KR101122548B1 - Liquefied natural gas reliquefaction apparatus - Google Patents

Liquefied natural gas reliquefaction apparatus Download PDF

Info

Publication number
KR101122548B1
KR101122548B1 KR1020090076760A KR20090076760A KR101122548B1 KR 101122548 B1 KR101122548 B1 KR 101122548B1 KR 1020090076760 A KR1020090076760 A KR 1020090076760A KR 20090076760 A KR20090076760 A KR 20090076760A KR 101122548 B1 KR101122548 B1 KR 101122548B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
lng
reliquefaction
line
storage tank
gas
Prior art date
Application number
KR1020090076760A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR20110019156A (en
Inventor
송길달
Original Assignee
삼성중공업 주식회사
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 삼성중공업 주식회사 filed Critical 삼성중공업 주식회사
Priority to KR1020090076760A priority Critical patent/KR101122548B1/en
Publication of KR20110019156A publication Critical patent/KR20110019156A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR101122548B1 publication Critical patent/KR101122548B1/en

Links

Images

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
    • 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/04—Arrangement or mounting of valves
    • 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
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/03—Fluid connections, filters, valves, closure means or other attachments
    • F17C2205/0302—Fittings, valves, filters, or components in connection with the gas storage device
    • F17C2205/0323—Valves
    • F17C2205/0335—Check-valves or non-return valves
    • 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
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2265/037—Treating the boil-off by recovery with pressurising
    • 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)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

본 발명은 LNG 재액화 장치에 관한 것으로서, LNG 저장탱크로부터 배출되는 증발 가스가 재액화 과정을 거쳐서 LNG로 변환되어 LNG 저장탱크에 공급되기 위한 경로를 제공하는 재액화라인과, 재액화라인에 설치되며, LNG 저장탱크로부터 배출되는 증발 가스를 압축시키는 압축기와, 압축기에 의해 압축된 증발 가스를 냉각시키도록 재액화라인에 설치되는 냉각부와, 재액화라인을 통해 공급되는 LNG를 LNG 저장탱크에 저장된 LNG로 분사하도록 설치되는 분사부를 포함한다. 따라서, 본 발명은 재액화된 LNG를 LNG 저장탱크 내에 분사시킴으로써 LNG 저장탱크 내의 액체부 및 기체부에 존재하는 열적 성층화를 제거하여 증발 가스의 발생을 억제하고, 이로 인해 재액화 처리에 필요한 증발 가스의 양을 감소시킴으로써 재액화의 처리 용량을 줄일 수 있도록 하여 장치의 규모 및 설비에 소요되는 비용을 감소시키며, 저온의 증발 가스가 재액화되도록 함으로써 재액화 과정에 소요되는 에너지를 절약하도록 함과 아울러 불활성 기체인 질소 등을 제거한 CH 계열의 성분만을 재액화시킴으로써 LNG의 순도를 향상시키고, 고온의 증발 가스를 연소시키도록 함으로써 예열에 소모되는 에너지를 절약할 수 있는 효과를 가진다.The present invention relates to a LNG reliquefaction apparatus, which is provided in a reliquefaction line and a reliquefaction line which provides a path for the evaporated gas discharged from the LNG storage tank to be converted into LNG through a reliquefaction process and supplied to the LNG storage tank. And a compressor configured to compress the evaporated gas discharged from the LNG storage tank, a cooling unit installed in the reliquefaction line to cool the evaporated gas compressed by the compressor, and LNG supplied through the reliquefaction line to the LNG storage tank. And an injection unit installed to inject into the stored LNG. Therefore, the present invention removes thermal stratification present in the liquid portion and the gas portion in the LNG storage tank by injecting the reliquefied LNG into the LNG storage tank to suppress the generation of the evaporated gas, and thus the evaporated gas required for the reliquefaction process By reducing the amount of re-liquefaction, the processing capacity of reliquefaction can be reduced, thereby reducing the size and cost of the equipment, and saving the energy required for the reliquefaction process by re-liquefying the low temperature evaporative gas. By re-liquefying only the CH-based components from which nitrogen, which is an inert gas, is removed, the purity of LNG is improved, and the high-temperature evaporative gas is combusted to save energy consumed in preheating.

증발 가스, LNG, 재액화, 냉각부, 보텍스튜브, 분사노즐 Evaporative Gas, LNG, Reliquefaction, Cooling Unit, Vortex Tube, Injection Nozzle

Description

ＬＮＧ 재액화 장치{LIQUEFIED NATURAL GAS RELIQUEFACTION APPARATUS}LUKE liquefaction apparatus {LIQUEFIED NATURAL GAS RELIQUEFACTION APPARATUS}

본 발명은 LNG 저장탱크 내의 액체부 및 기체부에 존재하는 열적 성층화를 제거하여 증발 가스의 발생을 억제하고, 재액화 과정 및 연소 과정에 소요되는 에너지 및 비용을 절약할 수 있도록 하는 LNG 재액화 장치에 관한 것이다.The present invention is the LNG reliquefaction apparatus to remove the thermal stratification present in the liquid portion and the gas portion in the LNG storage tank to suppress the generation of evaporated gas, and to save energy and cost required for the reliquefaction process and combustion process It is about.

