KR101765390B1 - Treatment system of liquefied natural gas - Google Patents
Treatment system of liquefied natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- KR101765390B1 KR101765390B1 KR1020150136312A KR20150136312A KR101765390B1 KR 101765390 B1 KR101765390 B1 KR 101765390B1 KR 1020150136312 A KR1020150136312 A KR 1020150136312A KR 20150136312 A KR20150136312 A KR 20150136312A KR 101765390 B1 KR101765390 B1 KR 101765390B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- liquefied gas
- gas
- pressure
- storage tank
- liquefied
- Prior art date
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title description 13
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 73
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 70
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 560
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 55
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 16
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 16
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 11
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 10
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000010759 marine diesel oil Substances 0.000 description 2
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000013526 supercooled liquid Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
- F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
- F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
- B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
- B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
- B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
- B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
- B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
- B63H21/12—Use of propulsion power plant or units on vessels the vessels being motor-driven
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
- B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
- B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
- F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
- F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
- F02M21/0203—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels characterised by the type of gaseous fuel
- F02M21/0209—Hydrocarbon fuels, e.g. methane or acetylene
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
- F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
- F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
- F02M21/0203—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels characterised by the type of gaseous fuel
- F02M21/0215—Mixtures of gaseous fuels; Natural gas; Biogas; Mine gas; Landfill gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
- F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
- F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
- F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
- F02M25/00—Engine-pertinent apparatus for adding non-fuel substances or small quantities of secondary fuel to combustion-air, main fuel or fuel-air mixture
- F02M25/08—Engine-pertinent apparatus for adding non-fuel substances or small quantities of secondary fuel to combustion-air, main fuel or fuel-air mixture adding fuel vapours drawn from engine fuel reservoir
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified gases
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
- F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
- F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
- F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
- F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
- F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
- F25J1/0294—Multiple compressor casings/strings in parallel, e.g. split arrangement
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/01—Propulsion of the fluid
- F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
- F17C2227/0135—Pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/01—Propulsion of the fluid
- F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
- F17C2227/0157—Compressors
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another 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
- F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
- F17C2265/05—Regasification
-
- 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
- F17C2265/06—Fluid distribution
-
- 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
- F17C2265/06—Fluid distribution
- F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/24—Multiple compressors or compressor stages in parallel
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/30—Compression of the feed stream
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
- Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템은, 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 고압 수요처로 공급하는 액화가스 공급라인; 상기 액화가스 공급라인 상에서 분기되어 저압 수요처와 연결되는 분기라인; 상기 분기라인 상에 구비되며, 상기 액화가스 공급라인에서 공급되는 액화가스를 구동유체로하여 상기 액화가스 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 흡입하는 흡입장치; 상기 액화가스 저장탱크와 상기 흡입장치를 연결하는 증발가스 공급라인; 상기 흡입장치에서 토출되는 연료의 적어도 일부를 상기 액화가스 저장탱크로부터 공급되는 액화가스를 통해 재응축시키는 재응축기; 및 상기 재응축기와 상기 액화가스 저장탱크를 연결하며, 상기 재응축기로부터 배출되는 플래시 가스를 재액화시켜 상기 액화가스 저장탱크로 리턴시키는 재액화 라인을 포함하는 것을 특징으로 한다.A liquefied gas processing system according to an embodiment of the present invention includes: a liquefied gas supply line for supplying liquefied gas stored in a liquefied gas storage tank to a high pressure customer; A branch line branched on the liquefied gas supply line and connected to the low-pressure consumer; A suction device provided on the branch line and sucking evaporative gas generated in the liquefied gas storage tank using the liquefied gas supplied from the liquefied gas supply line as a driving fluid; An evaporation gas supply line connecting the liquefied gas storage tank and the suction device; A recondenser for recirculating at least a portion of the fuel discharged from the suction device through the liquefied gas supplied from the liquefied gas storage tank; And a re-liquefaction line connecting the recondenser and the liquefied gas storage tank, and re-liquefying the flash gas discharged from the recondenser and returning the liquefied gas to the liquefied gas storage tank.
Description
본 발명은 액화가스 처리 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a liquefied gas processing system.
선박은 대량의 광물이나 원유, 천연가스, 또는 몇천 개 이상의 컨테이너 등을 싣고 대양을 항해하는 운송수단으로서, 강철로 이루어져 있고 부력에 의해 수선면에 부유한 상태에서 프로펠러의 회전을 통해 발생되는 추력을 통해 이동한다.A ship is a means of transporting large quantities of minerals, crude oil, natural gas, or more than a thousand containers. It is made of steel and buoyant to float on the water surface. ≪ / RTI >
이러한 선박은 엔진을 구동함으로써, 추력을 발생시키는데, 이때, 엔진은 가솔린 또는 디젤을 사용하여 피스톤을 움직여서 피스톤의 왕복운동에 의해 크랭크 축이 회전되도록 함으로써, 크랭크 축에 연결된 샤프트가 회전되어 프로펠러가 구동되도록 하는 것이 일반적이었다.Such a ship generates thrust by driving the engine. At this time, the engine uses gasoline or diesel to move the piston so that the crankshaft is rotated by the reciprocating motion of the piston, so that the shaft connected to the crankshaft is rotated, .
그러나 최근에는, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)를 운반하는 LNG 운반선에서 LNG를 연료로 사용하여 엔진을 구동하는 LNG 연료공급방식이 사용되고 있으며, 이와 같이 엔진의 연료로 LNG를 사용하는 방식은 LNG 운반선 외의 다른 선박에도 적용되고 있다.In recent years, however, LNG fuel supply systems for driving an engine using LNG as a fuel have been used in an LNG carrier carrying Liquefied Natural Gas (LNG) It is also applied to other ships.
일반적으로, LNG는 청정 연료이고 매장량도 석유보다 풍부하다고 알려져 있고, 채광과 이송기술이 발달함에 따라 그 사용량이 급격히 증가하고 있다. 이러한 LNG는 주성분인 메탄을 1기압 하에서 -162도 이하로 온도를 내려서 액체 상태로 보관하는 것이 일반적인데, 액화된 메탄의 부피는 표준상태인 기체상태의 메탄 부피의 600분의 1정도이고, 비중은 0.42로 원유 비중의 약 2분의 1이 된다. Generally, it is known that LNG is a clean fuel and its reserves are more abundant than petroleum, and its usage is rapidly increasing as mining and transfer technology develops. This LNG is generally stored in a liquid state at a temperature of -162 ° C below 1 atm under the pressure of 1 atm. The volume of liquefied methane is about 1/600 of the volume of the gaseous methane in the standard state, Is 0.42, which is about one half of the specific gravity of crude oil.
그러나 엔진이 구동되기 위해 필요한 온도 및 압력 등은, 탱크에 저장되어 있는 LNG의 상태와는 다를 수 있다. 따라서 최근에는 액체 상태로 저장되는 LNG의 온도 및 압력 등을 제어하여 엔진에 공급하는 다양한 기술에 대하여, 지속적인 연구 개발이 이루어지고 있다.However, the temperature and pressure required to drive the engine may be different from the state of the LNG stored in the tank. Therefore, in recent years, various technologies for controlling the temperature and pressure of the LNG stored in the liquid state and supplying the engine to the engine have been continuously researched and developed.
본 발명은 종래의 기술을 개선하고자 창출된 것으로서, 본 발명의 목적은 증발가스 처리 장치를 단순화할 수 있어 구축 비용이 절감되고 구동 신뢰성이 향상되는 액화가스 처리 시스템을 제공하기 위한 것이다.It is an object of the present invention to provide a liquefied gas processing system capable of simplifying an evaporating gas processing apparatus, reducing construction cost, and improving driving reliability.
또한, 본 발명의 목적은, 증발가스 처리 장치에 구비되는 재액화장치의 유량을 감소하고 재액화장치의 전력소모를 방지하며 액화가스 처리 시스템의 사이즈를 감소하도록 하기 위한 액화가스 처리 시스템을 제공하기 위한 것이다.It is also an object of the present invention to provide a liquefied gas processing system for reducing the flow rate of a liquefaction device provided in an evaporation gas processing device, preventing power consumption of the liquefaction device and reducing the size of the liquefied gas processing system .
본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템은, 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 고압 수요처로 공급하는 액화가스 공급라인; 상기 액화가스 공급라인 상에서 분기되어 저압 수요처와 연결되는 분기라인; 상기 분기라인 상에 구비되며, 상기 액화가스 공급라인에서 공급되는 액화가스를 구동유체로하여 상기 액화가스 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 흡입하는 흡입장치; 상기 액화가스 저장탱크와 상기 흡입장치를 연결하는 증발가스 공급라인; 상기 흡입장치에서 토출되는 연료의 적어도 일부를 상기 액화가스 저장탱크로부터 공급되는 액화가스를 통해 재응축시키는 재응축기; 및 상기 재응축기와 상기 액화가스 저장탱크를 연결하며, 상기 재응축기로부터 배출되는 플래시 가스를 재액화시켜 상기 액화가스 저장탱크로 리턴시키는 재액화 라인을 포함하는 것을 특징으로 한다.A liquefied gas processing system according to the present invention includes: a liquefied gas supply line for supplying liquefied gas stored in a liquefied gas storage tank to a high pressure consumer; A branch line branched on the liquefied gas supply line and connected to the low-pressure consumer; A suction device provided on the branch line and sucking evaporative gas generated in the liquefied gas storage tank using the liquefied gas supplied from the liquefied gas supply line as a driving fluid; An evaporation gas supply line connecting the liquefied gas storage tank and the suction device; A recondenser for recirculating at least a portion of the fuel discharged from the suction device through the liquefied gas supplied from the liquefied gas storage tank; And a re-liquefaction line connecting the recondenser and the liquefied gas storage tank, and re-liquefying the flash gas discharged from the recondenser and returning the liquefied gas to the liquefied gas storage tank.
구체적으로, 상기 액화가스 공급라인은, 상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 상기 재응축기로 공급하는 부스팅 펌프; 상기 재응축기로부터 액화가스를 공급받아 고압으로 가압하여 상기 열교환기로 공급하는 고압 펌프; 및 상기 펌프로부터 가압된 액화가스를 가열하여 상기 고압 수요처로 공급하는 열교환기를 포함하고, 상기 재액화 라인은, 상기 저압 수요처로 공급되는 증발가스의 적어도 일부를 재액화하는 재액화 장치를 구비할 수 있다.Specifically, the liquefied gas supply line includes: a boosting pump for supplying liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank to the recondenser; A high-pressure pump which receives a liquefied gas from the recondenser and pressurizes the liquefied gas at a high pressure to supply the liquefied gas to the heat exchanger; And a heat exchanger for heating the pressurized liquefied gas from the pump and supplying the pressurized liquefied gas to the high pressure consumer, wherein the re-liquefaction line may comprise a re-liquefying device for re-liquefying at least a part of the evaporation gas supplied to the low- have.
구체적으로, 상기 저압 수요처는, 상기 재응축기에 우선하여 상기 흡입장치로부터 연료를 공급받을 수 있다.Specifically, the low-pressure consumer may be supplied with fuel from the suction device in preference to the recondenser.
구체적으로, 상기 흡입 장치는, 상기 열교환기로부터 공급되는 고온고압의 액화가스를 공급받아 상기 액화가스 저장탱크에서 발생된 증발가스를 흡입하여 혼합된 연료를 상기 저압 수요처로 공급할 수 있다.Specifically, the suction device may receive the high-temperature and high-pressure liquefied gas supplied from the heat exchanger and suck the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank to supply the mixed fuel to the low-pressure consumer.
구체적으로, 상기 흡입 장치는, 상기 고압 펌프로부터 공급되는 고압의 액화가스를 공급받아 상기 액화가스 저장탱크에서 발생된 증발가스를 흡입하여 혼합된 연료를 상기 저압 수요처로 공급할 수 있다.Specifically, the suction device may receive the high-pressure liquefied gas supplied from the high-pressure pump and suck the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank to supply the mixed fuel to the low-pressure consumer.
구체적으로, 상기 흡입 장치로부터 공급되는 연료를 가열하는 히터를 더 포함할 수 있다.Specifically, it may further include a heater for heating fuel supplied from the suction device.
구체적으로, 상기 고압 수요처는 MEGI 엔진이고, 상기 저압 수요처는 DFDE 엔진일 수 있다.Specifically, the high-pressure consumer may be a MEGI engine and the low-pressure consumer may be a DFDE engine.
본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템은, 증발가스를 처리하는 장치로 압축기 대신 이젝터를 사용함으로써, 증발가스 처리 장치를 단순화할 수 있어 시스템 구축비용이 절감되고 증발가스 처리 장치의 구동 신뢰성이 향상되는 효과가 있다.The liquefied gas processing system according to the present invention can simplify the evaporation gas processing apparatus by using an ejector instead of the compressor as an apparatus for processing the evaporation gas to reduce system construction cost and improve the driving reliability of the evaporation gas processing apparatus .
또한, 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템은, 증발가스 처리를 위해 재응축기와 재액화장치를 함께 구축하여 재응축기를 통해서 재액화장치의 유량을 감소시켜 전력소모를 줄이고 그로 인한 반대급부로 액화가스를 처리하는 고압 펌프 및 고압 기화기의 사이즈를 줄일 수 있는 효과가 있다. In addition, the liquefied gas processing system according to the present invention can reduce the power consumption by reducing the flow rate of the liquefaction device through the recondenser by constructing the recondenser and the liquefaction device together for the evaporation gas treatment, The size of the high-pressure pump and the high-pressure vaporizer for treating the high-pressure pump can be reduced.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.
도 4는 본 발명의 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.
도 5는 본 발명의 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.
도 6은 본 발명의 제6 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.
도 7은 본 발명의 제7 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.
도 8은 본 발명의 제8 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.1 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a first embodiment of the present invention.
2 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a second embodiment of the present invention.
3 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a third embodiment of the present invention.
4 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a fourth embodiment of the present invention.
5 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a fifth embodiment of the present invention.
6 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a sixth embodiment of the present invention.
7 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a seventh embodiment of the present invention.
8 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to an eighth embodiment of the present invention.
본 발명의 목적, 특정한 장점들 및 신규한 특징들은 첨부된 도면들과 연관되어지는 이하의 상세한 설명과 바람직한 실시예로부터 더욱 명백해질 것이다. 본 명세서에서 각 도면의 구성요소들에 참조번호를 부가함에 있어서, 동일한 구성 요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 번호를 가지도록 하고 있음에 유의하여야 한다. 또한, 본 발명을 설명함에 있어서, 관련된 공지 기술에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 불필요하게 흐릴 수 있다고 판단되는 경우 그 상세한 설명은 생략한다.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS The objects, particular advantages and novel features of the present invention will become more apparent from the following detailed description taken in conjunction with the accompanying drawings, in which: FIG. It should be noted that, in the present specification, the reference numerals are added to the constituent elements of the drawings, and the same constituent elements are assigned the same number as much as possible even if they are displayed on different drawings. In the following description, well-known functions or constructions are not described in detail since they would obscure the invention in unnecessary detail.
