KR101867030B1

KR101867030B1 - 선박용 엔진의 연료 공급 시스템 및 방법

Info

Publication number: KR101867030B1
Application number: KR1020160078600A
Authority: KR
Inventors: 김성수; 배재류; 김인수; 추교식; 김진강
Original assignee: 대우조선해양 주식회사
Priority date: 2016-06-23
Filing date: 2016-06-23
Publication date: 2018-06-14
Also published as: KR20160078941A

Abstract

선박용 엔진의 연료 공급 시스템 및 방법이 개시된다. 본 발명의 선박용 엔진의 연료 공급 시스템은, 선박용 엔진에 연료 공급을 위한 시스템으로써, 액화천연가스가 저장되는 저장탱크; 상기 저장탱크로부터 상기 액화천연가스를 공급받아 기화시켜 상기 선박용 엔진으로 공급하는 강제 기화기; 상기 강제 기화기에서 기화된 천연가스에 포함된 HHC(Heavy Hydro Carbon)를 제거하여 상기 천연가스를 상기 선박용 엔진에서 요구하는 메탄가(methane number)로 조절하는 세퍼레이터; 및 상기 세퍼레이터에서 분리된 상기 HHC를 저장하는 HHC 탱크를 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

선박용 엔진의 연료 공급 시스템 및 방법{Fuel Supply System And Method For Ship Engine}

본 발명은 선박용 엔진의 연료 공급 시스템 및 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 선박용 엔진의 연료 공급 시스템에 있어서, 저장탱크로부터 액화천연가스를 강제 기화기와 세퍼레이터를 거쳐 천연가스에 포함된 HHC(Heavy Hydro Carbon)를 제거하여 선박용 엔진에서 요구하는 메탄가(methane number)로 조절하여 공급하면서, HHC 탱크를 마련하여 세퍼레이터에서 분리된 HHC를 HHC 탱크에 저장하여 처리하는 선박용 엔진의 연료 공급 시스템 및 방법에 관한 것이다.

근래, LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다.

특히, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 "LNG"라 함)는 연소시 대기오염 물질 배출이 적은 친환경 연료로서 여러 분야에서 사용이 늘어나고 있다. 액화천연가스는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 약 -162℃로 냉각해서 액화시킴으로써 얻을 수 있는 무색투명한 액체로서, 천연가스와 비교해 약 1/600 정도의 부피를 갖는다. 따라서, 천연가스 이송 시 LNG로 액화시켜 이송할 경우 매우 효율적으로 이송할 수 있게 된다.

선박에 대한 국제기구와 각 국가의 규제 기준도 점차 까다로워지고 있어, 선박의 친환경 고효율의 연료에 대한 관심도 늘고 있는데, 그 중 하나로 LNG에서 자연 기화 또는 강제 기화된 기화가스를 디젤 연료에 혼합하여 연료로 사용하는 이종연료 엔진인 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric Engine)이 개발되어 사용되고 있다.

공개특허 공보 제10-2008-0057421호 (공개일 2008년6월25일)

액화천연가스는 메탄 외에도 에탄, 프로판 등을 포함하며 생산지에 따라 조성이 달라지는데, 액화천연가스를 강제 기화시켜 엔진 등의 추진 시스템에 연료를 공급하기 위해서는 추진 시스템이 요구하는 메탄가(methane number)와 온도 조건에 맞추어 공급해야만 한다.

메탄가를 조절하기 위해서는 액화천연가스를 강제 기화시킨 후, 온도를 낮추어 메탄보다 액화점이 높은 중탄화수소(heavy hydrocarbon)를 액화시켜 제거할 수 있다. 메탄가를 조절한 후 추진 시스템의 온도 조건에 맞추어 추가 가열할 수 있다.

