CN118076533A - 蒸发气体再液化系统及包括其的船舶 - Google Patents
蒸发气体再液化系统及包括其的船舶 Download PDFInfo
- Publication number
- CN118076533A CN118076533A CN202280062607.5A CN202280062607A CN118076533A CN 118076533 A CN118076533 A CN 118076533A CN 202280062607 A CN202280062607 A CN 202280062607A CN 118076533 A CN118076533 A CN 118076533A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- boil
- intercooler
- liquefied
- liquefied gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 55
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 54
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 54
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 406
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 41
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 26
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 15
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 13
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 12
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 10
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 7
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 7
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 6
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LVGUZGTVOIAKKC-UHFFFAOYSA-N 1,1,1,2-tetrafluoroethane Chemical compound FCC(F)(F)F LVGUZGTVOIAKKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified gases
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
- F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
- F17C2221/03—Mixtures
- F17C2221/032—Hydrocarbons
- F17C2221/035—Propane butane, e.g. LPG, GPL
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
- F17C2265/03—Treating the boil-off
- F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
- F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
- F17C2265/03—Treating the boil-off
- F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
- F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
- F17C2265/034—Treating the boil-off by recovery with cooling with condensing the gas phase
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2270/00—Applications
- F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
- F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
- F17C2270/0105—Ships