이하 본 명세서에서, 액화가스는 LNG 또는 LPG, 에틸렌, 암모니아 등과 같이 일반적으로 액체 상태로 보관되는 모든 가스 연료를 포괄하는 의미로 사용될 수 있으며, 가열이나 가압에 의해 액체 상태가 아닌 경우 등도 편의상 액화가스로 표현할 수 있다. 이는 증발가스도 마찬가지로 적용될 수 있다. 또한, LNG는 편의상 액체 상태인 NG(Natural Gas) 뿐만 아니라 초임계 상태 등인 NG를 모두 포괄하는 의미로 사용될 수 있으며, 증발가스는 기체 상태의 증발가스뿐만 아니라 액화된 증발가스를 포함하는 의미로 사용될 수 있다.Hereinafter, the liquefied gas may be used to encompass all gaseous fuels generally stored in a liquid state, such as LNG or LPG, ethylene, ammonia, etc. In the case where the gas is not in a liquid state by heating or pressurization, . This also applies to the evaporative gas. In addition, LNG can be used to encompass both NG (natural gas), which is a liquid state, and NG, which is a supercritical state for the sake of convenience. The LNG may be used to mean not only a gas state evaporation gas but also a liquefied evaporation gas .
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명하기로 한다.Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.1 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a first embodiment of the present invention.
도 1에 도시한 바와 같이, 본 발명의 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(1)은, 액화가스 저장탱크(10), 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30), 흡입 장치(40), 재액화장치(50), 예열-예냉 열교환기(60), 강제 기화기(71), 제1 기액분리기(72), 수요처(90)를 포함한다.1, a liquefied
이하에서는 도 1을 참조하여 본 발명의 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(1)을 설명하도록 한다.Hereinafter, a liquefied
본 발명의 실시예에서는, 제1 내지 제7 라인(201~207)을 더 포함할 수 있다. 각각의 라인에는 개도 조절이 가능한 밸브(부호 도시하지 않음)들이 설치될 수 있으며, 각 밸브의 개도 조절에 따라 증발가스 또는 액화가스의 공급량이 제어될 수 있다.In the embodiment of the present invention, the first to
제1 라인(201)은, 액화가스 저장탱크(10)와 수요처(90; 바람직하게는 고압 수요처(91))를 연결하며, 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30)를 구비할 수 있고, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 펌프(21,22)로 가압하여 열교환기(30)로 가열한 후 수요처(90)로 공급할 수 있다.The
제2 라인(202)은, 액화가스 저장탱크(10)와 수요처(90; 바람직하게는 저압 수요처(92))를 연결하며, 흡입 장치(40)를 구비할 수 있고, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스가 흡입 장치(40)에 의해 흡입되어 수요처(90)로 공급될 수 있다.The
제3 라인(203)은, 제1 라인(201)과 제2 라인(202) 상에 구비되는 흡입 장치(40)를 연결하며, 흡입 장치(40)가 제1 라인(201)에서 유동하는 고압의 기화된 액화가스를 구동 기체로 사용할 수 있도록 한다. The
제4 라인(204)은, 제2 라인(202)에서 분기되어 액화가스 저장탱크(10)로 연결되며 재액화장치(50)를 구비하고, 재액화장치(50)에서 재액화된 증발가스를 다시 액화가스 저장탱크(10)로 리턴시키도록 한다.The
제5 라인(205)은, 액화가스 저장탱크(10)와 수요처(90; 바람직하게는 가스연소장치(93))를 연결하며 별도의 히터(부호도시하지않음)를 구비할 수 있고, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 가스연소장치(93)로 공급하여 연소되도록 할 수 있다.The
제6 라인(206)은, 액화가스 저장탱크(10)와 제1 기액분리기(72)를 연결하며 강제 기화기(71)를 구비할 수 있고, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 강제 기화시켜 제1 기액분리기(72)로 공급할 수 있다.The
제7 라인(207)은, 제1 기액분리기(72)와 저압 수요처(92)를 연결하거나 제2 라인(202)에 연결될 수 있으며, 제1 기액분리기(72)에서 분리된 기체를 저압 수요처(92)로 공급할 수 있다.The
액화가스 저장탱크(10)는, 수요처(90)에 공급될 액화가스 또는 증발가스를 저장한다. 액화가스 저장탱크(10)는, 액화가스를 액체상태로 보관하여야 하는데, 이때, 액화가스 저장탱크(10)는 압력 탱크 형태를 가질 수 있다.The liquefied
본 실시예에서는, 액화가스 저장탱크(10)에서 액화가스의 증발로 인해 발생하는 증발가스를 후술할 흡입 장치(40)를 통해 뽑아내거나 가스연소장치(93)로 공급하여, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스와 함께 수요처(90)의 연료로 사용함으로써, 증발가스를 효율적으로 관리할 수 있다.In this embodiment, the evaporation gas generated by the evaporation of the liquefied gas in the liquefied
여기서 액화가스 저장탱크(10)는, 외조 탱크(도시하지 않음), 내조 탱크(도시하지 않음), 단열부(도시하지 않음)를 포함할 수 있다. Here, the liquefied
외조 탱크는 액화가스 저장탱크(10)의 외벽을 이루는 구조로서, 스틸로 형성될 수 있으며, 단면이 다각형 형태일 수 있다.The outer tank is a structure that forms the outer wall of the liquefied
내조 탱크는 외조 탱크의 내부에 구비되며, 서포트(Support; 도시하지 않음)에 의해 외조 탱크의 내부에 지지 설치될 수 있다. 이때, 서포트는 내조 탱크의 하단에 구비될 수 있고, 물론 내조 탱크의 좌우 유동을 억제하기 위해 내조 탱크의 측면에도 구비될 수 있다.The inner tank is provided inside the outer tank, and can be supported and supported inside the outer tank by a support (not shown). At this time, the support may be provided on the lower end of the inner tank, and may be provided on the side of the inner tank for suppressing lateral movement of the inner tank.
내조 탱크는 스테인레스 재질로 형성될 수 있으며, 5bar 내지 10bar(일례로 6bar)의 압력을 견딜 수 있도록 설계될 수 있다. 내조 탱크를 이와 같이 일정 압력에 견딜 수 있도록 설계하는 것은, 내조 탱크의 내부에 구비된 액화가스가 증발되어 증발가스가 생성됨에 따라 내조 탱크의 내압이 상승될 수 있기 때문이다.The inner tank can be made of stainless steel and can be designed to withstand pressures from 5 bar to 10 bar (6 bar, for example). The reason why the inner tank is designed to withstand such a constant pressure is that the inner pressure of the inner tank can be increased as the liquefied gas contained in the inner tank is evaporated and the evaporation gas is generated.
내조 탱크의 내부에는 배플(Baffle; 도시하지 않음)이 구비될 수 있다. 배플은 격자 형태의 플레이트를 의미하며, 배플이 설치됨에 따라 내조 탱크 내부의 압력은 고르게 분포되어 내조 탱크가 일부분에 집중 압력을 받는 것을 방지할 수 있다.A baffle (not shown) may be provided in the inner tank. The baffle means a plate in the form of a lattice. As the baffle is installed, the pressure inside the tank can be evenly distributed to prevent the tank pressure from being concentrated to a part of the tank.
단열부는, 내조 탱크와 외조 탱크의 사이에 구비되며 외부 열에너지가 내조 탱크로 전달되는 것을 차단할 수 있다. 이때, 단열부는 진공상태일 수 있다. 단열부를 진공으로 형성함에 따라, 액화가스 저장탱크(10)는 일반적인 탱크와 비교할 때, 높은 압력에 더욱 효율적으로 견뎌낼 수 있다. 일례로 액화가스 저장탱크(10)는 진공의 단열부를 통해 5bar 내지 20bar의 압력을 버텨낼 수 있다.The heat insulating portion is provided between the inner tank and the outer tank and can prevent the external heat energy from being transmitted to the inner tank. At this time, the heat insulating portion may be in a vacuum state. By forming the thermal insulation in a vacuum, the liquefied
물론 상기 기술한 바와 같이 액화가스 저장탱크(10)는 독립형뿐만 아니라 멤브레인 형태일 수 있다.Of course, as described above, the liquefied
부스팅 펌프(21)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 1차 가압하여 후술할 고압 펌프(22)로 공급할 수 있다. 구체적으로, 부스팅 펌프(21)는, 제1 라인(201) 상에 액화가스 저장탱크(10)와 고압 펌프(22) 사이에 구비되어, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 고압 펌프(22)에 충분한 양을 공급하여 고압 펌프(22)의 공동현상(cavitation)을 방지하도록 할 수 있다.The boosting
부스팅 펌프(21)는, 액화가스 저장탱크(10)로부터 액화가스를 빼내어 수 내지 수십 bar 이내로 가압할 수 있으며, 부스팅 펌프(21)를 거친 액화가스는 1bar 내지 25bar로 가압될 수 있다.The boosting
액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스는 액체 상태에 놓여있다. 이때 부스팅 펌프(21)는 액화가스 저장탱크(10)로부터 배출되는 액화가스를 가압하여 압력 및 온도를 다소 높일 수 있으며, 부스팅 펌프(21)에 의해 가압된 액화가스는 여전히 액체상태일 수 있다.The liquefied gas stored in the liquefied
본 실시예에서 부스팅 펌프(21)는, 최대 유량을 고압 펌프(22)에 공급할 수 있다. 최대 유량이라 함은 부스팅 펌프(21)가 최대한 배출할 수 있는 유량을 의미한다. 이 경우, 고압 펌프(22)의 요구 유량보다 많은 양의 액화가스가 부스팅 펌프(21)로부터 고압 펌프(22)로 전달되므로, 고압 펌프(22)의 원활한 구동이 가능하게된다.In the present embodiment, the boosting
부스팅 펌프(21)는, 액화가스 저장탱크(10)의 내부에 위치하여 잠형으로 구성되거나, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스의 수위보다 낮은 위치의 외부에 왕복동형으로 구성될 수 있다.The boosting
고압 펌프(22)는, 부스팅 펌프(21)로부터 공급받은 액화가스를 2차 가압하여 (약 200bar 내지 400bar의 고압으로 가압) 후술할 열교환기(30)로 공급할 수 있다. 구체적으로, 고압 펌프(22)는, 제1 라인(201) 상에 부스팅 펌프(21)와 열교환기(30) 사이에 구비되며, 부스팅 펌프(21)로부터 1차 가압된 약 6 내지 8bar의 압력을 가진 상태로 공급된 액화가스를 약 200 내지 400bar의 고압으로 2차 가압하여 열교환기(30)로 공급할 수 있다.The high-
고압 펌프(22)는, 약 200 내지 400bar의 고압으로 가압하여, 열교환기(30)를 거쳐 수요처(90; 바람직하게는 고압 수요처(91))로 공급함으로써, 고압 수요처(91)가 요구하는 압력을 고압 수요처(91)로 공급할 수 있고, 이를 통해 고압 수요처(91)가 액화가스를 통해 선박(3)이 추력을 발생시키도록 할 수 있다.
