KR101751857B1 - 선박용 증발가스 처리 방법 - Google Patents

Abstract

액체화물 탱크 및 LNG 연료탱크를 포함하는 선박용 증발가스 처리 방법이 개시된다.
상기 선박용 증발가스 처리 방법은, 1) 상기 액체화물 탱크로부터 배출되는 증발가스를 상기 LNG 연료탱크로부터 배출되는 증발가스와 열교환시켜 재액화시키고, 2) 상기 1)단계에서 상기 액체화물 탱크로부터 배출된 후 열교환되어 재액화된 액체화물은 상기 액체화물 탱크로 보내고, 3) 상기 1)단계에서 상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체는 상기 LNG 연료탱크로 보내고, 상기 액체화물 탱크에 저장된 액체화물은 상기 LNG 연료탱크에 저장된 LNG보다 액화온도가 높다.

Description

선박용 증발가스 처리 방법{BOG Treatment Method for Vessel}

본 발명은 선박용 증발가스 처리 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 LNG를 연료로 사용하며 LNG 보다 액화온도가 높은 액체화물을 운송하는 선박에서 액체화물로부터 발생하는 증발가스(Boil Off Gas)의 처리를 위한 방법으로서, 선박의 연료로 사용될 LNG가 저장되는 LNG 연료탱크로부터 공급되는 LNG와 증발가스를 열교환기에서 열교환으로 재액화시키고, 열교환기에서 열교환된 LNG와 LNG로부터 열교환시 발생한 기화가스를 엔진 등의 연료 소비처에서 처리하지 못할 경우에 순환용 배관을 통해 LNG 연료탱크로 순환시키는 선박용 증발가스 처리 방법에 관한 것이다.

액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 "LNG"라 함)는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 약 -162℃로 냉각해서 액화시킴으로써 얻을 수 있는 무색투명한 액체로서, 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 줄어들게 되므로 해상을 통한 원거리 운반에 적합하고, 최근 가격 안정세가 이어져 연료로서의 가지가 높다. 또한 LNG는 액화 공정에 앞서, 유정 또는 가스정 등에서 시추된 천연가스에 포함된 산성가스나 황 산화물 등을 제거하는 공정을 포함하는 전처리 공정을 거쳐 생산되므로 연료로서 연소시 대기오염 물질의 배출이 다른 화석연료에 비해 낮다.

IMO와 각국의 배기가스 배출기준이 강화되고, 친환경 에너지에 대한 관심이 높아지면서, LNG의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있으며, 추진용 연료로서 LNG를 사용하는 선박의 운항도 늘어나고 있다.

한편, 천연가스를 -163℃에서 액화시킨 LNG 외에도 다양한 가스들이 수송효율을 위해 액화되어 운송된다. 대표적인 예로 DME, 이산화탄소, LPG, 에탄 등을 들 수 있다. 그러나 이러한 액체화물은 수송 중에 외부에서의 열침입에 의해 쉽게 증발된다. 극저온인 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크의 경우에 단열처리를 하더라도, 외부의 열이 LNG 저장탱크에 지속적으로 전달되어, LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 자연 기화되어 증발가스(Boil-Off Gas, BOG)가 발생하며, 다른 액체화물의 경우도 마찬가지로 증발가스가 발생한다.

이러한 BOG는 일종의 손실로서 액체화물의 수송효율에 있어서 중요한 문제이며, BOG를 탱크 밖으로 배출시키지 않으면 탱크 내부에 증발가스가 축적되고 내부 압력이 과도하게 상승하여 탱크가 파손될 위험이 있으므로, 액체화물에서 발생하는 BOG를 처리하기 위한 다양한 방법이 연구되고 있다.

최근에는 BOG의 처리를 위해, BOG를 재액화하여 저장탱크로 복귀시키는 방법, BOG를 선박의 엔진의 에너지원으로 사용하는 방법 등이 사용되고 있다. 그리고 잉여의 BOG에 대해서는 가스연소유닛(Gas Combustion Unit, GCU)에서 연소시키거나 선외로 배출하는(venting) 방법을 사용하고 있다.