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明涉及蒸发气体再液化系统及包括其的船舶，作为对重烃的液化气体进行处理的系统，包括：压缩机，多级压缩在液化气体储存罐中产生的蒸发气体；冷凝器，对在所述压缩机中被压缩的蒸发气体进行冷凝；中间冷却器，使在所述冷凝器中被冷凝的液态蒸发气体中的一部分与剩余部分彼此热交换，将在热交换的作用下产生的气态蒸发气体传输到所述压缩机，将液态蒸发气体传输到所述液化气体储存罐；以及液化气体泵，对所述液化气体储存罐的液化气体加压；所述液化气体泵将液化气体传输到所述中间冷却器，使所述中间冷却器内的气态蒸发气体液化。
Description
技术领域
本发明涉及蒸发气体再液化系统及包括其的船舶。
背景技术
在以装载各种货物的状态航行于大海的船舶中，在运输诸如液化天然气(Liquefied Natural Gas)或液化石油气(Liquefied Petroleum Gas)等液化气体的液化气体运输船设置有将沸点低于常温的气体强制液化并以液体状态储存的储存罐。
液化天然气是对通过精炼从气田采集的天然气来获取的甲烷(CH4)进行冷却而液化的，作为无色·透明的液体几乎没有污染物质且热量高，是非常优异的燃料。相反，液化石油气是将以从油田与石油一起产生的丙烷(C3H8)和丁烷(C4H10)为主成分的气体制作成液体的，作为家庭用、业务用、工业用、汽车用等的燃料广泛使用。液化天然气通过液化被缩减到1/600的体积，液化石油气通过液化使丙烷缩减为1/260的体积，使丁烷缩减为1/230的体积，因此具有储存效率高的优点。
然而，虽然储存这样的液化气体的储存罐实现了隔热功能，但并不能完全阻断液化气体的汽化。因此，在储存罐内会产生液化气体蒸发的气体状态的蒸发气体，由于蒸发气体会使储存罐的内压上升，为了安全，应从储存罐排出蒸发气体。
为了降低储存罐的内压，从储存罐排出的蒸发气体通过气体燃烧装置(GasCombustion Unit)燃烧并丢弃。但是，蒸发气体也相当于船舶运输的货物中的一部分，因此，蒸发气体的排出会导致货物运输的可靠性降低而成为问题。
因此，近年来，正在进行针对能够不丢弃从储存罐产生的蒸发气体并有效地处理的方案的持续研究和开发。
发明内容
发明要解决的问题
本发明是为了解决上述的现有技术的问题而提出，本发明的目的在于，提供一种蒸发气体再液化系统及包括其的船舶，通过使用液化气体来抑制当液化气体的再液化时未被冷凝的非冷凝气体的产生本身，或者通过将非冷凝气体单独分离并处理，从而能够提高再液化效率。
用于解决问题的手段
在根据本发明一侧面的蒸发气体再液化系统中，作为对重烃的液化气体进行处理的系统，包括：压缩机，多级压缩在液化气体储存罐中产生的蒸发气体；冷凝器，对在所述压缩机中被压缩的蒸发气体进行冷凝；中间冷却器，使在所述冷凝器中被冷凝的液态蒸发气体中的一部分与剩余部分彼此热交换，将在热交换的作用下产生的气态蒸发气体传输到所述压缩机，将液态蒸发气体传输到所述液化气体储存罐；以及液化气体泵，对所述液化气体储存罐的液化气体加压；所述液化气体泵将液化气体传输到所述中间冷却器，使所述中间冷却器内的气态蒸发气体液化。
具体而言，所述中间冷却器可以通过减压阀对在所述冷凝器中被冷凝的液态蒸发气体中的一部分进行减压后储存在内部并使剩余部分通过内部，使蒸发气体彼此进行热交换，所述液化气体泵可以向所述中间冷却器的内部注入液化气体，使液化气体降低储存在所述中间冷却器内部的一部分蒸发气体的温度，并冷却通过所述中间冷却器内部的剩余蒸发气体。
具体而言，液化气体可以是沸点彼此不同的第一物质和第二物质的混合物，所述中间冷却器可以在蒸发气体之间进行热交换时，将沸点相对较低的第一物质作为气态蒸发气体传输到所述压缩机。
具体而言，所述液化气体泵可以将液化气体传输到所述中间冷却器，使所述中间冷却器内的第一物质的蒸发量限制在预先设定值以内。
具体而言，随着系统运行时间的推移，第一物质在所述压缩机、所述冷凝器以及所述中间冷却器持续循环，流动在所述冷凝器的蒸发气体的第一物质比率增加，所述液化气体泵可以将液化气体传输到所述中间冷却器，减少从所述中间冷却器向所述压缩机传输的第一物质的流量，以使流动在所述冷凝器的蒸发气体内的第一物质比率处于预先设定值以内。
具体而言，所述液化气体泵可以在流动于所述冷凝器的蒸发气体内的第一物质比率为预先设定值以上的情况下，将液化气体传输到所述中间冷却器。
根据本发明一侧面的船舶具有所述蒸发气体再液化系统。
发明效果
本发明的蒸发气体再液化系统及包括其的船舶通过使用低温的液化气体，使得在液化石油气的再液化过程中不会产生非冷凝气体，或者将非冷凝气体分离并进行冷却而使其液化，从而能够创新性地改善再液化性能。
附图说明
图1是本发明第一实施例的蒸发气体再液化系统的概念图。
图2是本发明第二实施例的蒸发气体再液化系统的概念图。
具体实施方式
从以下的详细说明和优选实施例，进一步明确本发明的目的、特定的优点以及新特征。应当注意的是，在本说明书中，对各个附图的复数个构成要素附加附图标记时，即使在不同附图上示出，针对相同的构成要素也尽可能具有相同的附图标记。另外，在对本发明进行说明时，当判断为针对相关的公知技术的具体说明可能不必要地模糊本发明的要旨，则省略其详细说明。
在本说明书中，液化气体作为重烃，可以是液化石油气(丙烷、丁烷等)，但并不局限于此，可以包括因沸点低于常温而为了储存强制液化并具有发热量的所有物质(丙烯、氨、氢等)。
此外，在本说明书中需要说明的是，液化气体/蒸发气体是以罐内部的状态为基准进行区分的，并非由名称而必须限制为液态或气态。