고압 펌프(22)는, 부스팅 펌프(21)로부터 배출되는 액체 상태의 액화가스를 고압으로 가압하되, 액화가스가 초임계점(Critical Point)보다 높은 온도 및 압력을 갖는 초임계 상태가 되도록 상변화시킬 수 있다. 이때, 초임계 상태인 액화가스의 온도는 임계온도보다 상대적으로 높은 영하 20도 이하일 수 있다.The high-
또는 고압 펌프(22)는, 액체 상태의 액화가스를 고압으로 가압하여 과냉액체 상태로 변화시킬 수 있다. 여기서 과냉액체 상태의 액화가스란 액화가스의 압력이 임계압력보다 높고, 온도가 임계온도보다 낮은 상태이다. Alternatively, the high-
구체적으로, 고압 펌프(22)는, 부스팅 펌프(21)로부터 배출되는 액체상태의액화가스를 200bar 내지 400bar까지 고압으로 가압하되, 액화가스의 온도가 임계온도보다 낮은 온도가 되도록 하여, 액화가스를 과냉액체 상태로 상변화시킬 수 있다. 여기서 과냉액체 상태의 액화가스 온도는, 임계온도보다 상대적으로 낮은 영하 140도 내지 영하 60도일 수 있다.Specifically, the high-
또한, 본 발명의 실시예에서는, 고압 펌프(22)가 병렬로 구비되어 고압 펌프(22)의 하나가 오작동을 일으키거나 셧다운(Shut down)되는 경우 나머지 하나의 고압 펌프(22)가 작동할 수 있어 부스팅 펌프(21)로부터 공급되는 액화가스를 고압 수요처(91)로 신뢰성있고 안정적으로 공급할 수 있다.In the embodiment of the present invention, when the high-
열교환기(30)는, 제1 라인(201) 상에 마련되어 고압 펌프(22)로부터 배출되는 고압의 액화가스를 가열시킬 수 있다. 구체적으로, 열교환기(30)는, 수요처(90; 바람직하게는 고압 수요처(91))와 고압 펌프(22) 사이의 제1 라인(201) 상에 마련되어 고압 펌프(30)로부터 공급되는 고압의 액화가스를 가열하여 고압 수요처(91)가 원하는 상태로 공급할 수 있다. The
즉, 열교환기(30)는, 과냉액체 상태 또는 초임계 상태의 액화가스를 고압 펌프(22)에서 배출되는 압력인 200bar 내지 400bar를 유지하면서 가열시켜서, 30도 내지 60도의 초임계 상태의 액화가스로 변환한 후 고압 수요처(91)에 공급할 수 잇다.That is, the
이때, 열교환기(30)는, 액화가스를 가열하기 위한 열매로 글리콜 워터(Glycol Water), 해수(Sea Water), 스팀(Steam) 또는 엔진 배기가스 등을 사용할 수 있으며, 고압의 액화가스의 압력을 변동없이 고압 수요처(91)로 공급할 수 있다.The
이하에서는 열교환기(30)에 열원을 품은 열교환매체가 공급되는 과정을 설명하도록 한다.Hereinafter, a process of supplying a heat exchange medium containing a heat source to the
열교환기(30)는, 열교환매체 저장탱크(31), 열교환매체 펌프(32), 열교환매체 히터(33) 및 열교환매체 순환라인(GL)을 포함하며, 열교환매체 순환라인(GL)에는 열교환기(30), 열교환매체 저장탱크(31), 열교환매체 펌프(32), 열교환매체 히터(33)가 구비되어 열교환 매체가 각 장비들(30,31,32,33)을 차례대로 순환하게 된다. The
구체적으로, 열교환 매체는 열교환매체 저장탱크(31)에서 적어도 일부 임시 저장되어 있다. 열교환매체 저장탱크(31)에 저장된 열교환 매체는, 열교환매체 순환라인(GL)을 유동하게 되며 이는 열교환매체 펌프(32)를 통해 유동힘을 받게된다. 열교환 매체는 열교환매체 펌프(32)에 의해 열교환매체 히터(33)로 공급되며 열교환매체 히터(33)로부터 열원을 공급받아 열교환기(30)로 공급된다.Specifically, the heat exchange medium is at least partially stored in the heat exchange
열교환기(30)로 공급된 열교환매체는, 제1 라인(201)을 통해 공급되는 고압의 액화가스와 열교환하게 되며, 액화가스는 열교환매체로부터 열원을 공급받아 가열되어 고압 수요처(91)로 공급되고 열교환매체는 액화가스로부터 냉원을 공급받아 냉각되어 다시 열교환매체 저장탱크(31)로 공급된다. 즉, 열교환 매체는 고압의 액화가스를 가열시키는 열매의 역할을 하게되며, 열교환매체 저장탱크(31)로 복귀한 열교환매체는 상기 기술한 과정을 반복 순환하게 된다.The heat exchange medium supplied to the
흡입 장치(40)는, 고압 펌프(22)를 거쳐 열교환기(30)에서 고압 가열된 기상의 액화가스를 구동유체(Driving Fluid)로 하여, 열교환기(30)로부터 기상의 액화가스를 공급받아 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 제2 라인(202)을 통해 흡입한 후 수요처(90; 바람직하게는 저압 수요처(92))로 공급할 수 있다. 여기서 흡입 장치(40)는, 이젝터(Ejector), 이덕터(Eductor) 또는 제트 펌프(jet pump)일 수 있다.The
구체적으로, 흡입 장치(40)는, 제2 라인(202) 상의 저압 수요처(92)와 액화가스 저장탱크(10) 사이에 구비되어 제3 라인(203)과 연결되며, 제3 라인(203)을 통해서 기상의 액화가스를 공급받아 제2 라인(202)을 통해 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 흡입하여 저압 수요처(92)로 공급할 수 있다.Specifically, the
여기서 흡입 장치(40)는, 액화가스 저장탱크(10) 내부에 발생된 증발가스를 일정량 흡입하기 위해서 일정량의 증발가스를 흡입하기 위한 구동 유체량을 계산할 수 있으며, 계산된 구동 유체량만큼을 제3 라인(203)을 통해서 공급받을 수 있다.Here, the
흡입 장치(40)는, 구동 유체로 기상의 액화가스를 공급받아 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 흡입하여 구동유체인 기상의 액화가스와 혼합되며, 이때, 구동유체가 가지고 있던 운동에너지는 혼합 유체 전체의 운동에너지로 변환되고, 이어서 흡입 장치(40)의 노즐(부호 도시하지 않음)의 단면이 확대되는 말단 부분에서 혼합 유체의 속도가 저하됨에 따라 혼합 유체의 운동에너지는 다시 압력으로 변환하게 된다. 이로 인해 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스는 약 30 내지 50bar의 압력(바람직하게는 약 40bar)을 얻게된다.The sucking
본 발명에서는, 열교환기(30)로부터 공급되는 액화가스의 압력이 약 200 내지 400bar의 압력(바람직하게는 약 300bar)이나 흡입 장치(40)로 유입된 후의 구동유체는 압력이 상대적으로 떨어지고, 압력하강*구동유체유량인 압력전달용량을 흡입유체(액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스)로 공급함으로써 흡입 유체의 압력을 약 30 내지 50bar의 압력(바람직하게는 약 40bar)만큼 상승시킬 수 있다. In the present invention, the driving fluid after the pressure of the liquefied gas supplied from the
여기서 구동 유체의 압력이 고압이므로 적은 양의 유체로도 흡입 유체의 압력을 손쉽게 상승시킬 수 있다.Here, since the pressure of the driving fluid is high, the pressure of the suction fluid can be easily raised even with a small amount of fluid.
본 발명의 실시예에서 흡입 장치(40)는, 선박(3)을 추진시키는 속도에는 상관없이 독립적으로 저압 수요처(92)로 혼합가스를 일정한 유량으로 공급할 수 있다. 이 경우, 선박(3)을 추진시키는 속도는 부스팅 펌프(21) 및 고압 펌프(22)를 통해 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 공급시켜 조절하도록 할 수 있다. 즉, 부스팅 펌프(21) 및 고압 펌프(22)는 선박(3)의 추진 속도에 종속되어 구동되고, 흡입 장치(40)는 선박(3)의 추진 속도에 독립적으로 구동될 수 있다.In the embodiment of the present invention, the
이로 인해 저압 수요처(92)는 흡입 장치(40)로부터 항상 일정량의 연료를 공급받을 수 있어 저압 수요처(92)의 구동 신뢰성이 향상되고, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스의 처리가 지속적으로 이루어질 수 있어 액화가스 저장탱크(10)의 내압을 효과적으로 관리할 수 있다.Therefore, the low-
또한, 본 발명의 실시예에서 흡입 장치(40)는, 저압 수요처(92)가 필요로 하는 증발가스량보다 액화가스 저장탱크(10)에서 발생하는 증발가스의 양이 더 많은 경우, 저압 수요처(92)로 공급되는 혼합 가스의 적어도 일부를 재액화 장치(50)로 공급할 수 있다. 이로 인해 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 모두 처리할 수 있어 액화가스 저장탱크(10)의 내압 상승을 효과적으로 방지할 수 있다. In the embodiment of the present invention, when the amount of evaporative gas generated in the liquefied
물론, 상기의 경우와 반대인 흡입 장치(40)는, 저압 수요처(92)가 필요로 하는 증발가스량보다 액화가스 저장탱크(10)에서 발생하는 증발가스의 양이 더 적은 경우에는 저압 수요처(92)로 혼합 가스를 모두 공급하도록 하여 액화가스 저장탱크(10)의 내압을 효과적으로 관리할 수 있다.Of course, when the amount of evaporative gas generated in the liquefied
재액화장치(50)는, 제4 라인(204) 상에 제2 라인(202)의 분기점과 액화가스 저장탱크(10) 사이에 구비되어 제2 라인(202) 상에서 흡입 장치(40)를 통과하여 복귀하는 혼합가스(증발가스와 기상의 액화가스가 혼합된 가스)를 재액화시켜 액화가스 저장탱크(10)로 복귀시킬 수 있다.The
재액화장치(50)는, 흡입 장치(40)에서 30 내지 50bar로 토출되는 혼합가스를 공급받아 재액화 냉매와 열교환시켜 재액화시키며, 재액화된 혼합가스를 액화가스 저장탱크(10)로 복귀시킨다. 구체적으로, 재액화 장치(50)는, 제4 라인(204)을 통해 공급되는 혼합가스를 공급받아 재액화 순환라인(RL)을 통해 공급되는 재액화 냉매와 열교환시키며, 혼합가스는 재액화 냉매로부터 냉열을 공급받아 재액화되어 액화가스 저장탱크(10)로 리턴되고 재액화 냉매는 혼합가스로부터 열원을 공급받아 가열되어 다시 재액화 장치(50) 내로 순환하게 된다. The re-liquefier 50 recycles and liquefies the mixed gas discharged from the
여기서 재액화 냉매는 불활성 기체로 바람직하게는 질소(N2)일 수 있다.The re-liquefied refrigerant is an inert gas, preferably nitrogen (N2).
재액화 장치(50)는, 재액화 열교환기(51), 재액화 팽창기(52), 재액화 압축기(53) 및 재액화 순환라인(RL)를 포함하며, 재액화 순환라인(RL)에는 재액화 열교환기(51), 재액화 팽창기(52), 재액화 압축기(53)가 구비되어 재액화 냉매가 각 장비들(51,52,53)을 재액화 압축기(53), 재액화 팽창기(52), 재액화 열교환기(51) 순으로 순환하게 된다.The
구체적으로, 재액화 냉매는 재액화 열교환기(51)에서 혼합가스로부터 열원을 공급받아 가열되고, 재액화 열교환기(51)를 통과한 후 재액화 압축기(53)로 공급된다. 재액화 냉매는 재액화 압축기(53)에서 다단 가압되어 압력이 상승하게 되고 재액화 열교환기(51)를 다시 거쳐 재액화 팽창기(52)로 공급된다. 재액화 냉매는 재액화 팽창기(52)에서 팽창되어 압력이 하강되고 그로 인해 온도가 하강하는 효과를 얻게 됨으로써 냉원을 얻게 된다. 이러한 과정을 통해서 냉원을 얻게된 재액화 냉매는 다시 재액화 열교환기(51)로 공급되어 상온의 혼합가스와 열교환되어 혼합가스를 냉각시킴으로서 재액화시키는 역할을 하게된다. 혼합가스를 재액화시킨 재액화 냉매는 반대급부로 열원을 얻게되고 다시 재액화 압축기(53)로 공급되어 상기 기술한 과정을 반복 순환하게 된다.Specifically, the re-liquefied refrigerant is heated by receiving a heat source from the mixed gas in the
상기 기술한 재액화 장치(50)의 열교환 사이클은 Reverse Brayton Cycle이나 본 발명의 실시예에 적용되는 재액화 장치(50)는 이에 한정되는 것은 아니고 혼합 냉매 및 순수 냉매를 이용한 증기 압축식 냉동사이클(Cascade 방식 포함)과 기타 다른 냉동 사이클(예를 들어 Claude refrigerator 등(expansion turbine 및 expansion valve 병행 사용 가능))도 적용될 수 있음은 물론이다.The heat exchange cycle of the re-liquefier 50 described above may be a Reverse Bray Cycle, but the re-liquefier 50 applied to the embodiment of the present invention is not limited to this, but may be a vapor compression refrigeration cycle using mixed refrigerant and pure refrigerant Cascade method) and other refrigeration cycles (eg, Claude refrigerator (expansion turbine and expansion valve can be used in parallel)) can also be applied.
예열-예냉 열교환기(60)는, 재액화 장치(50)로 유입되는 혼합가스(증발가스와 기상의 액화가스가 혼합된 가스)를 미리 냉각시키고 열교환기(30)로 유입되는 액화가스를 미리 가열할 수 있다.The preheating-to-
구체적으로, 예열-예냉 열교환기(60)는, 제4 라인(204) 상에 재액화 열교환기(51)와 제2 라인(202)의 분기점 사이에 마련되며(제1 라인(201) 상에서는 고압 펌프(22)와 열교환기(30) 사이에 마련된다.), 재액화 장치(50)로 유입되는 혼합가스와 열교환기(30)로 유입되는 액화가스를 서로 열교환시켜 혼합가스는 예냉을 그리고 액화가스는 예열을 구현할 수 있다.Specifically, the preheating-precooling
재액화장치(50)로 유입되는 혼합가스는 액화가스 저장탱크(10)에 발생된 증발가스와 열교환기(30)에서 공급된 가열된 액화가스가 벤츄리 현상에 의해 서로 에너지 교환이 이루어짐과 동시에 혼합된 가스로 온도가 열교환기(30)로 유입되는 액화가스보다 높다. The mixed gas introduced into the
따라서 예열-예냉 열교환기(60)는, 재액화 장치(50)로 유입되는 혼합가스와 열교환기(30)로 유입되는 액화가스를 열교환시, 혼합가스는 액화가스를 가열시킴으로써 액화가스를 열교환기(30)로 유입 전에 예열시키고, 액화가스는 혼합가스를 냉각시킴으로써 혼합가스를 재액화장치(50)로 유입 전에 예냉시킨다.Thus, the preheating-to-precooling heat exchanger (60) can heat the liquefied gas by heat-exchanging the mixed gas introduced into the refueling device (50) and the liquefied gas flowing into the heat exchanger (30) (30), and the liquefied gas precools the mixed gas by introducing the mixed gas into the refueling device (50) by cooling the mixed gas.
