퍼징가스 응축라인(PL)이 퍼징가스가 흡수기(520)로 공급되는 배관으로부터 분기되는 지점보다 하류로 공급되어 퍼징가스 응축라인(PL)으로는 유입되지 않도록 할 수 있다.
즉, 퍼징가스 ⑥은, 암모니아 응축부(400)로는 공급되지 않고 곧바로 분리기(510)로 공급될 수 있다.
또한, 또 다른 실시예로서 도 11을 참고하면, 본 발명의 또 다른 실시예에 따른 암모니아 처리부(500)는, 흡수기(520)에 화학반응을 통해 암모니아를 제거할 수 있는 용제를 상기 스크러버에 주입하는 용제 주입 장치(521)를 더 포함할 수도 있다.
흡수기(520)로부터 배출되는 기체의 암모니아 농도가, 일정 시간 동안, 미리 설정된 기준값 이하로 감소되지 않는 경우, 용제 주입 장치(521)를 이용하여 암모니아를 흡수할 수 있는 용제를 흡수기(520)에 주입할 수 있다.
본 실시예는 암모니아를 흡수하기 위해 흡수기(520)에 물을 주입하는 상기 실시예에 비해 고농도의 암모니아를 포함하는 퍼징가스를 처리해야 하는 경우에 적용될 수 있다.
본 실시예에서 퍼징가스는, 상술한 퍼징가스 ① 내지 ⑨ 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
용제 주입 장치(521)는, 물을 이용하여 흡수기(520)에서 암모니아를 용해시키더라도, 흡수기(520)로부터 배출되는 기체의 암모니아 농도가 일정 시간 동안 기준값 이하로 내려가지 않는 경우 작동될 수 있다.
용제 주입 장치(521)는, 흡수기(520)에 용제를 주입하여 암모니아와 화학반응시킴으로써, 흡수기(520)로부터 배출되는 기체의 암모니아 농도를 빠르게 조절하기 위한 수단으로 사용될 수 있다.
본 실시예에 따르면, 가스터빈(GT)의 인클로저(EC) 내에서 암모니아가 누출되는 등 퍼징가스 중의 암모니아 농도가 높은 경우에 유용하게 사용될 수 있다.
<폐열 회수부 ( sCO2 power system)(200)>
도 7을 참고하면, 폐열 회수부(200)는, 초임계 이산화탄소(sCO2)를 작동유체로 사용하는 폐루프 사이클로서, 가스터빈(GT)의 배기가스(연소가스)로부터 폐열을 회수하여 이산화탄소를 가열함으로써 초임계 이산화탄소를 생성하고, 초임계 이산화탄소를 팽창시켜 팽창일로 전력을 생성함으로써, 가스터빈(GT)에 의해 생성되는 전력 외의 추가 전력을 생성할 수 있다.
종래에 증기를 작동유체로 사용하여 터빈을 구동시킴으로써 전력을 생성하는 증기 발전기에 비해, 초임계 이산화탄소를 작동유체로 사용하면 증기에 비해 마찰 손실이 줄어들어 발전 효율을 높일 수 있다. 또한, 증기에 비해 밀도가 높아 동일 질량 대비 사용되는 유체의 부피를 감소시킬 수 있다.
폐열 회수부(200)는, 가스터빈(GT)으로부터 배기가스를 배출시키는 배기가스 라인(EL)과, 배기가스 라인(EL)을 통해 배출된 배기가스의 폐열을 회수하여 초임계 이산화탄소를 생성하는 폐열 회수장치(main heater)(220)와, 폐열 회수장치(220)에서 생성된 초임계 이산화탄소를 작동유체로 사용하여 터빈을 구동시킴으로써 전력을 생성하는 초임계 터빈(sCO2 turbine)(230)과, 초임계 터빈(230)에서 팽창된 이산화탄소를 다시 초임계 이산화탄소로 생성하기 위해 압축하는 초임계 압축기(sCO2 compressor)(260) 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
폐열 회수장치(220), 초임계 터빈(230) 및 초임계 압축기(260)를 연결하여 폐쇄사이클을 형성하는 초임계 라인(SL)을 더 포함할 수 있다.
초임계 라인(SL)을 순환하는 매체는 이산화탄소일 수 있다. 이산화탄소는 임계 온도 31℃, 임계 압력 73.8 bar이다. 상압 및 상온(1bar, 20℃)에서 공기와 이산화탄소의 밀도는 각각 1.29kg/m3, 1.97kg/m3으로 압축공기 대비 밀도가 높은 특징이 있다. 밀도가 높은 초임계 이산화탄소를 매개체로 하여 배기가스의 폐열을 회수함으로써 가스터빈(GT)의 효율을 개선할 수 있다.
이산화탄소는 초임계 라인(SL)을 따라 폐열 회수장치(220), 초임계 터빈(230) 및 초임계 압축기(260)를 거쳐 다시 폐열 회수장치(220)로 순환되는 과정을 반복할 수 있다.
초임계 압축기(260)에서는, 이산화탄소를 임계압력인 73.8 bar 이상으로 압축할 수 있다. 초임계 압축기(260)에서 압축된 압축 이산화탄소는 온도 및 압력이 높아진다.
폐열 회수장치(220)에서는, 배기가스 라인(EL)을 통해 가스터빈(GT)으로부터 배출된 배기가스의 폐열을 회수하여 초임계 압축기(260)에서 압축된 이산화탄소를 가열함으로써, 초임계 이산화탄소가 생성된다.
초임계 압축기(260) 및 폐열 회수장치(220)를 거친 이산화탄소는 압력 및 온도 조건이 이산화탄소의 초임계 조건을 충족하며, 초임계 압축기(260) 및 폐열 회수장치(220)를 거쳐 생성된 초임계 이산화탄소는 초임계 터빈(230)으로 공급될 수 있다.
초임계 이산화탄소가 초임계 터빈(230)에 의해 팽창되면서 생성된 일을 전력으로 전환하여 전력을 생성할 수 있으며, 초임계 터빈(230)에 의해 생성된 전력은 계내 전력 수요처로 공급될 수 있다.
또한, 본 발명의 실시예들에 따른 폐열 회수부(200)는, 초임계 라인(SL) 상에 구비되며, 폐열 회수장치(220)에서 폐열이 회수된 배기가스의 잔열을 더 회수하기 위한 예열기(preheater)(210)와, 초임계 터빈(230)을 구동시킨 후 배출되는 이산화탄소의 잔열을 회수하기 위한 복열기(recuperator)(240)와, 초임계 압축기(260)로 도입되는 이산화탄소의 온도를 일정하게 유지시키기 위한 예냉기(precooler)(250) 중 어느 하나 이상을 더 포함할 수 있다.
본 발명의 실시예들을 설명하는데 있어서, 예열기(210)와, 복열기(240)와, 예냉기(250)를 모두 포함하는 경우를 기준으로 설명하기로 한다. 필요에 따라서는 예열기(210), 복열기(240) 및 예냉기(250) 중 어느 하나만을 이용하여 이산화탄소의 잔열을 회수할 수도 있을 것이다.
예열기(210)에서는 폐열 회수장치(220)에서 폐열이 회수된 배기가스의 잔열을 더 회수하여, 초임계 압축기(260)로부터 폐열 회수장치(220)로 공급되는 압축 이산화탄소를 가열할 수 있다.
예열기(210)에서 열교환 후 냉각된 배기가스는 대기 중으로 방출될 수 있으며, 가열된 압축 이산화탄소는 폐열 회수장치(220)로 유입될 수 있다.
복열기(240)에서는 초임계 터빈(230)을 구동시키면서 팽창된 상태로 배출되어 초임계 압축기(260)로 공급되는 팽창 이산화탄소와, 초임계 압축기(260)로부터 폐열 회수장치(220)로 공급되는 압축 이산화탄소를 열교환시켜, 팽창 이산화탄소의 잔열로 압축 이산화탄소를 가열할 수 있다.
복열기(240)에서 이산화탄소의 잔열로 가열된 이산화탄소의 온도는 약 110℃일 수 있다.
복열기(240)에서 열교환 후 냉각된 팽창 이산화탄소는 초임계 압축기(260)로 도입될 수 있으며, 가열된 압축 이산화탄소는 폐열 회수장치(220)로 도입될 수 있다.
예열기(210)와 복열기(240) 중 어느 하나는 초임계 라인(SL) 상에 구비되고, 다른 하나는 초임계 압축기(260)와 폐열 회수장치(220)를 연결하는 초임계 라인(SL)으로부터 분기되는 초임계 분기라인(SL1) 상에 구비될 수 있다.
즉, 초임계 압축기(260)에서 압축된 압축 이산화탄소는 폐열 회수장치(220)로 도입되기 전에 예열기(210)와 복열기(240) 중 어느 하나 이상에서 예열될 수 있다.
도 12에는 복열기(240)가 초임계 라인(SL) 상에 구비되고, 예열기(210)는 초임계 압축기(260)와 복열기(240)를 연결하는 초임계 라인(SL)으로부터 분기되어 복열기(240)와 폐열 회수장치(220)를 연결하는 초임계 라인(SL)으로 합류하는 초임계 분기라인(SL1) 상에 구비되는 것을 예로 들어 도시하였다.
이 때, 초임계 압축기(260)로부터 폐열 회수장치(220)로 공급되는 압축 이산화탄소는 예열기(210)와 복열기(240) 중 어느 하나에 의해 예열되거나, 또는 예열기(210)로 공급되는 압축 이산화탄소의 유량과 복열기(240)로 공급되는 압축 이산화탄소의 유량을 조절하여, 일부는 복열기(240)에서 예열된 후 폐열 회수장치(220)로 공급되고 나머지는 예열기(210)에서 예열된 후 폐열 회수장치(220)로 공급되도록 할 수도 있을 것이다.
예냉기(250)에서는 초임계 터빈(230)으로부터 이송된 팽창 이산화탄소, 또는 초임계 터빈(230)에서 팽창된 후 복열기(240)에서 잔열이 회수된 팽창 이산화탄소와, 냉매가 열교환하여, 초임계 압축기(260)로 공급되는 팽창 이산화탄소가 냉각된다.
복열기(240)에서 잔열이 회수된 후의 팽창 이산화탄소의 온도도 여전히 높은 상태로, 폐열 회수부(200)의 효율적인 운전을 위하여, 예냉기(250)를 구비하여 팽창 이산화탄소를 더 냉각시킨 후 초임계 압축기(260)로 공급할 수 있다.
예냉기(250)에서는 냉매로서 해수 또는 청수를 사용하여, 이산화탄소를 약 37℃ 내외로 냉각시킬 수 있다.
예냉기(250)를 구비하여 초임계 압축기(260)로 공급되는 팽창 이산화탄소를 냉각시킴으로써 초임계 압축기(260)의 도입(compressor inlet) 온도를 일정하게 유지시킬 수 있으면서도 초임계 이산화탄소를 생성하기 위한 압축 효율이 높아지는 효과가 있다.
한편, 도 8을 참고하면, 본 발명의 실시예들에 따른 폐열 회수부(200)는, 복열기(240)의 하류에 구비되며 복열기(240)에서 잔열이 회수된 팽창 이산화탄소의 잔열을 더 회수하기 위한 열회수 냉각기(HR(hot recovery) cooler)(270)를 더 포함할 수 있다.
예냉기(250)에서 냉각되기 전의 팽창 이산화탄소의 온도는 초임계 이산화탄소를 생성하기 위해 초임계 압축기(260)에서 압축하기에 여전히 높은 온도일 수 있다. 따라서, 초임계 압축기(260)로 도입하기 전에, 초임계 터빈(230)에서 팽창된 팽창 이산화탄소의 잔열을 추가로 활용하기 위하여, 예냉기(250)와 열회수 냉각기(270) 중 어느 하나 이상을 구비할 수 있다.
본 발명의 실시예들에 따르면, 열회수 냉각기(270)에서 회수한 팽창 이산화탄소의 잔열은 암모니아 연료 공급부(100) 또는 가스연료 공급부(700)에서 사용될 수 있다.
<폐열 회수부(200)의 운전 방법>
가스터빈(GT)의 운전이 안정화되면 폐열 회수부(200)가 작동하며, 폐열 회수부(200)를 이용하여 가스터빈(GT)으로부터 배출되는 배기가스의 폐열을 회수할 수 있다.
복열기(240)에서 잔열이 회수된 이산화탄소의 온도는 초임계 압축기(260)에서 압축하여 초임계 이산화탄소를 생성하기에는 여전히 높을 수 있다. 따라서, 복열기(240)의 하류에 열회수 냉각기(heat recovery heater)(270)를 구비하여 초임계 압축기(260)로 재순환되는 이산화탄소의 잔열을 더 회수하고, 열에너지가 필요한 열원 수요처 곳에서 사용할 수 있다.
열회수 냉각기(270)에서 회수한 이산화탄소의 잔열을 사용하는 열원 수요처는, 암모니아 기화기(150)일 수 있다.
이하, 도 13 및 도 14를 참고하여, 열회수 냉각기(270)에서 회수한 팽창 이산화탄소의 잔열을 암모니아 연료 공급부(100)에서 활용하는 실시예들을 설명한다.
먼저, 일 실시예로서, 도 13을 참고하면, 열회수 냉각기(270)와 암모니아 기화기(150)를 연결하며, 열매체가 순환하는 열매체 순환라인(HL)을 더 구비하고, 이산화탄소의 폐열을 간접적으로 이용하여 암모니아를 기화시킬 수 있다.
열매체는 열회수 냉각기(270)에서 팽창 이산화탄소와 열교환하여 가열된 후, 열매체 순환라인(HL)을 통해 암모니아 기화기(150)로 이송되어 액상 암모니아와 열교환하면서 냉각되며, 열매체 순환라인(HL)을 통해 열회수 냉각기(270)로 순환하는 사이클이 형성될 수 있다.