일반적으로, 액화천연가스(liquefied natural gas, 이하, "LNG"라 함)는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 -162℃로 냉각해 그 부피를 6백분의 1로 줄인 무색 투명한 초저온 액체를 말한다. 이러한 LNG가 에너지 자원으로 사용됨에 따라 이 가스를 생산기지로부터 수요지의 인수지까지 대량으로 수송할 수 있는 효율적인 운송 방안이 검토되어 왔으며, 이에 따라 대량의 LNG를 해상으로 수송할 수 있는 LNG 운반선이 개발되었다.In general, liquefied natural gas (hereinafter referred to as "LNG") is a colorless, transparent cryogenic liquid that cools natural gas containing methane as -162 ℃ to reduce its volume to one hundredth. Say. As such LNG is used as an energy resource, an efficient transportation method for transporting this gas in large quantities from the production base to the acquisition site of the demand site has been considered. Accordingly, an LNG carrier capable of transporting a large amount of LNG by sea has been developed. It became.

LNG 운반선은 카고 탱크(cargo tank) 내의 압력을 일정한 수준으로 유지하기 위해 자연적으로 증발 가스(boil-off gas, BOG)가 발생하는데, 이러한 증발 가스를 재액화 처리하기 위한 장치가 마련된다.The LNG carrier naturally generates a boil-off gas (BOG) to maintain a constant level of pressure in a cargo tank, and a device for reliquefying the boil-off gas is provided.

종래의 LNG 운반선에 마련되는 재액화 장치를 첨부된 도면을 참조하여 설명 하면 다음과 같다.Referring to the accompanying drawings a reliquefaction apparatus provided in a conventional LNG carrier as follows.

도 1은 종래의 기술에 따른 LNG 운반선의 재액화 장치를 도시한 구성도이다. 도시된 바와 같이, 종래의 기술에 따른 LNG 운반선의 재액화 장치는 LNG 운반선(1)의 카고 탱크(2)로부터 배출되는 증발 가스를 재액화 과정에 의해 LNG로 변환시켜서 LNG 저장탱크(2)로 재공급되도록 경로를 제공하는 재액화라인(11)과, 재액화라인(11)에 설치되어 증발 가스를 압축시키는 압축기(12)와, 재액화라인(11)에 설치되는 열교환기(13)와, 열교환기(13)에 냉매를 순환 공급함으로써 열교환기(13)에서 증발 가스가 냉매와 열교환에 의해 재액화되도록 하는 냉매공급부(14)를 포함할 수 있다.1 is a block diagram showing an apparatus for reliquefaction of a LNG carrier according to the prior art. As shown, the reliquefaction apparatus of the LNG carrier according to the prior art converts the boil-off gas discharged from the cargo tank 2 of the LNG carrier 1 into LNG by the reliquefaction process to the LNG storage tank 2. A reliquefaction line 11 providing a path for resupply, a compressor 12 installed in the reliquefaction line 11 to compress the evaporation gas, a heat exchanger 13 installed in the reliquefaction line 11, and The refrigerant supply unit 14 may be configured to circulate the refrigerant to the heat exchanger 13 so that the evaporated gas may be liquefied by the heat exchanger with the refrigerant in the heat exchanger 13.

재액화라인(11)에서 압축기(12)의 후단으로부터 분기되어 연소기(3)에 연소라인(15)이 연결되고, 연소라인(15)에 증발 가스의 흐름을 개폐시키기 위한 개폐밸브(15a)와 증발 가스의 예열을 위한 히터(16)가 각각 설치된다. 따라서, 개폐밸브(15a)의 조작에 의해 증발 가스가 연소라인(15)을 통해서 연소기(3)에 공급됨으로써 연소에 의해 소모되도록 한다.In the reliquefaction line 11 branched from the rear end of the compressor 12, the combustion line 15 is connected to the combustor 3, the on-off valve 15a for opening and closing the flow of evaporated gas to the combustion line 15 and Heaters 16 for preheating the evaporated gas are respectively installed. Therefore, the evaporation gas is supplied to the combustor 3 through the combustion line 15 by the operation of the on / off valve 15a to be consumed by combustion.

상기한 바와 같이, 종래의 기술에 따른 LNG 재액화 장치는 카고 탱크에서 증발 가스가 계속적으로 발생함으로써 재액화 처리가 필요한 증발 가스의 양이 많아지고, 이로 인해 재액화의 처리 용량이 커지게 됨으로써 장치의 규모 및 설치 비용이 증가하는 문제점을 가지고 있었다.As described above, in the LNG reliquefaction apparatus according to the prior art, since the evaporation gas is continuously generated in the cargo tank, the amount of the evaporation gas that requires reliquefaction is increased, thereby increasing the processing capacity of reliquefaction. The size and installation cost of the had a problem that increases.

본 발명은 상기한 문제점들을 해결하기 위하여 안출된 것으로서, 증발 가스의 발생을 억제함으로써 재액화 처리에 필요한 증발 가스의 양을 감소시키고, 이로 인해 재액화 처리 용량을 축소시킴으로써 장치의 규모 및 설비 비용을 감소시킨다.The present invention has been made to solve the above problems, by reducing the amount of evaporation gas required for the reliquefaction treatment by suppressing the generation of the evaporation gas, thereby reducing the size and equipment cost of the device by reducing the reliquefaction treatment capacity Decrease.