이와 같이 예열-예냉 열교환기(60)는, 재액화 장치(50) 및 열교환기(30)의 효율을 증대시키고 시스템의 에너지 사용을 최적화 할 수 있는 효과가 있다.Thus, the preheating-to-
강제 기화기(71)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 강제 기화시킨다. 구체적으로, 강제 기화기(71)는, 제6 라인(206) 상에 제1 기액분리기(72)와 액화가스 저장탱크(10) 사이에 마련되며, 저압 수요처(92)에서 필요로 하는 연료의 양이 기설정량보다 적은 경우, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 강제로 기화시켜 저압 수요처(92)가 필요로 하는 연료의 부족한 양 만큼을 공급할 수 있다.The forced vaporizer (71) forcibly vaporizes the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank (10). Specifically, the forced
여기서 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스에는 메탄, 프로판, 부탄 등이 혼입되어 있는데, 강제 기화기(71)로 가열된 액화가스에서 메탄은 기화되고, 프로판이나 부탄 등(이하 헤비카본(HHC)이라 한다.)은 액상을 유지할 수 있다.Methane, propane, and butane are mixed in the liquefied gas stored in the liquefied
본 발명의 실시예에서 강제 기화기(71)는, 흡입 장치(40)의 오작동시 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 강제 기화시켜 저압 수요처(92)로 공급할 수 있다. 이로인해 본 발명의 실시예에서는 저압 수요처(92)의 구동정지 상황을 방지할 수 있으며 저압 수요처(92)로의 연료공급의 탄력성을 증대시킬 수 있다.In the embodiment of the present invention, the forced
제1 기액분리기(72)는, 강제 기화기(71)에서 공급되는 강제 기화된 액화가스를 임시 저장하여 액체와 기체로 분리시킬 수 있다. 이때, 제1 기액분리기(72)는, 저압 수요처(92)로 공급되는 강제 기화된 액화가스를 순수한 기체만 공급하도록 함과 동시에 기화된 액화가스에서 액상으로 남아있는 헤비카본을 분리하여 메탄가를 높이도록 할 수 있다.The first gas-
제1 기액분리기(72)는, 제6 라인(206)에 의해 강제 기화기(71)와 연결되고 제7 라인(207)에 의해 저압 수요처(92)와 연결되며, 강제 기화기(71)로부터 가열된 액화가스를 공급받아 기체와 액체로 분리하여, 기체는 제7 라인(207)을 통해 저압수요처(92)로 공급하고 액체는 별도의 라인(부호 도시하지 않음)을 통해서 액화가스 저장탱크(10)로 리턴시킬 수 있다.The first gas-
증발가스를 소비하는 저압 수요처(92)는 헤비카본이 다량 유입될 경우 구동 효율이 저하될 수 있다. 이에 본 발명에서는 상기 기술한 바와 같이 액화가스를 강제 기화시키는 경우 액상을 유지하는 헤비카본을 분리하여 저압 수요처(92)로 공급되는 증발가스의 품질을 향상시켜 저압 수요처(92)의 구동 효율을 증대시킬 수 있다.The low-
이때, 제1 기액분리기(72)는, 미스트 분리기(Mist Separator), 헤비카본 분리기 등으로 지칭될 수 있다.At this time, the first gas-
이와 같이 강제 기화기(71) 및 제1 기액분리기(72)는, 저압 수요처(72)로의 탄력적인 연료의 공급이 가능해져 시스템의 구동 신뢰성이 향상되는 효과가 있다.Thus, the forced
본 발명의 실시예에서 부스팅 펌프(21) 또는 고압 펌프(22) 중 적어도 어느 하나가 오작동을 일으키는 경우, 고압 수요처(91)가 연료를 공급받지 못하게 되는 문제점이 있으며 또한 이와 동시에 흡입 장치(40)가 구동유체를 공급받지 못하게되어 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 증발가스의 처리에 문제가 발생한다.When the at least one of the boosting
이에 본 발명의 실시예에서는, 오일 저장탱크(도시하지 않음) 및 오일 저장탱크에 저장된 오일을 수요처(90)로 공급하는 오일 공급라인(도시하지 않음)을 더 포함할 수 있다. Therefore, the embodiment of the present invention may further include an oil supply line (not shown) for supplying the oil stored in the oil storage tank (not shown) and the oil storage tank to the
본 발명의 실시예에서는, 부스팅 펌프(21) 또는 고압 펌프(22) 중 적어도 어느 하나가 오작동을 일으키는 경우 또는 흡입 장치(40)가 오작동을 일으키는 경우, 고압 수요처(91)에 오일 저장탱크에 저장된 오일을 공급하여 고압 수요처(91)의 구동 정지 상황을 방지할 수 있다. 이로인해 고압 수요처(91)의 연료 공급의 탄력성을 증대시켜 시스템(1)의 구동 신뢰성이 향상되는 효과가 있다.In the embodiment of the present invention, when at least one of the boosting
다만, 부스팅 펌프(21) 또는 고압 펌프(22) 중 적어도 어느 하나가 오작동을 일으키는 경우 흡입 장치(40)가 구동유체를 공급받지 못하게되어 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 증발가스의 처리에 문제가 발생하므로, 고압 수요처(91)에 오일 저장탱크에 저장된 오일을 공급함과 동시에 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스는 가스연소장치(93)로 모두 공급하여 액화가스 저장탱크(10)의 내압 상승을 방지할 수 있다.However, if at least one of the
또한, 흡입 장치(40)의 오작동으로 저압 수요처(92)에 연료공급이 중단되게 되므로 이에 본 발명에서는 저압 수요처(92)에 오일 저장탱크에 저장된 오일을 공급하여 저압 수요처(92)의 구동 정지 상황을 방지할 수 있다In the present invention, the oil stored in the oil storage tank is supplied to the low-
여기서 고압 수요처(91) 및 저압 수요처(92)는, 액화가스 또는 오일을 모두 사용할 수 있는 이종연료엔진일 수 있으며 이에 대해서는 하기 수요처(90) 기술시 상세하게 설명하도록 한다.Here, the high-
수요처(90)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스 또는 액화가스 저장탱크(10)에서 발생하는 증발가스를 연료로 사용하며, 고압 수요처(91), 저압 수요처(92) 및 가스연소장치(93)를 포함할 수 있다.The
고압 수요처(91)는, 액화가스 또는 증발가스를 필요로하며, 이를 원료로 하여 구동될 수 있다. 고압 수요처(91)는, 엔진(예를 들어 고압가스분사엔진으로 MEGI엔진)일 수 있으며, 이에 한정되지 않는다.The high-
여기서 고압 수요처(91)는, 액화가스 저장탱크(10)와 제1 라인(201)을 통해서 연결될 수 있으며, 약 200 내지 400bar의 고압으로 가압된 액화가스 또는 증발가스를 공급받을 수 있다.Here, the high-
고압 수요처(91)는, 고압 펌프(22) 및 열교환기(30)를 통해 가압 가열된 증발가스 또는 액화가스를 사용할 수 있고, 약 300bar 정도의 고압 증발가스를 사용하는 고압용 엔진일 수 있으며, 프로펠러(부호 도시하지 않음)를 구동하기 위해 직접 프로펠러 축(도시하지 않음)을 회전시키는 엔진 또는 기타 동력을 발생시키기 위한 엔진일 수 있다.The high-
엔진은 액화가스 또는 증발가스의 연소에 의해 실린더(도시하지 않음) 내부의 피스톤(도시하지 않음)이 왕복운동 함에 따라, 피스톤에 연결된 크랭크 축(도시하지 않음)이 회전되고, 크랭크 축에 연결되는 샤프트(도시하지 않음)가 회전될 수 있다. 따라서, 고압 수요처(61) 구동 시 프로펠러 축에 연결된 프로펠러가 회전함에 따라 선박(3)이 전진 또는 후진할 수 있다.As the piston (not shown) inside the cylinder (not shown) reciprocates by the combustion of the liquefied gas or the evaporative gas, the engine rotates the crankshaft (not shown) connected to the piston and is connected to the crankshaft A shaft (not shown) can be rotated. Therefore, as the propeller connected to the propeller shaft rotates when the high-pressure consumer 61 is driven, the
물론 본 실시예에서 고압 수요처(91)는, 프로펠러를 구동하기 위한 엔진일 수 있으나, 발전을 위한 엔진 또는 기타 동력을 발생시키기 위한 엔진일 수 있다. 즉, 본 실시예는 고압 수요처(91)의 종류를 특별히 한정하지 않는다. 다만, 고압 수요처(61)는, 증발가스, 액화가스, 플래시 가스 및 오일의 연소에 의해 구동력을 발생시키는 내연기관일 수 있다.Of course, in this embodiment, the high-
고압 수요처(91)는 이종연료가 사용가능한 이종연료엔진(DF engine)일 수 있다. 이종연료엔진은 통상 디젤 사이클로 구동되는 2행정 엔진(2-stroke DF engine)이다. 이러한 디젤 사이클은 기본적으로, 공기가 피스톤에 의해 압축되고, 압축된 고온의 공기는 점화연료(Pilot Fuel)에 의해서 점화가 이루어지며, 나머지 고압의 가스가 분사되어 폭발이 이루어진다. The
이때 점화연료는 HFO(Heavy Fuel Oil) 또는 MDO(Marine Diesel Oil)를 사용하게 되며, 보통 점화연료와 고압 가스의 비율은 약 5:95 이고, 점화연료의 분사량은 5~100%까지 조정이 가능하다. 따라서 점화연료는 엔진의 구동 연료로도 이용가능하다.In this case, HFO (Heavy Fuel Oil) or MDO (Marine Diesel Oil) is used as the ignition fuel, and the ratio of the ignition fuel to the high-pressure gas is about 5:95, and the injection amount of the ignition fuel can be adjusted from 5 to 100% Do. Therefore, the ignition fuel is also usable as the driving fuel for the engine.
즉, 점화연료의 분사량이 약 5%정도인 경우 엔진 구동 연료로 증발가스(또는 가열된 액화가스; 약 95%)가 주로 사용되며, 점화 연료의 분사량이 100%인 경우에는 엔진 구동 연료로 점화연료(오일)가 전부 사용된다.That is, when the injection amount of the ignition fuel is about 5%, evaporative gas (or heated liquefied gas; about 95%) is mainly used as the engine driving fuel, and when the injection amount of the ignition fuel is 100% Fuel (oil) is all used.
이때, 점화연료의 분사량 약 50%인 경우(와 증발가스 약 50%)에는, 점화연료와 증발가스가 혼합되어 엔진으로 유입되는 것이 아닌 점화연료가 먼저 발화하여 발열량을 생산하고, 이후, 나머지 증발가스가 유입되어 폭발하여 발열량을 생산하여 엔진 구동에 필요한 발열량을 생산한다. At this time, when the injection amount of the ignition fuel is about 50% (and about 50% of the evaporation gas), the ignition fuel and the evaporation gas are mixed and not ignited into the engine, but the ignition fuel is ignited first to generate a calorific value, Gas is introduced and exploded to produce a calorific value, thereby producing a calorific value required for driving the engine.
저압 수요처(92)는, 약 4~10bar 정도인 저압 증발가스를 사용하는 수요처로서, 예를 들어 DFDE 엔진일 수 있다. 또한, 저압 수요처(92)는, 이종연료가 사용 가능한 이종연료엔진으로, 증발가스뿐만 아니라 오일을 연료로 사용할 수 있으나, 증발가스와 오일이 혼합되어 공급되지 않고 증발가스 또는 오일이 선택적으로 공급될 수 있다. 이는 연소 온도가 상이한 두 물질이 혼합 공급되는 것을 차단하여, 저압 수요처(92)의 효율이 떨어지는 것을 방지하기 위함이다.The low-
여기서 저압 수요처(92)는, 흡입 장치(40)로부터 공급되는 증발가스를 공급받아 구동될 수 있다. 저압 수요처(92)는, 증발가스를 필요로 하며 이를 원료로 하여 구동될 수 있고 상기 기술한 DFDE 엔진뿐만 아니라 발전기(예를 들어 DFDG), 보일러(예를 들어 스팀을 생성하는 보일러)일 수 있으며, 이에 한정되지 않는다.Here, the low-
가스연소장치(GCU; 93)는, 증발가스를 공급받아 이를 연소하여 소각시킨다. 가스연소장치(93)는, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 공급받으며, 증발가스의 발생량이 고압 수요처(91) 또는 저압 수요처(92)가 수용할 수 있는 처리량보다 많은 경우에 공급받아 이를 소비함으로써, 액화가스 저장탱크(10)의 내압 상승을 방지할 수 있다.The gas combustion apparatus (GCU) 93 supplies the evaporation gas, burns it, and burns it. The
가스연소장치(93)는, 제5 라인(205)에 의해 액화가스 저장탱크(10)와 연결되며, 제5 라인(205) 상에 별도의 히터(부호도시하지않음)를 구비하여 액화가스 저장탱크(10)에서 공급되는 증발가스의 온도를 상승시켜 가스연소장치(93)가 연소하기에 알맞은 온도로 가열한 후 가스연소장치(93)로 공급하도록 할 수 있다.The
본 발명의 실시예에서 가스연소장치(93)는, 재액화 장치(50)의 오작동시 또는 부스팅 펌프(21) 또는 고압 펌프(22)의 오작동으로 흡입 장치(40)가 작동불능상태가 되는 경우에 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 공급받아 소비할 수 있다. 이로 인해서 액화가스 저장탱크(10)의 내압 상승을 효과적으로 방지할 수 있다. In the embodiment of the present invention, the
이와 같이 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템(1)은, 증발가스를 처리하는 장치로 압축기 대신 흡입 장치(40)를 사용함으로써, 증발가스 처리 장치를 단순화할 수 있어 시스템 구축비용이 절감되고 증발가스 처리 장치의 구동 신뢰성이 향상되는 효과가 있다.As described above, the liquefied
도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.2 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a second embodiment of the present invention.
도 2에 도시한 바와 같이, 본 발명의 제2 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(1)은, 액화가스 저장탱크(10), 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30), 흡입 장치(40), 재액화장치(50), 증발가스 압축기(80), 수요처(90)를 포함한다.2, the liquefied
본 실시예는, 증발가스 압축기(80)의 구성이 추가되었으며, 그 외의 구성은 상기 제1 실시예와 동일 또는 유사하게 구성된다. 앞서 설명한 제1 실시예와 동일하거나 대응하는 구성요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다. In the present embodiment, the configuration of the
이하에서는 도 2를 참조하여 본 발명의 제2 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(1)을 설명하도록 한다.Hereinafter, a liquefied
본 발명의 실시예에서는, 제8 라인(208) 및 제9 라인(209)을 더 포함할 수 있다. 각각의 라인은 개도 조절이 가능한 밸브(부호 도시하지 않음)들이 설치될 수 있으며, 각 밸브의 개도 조절에 따라 증발가스의 공급량이 제어될 수 있다.In the embodiment of the present invention, the
제8 라인(208)은, 액화가스 저장탱크(10)와 고압 수요처(91)를 연결하며 증발가스 압축기(80)를 구비할 수 있고, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 증발가스 압축기(80)를 통해 고압으로 다단 가압하여 고압 수요처(91)로 공급할 수 있으며, 제4 라인(204)과 연결되도록 일부를 분기시켜 잉여의 BOG를 재액화시키도록 할 수 있다.The
제9 라인(209)은, 제8 라인(208) 상에 증발가스 압축기(80)의 중간단(바람직하게는 2단과 3단 사이 또는 3단과 4단 사이)에서 분기되어 저압 수요처(92)를 연결하며, 증발가스 압축기(80)에서 2단 또는 3단으로 가압된 증발가스를 저압 수요처(92)로 공급할 수 있다.The
증발가스 압축기(80)는, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 가압한다. 구체적으로, 증발가스 압축기(80)는, 제8 라인(208) 상에 액화가스 저장탱크(10)와 고압 수요처(91) 사이에 마련되어, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되어 10bar 내외로 배출되는 증발가스를 200 내지 400bar로 다단 가압하여 고압 수요처(91)에 공급할 수 있다. 일례로 증발가스 압축기(80)는, 5단으로 구비되어 증발가스가 5단 가압되도록 할 수 있다.The evaporative gas compressor (80) pressurizes the evaporative gas generated in the liquefied gas storage tank (10). Specifically, the
이 경우, 다단 압축이 200bar 내지 400bar(바람직하게는 300bar)로 이루어지는 경우에 증발가스는, 제8 라인(208)을 통해 고압 수요처(91)로 공급될 수 있고, 다단 압축이 예를 들어 2단~3단 정도 압축되어 30 내지 50bar(바람직하게는 45bar)로 이루어지는 경우에 증발가스는, 증발가스 압축기(80)의 2단 또는 3단에서 분기되는 제9 라인(209)을 통해 저압 수요처(92)로 공급될 수 있다.In this case, when the multi-stage compression is composed of 200 to 400 bar (preferably 300 bar), the evaporation gas can be supplied to the high-
본 발명의 실시예에서 증발가스 압축기(80)는, 흡입 장치(40)가 오작동을 일으키는 경우에 구동되어 고압 수요처(91) 또는 저압 수요처(92)로 증발가스를 공급할 수 있다. 이로 인해 고압 수요처(91) 또는 저압 수요처(92)는 구동신뢰성이 향상되고 연료공급의 탄력성이 증대되는 효과가 있다.In the embodiment of the present invention, the
또한, 본 발명의 실시예에서 증발가스 압축기(80)는, 흡입 장치(40)가 오작동을 일으키는 경우뿐만 아니라, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스의 양이 흡입 장치(40)가 처리 가능한 증발가스 처리량보다 많은 경우에도 구동될 수있다. 이로 인해 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 효율적으로 관리할 수 있으며 증발가스의 과도한 발생으로 인해 야기되는 액화가스 저장탱크(10)의 내압 상승을 방지할 수 있는 효과가 있다.In addition, in the embodiment of the present invention, the
증발가스 냉각기(81)는, 다단 증발가스 압축기(80) 사이에 복수 개 마련되어 각각 구비될 수 있다. 증발가스 압축기(80)에 의해서 증발가스가 가압되면, 압력 상승에 따라 온도 역시 상승될 수 있다. 이러한 온도 상승은 증발가스의 부피의 증가가 함께 동반되며 이는 증발가스 압축기(80)의 불필요한 부하를 증가시킬 우려가 있기 때문에, 본 실시예에서는 증발가스 냉각기(81)를 사용하여 증발가스의 온도를 다시 낮춰줄 수 있다. A plurality of evaporation gas coolers (81) may be provided between the multi-stage evaporative gas compressors (80). When the evaporation gas is pressurized by the
증발가스 냉각기(81)는, 증발가스 압축기(80)와 동일한 수로 설치될 수 있으며, 각 증발가스 냉각기(81)는, 각 증발가스 압축기(80)의 하류에 마련될 수 있다. 여기서 증발가스 냉각기(81)는 다양한 냉열원을 이용하여 다단 압축된 증발가스를 냉각시킬 수 있는데, 일례로 증발가스 냉각기(81)는, 해수, 재액화 장치(50)의 재액화 냉매, 액화가스, 증발가스 등을 다양하게 사용할 수 있다.The
이와 같이 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템(1)은, 증발가스 압축기(80) 및 증발가스 냉각기(81)를 추가 구비함으로써, 고압 수요처(91) 또는 저압 수요처(72)로의 탄력적인 연료의 공급이 가능해져 시스템의 구동 신뢰성이 향상되는 효과가 있다.As described above, the liquefied
도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.3 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a third embodiment of the present invention.
