KR101534237B1 - System for treating boil-off gas of a marine structure - Google Patents

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Abstract

본 발명은 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 대부분은 선박의 고압 천연가스 분사 엔진의 연료로 사용하고 나머지 일부는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 관한 것이다.
본 발명에 따르면, 액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 연료로서 사용하는 고압 천연가스 분사 엔진을 갖춘 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템으로서, 상기 저장탱크 내에서 발생한 증발가스를 공급받아 압축하는 압축기와; 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 연료로서 공급받아 사용하는 상기 고압 천연가스 분사 엔진과; 상기 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를 냉각시키기 위한 열교환기와; 상기 열교환기에서 냉각된 증발가스를 팽창시키면서 에너지를 생성하는 팽창기; 를 포함하는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템이 제공된다.In the present invention, after the evaporated gas discharged from the storage tank is pressurized, most of the liquefied gas is used as fuel for the high-pressure natural gas injection engine of the ship and the remaining part is liquefied by the cold heat of the evaporated gas newly discharged from the storage tank and returned to the storage tank, To an evaporative gas treatment system for an offshore structure that enables efficient use of evaporative gas.
According to the present invention, there is provided an evaporative gas processing system for an offshore structure having a storage tank storing liquefied natural gas and a high-pressure natural gas injection engine using evaporative gas discharged from the storage tank as fuel, A compressor for receiving and compressing the generated evaporative gas; A high-pressure natural gas injection engine for supplying and using the evaporated gas compressed in the compressor as fuel; A heat exchanger for cooling a part of the evaporation gas not supplied to the high-pressure natural gas injection engine; An expander for generating energy while expanding the evaporated gas cooled in the heat exchanger; And an evaporative gas treatment system for an offshore structure.

Figure R1020130116069
Figure R1020130116069

Description

해상 구조물의 증발가스 처리 시스템 {SYSTEM FOR TREATING BOIL-OFF GAS OF A MARINE STRUCTURE}BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention [0001] The present invention relates to an evaporative gas treatment system for a marine structure,

본 발명은 고압 천연가스 분사 엔진을 탑재한 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 에너지 소모량이 많고 초기 설치비가 과도하게 소요되는 재액화 장치를 설치할 필요 없이, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 대부분은 고압 천연가스 분사 엔진의 연료로 사용하고 나머지 일부는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to an evaporative gas treatment system for a marine structure equipped with a high-pressure natural gas injection engine, and more particularly, to an evaporative gas treatment system for a high- Most of them are used as fuel for the high-pressure natural gas injection engine after the evaporation gas is pressurized, and some of them are returned to the storage tank by liquefying the evaporation gas newly discharged from the storage tank with the cold heat, To an evaporative gas treatment system for a structure.

근래, LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 액화가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 상태로 액화가스 운반선에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. LNG나 LPG 등의 액화가스는 천연가스 혹은 석유가스를 극저온(LNG의 경우 대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태일 때보다 그 부피가 대폭적으로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.In recent years, consumption of liquefied gas such as LNG (Liquefied Natural Gas) and LPG (Liquefied Petroleum Gas) has been rapidly increasing worldwide. The liquefied gas is transported in a gaseous state via land or sea gas piping, or is transported to a distant consumer site stored in a liquefied gas carrier in a liquefied state. Liquefied gas such as LNG or LPG is obtained by cooling natural gas or petroleum gas at a very low temperature (approximately -163 ° C. in the case of LNG), and its volume is significantly reduced compared to when it is in a gaseous state, .

LNG 운반선 등의 액화가스 운반선은, 액화가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 이 액화가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화가스의 극저온에 견딜 수 있는 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다.The liquefied gas carrier, such as an LNG carrier, is used to load the liquefied gas with the liquefied gas and then to the sea to unload the liquefied gas to the onshore site. For this purpose, a storage tank capable of withstanding the extremely low temperature of the liquefied gas ).

이와 같이 극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크가 마련된 해상 구조물의 예로서는 액화가스 운반선 이외에도 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나, LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading), BMPP (Barge Mounted Power Plant)와 같은 구조물 등을 들 수 있다.Examples of maritime structures having storage tanks capable of storing liquefied gas at cryogenic temperatures include ships such as LNG RV (Regasification Vessel), LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FPSO , Storage and Off-loading), and BMPP (Barge Mounted Power Plant).

LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화천연가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이다. LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 수송선으로부터 하역되는 액화천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 구조물이고, LNG FPSO는 채굴된 천연가스를 해상에서 정제한 후 직접 액화시켜 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 구조물이다. 그리고 BMPP는 바지선에 발전설비를 탑재하여 해상에서 전기를 생산하기 위해 사용되는 구조물이다.LNG RV is a LNG regeneration facility installed on a liquefied natural gas carrier capable of self-propulsion and floating. LNG FSRU is a structure that stores liquefied natural gas unloaded from LNG carrier offshore from offshore and then vaporizes liquefied natural gas as needed to supply to the demanding customers on land. LNG FPSO is a structure that supplies mined natural gas to sea , It is directly used for liquefaction and storage in a storage tank and, if necessary, for transferring LNG stored in this storage tank to an LNG carrier. And BMPP is a structure that is used to produce electricity at sea by installing a power plant on a barge.

본 명세서에서 해상 구조물이란, LNG 운반선과 같은 액화가스 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP 등의 구조물까지도 모두 포함하는 개념이다.In the present specification, a marine structure is a concept including a liquefied gas carrier such as an LNG carrier, an LNG RV, and other structures including LNG FPSO, LNG FSRU, and BMPP.

천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운반선의 경우를 예를 들어 설명하면, LNG 운반선의 LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의해 LNG를 수송하는 도중에 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다.Since the liquefaction temperature of natural gas is a cryogenic temperature of about -163 ° C at normal pressure, LNG is evaporated even if its temperature is slightly higher than -163 ° C at normal pressure. For example, in the case of a conventional LNG carrier, the LNG storage tank of the LNG carrier is heat-treated, but since the external heat is continuously transferred to the LNG, LNG is transported by the LNG carrier, The LNG storage tank is constantly vaporized and boil-off gas (BOG) is generated in the LNG storage tank.

발생된 증발가스는 저장탱크 내의 압력을 증가시키며 선박의 요동에 따라 액화가스의 유동을 가속시켜 구조적인 문제를 야기시킬 수 있기 때문에, 증발가스의 발생을 억제할 필요가 있다.The generated evaporation gas increases the pressure in the storage tank and accelerates the flow of the liquefied gas in accordance with the shaking motion of the ship, which may cause a structural problem, so it is necessary to suppress the generation of the evaporation gas.

종래, 액화가스 운반선의 저장탱크 내에서의 증발가스를 억제 및 처리하기 위해, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 소각해 버리는 방법, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시킨 후 다시 저장탱크로 복귀시키는 방법, 선박의 추진기관에서 사용되는 연료로서 증발가스를 사용하는 방법, 저장탱크의 내부압력을 높게 유지함으로써 증발가스의 발생을 억제하는 방법 등이 단독으로 혹은 복합적으로 사용되고 있었다.BACKGROUND ART [0002] Conventionally, in order to suppress and treat evaporation gas in a storage tank of a liquefied gas carrier, a method of discharging evaporation gas to the outside of the storage tank and incinerating it, a method of discharging evaporation gas to the outside of the storage tank, A method of returning to the storage tank after re-liquefying, a method of using evaporation gas as fuel used in a propulsion engine of the ship, a method of suppressing the generation of evaporation gas by keeping the internal pressure of the storage tank high, Have been used in combination.