가스연소유닛을 통한 연소나 선외 배출은 BOG를 달리 활용할 데가 없는 경우 저장탱크의 압력 조절을 위하여 불가피하게 잉여의 BOG를 처리하기 위한 것으로서, BOG가 가지고 있는 화학 에너지를 낭비하게 된다는 문제가 있다.

액체화물로부터 발생하는 증발가스를 낭비하지 않기 위하여 재액화시키는 경우, 재액화를 위한 냉매가 필요하고, 냉매 사이클이 마련되어야 한다. 별도의 냉매 사이클을 마련하는 것은 설비 및 운영 비용이 늘어나고, 선내 공간 효율을 떨어뜨린다는 문제가 있다.

이러한 점을 감안하여 등록특허 제10-1319364에서는 LNG를 연료로 사용하는 선박의 경우에, 연료로 공급되는 LNG를 냉매로 하여, 증발가스를 재액화시키는 기술이 제시되었다.

이러한 기술은 별도의 냉매 사이클을 필요로 하지 않는 점에서 설비 및 운영 비용을 절감할 수 있으나, LNG 연료 소비량이 적은 경우 증발가스를 재액화시키기 위한 충분한 냉매가 공급될 수 없다는 문제가 있다. 특히 선박 운항시보다 액체화물의 선적 시에 많은 증발가스가 발생하는데, 선적 시에는 일반적으로 선박이 추진하지 않아 LNG 연료 소비량이 적거나 없을 수 있으므로 증발가스를 처리하기 어려운 문제가 있다.

본 발명은 이러한 문제를 해결하기 위한 것으로, 재액화 공정을 위한 원동기 등 고가의 장비가 포함된 별도의 재액화 유닛을 필요로 하지 않으면서, 액체화물로부터 발생하는 증발가스를 효과적으로 재액화할 수 있고, 선박의 LNG 연료 소비량이 적을 때에도 증발가스를 처리할 수 있는 방법을 제안하고자 한다.

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액체화물 탱크 및 LNG 연료탱크를 포함하는 선박용 증발가스 처리 방법에 있어서, 1) 상기 액체화물 탱크로부터 배출되는 증발가스를 상기 LNG 연료탱크로부터 배출되는 증발가스와 열교환시켜 재액화시키고, 2) 상기 1)단계에서 상기 액체화물 탱크로부터 배출된 후 열교환되어 재액화된 액체화물은 상기 액체화물 탱크로 보내고, 3) 상기 1)단계에서 상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체는 상기 LNG 연료탱크로 보내고, 상기 액체화물 탱크에 저장된 액체화물은 상기 LNG 연료탱크에 저장된 LNG보다 액화온도가 높은, 선박용 증발가스 처리 방법이 제공된다.

상기 1)단계에서 상기 액체화물 탱크로부터 배출된 증발가스는 압축된 후 열교환될 수 있다.

상기 3)단계에서 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체는 상기 LNG 연료탱크의 하부로 보내질 수 있다.

상기 3)단계에서 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체는, 일부는 상기 LNG 연료탱크로 보내지고, 다른 일부는 연료 소비처로 보내질 수 있다.

상기 3)단계에서 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체의 다른 일부는, 가열된 후 상기 연료 소비처로 보내질 수 있다.

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 측면에 따르면, 액체화물 탱크 및 LNG 연료탱크를 포함하는 선박에 있어서, 상기 액체화물 탱크로부터 배출되는 증발가스를 압축시키는 제1 압축기; 상기 제1 압축기에 의해 압축된 증발가스를 상기 LNG 연료탱크로부터 배출되는 증발가스와 열교환시켜 재액화시키는 열교환기; 및 상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 상기 열교환기에서 열교환된 유체를 상기 LNG 연료탱크로 보내는 순환용 배관;을 포함하고, 상기 액체화물 탱크에 저장된 액체화물은 상기 LNG 연료탱크에 저장된 LNG보다 액화온도가 높은, 선박이 제공된다.

상기 선박은, 상기 순환용 배관으로부터 분기하여, 상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 상기 열교환기에서 열교환된 유체를 연료 소비처로 보내는 연료공급 배관을 더 포함할 수 있다.