도 3에 도시한 바와 같이, 본 발명의 제3 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 액화가스 저장탱크(10), 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30), 흡입 장치(40), 재액화장치(50), 재응축기(100), 수요처(90)를 포함한다.3, the liquefied
본 실시예는, 재응축기(100)의 구성이 추가되었으며, 그 외의 구성은 상기 제1 실시예와 동일 또는 유사하게 구성된다. 앞서 설명한 제1 실시예와 동일하거나 대응하는 구성요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다. In the present embodiment, the configuration of the
이하에서는 도 3을 참조하여 본 발명의 제3 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)을 설명하도록 한다.Hereinafter, a liquefied
본 발명의 실시예에서는, 제4 분기라인(204a)을 더 포함할 수 있다. 제4 분기라인(204a)은 개도 조절이 가능한 밸브(부호 도시하지 않음)들이 설치될 수 있으며, 밸브의 개도 조절에 따라 혼합가스의 공급량이 제어될 수 있다.In an embodiment of the present invention, it may further include a
제4 분기라인(204a)은, 제4 라인(204) 상에서 흡입 장치(40)와 재액화 장치(50) 사이에서 분기되어 재응축기(100)를 연결하며, 흡입 장치(40)에서 재액화 장치(50)로 공급되는 혼합 가스의 적어도 일부를 재응축기(100)로 공급할 수 있다.The
재응축기(100)는, 제1 라인(201) 상에 부스팅 펌프(21)와 고압 펌프(22) 사이에 구비되며, 액화가스 저장탱크(10)로부터 액화가스를 공급받고 흡입 장치(40)로부터 증발가스를 공급받아 재응축시켜 고압 펌프(22)로 공급한다.The re-condenser 100 is provided between the boosting
구체적으로, 재응축기(100)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 부스팅 펌프(21)로 약 30 내지 50bar의 압력으로 가압하여 제1 라인(201)을 통해 공급받고, 흡입 장치(40)를 통해서 배출되는 약 30 내지 50bar의 혼합가스를 제4 분기라인(204a)을 통해 공급받아 저온의 액화가스를 통해 혼합가스를 재응축시키며, 재응축된 액화가스 또는 혼합가스를 고압 펌프(22)로 공급할 수 있다.Specifically, the
재응축기(100)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스와 흡입 장치(40)에서 공급되는 혼합가스를 서로 혼합하여 저온의 액화가스 냉열을 혼합가스의 재응축냉열로 이용하는 방식을 사용할 수 있다.The
이때, 재응축기(100)는, 흡입 장치(40) 또는 부스팅 펌프(21)를 통해 30 내지 50bar의 압력으로 혼합가스를 공급받아 재응축시킴으로써 재응축 효율이 향상되며, 상기 압력을 유지한 상태로 재응축시켜 고압 펌프(22)로 공급하여 고압 펌프(22)의 압축 부하를 낮출 수 있는 효과가 있다.At this time, the
본 발명의 실시예에서 재응축기(100)는, 재액화 장치(50)에 우선하여 흡입 장치(40)에서 공급되는 혼합가스를 공급받을 수 있다. 이로 인해 본 발명의 실시예에서는, 재응축기(100)가 내부에 혼합가스를 일정량 저장할 수 있고 또한, 저장된 혼합 가스의 적어도 일부를 액화가스 저장탱크(10)로부터 공급되는 액화가스를 통해 재응축시켜 고압 수요처(91)에서 소비하므로 재액화 장치(50)로 공급되는 혼합 가스의 유량을 획기적으로 줄일 수 있어 재액화 장치(50)의 과부하를 방지하고 재액화 장치(50)의 구동전력의 소모를 최소화할 수 있다.In the embodiment of the present invention, the
또한, 상기 기술한 바와 같이 본 발명의 재응축기(100)는, 내부에 혼합가스를 일정량 저장할 수 있어 고압 펌프(22) 및 열교환기(30)로 공급되는 유량을 줄일 수 있게되어 고압 펌프(22) 및 열교환기(30)의 사이즈를 줄일 수 있는 효과가 있고 이로 인해 시스템 구축 비용이 절감되는 부가적인 효과가 발생한다.As described above, the
이와 같이 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 증발가스 처리를 위해 재응축기(100)와 재액화 장치(50)를 함께 구축하여 재응축기(100)를 통해서 증발가스 일부를 처리함으로써, 재액화 장치(50)로의 유량을 감소시켜 전력소모를 줄이고 그로 인한 반대급부로 액화가스를 처리하는 고압 펌프(22) 및 열교환기(30)의 사이즈를 줄일 수 있는 효과가 있다. As described above, the liquefied
도 4는 본 발명의 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.4 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a fourth embodiment of the present invention.
도 4에 도시한 바와 같이, 본 발명의 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 액화가스 저장탱크(10), 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30), 흡입 장치(40), 재액화장치(50), 재응축기(100), 수요처(90)를 포함한다.4, the liquefied
본 실시예는, 재응축기(100)의 구성이 변경되었으며, 그 외의 구성은 상기 제3 실시예와 동일 또는 유사하게 구성된다. 앞서 설명한 제3 실시예와 동일하거나 대응하는 구성요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다. In this embodiment, the configuration of the
이하에서는 도 4를 참조하여 본 발명의 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)을 설명하도록 한다.Hereinafter, a liquefied
본 발명의 실시예에서는, 제10 라인(210) 및 제11 라인(211)을 더 포함할 수 있다. 각각의 라인은 개도 조절이 가능한 밸브(부호 도시하지 않음)들이 설치될 수 있으며, 각각의 밸브의 개도 조절에 따라 혼합가스 또는 플래시 가스의 공급량이 제어될 수 있다.In the embodiment of the present invention, the
제10 라인(210)은, 제2 라인(202) 상에서 흡입 장치(40)와 저압 수요처(92) 사이에서 분기되어 재응축기(100)를 연결하며, 흡입 장치(40)에서 저압 수요처(92)로 공급되는 혼합가스의 적어도 일부를 재응축기(100)로 공급할 수 있다.The
제11 라인(211)은, 재응축기(100)와 재액화 장치(50)를 연결하며, 재응축기(100)에서 발생한 플래시 가스를 재액화 장치(50)로 공급할 수 있다.The
재응축기(100)는, 제1 라인(201) 상에 부스팅 펌프(21)와 고압 펌프(22) 사이에 구비되며, 액화가스 저장탱크(10)로부터 액화가스를 공급받고 흡입 장치(40)로부터 증발가스를 공급받아 재응축시켜 고압 펌프(22)로 공급한다.The re-condenser 100 is provided between the boosting
구체적으로, 재응축기(100)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 부스팅 펌프(21)로 약 30 내지 50bar의 압력으로 가압하여 제1 라인(201)을 통해 공급받고, 흡입 장치(40)를 통해서 배출되는 약 30 내지 50bar의 혼합가스를 제10 라인(210)을 통해 공급받아 저온의 액화가스를 통해 혼합가스를 재응축시키며, 재응축된 액화가스 또는 혼합가스를 고압 펌프(22)로 공급할 수 있다.Specifically, the
재응축기(100)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스와 흡입 장치(40)에서 공급되는 혼합가스를 서로 혼합하여 저온의 액화가스 냉열을 혼합가스의 재응축냉열로 이용하는 방식을 사용할 수 있으며, 이때, 혼합가스와 액화가스의 열교환시 플래시 가스가 발생할 수 있다. The
재응축기(100)는 혼합시 발생하는 플래시 가스를 제11 라인(211)을 통해서 재액화 장치(50)로 공급하여 재액화시키고, 혼합으로 재응축된 액체는 제1 라인(201)을 통해서 고압 펌프(22)로 공급할 수 있다.The re-condenser 100 supplies the flash gas generated during mixing to the re-liquefier 50 via the
상기와 같이 재응축기(100)는, 흡입 장치(40) 또는 부스팅 펌프(21)를 통해 30 내지 50bar의 압력으로 혼합가스를 공급받아 재응축시킴으로써 재응축 효율이 향상되며, 상기 압력을 유지한 상태로 재응축시켜 고압 펌프(22)로 공급하여 고압 펌프(22)의 압축 부하를 낮출 수 있는 효과가 있고, 또한, 이와 동시에 플래시 가스를 재액화 장치(50)에 공급하여 증발가스의 효율적인 관리가 가능해지는 효과가 있다. As described above, the recondensing efficiency is improved by supplying the mixed gas at a pressure of 30 to 50 bar through the
본 발명에서는 재응축기(100)에서 발생한 플래시가스만을 재액화 장치(50)가 처리함으로써, 재액화 장치(50)를 소형화할 수 있는 효과가 있고 이로 인해 재액화 장치(50)의 특성상(재액화 장치(50)는, 재액화 열교환기(51), 재액화 팽창기(52), 재액화 압축기(53), 재액화 순환라인(GL) 및 재액화 냉매 등이 필요하여 그 구축 비용도 많이 들고 구축 공간도 많이 필요하다) 시스템 구축 비용이 절감되고 선박(3) 내부 공간 활용성이 증대되는 효과가 있다.In the present invention, only the flash gas generated in the
이와 같이 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 증발가스 처리를 위해 재응축기(100)와 재액화 장치(50)를 함께 구축하여 재응축기(100)를 통해서 증발가스를 주로 처리하고 발생된 플래시가스를 재액화 장치(50)가 처리하게 함으로써, 재액화 장치(50)로의 유량을 감소시켜 전력소모를 줄이고 증발가스의 효과적인 관리가 가능해진다.As described above, the liquefied
도 5는 본 발명의 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.5 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a fifth embodiment of the present invention.
도 5에 도시한 바와 같이, 본 발명의 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 액화가스 저장탱크(10), 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30), 흡입 장치(40), 재액화장치(50), 저압 압축기(82), 재응축기(100), 수요처(90)를 포함한다.5, the liquefied
본 실시예는, 저압 압축기(82)의 구성이 추가되고 재응축기(100)의 구성이 변경되었으며, 그 외의 구성은 상기 제3 실시예와 동일 또는 유사하게 구성된다. 앞서 설명한 제3 실시예와 동일하거나 대응하는 구성요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다. In the present embodiment, the configuration of the low-
이하에서는 도 5를 참조하여 본 발명의 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)을 설명하도록 한다.Hereinafter, a liquefied
본 발명의 실시예에서는, 제12 라인(212)을 더 포함할 수 있다. 제12 라인(212)은 개도 조절이 가능한 밸브(부호 도시하지 않음)들이 설치될 수 있으며, 밸브의 개도 조절에 따라 혼합가스 또는 플래시 가스의 공급량이 제어될 수 있다.In the embodiment of the present invention, the
제12 라인(212)은, 제2 라인(202) 상에서 액화가스 저장탱크(10)와 흡입 장치(40) 사이에서 분기되어 재응축기(100)를 연결하며 저압 압축기(92)를 구비할 수 있으며, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스의 적어도 일부를 재응축기(100)로 저압 압축하여 공급할 수 있다.The
저압 압축기(82)는, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 가압한다. 구체적으로, 저압 압축기(82)는, 제12 라인(212) 상에 재응축기(100) 상류에 마련되어, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되어 배출되는 증발가스를 약 30 내지 50bar로 가압하여 재응축기(100)에 공급할 수 있다.The low pressure compressor (82) pressurizes the evaporative gas generated in the liquefied gas storage tank (10). Specifically, the low-
저압 압축기(82)는, 복수의 단으로 구비되어 증발가스를 다단 가압할 수 있으며, 일례로 저압 압축기(82)는, 3개가 구비되어 증발가스가 3단 가압되도록 할 수 있다. 여기서 일례로 든 3단 압축기는 단지 하나의 예에 불과하며 3단에 한정되지 않는다.The low pressure compressor (82) is provided at a plurality of stages to pressurize the evaporation gas at multiple stages. For example, three low pressure compressors (82) are provided to pressurize the evaporation gas at three stages. The example three-stage compressor is only one example and is not limited to the three stages.