열매체를 이용하여 이산화탄소의 폐열을 암모니아를 기화시키는 열원으로 공급하면, 이산화탄소와 암모니아가 직접 접하지 않으므로, 상호 오염될 수 있는 문제를 방지할 수 있다.
다른 실시예로서, 도 14를 참고하면, 초임계 라인(SL)으로부터 복열기(240)의 하류에서 분기되어 암모니아 기화기(150)로 연결되는 열원 공급라인(HL3)을 포함할 수 있다.
즉, 도 14에 도시된 실시예에 따르면, 상술한 열회수 냉각기(270)가 곧 암모니아 기화기(150)일 수 있다.
초임계 라인(SL)을 통해 초임계 터빈(230) 또는 복열기(240)로부터 예냉기(250) 또는 초임계 압축기(260)로 공급되는 팽창 이산화탄소가, 초임계 터빈(230) 또는 복열기(240)의 하류에서 열원 공급라인(HL3)을 통해 암모니아 기화기(150)로 공급될 수 있다.
이 때 암모니아 기화기(150)에서는, 열원 공급라인(HL3)을 통해 이송된 이산화탄소와 암모니아 공급라인(FL)을 통해 이송된 액상 암모니아가 열교환하여, 이산화탄소는 냉각되고 액상 암모니아는 이산화탄소의 잔열에 의해 기화 및 가열된다.
암모니아 기화기(150)에서 열교환 후 냉각된 이산화탄소는 암모니아 기화기(150)로부터 초임계 압축기(260) 또는 예냉기(250) 상류의 초임계 라인(SL)으로 연결되는 열원 공급라인(HL3)을 통해 초임계 압축기(260) 또는 예냉기(250)로 순환될 수 있다.
도 14에 도시된 실시예에 따른 폐열 회수부(200)는, 암모니아 기화기(150) 상류의 열원 공급라인(HL3)에 구비되는 열원 공급밸브(280)와, 복열기(240)의 하류에서 열원 공급라인(HL3)이 분기되는 지점보다 하류이면서 열원 공급라인(HL3)이 초임계 라인(SL)에 합류되는 지점보다는 상류의 초임계 라인(SL)에 구비되는 열원 분기밸브(290) 중 어느 하나 이상을 더 포함할 수 있다.
열원 공급밸브(280)는, 개폐 제어에 의해 복열기(240)의 하류에서 이산화탄소가 암모니아 기화기(150)로 공급될 수 있도록 하고, 개도량 제어에 의해 암모니아 기화기(150)로 공급되는 이산화탄소의 유량을 조절할 수 있다.
열원 분기밸브(290)는, 개폐 제어에 의해 복열기(240)의 하류에서 이산화탄소가 암모니아 기화기(150)로 공급되지 않고 예냉기(250) 또는 초임계 압축기(260)로 공급되도록 하고, 개도량 제어에 의해 암모니아 기화기(150)를 우회하여 예냉기(250) 또는 초임계 압축기(260)로 공급되는 이산화탄소의 유량을 조절할 수 있다.
가스터빈(GT)은 초기에 구동을 시작할 때와 부하가 일정 수준 미만, 예를 들어 부하가 60% 미만일 때에는, 가스터빈(GT)의 운전이 안정화될 때까지 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 운전할 수 있다.
가스터빈(GT)이 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 운전될 때에는, 암모니아 기화기(150)는 작동하지 않으므로, 열원 공급밸브(280)는 폐쇄된 상태로 제어하고 열원 분기밸브(290)는 개방된 상태로 제어하여, 복열기(240)에서 잔열이 회수된 이산화탄소는 암모니아 기화기(150)를 우회하여 예냉기(250)에서 냉각시킬 수 있다.
가스터빈(GT)이 기상 암모니아를 연료로 사용하는 모드로 변경되면, 가스터빈(GT)으로 암모니아가 공급되어야 하므로, 암모니아 기화기(150)로 이산화탄소가 공급되도록 열원 공급밸브(280)가 서서히 개방되도록 제어하고 열원 분기밸브(290)는 서서히 폐쇄되도록 제어한다.
열원 공급밸브(280)와 열원 분기밸브(290)는, 암모니아 기화기(150)에서 요구하는 열량을 공급하기 위하여, 암모니아 기화기(150)로 공급되는 이산화탄소의 유량을 조절할 수 있도록, 상호 유기적으로 제어될 수 있다.
폐열 회수부(200)를 통해 회수한 가스터빈(GT)의 배기가스의 폐열을 암모니아 기화기(150)의 열원으로 사용하면, 배기가스의 폐열로 추가 전력을 생성할 수 있을 뿐 아니라, 암모니아를 기화시킬 수 있어 가스터빈(GT)의 효율을 크게 개선할 수 있다.
암모니아 공급펌프(120) 및 암모니아 가압펌프(140) 중 어느 하나 이상에 의해 액상 암모니아의 압력은 약 30 내지 40 barg까지 압축되나, 온도는 암모니아 저장탱크(110)에 저장된 암모니아의 온도, 즉 약 -30 내지 -35℃로 유지되거나 그보다 약간 높은 수준으로 높아진다.
즉, 암모니아 기화기(150)에서는 약 30 내지 40 barg, 약 -30 내지 -35℃의 액상 암모니아를 이슬점보다 높은 온도인 약 100℃까지 가열해야 하므로, 암모니아 기화기(150)에서 요구되는 암모니아의 온도변화는 약 130 내지 135℃에 달하는 많은 열량을 필요로 한다.
폐열 회수부(200)를 순환하는 이산화탄소의 폐열을 회수하여 암모니아 기화기(150)에서 액상 암모니아를 기화시키는 열에너지로 활용함으로써, 암모니아 연료 공급부(100)의 히팅 듀티(heating duty)를 저감할 수 있다.
또한, 암모니아를 기화시키기 위한 종래의 열원인 증기나 전기 등이 필요하지 않으므로, 증기 생성에 필요한 연료량을 절감할 수 있어, 운영비용을 줄일 수 있고 환경에 대한 악영향도 감소시킬 수 있다.
<열원 공급부 (hot water system)(300)>
본 발명의 실시예들에 따른 열원 공급부(300)는, 폐열 회수부(200)를 순환하는 이산화탄소 또는 증기의 열에너지를 암모니아 기화기(150)에 열원으로서 공급하는 기능을 가진다.
열원 공급부(300)는 암모니아를 기화시키는 열원으로서 가열된 열매체를 암모니아 기화기(150)로 공급하고, 암모니아 기화기(150)에서 액상 암모니아를 기화시키면서 냉각된 열매체를 증기(steam) 또는 폐열 회수부(200)를 순환하는 이산화탄소와 열교환시켜 가열한 후 암모니아 기화기(150)로 공급하는 사이클로 이루어질 수 있다.
본 발명의 실시예들을 설명하는데 있어서 열원 공급부(300)를 순환하는 열매체는 청수 또는 공업용수(technical water)일 수 있다.
열매체로서 청수 또는 공업용수를 사용함으로써, 암모니아 기화기(150)에서 암모니아와 열교환하는 과정에서 암모니아가 누출되더라도, 암모니아는 물에 용해되는 성분이므로, 시스템을 안전하게 운영할 수 있고, 또한 암모니아와 이산화탄소가 혼입되는 문제를 방지할 수 있다.
도 15 및 도 16을 참고하면, 본 발명의 실시예들에 따른 열원 공급부(300)는, 암모니아 기화기(150)에 공급할 열매체를 증기와의 열교환에 의해 가열하여 고온 열매체를 생성하는 열매체 가열기(HW(hot water) heater)(330)와, 암모니아 기화기(150)에서 열교환에 의해 냉각된 저온 열매체를 가압하여 열매체 가열기(330) 또는 열회수 냉각기(270)로 공급하는 열매체 순환펌프(HW circ. pump)(320)와, 암모니아 기화기(150)로부터 배출된 저온 열매체를 수용하여 열매체 순환펌프(320)로 공급하기 위한 열매체 탱크(HW exp. tank)(310)와, 열매체 탱크(310)로 열원 공급부(300)를 순환하는 열매체를 보충 공급해주는 열매체 보충부(make-up water)(도면부호 미부여) 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
열매체는 열매체 가열기(330)에서 증기와의 열교환에 의해 가열되고, 암모니아 기화기(150)에서 액상 암모니와의 열교환에 의해 냉각된 후, 열매체 탱크(310)를 통해 열매체 순환펌프(320)로 유입되고, 열매체 순환펌프(320)에 의해 가압되어 열매체 가열기(330)로 다시 순환될 수 있다.
열매체 가열기(330)에서 증기와의 열교환에 의해 가열된 기상의 열매체는 열매체 탱크(310)에서 기액분리되어 대기 중으로 방출(vent)될 수 있으며, 열매체 탱크(310)로부터 액상의 열매체만이 열매체 순환펌프(320)로 유입될 수 있다.
열매체가 순환하는 과정에서 과도하게 온도가 상승하는 경우, 열매체 보충부를 통해 열매체 탱크(310)에 보충수를 공급해줌으로써 온도를 유지시킬 수 있다.
보충수는 공업용수(technical water)일 수 있으며, 이는 일반적으로 본 발명의 실시예들에 있어서 열원 공급부(300)를 순환하는 열매체보다 저온이므로, 열매체의 온도를 낮춰줄 수 있다.
열매체 탱크(310)의 내압은 과압을 방지하기 위하여 컨트롤 밸브(미도시)를 이용하여 미리 설정된 압력으로 제어할 수 있다.
본 발명의 실시예들에 따르면, 열매체 순환펌프(320)의 하류에서 열매체 순환라인(HL)으로부터 분기되어, 열매체 가열기(330)로 연결되고, 열매체 가열기(330)의 하류에서 열회수 냉각기(270) 하류의 열매체 순환라인(HL)으로 합류되는 증기 가열라인(HL1)을 더 포함할 수 있다.
즉, 열매체 순환펌프(320)에 의해 가압된 액상의 열매체는, 폐열 회수부(200)의 가동 여부에 따라, 열매체 순환펌프(320) 하류에서부터 열회수 냉각기(270)의 상류로 연결되는 열매체 순환라인(HL)을 통해 폐열 회수부(200)의 이산화탄소의 잔열에 의해 가열되거나, 열매체 순환펌프(320)의 하류에서 열매체 가열기(330)로 분기되는 증기 가열라인(HL1)을 통해 폐열 회수부(200)를 우회하여 열매체 가열기(330)로 공급됨으로써 증기에 의해 가열되어 암모니아 기화기(150)의 열원으로 공급될 수 있다.
즉, 열매체 순환펌프(320)에 의해 가압된 액상의 열매체는 열매체 가열기(330)에서 증기와의 열교환에 의해 가열되거나, 열회수 냉각기(270)에서 이산화탄소와의 열교환에 의해 가열될 수 있도록 선택적으로 제어될 수 있다.
또한, 열매체 순환펌프(320)에 의해 가압된 액상의 열매체는 열매체 가열기(330)와 열회수 냉각기(270)를 모두 이용하여, 일부는 열매체 가열기(330)로 공급되고, 나머지는 열회수 냉각기(270)로 공급된 후 열매체 가열기(330)의 하류에서 합류되어 암모니아 기화기(150)로 공급될 수도 있을 것이다.
또한, 필요에 따라서는 열매체 순환펌프(320)에 의해 가압된 액상의 열매체 중 적어도 일부를 가열하지 않고 열매체 가열기(330)와 열회수 냉각기(270)를 모두 우회하도록 구비되는 증기 우회라인(HL2)으로 유입시킬 수도 있을 것이다.
상술한 바와 같이, 암모니아 기화기(150)에서는, 폐열 회수부(200)를 통해 공급되는 이산화탄소의 열에너지와, 열원 공급부(300)를 통해 공급되는 증기(steam)의 열에너지와, 열원 공급부(300) 및 폐열 회수부(200)를 통해 공급되는 열에너지 중 어느 하나 이상을 이용하여 액상 암모니아를 기화시킬 수 있다.
암모니아 기화기(150)는, 폐열 회수부(200)가 작동 중일 때에는 폐열 회수부(200)에서 가열된 열매체를 공급받고, 폐열 회수부(200)가 작동하지 않을 때에는 증기에 의해 가열된 열매체를 공급받을 수 있으며, 폐열 회수부(200)가 작동 중이더라도 폐열 회수부(200)에서 회수할 수 있는 이산화탄소의 열에너지가 부족한 경우에는 이산화탄소의 증기의 열에너지를 복합적으로 사용하여 열원을 공급받을 수도 있다.
도 15를 참고하면, 폐열 회수부(200)가 작동 중이지 않을 때에는, 열매체 순환펌프(320)에 의해 가압된 액상의 열매체가, 증기 가열라인(HL1)을 통해 열매체 가열기(330)로 공급되고, 열매체 가열기(330)에서 증기와의 열교환에 의해 가열된 후, 증기 가열라인(HL1)을 통해 열매체 순환라인(HL)으로 합류되어 암모니아 기화기(150)로 공급될 수 있다.
도 16을 참고하면, 폐열 회수부(200)가 작동 중일 때에는, 열매체 순환펌프(320)에 의해 가압된 액상의 열매체가 열매체 순환라인(HL)을 통해 열회수 냉각기(270)로 공급되고, 열회수 냉각기(270)에서 이산화탄소의 잔열에 의해 가열된 후, 열매체 순환라인(HL)을 통해 암모니아 기화기(150)로 공급될 수 있다.
<가스연료 공급부 (700)>
한편, 본 발명의 실시예들에 따른 가스터빈(GT)은, 암모니아 외에 다른 가스연료도 연료로 사용할 수 있으며, 본 발명의 실시예들에 따른 다른 가스연료는 천연가스일 수 있다.