이때 액화천연가스로부터 분리된 중탄화수소 성분들을 액화천연가스가 저장된 저장탱크에 수용하게 되면, 연료 공급이 진행됨에 따라 저장탱크 내의 액화천연가스는 점차 감소하고 중탄화수소 성분이 계속해서 유입되면서, 저장탱크 내의 액화천연가스 메탄가가 점점 낮아지게 되는 문제가 발생한다. 저장탱크 내의 액화천연가스 메탄가가 지속적으로 변화하면 연료 공급 공정의 제어가 어려울 뿐만 아니라, 저장탱크로 유입되는 중탄화수소의 온도가 높을 경우 저장탱크 내의 BOG 발생량이 늘어 탱크 내부 압력이 과도하게 높아질 위험도 있다.

본 발명은 이러한 문제를 해결하기 위한 것으로, 생산지에 따라 조성이 다른 액화천연가스의 메탄가를 효과적으로 조절하여 엔진에 연료를 공급하면서, 액화천연가스로부터 분리된 중탄화수소를 효과적으로 처리할 수 있는 연료 공급 시스템을 제안하고자 한다.

본 발명의 일 측면에 따르면, 선박용 엔진의 연료 공급 시스템에 있어서,

액화천연가스가 저장되는 저장탱크;

상기 저장탱크로부터 상기 액화천연가스를 공급받아 기화시켜 상기 선박용 엔진으로 공급하는 강제 기화기;

상기 강제 기화기에서 기화된 천연가스에 포함된 HHC(Heavy Hydro Carbon)를 제거하여 상기 천연가스를 상기 선박용 엔진에서 요구하는 메탄가(methane number)로 조절하는 세퍼레이터; 및

상기 세퍼레이터에서 분리된 상기 HHC를 저장하는 HHC 탱크를 포함하는 선박용 엔진의 연료 공급 시스템이 제공된다.

바람직하게는, 상기 선박용 엔진은 DFDG(Dual Fuel Diesel Generator) 및 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric Engine)를 포함하는 DF 엔진일 수 있다.

바람직하게는 상기 저장탱크는 복수로 마련되며, 상기 DF 엔진으로 연료를 공급 중인 저장탱크를 제외한 복수의 상기 저장탱크 중 어느 하나가 상기 HHC 탱크로 운용될 수 있다.

바람직하게는, 상기 선박용 엔진으로 ME-GI 엔진이 추가로 마련되고, 상기 HHC 탱크로부터 상기 ME-GI 엔진으로 연료가 공급될 수 있다.

바람직하게는 시스템은, 상기 강제 기화기의 상류에 마련되어 상기 액화천연가스를 펌핑하여 승압시키는 펌프와, 상기 세퍼레이터를 통과한 상기 천연가스가 상기 선박용 엔진에서 필요로 하는 온도 조건에 맞추어 추가로 가열되는 가열기를 더 포함할 수 있다.

바람직하게는, 상기 액화천연가스의 조성에 따라 상기 강제 기화기에서 상기 액화천연가스의 가열 온도를 변화시켜 상기 세퍼레이터에서의 HHC 제거량이 제어될 수 있다.

바람직하게는, 상기 저장탱크의 설계 압력은 상기 선박용 엔진의 운전압력보다 높게 설계되어, 상기 저장탱크의 내부 압력이 상기 선박용 엔진의 운전압력보다 높으면 상기 펌프에 의한 펌핑 없이 상기 저장탱크의 내부 압력에 의해 상기 액화천연가스가 상기 선박용 엔진으로 공급될 수 있다.

바람직하게는, 상기 저장탱크는 독립형 IMO C type 탱크를 포함하는 내압성 탱크로 마련되며, 상기 선박의 항해 기간 동안 상기 저장탱크에서 발생하는 BOG 또는 플래쉬 가스를 보유할 수 있도록 설계 압력이 설정될 수 있다.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 선박용 엔진의 연료 공급 방법에 있어서,

저장탱크에 저장된 액화천연가스를 펌핑하고 기화시켜 상기 선박용 엔진으로 공급하되, 상기 액화천연가스의 조성에 따라 기화 시 상기 액화천연가스의 가열 온도를 변화시켜 기화된 천연가스로부터 HHC(Heavy Hydro Carbon)를 제거하여 상기 선박용 엔진에서 요구하는 메탄가(methane number)로 조절하여 공급하되,

선박의 운항 중 분리된 상기 HHC는 별도의 탱크에 저장하여 육상에서 처리하는 것을 특징으로 하는 선박용 엔진의 연료 공급 방법이 제공된다.

본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 선박용 엔진의 연료 공급 방법에 있어서,

상기 저장탱크는 복수로 마련되여, 상기 선박용 엔진으로 연료를 공급 중인 저장탱크를 제외한 복수의 상기 저장탱크 중 어느 하나에 선박의 운항 중 분리된 상기 HHC를 저장하는 것을 특징으로 하는 선박용 엔진의 연료 공급 방법이 제공된다.

바람직하게는, 상기 선박용 엔진은 DF 엔진이고, 선박에는 ME-GI 엔진이 추가로 마련되어, 상기 HHC가 저장된 상기 저장 탱크로부터 상기 ME-GI 엔진으로 연료가 공급될 수 있다.

본 발명의 선박용 엔진의 연료공급 시스템 및 방법은, 기화된 천연가스에 포함된 HHC(Heavy Hydro Carbon)를 제거하여 선박용 엔진에서 요구하는 메탄가(methane number)로 조절하여 연료로 공급하면서, 별도의 탱크를 마련하여 분리된 중탄화수소를 저장할 수 있도록 한다.

이를 통해 메탄가 조절을 요하는 엔진에도, 생산지에 따라 다양한 조성비를 지닌 액화천연가스를 적절히 메탄가를 조절하여 연료로 공급할 수 있고 엔진의 이상연소 현상을 방지할 수 있다. 또한 분리된 중탄화수소 성분은 별도의 탱크에 저장하여 육상 등에서 처리하도록 함으로써, 연료 공급시 분리된 중탄화수소를 저장탱크로 재저장시에 저장탱크 내 액화천연가스의 메탄가가 낮아지게 되는 문제를 방지할 수 있다.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 선박용 엔진의 연료 공급 시스템을 개략적으로 도시한다.
도 2는 본 발명의 다른 실시예에 따른 선박용 엔진의 연료 공급 시스템을 개략적으로 도시한다.

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

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

도 1에는 본 발명의 일 실시예에 따른 선박용 엔진의 연료 공급 시스템을 개략적으로 도시하였다.

도 1에 도시된 바와 같이 본 실시예의 선박용 엔진(E)의 연료 공급 시스템은, 액화천연가스가 저장되는 저장탱크(FT)와, 저장탱크(FT)로부터 액화천연가스를 공급받아 기화시켜 선박용 엔진(E)으로 공급하는 강제 기화기(200a)와, 강제 기화기(200a)에서 기화된 천연가스에 포함된 HHC(Heavy Hydro Carbon)를 제거하여 천연가스를 선박용 엔진(E)에서 요구하는 메탄가(methane number)로 조절하는 세퍼레이터(300a)와, 세퍼레이터(300a)에서 분리된 HHC를 저장하는 HHC 탱크(HT)를 포함한다.

본 실시예의 선박용 엔진(E)은 DFDG(Dual Fuel Diesel Generator) 또는 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric Engine)와 같은 DF 엔진일 수 있다. DF 엔진은 중유와 천연가스를 혼소(混燒)하여 연료로 사용하는 엔진으로써, 중유만을 연료로 사용하는 경우보다 황 함유량이 적어 배기가스 중 황 산화물의 함량이 적어, 선박에 대한 국제적인 배기가스 배출규제 기준들을 충족할 수 있다. DFDE 및 DFDG의 연료공급 시스템은 천연가스 연료가 공급되는 gas fuel system과 디젤 연료가 공급되는 oil fuel system의 두 가지 연료공급 시스템을 포함할 수 있고, 본 실시예는 그 중 gas fuel system 부분에 적용된다. oil fuel system은 DFDE에 관해 공지된 기술이 적용될 수 있다.

천연가스에는 메탄 외에도 에탄, 프로판, 부탄, 펜탄 등 복수의 탄화수소를 가진 탄화수소 성분들과 질소, 이산화탄소 등의 불활성 가스 성분들이 포함되어 있으며, 그 조성비는 생산지에 따라 다르다. 메탄가(methane number)란 천연가스 중 메탄의 조성비를 나타내는 것으로서, 엔진에서 요구하는 메탄가를 충족하지 못하는 연료가 공급될 경우, 엔진에서 녹킹(knocking) 현상이나 피스톤이 상사점 이전에서 폭발, 연소되는 등의 이상연소 현상이 발생할 수 있다. 이러한 이상연소 현상은 엔진 피스톤의 마모를 초래할 수 있고, 엔진 효율 저하, 장치 고장 등의 문제를 야기할 수 있다.

본 실시예의 선박용 엔진(E)으로 적용되는 DF 엔진은 일반적으로 80 이상의 메탄가를 요구하고, 생산지에 따라 액화천연가스의 메탄가는 70 내외의 범위를 나타내기도 하므로, 이러한 액화천연가스는 엔진의 이상연소 현상 방지를 위해 DF 엔진이 필요로 하는 정도로 메탄가를 높여야 한다.

우선 DF 엔진으로의 연료 공급을 위해 강제 기화기(200a)에서는 저장탱크(FT)로부터 공급받은 액화천연가스를 기화시킨다. 강제 기화기(200a)에서는 액화천연가스를 스팀과 열교환으로 가열하거나, 액화천연가스를 직접 스팀과 열교환시키지 않고 열 매체를 스팀으로 가열한 후 가열된 열 매체를 통해 액화천연가스를 간접 가열하여 기화시킬 수도 있다. 특히 DFDG의 경우 연료로 공급되는 액화천연가스의 양이 적으므로 스팀과 직접 액화천연가스를 열교환시킬 경우 필요 이상의 과다한 열에너지가 공급되어, 가열된 후 공정의 제어가 어려워질 수 있으므로, GW(Glycol water) 등의 열 매체를 이용하여 액화천연가스를 기화시키는 것이 바람직할 수 있다.

이와 같이 강제 기화된 액화천연가스에 포함되는 에탄, 프로판, 부탄 등은 메탄보다 액화점이 높다. 따라서 세퍼레이터(300a)에서는, 메탄은 기체 상태를 유지하면서 프로판, 부탄 등의 중탄화수소(HHC)는 액화될 수 있는 온도에서 액화된 중탄화수소를 제거함으로써 액화천연가스의 메탄가를 엔진에서 요구하는 수준으로 높이게 된다.

특히 액화천연가스에 포함된 여러 중탄화수소들은 각기 다른 액화점을 지니므로, 액화천연가스의 조성과 DF 엔진이 요구하는 메탄가를 고려하여 강제 기화기(200a)에서의 액화천연가스의 가열 온도를 제어함으로써 세퍼레이터(300a)에서의 중탄화수소 제거량을 제어할 수 있다. 강제 기화기(200a)에서 가열되는 액화천연가스의 기화 온도는 -80 내지 -120℃이며, 액화천연가스의 생산지에 따라 서로 다른 조성을 고려하여 상기 범위 내에서 기화 온도를 조절할 수 있다.

세퍼레이터(300a)에서는 기화된 천연가스에 포함된 액적(mist) 상태의 중탄화수소 성분들을, 예를 들어 세퍼레이터(300a) 상부의 패킹 부분(미도시)에서 분리하여 제거할 수 있다. 이와 같이 세퍼레이터(300a)를 거쳐 메탄가가 조절된 천연가스가 DF 엔진의 연료로 공급된다.

기화된 액화천연가스는 70 내외의 메탄가에서 세퍼레이터(300a)를 거치면서 80 이상, 바람직하게는 90 이상, 더욱 바람직하게는 95 이상으로 메탄가가 조절될 수 있다. 메탄가가 조절됨에 따라 세퍼레이터(300a)를 거치기 전보다 저위발열량(LHV, Lower Heating Value)이 높아진다.

예를 들어 General LNG(C1:89.6%, N2:0.6%)의 경우 분리하기 이전의 메탄가는 71.3이며, 그때의 LHV(lower heating value)는 48,872.8 kJ/kg(1 atm, saturated vapor기준)인데, 7 bara로 가압된 상태에서 -120도로 가열하여 기화시키고 세퍼레이터(300a)를 통해 기/액을 분리하면, 메탄가는 95.5, LHV는 49,265.6 kJ/kg으로 변화한다.

기화된 액화천연가스는 세퍼레이터(300a)를 거친 후 가열기(400a)에서 추가로 가열되어 -30 내지 80℃, 바람직하게는 0 내지 60℃의 온도로 DF 엔진에 공급될 수 있다.

세퍼레이터(300a)는 도 1에서와 같이 저장탱크(FT)로부터 BOG가 공급되는 제2 유로와 액화천연가스가 공급되는 제1 유로가 합류되는 지점에 마련되어, 세퍼레이터(300a)를 거쳐 BOG 또는 천연가스가 제3 유로(L3)를 통해 선박용 엔진(E)으로 공급되도록 구성될 수 있다.

그러나 세퍼레이터는 도 2에 도시된 다른 실시예에서와 같이 제1 유로(L1)에 마련될 수도 있다(300b). 세퍼레이터를 도 2에서와 같이 제1 유로(L1)에 마련할 수 있는 것은, BOG는 주로 메탄으로 이루어지므로 세퍼레이터를 통한 메탄가 조절 없이도 선박용 엔진(E)에 공급할 수 있기 때문이다. 도 2에 도시된 본 발명의 다른 실시예는 도 1의 실시예와 세퍼레이터의 위치를 제외하면 공통되므로, 중복된 설명은 생략한다.

한편, 세퍼레이터(300a)에서 분리된 중탄화수소 성분들은 공급유로(HL)를 통해 저장탱크(FT)와는 별도로 선박에 마련되는 HHC 탱크(HT)로 공급하여 저장한다.

세퍼레이터(300a)에서 분리된 중탄화수소 성분들을 액화천연가스가 저장된 저장탱크(FT)에 수용한다면, 연료 공급이 진행됨에 따라 탱크 내의 액화천연가스는 점차 감소하고 중탄화수소 성분이 계속해서 유입되면서, 탱크 내의 액화천연가스 메탄가가 점점 낮아지게 된다. 저장탱크(FT) 내의 액화천연가스 메탄가가 지속적으로 변화하면 연료 공급 공정의 제어가 어려울 뿐만 아니라, 저장탱크(FT)로 유입되는 중탄화수소의 온도가 액화천연가스의 온도보다 높을 경우 저장탱크(FT) 내의 BOG 발생량이 늘어 탱크 내부 압력이 과도하게 높아질 위험도 있다.

본 시스템은 이러한 문제를 해결하고 세퍼레이터(300a)에서 분리된 중탄화수소 성분을 효과적으로 처리하기 위하여 HHC 탱크(HT)를 선내에 별로도 마련하여, 분리된 중탄화수소 성분을 따로 저장하도록 한다. 다만, 액화천연가스가 저장되는 저장탱크를 선내에 복수로 마련하여, DF 엔진으로 연료를 공급 중인 저장탱크를 제외한 다른 저장탱크 중 어느 하나를 선박의 운항 중 분리된 HHC를 저장하는 HHC 탱크(HT)로 운용하는 것도 가능하다.

HHC 탱크(HT)에 저장된 중탄화수소 성분은 선내에서 이를 연료로 공급받을 수 있는 설비에 연료로 공급하여 처리할 수 있다. 복수의 저장탱크 중 DF 엔진에 연료 공급 중인 탱크를 제외한 하나를 HHC 탱크로 운용하는 경우, 선박에 ME-GI 엔진을 마련하여 HHC 탱크로 운용 중인 저장탱크로부터 ME-GI 엔진으로 연료를 공급할 수도 있다. ME-GI 엔진은 연료의 메탄가로부터 비교적 자유로워, 중탄화수소 성분이 모인 HHC 탱크로부터도 연료를 공급받을 수 있다.

HHC 탱크(HT)에 저장된 중탄화수소 성분은 선내에서 이를 연료로 공급받을 수 있는 설비에 연료로 공급할 수도 있고, 선박의 운항 중 저장해두었다가 육상에서 처리할 수도 있다. HHC 탱크(HT)는 선박으로부터 분리될 수 있는 분리형으로 마련하여 중탄화수소 성분이 저장된 HHC 탱크(HT) 자체를 선박에서 하역함으로써 터미널 등에서의 처리 시간을 단축할 수도 있다.

한편, 강제 기화기(200a)의 상류에는 액화천연가스를 펌핑하여 승압시키는 펌프(100a)를 마련할 수 있고, 저장탱크(FT)를 내압성 탱크로 마련하여 그 설계 압력을 선박용 엔진(E)의 운전압력보다 높게 설계할 수 있다.

저장탱크(FT)는 예를 들어 독립형 IMO C type의 내압성 탱크로 마련하여, 선박의 항해 기간 동안 탱크에서 발생하는 BOG 또는 플래쉬 가스(flash gas)를 보유할 수 있도록 내압성 탱크의 설계 압력을 2 bar이상, 바람직하게는 3 bar 내지 30 bar, 좀더 바람직하게는 7 내지 15 bar의 게이지압으로 설계하여 DFDE 또는 DFDG와 같은 DF 엔진이 필요로 하는 운전압력으로 연료를 공급할 수 있다.

선박의 항해 기간 동안 액화천연가스로부터 발생하는 BOG 또는 플래쉬 가스를 보유할 수 있는 설계 압력으로 설정된 내압성 탱크에 BOG 또는 플래쉬 가스를 보유함으로써, 내압상승으로 인한 탱크 균열을 막기 위해 BOG를 연소시키거나 배출하는 등의 연료 낭비를 막을 수 있다. 또한 내압성 탱크의 내부압력이 점차 높아져 선박용 엔진(E)의 운전압력보다 높은 압력에 이르게 되면, 액화천연가스는 펌프에 의한 펌핑없이 바로 강제 기화기(200a)로 공급되어 세퍼레이터(300a)를 거친 후 가열하여 엔진에 공급될 수 있다.

특히 ME-GI 엔진과 같은 고압가스 추진 엔진을 선박의 주 추진 엔진으로 구성하여 저장탱크(FT)로부터 액화천연가스를 연료로 공급하는 경우, ME-GI 엔진의 연료 공급을 위해, 150 내지 400 bar의 압력까지 액화천연가스의 압력을 높이기 위한 고압 펌프(미도시)와 압축된 액화천연가스를 기화시키는 기화기(미도시)도 구성된다. 이때 고압 펌프의 운전시 발생하는 vapor와 액화천연가스 중 일부가 저장탱크(FT)로 복귀되기도 하며 고압가스 추진 엔진의 trip시에는 공급되던 고압 LNG 전량이 탱크로 복귀되기도 하므로, 탱크(FT)에는 플래쉬 가스 외에도 여러 가지 내압 상승의 요인이 있게 된다. 이와 같은 요인들에 의해 저장탱크(FT)의 내부 압력이 DF 엔진의 운전압력까지 높아지면, 펌프나 압축기를 없이도 선박용 엔진(E)에 연료를 공급할 수 있다.

이상에서 살펴본 바와 같이 본 시스템에서는, 저장탱크(FT)에 저장된 액화천연가스를 펌핑하여 기화시키되, 액화천연가스의 조성에 따라 기화 시 액화천연가스의 가열 온도를 변화시켜 기화된 천연가스로부터 HHC(Heavy Hydro Carbon)를 제거하여 메탄가(methane number) 조절이 필요한 DF 엔진과 같은 선박용 엔진(E)에 공급하면서, 별도의 탱크를 마련하여 세퍼레이터(300a)에서 분리된 중탄화수소를 따로 저장할 수 있도록 한다.

이를 통해 메탄가 조절을 요하는 엔진에도, 생산지에 따라 다양한 조성비를 지닌 액화천연가스를 적절히 메탄가를 조절하여 연료로 공급함으로써, 엔진의 이상연소 현상을 방지할 수 있다.

또한 분리된 중탄화수소 성분은 별도의 탱크에 저장하여 선내에 연료로 공급하거나 육상 등에서 처리할 수 있도록 함으로써, 연료 공급시 분리된 중탄화수소를 저장탱크(FT)로 재저장할 경우 저장탱크(FT) 내의 액화천연가스의 메탄가가 낮아지고 탱크 내 액화천연가스의 메탄가 변화로 인해 연료 공급 시스템의 제어가 어려워지는 문제를 방지할 수 있다.

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

FT: 저장탱크
E: 선박용 엔진
HT: HHC 탱크
L1: 제1 유로
L2: 제2 유로
L3: 제1 유로 및 제2 유로의 합류부분, 제3 유로
HL: 공급유로
100a, 100b: 펌프
200a, 200b: 강제 기화기
300a, 300b: 세퍼레이터
400a, 400b: 가열기

Claims

액화천연가스가 저장되는 저장탱크;
상기 액화천연가스를 연료로 사용할 수 있으며 메탄가 제한이 있는 제1 엔진;
상기 저장탱크로부터 상기 제1 엔진의 연료로 공급할 액화천연가스를 기화시키며, 상기 제1 엔진이 요구하는 메탄가를 고려하여 액화천연가스의 가열 온도가 제어되는 강제기화기;
상기 강제기화기와 연결되며 상기 제1 엔진으로 공급할 액화천연가스 중에 포함된 중탄화수소를 액체 상태로 분리하는 세퍼레이터;
상기 세퍼레이터에서에서 분리된 액체 상태의 중탄화수소를 저장하는 HHC 탱크; 및
상기 세퍼레이터와 제1 엔진을 연결하며, 상기 세퍼레이터에서 액체 성분이 분리된 연료 가스가 상기 제1 엔진의 연료로 공급되도록 하는 제3 유로;를 포함하며,
상기 저장탱크는 복수로 마련되고,
상기 HHC 탱크는, 상기 복수의 저장탱크 중 제1 엔진으로 연료를 공급 중인 저장탱크를 제외한 나머지 저장탱크 중 어느 하나이거나, 상기 저장탱크와는 별도로 마련되는 것으로서,
상기 제1 엔진의 연료로 공급되고 남은 중탄화수소를 상기 연료를 공급 중인 저장탱크로 회수하지 않고, HHC 탱크에 저장하여, 상기 저장탱크 내 액화천연가스의 메탄가가 감소되지 않도록 유지시키며,
상기 HHC 탱크에 저장된 중탄화수소는 선내 연료 수요처의 연료로 공급되거나, 육상으로 하역되는, 선박용 엔진의 연료 공급 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 제1 엔진의 메탄가 제한은 80 이상인, 선박용 엔진의 연료 공급 시스템.
삭제
청구항 1 또는 2에 있어서,
상기 HHC 탱크에 저장된 중탄화수소를 연료로 사용할 수 있으며 메탄가 제한이 없는 제2 엔진;을 더 포함하여,
상기 HHC 탱크에 저장된 중탄화수소는 상기 제2 엔진의 연료로 공급되는, 선박용 엔진의 연료 공급 시스템.
청구항 4에 있어서,
상기 제2 엔진의 연료로 공급할 액화천연가스를 상기 제2 엔진에서 요구하는 압력까지 압축시키는 고압 펌프; 및
상기 고압 펌프에서 압축된 액화천연가스를 기화시키는 기화기;를 더 포함하고,
상기 고압 펌프의 운전 시 발생하는 가스 및 상기 제2 엔진의 트립 시 상기 제2 엔진으로 공급되던 액화천연가스 연료는 상기 저장탱크로 복귀되는, 선박용 엔진의 연료 공급 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 HHC 탱크는 분리형 탱크로서, 상기 선박으로부터 육상 터미널로 하역될 수 있는, 선박용 엔진의 연료 공급 시스템.
청구항 5에 있어서,
상기 저장탱크는 독립형 IMO C type 탱크를 포함하는 내압성 탱크로 마련되며, 상기 선박의 항해 기간 동안 상기 저장탱크에서 발생하는 BOG 또는 플래쉬 가스에 의한 압력 상승을 견딜 수 있도록 설계 압력이 설정되며,
상기 저장탱크의 설계 압력은 상기 제1 엔진의 운전압력보다 높게 설계되어,
상기 저장탱크의 내압이 상기 제1 엔진의 운전 압력까지 높아지면, 가압 수단을 이용하지 않고 상기 액화천연가스가 상기 제1 엔진으로 공급될 수 있는, 선박용 엔진의 연료 공급 시스템.
저장탱크에 저장된 액화천연가스를 강제기화시켜 메탄가 제한이 있는 제1 엔진의 가스 연료로 공급하는 방법에 있어서,
상기 제1 엔진이 요구하는 메탄가를 고려하여 상기 액화천연가스의 가열 온도를 조절함으로써 액화천연가스를 강제기화시키는 단계;
상기 강제기화된 액화천연가스에 포함된 액체 성분을 분리하는 단계;
상기 액체 성분이 분리되어 상기 제1 엔진에서 요구하는 메탄가를 만족하는 가스 연료를 상기 제1 엔진으로 공급하는 단계; 및
상기 제1 엔진으로 공급되는 가스 연료로부터 분리되고 남은 액체 성분은 별도의 HHC 탱크에 저장하는 단계;를 포함하며.
상기 저장탱크는 복수로 마련하고,
상기 HHC 탱크는, 상기 복수의 저장탱크 중 제1 엔진으로 연료를 공급 중인 저장탱크를 제외한 나머지 저장탱크 중 어느 하나이거나, 상기 저장탱크와는 별도로 마련하는 것으로,
상기 제1 엔진의 연료로 공급하고 남은 중탄화수소를 상기 연료를 공급 중인 저장탱크로는 회수하지 않고 HHC 탱크에 저장함으로써, 상기 저장탱크 내 액화천연가스의 메탄가가 감소되지 않도록 유지시키며,
상기 HHC 탱크에 저장된 중탄화수소는 선내 연료 수요처의 연료로 공급되거나, 육상으로 하역하는, 선박용 엔진의 연료 공급 방법.
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청구항 8에 있어서,
상기 HHC 탱크에 저장된 중탄화수소는 메탄가 제한이 없는 제2 엔진의 연료로 공급하거나,
상기 HHC 탱크 자체를 육상의 터미널로 하역하는, 선박용 엔진의 연료 공급 방법.
청구항 10에 있어서,
상기 제1 엔진 및 제2 엔진은,
상기 강제기화가스, 상기 저장탱크에서 액화천연가스가 자연기화하여 생성된 증발가스 및 상기 기화가스와 증발가스의 혼합물 중 어느 하나를 연료로 공급받을 수 있는, 선박용 엔진의 연료 공급 방법.