상기 선박은, 상기 연료공급 배관에 설치되는 히터를 더 포함할 수 있다.

상기 순환용 배관의 단부에는 유체를 상기 LNG 연료탱크의 하부에 확산시키는 복수의 구멍이 형성될 수 있다.

상기 선박은 상기 순환용 배관의 단부에 설치되는 열교환 촉진부를 더 포함할 수 있고, 상기 열교환 촉진부는, 상기 LNG 연료탱크 하부로 유입된 유체와 상기 LNG 연료탱크 내부의 LNG의 열교환을 촉진할 수 있다.

상기 열교환 촉진부는 충전재가 채워진 패킹(packing)층을 포함할 수 있다.

상기 선박은, 상기 순환용 배관의 상부에 형성되는 배플을 더 포함할 수 있고, 상기 배플은 상기 LNG 연료탱크 하부로 유입된 유체와 상기 LNG 연료탱크 내부의 LNG의 열교환을 촉진할 수 있다.

본 발명의 선박용 증발가스 처리 방법에 따르면 냉매 사이클 등을 포함한 별도의 재액화 유닛을 마련하지 않고도, 선내 연료로 사용될 LNG와의 열교환을 통해 증발가스를 효과적으로 재액화할 수 있어, 재액화를 위한 설비 및 운영 비용을 절감하고, 선내 공간확보에 기여하면서, 액체화물의 수송효율을 높일 수 있다.

또한 증발가스와 열교환된 LNG와 기화가스를 LNG 연료탱크 하부에 넓게 분배하여, 탱크 하부의 LNG에 녹여 LNG 연료탱크 내의 압력상승이 완만하게 이루어지도록 함으로써, LNG 연료 소비량이 적을 때에도 LNG를 이용하여 증발가스를 재액화할 수 있고, LNG 연료탱크의 안전도 유지할 수 있다.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 선박용 증발가스 처리 방법의 개념을 개략적으로 도시한 것이다.
도 2는 본 발명의 다른 실시예에 따른 선박용 증발가스 처리 방법의 개념을 개략적으로 도시한 것이다.
도 3 및 도 4는 본 발명 중 LNG 연료탱크에 마련되는 순환용 배관의 단부의 몇가지 예를 개략적으로 도시한 것이다.
도 5는 본 발명의 제2 실시예로부터 확장된 제1 확장 실시예를 개략적으로 도시한 것이다.
도 6은 본 발명의 제2 실시예로부터 확장된 제2 확장 실시예를 개략적으로 도시한 것이다.

본 발명과 본 발명의 동작상의 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부 도면 및 첨부 도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명함으로써, 본 발명을 상세히 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 선박용 증발가스 처리 방법의 개념을 개략적으로 도시한 것이다.

도 1을 참조하면, 본 실시예의 선박의 증발가스 처리 방법은, LNG를 연료로 사용하며 LNG보다 액화온도가 높은 액체화물을 운송하는 선박(S)에서 액체화물 탱크(CT)에서 발생하는 증발가스(Boil Off Gas)의 처리 방법으로서, 액체화물 탱크(CT)에서 배출되는 증발가스를 LNG 연료탱크(FT)로부터 배출되는 LNG와 열교환기(100)에서 열교환시켜 재액화시킨 후 액체화물 탱크(CT)로 되돌려 보내고, LNG 연료탱크(FT)로부터 배출된 후 액체화물 탱크(CT)에서 배출되는 증발가스와 열교환기(100)에서 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체는 LNG 연료탱크(FT)로 되돌려 보낸다.

액체화물 탱크(CT)에서 배출된 증발가스는, 증발가스 배관(BL)을 통해 제1 압축기(310)에 의해 압축된 후 열교환기(100)로 보내지고, 열교환기(100)에서 재액화된 액체화물은 재액화물 저장배관(SL)을 통해 액체화물 탱크(CT)로 보내진다.