본 발명에 따른 LNG 재액화 장치는, LNG 저장탱크로부터 발생되는 증발 가스를 재액화하는 장치에 있어서, LNG 저장탱크로부터 배출되는 증발 가스가 재액화 과정을 거쳐서 LNG로 변환되어 LNG 저장탱크에 공급되기 위한 경로를 제공하는 재액화라인과, 재액화라인에 설치되며, LNG 저장탱크로부터 배출되는 증발 가스를 압축시키는 압축기와, 압축기에 의해 압축된 증발 가스를 냉각시키도록 재액화라인에 설치되는 냉각부와, 재액화라인을 통해 공급되는 LNG를 LNG 저장탱크에 저장된 LNG로 분사하도록 설치되는 분사부를 포함한다.In the LNG reliquefaction apparatus according to the present invention, in the apparatus for reliquefying the boil-off gas generated from the LNG storage tank, the boil-off gas discharged from the LNG storage tank is converted into LNG through the reliquefaction process and supplied to the LNG storage tank A reliquefaction line providing a path for the regeneration, a compressor installed in the reliquefaction line to compress the boil-off gas discharged from the LNG storage tank, and a cooling unit installed in the reliquefaction line to cool the boil-off gas compressed by the compressor. And an injection unit installed to inject LNG supplied through the reliquefaction line into LNG stored in the LNG storage tank.

본 발명은 재액화된 LNG를 LNG 저장탱크 내에 분사시킴으로써 LNG 저장탱크 내의 액체부 및 기체부에 존재하는 열적 성층화를 제거하여 증발 가스의 발생을 억제하고, 이로 인해 재액화 처리에 필요한 증발 가스의 양을 감소시킴으로써 재액화의 처리 용량을 줄일 수 있도록 하여 장치의 규모 및 설비에 소요되는 비용을 감소시키며, 나아가서, 증발 가스를 고온의 증발 가스와 저온의 증발 가스로 분리하여 저온의 증발 가스가 재액화되도록 함으로써 재액화 과정에 소요되는 에너지를 절약하도록 함과 아울러 불활성 기체인 질소 등을 제거한 CH 계열의 성분만을 재액화시킴으로써 LNG의 순도를 향상시키고, 고온의 증발 가스를 연소시키도록 함으로써 예 열에 소모되는 에너지를 절약할 수 있는 효과를 가진다.The present invention removes thermal stratification present in the liquid portion and the gas portion in the LNG storage tank by injecting the reliquefied LNG into the LNG storage tank to suppress the generation of the evaporated gas, thereby the amount of evaporated gas required for the reliquefaction treatment Reducing the processing capacity of the reliquefaction by reducing the size of the device to reduce the size and cost of the equipment, and further, by separating the evaporation gas into a high temperature evaporation gas and a low temperature evaporation gas to reliquefy the low temperature evaporation gas In order to save energy required for the reliquefaction process, and to re-liquefy only the CH-based components from which nitrogen, such as inert gas, is removed, the purity of the LNG is improved, and the high-temperature evaporative gas is burned to burn. It has the effect of saving energy.

이하, 본 발명의 실시예를 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명하기로 한다. 아울러 본 발명을 설명함에 있어서, 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명을 생략한다.Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. In addition, in describing the present invention, when it is determined that the detailed description of the related known configuration or function may obscure the gist of the present invention, the detailed description thereof will be omitted.

도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재액화 장치를 도시한 구성도이다. 도시된 바와 같이, 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재액화 장치는 LNG 저장탱크(4)로부터 발생되는 증발 가스를 재액화하는 장치로서, 증발 가스의 재액화 경로를 제공하는 재액화라인(110)과, 재액화라인(110)에 각각 설치되는 압축기(120) 및 냉각부(130)와, 재액화라인(110)을 통해 공급되는 LNG를 LNG 저장탱크(4)에 저장된 LNG로 분사하는 분사부(140)를 포함할 수 있다.2 is a block diagram showing the LNG re-liquefaction apparatus according to an embodiment of the present invention. As shown, the LNG reliquefaction apparatus according to an embodiment of the present invention is a device for reliquefying the boil-off gas generated from the LNG storage tank 4, the reliquefaction line 110 for providing a re-liquefaction path of the boil-off gas ), The compressor 120 and the cooling unit 130 installed in the reliquefaction line 110, and the LNG supplied through the reliquefaction line 110 to the LNG stored in the LNG storage tank (4) The four parts 140 may be included.

본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재액화 장치는 LNG 운반선에 카고(cargo)인 LNG가 저장되는 카고 탱크, 선박에서 연료(fuel)인 LNG가 저장되는 연료 탱크, 육상에 LNG를 저장하기 위하여 설치된 저장 탱크 등과 같이 다양한 LNG 저장탱크(4)로부터 발생되는 증발 가스를 재액화하는데 사용될 수 있다.LNG reliquefaction apparatus according to an embodiment of the present invention is a cargo tank in which the LNG (cargo) is stored in the LNG carrier, a fuel tank in which the LNG (fuel) is stored in the vessel, installed to store LNG on the land It can be used to reliquefy the boil-off gas generated from various LNG storage tanks 4, such as storage tanks.

재액화라인(110)은 LNG 저장탱크(4)로부터 배출되는 증발 가스가 재액화 과정을 거쳐서 LNG로 변환되어 LNG 저장탱크(4)에 공급되기 위한 경로를 제공하도록 설치된다.The reliquefaction line 110 is installed to provide a path for the evaporated gas discharged from the LNG storage tank 4 to be converted into LNG through a reliquefaction process and supplied to the LNG storage tank 4.

압축기(120)는 재액화라인(110)에 설치됨으로써 LNG 저장탱크(4)로부터 배출 되는 증발 가스를 압축시킨다.The compressor 120 is installed in the reliquefaction line 110 to compress the evaporated gas discharged from the LNG storage tank 4.