이때 저압 압축기(82)는, LD(Low Duty) 압축기로 약 1bar 내지 2bar의 증발가스를 약 30 내지 50bar까지 가압할 수 있으며, 제12 라인(212)을 통해 재응축기(100)로 공급될 수 있다. 또한, 저압 압축기(82)는, 원심형(Centrifugal type) 압축기일 수 있다. 원심형 압축기는 약 30 내지 50bar로의 가압이 가능하며, 래비린스 링(Labyrinth ring)을 구비하지 않아 가격이 저렴하고 저부하 운동시 진동을 방지할 수 있는 효과가 있다.At this time, the low-
재응축기(100)는, 제1 라인(201) 상에 부스팅 펌프(21)와 고압 펌프(22) 사이에 구비되며, 액화가스 저장탱크(10)로부터 액화가스를 공급받고 저압 압축기(82)로부터 증발가스를 공급받아 재응축시켜 고압 펌프(22)로 공급한다.The re-condenser 100 is provided between the boosting
구체적으로, 재응축기(100)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 부스팅 펌프(21)로 약 30 내지 50bar의 압력으로 가압하여 제1 라인(201)을 통해 공급받고, 저압 압축기(82)를 통해서 공급되는 약 30 내지 50bar의 증발가스를 제12 라인(212)을 통해 공급받아 저온의 액화가스를 통해 증발가스를 재응축시키며, 재응축된 액화가스 또는 증발가스를 고압 펌프(22)로 공급할 수 있다.Specifically, the
재응축기(100)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스와 저압 압축기(82)에서 공급되는 혼합가스를 서로 혼합하여 저온의 액화가스 냉열을 증발가스의 재응축냉열로 이용하는 방식을 사용할 수 있다. The
상기와 같이 재응축기(100)는, 저압 압축기(82) 또는 부스팅 펌프(21)를 통해 30 내지 50bar의 압력으로 혼합가스를 공급받아 재응축시킴으로써 재응축 효율이 향상되며, 상기 압력을 유지한 상태로 재응축시켜 고압 펌프(22)로 공급하여 고압 펌프(22)의 압축 부하를 낮출 수 있는 효과가 있다.As described above, the recondensing efficiency is improved by supplying the mixed gas at a pressure of 30 to 50 bar through the low-
본 발명의 실시예에서 재응축기(100)는, 흡입 장치(40)에 우선하여 증발가스를 공급받을 수 있다. 이로 인해 본 발명의 실시예에서는, 재응축기(100)가 내부에 증발가스를 일정량 저장할 수 있고 또한, 저장된 증발 가스의 적어도 일부를 액화가스 저장탱크(10)로부터 공급되는 액화가스를 통해 재응축시켜 고압 수요처(91)에서 소비하므로 흡입 장치(40)가 흡입하는 증발가스의 양이 줄게 되고 그로 인해 재액화 장치(50)로 공급되는 혼합 가스의 유량을 획기적으로 줄일 수 있어(재액화 장치(50)는 흡입 장치(40)로부터만 혼합가스의 적어도 일부를 공급받기 때문) 재액화 장치(50)의 과부하를 방지하고 재액화 장치(50)의 구동전력의 소모를 최소화할 수 있다.In the embodiment of the present invention, the
또한, 상기 기술한 바와 같이 본 발명의 재응축기(100)는, 내부에 혼합가스를 일정량 저장할 수 있어 고압 펌프(22) 및 열교환기(30)로 공급되는 유량을 줄일 수 있게되어 고압 펌프(22) 및 열교환기(30)의 사이즈를 줄일 수 있는 효과가 있고 이로 인해 시스템 구축 비용이 절감되는 부가적인 효과가 발생한다.As described above, the
이와 같이 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 증발가스 처리를 위해 재응축기(100)와 재액화 장치(50)를 함께 구축하여 재응축기(100) 및 재액화 장치(50)를 통해서 증발가스를 함께 처리함으로써, 재액화 장치(50)로의 유량을 감소시켜 전력소모를 줄이고 증발가스의 효과적인 관리가 가능해진다.As described above, the liquefied
도 6은 본 발명의 제6 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.6 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a sixth embodiment of the present invention.
도 6에 도시한 바와 같이, 본 발명의 제6 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 액화가스 저장탱크(10), 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30), 흡입 장치(40), 재액화장치(50), 증발가스 히터(110), 수요처(90)를 포함한다.6, the liquefied
본 실시예는, 증발가스 히터(110)의 구성이 추가되고 흡입 장치(40)의 구성이 변경되었으며, 그 외의 구성은 상기 제3 실시예와 동일 또는 유사하게 구성된다. 앞서 설명한 제3 실시예와 동일하거나 대응하는 구성요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다. In this embodiment, the configuration of the
이하에서는 도 6을 참조하여 본 발명의 제6 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)을 설명하도록 한다.Hereinafter, a liquefied
흡입 장치(40)는, 고압 펌프(22)로부터 공급되는 액화가스를 구동유체(Driving Fluid)로 하여, 고압 펌프(22)로부터 고압의 액화가스를 공급받아 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 제2 라인(202)을 통해 흡입한 후 저압 수요처(92)로 공급할 수 있다. 여기서 흡입 장치(40)는, 이젝터(Ejector), 이덕터(Eductor) 또는 제트 펌프(jet pump)일 수 있다.The
본 발명에서의 흡입 장치(40)는, 제1 내지 제5 실시예에서 기상의 액화가스를 구동유체로 하는 것과는 달리 액상의 액화가스를 구동유체로 하고 있으며, 액상의 액화가스의 압력과 기상의 액화가스의 압력은 모두 200 내지 400bar의 고압임은 동일하다.In the
구체적으로, 흡입 장치(40)는, 제2 라인(202) 상의 저압 수요처(92)와 액화가스 저장탱크(10) 사이에 구비되어 제3 라인(203)과 연결되며, 제3 라인(203)을 통해서 고압인 액상의 액화가스를 공급받아 제2 라인(202)을 통해 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 흡입하여 저압 수요처(92)로 공급할 수 있다.Specifically, the
여기서 흡입 장치(40)는, 액화가스 저장탱크(10) 내부에 발생된 증발가스를 일정량 흡입하기 위해서 일정량의 증발가스를 흡입하기 위한 구동 유체량을 계산할 수 있으며, 계산된 구동 유체량만큼을 제3 라인(203)을 통해서 공급받을 수 있다. Here, the
흡입 장치(40)는, 구동 유체로 고압의 액화가스를 공급받아 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 흡입하여 구동유체인 고압의 액화가스와 혼합되며, 이때, 구동유체가 가지고 있던 운동에너지는 혼합 유체 전체의 운동에너지로 변환되고, 이어서 흡입 장치(40)의 노즐(부호 도시하지 않음)의 단면이 확대되는 말단 부분에서 혼합 유체의 속도가 저하됨에 따라 혼합 유체의 운동에너지는 다시 압력으로 변환하게 된다. 이로 인해 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스는 약 30 내지 50bar의 압력(바람직하게는 약 40bar)을 얻게된다.The
본 발명에서는, 고압 펌프(22)로부터 공급되는 액화가스의 압력이 약 200 내지 400bar의 압력(바람직하게는 약 300bar)이나 흡입 장치(40)로 유입된 후의 구동유체는 압력이 상대적으로 떨어지고, 압력하강*구동유체유량인 압력전달용량을 흡입유체(액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스)로 공급함으로써 흡입 유체의 압력을 약 30 내지 50bar의 압력(바람직하게는 약 40bar)만큼 상승시킬 수 있다. In the present invention, the driving fluid after the pressure of the liquefied gas supplied from the high-
여기서 구동 유체의 압력이 고압이므로 적은 양의 유체로도 흡입 유체의 압력을 손쉽게 상승시킬 수 있다.Here, since the pressure of the driving fluid is high, the pressure of the suction fluid can be easily raised even with a small amount of fluid.
증발가스 히터(110)는, 흡입 장치(40)로부터 토출되는 혼합가스를 저압 수요처(92)가 요구하는 온도로 가열할 수 있다. 구체적으로, 증발가스 히터(110)는, 제2 라인(202) 상에 흡입 장치(40)와 저압 수요처(92) 사이에 구비되며, 흡입 장치(40)로부터 토출되는 혼합가스를 저압 수요처(92)가 요구하는 온도까지 가열하여 공급할 수 있다.The
이와 같이 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 증발가스 처리를 위해 흡입 장치(40)와 재액화 장치(50)를 함께 구축하여 증발가스를 처리하는 장치가 차지하는 공간을 줄일 수 있으며 구축 비용을 절감할 수 있고 증발가스의 효율적인 관리가 가능해지는 효과가 있다.Thus, the liquefied
도 7은 본 발명의 제7 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.7 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to a seventh embodiment of the present invention.
도 7에 도시한 바와 같이, 본 발명의 제7 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 액화가스 저장탱크(10), 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30), 흡입 장치(40), 재액화장치(50), 증발가스 히터(110), 제2 기액분리기(120), 수요처(90)를 포함한다.7, the liquefied
본 실시예는, 제2 기액분리기(120)의 구성이 추가되고 증발가스 히터(110)의 구성이 변경되었으며, 그 외의 구성은 상기 제6 실시예와 동일 또는 유사하게 구성된다. 앞서 설명한 제6 실시예와 동일하거나 대응하는 구성요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다. In this embodiment, the configuration of the second gas-
이하에서는 도 7을 참조하여 본 발명의 제7 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)을 설명하도록 한다.Hereinafter, a liquefied
본 발명의 실시예에서는, 제13 라인(213)을 더 포함할 수 있다. 제13 라인(213)은 개도 조절이 가능한 밸브(부호 도시하지 않음)들이 설치될 수 있으며, 밸브의 개도 조절에 따라 혼합가스 또는 플래시 가스의 공급량이 제어될 수 있다.In the embodiment of the present invention, the thirteenth line 213 may further be included. The thirteenth line 213 may be provided with a valve (not shown) capable of controlling opening degree, and the supply amount of the mixed gas or the flash gas may be controlled according to the opening degree of the valve.
제13 라인(213)은, 제2 기액분리기(120)와 액화가스 저장탱크(10)를 연결하며, 제2 기액분리기(120)에서 분리된 액체를 액화가스 저장탱크(10)로 복귀시킬 수 있다.The thirteenth line 213 connects the second gas-
증발가스 히터(110)는, 제2 기액분리기(120)로부터 토출되는 기체를 저압 수요처(92)가 요구하는 온도로 가열할 수 있다. 구체적으로, 증발가스 히터(110)는, 제2 라인(202) 상에 제2 기액분리기(120)와 저압 수요처(92) 사이에 구비되며, 제2 기액분리기(120)로부터 토출되는 기체를 저압 수요처(92)가 요구하는 온도까지 가열하여 공급할 수 있다.The
제2 기액분리기(120)는, 흡입 장치(40)에서 공급되는 혼합가스를 임시 저장하여 액체와 기체로 분리시킬 수 있다. 이때, 제2 기액분리기(120)는, 저압 수요처(92)로 공급되는 혼합가스 중 순수한 기체만 공급하도록 함과 동시에 제2 기액분리기(120)에서 액상으로 남아있는 헤비카본을 분리하여 메탄가가 높은 기체만 저압 수요처(92)로 공급하고, 액상은 다시 액화가스 저장탱크(10)로 제13 라인(212)을 통해서 복귀시킬 수 있다.The second gas-
제2 기액분리기(120)는, 제2 라인(202) 상에 흡입 장치(40)와 증발가스 히터(110) 사이에 구비되고 제13 라인(213)에 의해서 액화가스 저장탱크(10)와 연결되며, 흡입 장치(40)로부터 공급되는 혼합가스를 공급받아 기체와 액체로 분리하여 기체는 제2 라인(202)을 통해서 저압 수요처(92)로 공급시키고 액체는 제13 라인(213)을 통해서 액화가스 저장탱크(10)로 리턴시킬 수 있다.The second gas-
증발가스를 소비하는 저압 수요처(92)는 헤비카본이 다량 유입될 경우 구동 효율이 저하될 수 있다. 이에 본 발명에서는 상기 기술한 바와 같이 액화가스를 강제 기화시키는 경우 액상을 유지하는 헤비카본을 분리하여 저압 수요처(92)로 공급되는 증발가스의 품질을 향상시켜 저압 수요처(92)의 구동 효율을 증대시킬 수 있다.The low-
이때, 제2 기액분리기(120)는, 미스트 분리기(Mist Separator), 헤비카본 분리기 등으로 지칭될 수 있다.At this time, the second gas-
이와 같이 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 증발가스 처리를 위해 흡입 장치(40)와 재액화 장치(50)를 함께 구축하여 증발가스를 처리하는 장치가 차지하는 공간을 줄일 수 있으며 구축 비용을 절감할 수 있고 증발가스의 효율적인 관리가 가능해지는 효과가 있다.Thus, the liquefied
도 8은 본 발명의 제8 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 개념도이다.8 is a conceptual diagram of a liquefied gas processing system according to an eighth embodiment of the present invention.