따라서, 본 발명의 실시예들에 따른 가스터빈 연료 공급 시스템은, 가스터빈(GT)으로 천연가스 연료를 공급하기 위한 가스연료 공급부(700)를 더 포함할 수 있다.
도 17을 참고하면, 본 발명의 실시예들에 따른 가스연료 공급부(700)는, 액체 상태의 천연가스, 즉 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(600)와, LNG 저장탱크(600)에 저장된 LNG가 자연기화하여 생성된 LNG 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)를 공급받아 가스터빈(GT)에서 요구하는 압력 조건을 만족하도록 압축하는 가스연료 압축기(720) 중 어느 하나 이상을 더 포함할 수 있다.
LNG 저장탱크(600)에서 생성된 LNG 증발가스는, LNG 저장탱크(600)로부터 가스터빈(GT)으로 연결되는 가스연료 공급라인(GL)을 통해 가스터빈(GT)의 연소실로 공급될 수 있다.
가스연료 압축기(720)와 가스터빈(GT) 사이의 가스연료 공급라인(GL)에는, 가스연료 압축기(720)로부터 LNG 증발가스가 가스터빈(GT)으로 공급되거나 공급이 차단되도록 제어하기 위한 가스연료 주 공급밸브(750)가 구비될 수 있다.
한편, 가스연료 공급라인(GL)은 2개가 병렬로 구비되어, 1개의 라인이 어떤 이유에서 불능상태일 때, 다른 라인을 사용하여 가스연료가 가스터빈(GT) 또는 발전기 엔진(GE)으로 공급되어, 전력 추진이 문제없이 운전 될 수 있도록 할 수 있다.
가스터빈(GT)을 시동할 때에는 천연가스만을 연료로 사용할 수 있고, 운전 범위 면에서도 암모니아보다는 천연가스를 연료로 사용하는 범위가 더 넓기 때문에, 여유분의 가스연료 공급라인(GL)을 설치하여 천연가스 운전에 여유를 갖도록 하는 것이 안전하다.
또한, 가스연료 공급라인(GL)에는, 가스연료를 공급하는 모드가 중단되었을 때, 국제 및 선급규정상의 안전확보를 위해, 가스터빈(GT) 또는 발전기 엔진(GE)으로 천연가스 연료가 공급되는 것을 차단하기 위하여 가스연료 퍼징용 밸브(double block bleed valve)(도 21의 AGf)가 구비될 수 있다. 가스연료 퍼징용 밸브(AGf)는, 도 21 및 22에 도시된 바와 같이 각 가스연료 공급라인(GL1, GL2) 당 1세트씩 설치될 수 있다.
가스연료 퍼징용 밸브(AGf)는, 2개가 직렬로 구비되어 전후단을 격리시키는 이중차단 밸브(double block vavle)와 이중차단 밸브 사이에 구비되어 이중차단 밸브 사이의 유체를 자연 방출(vent)시키기 위한 블리드 밸브(bleed vavle)로 구성된다.
또한, 가스연료 공급라인(GL)에는, 적정량의 천연가스가 가스터빈(GT)에 공급될 수 있도록, 가스연료 공급부(700)로부터 가스터빈(GT)으로 공급되는 천연가스의 유량을 조절하는 가스연료 유량조절밸브(도 21의 FVf)가 구비될 수 있다. 가스연료 유량조절밸브는, 가스연료 공급라인(GL) 당 1세트 씩 설치될 수 있다.
LNG 저장탱크(600)는 연료로서 LNG를 저장하는 연료탱크일 수 있다. 또한, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템이 LNG 운반선에 적용되는 경우, LNG 저장탱크(600)는 하나 이상 구비되며, 화물로서 LNG를 저장하는 화물탱크일 수도 있을 것이다.
도 17에는 LNG 저장탱크(600)로서 4대의 화물탱크가 구비되는 것을 예로 들어 도시하였다.
가스연료 압축기(720)에서 압축된 LNG 증발가스는 가스터빈(GT)의 연료로서, 연소실에 공급될 수 있다. 가스터빈(GT)에서 요구하는 천연가스의 압력 조건은 기상 암모니아와 동일할 수 있다.
가스연료 압축기(720)는 다단압축기로 마련될 수 있고, 다단압축기의 단(stage) 수는 가스터빈 등 천연가스가 공급되는 소비처에서 요구하는 연료 공급 압력에 따라 달라질 수 있다.
본 발명의 실시예들에서는 다단압축기가 3단 압축기인 것을 예로 들어 설명한다. 3단에서 압축된 천연가스는 가스터빈(GT)에서 요구하는 연료 공급 압력, 즉 본 실시예에서 약 30 내지 40 bar, 또는 약 36 barg의 압력으로 압축될 수 있다. 3단 압축을 거친 천연가스는 가스터빈(GT)에서 필요로 하는 압력으로 배출되어, 가스연료 주 공급밸브(750)를 통해 가스터빈(GT)으로 공급된다.
가스터빈(GT)에서 요구하는 천연가스 연료의 온도는 약 30 내지 40℃, 또는 약 43℃ 내지 45℃일 수 있다.
일례로, 가스연료 압축기(720)에서 약 36 barg로 압축된 증발가스의 온도는 약 45℃이다.
가스연료 압축기(720)에서 압축되는 과정에서 LNG 증발가스의 온도가 상승하여, 가스연료 압축기(720)로부터 토출되어 약 30 내지 40℃의 온도로 가스터빈(GT)에 도입된다.
반면, 2단에서 압축된 천연가스는 상대적으로 연료 공급 압력이 낮은 발전기 엔진(GE)과 보일러(Aux. Boiler)(BR)에서 요구하는 연료 공급 압력을 충족할 수 있다.
가스연료 압축기(720)는 LNG 저장탱크(600)의 절대압력을 일정하게 유지하거나 또는 미리 설정된 설정값 이내로 유지시키는 역할을 할 수 있다.
LNG 저장탱크(600)의 절대압력이 상승하거나 설정값 이상으로 도달하려 할 때 LNG 저장탱크(600)로부터 가스연료 공급라인(GL)을 통해 LNG 증발가스를 배출시키고, 배출된 LNG 증발가스는 가스연료 압축기(720)로 공급할 수 있다. 가스연료 압축기(720)에서 압축된 증발가스는 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR) 중 어느 하나 이상의 연료로 공급될 수 있다.
한편, 가스터빈(GT)이 운전 정지 중이거나 암모니아를 연료로 사용하는 모드로 운전될 때에는, 가스연료 압축기(720)를 가동하지 않을 수 있으나, 에너지 효율을 고려하여 천연가스 압축기(720)를 가동하여 LNG 증발가스를 압축하여 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)의 연료로 공급할 수 있다.
따라서, 가스연료 공급부(700)는, 가스연료 압축기(720)에서 압축된 LNG 증발가스를 후술하는 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)에서 요구하는 연료의 압력으로 감압시키는 감압장치(도면부호 미부여)를 더 포함할 수 있다.
감압장치에서 감압된 천연가스는 발전기 엔진(GE) 또는 보일러(BR)의 연료로 공급될 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예들에 따른 가스연료 공급부(700)는, LNG 저장탱크(600)로부터 가스연료 압축기(720)로 공급되는 LNG 증발가스의 냉열을 회수하여, 암모니아를 냉각시키는 냉열 회수장치(440)를 더 포함할 수 있다.
냉열 회수장치(440)에서 LNG 증발가스와의 열교환에 의해 냉각된 암모니아를 다시 암모니아 저장탱크(110)로 회수하여, 암모니아 저장탱크(110)의 온도를 낮게 유지할 수 있다.
후술하는 재액화부(800)가 가동중일 때에, LNG 저장탱크(600)로부터 가스연료 압축기(720)로 공급되는 LNG 증발가스는, 재액화부(800)에서 냉열이 회수된 후 가스연료 압축기(720)로 공급될 수도 있다.
재액화부(800)에서 회수한 LNG 증발가스의 냉열은 재액화시킬 LNG 증발가스를 응축시키기 위한 냉열로 사용될 수 있다.
재액화부(800)가 가동하지 않을 때에 LNG 저장탱크(600)로부터 가스연료 압축기(720)로 공급되는 LNG 증발가스는, 재액화부(800)를 우회하고, 냉열 회수장치(440)를 거치거나 또는 냉열 회수장치(440)를 우회하여 가스연료 압축기(720)로 공급될 수 있다.
본 발명의 일 실시예들에 따른 가스연료 공급부(700)는, LNG 저장탱크(600)에 저장된 LNG를 공급받아 가스터빈(GT)에서 요구하는 압력 조건을 만족하도록 압축하는 연료 가압펌프(730)와, 압축된 LNG를 기화시켜 가스터빈(GT)에서 요구하는 압력 조건을 만족하는 천연가스를 생성하는 연료 기화기(740)를 더 포함할 수 있다.
LNG 저장탱크(600)에서 생성된 LNG 증발가스의 양이, 가스터빈(GT) 또는 발전기 엔진(GE)과 보일러(BR)에서 요구하는 천연가스의 유량보다 적은 경우에는, 연료 가압펌프(730)와 연료 기화기(740)를 이용하여 강제기화가스를 생성하여 가스연료로 공급할 수 있다.
LNG 저장탱크(600)에는 LNG 저장탱크(600)에 저장된 액상의 LNG를 LNG 저장탱크(600)의 외부로 배출시키기 위한 LNG 공급펌프(710)가 구비될 수 있다.
화물탱크로서 LNG 저장탱크(600)가 2대 이상 구비되는 경우, LNG 공급펌프(710)는 2대 이상의 LNG 저장탱크(600) 중에서 일부의 LNG 저장탱크(600)에만 구비될 수 있다.
예를 들어, 본 실시예에 따른 선박에 화물탱크로서 4대의 LNG 저장탱크(600)가 구비되는 경우, LNG 공급펌프(710)는 선미 측에 구비되는 3번 LNG 저장탱크와 4번 LNG저장탱크에만 구비될 수 있다.
연료 가압펌프(730)는 LNG 공급펌프(710)에 의해 이송된 LNG를 30 내지 40 barg, 또는 약 36 barg로 가압할 수 있다.
연료 기화기(740)는 연료 가압펌프(730)에 의해 가압된 LNG를 20 내지 30℃, 또는 약 25℃로 기화시킬 수 있다.
연료 기화기(740)에서 생성된 강제기화가스는 가스터빈(GT)의 연료로 공급될 수 있고, 또한 감압장치를 거쳐 발전기 엔진(GE)과 보일러(BR)의 연료로 공급될 수도 있다.
LNG 저장탱크(600)에서 생성된 LNG 증발가스의 양이 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)에서 요구하는 가스연료량과 같거나 그보다 많은 경우, LNG 증발가스는 가스연료 공급라인(GL)을 통해 냉열 회수장치(440)와 재액화 장치(830) 중 어느 하나 이상에서 냉열이 회수된 후 가스연료 압축기(720)에서 압축되어 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR) 중 어느 하나 이상의 연료로 공급될 수 있다.
LNG 저장탱크(600)에서 생성된 LNG 증발가스의 양이 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)에서 요구하는 가스연료량보다 적은 경우, LNG 공급펌프(710)를 이용하여 가압된 LNG가 강제기화라인(LL)을 통해 연료 가압펌프(730)로 공급되고, 연료 가압펌프(730)에서 압축된 LNG가 연료 기화기(740)에서 기화되어 생성된 강제기화가스가 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR) 중 어느 하나 이상의 연료로서 공급될 수 있다.
<연료 기화기(740)로 열원을 제공하는 방법>
본 발명의 일 실시예들에 따른 연료 기화기(740)에서 LNG를 기화시키는 열원은, 열원 공급부(300) 또는 폐열 회수부(200)로부터 공급받아 사용할 수 있다.
후술하는 실시예들에서는, 상술한 폐열 회수부(200)의 열회수 냉각기(270)에서 회수된 이산화탄소의 잔열을 사용하는 열원 수요처가, 연료 기화기(740)일 수 있다.
이하, 도 18 및 도 19를 참고하여, 가스연료 공급부(700)의 연료 기화기(740)로 열원을 공급하는 실시예를 설명한다.
선박 운용의 효율 및 LNG 저장탱크(600)의 내부 압력을 컨트롤하기 위하여, LNG 저장탱크(600) 내부에서 자연기화된 LNG BOG를 가스터빈(GT) 또는 발전기 엔진(GE)의 연료로 공급하는 것을 우선적으로 하나, 때에 따라 가스연료가 부족한 경우에는 LNG 저장탱크(600)에 저장된 LNG를 기화시켜 연료로 사용할 수도 있다.
LNG를 기화시키기 위해서는 연료 기화기(740)가 사용될 수 있으며, LNG를 기화시키기 위한 열원을 연료 기화기(740)에 공급해주어야 한다.
먼저, 일 실시예로서, 도 18을 참고하면, 본 실시예에 따른 가스연료 공급부(700)는, 폐열 회수부(200)의 복열기(240)와 예냉기(250) 사이의 초음계 라인(SL)으로부터 분기되어, 연료 기화기(740)로 연결되는 기화 열원라인(HL4)을 더 포함할 수 있다.
초임계 라인(SL)을 통해 초임계 터빈(230) 또는 복열기(240)로부터 예냉기(250) 또는 초임계 압축기(260)로 공급되는 팽창 이산화탄소가, 초임계 터빈(230) 또는 복열기(240)의 하류에서 기화 열원라인(HL4)을 따라 연료 기화기(740)로 공급될 수 있다.
이 때 연료 기화기(740)에서는, 기화 열원라인(HL4)을 통해 이송된 이산화탄소와 강제기화라인(LL)을 통해 이송된 LNG가 열교환하여, 이산화탄소는 냉각되고 LNG는 이산화탄소의 잔열에 의해 기화 및 가열된다.