냉각부(130)는 재액화라인(110)에 설치됨으로써 압축기(120)에 의해 압축된 증발 가스를 냉각시켜서 재액화 과정에 의해 LNG로 변환되도록 하는데, 일례로 재액화라인(110)에 설치되는 열교환기(131)와, 열교환기(131)로 냉매순환라인(132a)을 통해서 냉매를 순환 공급함으로써 열교환기(131)에서 증발 가스가 냉매와의 열교환에 의해 냉각되도록 하는 냉매공급부(132)를 포함할 수 있다.The cooling unit 130 is installed in the reliquefaction line 110 to cool the evaporated gas compressed by the compressor 120 to be converted into LNG by the reliquefaction process. For example, the cooling unit 130 is installed in the reliquefaction line 110. By supplying the heat exchanger 131 and the refrigerant circulating through the refrigerant circulation line 132a to the heat exchanger 131, the refrigerant supply unit 132 for allowing the evaporative gas to be cooled by heat exchange with the refrigerant in the heat exchanger 131. It may include.

분사부(140)는 재액화라인(110)을 통해 공급되는 LNG를 LNG 저장탱크(4)에 저장된 LNG로 분사하도록 설치되는데, 이를 위해 재액화라인(110)에 연결되어 LNG 저장탱크(4) 내의 상부에 설치되는 분사관(141)과, 분사관(141)에 설치되어 분사관(141)을 통해 공급되는 LNG를 하방으로 분사하는 분사노즐(142)을 포함할 수 있다.The injection unit 140 is installed to inject the LNG supplied through the reliquefaction line 110 into the LNG stored in the LNG storage tank 4, for this purpose, the LNG storage tank 4 is connected to the reliquefaction line 110. It may include an injection tube 141 installed in the upper portion, and an injection nozzle 142 installed in the injection tube 141 to inject the LNG supplied through the injection tube 141 downward.

분사관(141)은 LNG 저장탱크(4) 내의 상부에 고정되며, LNG 운반선이나 육상의 LNG 저장시설 등과 같이 LNG 저장탱크(4)를 다수로 구비한 경우 재액화라인(110)으로부터 LNG 저장탱크(4) 각각으로 분기되는 분기라인(미도시)마다 연결되도록 다수로 이루어질 수 있으며, LNG 저장탱크(4) 내의 상부 전체에 걸쳐서 배열되도록 다양한 구조를 가질 수 있다.The injection pipe 141 is fixed to an upper portion of the LNG storage tank 4, and when the LNG storage tank 4 is provided with a plurality of LNG storage tanks, such as an LNG carrier or an onshore LNG storage facility, the LNG storage tank from the reliquefaction line 110. (4) It may be made of a plurality to be connected to each branch line (not shown) branched to each, and may have a variety of structures to be arranged over the entire upper portion in the LNG storage tank (4).

분사노즐(142)은 분사관(141)에 다수로 설치될 수 있으며, 하방을 향하게 됨으로써 LNG를 LNG 저장탱크(4) 내에 저장된 LNG를 향하여 원활하게 분사하도록 한다.The injection nozzle 142 may be installed in a plurality of injection pipes 141, it is directed downward to smoothly inject the LNG toward the LNG stored in the LNG storage tank (4).

한편, 본 발명에 따른 LNG 재액화 장치는 증발 가스를 재액화 과정을 거치지 않고서 연소시켜서 소모시키기 위하여 재액화라인(110)에서 압축기(120)의 후단으로부터 분기되어 연소기(5)에 연결되는 연소라인(150)을 포함할 수 있는데, 이러한 연소라인(150)의 분기 지점에 에너지분리부(160)가 설치될 수 있다.Meanwhile, the LNG reliquefaction apparatus according to the present invention is a combustion line branched from the rear end of the compressor 120 in the reliquefaction line 110 and connected to the combustor 5 in order to burn and consume the evaporated gas without undergoing the reliquefaction process. 150 may be included, and the energy separation unit 160 may be installed at a branch point of the combustion line 150.

연소라인(150)은 증발 가스의 흐름을 개폐 내지 제어하기 위한 개폐밸브(151)가 설치되며, 증발 가스를 예열하여 연소기(5)로 공급시키기 위한 히터(152)가 설치될 수 있다.The combustion line 150 may be provided with an on-off valve 151 for opening and closing or controlling the flow of the boil-off gas, and a heater 152 for preheating the boil-off gas and supplying it to the combustor 5.

에너지분리부(160)는 재액화라인(110)에서 연소라인(150)이 분기되는 지점에 설치되며, 증발 가스를 저온의 증발 가스와 고온의 증발 가스로 분리하여 저온의 증발 가스를 재액화라인(110)으로 공급함과 아울러 고온의 증발 가스를 연소라인(150)으로 공급되도록 한다.The energy separation unit 160 is installed at the point where the combustion line 150 diverges from the reliquefaction line 110, and separates the evaporation gas into a low temperature evaporation gas and a high temperature evaporation gas to re-liquefy the low temperature evaporation gas. In addition to the supply to the 110, the high temperature evaporated gas to be supplied to the combustion line 150.

에너지분리부(160)는 일례로, 압축기(120)에 의해 압축된 증발 가스가 공급구(161)로 공급되면 에너지 분리에 의해 저온의 증발 가스와 고온의 증발 가스로 분리하여 제 1 및 제 2 토출구(163,164)를 통해서 각각 배출시키는 보텍스튜브로 이루어질 수 있다. The energy separation unit 160 is, for example, when the evaporation gas compressed by the compressor 120 is supplied to the supply port 161, the energy separation unit 160 is separated into a low temperature evaporation gas and a high temperature evaporation gas by energy separation. Vortex tubes may be discharged through the discharge holes 163 and 164, respectively.

에너지분리부(160)의 일 실시예인 보텍스튜브는 압축기(120)에 의해 압축된 증발 가스가 공급구(161)를 통해서 와류챔버(162)로 공급되어 초고속으로 회전하여 1차 와류를 형성하도록 하고, 1차 와류를 형성한 증발 가스가 제 2 토출구(164) 측으로 이동하여 증발 가스의 일부가 조절밸브(미도시)에 의해 배출되도록 하고, 나머지 증발 가스가 조절밸브(미도시)에 의해 회송됨으로써 2차 와류를 형성하면서 제 1 토출구(163)를 통해서 배출되도록 한다. The vortex tube, which is an embodiment of the energy separation unit 160, is supplied with the evaporation gas compressed by the compressor 120 to the vortex chamber 162 through the supply port 161 to rotate at a high speed to form a primary vortex. The first vortex evaporating gas is moved to the second discharge port 164 so that a part of the evaporating gas is discharged by the control valve (not shown), and the remaining evaporating gas is returned by the control valve (not shown). The secondary vortex is formed to be discharged through the first discharge port 163.

즉, 보텍스튜브는 2차 와류를 형성한 증발 가스의 흐름이 1차 와류를 형성한 증발 가스의 흐름 내측에 위치하는 저압 영역을 통과하면서 열을 잃어 제 1 토출구(163)를 통해서 냉각부(130) 측으로 저온 상태로 배출되도록 하고, 내부 흐름을 형성하는 2차 와류의 증발 가스가 외부 흐름을 형성하는 1차 와류의 증발 가스에 비하여 운동 속도가 작아지게 됨으로써 운동 에너지의 감소를 가져오게 되어 열을 잃도록 하며, 이로 인해 외부 흐름을 형성하는 1차 와류의 증발 가스에 열을 제공하여 온도를 상승시켜서 제 2 토출구(164)를 통해서 연소기(5) 측으로 고온 상태로 배출되도록 한다.That is, the vortex tube loses heat while the flow of the evaporation gas that forms the secondary vortex passes through the low pressure region located inside the flow of the evaporation gas that forms the primary vortex, and thus the cooling unit 130 through the first discharge port 163. ) To the low temperature, and the evaporation gas of the secondary vortex forming the inner flow is reduced compared to the evaporation gas of the primary vortex forming the external flow, resulting in a decrease in kinetic energy. This provides heat to the evaporation gas of the primary vortex forming the external flow, thereby raising the temperature to be discharged to the combustor 5 side through the second discharge port 164 at a high temperature.

재액화라인(110)은 LNG 저장탱크(4)로부터 발생되는 재액화 용량 이하일 경우나 그 밖에 필요한 경우 증발 가스가 에너지분리부(160)를 바이패스하여 냉각부(130)로 공급되도록 하기 위하여, 에너지분리부(160)를 바이패스하도록 연결되는 바이패스라인(111)과, 상기 바이패스라인(111)에 설치되어 증발 가스의 이동을 개폐시키는 개폐밸브(112)를 포함할 수 있다.The reliquefaction line 110 is below the reliquefaction capacity generated from the LNG storage tank 4 or else necessary to ensure that the evaporation gas is supplied to the cooling unit 130 by bypassing the energy separation unit 160, It may include a bypass line 111 connected to bypass the energy separation unit 160, and an opening and closing valve 112 installed in the bypass line 111 to open and close the movement of the evaporation gas.

또한, 재액화라인(110)은 LNG를 LNG 저장탱크(4)의 하부로 공급할 수 있도록 하기 위하여, 냉각부(130)의 후단으로부터 분기되어 LNG 저장탱크(4)의 하부에 연결되는 하부공급라인(113)과, 하부공급라인(113)을 통한 LNG의 이동을 개폐시키는 개폐밸브(114,115)와, 하부공급라인(113)에 설치되어 LNG의 역류를 방지하는 역지밸브(116)를 포함할 수 있다In addition, the reliquefaction line 110 is branched from the rear end of the cooling unit 130 in order to be able to supply LNG to the lower portion of the LNG storage tank 4, the lower supply line connected to the lower portion of the LNG storage tank (4) And 113, opening and closing valves 114 and 115 for opening and closing the movement of LNG through the lower supply line 113, and a check valve 116 installed in the lower supply line 113 to prevent backflow of LNG. have

이와 같은 구성을 가지는 본 발명에 따른 LNG 재액화 장치의 작동을 예로 들어 설명하면 다음과 같다.Referring to the operation of the LNG reliquefaction apparatus according to the present invention having such a configuration as an example as follows.

LNG 저장탱크(4)로부터 재액화라인(110)을 통해서 배출되는 증발 가스는 압축기(120)에 의해 압축되고, 냉각부(140)에 의해 냉각됨으로써 재액화에 의해 LNG로 변환되어 LNG 저장탱크(4)로 재공급되는데, 이 때, 재액화라인(110)을 통해서 LNG 저장탱크(4)로 공급되는 LNG는 분사부(140)의 분사노즐(142)로부터 분사되어 LNG 저장탱크(4) 내에 저장된 LNG로 분사되며, 이로 인해 LNG 저장탱크(4) 내부의 액체부 및 기체부에 존재하는 열적 성층화를 제거하여 증발 가스의 발생을 억제하고, 이로 인해 재액화 처리에 필요한 증발 가스의 양을 감소시킴으로써 재액화 처리의 용량을 축소시킬 수 있도록 하여 장치의 규모 및 설비에 소요되는 비용을 감소시킬 수 있도록 한다.The boil-off gas discharged from the LNG storage tank 4 through the reliquefaction line 110 is compressed by the compressor 120 and is cooled by the cooling unit 140 to be converted into LNG by reliquefaction, thereby converting the LNG into a LNG storage tank ( 4), at this time, LNG supplied to the LNG storage tank 4 through the reliquefaction line 110 is injected from the injection nozzle 142 of the injection unit 140 in the LNG storage tank (4) It is injected into the stored LNG, thereby removing the thermal stratification present in the liquid portion and the gas portion in the LNG storage tank (4) to suppress the generation of evaporation gas, thereby reducing the amount of evaporation gas required for the reliquefaction treatment This allows the capacity of the reliquefaction process to be reduced, thereby reducing the size of the apparatus and the cost of the installation.

한편, 압축기(120)에 의해 압축된 증발 가스가 에너지분리부(160)를 통과하게 됨으로써 에너지 분리 작용에 의하여 저온의 증발 가스와 고온의 증발 가스로 분리되고, 고온의 증발 가스가 연소기(5)에 공급되도록 하여 증발 가스의 가열에 소모되는 히터(152)의 에너지 소모량을 줄이도록 하며, 에너지 분리 과정에서 불활성 성분의 질소가 제거된 저온의 증발 가스가 냉각부(130)로 공급되도록 함으로써 재액화된 LNG의 순도를 향상시키며, 이러한 저온의 증발 가스가 냉각부(130)로 공급됨으로써 냉각 효율이 증대됨과 아울러 재액화 처리에 소요되는 에너지를 절감하고, 냉각부(130)의 냉각 용량을 감소시킬 수 있으며, 연소 시 예열을 위한 에너지 사용량을 줄일 수 있다. On the other hand, the evaporation gas compressed by the compressor 120 passes through the energy separation unit 160, thereby separating the low temperature evaporation gas and the high temperature evaporation gas by the energy separation action, and the high temperature evaporation gas is combustor 5. To reduce the energy consumption of the heater 152 consumed to heat the evaporated gas, and to re-liquefy by allowing the low temperature evaporated gas from which nitrogen of the inert component is removed to the cooling unit 130 in the energy separation process. Improve the purity of the LNG, the low-temperature evaporated gas is supplied to the cooling unit 130 to increase the cooling efficiency and to reduce the energy required for the reliquefaction process, and to reduce the cooling capacity of the cooling unit 130 It can reduce the energy consumption for preheating during combustion.

이 때, 에너지분리부(160)를 통한 증발 가스의 에너지 분리는 LNG 저장탱크(4)의 증발 가스 발생량이 재액화 용량 이상일 경우, 예를 들면, LNG 운반선의 경우 초기 만재항해에서와 같은 경우에 수행되도록 할 수 있으며, 에너지분리부(160)를 통해 재액화되는 증발 가스의 양은 재액화 장치의 재액화 용량에 해당된다.At this time, the energy separation of the boil-off gas through the energy separation unit 160 is when the amount of boil-off gas generated in the LNG storage tank 4 is equal to or greater than the reliquefaction capacity, for example, in the case of the LNG carrier, such as in the initial full sea voyage. The amount of the evaporated gas re-liquefied through the energy separation unit 160 corresponds to the reliquefaction capacity of the reliquefaction apparatus.

한편, LNG 저장탱크(4)의 증발 가스 발생량이 재액화 용량 이하인 경우, 예를 들면, LNG 운반선에서 일반 만재항해인 경우 압축기(120)를 통해 LNG 저장탱크(4) 외측으로 배출되는 증발 가스는 바이패스라인(111)을 통해 에너지분리부(160)를 바이패스하여 냉각부(130)에 의해 재액화된 후 분사부(140)에 의해 LNG 저장탱크(4)의 상부로 분사 공급될 수 있다. On the other hand, when the amount of boil-off gas generated in the LNG storage tank 4 is less than or equal to the reliquefaction capacity, for example, in the case of general full-scale navigation in an LNG carrier, the boil-off gas discharged to the outside of the LNG storage tank 4 through the compressor 120 may be The energy separation unit 160 may be bypassed through the bypass line 111 to be liquefied by the cooling unit 130, and then injected into the upper portion of the LNG storage tank 4 by the injection unit 140. .

또한, 냉각부(130)를 통과한 LNG를 개폐밸브(114,115)의 조작에 의해 하부공급라인(113)을 통해 LNG 저장탱크(4)의 하부로 공급할 수 있다. In addition, the LNG passing through the cooling unit 130 may be supplied to the lower portion of the LNG storage tank 4 through the lower supply line 113 by the operation of the opening and closing valves 114 and 115.

이상에서와 같이, 본 발명의 상세한 설명에서 구체적인 실시예에 관해 설명하였으나, 본 발명의 기술이 당업자에 의하여 용이하게 변형 실시될 가능성이 자명하며, 이러한 변형된 실시예들은 본 발명의 특허청구범위에 기재된 기술사상에 포함된다할 것이다.While the present invention has been particularly shown and described with reference to exemplary embodiments thereof, it is evident that many alternatives, modifications and variations will be apparent to those skilled in the art. And will be included in the described technical idea.

도 1은 종래의 기술에 따른 LNG 운반선의 재액화 장치를 도시한 구성도이고,1 is a block diagram showing a reliquefaction apparatus of the LNG carrier according to the prior art,

도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재액화 장치를 도시한 구성도이다.2 is a block diagram showing the LNG re-liquefaction apparatus according to an embodiment of the present invention.

<도면의 주요 부분에 대한 부호의 설명><Explanation of symbols for the main parts of the drawings>

110 : 재액화라인 111 : 바이패스라인110: reliquefaction line 111: bypass line

112 : 개폐밸브 113 : 하부공급라인112: on-off valve 113: lower supply line

114,115 : 개폐밸브 116 : 역지밸브114,115: on-off valve 116: check valve

120 : 압축기 130 : 냉각부120: compressor 130: cooling unit

131 : 열교환기 132 : 냉매공급부131: heat exchanger 132: refrigerant supply unit

140 : 분사부 141 : 분사관140: injection unit 141: injection tube

142 : 분사노즐 150 : 연소라인142: injection nozzle 150: combustion line

151 : 개폐밸브 152 : 히터151: on-off valve 152: heater

160 : 에너지분리부 161 : 공급구160: energy separation unit 161: supply port

162 : 와류챔버 163 : 제 1 토출구162: vortex chamber 163: first discharge port

164 : 제 2 토출구164: second discharge port

Claims (6)

LNG 저장탱크로부터 발생되는 증발 가스를 재액화하는 장치에 있어서,In the device for reliquefaction of the evaporated gas generated from the LNG storage tank, 상기 LNG 저장탱크로부터 배출되는 증발 가스가 재액화 과정을 거쳐서 LNG로 변환되어 상기 LNG 저장탱크에 공급되기 위한 경로를 제공하는 재액화라인과,A reliquefaction line which provides a path for the boil-off gas discharged from the LNG storage tank to be converted into LNG through a reliquefaction process and supplied to the LNG storage tank; 상기 재액화라인에 설치되며, 상기 LNG 저장탱크로부터 배출되는 증발 가스를 압축시키는 압축기와,A compressor installed in the reliquefaction line and compressing the boil-off gas discharged from the LNG storage tank; 상기 압축기에 의해 압축된 증발 가스를 냉각시키도록 상기 재액화라인에 설치되는 냉각부와,A cooling unit installed in the reliquefaction line to cool the evaporated gas compressed by the compressor; 상기 재액화라인을 통해 공급되는 LNG를 상기 LNG 저장탱크에 저장된 LNG로 분사하도록 설치되는 분사부와,An injection unit installed to inject LNG supplied through the reliquefaction line into LNG stored in the LNG storage tank; 상기 재액화라인에서 상기 압축기의 후단으로부터 분기되어 연소기에 연결되는 연소라인과,A combustion line branched from the rear end of the compressor in the reliquefaction line and connected to a combustor; 상기 연소라인의 분기 지점에 설치되며, 증발 가스를 저온의 증발 가스와 고온의 증발 가스로 분리하여 저온의 증발 가스를 상기 재액화라인으로 공급함과 아울러 고온의 증발 가스를 상기 연소라인으로 공급되도록 하는 에너지분리부Installed at the branch point of the combustion line, the evaporation gas is separated into a low temperature evaporation gas and a high temperature evaporation gas to supply a low temperature evaporation gas to the reliquefaction line and to supply a high temperature evaporation gas to the combustion line. Energy separator 를 포함하는 LNG 재액화 장치.LNG reliquefaction apparatus comprising a. 제 1 항에 있어서,The method of claim 1, 상기 분사부는,The injection unit, 상기 재액화라인에 연결되며, 상기 LNG 저장탱크 내의 상부에 설치되는 분사관과,An injection pipe connected to the reliquefaction line and installed at an upper portion of the LNG storage tank; 상기 분사관에 설치되며, 상기 분사관을 통해 공급되는 LNG를 하방으로 분사하는 분사노즐An injection nozzle installed in the injection pipe and spraying LNG supplied through the injection pipe downward; 을 포함하는 LNG 재액화 장치.LNG reliquefaction apparatus comprising a. 삭제delete 제 1 항에 있어서,The method of claim 1, 상기 에너지분리부는, The energy separation unit, 상기 압축기에 의해 압축된 증발 가스가 공급구로 공급되면 에너지 분리에 의해 저온의 증발 가스와 고온의 증발 가스로 분리하여 제 1 및 제 2 토출구를 통해서 각각 배출시키는 보텍스튜브로 이루어지는 LNG 재액화 장치.When the boil-off gas compressed by the compressor is supplied to the supply port, LNG re-liquefaction apparatus comprising a vortex tube which is separated into a low-temperature evaporation gas and a high-temperature evaporation gas by energy separation and discharged through the first and second discharge ports, respectively. 제 1 항에 있어서,The method of claim 1, 상기 재액화라인은,The reliquefaction line, 상기 에너지분리부를 바이패스하도록 연결되는 바이패스라인과,A bypass line connected to bypass the energy separation unit; 상기 바이패스라인에 설치되는 개폐밸브On-off valve installed in the bypass line 를 포함하는 LNG 재액화 장치.LNG reliquefaction apparatus comprising a. 제 1 항 또는 제 5 항에 있어서,The method according to claim 1 or 5, 상기 재액화라인은,The reliquefaction line, 상기 냉각부의 후단으로부터 분기되어 상기 LNG 저장탱크의 하부에 연결되는 하부공급라인과,A lower supply line branched from a rear end of the cooling unit and connected to a lower portion of the LNG storage tank; 상기 하부공급라인을 통한 LNG의 이동을 개폐시키는 개폐밸브와,On and off valve for opening and closing the movement of the LNG through the lower supply line, 상기 하부공급라인에 LNG의 역류를 방지하도록 설치되는 역지밸브Check valve installed in the lower supply line to prevent backflow of LNG 를 포함하는 LNG 재액화 장치.LNG reliquefaction apparatus comprising a.
KR1020090076760A 2009-08-19 2009-08-19 Liquefied natural gas reliquefaction apparatus KR101122548B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020090076760A KR101122548B1 (en) 2009-08-19 2009-08-19 Liquefied natural gas reliquefaction apparatus

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020090076760A KR101122548B1 (en) 2009-08-19 2009-08-19 Liquefied natural gas reliquefaction apparatus

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20110019156A KR20110019156A (en) 2011-02-25
KR101122548B1 true KR101122548B1 (en) 2012-03-16

Family

ID=43776567

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020090076760A KR101122548B1 (en) 2009-08-19 2009-08-19 Liquefied natural gas reliquefaction apparatus

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR101122548B1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101465951B1 (en) * 2013-02-08 2014-11-28 삼성중공업 주식회사 Pump tower structure and lng tank having the same
KR20160141394A (en) * 2015-05-22 2016-12-09 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR20160142421A (en) * 2015-05-22 2016-12-13 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR101824427B1 (en) * 2016-03-28 2018-02-05 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR101854229B1 (en) * 2016-10-28 2018-05-04 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR20200002560A (en) * 2018-06-29 2020-01-08 한국조선해양 주식회사 liquefied gas tank, fuel gas supply system, and ship having the same

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101526770B1 (en) * 2013-12-30 2015-06-05 현대중공업 주식회사 A Treatment System Liquefied Gas
KR102200362B1 (en) * 2014-05-19 2021-01-08 한국조선해양 주식회사 A Treatment System of Liquefied Gas
WO2015178634A1 (en) * 2014-05-19 2015-11-26 현대중공업 주식회사 Liquefied gas treatment system
KR102186045B1 (en) * 2014-12-29 2020-12-04 삼성중공업 주식회사 Apparatus for retreating boil off gas
KR20160095597A (en) * 2015-02-03 2016-08-11 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR101686513B1 (en) * 2015-06-02 2016-12-14 대우조선해양 주식회사 Device and method for BOG re-liquefaction
KR101711954B1 (en) * 2015-07-24 2017-03-03 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR101784602B1 (en) * 2015-11-17 2017-10-11 현대중공업 주식회사 Regasification System of liquefied Gas and Ship Having the Same
KR102201990B1 (en) * 2016-03-22 2021-01-11 현대중공업 주식회사 Treatment system of gas

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR100758400B1 (en) 2006-02-14 2007-09-14 대우조선해양 주식회사 Gas cooling system for burning BOG gas in gas combustion unit
KR100875064B1 (en) * 2007-03-20 2008-12-18 대우조선해양 주식회사 Evaporative gas treatment method and treatment apparatus in a LAN carrier equipped with a reliquefaction apparatus, and a LAN carrier equipped with the treatment apparatus

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR100758400B1 (en) 2006-02-14 2007-09-14 대우조선해양 주식회사 Gas cooling system for burning BOG gas in gas combustion unit
KR100875064B1 (en) * 2007-03-20 2008-12-18 대우조선해양 주식회사 Evaporative gas treatment method and treatment apparatus in a LAN carrier equipped with a reliquefaction apparatus, and a LAN carrier equipped with the treatment apparatus

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101465951B1 (en) * 2013-02-08 2014-11-28 삼성중공업 주식회사 Pump tower structure and lng tank having the same
KR20160141394A (en) * 2015-05-22 2016-12-09 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR20160142421A (en) * 2015-05-22 2016-12-13 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR101722369B1 (en) * 2015-05-22 2017-04-05 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR101722368B1 (en) * 2015-05-22 2017-04-05 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR101824427B1 (en) * 2016-03-28 2018-02-05 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR101854229B1 (en) * 2016-10-28 2018-05-04 삼성중공업 주식회사 Fuel gas supplying system in ships
KR20200002560A (en) * 2018-06-29 2020-01-08 한국조선해양 주식회사 liquefied gas tank, fuel gas supply system, and ship having the same
KR102144186B1 (en) * 2018-06-29 2020-08-12 한국조선해양 주식회사 liquefied gas tank, fuel gas supply system, and ship having the same

Also Published As

Publication number Publication date
KR20110019156A (en) 2011-02-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101122548B1 (en) Liquefied natural gas reliquefaction apparatus
JP6366642B2 (en) Ship liquefied gas treatment system
KR101122549B1 (en) Boil off gas control apparatus of lng carriers
KR101644386B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR20190135982A (en) System for treating boil-off gas of a marine structure
KR100747372B1 (en) Bog reliquefaction apparatus and method
KR20200012673A (en) Boil-off gas cooling system and ship having the same
KR20110042910A (en) Reliquefaction apparatus of a liquified natural gas carrier
KR100613430B1 (en) Process and apparatus for boil-off gas treatment
KR20120045801A (en) Vessel
KR20120045802A (en) Vessel
KR101661929B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR100885796B1 (en) Boil-off gas reliquefaction apparatus
KR20090018500A (en) Apparatus for boil off gas recycling of combined lng/lpg carrier
KR102025787B1 (en) gas treatment system and offshore plant having the same
KR102474931B1 (en) Boil-off gas re-liquefaction system and ship having the same
KR20120045803A (en) Liquefied natural gas carrier
KR20200065533A (en) System amd Method for Re-liquefying Boil-Off Gas
KR20230047304A (en) Gas treatment system and ship having the same
KR20160068179A (en) Reliquefaction system
KR100747371B1 (en) Bog reliquefaction apparatus and constructing method thereof
KR101750890B1 (en) Apparatus for reliquefaction of boil off gas in liquefied gas carrier
KR20180078584A (en) Pressure Control System and Method for Liquefied Gas Storage Tank of Ship
KR20140049800A (en) Lpg reliquefaction apparatus using lng production apparatus
KR20200121441A (en) gas treatment system and offshore plant having the same

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: 20150202

Year of fee payment: 4

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20160201

Year of fee payment: 5

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20190201

Year of fee payment: 8