액체화물 탱크(CT)로부터 배출된 증발가스는, 제1 압축기(310)를 이용하여 열교환기(100)로 이송될 수 있고, 열교환기(100)로 이송된 증발가스는 재액화되어 재액화물 저장배관(SL)을 통해 액체화물 탱크(CT)에 재저장된다.

선박(S)의 액체화물 탱크(CT)에 저장되어 운송되는 액체화물은, LNG보다 액화온도가 높아 액체화물로부터 발생한 증발가스를 LNG와의 열교환으로 재액화시킬 수 있는 것으로, 예를 들어 에탄, LPG, 액화이산화탄소, DME 등일 수 있다.

액체화물은 비교적 저온에서 액화된 것으로, 운송 중 액체화물로부터 증발가스가 발생하며, 특히 액체화물 탱크(CT)에 선적할 때 다량의 증발가스가 발생하게 된다. 증발가스는 액체화물 탱크(CT) 내부 압력을 높여 탱크 균열이나 파손 등을 일으킬 수 있으므로, 본 실시예에서는 증발가스를 선박(S)의 연료로 사용될 LNG와 열교환시켜 재액화시켜 저장한다. 이로써 별도의 냉매 사이클 없이도 증발가스를 재액화할 수 있으며, 액체화물의 운송효율을 높일 수 있다.

한편, LNG 연료탱크(FT)로부터 냉매공급배관(CL)을 통해 열교환기(100)로 공급된 LNG는, 증발가스 배관(BL)을 통해 열교환기(100)로 공급된 증발가스와 열교환되면서 열에너지를 흡수한다. 열교환기(100)에서 열에너지를 흡수한 LNG는, LNG 연료탱크(FT)에 저장되어 있는 LNG보다 높은 내부에너지를 갖게 되고, 일부 또는 전부가 기화된다.

본 실시예는 LNG 연료탱크(FT)로부터 배출된 후 열교환기(100)에서 일부 또는 전부가 기화된 유체를, 순환용 배관(RL)을 통해 LNG 연료탱크(FT)의 하부에 유입시킴으로써, LNG 연료탱크(FT) 하부의 LNG로 기화가스의 적어도 일부를 재응축(re-condensing)시킬 수 있도록 한다. 순환용 배관(RL) 상에는 열교환기(100)로부터 LNG 연료탱크(FT)로 보내지는 유체의 양 및 개폐를 조절하는 제1 밸브(V1)가 설치될 수 있다.

LNG 연료탱크(FT) 내부의 LNG는 온도가 일정하지 않고, LNG 연료탱크(FT) 하부의 LNG가 상부의 LNG보다 상대적으로 고압 저온 상태인데, 열교환기(100)에서 증발가스와 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체를 순환용 배관(RL)을 통해 LNG 연료탱크(FT) 하부로 유입시켜, LNG 연료탱크(FT) 하부의 고압 저온 상태의 LNG와 열교환을 시킴으로써, LNG 연료탱크(FT) 내부 온도를 비교적 균일하게 만들 수 있다.

LNG 연료탱크(FT)의 내부 온도가 비교적 균일해지면, LNG 연료탱크(FT) 내부의 기체 압력은 자유 수면에서의 액체의 온도에 따른 포화 압력이므로, LNG 연료탱크(FT) 내부 압력이 보다 천천히 상승할 수 있다. 만약, 순환용 배관(RL)을 통해 공급되는 유체를 LNG 연료탱크(FT) 상부로 보내면, LNG 연료탱크(FT) 상부의 온도가 급격히 상승하고, 자유 수면에서의 포화 압력이 보다 빠르게 증가하여, LNG 연료탱크(FT)의 내부 압력이 급격히 상승하게 된다.

따라서, 본 실시예는 열교환기(100)에서 일부 또는 전부가 기화된 유체를 LNG 연료탱크(FT) 하부로 공급하여, LNG 연료탱크(FT) 내부의 급격한 압력 상승을 방지하도록 하였다.

본 실시예에 의하면, 액체화물 탱크(CT) 내부의 증발가스를 재액화시켜 저장할 수 있으므로, 액체화물 탱크(CT)의 압력을 설계압보다 낮게 유지할 수 있다.