증발가스 재액화 장치가 탑재된 종래의 선박의 경우, 저장탱크의 적정 압력 유지를 위해 저장탱크 내부의 증발가스를 저장탱크 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시키게 된다. 이때, 배출된 증발가스는 냉동 사이클을 포함하는 재액화 장치에서 초저온으로 냉각된 냉매, 예를 들어 질소, 혼합냉매 등과의 열교환을 통해 재액화된 후 저장탱크로 복귀된다.In the case of a conventional ship equipped with an evaporation gas remelting device, the evaporation gas inside the storage tank is discharged to the outside of the storage tank and re-liquefied through the re-liquefaction device in order to maintain an appropriate pressure of the storage tank. At this time, the discharged evaporated gas is re-liquefied through a heat exchange with a refrigerant cooled at a cryogenic temperature, for example, nitrogen, mixed refrigerant, etc., in a liquefaction device including a refrigeration cycle, and then returned to the storage tank.

종래 DFDE 추진시스템을 탑재한 LNG 운반선의 경우, 재액화 설비를 설치하지 않고 증발가스 압축기와 가열만을 통해 증발가스를 처리한 후 DFDE에 연료로서 공급하여 증발가스를 소비하였기 때문에 엔진의 연료 필요량이 증발가스의 발생량보다 적을 때는 증발가스를 가스연소기(GCU; Gas Combustion Unit)에서 연소시켜 버리거나 대기중으로 버릴(venting) 수밖에 없는 문제가 있었다.In the case of the conventional LNG carriers equipped with the DFDE propulsion system, since the evaporative gas is treated through the evaporative gas compressor and the heating only without the liquefaction facility, and the evaporative gas is consumed by supplying the DFDE as fuel, When the amount of generated gas is less than the amount of generated gas, there is a problem that the evaporation gas must be burned in a gas combustion unit (GCU) or vented to the atmosphere.

그리고 종래 재액화 설비와 저속 디젤 엔진을 탑재한 LNG 운반선은 재액화 설비를 통해 BOG를 처리할 수 있음에도 불구하고 질소가스를 이용한 재액화 장치 운전의 복잡성으로 인해 전체 시스템의 제어가 복잡하고 상당한 양의 동력이 소모되는 문제가 있었다.Although the conventional Liquefaction Facility and the LNG carrier equipped with the low speed diesel engine can process the BOG through the liquefaction facility, the control of the entire system is complex due to the complexity of operation of the liquefaction device using nitrogen gas, There was a problem that the power was consumed.

결국, 저장탱크로부터 자연적으로 발생하는 증발가스를 효율적으로 처리하기 위한 시스템 및 방법에 대한 연구 개발이 지속적으로 이루어질 필요가 있다.As a result, there is a need to continuously research and develop systems and methods for efficiently treating evaporative gases occurring naturally from storage tanks.

본 발명은 상기한 바와 같은 종래의 문제점을 해결하기 위한 것으로서, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 일부는 고압 천연가스 분사 엔진의 연료로 사용하고 나머지는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템을 제공하고자 하는 것이다.SUMMARY OF THE INVENTION The present invention has been made to solve the conventional problems as described above, and it is an object of the present invention to provide a high-pressure natural gas injection engine in which the evaporation gas discharged from the storage tank is partially pressurized, And to provide an evaporative gas treatment system for a marine structure that enables efficient use of evaporative gas by liquefying it with cold heat.

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 연료로서 사용하는 고압 천연가스 분사 엔진을 갖춘 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템으로서, 상기 저장탱크 내에서 발생한 증발가스를 공급받아 압축하는 압축기와; 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 연료로서 공급받아 사용하는 상기 고압 천연가스 분사 엔진과; 상기 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를 냉각시키기 위한 열교환기와; 상기 열교환기에서 냉각된 증발가스를 팽창시키면서 에너지를 생성하는 팽창기; 를 포함하는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템이 제공된다.According to an aspect of the present invention, there is provided a liquefied natural gas storage tank, comprising: a storage tank storing a liquefied natural gas; and an evaporation gas of an offshore structure having a high pressure natural gas injection engine using the evaporation gas discharged from the storage tank as fuel 1. A treatment system comprising: a compressor for receiving and compressing evaporative gas generated in the storage tank; A high-pressure natural gas injection engine for supplying and using the evaporated gas compressed in the compressor as fuel; A heat exchanger for cooling a part of the evaporation gas not supplied to the high-pressure natural gas injection engine; An expander for generating energy while expanding the evaporated gas cooled in the heat exchanger; And an evaporative gas treatment system for an offshore structure.

상기 열교환기에서는, 상기 압축된 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를, 상기 저장탱크로부터 배출되어 상기 압축기로 이송되고 있는 증발가스와 열교환시켜 냉각시킬 수 있다.In the heat exchanger, a portion of the compressed evaporative gas, which is not supplied to the high-pressure natural gas injection engine, may be cooled by heat-exchanging the evaporated gas discharged from the storage tank with the evaporated gas being transferred to the compressor.

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 팽창기를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 증발가스 중, 액체 성분만을 상기 저장탱크에 복귀시키기 위해 설치되는 기액분리기를 더 포함할 수 있다.The evaporative gas treatment system of an offshore structure according to the present invention may further include a gas-liquid separator installed in the evaporator to return only the liquid component to the storage tank.

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 팽창기에 공급되는 증발가스를, 상기 팽창기를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 증발가스 중 기체 성분과 열교환시켜 냉각시키기 위해 설치되는 냉각기를 더 포함할 수 있다.The evaporative gas treatment system of an offshore structure according to the present invention may further include a cooler installed to cool the evaporative gas supplied to the inflator through heat exchange with the gas component in the evaporated gas which is reduced in pressure while being passed through the inflator, .

상기 기체 성분은 상기 저장탱크로부터 배출되어 상기 압축기로 공급되는 증발가스에 합류될 수 있다.The gas component may be merged into the evaporated gas discharged from the storage tank and supplied to the compressor.

상기 압축기는, 복수개의 압축 실린더를 포함할 수 있다.The compressor may include a plurality of compression cylinders.

상기 열교환기로 보내지는 증발가스는, 상기 압축기에 포함된 복수개의 상기 압축 실린더 중에서 일부 또는 전부를 통과하여 압축된 증발가스일 수 있다.The evaporated gas sent to the heat exchanger may be an evaporated gas compressed through a part or all of a plurality of the compression cylinders included in the compressor.

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 압축기에 포함된 복수개의 상기 압축 실린더 중에서 일부의 압축 실린더를 통과하여 압축된 증발가스를 공급받아 사용하는 증발가스 소비수단을 더 포함할 수 있다.The evaporation gas processing system of an offshore structure according to the present invention may further include evaporation gas consumption means for supplying and using compressed evaporation gas through a part of the compression cylinders among the plurality of compression cylinders included in the compressor .

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 열교환기에서 냉각된 증발가스를 팽창시킬 수 있도록 상기 팽창기와 병렬로 배치되는 팽창밸브를 더 포함할 수 있다.The evaporative gas treatment system of an offshore structure according to the present invention may further include an expansion valve arranged in parallel with the inflator so as to inflate the evaporated gas cooled in the heat exchanger.

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 강제로 기화시켜 상기 압축기에 공급하기 위한 강제기화기를 더 포함할 수 있다.The evaporative gas treatment system for an offshore structure according to the present invention may further include a forced vaporizer for forcibly vaporizing the liquefied natural gas stored in the storage tank and supplying the liquefied natural gas to the compressor.

본 발명에 따르면, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 압축된 증발가스 중 일부는 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하고, 압축된 증발가스 중 나머지는 저장탱크로부터 새롭게 배출되어 압축되기 전의 증발가스가 갖는 냉열로 액화시킬 수 있는 증발가스 처리 시스템이 제공될 수 있다.According to the present invention, after pressurizing the evaporated gas discharged from the storage tank, some of the compressed evaporated gas is supplied as fuel to the high-pressure natural gas injection engine, and the remainder of the compressed evaporated gas is newly discharged from the storage tank, An evaporative gas treatment system which can be liquefied by the cold heat of the evaporative gas can be provided.