연료 기화기(740)에서 열교환 후 냉각된 이산화탄소는 연료 기화기(740)로부터 초임계 압축기(260) 또는 예냉기(250) 상류의 초임계 라인(SL)으로 연결되는 기화 열원라인(HL4)을 통해 초임계 압축기(260) 또는 예냉기(250)로 순환될 수 있다.
즉, 도 18에 도시된 실시예에 따르면, 상술한 열회수 냉각기(270)가 곧 연료 기화기(740)일 수 있다.
한편, 기화 열원라인(HL4)에는 연료 기화기(740) 상류에 구비되는 기화 열원밸브(760)와, 복열기(240)의 하류에서 기화 열원라인(HL4)이 분기되는 지점보다 하류이면서 기화 열원라인(HL4)이 초임계 라인(SL)에 합류되는 지점보다는 상류의 초임계 라인(SL)에 구비되는 열원 분기밸브(290) 중 어느 하나 이상을 더 포함할 수 있다.
기화 열원밸브(760)는, 개폐 제어에 의해 복열기(240)의 하류에서 이산화탄소가 연료 기화기(740)로 공급될 수 있도록 하고, 개도량 제어에 의해 연료 기화기(740)로 공급되는 이산화탄소의 유량을 조절할 수 있다.
열원 분기밸브(290)는, 개폐 제어에 의해 복열기(240)의 하류에서 이산화탄소가 연료 기화기(740)로 공급되지 않고 예냉기(250) 또는 초임계 압축기(260)로 공급되도록 하고, 개도량 제어에 의해 연료 기화기(740)를 우회하여 예냉기(250) 또는 초임계 압축기(260)로 공급되는 이산화탄소의 유량을 조절할 수 있다.
가스터빈(GT)은 초기에 구동을 시작할 때와 부하가 일정 수준 미만, 예를 들어 부하가 60% 미만일 때에는, 가스터빈(GT)의 운전이 안정화될 때까지 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 운전할 수 있다. 이 때에는, 가스터빈(GT)의 연료로 공급되는 천연가스는 모두 LNG 증발가스로 사용할 수 있으므로, 연료 기화기(740)는 가동되지 않을 수 있다.
연료 기화기(740)를 가동하지 않을 때에는, 기화 열원밸브(760)는 폐쇄된 상태로 제어하고 열원 분기밸브(290)는 개방된 상태로 제어하여, 복열기(240)에서 잔열이 회수된 이산화탄소를 연료 기화기(740)를 우회시켜 예냉기(250)에서 냉각시킨다.
연료 기화기(740)가 사용되지 않을 상황을 대비하여 예냉기(250)는, 복열기(240)에서 폐열이 회수된 후 추가로 잔열이 회수되지 않은 상태의 이산화탄소의 모든 열량을 냉각시킬수 있을 만큼의 용량으로 선택될 수 있다.
한편, 고속구간 등 가스터빈(GT)의 부하가 최대이면서 천연가스만 연료로 사용하는 모드로 운전될 때에는, LNG 증발가스만으로는 부족하므로 강제기화가스까지 연료로 공급해야 하므로, 이 때에는 연료 기화기(740)를 가동해야한다.
연료 기화기(740)를 가동해야 하는 모드로 변경되면, 연료 기화기(740)로 이산화탄소가 공급되도록 기화 열원밸브(760)가 서서히 개방되도록 제어하고 열원 분기밸브(290)는 서서히 폐쇄되도록 제어한다.
또한, 연료 기화기(740)를 가동하지 않는 모드로 변경되면, 이산화탄소가 연료 기화기(740)를 우회하여 예냉기(250)에서 냉각되도록 기화 열원밸브(760)는 서서히 폐쇄되도록 제어하고 열원 분기밸브(290)는 서서히 개방도록 제어한다.
기화 열원밸브(760)와 열원 분기밸브(290)는, 연료 기화기(740)에서 요구하는 열량을 공급하기 위하여, 연료 기화기(740)로 공급되는 이산화탄소의 유량을 조절할 수 있도록, 상호 유기적으로 제어될 수 있다.
본 실시예에 따르면, 폐열 회수부(200)의 폐열을 활용하여 LNG를 기화 및 가열하므로, 추가적으로 증기와 같은 열원이 필요하지 않아, 증기 생성에 필요한 연료를 줄일 수 있기에, 운영비용을 절감할 수 있고, 환경에 대한 영향도 감소시킬 수 있다.
다른 실시예로서, 도 19를 참고하면, 본 실시예에 따른 가스연료 공급부(700)는, 열매체 순환라인(HL)으로부터 분기되어 연료 기화기(740)로 연결되는 열매체 기화라인(HL5)을 더 포함할 수 있다.
본 실시예에 따르면, 열매체는 열회수 냉각기(270)와 열매체 가열기(330) 중 어느 하나 이상에서 가열된 후 열매체 기화라인(HL5)을 통해 연료 기화기(740)로 공급되고, 연료 기화기(740)에서 LNG와의 열교환에 의해 냉각되며, 열매체 기화라인(HL5)을 통해 열매체 탱크(310)의 상류에서 열매체 순환라인(HL)에 다시 합류되는 사이클이 형성될 수 있다.
폐열 회수부(200)가 작동 중일 때 연료 기화기(740)에 열원 공급이 필요한 상황이 발생하면, 열매체 순환펌프(320)에 의해 열매체 탱크(310)로부터 배출된 열매체는, 열매체 순환라인(HL)을 통해 열회수 냉각기(270)로 공급되고, 열회수 냉각기(270)에서 이산화탄소의 폐열로 가열된 후, 열매체 기화라인(HL5)을 통해 연료 기화기(740)로 공급될 수 있다. 연료 기화기(740)에서 LNG를 기화시키면서 냉각된 열매체는 다시 열매체 탱크(310)로 재순환된다.
폐열 회수부(200)가 작동 중이지 않을 때 연료 기화기(740)에 열원 공급이 필요한 상황이 발생하면, 열매체 순환펌프(320)에 의해 열매체 탱크(310)로부터 배출된 열매체는, 증기 가열라인(HL1)을 통해 열매체 가열기(330)로 공급되고, 열매체 가열기(330)에서 증기와의 열교환에 의해 가열된 후, 열매체 기화라인(HL5)을 통해 연료 기화기(740)로 공급될 수 있다. 연료 기화기(740)에서 LNG를 기화시키면서 냉각된 열매체는 다시 열매체 탱크(310)로 재순환된다.
이처럼, 이산화탄소의 폐열과 증기 중 어느 하나 이상에 의해 가열된 열매체를 이용하여 LNG를 기화시킴으로써, 이산화탄소의 폐열을 활용하더라도 LNG와 직접 접하지 않으므로, 상호 오염될 수 있는 문제를 방지할 수 있다.
또한, 종래에 LNG를 기화시키기 위한 열원으로 사용되던 증기와 더불어 폐열 회수부(200)로부터의 폐열을 열원으로 사용하므로, 증기 사용량을 줄일 수 있어 LNG를 기화시키는데 필요한 에너지와 운영비용(OPEX)을 절감할 수 있다.
< 재액화부 (800)>
다시 도 17을 참고하면, 본 발명의 일 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템은, LNG 저장탱크(600)에 저장된 LNG가 자연기화하여 생성된 LNG 증발가스를 재액화시켜 다시 LNG 저장탱크(600)로 회수하기 위한 재액화부(800)를 더 포함할 수 있다.
본 실시예의 엔진, 즉, 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)가 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 운전되는 경우, LNG 저장탱크(600)에서 자연기화된 천연가스인 LNG 증발가스를 먼저 연료로 공급할 수 있다.
LNG 저장탱크(600)로부터 배출되는 LNG 증발가스의 양이, 가스터빈(GT) 또는 발전기 엔진(GE)과 보일러(BR)에서 요구하는 천연가스 연료 유량보다 많은 경우에는, 재액화부(800)를 이용하여 LNG 증발가스를 재액화시켜 LNG 저장탱크(600)로 회수함으로써, LNG 저장탱크(600)의 압력이 과도하게 상승하는 것을 방지할 수 있다.
재액화부(800)는 LNG 저장탱크(600)에서 배출되는 LNG 증발가스의 전부를 재액화시킬 수 있는 용량을 가지도록 설계될 수 있다.
재액화부(800)가 가동되면, LNG 증발가스의 냉열을 회수하여 LNG 증발가스를 재액화시키는데 사용할 수 있도록, LNG 저장탱크(600)로부터 배출된 LNG 증발가스를 재액화 장치(830)에서 냉열이 회수된 후 증발가스 압축기(810)로 도입될 수 있다.
한편, LNG 저장탱크(600)로부터 배출되는 LNG 증발가스의 양이 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)에서 요구하는 천연가스 연료의 양과 같거나 그보다 적을 경우, 재액화부(800)는 가동되지 않으므로, LNG 증발가스는 재액화부(800)를 우회하여 가스연료 압축기(720)로 공급되며, 엔진에서 요구하는 압력 조건에 맞게 압축된다.
재액화부(800)는, 재액화시킬 증발가스를 압축하는 증발가스 압축기(810)와, 증발가스 압축기(810)에서 압축된 증발가스를 응축시키는 재액화 장치(830) 중 어느 하나 이상을 포함할 수 있다.
증발가스 압축기(810)는, LNG 증발가스를 압축하여 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR) 중 어느 하나 이상의 연료로 공급한다는 것을 제외하면, LNG 저장탱크(600)의 압력을 조절하는 등 가스연료 압축기(720)와 동일한 기능으로 사용될 수 있다.
증발가스 압축기(810)는, LNG 증발가스를 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)에서 요구하는 압력, 예를 들어 약 10 내지 20 barg, 또는 약 13 barg로 압축할 수 있다.
증발가스 압축기(810)에서 약 13 barg로 압축된 증발가스의 온도는 약 45℃일 수 있다.
또한, 증발가스 압축기(810)는 가스연료 압축기(720)가 불능 상태이거나, 가스터빈(GT)에서 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 운전되지 않을 때, 또는 천연가스소모량이 없을 경우 재액화 장치(830)로 LNG 증발가스를 공급하기 위해 사용될 수 있다.
또한, 재액화 장치(830)에 압축된 증발가스를 응축시키기 위해 냉매를 순환시키는 냉매 순환장치(820)를 더 포함할 수 있다.
본 실시예의 냉매 순환장치(820)와 재액화 장치(830)를 순환하는 냉매는 액화질소일 수 있다.
가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)가 천연가스를 연료로 사용하는 모드로 운전되지 않거나, 요구하는 가스연료량을 초과하는 나머지 LNG 증발가스는 가스연료 압축기(720)의 상류에서 증발가스 압축기(810)로 공급되어 압축되고, 재액화 장치(830)에서 압축 전 증발가스의 냉열과 냉매 순환장치(820)를 순환하는 냉매의 냉열 중 어느 하나 이상의 저온 에너지에 의해 응축된다. 응축된 재액화 증발가스는 재액화 회수라인(TL)을 통해 LNG 저장탱크(600)에 회수될 수 있다.
또한, 재액화 장치(830)는, 가스연료 압축기(720) 또는 증발가스 압축기(810)로 공급되는 극저온의 LNG 증발가스의 냉열을 회수하여 압축 증발가스를 재액화시키는 냉열로 사용할 수도 있다.
즉, LNG 저장탱크(600)로부터 가스연료 압축기(720) 또는 증발가스 압축기(810)로 공급되는 LNG 증발가스는, 재액화 장치(830)에서 냉열이 회수되면서 가열된 후, 가스연료 압축기(720) 또는 증발가스 압축기(810)로 도입될 수 있다.
냉열 회수장치(440)와 재액화 장치(830)가 모두 구비되는 경우, LNG 저장탱크(600)로부터 가스연료 압축기(720) 또는 증발가스 압축기(810)로 공급되는 LNG 증발가스는, 재액화 장치(830)에서 재액화시킬 LNG 증발가스와의 열교환에 의해 1차로 냉열이 회수되고, 냉열 회수장치(440)에서 냉각시킬 암모니아와의 열교환에 의해 2차로 냉열이 더 회수된 후에, 가스연료 압축기(720) 또는 증발가스 압축기(810)로 공급될 수 있다.
LNG 운반선에는, LNG 저장탱크의 압력 조절 및 연료가스 공급을 목적으로, 가스연료 압축기(720)가 적용된다. 가스연료 압축기(720)를 이용하여 가스터빈(GT)과 발전기 엔진(GE), 재액화부(800)에 LNG 증발가스를 공급할 수 있다.
선급 및 국제 규정에 따라 가스연료 압축기(720)를 사용할 수 없는 상황(failure)을 고려하여, 동일 사양의 여분 컴프레서가 한 대 더 적용이 된다.
즉, 가스연료 압축기(720)와 증발가스 압축기(810)는 각각 2대 이상씩 구비되어, 어느 1대가 작동할 때 적어도 1대는 대기 상태로 두면서 작동 중인 1대의 압축기가 사용 불가 상태가 될 때 대기 상태의 압축기를 사용할 수 있도록 리던던시를 구성하는 것이 일반적이다. 그러나 가스연료 압축기(720)는 설치비용(CAPEX)이 크게 차지하기 때문에, 종종 선가에 영향을 미쳤다.
본 발명의 실시예들에 따르면, 가스연료 압축기(720)는 LNG 증발가스를 가스터빈(GT)에서 요구하는 압력, 일례로 약 30 ~ 40 bar로 압축하며, 발전기 엔진(GE), 보일러(BR) 및 재액화 장치(830)로 공급하기 위해 13 bar로도 압축 및 공급이 가능하다.
증발가스 압축기(810)는 가스연료 압축기(720)와 동일한 용량을 가지나, 출력 압력은 13 bar로서, 발전기 엔진(GE), 보일러(BR) 및 재액화 장치(830)로 공급할 수 있다.