本发明包括具有以下说明的蒸发气体再液化系统的船舶。此时，船舶是包括气体运输船、运输非气体的货物或人的商船、FSRU(Floating Storage and RegasificationUnit，浮式储存及再汽化装置)、FPSO(Floating Production Storage and Offloading，浮式液化天然气生产储卸装置)、加油船(Bunkering vessel)、离岸工厂等的概念，但是，需要说明的是，作为例示可以是液化石油气运输船。
虽然在本发明的附图中并未示出，但是，压力传感器(PT)、温度传感器(TT)等可以不被限制地设置在适合的位置，通过各个传感器的测量值可以在对以下说明的复数个构成的运转中不受限制的状态下多样地被使用。
以下，参照附图，对本发明的优选实施例详细说明。
图1是本发明第一实施例的蒸发气体再液化系统的概念图。
参照图1，本发明一实施例的蒸发气体再液化系统1包括液化气体储存罐10、缓冲存储器20、压缩机30、冷凝器40、接收器50、中间冷却器60、压力调节阀70、液化气体泵90以及燃料供应部100。
液化气体储存罐10储存液化石油气或氨气等的液化气体。在船舶的船内或船外可以设置有一个以上的液化气体储存罐10，液化气体储存罐10将沸点低于常温的气体液化并以极低温状态储存。
液化气体储存罐10可以构成为膜片型、独立型、压力容器型等的类型，但不作出特别的限定。然而，与类型无关地，在液化气体储存罐10的内部的液化气体中的一部分因自然汽化而产生蒸发气体，且蒸发气体引起液化气体储存罐10的内压上升，从而可能成为问题。因此，本实施例将蒸发气体排出到液化气体储存罐10的外部，被排出的蒸发气体被再液化，并可以返回到液化气体储存罐10。
或者，本发明也可以将蒸发气体使用为需求处(未图示)的燃料，而此时，需求处可以是设置于船舶的引擎、涡轮机、锅炉、燃料电池、燃烧器等，可以是使船舶推进的推进机构或用于承担船舶内部电力负载的发电机构等。
在液化气体储存罐10可以设置有用于排出蒸发气体的蒸发气体排出管线L10，蒸发气体排出管线L10可以从液化气体储存罐10延伸并连接到蒸发气体再液化系统1。
在缓冲存储器20连接有蒸发气体排出管线L10，并临时储存从液化气体储存罐10排出的蒸发气体。缓冲存储器20作为分离气态和液态的离析器，对从液化气体储存罐10排出的蒸发气体进行气液分离并仅将气体状态的蒸发气体供应至压缩机30，以防止压缩机30的损伤。
在缓冲存储器20中被分离的气态的蒸发气体可以通过蒸发气体液化管线L20传输到压缩机30。蒸发气体液化管线L20作为从缓冲存储器20延伸并经由冷凝器40向液化气体储存罐10传输蒸发气体的构成，在蒸发气体液化管线L20可以设置有压缩机30、冷凝器40、接收器50、压力调节阀70等。此外，蒸发气体液化管线L20可以设置成经过中间冷却器60。
压缩机30对在液化气体储存罐10中产生的蒸发气体进行压缩。压缩机30可以是圆心型或往复动型等，可以设置成包括复数个压缩级的多级。此外，压缩机30也可以并联设置，以作为候补或分担负载。
压缩机30可以将流入的1bar左右的蒸发气体压缩成10至100bar，如果利用压缩机30来压缩蒸发气体，则蒸发气体的沸点会上升。因此，即使被压缩的蒸发气体未被冷却至大气压下的沸点(作为一例，LPG的情况为零下55度)，也能够处于可液化的状态。
压缩机30可以构成为三级，在一级30a将蒸发气体压缩至4bar左右，在二级30b将蒸发气体压缩至10bar左右，在三级30c将蒸发气体压缩至20～30bar左右。当然，不会对压缩机30和压缩级压缩的蒸发气体的压力作出特别的限定。
在从缓冲存储器20向冷凝器40连接的蒸发气体液化管线L20可以串联设置有复数个压缩级，并构成多级压缩机30，在蒸发气体液化管线L20上的压缩级之间的中间级可以连接有作为中间冷却器60的第一中间冷却器60a和第二中间冷却器60b。
从压缩机一级30a排出的低压的蒸发气体在经过第二中间冷却器60b后被传输至压缩机二级30b，从压缩机二级30b排出的中压的蒸发气体在经过第一中间冷却器60a后被传输至压缩机三级30c，从压缩机三级30c排出的高压的蒸发气体被传输至冷凝器40。
此时，虽然稍后会进行说明，但中间冷却器60作为在没有额外的制冷剂的情况下，将被减压的蒸发气体利用为制冷剂的冷却设备，可以对从压缩机30流入的低压蒸发气体或中压蒸发气体进行冷却。因此，中间冷却器60可以在压缩机30的中间级实现冷却。
当然，压缩机30也可以使蒸发气体从一级30a绕过中间冷却器60而传输到二级30b，并从二级30b绕过中间冷却器60而传输到三级30c，中间冷却器60的绕道可以根据中间冷却器60的内压、蒸发气体的温度等的变量来多样的进行控制。
蒸发气体可以从液化气体储存罐10以零下50度左右排出，排出的蒸发气体可以在经过缓冲存储器20后，以1bar左右、零下20度左右流入压缩机一级30a。
然后，蒸发气体从压缩机一级30a以4bar左右、40度左右的状态排出并流入第二中间冷却器60b，在第二中间冷却器60b被冷却至30度左右后，被传输至压缩机二级30b。
然后，蒸发气体从压缩机二级30b以10bar左右、70度左右的状态排出并流入第一中间冷却器60a，在第一中间冷却器60a被冷却至60度左右后，被传输至压缩机三级30c。最后，可以从压缩机三级30c以20～30bar左右、100度左右的状态排出，之后在冷凝器40被冷却至40度左右。
然而，在蒸发气体液化管线L20可以设置有迂回管线(未图示)，以在从各个压缩机30吐出的蒸发气体的温度不高的情况，或需要吐出高温的蒸发气体的情况等的状况下，使蒸发气体能够绕过中间冷却器60。
迂回管线设置于蒸发气体液化管线L20，以使被压缩的蒸发气体绕过中间冷却器60，作为一例，迂回管线可以设置为在二级30b被压缩的蒸发气体绕过第一中间冷却器60a而流入压缩机三级30c。
在迂回管线可以设置有阀(未图示)，阀可以根据压缩机二级30b等的负载或蒸发气体的温度条件等来调节开度。然而，即使在压缩机30中被压缩的蒸发气体随着迂回管线绕过中间冷却器60的情况下，也可以向压缩机30传输在中间冷却器60内产生的气态蒸发气体。
本实施例并非将压缩机30局限于三级30c，可以是二级或四级以上的多级结构。然而，本实施例可以使蒸发气体在被压缩的过程中经过中间冷却器60。
冷凝器40将被压缩的蒸发气体冷却并使其至少一部分再液化。此时，需要说明的是，虽然冷凝器40能够使蒸发气体再液化，但在实际运转时，在各种各样因素的作用下，并不排除完全无法构成蒸发气体的再液化，或仅蒸发气体中的一部分再液化的状况。
这是因为蒸发气体内混合有沸点不同的物质。作为一例，在以丙烷和丁烷为主成分但包含有乙烷的LPG的情况下，由于乙烷的沸点低于丙烷/丁烷，因此乙烷等的一部分成分可能无法再液化。
冷凝器40设置在构成为多级的压缩机30的下游，可以利用未被限制的各种各样制冷剂(作为一例，海水、清水、乙二醇水、氮、液化天然气、液化石油气、丙烷、四氟乙烷(R134a)，二氧化碳等)来冷却蒸发气体。
冷凝器40可以降低在压缩机30中被压缩的蒸发气体的温度，但可以不降低到大气压下的蒸发气体的沸点。这是因为压缩机30压缩蒸发气体，导致沸点上升。
然而，冷凝器40可以考虑从最终级(作为一例，三级30c)的压缩机30吐出的蒸发气体的压力来调节蒸发气体的冷却温度。
接收器50临时储存在冷凝器40中被液化的蒸发气体。从冷凝器40到液化气体储存罐10之间设置有用于将冷却的蒸发气体传输至液化气体储存罐10的蒸发气体液化管线L20，而接收器50可以配置在蒸发气体液化管线L20上的冷凝器40的下游和中间冷却器60的上游。
接收器50可以与缓冲存储器20相似地具有气液分离功能，可以将冷却的蒸发气体中的液化的蒸发气体传输至中间冷却器60。然而，接收器50可以储存冷却的蒸发气体中的未液化的蒸发气体，而不向外部排出，并在此情况下，随着接收器50内压上升，利用后述的减压阀61来进行减压时，能够提高蒸发气体的冷却效果。
当然，在本实施例中，接收器50可以进行各种变形，以能够通过放气管L23将未液化的蒸发气体(非冷凝气体)传输至通风集管(vent header)或液化气体储存罐10，或者传输到压缩机三级30c与冷凝器40之间等。
然而，接收器50可以被省略，在此情况下，在冷凝器40中被冷却的蒸发气体在没有额外的气液分离的状态下传输至中间冷却器60。
中间冷却器60可以使在冷凝器40中被液化的蒸发气体中的一部分与剩余部分彼此进行热交换。在中间冷却器60连接有第一蒸发气体分支管线L21a，所述第一蒸发气体分支管线L21a从中间冷却器60的上游的蒸发气体液化管线L20分支并设置有减压阀61，此外，在中间冷却器60设置有冷却流路62，以使在冷凝器40中被冷却的蒸发气体通过。
中间冷却器60具有容纳通过减压阀61被减压的蒸发气体的空间，第一蒸发气体分支管线L21a设置成在中间冷却器60内具有开放的形态，以向中间冷却器60内部填充蒸发气体，冷却流路62设置为使蒸发气体经过中间冷却器60内部。
设置于第一蒸发气体分支管线L21a的减压阀61可以对被冷凝器40冷却后从中间冷却器60上游分支的蒸发气体进行减压。由于减压阀61利用焦耳-汤姆森阀或膨胀器等，对蒸发气体进行减压并冷却(焦耳-汤姆森效应)，因此，针对被冷凝器40冷却的蒸发气体，减压阀61可以以更高的比率使蒸发气体液化(或过度冷却)。
因此，中间冷却器60通过使蒸发气体液化管线L20的冷却流路62经过在减压的作用下被液化的蒸发气体的内部，从而无需额外的制冷剂，也能够通过蒸发气体之间的非接触式热交换实现稳定的液化。在这样的方面中，中间冷却器60可以被称作热交换器，作为一例，可以视作浴式(bath type)热交换器。此时，为了提高液化效率，冷却流路62可以以线圈形态设置在被液化的蒸发气体的内部。
在设置有两台以上的中间冷却器60的情况下，减压阀61可以设置在每一个蒸发气体液化管线L20中的从各个中间冷却器60的上游分支并连接到中间冷却器60连接的第一蒸发气体分支管线L21a。
此外，中间冷却器60可以在冷凝器40上游实现为压缩机30的中间级冷却机的作用。中间冷却器60从蒸发气体液化管线L20连接到压缩机30的中间级，可以利用被减压的蒸发气体使通过压缩机30的复数个压缩级中的一部分来压缩的蒸发气体冷却，并可以在热交换的作用下产生的蒸发气体传输到压缩机30。
在中间冷却器60可以设置有压缩气体流入口(未图示)，所述压缩气体流入口与冷凝器40上游的蒸发气体液化管线L20连接并使利用压缩机30的至少一级30a被压缩的蒸发气体流入内部。压缩气体流入口可以设置在比储存于中间冷却器60内部的液态蒸发气体的水平面(Level)更高的位置上，这是为了抑制被液化的蒸发气体进行不必要的汽化。
此外，在中间冷却器60可以设置有减压气体流入口(未图示)，所述减压气体流入口与第一蒸发气体分支管线L21a连接并使液化的蒸发气体流入内部，减压气体流入口可以设置在比中间冷却器60内的液态蒸发气体的水平面更高的位置上。
因此，通过压缩气体流入口流入的蒸发气体可以与在减压的作用下被液化的蒸发气体接触并被冷却/液化。通过这样的接触式热交换，压缩机30中间级中的冷却可以由中间冷却器60来实现。