그에 따라 본 발명의 증발가스 처리 시스템에 의하면, 에너지 소모량이 많고 초기 설치비가 과도하게 소요되는 재액화 장치를 설치하지 않고도 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 재액화시킬 수 있어, 재액화 장치에서 소모되는 에너지를 절감할 수 있게 된다.Therefore, according to the evaporation gas processing system of the present invention, it is possible to re-liquefy the evaporation gas generated in the storage tank without installing the re-liquefaction device which consumes a large amount of energy and requires an initial installation cost excessively, Energy can be saved.

또한 본 발명의 증발가스 처리 시스템에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 모든 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시켜 운송량을 증가시킬 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있어 에너지를 절약할 수 있게 된다.Further, according to the evaporative gas processing system of the present invention, since all evaporative gas generated when the cargo (LNG) of the LNG carrier is transported can be used as the fuel of the engine or can be re-liquefied and returned to the storage tank for storage, It is possible to reduce the amount of evaporated gas that is consumed and discarded in the evaporator, thereby increasing the amount of transportation, and it is possible to re-liquefy the evaporated gas without using a separate refrigerant such as nitrogen, thereby saving energy.

또한 본 발명의 증발가스 처리 시스템에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.Further, according to the evaporation gas processing system of the present invention, there is no need to provide a re-liquefying apparatus (that is, a nitrogen refrigerant refrigeration cycle, a mixed refrigerant refrigeration cycle, or the like) using a separate refrigerant, There is no need for additional installation, which can reduce the initial installation cost and operating cost of configuring the entire system.

또한 본 발명의 증발가스 처리 시스템에 의하면, 압축된 후 열교환기에서 냉각 및 액화된 증발가스를 팽창기(Expander)에 의해 감압시키므로, 팽창시 에너지를 생성할 수 있어 버려지는 에너지를 재활용할 수 있다.Further, according to the evaporation gas processing system of the present invention, since the evaporated gas cooled and liquefied in the heat exchanger after being compressed is decompressed by the expander, energy can be generated upon expansion, and waste energy can be recycled.

도 1은 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 2는 본 발명의 바람직한 제2 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 3 및 도 4는 본 발명의 바람직한 제1 실시예의 변형예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 5는 본 발명의 바람직한 제3 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 6 및 도 7은 본 발명의 바람직한 제3 실시예의 변형예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도이다.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS FIG. 1 is a schematic view showing an evaporative gas treatment system for an offshore structure according to a first preferred embodiment of the present invention;
FIG. 2 is a schematic diagram showing a system for processing an evaporative gas of an offshore structure according to a second preferred embodiment of the present invention;
FIG. 3 and FIG. 4 are schematic diagrams showing a system for processing an evaporative gas of an offshore structure according to a modification of the first preferred embodiment of the present invention;
5 is a schematic view showing an evaporative gas treatment system for an offshore structure according to a third preferred embodiment of the present invention,
Figs. 6 and 7 are schematic configuration diagrams showing a system for processing an evaporative gas of an offshore structure according to a modification of the third preferred embodiment of the present invention.

일반적으로, 선박에서 배출되는 폐기가스 중 국제 해사 기구(International Maritime Organization)의 규제를 받고 있는 것은 질소산화물(NOx)과 황산화물(SOx)이며, 최근에는 이산화탄소(CO2)의 배출도 규제하려 하고 있다. 특히, 질소산화물(NOx)과 황산화물(SOx)의 경우, 1997년 해상오염 방지협약(MARPOL; The Prevention of Marine Pollution from Ships) 의정서를 통하여 제기되고, 8년이라는 긴 시간이 소요된 후 2005년 5월에 발효요건을 만족하여 현재 강제규정으로 이행되고 있다.In general, among the waste gases emitted from vessels, those regulated by the International Maritime Organization are nitrogen oxides (NOx) and sulfur oxides (SOx), and in recent years they have also been trying to regulate the emission of carbon dioxide (CO 2 ) have. Particularly, in the case of nitrogen oxide (NOx) and sulfur oxides (SOx), it was raised through the Protocol of the Maritime Pollution Prevention Convention (MARPOL) in 1997, In May, the requirements for the fermentation were satisfied and the regulations are being implemented.

따라서, 이러한 규정을 충족시키기 위하여 질소산화물(NOx) 배출량을 저감하기 위한 다양한 방법들이 소개되고 있는데, 이러한 방법 중에서 LNG 운반선과 같은 선박을 위한 고압 천연가스 분사 엔진, 예를 들어 MEGI 엔진이 개발되어 사용되고 있다. ME-GI 엔진은, 동급출력의 디젤엔진에 비해 오염물질 배출량을 이산화탄소는 23%, 질소화합물은 80%, 황화합물은 95% 이상 줄일 수 있는 친환경적인 차세대 엔진으로서 각광받고 있다.Accordingly, various methods for reducing nitrogen oxide (NOx) emissions have been introduced to meet these requirements. Of these methods, a high pressure natural gas injection engine for ships such as LNG carriers, for example a MEGI engine, has been developed and used have. The ME-GI engine is seen as an environmentally friendly next-generation engine that can reduce pollutant emissions by 23%, nitrogen compounds 80%, and sulfur compounds 95% or more, compared with diesel engines of the same class.

이와 같은 MEGI 엔진은 LNG를 극저온에 견디는 저장탱크에 저장하여 운반하도록 하는 LNG 운반선 등과 같은 선박이나 각종 플랜트에 설치(본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템은, LNG 운반선, LNG RV 등의 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP 등의 플랜트에도 설치될 수 있다.)될 수 있으며, 이 경우 천연가스를 엔진의 연료로 사용하게 되며, 그 부하에 따라 엔진에 대하여 대략 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 고압의 가스 공급 압력이 요구된다.Such a MEGI engine is installed in ships or various plants such as LNG carrier which stores LNG in a cryogenic storage tank and transports it (the evaporative gas treatment system according to the present invention includes a ship such as an LNG carrier, an LNG RV, (LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP, etc.). In this case, natural gas will be used as fuel for the engine. Depending on the load, the engine will be operated at about 150-400 bara (absolute pressure) Pressure gas supply pressure is required.

MEGI 엔진은 추진을 위해 프로펠러에 직결되어 사용될 수 있으며, 이를 위해 MEGI 엔진은 저속으로 회전하는 2행정 엔진으로 이루어진다. 즉, MEGI 엔진은 저속 2행정 고압 천연가스 분사 엔진이다.
The MEGI engine can be used directly to the propeller for propulsion, for which the MEGI engine consists of a two-stroke engine rotating at low speed. That is, the MEGI engine is a low-speed two-stroke high-pressure natural gas injection engine.

이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대한 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 또한 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. In addition, the following examples can be modified in various forms, and the scope of the present invention is not limited to the following examples.

도 1에는 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.Fig. 1 shows a schematic configuration diagram of an evaporative gas treatment system for an offshore structure according to a first preferred embodiment of the present invention.

도 1에는, 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 고압 천연가스 분사 엔진, 즉 MEGI 엔진을 설치한 LNG 운반선에 본 발명의 증발가스 처리 시스템이 적용된 예가 도시되어 있지만, 본 발명의 증발가스 처리 시스템은 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박, 즉 LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP와 같은 플랜트에 적용될 수 있다.1 shows an example in which the evaporative gas processing system of the present invention is applied to a high-pressure natural gas injection engine that can use natural gas as fuel, that is, an LNG carrier equipped with a MEGI engine. However, It can be applied to all kinds of vessels equipped with gas storage tanks, such as LNG carriers, LNG RVs, and other plants such as LNG FPSO, LNG FSRU and BMPP.