도 20을 참고하면, 상술한 문제를 개선하고자 본 실시예에서는, 가스연료 압축기(720)와 증발가스 압축기(810)를 각각 1대씩 구비하고, 가스연료 압축기(720)와 증발가스 압축기(810)가 서로의 리던던시 구성이 될 수 있다.
가스연료 압축기(720)는 천연가스를 가스터빈(GT) 또는 발전기 엔진(GE)의 연료로 공급하는 모드에서 작동되고, 증발가스 압축기(810)는 천연가스를 발전기 엔진(GE)의 연료로 공급하거나 재액화 장치(830)로 공급하는 모드에서 작동되므로 같은 리던던시 구성이 가능하다.
즉, 동일 사양의 여분 가스연료 압축기(720)를 더 구비하는 대신, 가스연료 압축기(720)를 사용할 수 없는 상황에서 증발가스 압축기(810)를 사용하여 LNG 증발가스를 처리할 수 있도록 하였다.
본 실시예의 증발가스 압축기(810)는 LNG 증발가스를 재액화시키기 위한 목적 뿐 아니라, 가스연료 압축기(720)의 고장 시에도 운용되어 LNG BOG를 연료로 사용할 목적으로 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 또는 보일러(BR)에 공급할 수 있고, 또한, 재액화 장치(830)로 공급해 LNG 증발가스를 재액화시켜 LNG 저장탱크(600)의 압력을 낮출 수도 있다.
가스연료 압축기(720)가 불능상태일 때, 가스터빈(GT)으로 LNG 증발가스를 연료로서 공급할 수 없고, 이 때에는 LNG 증발가스를 증발가스 압축기(810)를 이용하여 발전기 엔진(GE) 또는 보일러(BR)의 연료로 공급한다.
LNG 증발가스의 양이 연료 소모량보다 많은 경우에는 증발가스 압축기(810)에서 압축된 LNG 증발가스를 재액화 장치(830)로 보내 재액화시켜 처리한다.
한편, 가스연료 압축기(720)가 사용가능한 상태이지만 가스터빈(GT)이 LNG 증발가스를 연료로 사용하는 모드로 운전되지 않는 경우에도, 에너지 효율을 고려하여 가스연료 압축기(720)가 불능상태일 때와 동일하게 증발가스 압축기(810)를 이용하여 LNG 증발가스를 압축하여 발전기 엔진(GE), 보일러(BR) 또는 재액화 장치(830)로 공급한다.
<발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)>
또한, 본 발명의 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템의 엔진은, LNG를 연료로 사용하여 전력을 생성하는 내연기관인 발전기 엔진(GE)과, LNG를 연료로 사용하여 스팀을 생성하는 보일러(BR) 중 어느 하나 이상을 더 포함할 수 있다.
가스터빈(GT)의 출력만으로 추진모터 등 전력 수요처에서 요구하는 전력량을 충족시킬 수 없는 경우에 부족한 전력만큼 보충해주기 위한 목적과, 가스터빈(GT)을 운전할 수 없는 상황에 대비하기 위하여, 발전기 엔진(GE)이 구비될 수 있다.
예를 들어, 선박의 항해 시에는 주로 가스터빈(GT)을 이용하여 추진에 필요한 전력 및 선내 전력 수요처에서 필요한 전력을 생산하고, 선박이 저속 운전하거나 정박할 때에는 추진 및 전력 수요처에서 필요로 하는 전력량이 많지 않으므로 부하가 낮아 가스터빈(GT)을 작동하기보다는 발전기 엔진(GE)을 이용하여 전력을 생성할 수 있다.
또한, 선박이 고속 운전할 때에는 가스터빈(GT)만으로는 추진에 필요한 전력을 생성하기에 부족할 수 있으므로, 가스터빈(GT)과 발전기 엔진(GE)을 함께 이용하여 추진 및 전력 수요처에서 필요로 하는 전력을 생성할 수 있다.
이 때, 가스터빈(GT)과 발전기 엔진(GE)에서 생성한 전력을 관리하고 추진부와 전력 수요처로 분배하여 공급할 수 있도록 전력관리시스템(미도시)이 구비될 수 있다.
본 발명의 실시예들에 따른 발전기 엔진(GE)은, LNG, 즉 천연가스와 연료유를 각각 단독으로 또는 혼합하여 선택적으로 연료로 사용할 수 있는 이중연료 발전기 엔진(DFDG; Dual Fuel Diesel Generator)일 수 있다.
발전기 엔진(GE)은 LNG 증발가스를 처리하기 위한 수단으로도 사용될 수 있다.
가스연료 공급라인(GL)에는 발전기 엔진(GE)으로 공급되는 천연가스를 공급 또는 차단하기 위한 발전기 엔진용 가스연료 주 공급밸브(미도시)가 구비될 수 있다.
본 실시예의 보일러(BR)는, 천연가스와 연료유를 각각 단독으로 또는 혼합하여 선택적으로 연료로 사용할 수 있는 이중연료 보일러일 수 있다.
또한, 보일러(BR)는 증기 수요처에 공급할 증기를 생성하는 기능과, LNG 증발가스를 가스터빈(GT)이나 발전기 엔진(GE)으로 공급할 수 없거나 재액화부(800)에서도 재액화시킬 수 없는 경우 GCU 모드로 운전되어 LNG 증발가스를 연소시켜 처리하는 기능을 가질 수 있다.
보일러(BR) 용량에 따라, LNG 증발가스 전부가 보일러에서 처리될 수도 있고 가스터빈(GT) 및 발전기 엔진(GE)과 함께 운전하여 LNG 증발가스 일부가 보일러(BR)에서 처리될 수도 있다.
보일러(BR)가 GCU 모드로 운전될 때, 보일러(BR)에서 LNG 증발가스를 연료로 사용하여 생성된 잉여증기를 응축시키기 위한 증기 응축시스템이 더 구비될 수 있다.
한편, 가스연료 공급라인(GL)에는 보일러(BR)로 공급되는 천연가스를 공급 또는 차단하기 위한 보일러용 가스연료 주 공급밸브(미도시)가 구비될 수 있다.
본 실시예에서는 연료유로서 저유황 마린 가스 오일(LSMGO; Low Sulfur Marine Gas Oil)가 사용될 수 있다. 도면에 도시되어 있지는 않으나, 본 실시예에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템이 LNG 운반선에 적용되는 경우, 본 실시예의 선박은, 연료유를 발전기 엔진(GE)과 보일러(BR)의 연료로서 공급하기 위한 연료유 공급 시스템(미도시)을 더 포함할 수 있다. 연료유 공급 시스템은 공지의 것을 사용할 수 있다.
가스터빈(GT)을 작동할 수 없을 때에는, 발전기 엔진(GE)을 가동시켜 전력을 생성하여 사용할 수 있다. 또한, 선박이 정박중(선적 및 하역 포함)일 때에는, 많은 양의 전력이 필요 없기 때문에 이중연료 발전기 엔진(GE)을 사용하여 전력을 생산하고 공급할 수 있다.
본 실시예에서는 2대의 발전기 엔진(GE)이 구비되는 경우를 예로 들어 설명한다.
일반적으로 화물이 없을 경우 한 대의 발전기 엔진을 운전하여 선내 전력 수요처로 전력을 공급할 수 있다.
반면, 화물을 싣고 정박중일 경우 많은 양의 LNG 증발가스가 발생하며 이를 조절하기 위해 재액화부(800)가 가동하게 되어 필요 전력량이 증가하게 된다. 이를 대비하여, 2대의 발전기 엔진(GE)은 이 전력량을 감당할 수 있을 정도로 설계될 수 있다.
선적 및 하역시에는 일반적으로 전기히터를 가동하여 선내 증기 수요처에서 필요로 하는 증기를 생성하나, 많은 양의 증기가 필요할 경우에는 보일러(BR)를 가동시켜 증기를 생성할 수 있다.
화물의 유무에 따라 LNG 저장탱크(600)에서 생성되는 LNG 증발가스의 양이 달라지고, 이에 따라 재액화부(800)에서 필요한 전력량이 변경되기 때문에, 본 실시에에서 전력을 생성하는 엔진, 즉 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE)의 운전부하(속도)는 변경이 있을 수 있다.
본 발명의 일 실시예들에 따르면, 발전기 엔진(GE)으로부터 배출되는 배기가스의 폐열을 회수하여 증기를 생성하는 절탄기(economizer)(미도시)를 더 포함할 수 있다.
고속, 저속구간 및 정박 상황에서 발전기 엔진(GE)이 운전될 경우, 발전기 엔진(GE)에 연결되어 있는 발전기용 절탄기에 의해 증기를 생성한다.
절탄기에서 생성된 증기를 선내 증기 수요처에서 사용할 수 있도록, 증기 히팅 라인(미도시)이 구비될 수 있다. 여기서 선내 증기 수요처는 상술한 열원 공급부(300)를 포함할 수 있다.
절탄기를 이용하여 발전기 엔진(GE)으로부터 배출되는 배기가스의 폐열로 스팀을 형성하여 선내 열원, 예를 들어 열매체 가열기(330)에서 열매체인 물을 가열하는 열원으로 사용할 수 있다.
<배치>
이하, 도 21 내지 도 24를 참고하여, 상술한 본 발명의 일 실시예들에 따른 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템이 적용된 선박의 배치구조를 설명한다.
본 발명의 일 실시예들에 따른 선박은, 암모니아와 천연가스를 혼합해서 사용할 경우에도, 선내 LNG 저장탱크(화물창)에서 발생하는 LNG 증발가스를 모두 연료로 사용할 수 있어 연료 효율성을 높일 수 있다.
또한, 천연가스를 연료로 사용하더라도 연소되지 않고 배출되는 메탄의 양도 기존 엔진 중 메탄을 가장 적게 배출하는 엔진과 비교하여, 획기적으로 저감할 수 있다.
또한, 선박의 추진을 위한 주 추진엔진으로서, 종래의 디젤 엔진보다 크기가 작은 가스터빈(GT)을 사용함으로써, 선박 길이의 변경없이 암모니아 저장탱크(110) 및 암모니아 연료 공급부(100)를 배치할 수 있다.
본 발명의 일 실시예들에 따른 선박은 크게 선미 구역(A), 엔진룸 구역(E), 암모니아 저장탱크(110), 암모니아 연료 준비실(fuel preperation room)(P), LNG 저장탱크(카고탱크)(600), 카고 컴프레서 룸(C), 선실구역(Q) 및 선수구역(F) 등으로 나뉠 수 있다.
도 23 및 도 24 를 참고하면, 암모니아 연료 공급부(100)는 암모니아 연료 준비실(P) 내에 배치되며, 암모니아 연료 준비실(P)은 외부 갑판(D)에 설치될 수 있다.
가스연료 공급부(700)는 카고 컴프레서 룸(화물 압축기실)(C)에 배치되며, 카고 컴프레서 룸(C)은 외부 갑판(D)에 암모니아 연료 준비실(P)의 반대편에 배치될 수 있다. 예를 들어, 암모니아 연료 준비실(P)이 우현에 배치되면 카고 컴프레서 룸(C)은 좌현에 배치될 수 있다.
가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)는 엔진룸 구역(E)에 설치될 수 있다.
한편, 암모니아 가스터빈 전기추진 시스템을 사용함에 따라, 엔진룸 구역(E)에 암모니아 저장탱크(110)가 배치되어 엔진룸 구역(R)의 면적이 줄어들 수 있다. 또한, 암모니아 저장탱크(110)가 LNG 저장탱크(화물창)(600)가 배치되는 위치 및 엔진룸에 접하여 배치됨에 따라 선실구역(Q)은 선수측에 배치될 수 있다.
다른 실시예로서, 도 25 및 26에 도시된 바와 같이, 암모니아 저장탱크(110)를 선수구역(F)에 배치하고, 선실구역(Q)은 엔진룸 상부에 위치하게 구성할 수도 있다.
한편, 폐열 회수부(200)는, 선미 구역(A)의 상부에, 별도의 룸(room)을 구비하여 그 안에 배치된다.
폐열 회수부(200)는, 가스터빈(GT)의 배기가스 폐열을 회수하기 위한 폐열 회수장치(220)를 포함하며, 폐열 회수장치(220)는 연돌(U)에 연결되어 배치될 수 있다.
폐열 회수장치(220)와 암모니아 기화기(150) 및 연료 기화기(740)를 열매체를 이용하여 순환시키면, 열원 공급부(300)는 암모니아 연료 준비실(P) 또는 엔진룸(R)에 배치될 수 있다. 또는, 열원 공급부(300)에 포함되는 일부 구성요소는 암모니아 연료 준비실(P)에 배치되고, 나머지 구성요소는 엔진룸(R)에 배치될 수도 있다. 열원 공급부(300)는 위치적으로 거리가 먼 폐열 회수부(200)와, 암모니아 연료 준비실(P) 및 카고 컴프레서 룸(C)을 이어주는 이점이 있다.
한편, 국제 규정에서는 안전을 위해 LNG 저장탱크(600)의 압력을 조절하도록 요구하고 있다. 본 실시예에서는, LNG 저장탱크(600)의 압력을 조절하기 위해 LNG 증발가스를 LNG 저장탱크(600)로부터 배출시키고, 배출된 LNG 증발가스를 처리하는 방법으로서 본 실시예의 엔진, 즉, 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR) 중 어느 하나 이상의 연료로서 공급한다.
종래의 LNG 증발가스를 처리하기 위한 방법으로서, LNG 증발가스를 연료로 사용하며 연료 수요량을 초과하면 재액화시켜 처리하되, 어떤 이유에서 연료 공급 및 재액화가 모두 불가할 경우에는 LNG 저장탱크(600)의 압력을 유지하기 위한 목적으로 가스 소각기(Gas combustion unit; GCU)를 이용해 소각하는 방법을 일반적으로 사용하고 있었다.