도 8에 도시한 바와 같이, 본 발명의 제8 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 액화가스 저장탱크(10), 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 열교환기(30), 흡입 장치(40), 재액화장치(50), 증발가스 팽창기(130), 수요처(90)를 포함한다.8, the liquefied
본 실시예는, 증발가스 팽창기(130)의 구성이 추가되고 재응축기(100)가 생략되었으며, 그 외의 구성은 상기 제3 실시예와 동일 또는 유사하게 구성된다. 앞서 설명한 제3 실시예와 동일하거나 대응하는 구성요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다. In this embodiment, the configuration of the
이하에서는 도 8을 참조하여 본 발명의 제8 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(2)을 설명하도록 한다.Hereinafter, a liquefied
증발가스 팽창기(130)는, 열교환기(30)에서 적어도 일부 공급되는 고압 기상의 액화가스를 팽창 또는 감압시켜 전력을 발생시키고, 팽창된 액화가스를 흡입 장치(40)로 공급할 수 있다.The
구체적으로, 증발가스 팽창기(130)는, 제3 라인(203) 상에 열교환기(30)와 흡입 장치(40) 사이에 구비되어 열교환기(30)에서 토출되는 적어도 일부의 상온고압의 액화가스를 공급받아 팽창 또는 감압시키는데, 열교환기(30)에서 토출되는 200 내지 400bar의 압력을 가진 기상의 액화가스가 팽창 또는 감압되면 액화가스는 냉각효과가 이루어질 수 있다.Specifically, the
증발가스 팽창기(130)는, 유입된 기상의 액화가스를 팽창시키는데 별도의 전력을 이용하지 않고도 구동되며, 오히려 증발가스 팽창기(130)의 구동에 의해 발생된 회전력을 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 재액화 장치(50) 등 다양한 장치를 구동하는데 필요한 전력으로 사용될 수 있다.The evaporating
증발가스 팽창기(130)에서 발생된 동력을 부스팅 펌프(21), 고압 펌프(22), 재액화 장치(50) 등을 구동시키는 전력으로 활용함으로써, 본 발명의 시스템(2)의 구동 효율을 향상시킬 수 있고 에너지의 소비를 효과적으로 줄일 수 있다. 동력전달은 예를 들어 기어연결 또는 전기 변환 후 전달 등에 의해 이루어질 수 있다.The power generated by the
이와 같이 본 발명에 따른 액화가스 처리 시스템(2)은, 증발가스 팽창기(130)를 추가 구비하여 본 발명의 시스템(2)을 구동하는데 필요한 에너지를 줄일 수 있으며, 구동 효율을 극대화할 수 있는 효과가 있다.As described above, the liquefied
이상 본 발명을 구체적인 실시예를 통하여 상세히 설명하였으나, 이는 본 발명을 구체적으로 설명하기 위한 것으로, 본 발명은 이에 한정되지 않으며, 본 발명의 기술적 사상 내에서 당해 분야의 통상의 지식을 가진 자에 의해 그 변형이나 개량이 가능함은 명백하다고 할 것이다.While the present invention has been particularly shown and described with reference to exemplary embodiments thereof, it is to be understood that the same is by way of illustration and example only and is not to be construed as limiting the present invention. It is obvious that the modification and the modification are possible.
본 발명의 단순한 변형 내지 변경은 모두 본 발명의 영역에 속하는 것으로 본 발명의 구체적인 보호 범위는 첨부된 특허청구범위에 의하여 명확해질 것이다.It will be understood by those skilled in the art that various changes in form and details may be made therein without departing from the spirit and scope of the invention as defined by the appended claims.
1: 제1~2 실시예의 액화가스 처리 시스템
2: 제3~8 실시예의 액화가스 처리 시스템
3: 선박 10: 액화가스 저장탱크
21: 부스팅 펌프 22: 고압 펌프
30: 열교환기 31: 열교환매체 저장탱크
32: 열교환매체 펌프 33: 열교환매체 히터
40: 흡입 장치 50: 재액화장치
51: 재액화 열교환기 52: 재액화 팽창기
53: 재액화 압축기 60: 예열-예냉 열교환기
71: 강제 기화기 72: 제1 기액분리기
80: 증발가스 압축기 81: 증발가스 냉각기
82: 저압 압축기 90: 수요처
91: 고압 수요처 92: 저압 수요처
93: 가스연소장치 100: 재응축기
110: 증발가스 히터 120: 제2 기액분리기
130: 증발가스 팽창기 201~213: 제1 내지 제13 라인
204a: 제4 분기라인
GL: 글리콜워터 순환라인 RL: 재액화 순환라인1: Liquefied gas processing system of the first and second embodiments
2: Liquefied gas processing system of the third to eighth embodiments
3: Ship 10: Liquefied gas storage tank
21: boosting pump 22: high pressure pump
30: Heat exchanger 31: Heat exchange medium storage tank
32: Heat exchange medium pump 33: Heat exchange medium heater
40: Suction device 50: Re-liquefying device
51: Re-liquefied heat exchanger 52: Re-liquefied inflator
53: Redistribution compressor 60: Preheating-Preheating heat exchanger
71: forced vaporizer 72: first gas-liquid separator
80: Evaporative gas compressor 81: Evaporative gas cooler
82: Low pressure compressor 90: Consumer
91: High Pressure Demand Source 92: Low Pressure Demand Source
93: Gas combustion device 100: Re-condenser
110: Evaporative gas heater 120: Second gas-liquid separator
130:
204a: fourth quarter line
GL: glycol water circulation line RL: re-liquefaction circulation line
Claims (7)
상기 액화가스 저장탱크에 발생된 증발가스를 저압 수요처로 공급하는 증발가스 공급라인;
상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 고압으로 가압하며, 상기 액화가스 공급라인 상에 배치되는 펌프;
상기 펌프로부터 가압된 액화가스를 가열하여 상기 고압 수요처로 공급하며, 상기 액화가스 공급라인 상이 배치되는 열교환기;
상기 액화가스 공급라인 상의 상기 열교환기 하류에서 분기되어 상기 증발가스 공급라인에 연결되는 분기라인;
상기 증발가스 공급라인 상에서 상기 분기라인과 연결되는 지점에 구비되는 흡입장치;
상기 흡입장치에서 토출되는 연료의 적어도 일부를 상기 액화가스 저장탱크로부터 공급되는 액화가스를 통해 재응축시키는 재응축기;
상기 재응축기와 상기 액화가스 저장탱크를 연결하며, 상기 재응축기로부터 배출되는 플래시 가스를 재액화시켜 상기 액화가스 저장탱크로 리턴시키는 재액화 라인;
상기 재액화 라인 상에 구비되며, 상기 재응축기에서 공급되는 플래시가스만을 재액화하는 재액화 장치를 포함하고,
상기 흡입장치는,
상기 액화가스 공급라인 상에서 200 내지 400bar의 압력을 가진 기화된 액화가스를 작동유체로 하여 상기 액화가스 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 흡입하는 것을 특징으로 하는 액화가스 처리 시스템.A liquefied gas supply line for supplying liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank to a high pressure consumer site;
An evaporation gas supply line for supplying evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank to a low pressure consumer;
A pump which pressurizes the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank at a high pressure and is disposed on the liquefied gas supply line;
A heat exchanger for heating the pressurized liquefied gas from the pump to supply the pressurized liquefied gas to the high pressure consumer, and the liquefied gas supply line being disposed;
A branch line branched at the downstream side of the heat exchanger on the liquefied gas supply line and connected to the evaporation gas supply line;
A suction device provided at a position connected to the branch line on the evaporation gas supply line;
A recondenser for recirculating at least a portion of the fuel discharged from the suction device through the liquefied gas supplied from the liquefied gas storage tank;
A re-liquefaction line connecting the recondenser and the liquefied gas storage tank to re-liquefy the flash gas discharged from the recondenser and return to the liquefied gas storage tank;
And a remelting device provided on the re-liquefaction line for re-liquefying only the flash gas supplied from the recondenser,
The suction device
Wherein the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank is sucked by the vaporized liquefied gas having a pressure of 200 to 400 bar on the liquefied gas supply line as a working fluid.
상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 상기 재응축기로 공급하는 부스팅 펌프; 및
상기 재응축기로부터 액화가스를 공급받아 고압으로 가압하여 상기 열교환기로 공급하는 고압 펌프를 포함하는 것을 특징으로 하는 액화가스 처리 시스템.The pump according to claim 1,
A boosting pump for supplying the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank to the recondenser; And
And a high-pressure pump which is supplied with the liquefied gas from the recondenser and pressurizes the liquefied gas at a high pressure to supply the liquefied gas to the heat exchanger.
상기 재응축기에 우선하여 상기 흡입장치로부터 연료를 공급받는 것을 특징으로 하는 액화가스 처리 시스템.The system according to claim 1, wherein the low-
Characterized in that fuel is supplied from said inhalation device in preference to said recondenser.
상기 열교환기로부터 공급되는 고온고압의 액화가스를 공급받아 상기 액화가스 저장탱크에서 발생된 증발가스를 흡입하여 혼합된 연료를 상기 저압 수요처로 공급하는 것읕 특징으로 하는 액화가스 처리 시스템.The suction device according to claim 2,
Wherein the high-temperature and high-pressure liquefied gas supplied from the heat exchanger is supplied to the low-pressure consumer to suck the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank to supply the mixed fuel to the low-pressure consumer.
상기 고압 펌프로부터 공급되는 고압의 액화가스를 공급받아 상기 액화가스 저장탱크에서 발생된 증발가스를 흡입하여 혼합된 연료를 상기 저압 수요처로 공급하는 것읕 특징으로 하는 액화가스 처리 시스템.The suction device according to claim 2,
And a high-pressure liquefied gas supplied from the high-pressure pump to supply the mixed fuel to the low-pressure demand place by sucking the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank.
상기 흡입 장치로부터 공급되는 연료를 가열하는 히터를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 액화가스 처리 시스템.6. The method of claim 5,
Further comprising a heater for heating fuel supplied from said suction device.
상기 고압 수요처는 MEGI 엔진이고, 상기 저압 수요처는 DFDE 엔진인 것을 특징으로 하는 액화가스 처리 시스템.
The method according to claim 1,
Wherein the high-pressure consumer is a MEGI engine and the low-pressure consumer is a DFDE engine.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020150049286 | 2015-04-07 | ||
KR20150049286 | 2015-04-07 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20160120164A KR20160120164A (en) | 2016-10-17 |
KR101765390B1 true KR101765390B1 (en) | 2017-08-07 |
Family
ID=57250092
Family Applications (36)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020150136299A KR101772758B1 (en) | 2015-04-07 | 2015-09-25 | Treatment system of liquefied natural gas |
KR1020150136289A KR101768326B1 (en) | 2015-04-07 | 2015-09-25 | Treatment system of liquefied natural gas |
KR1020150136301A KR101764013B1 (en) | 2015-04-07 | 2015-09-25 | Treatment system of liquefied natural gas |
KR1020150136312A KR101765390B1 (en) | 2015-04-07 | 2015-09-25 | Treatment system of liquefied natural gas |
KR1020150189611A KR20160120195A (en) | 2015-04-07 | 2015-12-30 | A Treatment System of Gas and Vessel having same |
KR1020160039660A KR101756003B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039612A KR101785199B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039646A KR101808939B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039642A KR101924685B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039631A KR101783542B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039581A KR101784597B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039634A KR101816387B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039560A KR101785835B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039655A KR101776479B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039668A KR101796377B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039666A KR101776480B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039615A KR101784598B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039662A KR101848140B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039650A KR101782256B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039571A KR101792405B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039647A KR101783543B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039622A KR101785836B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160041074A KR101800957B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-04-04 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160163934A KR101910713B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163944A KR101913008B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163931A KR101913005B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163939A KR101913007B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163936A KR101927980B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163937A KR101913006B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163940A KR101904427B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163935A KR101904424B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163941A KR101909241B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163943A KR101910714B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163929A KR101960576B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020170180920A KR20180004063A (en) | 2015-04-07 | 2017-12-27 | Gas Treatment System and Vessel having the same |
KR1020190173756A KR102315219B1 (en) | 2015-04-07 | 2019-12-24 | Gas Treatment System and Vessel having the same |
Family Applications Before (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020150136299A KR101772758B1 (en) | 2015-04-07 | 2015-09-25 | Treatment system of liquefied natural gas |
KR1020150136289A KR101768326B1 (en) | 2015-04-07 | 2015-09-25 | Treatment system of liquefied natural gas |
KR1020150136301A KR101764013B1 (en) | 2015-04-07 | 2015-09-25 | Treatment system of liquefied natural gas |
Family Applications After (32)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020150189611A KR20160120195A (en) | 2015-04-07 | 2015-12-30 | A Treatment System of Gas and Vessel having same |
KR1020160039660A KR101756003B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039612A KR101785199B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039646A KR101808939B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039642A KR101924685B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039631A KR101783542B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039581A KR101784597B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039634A KR101816387B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039560A KR101785835B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039655A KR101776479B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039668A KR101796377B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039666A KR101776480B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039615A KR101784598B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039662A KR101848140B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039650A KR101782256B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039571A KR101792405B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039647A KR101783543B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160039622A KR101785836B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-03-31 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160041074A KR101800957B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-04-04 | Gas Treatment System and Vessel having same |
KR1020160163934A KR101910713B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163944A KR101913008B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163931A KR101913005B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163939A KR101913007B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163936A KR101927980B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163937A KR101913006B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163940A KR101904427B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163935A KR101904424B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163941A KR101909241B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163943A KR101910714B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020160163929A KR101960576B1 (en) | 2015-04-07 | 2016-12-02 | Vessel having Gas Treatment System |
KR1020170180920A KR20180004063A (en) | 2015-04-07 | 2017-12-27 | Gas Treatment System and Vessel having the same |
KR1020190173756A KR102315219B1 (en) | 2015-04-07 | 2019-12-24 | Gas Treatment System and Vessel having the same |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
KR (36) | KR101772758B1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20190074434A (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-28 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel gas supplying apparatus and method for vessel |
KR102133266B1 (en) | 2019-05-27 | 2020-07-13 | 재단법인한국조선해양기자재연구원 | LNG fuel gas supply system |
Families Citing this family (60)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR101772758B1 (en) * | 2015-04-07 | 2017-08-29 | 현대중공업 주식회사 | Treatment system of liquefied natural gas |
KR102632391B1 (en) * | 2016-12-28 | 2024-02-01 | 한화오션 주식회사 | Fuel supply system for ship |
KR102651898B1 (en) * | 2017-01-24 | 2024-03-28 | 한화오션 주식회사 | Fuel Supply System and Method for LNG Fueled Vessel |