또한, 선박(S)의 운항시 등 연료 소비처(E)가 연료 공급을 요구하는 경우에는, LNG 연료탱크(FT) 내부의 LNG를 연료 소비처(E)로 공급하여 LNG 연료탱크(FT)의 압력을 설계압보다 낮게 유지할 수 있다. 연료 소비처(E)는 선박(S)의 추진용 엔진이나 발전용 엔진 등 LNG를 연료로 소비하는 장치일 수 있다.

선박(S)의 선적시 등 연료 소비처(E)에서 요구하는 연료의 양이 충분하지 않은 경우에는 LNG 연료탱크(FT) 내부 압력이 증가할 수 있는데, 본 실시예의 LNG 연료탱크(FT)는 일정 수준의 내압 상승을 견딜 수 있도록 설계될 수 있다.

또한, 열교환기(100)에서 증발가스와 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체를 순환용 배관(RL)을 통해 LNG 연료탱크(FT) 하부로 공급하여, LNG 연료탱크(FT) 내부의 가스의 양이 상대적으로 천천히 상승하도록 할 수 있으므로, 연료소비처(E)로 공급되는 LNG가 적을 때에도 액체화물 탱크(CT)로부터 배출되는 증발가스의 재액화가 가능하다.

즉, 액체화물 탱크(CT)로부터 배출되는 증발가스를 재액화하기에 충분한 양의 LNG를, LNG 연료탱크(FT)로부터 열교환기(100)로 공급하고, LNG 연료탱크(FT)로부터 공급되어 열교환기(100)에서 일부 또는 전부가 기화된 유체 중, 연료 소비처(E)로 보내고 남은 유체를 LNG 연료탱크(FT) 하부로 공급하면, 일정 기간 동안 연료탱크(FT) 내부 압력을 상승시키면서 시스템을 구동시킬 수 있다.

LNG 연료탱크(FT)로부터 배출된 후 열교환기(100)에서 일부 또는 전부가 기화된 유체는 둘로 분기하여, 한 흐름은 연료공급 배관(FL)을 따라 연료 소비처(E)로 보내지고, 다른 흐름은 순환용 배관(RL)을 따라 LNG 연료탱크(FT)로 보내질 수 있다.

연료공급 배관(FL)에는, 유체의 양 및 개폐를 조절하는 제2 밸브(V2) 및 연료 소비처(E)의 필요온도에 따라 LNG를 추가 가열할 수 있는 히터(200) 중 하나 이상이 설치될 수 있으며, 제1 밸브(V1) 및 제2 밸브(V2)를 조절하여 연료 소비처(E)로 보내지는 유체 및 LNG 연료탱크(FT)로 보내지는 유체의 양을 조절할 수 있다.

증발가스를 처리할 때 시간에 따른 LNG 연료탱크(FT)의 압력 변화의 예는 다음과 같다. 선적시에 발생하는 다량의 증발가스를 LNG로 냉각하고 열교환된 LNG 및 기화가스를 LNG 연료탱크(FT) 하부로 유입시키되, 연료 소비처(E)로의 LNG 연료 공급이 적거나 없는 경우에는 완만하게 LNG 연료탱크(FT)의 압력이 상승한다. 이때에는 LNG 연료탱크(FT) 내부의 LNG도 선적된 상태이므로 증발가스와 열교환 후 순환되는 LNG 및 기화가스의 양에 비해 LNG 연료탱크(FT) 내부에 저장된 LNG의 양이 월등히 많으므로, 순환되는 LNG 및 기화가스에 의한 열유입이 있더라도 탱크에 저장된 LNG의 온도 및 압력 상승이 급격하지 않을 수 있고, 선적이 완료될 때까지 LNG 연료탱크(FT)가 내부 압력 상승에 충분히 견딜 수 있다.

한편, 도 3 및 도 4에는 증발가스와 열교환된 LNG 또는 기화가스를 LNG 연료탱크(FT)로 유입시키기 위한 순환용 배관(RL)의 단부의 몇 가지 예를 개략적으로 도시하였다. 이는 LNG 연료탱크(FT)의 하부에 LNG 및 기화가스를 고르고 넓게 확산시켜, 탱크 내부의 LNG와의 원활한 열교환으로 기화가스의 재응축이 활발히 이루어지고 탱크 내압 상승이 완만하게 이루어질 수 있도록 하기 위한 구조들의 예이다.

우선, 도 3 및 도 4에 도시된 바와 같이 순환용 배관(RL)은 LNG 연료탱크(FT) 하부 또는 바닥을 따라 길게 연장되도록 마련하는 것이, LNG 및 기화가스를 탱크 하부에 고르게 분포시키는 데 유리하다.

순환용 배관(RL)의 단부는 우선, 도 3의 A에 도시된 바와 같이 순환용 배관(RL)을 LNG 연료탱크(FT)의 하부에서 복수의 노즐로 분기되도록 함으로써(BRL), LNG 또는 기화가스를 LNG 연료탱크(FT)의 하부에 고르게 확산시킬 수 있다.

또는 도 3의 (B) 구조와 같이, 순환용 배관(RL)의 단부에 복수의 구멍(RLH)을 형성하여, 이러한 구멍을 통해 LNG 또는 기화가스를 LNG 연료탱크(FT)의 하부에 확산시키는 구조도 가능하다.

또한 도 4의 (C) 구조와 같이, 순환용 배관(RL)에 LNG 또는 기화가스와 LNG 연료탱크(FT)의 하부에 저장된 LNG의 열교환을 촉진하는 열교환 촉진부(HA)를 마련할 수도 있는데, 예를 들어 이러한 열교환 촉진부는, LNG 연료탱크(FT)로 유입되는 LNG 또는 기화가스와 LNG 연료탱크(FT)의 하부에 저장된 LNG의 열교환 시간 및 접촉면적을 늘릴 수 있도록 충전재가 채워진 패킹(packing)층이 마련할 수 있다.

도 4의 (D) 구조와 같이 순환용 배관(RL)의 상부에, 수평 방향의 배플(baffle, BF)을 마련하여 LNG 연료탱크(FT)로 유입된 LNG 또는 기화가스의 흐름이 배플(BF) 하부로 향하도록 하여, LNG 연료탱크(FT)의 하부에 저장된 LNG의 열교환을 촉진할 수도 있다.

한편, 도 2는 본 발명의 다른 실시예에 따른 선박용 증발가스 처리 방법의 개념을 개략적으로 도시한 것이다.

도 2를 참조하면, 본 실시예의 선박용 증발가스 처리 방법은, 제1 실시예에 비해 열교환기(100a)의 형태가 다르다는 차이점이 존재하며, 다른 부분은 제1 실시예와 공통되므로, 중복된 설명은 생략한다.

열교환기(100a)는 LNG 연료탱크(FT)로부터 공급되는 LNG와 액체화물 탱크(CT)로부터 배출되는 증발가스를 열교환시키는 장비로, 그 종류, 형태 및 댓수가 본 실시예에 제한되는 것은 아니다.

도 5는 본 발명의 제2 실시예로부터 확장된 제1 확장 실시예를 개략적으로 도시한 것이다.

도 5를 참조하면, 본 실시예의 선박용 증발가스 처리 방법은, 제2 실시예에 비해 LNG 연료탱크(FTb) 내부의 가스를 압축기(300b)에 의해 압축시킨 후 연료 수요처(Eb)로 보내는 배관(BFLb)을 더 포함한다는 점에서 차이점이 존재하며, 다른 부분은 제2 실시예와 공통되므로, 중복된 설명은 생략한다.

본 실시예의 압축기(300b)는, LNG 연료탱크(FTb)로부터 배출되는 가스를 연료 소비처(Eb)의 필요압력으로 압축시킨 후 연료 소비처(Eb)로 공급한다.

본 실시예에 의하면, 선적시에 발생하는 다량의 증발가스를 LNG로 냉각하고 열교환된 LNG 및 기화가스를 LNG 연료탱크(FTb) 하부로 유입시키되, 연료 소비처(Eb)로의 LNG 연료 공급이 적거나 없는 경우에는 완만하게 LNG 연료탱크(FTb)의 압력이 상승한다. 이때에는 LNG 연료탱크(FTb) 내부의 LNG도 선적된 상태이므로 증발가스와 열교환 후 순환되는 LNG 및 기화가스의 양에 비해 LNG 연료탱크(FTb) 내부에 저장된 LNG의 양이 월등히 많으므로, 순환되는 LNG 및 기화가스에 의한 열유입이 있더라도 탱크에 저장된 LNG의 온도 및 압력 상승이 급격하지 않을 수 있고 선적이 완료될 때까지 LNG 연료탱크(FTb)가 내부 압력 상승을 충분히 견딜 수 있다.

이후 선박(S)이 운항하면서 연료 소비처(Eb)에 LNG 연료탱크(FTb) 내부의 가스를 연료로 공급하면 LNG 연료탱크(FTb)의 압력을 낮출 수 있다. 선박(Sb)의 운항 이후에는 연료 소비처(Eb)의 연료 수요는 많고 증발가스의 발생은 일정하게 유지되므로, 연료 소비처(Eb)로 공급될 LNG를 열교환기(100b)에서 증발가스와 열교환시키는 것으로 증발가스를 충분히 재액화할 수 있고, 열교환된 LNG 및 기화가스는 LNG 연료탱크(FTb)로 순환시키지 않고 직접 연료 소비처(Eb)로 공급하게 된다. 따라서 LNG 연료탱크(FTb)의 기체가스를 연료소비처(Eb)로 공급함으로써 탱크 내부의 압력을 유지할 수 있다.

도 6은 본 발명의 제2 실시예로부터 확장된 제2 확장 실시예를 개략적으로 도시한 것이다.

도 6을 참조하면, 본 실시예의 선박용 증발가스 처리 방법은, 제2 실시예에 비해 LNG 연료탱크(FTc) 내부의 가스를 연료 수요처(Ec)로 보내는 배관(BFLc)을 더 포함한다는 점에서 차이점이 존재한다. 또한, 본 실시예의 선박용 증발가스 처리 방법은, 제1 확장 실시예에 비해 LNG 연료탱크(FTc)로부터 배출되는 가스를 압축시켜 연료 수요처(Ec)로 보내는 압축기(300b)를 포함하지 않는다는 점에서 차이점이 존재한다. 제2 실시예 및 제1 확장 실시예와 공통된 구성에 대하여 중복된 설명은 생략한다.

본 실시예는, 연료 소비처(Ec)의 필요압력보다 높은 압력으로 설계된 LNG 연료탱크(FTc)를 포함하여, LNG 연료탱크(FTc)의 내부 압력이 연료 소비처(Ec)의 필요압력만큼 높아지면, 별도의 압축과정 없이 탱크 내압만으로 연료 소비처(Ec)에 공급한다.

이와 같이 본 발명은 기재된 실시 예에 한정되는 것이 아니고, 본 발명의 사상 및 범위를 벗어나지 않고 다양하게 수정 및 변형할 수 있음은 이 기술의 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명하다. 따라서 그러한 수정 예 또는 변형 예들은 본 발명의 특허청구범위에 속한다 하여야 할 것이다.

CT, CTb, CTc: 액체화물 탱크 FT, FTb, FTc: LNG 연료탱크
Pb, Pc: 펌프 E, Eb, Ec: 연료 소비처
100, 100a, 100b, 100c: 열교환기 200, 200b, 150c: 히터
310, 300b : 압축기

Claims (12)

1. 액체화물 탱크 및 LNG 연료탱크를 포함하는 선박용 증발가스 처리 방법에 있어서,
   1) 상기 액체화물 탱크로부터 배출되는 증발가스를 상기 LNG 연료탱크로부터 배출되는 LNG와 열교환시켜 재액화시키고,
   2) 상기 1)단계에서 상기 액체화물 탱크로부터 배출된 후 열교환되어 재액화된 액체화물은 상기 액체화물 탱크로 보내고,
   3) 상기 1)단계에서 상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체는 상기 LNG 연료탱크로 보내고,
   상기 액체화물 탱크에 저장된 액체화물은 상기 LNG 연료탱크에 저장된 LNG보다 액화온도가 높고,
   상기 3)단계에서 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체는 순환용 배관을 따라 상기 LNG 연료탱크의 하부로 보내지고,
   상기 순환용 배관은 상기 LNG 연료탱크 하부 또는 바닥을 따라 길게 연장되며,
   상기 3)단계에서 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체가 상기 LNG 연료탱크의 상부로 보내지는 경우에 비해 상기 LNG 연료탱크 내부 압력이 서서히 상승하여, 액체화물 선적시에도 상기 LNG 연료탱크 내부 압력이 설계 압력 미만인 것을 특징으로 하는, 선박용 증발가스 처리 방법.
2. 청구항 1에 있어서,
   상기 1)단계에서 상기 액체화물 탱크로부터 배출된 증발가스는 압축된 후 열교환되는, 선박용 증발가스 처리 방법.
3. 삭제
4. 청구항 1 또는 청구항 2에 있어서,
   상기 3)단계에서 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체는, 일부는 상기 LNG 연료탱크로 보내지고, 다른 일부는 연료 소비처로 보내지는, 선박용 증발가스 처리 방법.
5. 청구항 4에 있어서,
   상기 3)단계에서 열교환되어 일부 또는 전부가 기화된 유체의 다른 일부는, 가열된 후 상기 연료 소비처로 보내지는, 선박용 증발가스 처리 방법.
6. 액체화물 탱크 및 LNG 연료탱크를 포함하는 선박에 있어서,
   상기 액체화물 탱크로부터 배출되는 증발가스를 압축시키는 제1 압축기;
   상기 제1 압축기에 의해 압축된 증발가스를 상기 LNG 연료탱크로부터 배출되는 LNG와 열교환시켜 재액화시키는 열교환기; 및
   상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 상기 열교환기에서 열교환된 유체를 상기 LNG 연료탱크로 보내는 순환용 배관;을 포함하고,
   상기 액체화물 탱크에 저장된 액체화물은 상기 LNG 연료탱크에 저장된 LNG보다 액화온도가 높고,
   상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 상기 열교환기에서 열교환된 유체는 상기 순환용 배관을 따라 상기 LNG 연료탱크의 하부로 보내지고,
   상기 순환용 배관은 상기 LNG 연료탱크 하부 또는 바닥을 따라 길게 연장되며,
   상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 상기 열교환기에서 열교환된 유체가 상기 LNG 연료탱크의 상부로 보내지는 경우에 비해 상기 LNG 연료탱크 내부 압력이 서서히 상승하여, 액체화물 선적시에도 상기 LNG 연료탱크 내부 압력이 설계 압력 미만인 것을 특징으로 하는, 선박.
7. 청구항 6에 있어서,
   상기 순환용 배관으로부터 분기하여, 상기 LNG 연료탱크로부터 배출된 후 상기 열교환기에서 열교환된 유체를 연료 소비처로 보내는 연료공급 배관을 더 포함하는, 선박.
8. 청구항 7에 있어서,
   상기 연료공급 배관에 설치되는 히터를 더 포함하는, 선박.
9. 청구항 6에 있어서,
   상기 순환용 배관의 단부에는 유체를 상기 LNG 연료탱크의 하부에 확산시키는 복수의 구멍이 형성되는, 선박.
10. 청구항 6에 있어서,
    상기 순환용 배관의 단부에 설치되는 열교환 촉진부를 더 포함하고,
    상기 열교환 촉진부는, 상기 LNG 연료탱크 하부로 유입된 유체와 상기 LNG 연료탱크 내부의 LNG의 열교환을 촉진하는, 선박.
11. 청구항 10에 있어서,
    상기 열교환 촉진부는 충전재가 채워진 패킹(packing)층을 포함하는, 선박.
12. 청구항 6에 있어서,
    상기 순환용 배관의 상부에 형성되는 배플을 더 포함하고,
    상기 배플은 상기 LNG 연료탱크 하부로 유입된 유체와 상기 LNG 연료탱크 내부의 LNG의 열교환을 촉진하는, 선박.

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