가스 소각기는 장비 규모가 커서 많은 공간을 차지하고 증발가스를 소각하여 처리하는 경우 에너지를 낭비하며 이산화탄소도 배출하게 되는 문제가 있다.
본 발명의 실시예들에 따르면, 이를 해결하기 위해, 선박에 가스 소각기를 구비하지 않는다.
본 발명의 실시예들에 따른 선박은, 가스터빈(GT)을 GCU 대용으로 사용함으로써 GCU 설치비용을 줄일 수 있고, GCU 설치공간을 다양하게 활용할 수 있고, 선박의 중량을 감소시킬 수 있다.
가스터빈(GT)의 경우 부하가 0%부터 전력 생산이 가능한 최소부하에 도달할 때까지는 전력을 생산하지 않고 무부하 운전되는데, 무부하 운전 구간(idling mode)에서는 천연가스를 연료로 사용하기 때문에, 무부하 운전 구간으로 운전 시 가스터빈(GT)이 가스소각기의 역할을 대신할 수 있으며, 가스터빈(GT)의 용량에 따라서는 모든 LNG 증발가스를 소각할 수 있다.
용량이 작은 가스터빈(GT)을 이용할 경우, 기존의 가스 소각기의 역할은, 재액화부(800)와 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE), 보일러(BR)의 운전 조합으로 대신하여, LNG 증발가스를 전부 처리할 수 있다.
본 실시예의 가스터빈(GT), 발전기 엔진(GE) 및 보일러(BR)는 LNG 증발가스를 연료로 사용할 수 있다. 또한, 가스터빈(GT)과 발전기 엔진(GE)은 전력 생산 부하가 없어도 무부하 운전모드로 가동하여 LNG 증발가스를 소모할 수 있고, 보일러 또한 GCU 모드로 운전하여 천연가스를 소각할 수 있다. 보일러의 GCU 모드 운전 시 발생하는 잉여 증기는 응축시켜 처리할 수 있다.
예를 들어, 외기 온도가 35℃일 때 추산되는 LNG 증발가스량은, 1,750 kg/h(100%)이다.
본 발명의 실시예들에 따른 가스터빈(GT)을 최소 로드(20%)로, 무부하 운전 모드로 지속 운전하여 약 1,050 kg/h (60%)의 증발가스를 처리하고, 발전기 엔진(GE)의 기본 전력 생성 시 요구되는 기초 가스 소모량으로 약 200 kg/h (10%), 보일러(BR)를 GCU 모드로 운전할 때 가스 소모량으로 약 500 kg/h (30%)의 증발가스를 연소시켜, LNG 증발가스 전량을 소각하여 처리할 수 있다.
필요 시 LNG 저장탱크에서 발생하는 LNG 증발가스 전량을 각 장비들의 무부하 운전 및 GCU 모드 등의 운전 조합을 통해 소각하여 처리할 수 있도록 가스터빈 용량을 설계할 수 있고, 각 장비의 증발가스 처리 비율은 설치된 장비 특성과 선박 운용 상황 등에 따라 임의로 조절할 수 있다.
< ALS >
본 실시예의 시스템들은 선박에 마련되어 선체의 외부 바닥면에 공기를 분사하여 선체 이동 시 마찰저항을 감소시키는 공기 윤활시스템(Air Lubrication System, ALS)을 더 포함한다. 공기 윤활시스템은 선체 외부 바닥면으로 공기를 주입하여 선체와 바닷물 사이에 공기층을 연속으로 형성함으로써, 선박이 진행할 때 바닷물과 선체 사이의 마찰저항을 줄여 선박의 연비를 향상시킬 수 있도록 한다.
공기 윤활시스템(ALS)은, 선박 바닥으로 공기를 분사하기 위한 공기압축기, 공기이동을 위한 배관, 공기분사유닛(Air Injection Unit), 선체 바닥 표면부에 형성되는 레이어부(air layer), 제어부 등을 포함하여 구성된다. 본 실시예 시스템들에서는 연소용 공기(bleeding compressed air) 또는 가스터빈에서 배출되는 암모니아 배기가스 일부를 공기 윤활시스템으로 공급하여 윤활용 공기로 활용함으써, 공기압축기를 설치하지 않아 장치 설치비를 절감하고, 공기압축기의 운전에 필요한 전력사용 또한 절감하여 운전비용을 줄일 수 있다. 가스터빈의 연소용 공기 또는 배기가스는 30 ~ 34 bar 내외이고 공기 윤활시스템에서의 공기 분사 압력은 그보다 저압이므로 그에 맞추어 감압하여 분사될 수 있다. 그에 따라 공기 윤활시스템 운전에 필요한 공기 유량이 줄어드는 효과가 있다.
이와 같이 공기 윤활시스템을 구성하여 선박 운항 시 마찰 저항을 줄여 연비를 향상시키면서, 공기 윤활시스템 구성 및 운전에 필요한 비용을 절감할 수 있으며, 암모니아를 연료로 하는 발전기엔진에 의해 이를 구동시킴으로써, 선박 운항 시 온실가스 배출 감소 효과를 더욱 높일 수 있다.
<시동 시부터 부하에 따른 가스터빈 운전>
본 실시예의 가스터빈은 시동 시부터 일정한 부하에 이르기까지는 전력을 생산하지 않고 무부하 운전되고, 암모니아와 천연가스를 연료로 공급받을 수 있는 가스터빈이더라도 특정 부하에 따라 연료 공급이 제한될 수 있다.
본 실시예들에서는 먼저 부하를 기준으로 가스터빈의 운전 구간을 다음의 3가지로 분류한다.
1. 무부하 운전(Idling) 구간 - 가스터빈의 부하가 0%부터 전력 생산이 가능한 최소부하(BP)에 도달할 때까지(0 ＜ 가스터빈 부하(%) ≤ BP )
2. 제1 발전구간 - 최소부하부터 일정부하(TP)까지 (BP ＜ 가스터빈 부하(%) ≤ TP )
3. 제2 발전구간 - 일정부하 초과 시 (TP ＜ 가스터빈 부하(%))
앞서 기술한 바와 같이 종래의 주 추진기관은 점화 시 파일롯 오일을 필요로 하였으나, 본 실시예 선박들에 적용되는 가스터빈은 파일롯 오일 없이 구동된다. 다만 가스터빈은 시동 시부터 일정한 부하에 이를 때까지는 암모니아를 연료로 사용하지 않고 천연가스만을 연료로 공급받고, 전력을 생산하지 않는다. 무부하 운전 구간은 이와 같이 천연가스를 연료로 공급받으면서 전력을 생산하지 않는 구간이다. 전력 생산용 최소부하는 가스터빈에 따라 달라질 수 있으며, 일 예로 50%일 수 있고, 무부하 운전 구간에서는 추진용 전력을 포함한 선내 전력 수요처로 공급될 전력은 발전기 엔진에서 생산될 수 있다.
제1 발전구간은 전력 생산용 최소부하(BP)를 초과하여 가스터빈에서 전력을 생산하되, 연료로 여전히 천연가스만을 공급받는 구간이다. 가스터빈은 연료 전환을 위한 최소부하인 일정부하에 이를 때까지 천연가스만을 연료로 사용하여 선내에 필요한 전력을 생산한다. 연료 전환용 최소부하 또한 가스터빈에 따라 달라질 수 있고, 예를 들어 60%일 수 있다.
제2 발전구간은 가스터빈의 부하가 연료 전환용 최소부하를 초과하여, 가스터빈 연료를 암모니아로 전환하여 암모니아를 전소하여 사용하거나, 암모니아와 천연가스를 혼소하여 사용할 수 있는 구간이다. 제2 발전구간에서는 암모니아와 천연가스를 필요에 따라 0 ~ 100 %에서 혼소하여 사용하거나 필요에 따라 암모니아 또는 천연가스를 전소하여 사용하면서 선내에 필요한 전력을 생산하게 된다.
가스터빈에 공급되는 연료를 선택 가부를 기준으로 가스터빈의 운전모드는 다음 두가지로 분류된다.
1. 천연가스 운전모드 - 가스터빈에 천연가스만을 연료로 공급
2. 연료선택 운전모드 - 가스터빈에 암모니아와 천연가스 중 선택적으로 연료를 공급가능
이를 가스터빈의 부하 기준 운전 구간과 함께 살펴보면, 가스터빈 시동 시 파일롯 오일 없이 구동되어 무부하 운전 구간 및 제1 발전구간에서는 천연가스 운전모드로 운전되고, 제2 발전구간에서는 연료선택 운전모드로 전환된다.
가스터빈은 고부하로 운전할수록 효율이 높으므로 가스터빈 운전만으로 추진용을 포함한 선내 총전력 수요를 충당할 수 있는 때에는 가스터빈 부하를 높여 가스터빈만을 운전할 수 있다. 가스터빈이 최소부하에 도달하면 제1 및 제2 발전구간에서는 발전기 엔진의 부하를 줄이고 가스터빈의 부하를 점진적으로 증가시켜 추진용 전력을 포함하여 전력 수요처로 공급될 전력 전부를 가스터빈에서 생산하도록 운전할 수 있다.
예를 들어 시동 시부터 운전부하 60 %까지는 천연가스 운전모드로 천연가스만을 연료로 사용하여 구동되고, 가스터빈 운전부하가 60 % 이상에서 연료선택 운전모드로 구동되어 필요에 따라 암모니아 및 천연가스를 택일하거나 혼소하여 연료로 사용할 수 있다.
전술한 바와 같이 무부하 운전 구간에서는 가스터빈을 가동하지 않으므로 추진용 전력을 포함하여 선내 전력 수요처로 공급될 선내 총전력 수요에 필요한 전력을 발전기 엔진에서 생산하고, 가스터빈만으로 총전력 수요를 충당할 수 있으면 가스터빈만으로 전력을 생산할 수도 있다. 이와 같이 가스터빈과 발전기 엔진의 운전을 기준으로 가스터빈 운전모드는 다음 세가지로 분류된다.
1. 발전기 단독 운전모드 - 발전기 엔진만으로 총전력 수요에 필요한 전력을 생산하는 모드
2. 터빈 단독 운전모드 - 가스터빈만으로 총전력 수요에 필요한 전력을 생산하는 모드
3. 동시 운전모드 - 발전기 엔진과 가스터빈을 동시 운전하여 총전력 수요에 필요한 전력을 생산하는 모드
가스터빈은 고부하로 운전할수록 고효율이므로 가스터빈 운전만으로 선내 총전력 수요를 충당할 수 있는 때에는 터빈 단독 운전모드로 운전하면서 가스터빈 부하를 높여 가스터빈으로 전력을 생산할 수 있다. 또한, 선박이 정박 중인 때와 같이 선내 총전력 수요가 적은 경우나 가스터빈의 무부하 운전 구간에서는 발전기 단독 운전모드로 운전할 수 있다.
이때, 발전기 단독 운전모드나 터빈 단독 운전모드와 같이 발전기 엔진 또는 가스터빈이 단독 운전되는 상황에서는 갑작스런 부하 증가에 대비하기 위해 각 장비의 운전부하를 일부 제한하여, 제한된 최대부하값으로 운전하게 된다. 예를 들어, 터빈 단독 운전모드 운전 시 가스터빈의 단독 최대부하는 95%로 제한될 수 있고, 발전기 단독 운전모드 운전 시 발전기 엔진의 최대부하를 90%로 제한하여 갑작스런 부하 증가에 대비할 수 있다. 동시 운전모드에서는 발전기 엔진와 가스터빈이 함께 운전되므로 가스터빈은 최대부하 100%까지 제한없이 운전하고, 발전기 엔진의 최대부하를 일부 제한하여 갑작스런 전체전력 부하 증가에서 대비할 수 있다. 예를 들어, 동시 운전모드에서 가스터빈은 최대부하인 100%까지 운전하고, 발전기엔진의 동시 최대부하는 90%로 제한될 수 있다.
이러한 제한된 최대부하값 내에서 가스터빈 운전만으로 선내 총전력 수요를 충당할 수 있는 경우, 터빈 단독 운전모드를 선택하여 가스터빈 효율을 높여 운전할 수 있다.
선내 전력관리시스템에서 추진용 전력 및 선내 필요전력을 합한 선내 총전력 수요에 따라 운전모드를 선택하고, 가스터빈 및 발전기 엔진의 부하를 제어할 수 있다.
<가스터빈의 연료운전모드 >
암모니아와 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 가스터빈의 연료운전모드는 크게 다음의 3가지로 구성되며, 선박 운항 시 필요에 따라 해당 모드 중 선택하여 운전할 수 있다.
1. 암모니아 최대 모드 - 가스터빈의 연료로 암모니아를 우선 공급하는 연료운전모드
2. BOG 최대 모드 - 가스터빈의 연료로 LNG 저장탱크의 LNG에서 발생하는 LNG 증발가스를 우선 공급하고 연료 부족분에 대해 암모니아를 공급하는 연료운전모드
3. 천연가스 최대 모드 - 가스터빈의 연료로 LNG BOG를 우선 공급하고 연료 부족분에 대해 LNG 저장탱크의 LNG를 강제 기화시켜 공급하는 연료운전모드
암모니아 최대 모드 선택 시, 시동 시부터 가스터빈의 연료 전환이 가능한 최소부하에 이르는 무부하 운전 구간 및 제1 발전구간까지는 가스터빈에서 천연가스를 사용하여 운전하고, 연료 전환용 최소부하(예를 들어, >60 %)를 초과한 제2 발전구간부터는 암모니아로 연료를 전환하여 암모니아를 전소하여 사용하면서 부하를 유지할 수 있다. 선박 운항에 따른 이산화탄소 배출을 최소화하고 환경영향을 최소화할 수 있는 모드이다.
BOG 최대 모드, 시동 시부터 무부하 운전 구간 및 제1 발전구간까지는 천연가스를 사용하여 운전하고, 제2 발전구간에서는 LNG 증발가스(BOG)를 우선적으로 사용하면서 연료 부족분에 대해서는 암모니아를 보충적으로 공급하고 천연가스와 암모니아를 혼소하여 부하를 유지하는 모드이다. LNG 저장탱크의 증발가스 배출 및 처리를 통해 LNG 저장탱크의 압력을 조절하는 동시에 암모니아와 천연가스를 혼소함으로써 환경에 대한 영향을 줄일 수 있다. 자연기화된 천연가스를 우선적으로 연료로 소비함으로써 증발가스의 재액화에 필요한 전력 소모를 줄이고 경제적인 선박 운항이 가능하다.
천연가스 최대 모드는 시동 시부터 무부하 운전 구간 및 제1 발전구간에서는 천연가스를 사용하여 운전하고, 제2 발전구간에서는 자연기화된 LNG 증발가스를 우선적으로 사용하면서 BOG만으로 부족하면 연료 부족분에 대해서는 LNG 저장탱크의 LNG를 강제 기화시켜 가스터빈에 공급함으로써 천연가스만을 사용하여 운전하는 모드이다. 증발가스 배출을 통해 LNG 저장탱크의 내부 압력을 조절할 수 있고, 재액화에 필요한 전력 소모를 줄이면서 ENERGY DENSITY가 높은 자연기화 및 강제기화된 천연가스를 연료로 운전함으로써 경제적인 선박 운항을 할 수 있다.
<가스터빈의 연료전환>
전술한 바와 같이 천연가스와 암모니아를 연료로 사용하는 가스터빈이더라도 초기 구동 시에는 암모니아를 연료로 사용할 수 없다. 즉, 시동 시부터 초기 구동되는 동안(무부하 운전 구간 및 제1 발전구간)에는 천연가스만을 연료로 사용하고, 가스터빈의 운전부하가 일정 범위에 이르면(제2 발전구간) 그때부터 암모니아를 연료로 사용할 수 있다. 연료운전모드 선택에 따라 연료를 전환하여 암모니아 전소로 운전하거나, 필요에 따라 천연가스에 암모니아를 0 ~ 100 %로 혼소하여 가스터빈을 운전할 수도 있다.
예를 들어 가스터빈에서 요구하는 암모니아의 공급 사양은 압력 30 ~ 40 barg에 온도 100 ℃정도이고, 천연가스 공급 사양은 암모니아와 동일한 30 ~ 40 barg의 압력에, 온도는 40 ℃정도일 수 있다.
가스터빈에는 천연가스와 암모니아 연료공급을 위해 가스연료 공급라인(GL)과, 암모니아 공급라인(FL)의 두 라인이 분리되어 마련되고, 각 공급라인에는 연료 공급을 위한 주 공급밸브가 각각 마련되며, 인클로저 내부에서 각 공급라인에는 가스밸브 유닛 또한 각각 마련된다.
시동 시부터 가스터빈의 연료 전환용 최소부하에 이르는 가스터빈 구동 초기(무부하 운전 구간 및 제1 발전구간)에는 가스연료 공급라인(GL)을 통해 천연가스를 가스터빈에 공급하여 운전한다.
이러한 가스터빈의 무부하 운전 구간 및 제1 발전구간에서는 연료 공급을 위해 가스연료 공급부(700)가 지속적으로 작동한다. 추진용 전력 및 선내 필요전력을 합한 선내 총전력 수요에 따라 가스터빈에서 필요로 하는 연료 필요량이 달라지므로, 그에 따라 가스터빈에 공급되는 천연가스 양을 조절할 수 있다.
연료 전환이 가능한 제2 발전구간에서는 선원이 암모니아를 연료로 사용할 수 있는 모드(BOG 최대 모드 또는 암모니아 최대 모드)를 선택 시, 암모니아 연료 공급을 준비하기 위해 암모니아 공급라인을 퍼징한다.
또한, 암모니아 연료 공급을 위해 암모니아 저장탱크(110) 내의 암모니아 공급펌프(120)가 가동되어 탱크 내 암모니아를 버퍼탱크(130)로 이송한다. 암모니아 공급펌프는 버퍼탱크의 암모니아 액위에 따라 운전되며, 일정 수준의 액위가 되지 않으면 암모니아 저장탱크의 암모니아를 버퍼탱크로 이송하고, 일정 액위 이상이면 암모니아 공급펌프의 운전은 자동으로 멈춘다.
버퍼탱크의 액위가 일정 수준 이상이 되면 암모니아 연료 공급부의 암모니아 가압펌프(140)가 가동되어 암모니아를 펌핑하여 암모니아 기화기(150)로 이송한다. 암모니아 기화기 후단에서 온도를 측정하여 가스터빈에서 요구하는 공급온도가 되지 않을 경우 다시 버퍼탱크로 순환시키면서 암모니아 연료 공급을 준비한다.
이처럼 퍼징을 거쳐 암모니아 연료 공급부의 암모니아 연료 공급을 위한 준비가 완료되면 암모니아 연료 공급부(100)의 주 공급밸브(160)가 열리고, 인클로저 내부의 유량 제어 밸브(FVa)가 열려 선택한 운전 모드 및 가스터빈 부하에 따라 필요한 암모니아 가스량이 가스터빈으로 공급된다.
암모니아 가압펌프(140)는 속도 조절이 가능한 타입이 적용되어 가스터빈에서 요구하는 양 만큼 암모니아를 공급할 수 있다. 펌프의 최소유량보다 적은 양을 가스터빈에서 필요로 할 경우 암모니아 가압펌프에서 펌핑된 암모니아 중 잉여 유량은 암모니아 가압펌프 후단에서 버퍼탱크(130)로 순환된다.
암모니아는 액체 상태로 버퍼탱크로 이송되고 암모니아 가압펌프에서 펌핑된 후 암모니아 기화기(150)를 거쳐 기화되어 기체 상태로 가스터빈에 공급된다.
암모니아 최대 모드에서는 최종적으로 가스터빈으로 공급되는 연료 전량이 암모니아로 전환된다. 암모니아 가스 100%로 가스터빈 연료 전환이 완료되면 가스연료 공급부(700) 가동이 정지되고 가스연료 주 공급밸브(750)가 닫힌다. 가스연료 주 공급밸브 후단부터 가스터빈까지의 가스연료 공급라인(GL)은 가스터빈의 압축공기 또는 불활성가스(N2)에 의해 퍼징되고, 퍼징된 가스는 가스터빈의 연소실에서 연소되어 배기가스로 배출할 수 있다.
암모니아 최대 모드로 운전 중이던 가스터빈의 가동중지 전 또는 천연가스를 사용하는 연료운전모드로 변경 시, 다시 가스연료 주 공급밸브가 열리고 가스연료 공급부가 가동되며 가스터빈 부하에 맞게 천연가스가 공급되어 적정량이 혼소되어 운전된다.
암모니아의 경우 일정 농도이상의 암모니아 가스를 배출하지 못하도록 규정하고 있다. 따라서 암모니아로 운전 중이던 가스터빈 운전을 정지하는 경우, 천연가스를 사용하는 모드로 전환하여 일정시간 운전하면서 암모니아 공급라인을 퍼징하고 퍼징된 가스를 가스터빈에서 연소시킨 후 배기가스로 선외 배출할 수 있다.
천연가스로 운전 중 가스터빈 연료 전환 시 가스연료 공급라인을 퍼징하고 퍼징된 가스는 가스터빈의 연소실에서 연소 후 배기가스로 선외 배출할 수 있다. 가동중지 시 퍼징된 가스는 배기가스 배관을 따라 선외 배출된다.
<선박 운항에 따른 운전방법의 예>
선박의 정박 중, 또는 운항 중인 경우와 같이 구체적인 선박 운용 상황에 따른 운전방법의 예를 몇 가지 살펴본다.
1. 선박이 정박 중(선적 하역 포함)일 때
선박이 정박 중인 때에는 선내 전력 필요량이 적기 때문에 발전기 엔진을 운전하여 전력을 생산하고 공급한다. 선박에는 복수의 발전기 엔진이 마련되는데, 예를 들어 2대의 발전기엔진이 설치되는 경우 화물이 없을 때에는 한 대의 발전기를 운전하여 선내 전력 필요량을 충족할 수 있다.
선박이 액화천연가스 운반선인 경우 화물을 싣고 정박 중이면 많은 양의 LNG 증발가스가 발생하고, 가스터빈의 연료로 공급되는 양이 없으므로 증발가스를 재액화하기 위한 재액화부의 가동에 따라 선내 전력 필요량이 증가하게 된다. 따라서 복수의 발전기 엔진은 이러한 늘어난 전력 필요량을 감당할 수 있을 정도 용량으로 설계된다.
선적 및 하역 시 전기 히터를 가동하여 선내에 필요한 증기를 공급하며, 많은 양의 증기가 필요할 경우 보일러에서 증기를 생성할 수 있다. 보일러에는 천연가스가 연료로 공급될 수 있다.
발전기 엔진과 이중연료 보일러는 천연가스와 연료유를 사용할 수 있다.
2. 선박이 운항 중일 때
선박이 운항 중인 경우, 암모니아 최대 모드, BOG 최대 모드, 천연가스 최대 모드 중 연료운전모드를 선택하여 운전할 수 있다.
1) 암모니아 최대 모드로 운전될 때
- 발전기엔진 운전구간 (발전기 단독 운전모드) : 선박의 저속 운항 시, 예를 들어 가스터빈으로 전력 생산이 가능한 최소부하선속까지는(무부하 운전 구간) 발전기 엔진을 이용하여 추진 및 선내에 필요한 전력이 생산된다. 발전기 엔진은 BOG를 연료로 사용하여 발전하며, 천연가스를 공급할 수 없거나 필요한 경우 저유황마린가스유를 사용하여 운전할 수 있다.
- 가스터빈 운전구간 (터빈 단독 운전모드) : 발전기 엔진 운전구간에서 선속을 점진적으로 증가시키면 추진에 필요한 전력 요구량이 증가하게 된다. 선속 증가로 가스터빈의 전력 생산용 최저부하 이상의 전력이 필요하게 되면(제1 발전구간 및 제2 발전구간) 선내 전력관리시스템에 의해 발전기 엔진의 부하는 점진적으로 줄어들고 가스터빈만을 사용하여 운전할 수 있다.
제1 발전구간에서는 천연가스를 연료로 사용하여 가스터빈을 운전하고, 연료 전환용 최소부하를 초과하는 제2 발전구간에서는 천연가스와 암모니아를 함께 공급하되 점진적으로 암모니아 혼소율을 높여 천연가스에서 암모니아로 가스터빈 연료를 전환하여 최종적으로 암모니아 가스만을 사용하여 가스터빈을 운전할 수 있다.
가스터빈은 고부하로 운전할수록 효율이 높으므로 가스터빈 운전만으로 추진용을 포함한 선내 총전력 수요를 충당할 수 있는 때에는 가스터빈 부하를 높여 가스터빈만을 운전할 수 있다. 가스터빈만을 사용하여 운전할 경우 갑작스런 부하변동에 대비하여 가스터빈은 제한된 최대부하값으로 운전되며, 예를 들어 95% 내외로 최대부하가 제한될 수 있다.
선박이 액화천연가스 운반선인 때, 터빈 단독 운전모드에서 암모니아 최대 모드로 가스터빈을 운전하는 경우 최종적으로 암모니아만을 가스터빈 연료로 사용하고 발전기 엔진은 운전하지 않으므로 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 전량은 재액화하여 처리될 수 있다.
- 가스터빈 및 발전기 운전구간 (동시 운전모드) : 가스터빈의 제한된 최대부하값, 예를 들어 가스터빈 95% 부하 이상의 전력이 필요한 구간에서는 발전기 엔진을 가스터빈과 함께 운전한다. 암모니아 최대 모드에서는 가스터빈에는 암모니아가 연료로 공급되고, 암모니아를 연료로 사용하지 않는 발전기 엔진에는 자연기화 또는 강제기화된 천연가스가 연료로 공급될 수 있다.
발전기 엔진과 함께 운전하는 동시 운전모드에서 가스터빈은 100% 부하까지 운전할 수 있고, 부하변동에 대비하여 발전기엔진의 최대부하가 제한되어(예를 들어 90%), 부하변동에 대비한다.
2) BOG 최대 모드로 운전될 때
- 발전기 엔진 운전구간 (발전기 단독 운전모드) : 암모니아 최대 모드와 동일하게 운전된다. 가스터빈의 무부하 운전 구간에서는 발전기 엔진에서 BOG를 연료로 사용하여 추진 및 선내에 필요한 전력을 생산한다.
- 가스터빈 운전구간 (터빈 단독 운전모드) : 저속 운항되는 발전기 엔진 운전구간에서 선속을 점진적으로 증가시키면 추진에 필요한 전력 요구량이 증가하며, 가스터빈의 전력 생산용 최저부하 이상의 전력이 필요하게 되면 전력관리시스템에서는 발전기 엔진의 부하를 점차 줄이고 가스터빈 부하를 높인다. 가스터빈의 연료 전환용 최소부하 이상이더라도 BOG를 우선적으로 연료로 공급하고, BOG만으로 연료 수요를 충족하지 못하는 때에만 연료 부족분에 대해서 암모니아를 보충적으로 공급하여, 천연가스와 암모니아를 혼소하면서 부하를 유지할 수 있다.
전술한 바와 같이 가스터빈만을 사용하여 운전할 경우 부하변동에 대비하여 가스터빈의 최대부하가 일부 제한된다.
- 가스터빈 및 발전기 엔진 운전구간 (동시 운전모드) : 선박을 고속 운항하는 때와 같이, 가스터빈의 제한된 최대부하값 이상의 전력이 필요한 구간에서는 발전기 엔진을 가스터빈과 함께 운전한다. 발전기 엔진에는 BOG가 연료로 공급된다. BOG 최대 모드로 운전 시, 발전기 엔진은 암모니아를 연료로 사용하지 않으므로 BOG를 우선적으로 발전기엔진에 공급하고, 나머지 BOG를 가스터빈에 공급하면서 가스터빈의 연료 부족분만큼 암모니아를 공급해 혼소하여 가스터빈을 운전할 수 있다.
전술한 바와 같이 동시 운전모드이므로 가스터빈은 100% 부하까지, 발전기엔진은 부하변동에 대비하여 최대부하를 제한하여 운전할 수 있다.
3) 천연가스 최대 모드로 운전될 때
- 발전기 엔진 운전구간 (발전기 단독 운전모드) : 암모니아 최대 모드와 동일하게 운전된다.
- 가스터빈 운전구간 (터빈 단독 운전모드) : 저속 운항되는 발전기 엔진 운전구간에서 선속을 점진적으로 증가시켜 중속 운항되면, 가스터빈의 전력 생산용 최저부하(예를 들어 50%) 이상의 전력이 필요하고, 전력관리시스템에서는 발전기 엔진 부하를 줄이고 가스터빈만을 사용하여 운항할 수 있다. 천연가스 최대 모드에서는 BOG를 가스터빈 연료로 우선 공급하고, 연료 부족분에 대해서는 LNG 저장탱크의 LNG를 강제기화시켜 보충적으로 공급한다. 부하변동에 대비하여 단독 운전모드에서 가스터빈은 제한된 최대부하값으로 운전된다.
- 가스터빈 및 발전기 엔진 운전구간 (동시 운전모드) : 선박을 고속 운항하는 때와 같이, 가스터빈의 제한된 최대부하값 이상의 전력이 필요한 구간에서는 발전기 엔진을 가스터빈과 함께 운전한다. 천연가스 최대 모드에서는 가스터빈과 발전기 엔진 모두 천연가스를 공급하여 운전한다.
동시 운전모드이므로 가스터빈은 100% 부하까지, 발전기 엔진은 부하변동에 대비하여 최대부하를 일부 제한하여 운전하고, BOG를 가스터빈 및 발전기 엔진에 연료로 공급하고, 부족한 연료는 LNG 저장탱크의 액화천연가스를 강제기화시켜 공급한다.
이상과 같은 발전기 단독 운전모드, 터빈 단독 운전모드, 동시 운전모드는 선속을 기준으로 각각 저속 구간, 중속 구간, 고속 구간으로 지칭할 수도 있다.
즉, 저속 구간에서는 선박이 정박 중이거나 대략 가스터빈으로 전력 생산이 가능한 최소부하(예를 들어 50%) 이하의 선속인 때로, 추진을 포함한 선내 총전력 수요를 발전기 엔진을 우선 가동하여 충당하게 된다. 발전기 엔진은 이중연료 발전기로 천연가스나 저유황마린가스유(LSMGO)를 공급받으므로 자연기화된 천연가스(BOG) 또는 강제기화된 천연가스를 연료로 사용할 수 있고, LSMGO를 연료로 사용할 수 있다. 선속을 점차 증가시켜 추진에 필요한 전력이 증가하고 가스터빈의 전력 생산용 최소부하(50%) 이상의 전력이 필요하게 되면, 해당 선속부터 연료 전환용 최소부하까지는 천연가스를 사용하여 가스터빈을 운전한다.
중속 구간은, 가스터빈을 통해 선내 총전력 수요를 충당할 수 있는 구간이다. 제1 발전구간에서 가스터빈은 천연가스만을 연료로 사용하여 운전되고, 제2 발전구간이 되면 가스터빈 연료로 암모니아를 사용할 수 있는 선속 이상이므로, 터빈 단독 운전모드로 운전하면서 연료운전모드는 암모니아최대 모드, BOG 최대 모드, 천연가스 최대 모드 중에서 필요에 따라 선택할 수 있다. 각 연료운전모드 선택에 따라 암모니아 혼소율을 점진적으로 늘려 100% 암모니아 가스만을 사용하여 운전하거나, BOG를 우선 공급하면서 부족한 연료를 암모니아로 보충 공급해 혼소하여 운전하거나, BOG를 우선 공급 후 강제기화 천연가스를 공급하여 운전할 수 있다. 터빈 단독 운전모드에서는 갑작스런 부하변동에 대비하기 위해 가스터빈은 제한된 최대부하값으로 운전한다.
고속 구간에서는, 가스터빈 운전만으로 추진을 포함한 선내 총전력 수요를 충당하기 어렵기 때문에 가스터빈과 발전기 엔진을 함께 운전한다(동시 운전모드). 발전기 엔진과 가스터빈을 함께 운전하므로 가스터빈은 100% 부하까지 운전할 수 있고, 발전기 엔진의 최대부하를 제한하여 부하변동에 대비할 수 있다. 발전기 엔진은 암모니아를 연료로 사용하지 않으므로 자연기화 또는 강제기화 천연가스나 LSMGO를 공급받고, 각 연료운전모드 선택에 따라 가스터빈에서는 100% 암모니아만을 사용하거나, 발전기 엔진에 공급 후 남은 BOG를 우선 공급받고 부족한 연료를 암모니아로 보충 공급받아 혼소하거나, BOG 우선 공급 후 강제기화 천연가스를 공급받을 수 있다.
LNG 저장탱크 내 화물 유무 및 적재된 화물량에 따라 저장탱크에서 자연기화되는 천연가스 양이 다르고, 그에 따라 재액화에 필요한 전력 공급량이 변화하기 때문에 저속, 중속, 고속 구간에 해당하는 선속은 변경될 수 있다.
상술한 본 발명의 일 실시예들을 설명하는데 있어서, 반드시 포함한다거나 반드시 필요하지 않다고 특별히 명시한 경우를 제외하면, 각 실시예들에 대한 구체적인 설명 여부와, 각 도면들에 특정 구성요소나 기재가 표시되어 있는지 여부가, 본 발명의 각 실시예들을 적용하는데 있어서 해당 구성요소나 기재를 필수로 포함하거나 배제하는 것을 의미하는 것은 아니며, 상술한 구성요소들 및 작동방법들을 적절히 종합하고 변형하여 다양한 방식으로 적용할 수 있을 것이다.
이상과 같이 본 발명에 따른 실시예를 살펴보았으며, 앞서 설명된 실시예 이외에도 본 발명이 그 취지나 범주에 벗어남이 없이 다른 특정 형태로 구체화될 수 있다는 사실은 해당 기술에 통상의 지식을 가진 이들에게는 자명한 것이다. 그러므로 상술한 실시예는 제한적인 것이 아니라 예시적인 것으로 여겨져야 하고, 이에 따라 본 발명은 상술한 설명에 한정되지 않고, 첨부된 청구항의 범주 및 그 동등 범위 내에서 변경될 수도 있다.
<부호의 설명>
100 : 암모니아 연료 공급부
110 : 암모니아 저장탱크 120 : 암모니아 공급펌프
130 : 버퍼탱크 140 : 암모니아 가압펌프
150 : 암모니아 기화기 160 : 암모니아 주 공급밸브
200 : 폐열 회수부
210 : 예열기 220 : 폐열 회수장치
230 : 초임계 터빈 240 : 복열기
250 : 예냉기 260 : 초임계 압축기
270 : 열회수 냉각기 280 : 열원 공급밸브
290 : 열원 분기밸브
300 : 열원 공급부
310 : 열매체 탱크 320 : 열매체 순환펌프
330 : 열매체 가열기
400 : 암모니아 응축부
410 : 암모니아 압축기 420 : 암모니아 응축기
430 : 리시버 440 : 냉열 회수장치
450 : 가스리시버 460 : 비상정지밸브
470 : 암모니아감지부 480 : 암모니아배출밸브
490 : 역류방지밸브
500 : 암모니아 처리부
510 : 분리기 520 : 흡수기
530 : 드레인 탱크 540 : 암모니아 빌지탱크
550 : 청정 드레인 탱크 551 : 드레인 온도 측정부
560 : 칠러 570 : 청정 드레인 펌프
700 : 가스연료 공급부 600 : LNG 저장탱크
710 : 연료 공급펌프 720 : 가스연료 압축기
730 : 연료 가압펌프 740 : 연료 기화기
750 : 가스연료 주 공급밸브 760 : 기화 열원밸브
800 : 재액화부
810 : 증발가스 압축기 820 : 냉매 순환장치
830 : 재액화 장치
GT : 가스터빈
CF : 연소용 공기필터 VF : 공기필터
CI : 연소용 공기 흡입덕트 VI : 환기용 공기 흡입덕트
CO : 연소용 공기 배출덕트 VO : 환기용 공기 배출덕트
T : 터빈 G : 발전기
FN : 환기 팬
GE : 발전기 엔진
BR : 보일러 VM1, VM2 : 벤트 마스트
FL : 암모니아 공급라인 BL : 암모니아 증발가스 라인
RL : 암모니아 재액화 라인 GL : 가스연료 공급라인
LL : 강제기화 라인 TL : 재액화 회수라인
CL : 탱크 냉각라인 DL : 암모니아배출라인
EL : 배기가스 라인 HL : 열매체 순환라인
HL1 : 증기 가열라인 HL2 : 증기 분기라인
HL3 : 열원 공급라인 HL4 : 기화 열원라인
HL5 : 열매체 기화라인 PL : 퍼징가스 응축라인
SL : 초임계 라인 SL1 : 초임계 분기라인
A : 선미구역 F : 선수구역
E : 엔진룸 구역 U : 연돌
P : 암모니아 연료 준비실 C : 카고 컴프레서 룸
D : 외부 갑판 Q : 선실구역
QC : 공기조화유닛

Claims (8)

  1. 기체 상태의 암모니아를 연료로 사용하여 전력을 생성하는 가스터빈;
    상기 가스터빈에 기체 상태의 암모니아 연료를 공급하기 위한 암모니아 연료 공급부; 및
    상기 가스터빈 및 암모니아 연료 공급부 중 어느 하나 이상을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스 중의 암모니아를 처리하기 위한 암모니아 처리부;를 포함하고,
    상기 암모니아 연료 공급부로부터 상기 가스터빈으로 공급된 기체 상태의 암모니아는 상기 암모니아 연료 공급부로 회수되는 양 없이 상기 가스터빈에서 전부 소모되는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 암모니아 연료 공급부는,
    암모니아를 액체 상태로 저장하는 암모니아 저장탱크;
    상기 액체 상태의 암모니아를 상기 가스터빈에서 요구하는 압력으로 가압하는 암모니아 가압펌프; 및
    상기 암모니아 가압펌프에 의해 가압된 암모니아를 기화시켜 기상 암모니아를 생성하는 암모니아 기화기;를 포함하고,
    상기 암모니아 기화기에서 생성된 기상 암모니아의 온도는 상기 기상 암모니아의 이슬점보다 높은, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 가스터빈으로부터 배출되는 배기가스의 폐열을 회수하여 초임계 이산화탄소를 생성하고, 초임계 이산화탄소를 팽창시켜 전력을 생성하는 폐열 회수부;를 더 포함하고,
    상기 암모니아 기화기에서는, 폐열 회수부로부터 초임계 이산화탄소의 열에너지를 공급받아 액체 상태의 암모니아를 기화시키는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템.
  4. 청구항 2에 있어서,
    증기와 물을 열교환시켜 생성한 고온의 물을 액상의 암모니아를 기화시키는 열원으로서 상기 암모니아 기화기로 공급해주기 위한 열원 공급부;를 더 포함하는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템.
  5. 청구항 1에 있어서,
    상기 암모니아 연료 공급부에서 생성된 암모니아 증발가스를 응축시켜 재액화 암모니아 증발가스를 생성하는 암모니아 응축부;를 더 포함하는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템.
  6. 액체 상태로 저장된 암모니아를 기화 및 가열하여 기상 암모니아를 생성하는 단계;
    상기 기상 암모니아를 연소시켜 가스터빈을 구동시킴으로써 전력을 생성하고, 생성된 전력을 추진에너지로 사용하는 단계; 및
    상기 가스터빈과 상기 기상 암모니아를 생성하기 위해 사용되는 배관 및 장치들 중 어느 하나 이상을 퍼징하면서 생성된 퍼징가스를 대기 중으로 방출하기 전에, 상기 퍼징가스 중의 암모니아를 흡수하여 대기 중으로 방출하는 퍼징가스의 암모니아 농도를 낮추는 단계;를 포함하고,
    상기 가스터빈으로 공급된 기상 암모니아는 상기 가스터빈으로부터 회수 및 배출되는 양 없이 상기 가스터빈에서 전부 연소되는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 방법.
  7. 청구항 6에 있어서,
    상기 기상 암모니아를 생성하는 단계는,
    액상 암모니아를 가스터빈에서 요구하는 압력으로 가압하는 단계; 및
    상기 가압된 액상 암모니아를 상기 암모니아의 이슬점보다 높은 온도로 기화시키는 단계;를 포함하는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 방법.
  8. 청구항 6에 있어서,
    암모니아 외에 다른 가스연료가 자연기화하여 생성된 증발가스를 상기 가스터빈에서 요구하는 압력으로 압축하는 단계; 및
    상기 압축하는 단계에서 압축한 증발가스를 상기 가스터빈의 연료로 공급하는 단계;를 더 포함하는, 암모니아 가스터빈 연료 공급 방법.
PCT/KR2024/095558 2023-09-06 2024-03-15 선박의 암모니아 가스터빈 연료 공급 시스템 및 방법 WO2025053722A1 (ko)

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