본 발명의 제1 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 150 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 연료로서 공급된다.According to the first embodiment of the present invention, the evaporation gas (NBOG) generated and discharged from the storage tank (11) storing the liquefied gas is supplied to the evaporation gas supply line (L1) Compressed in the compressor 13, and supplied to the high-pressure natural gas injection engine, for example, the MEGI engine. The evaporation gas is compressed by the compressor 13 to a high pressure of about 150 to 400 bara and then supplied as fuel to a high pressure natural gas injection engine, such as a MEGI engine.

저장탱크는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 증발가스 배출라인(L1)을 통하여 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시킨다.The storage tank has a sealing and thermal barrier to store liquefied gases such as LNG in cryogenic conditions, but it can not completely block the heat transmitted from the outside. Accordingly, the evaporation of the liquefied gas is continuously performed in the storage tank 11, and the evaporation gas in the storage tank 11 is discharged through the evaporation gas discharge line L1 to maintain the pressure of the evaporation gas at an appropriate level .

저장탱크(11)의 내부에는 필요시 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위해 배출 펌프(12)가 설치된다.A discharge pump (12) is installed in the storage tank (11) to discharge the LNG to the outside of the storage tank, if necessary.

압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 400 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.The compressor 13 may include one or more compression cylinders 14 and one or more intercoolers 15 for cooling the evaporated gas as it is being compressed. The compressor 13 may be configured, for example, to compress the evaporation gas to about 400 bara. In FIG. 1, a multi-stage compression compressor 13 including five compression cylinders 14 and five intermediate coolers 15 is illustrated, but the number of compression cylinders and intercoolers can be changed as needed. Further, in addition to the structure in which a plurality of compression cylinders are arranged in one compressor, the structure may be changed to have a structure in which a plurality of compressors are connected in series.

압축기(13)에서 압축된 증발가스는 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는데, 고압 천연가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부만을 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있다.The evaporated gas compressed in the compressor 13 is supplied to the high-pressure natural gas injection engine through the evaporation gas supply line L1. In accordance with the amount of fuel required in the high-pressure natural gas injection engine, Gas injection engine, or may supply only a part of the compressed evaporated gas to the high-pressure natural gas injection engine.

또한, 본 발명의 제1 실시예에 따르면, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)에서 압축되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 압축 후에 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.According to the first embodiment of the present invention, when the evaporated gas discharged from the storage tank 11 and compressed by the compressor 13 (that is, the entire evaporated gas discharged from the storage tank) is referred to as a first stream, The first stream of gas may be divided into a second stream and a third stream after compression and the second stream may be supplied as fuel to the high pressure natural gas injection engine and the third stream may be liquefied and returned to the storage tank.

이때, 제2 스트림은 증발가스 공급라인(L1)을 통해 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되고, 제3 스트림은 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 냉각 및 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 압축기(13)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.At this time, the second stream is supplied to the high-pressure natural gas injection engine through the evaporation gas supply line L1 and the third stream is returned to the storage tank 11 through the evaporation gas return line L3. A heat exchanger (21) is installed in the evaporation gas return line (L3) so that the third stream of compressed evaporation gas can be cooled and liquefied. The heat exchanger 21 heat exchanges the third stream of the compressed evaporated gas with the first stream of the evaporated gas which is discharged from the storage tank 11 and then supplied to the compressor 13.

압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림의 유량이 제3 스트림의 유량보다 많기 때문에, 압축된 증발가스의 제3 스트림은 압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림으로부터 냉열을 공급받아 액화될 수 있다. 이와 같이 열교환기(21)에서는 저장탱크(11)로부터 배출된 직후의 극저온의 증발가스와 압축기(13)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를 열교환시켜 이 고압 상태의 증발가스를 냉각 및 액화시킨다.Because the flow rate of the first stream of evaporated gas before being compressed is greater than the flow rate of the third stream, the third stream of compressed evaporated gas may be liquefied by receiving cold heat from the first stream of evaporated gas before being compressed. Thus, in the heat exchanger 21, the extremely low temperature evaporated gas immediately after being discharged from the storage tank 11 is exchanged with the evaporated gas in the high pressure state compressed by the compressor 13, thereby cooling and liquefying the evaporated gas in the high pressure state.

열교환기(21)에서 냉각되어 적어도 부분적으로 액화된 증발가스(LBOG)는 팽창밸브(22)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다. 팽창밸브(22)를 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스에 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.The evaporated gas LBOG cooled in the heat exchanger 21 and at least partially liquefied is passed through the expansion valve 22 and is depressurized and supplied to the gas-liquid separator 23 in a vapor-liquid mixed state. The LBOG can be decompressed to approximately atmospheric pressure while passing through the expansion valve 22. The liquefied evaporated gas is separated from the gas and liquid components in the gas-liquid separator 23, and the liquid component, that is, the LNG is transferred to the storage tank 11 through the evaporated gas return line L3, and the gas component, And is then discharged from the storage tank 11 via the evaporation gas recirculation line L5 and joined to the evaporation gas supplied to the compressor 13. [ More specifically, the evaporation gas recycle line L5 extends from the upper end of the gas-liquid separator 23 and is connected to the evaporation gas supply line L1 on the upstream side of the heat exchanger 21.

위에서는 설명의 편의상 열교환기(21)가 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 열교환기(21)에서는 증발가스 공급라인(L1)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제1 스트림과 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 열교환기(21)는 증발가스 공급라인(L1)에 설치된 것이기도 하다.In the above description, the heat exchanger 21 is provided in the evaporation gas return line L3, but in the heat exchanger 21, the first stream of the evaporation gas being fed through the evaporation gas supply line L1 The heat exchanger 21 is installed in the evaporation gas supply line L1 since heat exchange is performed between the third stream of the evaporation gas being transferred through the evaporation gas return line L3.

증발가스 재순환라인(L5)에는 또 다른 팽창밸브(24)가 더 설치될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 배출된 기체 성분은 팽창밸브(24)를 통과하면서 감압될 수 있다. 또한 열교환기(21)에서 액화된 후 기액분리기(23)로 공급되는 증발가스의 제3 스트림과 기액분리기(23)에서 분리되어 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되는 기체 성분을 열교환시켜 제3 스트림을 더욱 냉각시킬 수 있도록 증발가스 재순환라인(L5)에는 냉각기(25)가 설치된다. 즉, 냉각기(25)에서는 고압 액체 상태의 증발가스를 저압 극저온 기체 상태의 천연가스로 추가 냉각시킨다.The evaporation gas recirculation line L5 may be further provided with another expansion valve 24 so that the gas component discharged from the gas-liquid separator 23 can be decompressed while passing through the expansion valve 24. The third stream of the evaporated gas supplied to the gas-liquid separator 23 after being liquefied in the heat exchanger 21 is heat-exchanged with the gas component separated by the gas-liquid separator 23 and conveyed through the evaporation gas recycle line L5, The evaporator gas recycle line (L5) is equipped with a cooler (25) to further cool the stream. That is, in the cooler 25, the evaporation gas in the high-pressure liquid state is further cooled by the low-pressure ultra-low temperature gaseous natural gas.

여기에서, 설명의 편의상 냉각기(25)가 증발가스 재순환라인(L5)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 냉각기(25)에서는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림과 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되고 있는 기체 성분 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 냉각기(25)는 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것이기도 하다.Although the cooler 25 has been described as being installed in the evaporative gas recirculation line L5 for convenience of explanation, in the cooler 25 in reality, the third stream of the evaporative gas being fed through the evaporative gas return line L3, The cooler 25 is provided in the evaporation gas return line L3 since heat exchange is performed between the gas components being transferred through the gas recirculation line L5.

한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 고압 천연가스 분사 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 압축기(13)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7, L8)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단에서 사용한다. 증발가스 소비수단으로서는 MEGI 엔진에 비해 상대적으로 낮은 압력의 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, DF Generator(DFDG), 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.On the other hand, when the amount of evaporative gas generated in the storage tank 11 is higher than the amount of fuel required in the high-pressure natural gas injection engine and excess evaporative gas is expected to be generated, the compressed or stepwise compressed The vaporized gas is branched through the vaporized gas branch lines L7 and L8 and used in the evaporation gas consumption means. As a means of consuming the evaporative gas, a GCU, a DF Generator (DFDG), a gas turbine, etc., which can use a relatively low pressure natural gas as a fuel compared with the MEGI engine, can be used.