KR102664941B1 (en) * | 2017-01-24 | 2024-05-09 | 한화오션 주식회사 | Fuel Supply System and Method for LNG Fueled Vessel |
KR102651092B1 (en) * | 2017-01-24 | 2024-03-26 | 한화오션 주식회사 | Fuel Supply System and Method for LNG Fueled Vessel |
KR102664943B1 (en) * | 2017-02-13 | 2024-05-09 | 한화오션 주식회사 | Fuel Supply System and Method of Engine for Vessel |
KR102665820B1 (en) * | 2017-02-14 | 2024-05-14 | 한화오션 주식회사 | Fuel Supply System and Method of Engine for Vessel |
KR102665822B1 (en) * | 2017-02-14 | 2024-05-14 | 한화오션 주식회사 | Fuel Supply System and Method of Engine for Vessel |
KR102224823B1 (en) * | 2017-07-11 | 2021-03-09 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefaction system of gas and ship having the same |
KR102224837B1 (en) * | 2017-07-11 | 2021-03-09 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefaction system of gas and ship having the same |
KR101957320B1 (en) * | 2017-08-24 | 2019-03-12 | 대우조선해양 주식회사 | Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method |
KR101984978B1 (en) * | 2017-09-01 | 2019-06-03 | 삼성중공업(주) | Liquefied fuel vessel |
KR102200368B1 (en) * | 2017-09-08 | 2021-01-07 | 한국조선해양 주식회사 | Gas Treatment System and Vessel having the same |
KR102241816B1 (en) * | 2017-09-08 | 2021-04-16 | 한국조선해양 주식회사 | Gas Treatment System and Vessel having the same |
KR102275021B1 (en) * | 2017-09-14 | 2021-07-08 | 한국조선해양 주식회사 | Gas Treatment System and Vessel having the same |
KR101988535B1 (en) * | 2017-09-15 | 2019-06-13 | 삼성중공업 주식회사 | Residual liquefied gas treatment sysetm |
CN107449220A (en) * | 2017-09-19 | 2017-12-08 | 浙江大学常州工业技术研究院 | The re-liquefied recovery systems of BOG and the re-liquefied recovery process of BOG |
KR101996809B1 (en) * | 2017-09-28 | 2019-07-08 | 삼성중공업 주식회사 | Fuel gas supply system |
KR102296312B1 (en) * | 2017-10-16 | 2021-08-30 | 한국조선해양 주식회사 | Gas Treatment System, Vessel having the Gas Treatment System and FSRU Vessel having the Gas Treatment System |
KR102051741B1 (en) * | 2017-11-01 | 2019-12-03 | 현대중공업 주식회사 | Gas treatment system and gas carrier having the same |
JP7026490B2 (en) * | 2017-11-21 | 2022-02-28 | レール・リキード-ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード | A BOG recondensing device and an LNG storage system equipped with the BOG recondensing device. |
CN108087724B (en) * | 2017-12-21 | 2023-10-27 | 四川港通医疗设备集团股份有限公司 | Liquefied gas storage tank supply pipeline and liquid-gas switching method |
KR102016414B1 (en) * | 2017-12-21 | 2019-08-30 | 삼성중공업 주식회사 | Fuel incinerating apparatus |
KR102153778B1 (en) * | 2017-12-22 | 2020-09-08 | 한국조선해양 주식회사 | Gas Treatment System and Vessel having the same |
KR102482089B1 (en) * | 2018-03-30 | 2022-12-29 | 한국조선해양 주식회사 | operation management system and ship having the same |
KR102433265B1 (en) * | 2018-04-24 | 2022-08-18 | 한국조선해양 주식회사 | gas treatment system and offshore plant having the same |
KR102538934B1 (en) * | 2018-07-20 | 2023-06-01 | 대우조선해양 주식회사 | BOG Reliquefaction System and Method for Vessels |
KR102144184B1 (en) * | 2018-07-27 | 2020-08-12 | 한국조선해양 주식회사 | Boil-off gas cooling system and ship having the same |
KR102462536B1 (en) * | 2018-10-02 | 2022-11-02 | 삼성중공업 주식회사 | Liquefied gas regasification system |
KR102461330B1 (en) * | 2018-10-18 | 2022-10-31 | 삼성중공업 주식회사 | Re-gasification method |
KR102190950B1 (en) * | 2018-10-29 | 2020-12-14 | 한국조선해양 주식회사 | treatment system for gas and vessel having the same |
KR102481790B1 (en) * | 2018-11-30 | 2022-12-27 | 삼성중공업 주식회사 | Fuel gas supply system |
KR102224921B1 (en) * | 2019-01-23 | 2021-03-09 | 한국조선해양 주식회사 | Gas Treatment System, Method of Gas Treatment using the same and Ship having the same |
WO2020159317A1 (en) * | 2019-02-01 | 2020-08-06 | 현대중공업 주식회사 | Gas processing system and ship including same |
KR102241203B1 (en) * | 2019-02-01 | 2021-04-16 | 현대중공업 주식회사 | Gas treatment system and ship having the same |
KR102149039B1 (en) * | 2019-06-12 | 2020-08-28 | 대우조선해양 주식회사 | Boil-Off Gas Treatment System and Method for Ship |
KR102185816B1 (en) * | 2019-06-12 | 2020-12-03 | 대우조선해양 주식회사 | Boil-Off Gas Treatment System and Method for Ship |
KR102150461B1 (en) * | 2019-06-12 | 2020-09-02 | 대우조선해양 주식회사 | Boil-Off Gas Treatment System and Method for Ship |
KR102631161B1 (en) * | 2019-08-13 | 2024-02-02 | 삼성중공업 주식회사 | Fuel supply system for ship |
KR102333665B1 (en) * | 2020-04-03 | 2021-12-01 | 한국조선해양 주식회사 | liquefied gas treatment system and ship having the same |
KR102313734B1 (en) * | 2020-04-03 | 2021-10-18 | 한국조선해양 주식회사 | liquefied gas treatment system and ship having the same |
KR102280770B1 (en) * | 2020-04-03 | 2021-07-22 | 현대중공업 주식회사 | liquefied gas treatment system and ship having the same |
KR102335086B1 (en) * | 2020-04-03 | 2021-12-06 | 한국조선해양 주식회사 | liquefied gas treatment system and ship having the same |
KR102305887B1 (en) * | 2020-04-17 | 2021-09-27 | 현대중공업 주식회사 | Gas treatment system and ship having the same |
KR102436052B1 (en) * | 2020-04-24 | 2022-08-25 | 현대중공업 주식회사 | Gas treatment system and ship having the same |
KR102327409B1 (en) * | 2020-05-26 | 2021-11-17 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel Supply System and Method for Ship |
KR102321086B1 (en) * | 2020-06-10 | 2021-11-03 | 현대중공업 주식회사 | Fuel supply system for ship |
KR102376327B1 (en) * | 2020-07-07 | 2022-03-18 | 현대중공업 주식회사 | liquefied gas treatment system and ship having the same |
KR102374661B1 (en) * | 2020-07-31 | 2022-03-15 | 현대중공업 주식회사 | Bunkering Vessel |
KR102374660B1 (en) * | 2020-07-31 | 2022-03-15 | 현대중공업 주식회사 | Bunkering Vessel |
CN111997789A (en) * | 2020-08-19 | 2020-11-27 | 哈尔滨工程大学 | Natural gas engine gas supply system with selectable heating medium |
KR102340137B1 (en) * | 2020-08-24 | 2021-12-16 | 현대중공업 주식회사 | ship |
KR102382406B1 (en) * | 2021-01-06 | 2022-04-11 | 최재웅 | Fuel gas supply system of liquefied gas |
KR102487766B1 (en) * | 2021-04-07 | 2023-01-13 | (주)가스엔텍 | Eco-friendly lng fuelled vessel |
JP7009669B1 (en) * | 2021-08-31 | 2022-01-25 | 株式会社神戸製鋼所 | How to operate the compressor unit, screw compressor and compressor unit |
KR102538534B1 (en) * | 2021-11-15 | 2023-06-05 | 삼성중공업 주식회사 | Ammonia treatment system of vessel |
KR102638458B1 (en) * | 2022-02-21 | 2024-02-21 | 주식회사 온뉴 | Liquid hydrogen composite storage container |
KR20230174303A (en) | 2022-06-16 | 2023-12-28 | 삼성중공업 주식회사 | Treating system of liquefied gas |
KR20240014111A (en) | 2022-07-21 | 2024-02-01 | 삼성중공업 주식회사 | Treating system of liquefied gas |
KR20240065450A (en) | 2022-10-28 | 2024-05-14 | 삼성중공업 주식회사 | Treating system of liquefied gas |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2006177618A (en) * | 2004-12-22 | 2006-07-06 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Fuel supply system, and lng ship provided therewith |
KR101191241B1 (en) * | 2009-10-20 | 2012-10-16 | 대우조선해양 주식회사 | Reliquefaction apparatus of a liquified natural gas carrier |
KR101447824B1 (en) * | 2013-06-04 | 2014-10-13 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | BOG treatment system and method for high pressure gas fueled vessel |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2876981B1 (en) * | 2004-10-27 | 2006-12-15 | Gaz Transp Et Technigaz Soc Pa | DEVICE FOR SUPPLYING FUEL TO AN ENERGY PRODUCTION PLANT IN A SHIP |
KR100835090B1 (en) * | 2007-05-08 | 2008-06-03 | 대우조선해양 주식회사 | System and method for supplying fuel gas of lng carrier |
KR101043289B1 (en) * | 2009-05-13 | 2011-06-22 | 삼성중공업 주식회사 | Apparatus for purging crank case of dual fuel engine |
KR101610407B1 (en) * | 2010-11-10 | 2016-04-07 | 현대자동차주식회사 | Recirculation Structure of Hydrogen for Fuel Cell using Multistage Ejector |
KR101291131B1 (en) * | 2011-05-13 | 2013-08-01 | 삼성중공업 주식회사 | Method for testing Liquefied Natural Gas-Floating Production Storage Offloading |
WO2012161493A2 (en) * | 2011-05-25 | 2012-11-29 | 삼성중공업 주식회사 | Storage tank for liquefied materials and ship comprising same |
KR101797617B1 (en) * | 2011-11-01 | 2017-12-13 | 대우조선해양 주식회사 | Apparatus for loading ultralow temperature liquid cargo |
KR101386543B1 (en) * | 2012-10-24 | 2014-04-18 | 대우조선해양 주식회사 | System for treating boil-off gas for a ship |
RU2015127777A (en) * | 2012-12-11 | 2017-01-18 | Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. | LIQUEFIED GAS PROCESSING SYSTEM FOR A SHIP |
KR101447825B1 (en) * | 2013-06-04 | 2014-10-13 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | BOG treatment system and method for low pressure gas fueled vessel |
KR101399759B1 (en) * | 2013-06-12 | 2014-06-27 | 현대중공업 주식회사 | A treatment System of Liquefied Gas and A Method for the same |
KR102051648B1 (en) * | 2013-07-23 | 2019-12-03 | 대우조선해양 주식회사 | Bog processing system of lng ship |
KR101480255B1 (en) * | 2013-12-06 | 2015-01-09 | 현대중공업 주식회사 | Treatment system of liquefied gas |
KR101743322B1 (en) * | 2014-01-27 | 2017-06-02 | 현대중공업 주식회사 | Treatment system of liquefied gas |
KR101563860B1 (en) * | 2014-01-28 | 2015-10-29 | 삼성중공업 주식회사 | Propulsion system of ship |
KR101941314B1 (en) * | 2014-04-02 | 2019-01-23 | 현대중공업 주식회사 | A Treatment System Liquefied Gas |
KR101626583B1 (en) * | 2014-07-16 | 2016-06-02 | 현대중공업 주식회사 | Boil off gas treatment device using supersonic ejector |
KR101836556B1 (en) * | 2014-07-25 | 2018-03-09 | 현대중공업 주식회사 | A Treatment System Of Liquefied Gas |
KR101842324B1 (en) * | 2015-04-07 | 2018-03-26 | 현대중공업 주식회사 | Treatment system of gas |
KR101772758B1 (en) * | 2015-04-07 | 2017-08-29 | 현대중공업 주식회사 | Treatment system of liquefied natural gas |
KR101828132B1 (en) * | 2015-06-03 | 2018-02-09 | 현대중공업 주식회사 | Treatment system of liquefied natural gas |
-
2015
- 2015-09-25 KR KR1020150136299A patent/KR101772758B1/en active IP Right Grant
- 2015-09-25 KR KR1020150136289A patent/KR101768326B1/en active IP Right Grant
- 2015-09-25 KR KR1020150136301A patent/KR101764013B1/en active IP Right Grant
- 2015-09-25 KR KR1020150136312A patent/KR101765390B1/en not_active Application Discontinuation
- 2015-12-30 KR KR1020150189611A patent/KR20160120195A/en unknown
-
2016
- 2016-03-31 KR KR1020160039660A patent/KR101756003B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039612A patent/KR101785199B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039646A patent/KR101808939B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039642A patent/KR101924685B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039631A patent/KR101783542B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039581A patent/KR101784597B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039634A patent/KR101816387B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039560A patent/KR101785835B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039655A patent/KR101776479B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039668A patent/KR101796377B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039666A patent/KR101776480B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039615A patent/KR101784598B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039662A patent/KR101848140B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039650A patent/KR101782256B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039571A patent/KR101792405B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039647A patent/KR101783543B1/en active IP Right Grant
- 2016-03-31 KR KR1020160039622A patent/KR101785836B1/en active IP Right Grant
- 2016-04-04 KR KR1020160041074A patent/KR101800957B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163934A patent/KR101910713B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163944A patent/KR101913008B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163931A patent/KR101913005B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163939A patent/KR101913007B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163936A patent/KR101927980B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163937A patent/KR101913006B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163940A patent/KR101904427B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163935A patent/KR101904424B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163941A patent/KR101909241B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163943A patent/KR101910714B1/en active IP Right Grant
- 2016-12-02 KR KR1020160163929A patent/KR101960576B1/en active IP Right Grant
-
2017
- 2017-12-27 KR KR1020170180920A patent/KR20180004063A/en active Application Filing
-
2019
- 2019-12-24 KR KR1020190173756A patent/KR102315219B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2006177618A (en) * | 2004-12-22 | 2006-07-06 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Fuel supply system, and lng ship provided therewith |
KR101191241B1 (en) * | 2009-10-20 | 2012-10-16 | 대우조선해양 주식회사 | Reliquefaction apparatus of a liquified natural gas carrier |
KR101447824B1 (en) * | 2013-06-04 | 2014-10-13 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | BOG treatment system and method for high pressure gas fueled vessel |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20190074434A (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-28 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel gas supplying apparatus and method for vessel |
KR102453001B1 (en) * | 2017-12-20 | 2022-10-11 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel gas supplying apparatus and method for vessel |
KR102133266B1 (en) | 2019-05-27 | 2020-07-13 | 재단법인한국조선해양기자재연구원 | LNG fuel gas supply system |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101765390B1 (en) | Treatment system of liquefied natural gas | |
KR101848139B1 (en) | Vessel having Gas Treatment System | |
KR101770894B1 (en) | Treatment system of gas | |
KR101441242B1 (en) | A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas | |
KR101431419B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR20150039427A (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR100613430B1 (en) | Process and apparatus for boil-off gas treatment | |
KR101525686B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR102074016B1 (en) | A Treatment System Of Liquefied Gas | |
KR102069919B1 (en) | A Treatment System Of Liquefied Gas | |
KR101468808B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Natural Gas | |
KR102104146B1 (en) | A Treatment System Of Liquefied Gas | |
KR101824292B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR101883525B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR101928122B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR101883524B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR102275026B1 (en) | Gas Treatment System and Vessel having the same | |
KR101658278B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR20150050004A (en) | A Treatment System of Liquefied Natural Gas | |
KR20170126076A (en) | Gas Treatment System and Vessel having same | |
KR20170126073A (en) | Gas Treatment System and Vessel having same | |
KR20170126075A (en) | Gas Treatment System and Vessel having same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal |