KR100967817B1 - Lng regasification system of vessel - Google Patents
Lng regasification system of vessel Download PDFInfo
- Publication number
- KR100967817B1 KR100967817B1 KR1020080039033A KR20080039033A KR100967817B1 KR 100967817 B1 KR100967817 B1 KR 100967817B1 KR 1020080039033 A KR1020080039033 A KR 1020080039033A KR 20080039033 A KR20080039033 A KR 20080039033A KR 100967817 B1 KR100967817 B1 KR 100967817B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- lng
- gas
- pressure pump
- high pressure
- discharge line
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
- F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
- F17C7/02—Discharging liquefied gases
- F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
- F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
-
- 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
- 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
- F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
- F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
- F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
-
- 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
- F17C2265/031—Treating the boil-off by discharge
-
- 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
Abstract
본 발명은 선박용 LNG 재기화 시스템에 관한 것으로, 선박용 LNG 재기화 시스템의 고압 펌프와 기액 분리기의 사이를 연결하는 증발가스 배출라인에서 증발가스가 원활하게 배출되게 하는 것을 그 목적으로 한다.The present invention relates to a LNG regasification system for ships, and aims to smoothly discharge the boil-off gas in the boil-off gas discharge line connecting between the high-pressure pump and gas-liquid separator of the marine LNG regasification system.
이를 위해, 본 발명은 선박의 LNG 저장탱크 내의 LNG를 고압 펌프를 이용하여 기화기로 공급하여 기화시키도록 구성된 선박용 LNG 재기화 시스템으로서, 상기 고압 펌프의 상측에는 상기 고압 펌프 내에서 발생된 증발가스를 배출하기 위한 증발가스 배출라인이 설치되고 상기 증발가스 배출라인에는 기액 분리기가 설치되되, 상기 기액 분리기의 최하단 위치가 상기 고압 펌프에서 증발가스 배출라인의 설치 지점보다 높게 설치되고 상기 고압 펌프와 상기 기액 분리기의 사이를 연결하는 상기 증발가스 배출라인이 만곡되지 않으면서 경사지게 형성된다.To this end, the present invention is a marine LNG regasification system configured to vaporize the LNG in the LNG storage tank of the vessel by supplying a vaporizer using a high pressure pump, the upper side of the high pressure pump to the boil-off gas generated in the high pressure pump An evaporation gas discharge line for discharging is installed and a gas-liquid separator is installed in the evaporation gas discharge line, and the lowest position of the gas-liquid separator is installed higher than an installation point of the evaporation gas discharge line in the high-pressure pump, and the high-pressure pump and the gas-liquid The boil-off gas discharge line connecting between the separators is formed to be inclined without being curved.
LNG 저장탱크, 기화기, 고압 펌프, 증발가스 배출라인, 기액 분리기 LNG storage tank, vaporizer, high pressure pump, boil-off gas discharge line, gas-liquid separator
Description
본 발명은 선박용 LNG 재기화 시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는, LNG 재기화 선박 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비에서 LNG를 재기화하기 위한 LNG 재기화 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a LNG regasification system for ships, and more particularly, to an LNG regasification system for regasifying LNG in an LNG regasification vessel or a floating LNG storage and regasification facility.
일반적으로, 천연가스는 생산지에서 극저온으로 액화된 액화천연가스(Liquefied Natural Gas; LNG)의 상태로 만들어진 후 LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 운반된다. LNG는 천연가스를 상압에서 약 -163℃의 극저온으로 냉각하여 얻어지는 것으로서 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.In general, natural gas is produced in the form of liquefied natural gas (Liquefied Natural Gas) at the production site and then transported to a destination by an LNG carrier over a long distance. LNG is obtained by cooling natural gas to a cryogenic temperature of about -163 ° C. at atmospheric pressure, and its volume is reduced to approximately 1/600 than that of natural gas in gas state, so it is suitable for long distance transportation over sea.
LNG 운반선은, LNG를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 LNG를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, LNG의 극저온에 견딜 수 있는 LNG 저장탱크를 포함하고 있다. 통상, 이러한 LNG 운반선은 LNG 저장탱크 내의 LNG를 액화된 상태 그대로 육상 터미널에 하역하며, 하역된 LNG는 육상 터미널에 설치된 LNG 재기화 설비에 의해 재기화된 후, 소비처로 공급된다.The LNG Carrier is for loading LNG to unload LNG to land requirements by operating the sea with LNG, and for this purpose, the LNG carrier includes an LNG storage tank capable of withstanding the cryogenic temperature of LNG. Normally, such LNG carriers unload LNG in an LNG storage tank to a land terminal as it is liquefied, and the unloaded LNG is regasified by an LNG regasification facility installed in the land terminal and then supplied to a consumer.
이러한 육상 터미널의 LNG 재기화 설비는 천연가스 시장이 잘 형성되어 있어 서 안정적으로 천연가스의 수요가 있는 곳에 설치하는 경우에는 경제적으로 유리한 것으로 알려져 있다. 그러나, 천연가스의 수요가 계절적, 단기적 또는 주기적으로 한정되어 있는 소요처의 경우에, 육상 터미널에 LNG 재기화 설비를 설치하는 것은, 높은 설치비와 관리비로 인해 경제적으로 불리하다.The LNG regasification plant of such a land terminal is well-established because of its well-established natural gas market. However, in the case of requirements where the demand for natural gas is limited seasonally, short term or periodically, the installation of LNG regasification facilities at land terminals is economically disadvantageous due to the high installation and management costs.
특히, 자연재해 등에 의해 육상 터미널의 LNG 재기화 설비가 파괴될 경우, LNG 운반선이 소요처에 LNG를 싣고 도달한다고 하더라도, 이 LNG를 재기화할 수 없으므로 기존의 육상 터미널의 LNG 재기화 설비는 한계를 가지고 있다.In particular, if a LNG regasification facility of a land terminal is destroyed due to a natural disaster or the like, even if an LNG carrier carries LNG at a required location, the LNG regasification facility of the existing land terminal cannot be regasified. Have.
이에 따라, 해상에서 LNG를 재기화하여 천연가스를 육상터미널로 공급할 수 있도록 하기 위해, LNG 운반선에 LNG 재기화 시스템을 설치한 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit)가 개발되었다.Accordingly, LNG regasification vessel (LNG RV; LNG Regasification Vessel) or floating LNG storage and LNG regasification system installed on LNG carriers in order to regasify LNG at sea to supply natural gas to land terminal. Floating Storage and Regasification Units (FSRUs) have been developed.
LNG 재기화 선박 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비에서는 LNG 저장탱크 내의 LNG를 기화기로 공급하여 기화시키게 되는데, 고압 펌프를 이용하여 LNG 저장탱크 내의 LNG를 기화기로 공급한다.In LNG regasification vessels or floating LNG storage and regasification facilities, the LNG in the LNG storage tank is supplied to the vaporizer and vaporized. The LNG in the LNG storage tank is supplied to the vaporizer using a high pressure pump.
고압 펌프는 원통형의 하우징을 포함한다. 하우징의 하측에는 LNG 흡입라인이 연결되고 하우징의 상부에는 LNG 토출라인이 연결된다. 하우징 내에는 LNG를 고압으로 승압하여 펌핑하기 위한 펌핑실이 설치되며, 펌핑실 내에는 모터, 임펠러 등의 구성요소들이 설치된다. 모터는 그 회전축이 펌핑실의 하방으로 향하며, 모터의 회전축의 하측에는 임펠러가 일체로 마련되어 있다. 임펠러는 LNG 저장탱크로부터 LNG 흡입라인을 통해 하우징 내로 흡입된 LNG를 고압으로 펌핑하는 작용을 한다. 임펠러에 의해 고압으로 펌핑된 LNG는 하우징의 상부에서 LNG 토출라인을 통해 기화기로 토출된다.The high pressure pump includes a cylindrical housing. The LNG suction line is connected to the lower side of the housing and the LNG discharge line is connected to the upper part of the housing. In the housing, a pumping chamber for boosting and pumping the LNG to high pressure is installed, and components such as a motor and an impeller are installed in the pumping chamber. The rotating shaft of the motor is directed below the pumping chamber, and an impeller is integrally provided below the rotating shaft of the motor. The impeller serves to pump the LNG sucked into the housing from the LNG storage tank through the LNG suction line at high pressure. LNG pumped at high pressure by the impeller is discharged to the vaporizer through the LNG discharge line at the top of the housing.
그런데, 이러한 구성의 고압 펌프에서는 모터의 발열로 인해 하우징 내에서 LNG가 기화하여 증발가스가 발생된다. 이렇게 고압 펌프 내에서 발생된 증발가스를 처리하기 위해, 선박용 LNG 재기화 시스템은 고압 펌프의 하우징의 상측에 증발가스 배출라인을 연결하고 이 증발가스 배출라인에 기액 분리기를 설치하였으며, 기액 분리기를 통과한 증발가스는 증발가스 복귀라인을 통해 LNG 저장탱크로 복귀시키고 있다.By the way, in the high pressure pump of such a configuration, the LNG is vaporized in the housing due to the heat generation of the motor to generate boil-off gas. In order to process the boil-off gas generated in the high-pressure pump, the marine LNG regasification system connected the boil-off gas discharge line to the upper side of the housing of the high-pressure pump, installed a gas-liquid separator on the boil-off gas discharge line, and passed the gas-liquid separator. One boil-off gas is returned to the LNG storage tank via the boil-off gas return line.
본 발명은, 선박용 LNG 재기화 시스템의 고압 펌프와 기액 분리기의 사이를 연결하는 증발가스 배출라인에서 증발가스가 원활하게 배출되게 하는 것을 그 목적으로 한다.It is an object of the present invention to smoothly discharge the boil-off gas in the boil-off gas discharge line connecting between the high pressure pump and the gas-liquid separator of the marine LNG regasification system.
전술한 목적을 달성하기 위해, 본 발명은, 선박의 LNG 저장탱크 내의 LNG를 고압 펌프를 이용하여 기화기로 공급하여 기화시키도록 구성된 선박용 LNG 재기화 시스템으로서, 상기 고압 펌프의 상측에는 상기 고압 펌프 내에서 발생된 증발가스를 배출하기 위한 증발가스 배출라인이 설치되고 상기 증발가스 배출라인에는 기액 분리기가 설치되되, 상기 기액 분리기의 최하단 위치가 상기 고압 펌프에서 증발가스 배출라인의 설치 지점보다 높게 설치되고 상기 고압 펌프와 상기 기액 분리기의 사이를 연결하는 상기 증발가스 배출라인이 만곡되지 않으면서 경사지게 형성된다.In order to achieve the above object, the present invention is a marine LNG regasification system configured to supply and vaporize LNG in a LNG storage tank of a vessel to a vaporizer by using a high pressure pump, the upper side of the high pressure pump in the high pressure pump An evaporation gas discharge line for discharging the evaporated gas generated in the evaporation gas discharge line is installed and a gas-liquid separator is installed in the evaporation gas discharge line, and the lowest position of the gas-liquid separator is installed higher than the installation point of the evaporation gas discharge line in the high pressure pump. The boil-off gas discharge line connecting between the high pressure pump and the gas-liquid separator is formed to be inclined without being curved.
전술한 바와 같이, 본 발명의 선박용 LNG 재기화 시스템에 의하면, 고압 펌프 내에서 발생된 증발가스를 배출하기 위한 증발가스 배출라인의 형상과 고압 펌프 및 기액 분리기의 상대적인 위치에 있어서, 기액 분리기의 최하단 위치가 고압 펌프에서 증발가스 배출라인의 설치 지점보다 높게 설치되고 증발가스 배출라인이 만곡되지 않으면서 경사지게 형성되어 있으므로, 고압 펌프와 기액 분리기의 사이를 연결하는 증발가스 배출라인에서 증발가스가 원활하게 배출될 수 있는 효과가 있다.As described above, according to the marine LNG regasification system of the present invention, the bottom of the gas-liquid separator in the shape of the evaporation gas discharge line for discharging the boil-off gas generated in the high-pressure pump and the relative position of the high-pressure pump and gas-liquid separator Since the position is set higher than the installation point of the boil-off gas discharge line in the high pressure pump and the boil-off gas discharge line is formed to be inclined without being curved, the boil-off gas in the boil-off gas discharge line connecting between the high-pressure pump and the gas-liquid separator is smooth. There is an effect that can be released.
이하, 첨부된 도면을 참조로 하여 본 발명의 바람직한 실시예를 설명하기로 한다.Hereinafter, exemplary embodiments of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings.
도 1은 본 발명의 실시예에 따른 선박용 LNG 재기화 시스템의 개략도이다. 본 발명에서 LNG 재기화 시스템이 설치된 선박은, 해상에서 LNG를 재기화하여 천연가스를 육상터미널로 공급할 수 있도록 하기 위해, LNG 운반선에 LNG 재기화 시스템을 설치한 LNG 재기화 선박(LNG RV) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU)이다.1 is a schematic diagram of a marine LNG regasification system according to an embodiment of the present invention. In the present invention, a vessel equipped with an LNG regasification system is an LNG regasification vessel (LNG RV) having an LNG regasification system installed on an LNG carrier in order to regasify LNG at sea so that natural gas can be supplied to a land terminal. Floating LNG Storage and Regasification Facility (FSRU).
도시된 바와 같이, 본 발명의 실시예에 따른 선박용 LNG 재기화 시스템은 선박의 LNG 저장탱크 내의 LNG를 고압 펌프(10)를 이용하여 기화기로 공급하여 기화시키도록 구성되어 있다.As shown, the marine LNG regasification system according to an embodiment of the present invention is configured to vaporize the LNG in the LNG storage tank of the vessel to the vaporizer by using a high pressure pump (10).
고압 펌프(10)는 원통형의 하우징(10a)을 포함한다. 하우징(10a)의 하측에는 LNG 저장탱크로부터 LNG를 흡입하기 위한 LNG 흡입라인(L1)이 연결되어 있다. 또한, 하우징(10a)의 상부에는 그 내부에서 고압으로 승압된 LNG를 기화기로 토출하기 위한 LNG 토출라인(L2)이 연결되어 있다. 도면에서는 도시의 편의상 LNG 저장탱크와 기화기의 구성을 생략하였다.The
하우징(10a) 내에는 LNG를 고압으로 승압하여 펌핑하기 위한 원통형의 펌핑실(11)이 설치되어 있다. 또한, 펌핑실(11) 내에는 모터(13), 임펠러(15) 등의 구성요소들이 설치되어 있다. 모터(13)는 그 회전축(13a)이 펌핑실(11)의 하방으로 향한다. 모터(13)의 회전축(13a)의 하측에는 임펠러(15)가 일체로 마련되어 있다. 임펠러(15)는 LNG 저장탱크로부터 LNG 흡입라인(L1)을 통해 하우징 내로 흡입된 LNG를 고압으로 펌핑하는 작용을 한다. 임펠러(15)에 의해 고압으로 펌핑된 LNG는 하우징(10a)의 상부에서 LNG 토출라인(L2)을 통해 기화기로 토출된다. 도면에서는 도시의 편의상 펌핑실(11) 내에서 LNG를 LNG 토출라인(L2)까지 보내는 경로에 대한 도시를 생략하였다.In the
한편, 고압 펌프(10)의 모터(13)의 발열로 인해 하우징(10a) 내의 LNG가 기화하여 발생되는 증발가스를 처리하기 위해, 고압 펌프(10)의 하우징(10a)의 상측에 증발가스 배출라인(L3)을 연결하고 이 증발가스 배출라인(L3)에 기액 분리기(20)를 설치하고 있다. 기액 분리기(20)에는 레벨 컨트롤러(21)가 부착된다.Meanwhile, in order to process the boil-off gas generated by the vaporization of LNG in the
기액 분리기(20)의 후단에서부터 LNG 저장탱크의 하부까지 증발가스 복귀라인(L4)이 연결되어 있다. 증발가스 복귀라인(L4)의 도중에는 유량 제어 밸브(23) 가 설치되며, 이 유량 제어 밸브(23)는 제어라인을 통해 레벨 컨트롤러(21)에 연결되어 있다. 유량 제어 밸브(23)의 제어는 레벨 컨트롤러(21)에 의해 조절된다. 기액 분리기(20)를 통과한 증발가스는 증발가스 복귀라인(L4)을 통해 상기 LNG 저장탱크로 복귀된다. LNG 저장탱크로 복귀된 증발가스는 LNG 저장탱크 내의 LNG의 현열로 흡수되어 응축된다.The boil-off gas return line L4 is connected from the rear end of the gas-
여기에서, 기액 분리기(20)는 그 최하단 위치가 고압 펌프(50)에서 증발가스 배출라인(L3)의 설치 지점보다 높게 설치되어야 한다. 특히, 고압 펌프(10)와 기액 분리기(20)의 사이를 연결하는 증발가스 배출라인(L3)은 만곡되지 않으면서 경사지게 형성되어야만, 증발가스가 증발가스 배출라인(L3)을 통해 원활히 배출된다.Here, the gas-
따라서, 도 2에 예시된 바와 같이, 기액 분리기(20)는 선박(1)에서 위치가 상대적으로 높은 트렁크 데크(1a, trunk deck) 상에 설치되고, 고압 펌프(10)는 선박(1)에서 위치가 상대적으로 낮은 메인 데크(1b, main deck) 상에 설치되는 것이 바람직하다. 트렁크 데크(1a)는 선박의 LNG 저장탱크의 상부면에서 약간 위로 올라온 부분이다.Thus, as illustrated in FIG. 2, the gas-
본 발명에서는 고압 펌프 내에서 발생된 증발가스를 배출하기 위한 증발가스 배출라인의 형상과 고압 펌프 및 기액 분리기의 상대적인 위치에 있어서, 기액 분리기의 최하단 위치가 고압 펌프에서 증발가스 배출라인의 설치 지점보다 높게 설치되고 증발가스 배출라인이 만곡되지 않으면서 경사지게 형성되어 있으므로, 고압 펌프와 기액 분리기의 사이를 연결하는 증발가스 배출라인에서 증발가스가 원활하게 배출될 수 있다.In the present invention, in the shape of the evaporating gas discharge line for discharging the evaporated gas generated in the high pressure pump and the relative position of the high pressure pump and the gas-liquid separator, the lowermost position of the gas-liquid separator than the installation point of the evaporative gas discharge line in the high-pressure pump Since the evaporation gas discharge line is installed to be inclined without being curved, the evaporation gas can be smoothly discharged from the evaporation gas discharge line connecting between the high pressure pump and the gas-liquid separator.
이상에서는 본 발명이 특정 실시예를 중심으로 하여 설명되었지만, 본 발명의 취지 및 첨부된 특허청구범위 내에서 다양한 변형, 변경 또는 수정이 당해 기술분야에서 있을 수 있으며, 따라서, 전술한 설명 및 도면은 본 발명의 기술사상을 한정하는 것이 아닌 본 발명을 예시하는 것으로 해석되어져야 한다.While the invention has been described above with reference to specific embodiments, various modifications, changes or modifications may be made in the art within the spirit and scope of the appended claims, and thus, the foregoing description and drawings It should be construed as illustrating the present invention rather than limiting the technical spirit of the present invention.
도 1은 본 발명의 실시예에 따른 선박용 LNG 재기화 시스템의 개략도이다.1 is a schematic diagram of a marine LNG regasification system according to an embodiment of the present invention.
도 2는 본 발명의 실시예에 따른 선박용 LNG 재기화 시스템이 선박에 적용된 것을 도시한 개략도이다. Figure 2 is a schematic diagram showing that the marine LNG regasification system according to an embodiment of the present invention is applied to a vessel.
<도면의 주요부분에 대한 부호 설명><Description of Signs of Major Parts of Drawings>
1 : 선박 1a : 트렁크 데크1: Vessel 1a: Trunk Deck
1b : 메인 데크 10 : 고압 펌프1b: main deck 10: high pressure pump
10a : 하우징 11 : 펌핑실10a: housing 11: pumping chamber
13 : 모터 13a : 회전축13:
15 : 임펠러 20 : 기액 분리기15
L1 : LNG 흡입라인 L2 : LNG 토출라인L1: LNG Intake Line L2: LNG Discharge Line
L3 : 증발가스 배출라인 L4 : 증발가스 복귀라인L3: Boil-off gas discharge line L4: Boil-off gas return line
Claims (10)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020080039033A KR100967817B1 (en) | 2008-04-25 | 2008-04-25 | Lng regasification system of vessel |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020080039033A KR100967817B1 (en) | 2008-04-25 | 2008-04-25 | Lng regasification system of vessel |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20090113120A KR20090113120A (en) | 2009-10-29 |
KR100967817B1 true KR100967817B1 (en) | 2010-07-05 |
Family
ID=41554235
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020080039033A KR100967817B1 (en) | 2008-04-25 | 2008-04-25 | Lng regasification system of vessel |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
KR (1) | KR100967817B1 (en) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR102340069B1 (en) * | 2020-12-10 | 2021-12-17 | 가온플랫폼 주식회사 | Deep learning-based carburetor optimal operation and monitoring system to improve industrial facility operation efficiency |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2003227608A (en) * | 2002-02-05 | 2003-08-15 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Treatment apparatus for liquefied natural gas and carrying vessel for liquefied natural gas |
KR100641569B1 (en) | 2006-06-23 | 2006-11-01 | 대우조선해양 주식회사 | High pressure pump in lng regasification ship and method for using the same |
KR100678852B1 (en) | 2006-05-24 | 2007-02-06 | 대우조선해양 주식회사 | Offshore lng regasification system and method for operating the same |
KR100747232B1 (en) | 2006-10-04 | 2007-08-07 | 대우조선해양 주식회사 | Apparatus and method for reliquefying boil-off gas, and lng carrier with the apparatus |
-
2008
- 2008-04-25 KR KR1020080039033A patent/KR100967817B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2003227608A (en) * | 2002-02-05 | 2003-08-15 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Treatment apparatus for liquefied natural gas and carrying vessel for liquefied natural gas |
KR100678852B1 (en) | 2006-05-24 | 2007-02-06 | 대우조선해양 주식회사 | Offshore lng regasification system and method for operating the same |
KR100641569B1 (en) | 2006-06-23 | 2006-11-01 | 대우조선해양 주식회사 | High pressure pump in lng regasification ship and method for using the same |
KR100747232B1 (en) | 2006-10-04 | 2007-08-07 | 대우조선해양 주식회사 | Apparatus and method for reliquefying boil-off gas, and lng carrier with the apparatus |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR20090113120A (en) | 2009-10-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20090266086A1 (en) | Floating marine structure having lng circulating device | |
KR100805022B1 (en) | Lng cargo tank of lng carrier and method for treating boil-off gas using the same | |
KR100981146B1 (en) | Lng regasification system and method of vessel | |
KR20200025039A (en) | Fuel Supplying System And Method For Ship Using Liquefied Gas | |
KR20100136691A (en) | Apparatus and method for supplying fuel gas in ships | |
US20130298572A1 (en) | Configurations and methods of vapor recovery and lng sendout systems for lng import terminals | |
KR20160088183A (en) | System for treating boil off gas of a ship | |
KR20110077332A (en) | Boil-off gas of lng storage tank restraint method and system | |
KR100967817B1 (en) | Lng regasification system of vessel | |
KR20140086204A (en) | Liquefied natural gas regasification apparatus | |
KR20090113119A (en) | Lng regasification system and method of vessel | |
KR101788760B1 (en) | Floating vessel and method of manufacturing the floating vessel | |
KR20180046102A (en) | LNG Regasification System and LNG Regasification Method | |
KR20200086965A (en) | Method and system for transferring liquefied gas | |
KR101205972B1 (en) | Lng supplying system | |
KR102462536B1 (en) | Liquefied gas regasification system | |
US20190249829A1 (en) | Liquefied gas regasification system and operation method therefor | |
KR20070045172A (en) | Gas management method | |
WO2017200388A1 (en) | Natural gas power plant arrangement | |
KR100938169B1 (en) | Structure of cryogenic high-pressure pump for lng | |
KR100834274B1 (en) | Lng carrier with bog treating apparatus and method thereof | |
KR20080095391A (en) | Bog treating method | |
KR102120559B1 (en) | Regasification System of Gas and Ship having the Same | |
KR20180042938A (en) | Liquefied Gas Regasification System and Operation Method | |
KR102066633B1 (en) | Floating Unit for Liquefied Gas Regasification and Storage and Method for Boil-Off Gas Management on the Floating Unit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant | ||
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20130529 Year of fee payment: 4 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20140602 Year of fee payment: 5 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20150526 Year of fee payment: 6 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20160527 Year of fee payment: 7 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20170620 Year of fee payment: 8 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20180627 Year of fee payment: 9 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20190618 Year of fee payment: 10 |