이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.As described above, according to the evaporative gas treatment system and the treatment method according to the first embodiment of the present invention, the evaporation gas generated when the cargo (i.e., LNG) of the LNG carrier is transported is used as the fuel of the engine or re- It is possible to reduce or eliminate the amount of evaporated gas consumed in the GCU or the like because the refrigerant can be returned to the storage tank and stored, And the like.

또한 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.
Further, according to the evaporative gas processing system and the processing method according to the first embodiment of the present invention, there is no need to provide a re-liquefying device (that is, a nitrogen refrigerant refrigeration cycle or a mixed refrigerant refrigeration cycle) using another refrigerant, It is not necessary to additionally provide a facility for supplying and storing the refrigerant, so that the initial installation cost and operating cost for constituting the entire system can be reduced.

도 2에는 본 발명의 바람직한 제2 실시예에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.FIG. 2 is a schematic block diagram of an evaporative gas treatment system for an offshore structure according to a second preferred embodiment of the present invention.

제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, MEGI 엔진이나 DF Generator 등에서 요구하는 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, LNG를 강제로 기화시켜 사용할 수 있도록 구성된다는 점에서 제1 실시예의 증발가스 처리 시스템과 상이하다. 이하에서는 제1 실시예의 증발가스 처리 시스템과의 차이점을 더욱 상세하게 설명한다.The evaporative gas treatment system according to the second embodiment is configured such that when the amount of the evaporation gas required by the MEGI engine or the DF generator is greater than the amount of the evaporation gas naturally generated, the LNG can be forcibly vaporized and used Which is different from the evaporative gas processing system of the first embodiment. Hereinafter, differences from the evaporative gas processing system of the first embodiment will be described in more detail.

본 발명의 제2 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급되거나, 압축기(13)에서 다단-압축되는 도중에 DF 엔진(DF Generator)에 공급되어 연료로서 사용된다는 점에 있어서는 제1 실시예와 마찬가지이다.According to the second embodiment of the present invention, the evaporation gas (NBOG) generated and discharged from the storage tank (11) storing the liquefied gas is supplied to the evaporation gas supply line (L1) In the point that it is compressed in the compressor 13 and then supplied to the high pressure natural gas injection engine such as the MEGI engine or supplied to the DF engine (DF Generator) during the multi-stage compression in the compressor 13, This is similar to the first embodiment.

다만, 제2 실시예의 증발가스 처리 시스템은, 고압 천연가스 분사 엔진과 DF 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 저장탱크(11)에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, 저장탱크(11)에 저장된 LNG를 강제기화기(31)에서 기화시켜 압축기(13)에 공급할 수 있도록 강제기화 라인(L11)을 구비한다.However, in the evaporative gas processing system of the second embodiment, when the amount of evaporative gas as fuel required by the high-pressure natural gas injection engine and the DF engine is larger than the amount of evaporative gas naturally occurring in the storage tank 11, The forced vaporization line L11 is provided so that the LNG stored in the evaporator 11 can be vaporized in the forced vaporizer 31 and supplied to the compressor 13. [

제2 실시예에서와 같이 강제기화 라인(L11)을 구비하면, 저장탱크에 저장되어 있는 LNG의 양이 적어 증발가스의 발생량이 적거나, 각종 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에도 안정적으로 연료를 공급할 수 있게 된다.If the forced vaporization line L11 is provided as in the second embodiment, the amount of LNG stored in the storage tank is small and the amount of evaporation gas generated is small, or the amount of evaporative gas as fuel required by various engines naturally It is possible to stably supply the fuel even when the amount of evaporation gas is greater than the amount of evaporation gas generated.

도 1 및 도 2에는 2단 압축된 BOG를 분기시켜 그 일부를 증발가스 분기라인(L8)을 통해 DF 엔진으로 공급하는 것으로 도시하고 있지만, 이는 예시일 뿐이며, 1단 혹은 3 내지 5단 압축된 BOG를 분기시켜 증발가스 분기라인을 통해 DF 엔진 등으로 공급할 수 있도록 시스템을 구성할 수도 있다. 이때 압축기로서는 예를 들어 부카르트(Burckhardt) 사의 압축기를 사용할 수 있다. 부카르트 사의 압축기는 총 5개의 실린더를 포함하며, 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 것으로 알려져 있다. 따라서, 부카르트 사의 압축기를 BOG를 압축시키는 압축기(13)로 사용할 경우, 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있으나 3단 이하에서 분기시킬 때는 오일 필터를 사용할 필요가 없다는 점에서 유리할 수 있다.
1 and 2 show that the two-stage compressed BOG is branched and a part thereof is supplied to the DF engine via the evaporative gas branch line L8. However, this is only an example, and the first- or third- The system may be configured to branch the BOG and supply it to the DF engine or the like through the evaporative gas branch line. At this time, for example, a compressor of Burckhardt can be used as the compressor. The compressor of Bochard Inc. Comprises a total of five cylinders, the three cylinders in the front are operated in an oil-free manner and the two cylinders in the rear are operated in an oil-lubricated manner. Therefore, when the compressor of the subsidiary company is used as the compressor 13 for compressing the BOG, it is necessary to configure the BOG to be transferred through the oil filter when branching the BOG in four or more stages. However, It may be advantageous in that there is no need to use a filter.

도 3 및 도 4에는 본 발명의 바람직한 제1 실시예의 변형예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도가 도시되어 있다.Figs. 3 and 4 show a schematic configuration diagram showing an evaporative gas treatment system for an offshore structure, according to a modification of the first preferred embodiment of the present invention.

도 1 및 도 2에 도시된 제1 및 제2 실시예에는 압축된 BOG를 열교환기(21)에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인(L3)이 압축기(13)의 후단에서 분기되는 것으로 예시하고 있지만, 증발가스 복귀라인(L3)은 전술한 증발가스 분기라인(L7, L8)과 마찬가지로 압축기(13)에서 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기시킬 수 있도록 설치될 수 있다. In the first and second embodiments shown in Figs. 1 and 2, the evaporation gas return line L3 for supplying the compressed BOG to the heat exchanger 21 is branched at the downstream end of the compressor 13 And the evaporation gas return line L3 may be installed so as to be able to divert the evaporated gas in the middle of the compressor 13, which is being compressed step by step, like the evaporation gas branch lines L7 and L8 described above.

도 3에는 2개의 실린더에 의해 2단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있고, 도 4에는 3개의 실린더에 의해 3단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있다. 특히, 5개의 실린더를 포함하되 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 부카르트 사의 압축기를 사용할 경우, 압축기 후단이나 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있으나 3단 이하에서 분기시킬 때는 오일 필터를 사용할 필요가 없다는 점에서 유리할 수 있다.Fig. 3 shows a modified example in which the two-stage compressed evaporated gas is branched by two cylinders. Fig. 4 shows a modified example in which the three-stage compressed evaporated gas is branched by three cylinders. Particularly, in the case of using a sub-carton compressor which includes five cylinders, three cylinders in front operate in an oil-free manner and two cylinders in the rear end operate in an oil-lubricated manner, It is necessary to configure the BOG to be transferred through the oil filter when branching the BOG at the rear stage or the fourth stage or more, but it may be advantageous in that it is not necessary to use the oil filter when branching at the third stage or less.

전술한 바와 같이, MEGI 엔진에서 요구하는 연료가스의 압력은 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 고압이다. 본 명세서에서 "고압"이란, MEGI 엔진에서 요구하는 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 압력을 의미하는 것으로 간주되어야 할 것이다.As described above, the pressure of the fuel gas required by the MEGI engine is as high as 150 to 400 bara (absolute pressure). In the present specification, "high pressure" should be regarded as meaning a pressure of about 150 to 400 bara (absolute pressure) required by the MEGI engine.

본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템에 있어서, 필요에 따라서는, BOG 발생량이 ME-GI 엔진에서의 연료 필요량보다 적은 경우에도 압축기를 통해 BOG를 ME-GI 엔진에 연료로서 공급하면서 부족한 양만큼 LNG를 강제기화시켜 공급할 수도 있다. 한편, 저장탱크에 수용된 LNG가 매우 적은 밸러스트 상태에서는 BOG의 발생량이 적으므로, BOG를 발생할 때마다 배출시켜 소비하는 대신, 저장탱크가 일정한 압력에 도달할 때까지 BOG를 배출시키지 않고 모아두었다가 간헐적으로 배출시켜 DF 엔진 혹은 ME-GI 엔진에 연료로서 공급할 수도 있다.
In the evaporative gas processing system according to the present invention, if necessary, the BOG is supplied to the ME-GI engine as fuel through the compressor even when the BOG generation amount is smaller than the fuel amount required in the ME-GI engine, It can be supplied by forced vaporization. In the meantime, since the amount of generated BOG is small when the LNG stored in the storage tank is very low, the BOG is not discharged until the storage tank reaches a predetermined pressure, instead of being discharged every time BOG occurs, And may be supplied as fuel to the DF engine or the ME-GI engine.

도 5에는 본 발명의 바람직한 제3 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.Fig. 5 shows a schematic configuration diagram of an evaporative gas treatment system for an offshore structure according to a third preferred embodiment of the present invention.

본 발명의 제3 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 150 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 연료로서 공급된다.According to the third embodiment of the present invention, the evaporation gas (NBOG) generated and discharged from the storage tank (11) storing the liquefied gas is supplied to the evaporation gas supply line (L1) Compressed in the compressor 13, and supplied to the high-pressure natural gas injection engine, for example, the MEGI engine. The evaporation gas is compressed by the compressor 13 to a high pressure of about 150 to 400 bara and then supplied as fuel to a high pressure natural gas injection engine, such as a MEGI engine.

저장탱크는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 증발가스 배출라인(L1)을 통하여 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시킨다.The storage tank has a sealing and thermal barrier to store liquefied gases such as LNG in cryogenic conditions, but it can not completely block the heat transmitted from the outside. Accordingly, the evaporation of the liquefied gas is continuously performed in the storage tank 11, and the evaporation gas in the storage tank 11 is discharged through the evaporation gas discharge line L1 to maintain the pressure of the evaporation gas at an appropriate level .

저장탱크(11)의 내부에는 필요시 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위해 배출 펌프(12)가 설치된다.A discharge pump (12) is installed in the storage tank (11) to discharge the LNG to the outside of the storage tank, if necessary.

압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 400 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.The compressor 13 may include one or more compression cylinders 14 and one or more intercoolers 15 for cooling the evaporated gas as it is being compressed. The compressor 13 may be configured, for example, to compress the evaporation gas to about 400 bara. In FIG. 1, a multi-stage compression compressor 13 including five compression cylinders 14 and five intermediate coolers 15 is illustrated, but the number of compression cylinders and intercoolers can be changed as needed. Further, in addition to the structure in which a plurality of compression cylinders are arranged in one compressor, the structure may be changed to have a structure in which a plurality of compressors are connected in series.

압축기(13)에서 압축된 증발가스는 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는데, 고압 천연가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부만을 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있다.The evaporated gas compressed in the compressor 13 is supplied to the high-pressure natural gas injection engine through the evaporation gas supply line L1. In accordance with the amount of fuel required in the high-pressure natural gas injection engine, Gas injection engine, or may supply only a part of the compressed evaporated gas to the high-pressure natural gas injection engine.

또한, 본 발명의 제3 실시예에 따르면, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)에서 압축되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 압축 후에 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.According to the third embodiment of the present invention, when the evaporated gas discharged from the storage tank 11 and compressed by the compressor 13 (that is, the entire evaporated gas discharged from the storage tank) is referred to as a first stream, The first stream of gas may be divided into a second stream and a third stream after compression and the second stream may be supplied as fuel to the high pressure natural gas injection engine and the third stream may be liquefied and returned to the storage tank.

이때, 제2 스트림은 증발가스 공급라인(L1)을 통해 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되고, 제3 스트림은 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 냉각 및 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 압축기(13)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.At this time, the second stream is supplied to the high-pressure natural gas injection engine through the evaporation gas supply line L1 and the third stream is returned to the storage tank 11 through the evaporation gas return line L3. A heat exchanger (21) is installed in the evaporation gas return line (L3) so that the third stream of compressed evaporation gas can be cooled and liquefied. The heat exchanger 21 heat exchanges the third stream of the compressed evaporated gas with the first stream of the evaporated gas which is discharged from the storage tank 11 and then supplied to the compressor 13.

압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림의 유량이 제3 스트림의 유량보다 많기 때문에, 압축된 증발가스의 제3 스트림은 압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림으로부터 냉열을 공급받아 액화될 수 있다. 이와 같이 열교환기(21)에서는 저장탱크(11)로부터 배출된 직후의 극저온의 증발가스와 압축기(13)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를 열교환시켜 이 고압 상태의 증발가스를 냉각 및 액화시킨다.Because the flow rate of the first stream of evaporated gas before being compressed is greater than the flow rate of the third stream, the third stream of compressed evaporated gas may be liquefied by receiving cold heat from the first stream of evaporated gas before being compressed. Thus, in the heat exchanger 21, the extremely low temperature evaporated gas immediately after being discharged from the storage tank 11 is exchanged with the evaporated gas in the high pressure state compressed by the compressor 13, thereby cooling and liquefying the evaporated gas in the high pressure state.

본 제3 실시예에 따르면, 열교환기(21)에서 냉각되어 적어도 부분적으로 액화된 증발가스(LBOG)는, 제1 및 제2 실시예에서와 같은 팽창밸브 대신에, 팽창기(Expander)(52)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다.According to the third embodiment, the evaporation gas LBOG cooled in the heat exchanger 21 and at least partially liquefied is supplied to the expander 52 instead of the expansion valve as in the first and second embodiments, And is supplied to the gas-liquid separator 23 in a vapor-liquid mixed state.

팽창기(52)는 고압의 액화된 증발가스를 저압으로 팽창시키면서 에너지를 생산한다. 팽창기(52)를 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스에 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.The expander 52 produces energy while expanding the high pressure liquefied evaporated gas to low pressure. The LBOG can be reduced to approximately atmospheric pressure while passing through the expander 52. The liquefied evaporated gas is separated from the gas and liquid components in the gas-liquid separator 23, and the liquid component, that is, the LNG is transferred to the storage tank 11 through the evaporated gas return line L3, and the gas component, And is then discharged from the storage tank 11 via the evaporation gas recirculation line L5 and joined to the evaporation gas supplied to the compressor 13. [ More specifically, the evaporation gas recycle line L5 extends from the upper end of the gas-liquid separator 23 and is connected to the evaporation gas supply line L1 on the upstream side of the heat exchanger 21.

위에서는 설명의 편의상 열교환기(21)가 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 열교환기(21)에서는 증발가스 공급라인(L1)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제1 스트림과 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 열교환기(21)는 증발가스 공급라인(L1)에 설치된 것이기도 하다.In the above description, the heat exchanger 21 is provided in the evaporation gas return line L3, but in the heat exchanger 21, the first stream of the evaporation gas being fed through the evaporation gas supply line L1 The heat exchanger 21 is installed in the evaporation gas supply line L1 since heat exchange is performed between the third stream of the evaporation gas being transferred through the evaporation gas return line L3.

증발가스 재순환라인(L5)에는 팽창밸브(24)가 더 설치될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 배출된 기체 성분은 팽창밸브(24)를 통과하면서 감압될 수 있다.The evaporation gas recirculation line L5 may further be provided with an expansion valve 24 so that the gas component discharged from the gas-liquid separator 23 can be decompressed while passing through the expansion valve 24.

또한 열교환기(21)에서 액화된 후 기액분리기(23)로 공급되는 증발가스의 제3 스트림과 기액분리기(23)에서 분리되어 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되는 기체 성분을 열교환시켜 제3 스트림을 더욱 냉각시킬 수 있도록 증발가스 재순환라인(L5)에는 열교환기로서의 냉각기(25)가 설치될 수 있다. 즉, 냉각기(25)에서는 고압 액체 상태의 증발가스를 저압 극저온 기체 상태의 천연가스로 추가 냉각시킨다.The third stream of the evaporated gas supplied to the gas-liquid separator 23 after being liquefied in the heat exchanger 21 is heat-exchanged with the gas component separated by the gas-liquid separator 23 and conveyed through the evaporation gas recycle line L5, The evaporator gas recycle line L5 may be provided with a cooler 25 as a heat exchanger so as to further cool the stream. That is, in the cooler 25, the evaporation gas in the high-pressure liquid state is further cooled by the low-pressure ultra-low temperature gaseous natural gas.

여기에서, 설명의 편의상 냉각기(25)가 증발가스 재순환라인(L5)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 냉각기(25)에서는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림과 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되고 있는 기체 성분 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 냉각기(25)는 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것이기도 하다.Although the cooler 25 has been described as being installed in the evaporative gas recirculation line L5 for convenience of explanation, in the cooler 25 in reality, the third stream of the evaporative gas being fed through the evaporative gas return line L3, The cooler 25 is provided in the evaporation gas return line L3 since heat exchange is performed between the gas components being transferred through the gas recirculation line L5.

한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 고압 천연가스 분사 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 압축기(13)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7, L8)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단에서 사용할 수 있다. 증발가스 소비수단으로서는 MEGI 엔진에 비해 상대적으로 낮은 압력의 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, DF Generator(DFDG), 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.On the other hand, when the amount of evaporative gas generated in the storage tank 11 is higher than the amount of fuel required in the high-pressure natural gas injection engine and excess evaporative gas is expected to be generated, the compressed or stepwise compressed The evaporation gas in the middle of the evaporation gas branch line L7 and L8 can be used in the evaporation gas consumption means. As a means of consuming the evaporative gas, a GCU, a DF Generator (DFDG), a gas turbine, etc., which can use a relatively low pressure natural gas as a fuel compared with the MEGI engine, can be used.

이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법과 마찬가지로, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.According to the evaporation gas processing system and the processing method according to the third embodiment of the present invention as described above, in the same manner as the evaporation gas processing system and the processing method according to the first embodiment, when the LNG carrier cargo (i.e., LNG) The generated evaporating gas can be used as the fuel of the engine or can be re-liquefied and returned to the storage tank for storage. Thus, it is possible to reduce or eliminate the amount of evaporated gas consumed in the GCU or the like, The evaporating gas can be re-liquefied and processed without the need to provide a re-liquefying device using a refrigerant.

본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법이 LNG 운반선이나 LNG RV와 같은 선박 이외에 LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP와 같은 플랜트에 적용된 경우에도, LNG를 저장하고 있는 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 엔진(추진을 위한 엔진뿐만 아니라, 발전용으로 사용되는 엔진 등도 포함됨)에서 연료로서 사용하거나 재액화시킬 수 있기 때문에, 낭비되는 증발가스를 감소시키거나 없앨 수 있다.Even when the evaporative gas processing system and the processing method according to the third embodiment of the present invention are applied to plants such as LNG FPSO, LNG FSRU, and BMPP in addition to LNG carriers and LNG RVs, It is possible to reduce or eliminate wasted evaporated gas since the evaporated gas can be used or re-liquefied in the engine (including the engine for propulsion as well as the engine used for power generation).

또한 본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.
Further, according to the evaporative gas processing system and the processing method according to the third embodiment of the present invention, there is no need to provide a re-liquefying device (that is, a nitrogen refrigerant refrigeration cycle or a mixed refrigerant refrigeration cycle) using another refrigerant, It is not necessary to additionally provide a facility for supplying and storing the refrigerant, so that the initial installation cost and operating cost for constituting the entire system can be reduced.

도 6 및 도 7에는 본 발명의 바람직한 제3 실시예의 변형예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도가 도시되어 있다.Figs. 6 and 7 show a schematic configuration diagram showing an evaporative gas treatment system for an offshore structure, according to a modification of the third preferred embodiment of the present invention.

도 5에 도시된 제3 실시예에는 압축된 BOG를 열교환기(21)에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인(L3)이 압축기(13)의 후단에서 분기되는 것으로 예시하고 있다. 하지만 도 6 및 도 7에 도시된 바와 같이, 제3 실시예의 변형예에 따르면, 전술한 증발가스 분기라인(L7, L8) 혹은 도 3 및 도 4를 참조하여 설명한 제1 실시예의 변형예에서와 마찬가지로, 증발가스 복귀라인(L3)은 압축기(13)에서 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기시킬 수 있도록 설치될 수 있다.In the third embodiment shown in Fig. 5, the evaporation gas return line L3 for supplying the compressed BOG to the heat exchanger 21 is branched at the rear end of the compressor 13. [ However, as shown in Figs. 6 and 7, according to the modification of the third embodiment, in the evaporation gas branch lines L7 and L8 described above or in the modification of the first embodiment described with reference to Figs. 3 and 4 Likewise, the evaporation gas return line L3 can be installed so that the evaporation gas in the middle of the compression in the compressor 13 can be diverted.

도 6에는 2개의 실린더에 의해 2단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있고, 도 7에는 3개의 실린더에 의해 3단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있다. 특히, 5개의 실린더를 포함하되 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 부카르트 사의 압축기를 사용할 경우, 압축기 후단이나 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있으나 3단 이하에서 분기시킬 때는 오일 필터를 사용할 필요가 없다는 점에서 유리할 수 있다.FIG. 6 shows a modified example in which two-stage compressed evaporated gas is branched by two cylinders, and FIG. 7 shows a modified example in which three-stage compressed evaporated gas is branched by three cylinders. Particularly, in the case of using a sub-carton compressor which includes five cylinders, three cylinders in front operate in an oil-free manner and two cylinders in the rear end operate in an oil-lubricated manner, It is necessary to configure the BOG to be transferred through the oil filter when branching the BOG at the rear stage or the fourth stage or more, but it may be advantageous in that it is not necessary to use the oil filter when branching at the third stage or less.

또한, 도 6에 도시된 제3 실시예의 제1 변형예를 참조하면, 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 열교환기(21)를 통과하면서 냉각 및 액화된 증발가스를 추가적으로 냉각하기 위한 열교환기로서의 냉각기(25)(도 5 참조)가 생략되도록 변형될 수 있다.6, the evaporative gas processing system according to the third embodiment is a system for additionally cooling the evaporated gas cooled and liquefied while passing through the heat exchanger 21 The cooler 25 (see FIG. 5) as a heat exchanger may be omitted.

또한, 도 7에 도시된 제3 실시예의 제2 변형예를 참조하면, 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 팽창기(52)와 팽창밸브(55)가 병렬로 배치되도록 변형될 수 있다. 이때, 병렬로 배치된 팽창기(52) 및 팽창밸브(55)는, 열교환기(21)와 기액 분리기(23) 사이에 위치된다. 팽창밸브(55)를 병렬로 설치하기 위해서, 그리고 필요시 팽창기(52) 혹은 팽창밸브(55)만을 사용하기 위해서, 열교환기(21)와 기액 분리기(23) 사이의 증발가스 복귀라인(L3)으로부터 분기하여 팽창기(52)를 우회하는 바이패스 라인(L31)이 설치된다. 팽창기(52)만을 사용하여 액화된 증발가스를 팽창시킬 경우에는 팽창밸브(55)를 폐쇄하고, 팽창밸브(55)만을 사용하여 액화된 증발가스를 팽창시킬 경우에는 증발가스 복귀라인(L3)에서 팽창기(52)의 전단과 후단에 각각 설치된 개폐밸브(53, 54)를 폐쇄한다.
7, the evaporative gas treatment system according to the third embodiment can be modified so that the inflator 52 and the expansion valve 55 are disposed in parallel (see Fig. 7) . At this time, the expander 52 and the expansion valve 55 disposed in parallel are positioned between the heat exchanger 21 and the gas-liquid separator 23. The evaporation gas return line L3 between the heat exchanger 21 and the gas-liquid separator 23 is used to install the expansion valve 55 in parallel and to use only the inflator 52 or the expansion valve 55, And a bypass line L31 bypassing the inflator 52 is provided. When the liquefied evaporated gas is expanded using only the expander 52, the expansion valve 55 is closed, and when the liquefied evaporated gas is expanded using only the expansion valve 55, the evaporated gas is returned from the evaporated gas return line L3 Closing valves 53 and 54 provided at the front end and the rear end of the inflator 52 are closed.

본 발명에 따르면, 저장탱크의 용량이 커져 증발가스의 발생량은 많아지고 엔진의 성능이 개선되어 필요한 연료량은 감소하는 최근의 추세에도 불구하고, 엔진의 연료로서 사용하고 남는 증발가스는 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시킬 수 있기 때문에 증발가스의 낭비를 막을 수 있게 된다.According to the present invention, despite the recent trend that the capacity of the storage tank is increased and the amount of evaporation gas is increased and the performance of the engine is improved and the amount of fuel required is decreased, the evaporation gas remaining as fuel of the engine is re- It is possible to return to the storage tank, thereby preventing waste of the evaporated gas.

특히 본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.Particularly, according to the evaporation gas processing system and the processing method of the present invention, it is not necessary to provide a re-liquefying apparatus using a separate refrigerant (i.e., a nitrogen refrigerant refrigeration cycle or a mixed refrigerant refrigeration cycle) It is possible to reduce the initial installation cost and the operating cost for constructing the entire system.

본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.It will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations can be made in the present invention without departing from the spirit and scope of the invention will be.

11 : 저장탱크 12 : 배출펌프
13 : 압축기 14 : 압축 실린더
15 : 중간 냉각기 21 : 열교환기
22, 24, 55 : 팽창밸브 23 : 기액분리기
25 : 냉각기 31 : 강제기화기
52 : 팽창기 53, 54 : 개폐밸브
L1 : 증발가스 공급라인 L3 : 증발가스 복귀라인
L5 : 증발가스 재순환라인 L7, L8 : 증발가스 분기라인
L11 : 강제기화 라인 L31 : 바이패스 라인11: Storage tank 12: Discharge pump
13: compressor 14: compression cylinder
15: Intermediate cooler 21: Heat exchanger
22, 24, 55: expansion valve 23: gas-liquid separator
25: cooler 31: forced vaporizer
52: inflator 53, 54: opening / closing valve
L1: Evaporative gas supply line L3: Evaporative gas return line
L5: Evaporative gas recirculation line L7, L8: Evaporative gas branch line
L11: Forced vaporization line L31: Bypass line

Claims (10)

액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 연료로서 사용하는 고압 천연가스 분사 엔진을 갖춘 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템으로서,
상기 저장탱크 내에서 발생한 증발가스를 공급받아 압축하는 압축기와;
상기 압축기에서 압축된 증발가스를 연료로서 공급받아 사용하는 상기 고압 천연가스 분사 엔진과;
상기 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를 냉각시키기 위한 열교환기와;
상기 열교환기에서 냉각된 증발가스를 팽창시키면서 에너지를 생성하는 팽창기; 를 포함하며,
상기 저장탱크에서 배출된 증발가스는 상기 압축기에서 150 내지 400 bara로 압축되며,
상기 압축기는 다단압축기이며,
상기 열교환기에서는, 상기 다단압축기의 모든 단을 통과하여 150 내지 400 bara로 압축된 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를, 상기 저장탱크로부터 배출되어 상기 압축기로 이송되고 있는 증발가스와 열교환시켜 냉각시킴으로써,
별도의 냉동사이클을 갖는 재액화장치 없이, 또는
별도의 액화천연가스와 상기 압축된 증발가스 사이의 열교환 및 열교환된 상기 액화천연가스와 열교환될 상기 압축된 증발가스와의 합류 없이, 증발가스를 처리할 수 있는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템.1. An evaporative gas treatment system for an offshore structure having a storage tank storing liquefied natural gas and a high pressure natural gas injection engine using evaporative gas discharged from the storage tank as fuel,
A compressor for receiving and compressing evaporative gas generated in the storage tank;
A high-pressure natural gas injection engine for supplying and using the evaporated gas compressed in the compressor as fuel;
A heat exchanger for cooling a part of the evaporation gas not supplied to the high-pressure natural gas injection engine;
An expander for generating energy while expanding the evaporated gas cooled in the heat exchanger; / RTI >
The evaporated gas discharged from the storage tank is compressed to 150 to 400 bara in the compressor,
Wherein the compressor is a multi-stage compressor,
In the heat exchanger, a portion of the evaporated gas that has not been supplied to the high-pressure natural gas injection engine among the evaporated gases compressed through 150 to 400 bara through all the stages of the multi-stage compressor is discharged from the storage tank to the compressor And then cooling it by heat exchange with the evaporating gas,
Without a liquefaction device with a separate refrigeration cycle, or
Is capable of treating the evaporative gas without heat exchange between the separate liquefied natural gas and the compressed evaporated gas and with the compressed evaporated gas to be heat exchanged with the heat exchanged liquefied natural gas. Processing system. 삭제delete 청구항 1에 있어서,
상기 팽창기를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 증발가스 중, 액체 성분만을 상기 저장탱크에 복귀시키기 위해 설치되는 기액분리기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1,
Further comprising a gas-liquid separator installed to return only the liquid component to the storage tank, out of the evaporated gas passing through the expander and decompressed and brought into a gas-liquid mixed state. 청구항 1에 있어서,
상기 팽창기에 공급되는 증발가스를, 상기 팽창기를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 증발가스 중 기체 성분과 열교환시켜 냉각시키기 위해 설치되는 냉각기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1,
Further comprising a cooler installed to cool the evaporation gas supplied to the expander by heat exchange with the gas component of the evaporated gas which is reduced in pressure while passing through the expander and mixed with the gas mixture, . 청구항 4에 있어서,
상기 기체 성분은 상기 저장탱크로부터 배출되어 상기 압축기로 공급되는 증발가스에 합류되는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method of claim 4,
Wherein the gas component is merged with the evaporated gas discharged from the storage tank and supplied to the compressor. 삭제delete 삭제delete 청구항 1에 있어서,
상기 압축기에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 공급받아 사용하는 증발가스 소비수단을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1,
Further comprising evaporative gas consumption means for supplying and using evaporative gas compressed or stepwise compressed by the compressor. 청구항 1에 있어서,
상기 열교환기에서 냉각된 증발가스를 팽창시킬 수 있도록 상기 팽창기와 병렬로 배치되는 팽창밸브를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1,
Further comprising an expansion valve disposed in parallel with the inflator for inflating the evaporated gas cooled in the heat exchanger. 청구항 1에 있어서,
상기 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 강제로 기화시켜 상기 압축기에 공급하기 위한 강제기화기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1,
Further comprising a forced vaporizer for forcibly vaporizing the liquefied natural gas stored in the storage tank and supplying it to the compressor.
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