在中间冷却器60内部可以设置有与压缩气体流入口相对的分隔壁(未图示)，分隔壁可以防止被压缩的蒸发气体不在中间冷却器60内被冷却而直接排向下一个压缩机30。
在本实施例中，可以设置有总共两台中间冷却器60，第一中间冷却器60a可以设置在以冷凝器40下游的蒸发气体流动为基准的两台中间冷却器60中的上游，可以设置为使压缩机二级30b与压缩机三级30c之间的蒸发气体流入。
此外，第二中间冷却器60b可以设置在以冷凝器40下游的蒸发气体流动为基准的两台中间冷却器60中的下游，可以设置为使压缩机一级30a与压缩机二级30b之间的蒸发气体流入。
因此，蒸发气体可以沿着蒸发气体液化管线L20流入压缩机一级30a-第二中间冷却器60b-压缩机二级30b-第一中间冷却器60a-压缩机三级30c-冷凝器40(或绕过中间冷却器60)，在冷凝器40中被冷却的蒸发气体可以沿着蒸发气体液化管线L20经过第一中间冷却器60a-第二中间冷却器60b-压力调节阀70并返回到液化气体储存罐10。
在此情况下，在冷凝器40中被冷却的20～30bar，40度左右的蒸发气体可以在经过第一中间冷却器60a后压力几乎没有发生变化且温度降至30度以下，在追加经过第二中间冷却器60b后压力几乎没有发生变化且温度降至零下。
然后，如果在压力调节阀70的作用下，压力降低至液化气体储存罐10的内压相似的水准，则蒸发气体可以被冷却至低于大气压下的沸点的温度左右，最终被再液化而能够返回到液化气体储存罐10。
在本实施例中，可以使用第二蒸发气体分支管线L21b替代第一蒸发气体分支管线L21a，或者与第一蒸发气体分支管线L21a一起使用。与第一蒸发气体分支管线L21a相比，第二蒸发气体分支管线L21b在蒸发气体液化管线L20中的分支位置上存在差异。
即，在第二蒸发气体分支管线L21b的情况下，可以设置成从第二中间冷却器60b的下游的一位置分支，并分别朝向第一中间冷却器60a和第二中间冷却器60b分支连接。
然而，在第二蒸发气体分支管线L21b的情况下，由于与第一蒸发气体分支管线L21a相同地，也设置有减压阀61，因此，能够对经过两个中间冷却器60而被冷却的蒸发气体进行减压追加冷却后，将其传输至各个中间冷却器60。
本实施例可以包括两种蒸发气体分支管线L21，也可以包括至少任一个蒸发气体分支管线L21。在包括两种蒸发气体分支管线L21的情况下，可以根据蒸发气体的温度或流量等的各种各样变量来控制各个蒸发气体分支管线L21中的流动。
压力调节阀70设置在蒸发气体液化管线L20中的第二中间冷却器60b的下游和液化气体储存罐10的上游，并根据液化气体储存罐10的内压来调节蒸发气体的压力，作为一例，对蒸发气体进行减压。
压力调节阀70可以将20～30bar的蒸发气体减压至1bar左右，以与液化气体储存罐10的内压对应，可以与减压阀61相同/相似地，是焦耳-汤姆森阀等。
当压力调节阀70对蒸发气体进行减压时，在减压的作用下，蒸发气体的温度下降。作为一例，沿着蒸发气体液化管线L20两次经过中间冷却器60的蒸发气体具有零下(作为一例，零下4度左右)的温度，而当经过压力调节阀70时，蒸发气体的温度可以降低到零下40度左右。
压力调节阀70可以单独设置或复数个串联设置，这可以根据多级压缩机30的最终压缩压力来多样的变化。
液化气体泵90对液化气体储存罐10的液化气体进行加压。在液化气体储存罐10可以设置有用于将液化气体供应到需求处(引擎等)的液化气体供应管线L31，液化气体泵90将液化气体传输至液化气体供应管线L31。
除了将液化气体供应到需求处之外，液化气体泵90也可以将液化气体供应至中间冷却器60。这是为了防止产生非冷凝气体，但首先，下面对非冷凝气体的产生和由此导致的问题点进行说明。
如上所述，蒸发气体可以是LPG，然而，在此情况下，蒸发气体可以是沸点彼此不同的第一物质和第二物质等的混合物。作为一例，沸点从低到高，蒸发气体可以是的乙烷、丙烷、丁烷等混合的物质。
蒸发气体在压缩机30中被压缩并在冷凝器40中被冷凝后，经由接收器50分割流入中间冷却器60，在中间冷却器60内产生的气态蒸发气体重新循环至压缩机30。即，在中间冷却器60中的未被液化的物质(尤其沸点相对较低的第一物质的乙烷等)会持续进行循环。
随着系统动作时间的推移，如果第一物质在压缩机30-冷凝器40-接收器50-中间冷却器60中反复循环，相对于流动在冷凝器40等的蒸发气体，第一物质的比率可能会变高，由此，冷凝器40中的液化效率可能会大幅下降。
为了应对这种情况，需要根据蒸发气体内的第一物质的比率，在一定时间点阻断接收器50的排出，并强制提高压缩机30的吐出压力，使第一物质在冷凝器40中被充分地液化后，允许蒸发气体的流动，从而使从中间冷却器60传输至压缩机30的气态蒸发气体内的第一物质的比率再次降低。这样的动作可以被称作非冷凝气体处理模式。
由于非冷凝气体处理模式可能会成为使再液化效率急剧降低的因素，本实施例可以通过将液化气体传输到中间冷却器60内，来防止中间冷却器60内的第一物质的汽化，从而能够省略非冷凝气体处理模式的驱动。
具体而言，液化气体泵90可以通过从液化气体供应管线L31被分支并连接到中间冷却器60的液化气体传输线L30来供应液化气体，将液化气体传输到中间冷却器60，使中间冷却器60内的气态蒸发气体液化。
在冷凝器40中被冷凝的液态蒸发气体中的一部分在减压阀61的作用下被减压后储存在中间冷却器60的内部，而中间冷却器60可以通过使冷凝的液态蒸发气体中的剩余部分经过内部，使蒸发气体彼此进行热交换。此时，液化气体泵90可以通过将液化气体注入到中间冷却器60内部，降低储存在中间冷却器60内部的一部分的蒸发气体的温度。
此外，由于随着液化气体注入到中间冷却器60内，经过中间冷却器60内部的剩余蒸发气体在储存于中间冷却器60内并由液化气体的混合而被进一步冷却的一部分蒸发气体的作用下被冷却，因此能够放大由中间冷却器60构成的蒸发气体之间的热交换时的冷却效果。
即，中间冷却器60可以将利用液化气体泵90来传输的液化气体用于注入到中间冷却器60的内部的一部分蒸发气体的冷却(防止汽化)，此外，也可以作为在冷却流路62流动的蒸发气体的制冷剂来使用。
尤其，在考虑到液化气体泵90通过将液化气体传输到中间冷却器60，将中间冷却器60内的第一物质的蒸发量限制在预先设定值以内的点，本实施例具有抑制第一物质的持续循环的效果。
具体而言，液化气体泵90将液化气体传输到中间冷却器60，以使流动在冷凝器40的蒸发气体内的第一物质比率处于预先设定值以内，从而能够减少从中间冷却器60向压缩机30传输的第一物质流量。
由于液化气体泵90可以为了通过液化气体供应管线L31向需求处供应液化气体而持续运转，因此可以通过设置于液化气体传输线L30的阀(未图示)的开闭来控制液化气体传输到中间冷却器60。
或者，在冷凝器40流动的蒸发气体内的第一物质比率处于预先设定值以上的情况下，液化气体泵90可以控制液化气体传输到中间冷却器60。这样的控制可以在不构成液化气体的燃料供应的情况(停泊时等)下使用。
燃料供应部100可以对从液化气体泵90供应到需求处的液化气体进行与需求处的要求条件相匹配的处理。燃料供应部100可以包括高压泵(未图示)，热交换器(未图示)等，除此之外，可以设置有用于将液化气体的温度或压力、流量等与需求处的要求条件相匹配的各种构成。
燃料供应部100可以通过液化气体供应管线L31将液化气体传输到需求处，或者也可以将再液化的蒸发气体传输到需求处。为此，蒸发气体液化管线L20可以从适当的位置分支并连接到液化气体供应管线L31，蒸发气体可以与液化气体一起或蒸发气体单独供应到需求处。
此外，需求处可以排出接收到的液化气体中未消耗的剩余液化气体，从需求处排出的剩余液化气体可以被回收至燃料供应部100(尤其，高压泵的上游)。为此，从需求处到液化气体供应管线L31可以设置有液化气体回收管线(未图示)。
如此，为了防止蒸发气体再液化时，随着诸如乙烷等的沸点较低的第一物质持续地循环于中间冷却器60、压缩机30以及冷凝器40之间而使液化效率降低的问题，本实施例通过将液化气体注入到中间冷却器60来有效地抑制第一物质的蒸发，从而能够充分地确保再液化效率。
图2是本发明第二实施例的蒸发气体再液化系统的概念图。
以下，与上述的实施例相比，本实施例的不同点为主进行说明，省略说明的部分引用上述内容。
参照图2，本发明第二实施例的蒸发气体再液化系统1与上述实施例不同地，具有分离出非冷凝气体并单独处理的构成。
即，为了改善第一物质在中间冷却器60、压缩机30以及冷凝器40之间持续循环而引起液化效率降低的问题，本实施例通过对在接收器50中分离的非冷凝气体进行单独处理，降低从中间冷却器60传输到压缩机30的第一物质的比率，从而能够防止非冷凝气体导致的再液化效率的降低。
具体而言，本实施例可以使在接收器50中被分离并排出的非冷凝气体在追加中间冷却器60c(也可以称作热交换器)被冷却。针对追加中间冷却器60c，稍后进行具体的说明，从接收器50到追加中间冷却器60c可以设置有供非冷凝气体流动的非冷凝气体处理管线L22。
追加中间冷却器60c利用从接收器50传输的液态蒸发气体中的至少一部分来冷却从接收器50分离的非冷凝气体。在上述说明的中间冷却器60的情况下，如果是通过对在冷凝器40中被冷凝的蒸发气体中的一部分进行减压来冷却剩余蒸发气体的方式，则追加中间冷却器60c可以是利用冷凝的蒸发气体中的至少一部分来冷却在接收器50中被分离的非冷凝气体的方式。
此时，追加中间冷却器60c可以设置成替代第一中间冷却器60a，或者也可以与第一中间冷却器和第二中间冷却器60一起设置有追加中间冷却器60c。然而，以下主要以前者的情况为主进行说明。
追加中间冷却器60c可以设置成利用减压阀61对从接收器50传输的液态蒸发气体进行减压后，将其储存在内部，并使非冷凝气体在通过内部的冷却流路62的同时与液态蒸发气体进行热交换。此时，通过追加中间冷却器60c的内部的非冷凝气体可以被液态蒸发气体冷却后传输到液化气体储存罐10。
此外，追加中间冷却器60c与上述说明的第一中间冷却器60a相似地，在热交换时，可以将在内部产生的气态蒸发气体传输到压缩机30。因此，追加中间冷却器60c也可以作为实现压缩机30中间冷却的用途来使用。
以及/或者，追加中间冷却器60c可以将通过热交换产生的气态蒸发气体传输到从中间冷却器60向液化气体储存罐10流动的液态蒸发气体。即，追加中间冷却器60c可以将气态蒸发气体注入到蒸发气体液化管线L20，在此情况下，从追加中间冷却器60c传输到蒸发气体液化管线L20的气态蒸发气体可以在从后述的气液分离器80向蒸发气体液化管线L20注入液态的位置的附近汇合。
由于在接收器50中被分离的非冷凝气体，即使通过追加中间冷却器60c的内部并被蒸发气体冷却，也有可能无法完全再液化，为了应对这种情况，可以设置有气液分离器80，非冷凝气体处理管线L22可以从接收器50延伸并经过追加中间冷却器60c后连接到气液分离器80。下面，对气液分离器80进行说明。
气液分离器80接收被冷却的非冷凝气体并进行气液分离。气液分离器80可以设置在非冷凝气体处理管线L22上，以非冷凝气体的流动为基准设置在追加中间冷却器60c与液化气体储存罐10之间。
如上所述，在接收器50中被分离的非冷凝气体可以在追加中间冷却器60c内的蒸发气体的作用下被液化至少一部分，然而一部分可能以气态存在，向液化气体储存罐10注入气态的情况下，可能使冷凝器40中的第一物质比率下降效果降低。
因此，气液分离器80可以仅将冷却的非冷凝气体中的液态传输到液化气体储存罐10，气态可以通过放气管L23向外部(通风集管等)排出或供应到额外的需求处。
如此，本实施例可以利用蒸发气体对能够在接收器50中被分离的非冷凝气体进行冷却，从而解决在将液化气体再液化的过程中，随着产生第一物质的持续循环而使冷凝器40液化效率降低的问题。因此，本实施例能够省略或降低单独驱动非冷凝气体处理模式的必要性，从而能够保持稳定的液化性能。
除上述说明的实施例之外，本发明包括复数个所述实施例的组合和所述实施例中的至少一个与公知技术的组合而产生的复数个实施例。
以上，虽然通过具体实施例，对本发明进行了详细说明，但仅用于对本发明进行具体说明，本发明并不局限于此，应当明确的是，在本发明的技术思想内，所属领域的普通技术人员可以对其进行变形或改良。
本发明的简单的变形以及变更均属于本发明的范围，因此，本发明的具体保护范围应由所附专利权利要求范围来明确。
Claims (7)
1.一种蒸发气体再液化系统，对重烃的液化气体进行处理，其中，包括：
压缩机，多级压缩在液化气体储存罐中产生的蒸发气体；
冷凝器，对在所述压缩机中被压缩的蒸发气体进行冷凝；
中间冷却器，使在所述冷凝器中被冷凝的液态蒸发气体中的一部分与剩余部分彼此热交换，将在热交换的作用下产生的气态蒸发气体传输到所述压缩机，并将液态蒸发气体传输到所述液化气体储存罐；以及
液化气体泵，对所述液化气体储存罐的液化气体加压；
所述液化气体泵将液化气体传输到所述中间冷却器，使所述中间冷却器内的气态蒸发气体液化。
2.根据权利要求1所述的蒸发气体再液化系统，其中，
所述中间冷却器在通过减压阀对在所述冷凝器中被冷凝的液态蒸发气体中的一部分进行减压后储存在内部并使剩余部分通过内部，使蒸发气体彼此进行热交换，
所述液化气体泵通过向所述中间冷却器的内部注入液化气体，使液化气体降低储存在所述中间冷却器内部的一部分蒸发气体的温度，并冷却经过所述中间冷却器内部的剩余蒸发气体。
3.根据权利要求1所述的蒸发气体再液化系统，其中，
液化气体是沸点彼此不同的第一物质和第二物质的混合物，
所述中间冷却器在蒸发气体之间进行热交换时，将沸点相对较低的第一物质作为气态蒸发气体传输到所述压缩机。
4.根据权利要求3所述的蒸发气体再液化系统，其中，
所述液化气体泵将液化气体传输到所述中间冷却器，使所述中间冷却器内的第一物质的蒸发量限制在预先设定值以内。
5.根据权利要求3所述的蒸发气体再液化系统，其中，
随着系统运行时间的推移，第一物质在所述压缩机、所述冷凝器以及所述中间冷却器持续循环，流动在所述冷凝器的蒸发气体的第一物质比率增加，
所述液化气体泵将液化气体传输到所述中间冷却器，减少从所述中间冷却器向所述压缩机传输的第一物质的流量，以使流动在所述冷凝器的蒸发气体内的第一物质比率处于预先设定值以内。
6.根据权利要求3所述的蒸发气体再液化系统，其中，
所述液化气体泵在流动于所述冷凝器的蒸发气体内的第一物质比率为预先设定值以上的情况下，将液化气体传输到所述中间冷却器。
7.一种船舶，其中，
具有权利要求1所述的所述蒸发气体再液化系统。
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR20210038284 | 2021-03-24 | ||
| KR20210053303 | 2021-04-23 | ||
| KR1020210125083A KR20220133075A (ko) | 2021-03-24 | 2021-09-17 | 증발가스 재액화 시스템 및 이를 포함하는 선박 |
| KR10-2021-0125083 | 2021-09-17 | ||
| PCT/KR2022/010464 WO2023043030A1 (ko) | 2021-03-24 | 2022-07-18 | 증발가스 재액화 시스템 및 이를 포함하는 선박 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN118076533A true CN118076533A (zh) | 2024-05-24 |
Family
ID=83600127
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202280062607.5A Pending CN118076533A (zh) | 2021-03-24 | 2022-07-18 | 蒸发气体再液化系统及包括其的船舶 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| KR (2) | KR20220133075A (zh) |
| CN (1) | CN118076533A (zh) |
| CA (1) | CA3232619A1 (zh) |
| WO (1) | WO2023043030A1 (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR102614526B1 (ko) * | 2022-10-18 | 2023-12-14 | 한화오션 주식회사 | 선박의 증발가스 재액화시스템 |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2746707B1 (en) * | 2012-12-20 | 2017-05-17 | Cryostar SAS | Method and apparatus for reliquefying natural gas |
| JP6630144B2 (ja) * | 2015-11-06 | 2020-01-15 | 川崎重工業株式会社 | 船舶 |
| WO2017171171A1 (ko) * | 2016-03-31 | 2017-10-05 | 대우조선해양 주식회사 | 선박 |
| KR102268426B1 (ko) * | 2017-10-31 | 2021-06-23 | 현대중공업 주식회사 | 증발가스 재액화 시스템 및 선박 |
| KR102371431B1 (ko) * | 2019-12-26 | 2022-03-08 | 대우조선해양 주식회사 | 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법 |
-
2021
- 2021-09-17 KR KR1020210125083A patent/KR20220133075A/ko unknown
-
2022
- 2022-03-10 KR KR1020220030237A patent/KR20220133097A/ko not_active Application Discontinuation
- 2022-07-18 CA CA3232619A patent/CA3232619A1/en active Pending
- 2022-07-18 WO PCT/KR2022/010464 patent/WO2023043030A1/ko active Application Filing
- 2022-07-18 CN CN202280062607.5A patent/CN118076533A/zh active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20220133097A (ko) | 2022-10-04 |
| WO2023043030A1 (ko) | 2023-03-23 |
| CA3232619A1 (en) | 2023-03-23 |
| KR20220133075A (ko) | 2022-10-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR102377796B1 (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박 | |
| KR101617021B1 (ko) | 연료가스 공급시스템 | |
| KR20190081312A (ko) | 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법 | |
| KR20200049456A (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박 | |
| CN118076533A (zh) | 蒸发气体再液化系统及包括其的船舶 | |
| KR101681727B1 (ko) | 증발가스 처리 시스템 | |
| KR20200144696A (ko) | 증발가스 처리 시스템 및 방법 | |
| KR102436052B1 (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박 | |
| CN117980225A (zh) | 用于处理船只的蒸发气体的系统和方法 | |
| KR102542651B1 (ko) | 증발가스 재액화 시스템 및 이를 포함하는 선박 | |
| KR102474931B1 (ko) | 증발가스 재액화 시스템 및 선박 | |
| KR20210033092A (ko) | 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법 | |
| US20230081154A1 (en) | Gas treatment system and ship including same | |
| KR20230005675A (ko) | 증발가스 재액화 시스템 및 이를 포함하는 선박 | |
| KR20210153509A (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박 | |
| KR20210059829A (ko) | 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법 | |
| KR20230174684A (ko) | 연료 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication |