KR102016524B1

KR102016524B1 - Floating Gas Power Plant

Info

Publication number: KR102016524B1
Application number: KR1020170164168A
Authority: KR
Inventors: 송용석; 최재웅
Original assignee: 삼성중공업 주식회사
Priority date: 2017-12-01
Filing date: 2017-12-01
Publication date: 2019-08-30
Also published as: KR20190064880A

Abstract

본 발명의 일 실시예에 의해 부유식 가스 발전 플랜트가 제공된다.
본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 가스 발전 플랜트는, 선체와, 선체에 설치되어 내부에 액화가스를 저장하는 복수 개의 저장탱크와, 복수 개의 저장탱크에서 공급되는 증발가스를 공급받아 전력을 생산하는 발전유닛과, 복수 개의 저장탱크와 발전유닛을 연결하며 자연증발가스를 발전유닛에 공급하는 증발가스공급라인과, 증발가스공급라인 상에 설치되어 자연증발가스를 가압하는 압축부와, 증발가스공급라인으로부터 분기되어 복수 개의 저장탱크 중 선택된 어느 하나의 저장탱크인 충전탱크에 연결되어 자연증발가스를 충전탱크에 충전하는 증발가스회수라인을 포함하여, 복수 개의 저장탱크에서 발생된 자연증발가스 중 발전유닛으로 공급되고 남은 양을 충전탱크에 충전할 수 있다.According to one embodiment of the present invention a floating gas power plant is provided.
Floating gas power plant according to an embodiment of the present invention, the hull, a plurality of storage tanks installed in the hull to store the liquefied gas therein, and receives the evaporation gas supplied from the plurality of storage tanks to produce electric power An evaporation gas supply line connecting the power generation unit, the plurality of storage tanks and the power generation unit to supply natural evaporation gas to the power generation unit, a compression unit installed on the evaporation gas supply line to pressurize the natural evaporation gas, and evaporation gas. Among the spontaneous evaporation gas generated from the plurality of storage tanks, including an evaporation gas recovery line branched from the supply line and connected to the filling tank selected from the plurality of storage tanks to charge the natural evaporation gas into the filling tank. The remaining amount supplied to the power generation unit can be charged in the filling tank.

Description

Floating Gas Power Plant

본 발명은 부유식 가스 발전 플랜트에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 증발가스를 효율적으로 처리할 수 있는 부유식 가스 발전 플랜트에 관한 것이다.The present invention relates to a floating gas power plant, and more particularly, to a floating gas power plant that can efficiently process boil-off gas.

일반적으로, 부유식 가스 발전 플랜트(Floating Gas Power Plant; FGPP)는 해상에 부유하며 전력을 생산하고 생산된 전력을 육상 또는 해상 플랜트에 공급하는 해상 구조물을 의미한다. 부유식 가스 발전 플랜트는 전력을 공급하는 케이블의 사용에 따른 비용 증대 및 전력 손실 등의 이유로 환경 규제가 강하게 적용되는 근해(近海)에서 운용되며, 이로 인해, 환경 오염물질의 배출이 적은 액화가스를 발전용 연료로 사용하고 있다. 액화가스는 친환경적이기는 하나, 온도가 약간만 높아져도 쉽게 증발되어 증발가스(Boil Off Gas; BOG)가 발생하는 문제점이 있다.Generally, a Floating Gas Power Plant (FGPP) refers to a marine structure that floats at sea, produces electricity, and supplies the generated power to an onshore or offshore plant. Floating gas power plants operate in offshore areas where environmental regulations are strongly enforced due to increased costs and loss of power due to the use of power cables. It is used as fuel for power generation. Although liquefied gas is environmentally friendly, even if the temperature is only slightly high, the liquefied gas is easily evaporated (Boil Off Gas; BOG) occurs.

종래의 부유식 가스 발전 플랜트는, 발생된 증발가스를 저장탱크에 저장하거나, 재액화한 후 저장탱크에 저장하는 등의 처리 방식을 사용하였다. 그러나, 저장탱크에 증발가스가 저장될 수 있는 용량, 및 재액화장치에서 증발가스를 처리할 수 있는 용량이 제한되어 있어, 잉여 증발가스를 처리하기 위한 별도의 장치가 필요하게 되었다. 이에 따라, 소각장치를 이용하여 잉여 증발가스를 소각 처리하였으나, 소각장치의 사용에 따른 비용이 증가하고 플랜트 내 공간 활용이 저하되는 문제점이 있다. 특히, 잉여 증발가스가 소각되어 버려지게 되므로, 증발가스의 처리가 효율적으로 이루어지지 않고 있는 실정이다.The conventional floating gas power plant used a treatment method such as storing the generated boil-off gas in a storage tank, or re-liquefying and storing it in a storage tank. However, since the capacity for storing the boil-off gas in the storage tank and the capacity for treating the boil-off gas in the reliquefaction apparatus are limited, a separate device for treating the excess boil-off gas is required. Accordingly, the incineration of the excess evaporated gas by using the incinerator, there is a problem that the cost of using the incinerator increases and the space utilization in the plant is reduced. In particular, since the excess boil-off gas is incinerated, it is not the efficient treatment of the boil-off gas.

이에, 종래의 부유식 가스 발전플랜트의 구조를 최대한 활용하면서 증발가스를 효율적으로 처리할 수 있는 부유식 가스 발전 플랜트가 필요하게 되었다.Therefore, there is a need for a floating gas power plant that can efficiently process boil-off gas while fully utilizing the structure of a conventional floating gas power plant.

대한민국 등록특허 제10-0875064호 (2008. 12. 12.)Republic of Korea Patent No. 10-0875064 (Dec. 12, 2008)

본 발명이 이루고자 하는 기술적 과제는, 증발가스를 효율적으로 처리할 수 있는 부유식 가스 발전 플랜트를 제공하는 것이다.The technical problem to be achieved by the present invention is to provide a floating gas power plant that can efficiently process boil-off gas.

본 발명의 기술적 과제들은 이상에서 언급한 기술적 과제로 제한되지 않으며, 언급되지 않은 또 다른 기술적 과제들은 아래의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.Technical problems of the present invention are not limited to the technical problems mentioned above, and other technical problems not mentioned will be clearly understood by those skilled in the art from the following description.

상기 기술적 과제를 달성하기 위한 본 발명의 실시예에 따른 부유식 가스 발전 플랜트는, 선체와, 상기 선체에 설치되어 내부에 액화가스를 저장하는 복수 개의 저장탱크와, 상기 복수 개의 저장탱크에서 공급되는 증발가스를 공급받아 전력을 생산하는 발전유닛과, 상기 복수 개의 저장탱크와 상기 발전유닛을 연결하며 자연증발가스를 상기 발전유닛에 공급하는 증발가스공급라인과, 상기 증발가스공급라인 상에 설치되어 상기 자연증발가스를 가압하는 압축부와, 상기 증발가스공급라인으로부터 분기되어 상기 복수 개의 저장탱크 중 선택된 어느 하나의 저장탱크인 충전탱크에 연결되어 상기 자연증발가스를 상기 충전탱크에 충전하는 증발가스회수라인을 포함하여, 상기 복수 개의 저장탱크에서 발생된 상기 자연증발가스 중 상기 발전유닛으로 공급되고 남은 양을 상기 충전탱크에 충전한다.Floating gas power plant according to an embodiment of the present invention for achieving the technical problem, the hull, a plurality of storage tanks installed in the hull to store the liquefied gas therein, the plurality of storage tanks are supplied It is installed on the power generation unit for supplying boil-off gas and generating electric power, the boil-off gas supply line connecting the plurality of storage tanks and the power generation unit and supplying natural evaporation gas to the power generation unit, and the boil-off gas supply line. An evaporation gas for charging the natural evaporation gas to the filling tank connected to a compression unit for pressurizing the natural evaporation gas and a filling tank which is branched from the evaporation gas supply line and which is a storage tank selected from the plurality of storage tanks. Including the recovery line, to the power generation unit of the natural evaporation gas generated in the plurality of storage tanks The remaining amount supplied is filled into the filling tank.

상기 충전탱크는 나머지 저장탱크보다 액화가스가 적게 저장되고 내부 압력이 더 높을 수 있다.The filling tank may store less liquefied gas and have a higher internal pressure than the remaining storage tanks.

상기 충전탱크는 상기 나머지 저장탱크보다 내부 허용 압력이 높을 수 있다.The filling tank may have a higher internal allowable pressure than the remaining storage tanks.

상기 증발가스회수라인은 상기 압축부 또는 상기 압축부 후단에서 분기되어 상기 충전탱크의 상기 증발가스공급라인에 연결될 수 있다.The boil-off gas recovery line may be branched from the compression section or the rear end of the compression section and connected to the boil-off gas supply line of the filling tank.

상기 증발가스회수라인은 상기 충전탱크 외부에서 상기 증발가스공급라인에 합류될 수 있다.The boil-off gas recovery line may be joined to the boil-off gas supply line outside the filling tank.

상기 부유식 가스 발전 플랜트는, 상기 복수 개의 저장탱크에 각각 설치되어 액화가스의 액위를 측정하는 제1 센서와, 상기 복수 개의 저장탱크에 각각 설치되어 내부 압력을 측정하는 제2 센서, 및 상기 제1 센서와 상기 제2 센서로부터 측정값을 제공받아 상기 복수 개의 저장탱크 내부의 상기 자연증발가스와 액화가스를 이동시키는 제어부를 더 포함할 수 있다.The floating gas power generation plant may include a first sensor installed in each of the plurality of storage tanks to measure a liquid level of liquefied gas, a second sensor installed in each of the plurality of storage tanks to measure internal pressure, and the first sensor. The controller may further include a control unit receiving the measured values from the first sensor and the second sensor to move the natural evaporation gas and the liquefied gas in the plurality of storage tanks.

상기 부유식 가스 발전 플랜트는, 상기 증발가스회수라인과 상기 압축부 전단의 상기 증발가스공급라인을 열교환하는 열교환기를 더 포함할 수 있다.The floating gas power plant may further include a heat exchanger for heat-exchanging the boil-off gas recovery line and the boil-off gas supply line in front of the compression unit.

본 발명에 따르면, 발전유닛의 부하량 및 자연증발가스의 발생량에 대응하여 효과적으로 자연증발가스를 처리할 수 있다. 따라서, 발전유닛으로의 연료 공급과, 저장탱크 내부의 압력 유지가 용이하게 이루어질 수 있으며, 이로 인해, 발전효율이 향상될 수 있다.According to the present invention, the natural evaporation gas can be effectively treated in response to the load of the power generation unit and the amount of natural evaporation gas generated. Therefore, the fuel supply to the power generation unit and the pressure maintenance inside the storage tank can be made easily, and, thereby, the power generation efficiency can be improved.

또한, 배관만 추가하여 구현이 가능하므로, 종래의 시스템에 적용이 용이하다.In addition, since it is possible to implement by adding only the pipe, it is easy to apply to a conventional system.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 가스 발전플랜트를 개략적으로 도시한 도면이다.
도 2 내지 도 4는 부유식 가스 발전 플랜트의 운용을 설명하기 위한 작동도이다.
도 5는 본 발명의 다른 실시예에 따른 부유식 가스 발전플랜트를 개략적으로 도시한 도면이다.1 is a view schematically showing a floating gas power plant according to an embodiment of the present invention.
2 to 4 is an operation diagram for explaining the operation of the floating gas power plant.
5 is a view schematically showing a floating gas power plant according to another embodiment of the present invention.

본 발명의 이점 및 특징, 그리고 그것들을 달성하는 방법은 첨부되는 도면과 함께 상세하게 후술되어 있는 실시예들을 참조하면 명확해질 것이다. 그러나 본 발명은 이하에서 개시되는 실시예들에 한정되는 것이 아니라 서로 다른 다양한 형태로 구현될 수 있으며, 단지 본 실시예들은 본 발명의 개시가 완전하도록 하고, 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 발명의 범주를 완전하게 알려주기 위해 제공되는 것이며, 본 발명은 청구항의 범주에 의해 정의될 뿐이다. 명세서 전체에 걸쳐 동일 참조 부호는 동일 구성 요소를 지칭한다.Advantages and features of the present invention and methods for achieving them will be apparent with reference to the embodiments described below in detail with the accompanying drawings. However, the present invention is not limited to the embodiments disclosed below, but can be implemented in various different forms, and only the embodiments make the disclosure of the present invention complete, and the general knowledge in the art to which the present invention belongs. It is provided to fully inform the person having the scope of the invention, which is defined only by the scope of the claims. Like reference numerals refer to like elements throughout.

이하, 도 1 내지 도 4를 참조하여, 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 가스 발전 플랜트에 관하여 상세히 설명한다.1 to 4, a floating gas power plant according to an embodiment of the present invention will be described in detail.

본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 가스 발전 플랜트는 해상에 부유하며 전력을 생산하며, 생산된 전력을 타 플랜트에 공급할 수 있다.Floating gas power plant according to an embodiment of the present invention is floating on the sea to produce power, it is possible to supply the produced power to other plants.

부유식 가스 발전 플랜트는 발전유닛의 부하량 및 자연증발가스의 발생량에 대응하여 효과적으로 자연증발가스를 처리할 수 있다. 따라서, 발전유닛으로의 연료 공급과, 저장탱크 내부의 압력 유지가 용이하게 이루어질 수 있으며, 이로 인해, 발전효율이 향상될 수 있다. 또한, 배관만 추가하여 구현이 가능하므로, 종래의 시스템에 적용이 용이한 특징이 있다.The floating gas power plant can effectively process the natural evaporation gas in response to the load of the power generation unit and the amount of natural evaporation gas generated. Therefore, the fuel supply to the power generation unit and the pressure maintenance inside the storage tank can be made easily, and, thereby, the power generation efficiency can be improved. In addition, since it can be implemented by adding only the pipe, there is a feature that can be easily applied to a conventional system.

이하, 도 1을 참조하여, 부유식 가스 발전 플랜트에 관하여 구체적으로 설명한다.Hereinafter, with reference to FIG. 1, a floating gas power generation plant is demonstrated concretely.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 부유식 가스 발전플랜트를 개략적으로 도시한 도면이다.1 is a view schematically showing a floating gas power plant according to an embodiment of the present invention.

본 발명에 따른 부유식 가스 발전 플랜트(1)는 선체(10)와, 복수 개의 저장탱크(20)와, 발전유닛(30)과, 증발가스공급라인(40)과, 압축부(50), 및 증발가스회수라인(60)을 포함한다.Floating gas power plant 1 according to the present invention is a hull 10, a plurality of storage tanks 20, the power generation unit 30, the boil-off gas supply line 40, the compression unit 50, And an evaporative gas recovery line 60.

선체(10)는 부유식 가스 발전 플랜트(1)의 본체로, 추진장치(도시되지 않음)를 구비하여 자체적으로 이동 및 해상에 부유할 수 있다. 선체(10)에는 부유식 가스 발전 플랜트(1)의 운용을 위한 각종 장비가 구비되며, 내부에 복수 개의 저장탱크(20)가 설치될 수 있다.The hull 10 is a main body of the floating gas power plant 1, which is provided with a propulsion device (not shown), which can move and float on its own. The hull 10 is provided with a variety of equipment for the operation of the floating gas power plant 1, a plurality of storage tanks 20 may be installed therein.

저장탱크(20)는 내부에 액화가스를 저장하는 탱크로, 복수 개가 선체(10) 내부에 일정 간격 이격되어 배치될 수 있다. 여기서, 액화가스라 함은, 가스 상태의 화합물이나 혼합물을 식히거나 압축하여 액화(液化)한 가스로, 예를 들어, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas; LNG)나 액화석유가스(Liquefied Petroleum Gas; LPG)일 수 있다. 저장탱크(20)는 예를 들어, 국제해사기구(International Maritime Organization; IMO)의 압력식 B-타입 탱크일 수 있다. 압력식 B-타입 탱크는 멤브레인(membrane) 탱크로서, 운전압력은 상당히 낮은 편이나 탱크의 부피가 크기 때문에 액화가스가 자연 기화하여 생성된 자연증발가스를 외부로 배출하지 않고 상당 부분 내부에 저장할 수 있다. 다시 말해, 자연증발가스의 저장에 따른 압력 및 온도 증가를 허용 범위 내에서 버텨낼 수 있다. 그러나, 저장탱크(20)가 압력식 B-타입 탱크로 형성되는 것으로 한정될 것은 아니며, 저장탱크(20)의 종류는 다양하게 변형될 수 있다. 예를 들어, 저장탱크(20)는 국제해사기구의 압력식 C-타입 탱크일 수도 있다. 각각의 저장탱크(20)에는 로딩라인(21)이 연결되어, 외부로부터 액화가스를 공급받을 수 있다.Storage tank 20 is a tank for storing the liquefied gas therein, a plurality may be arranged spaced apart at a predetermined interval inside the hull (10). Here, liquefied gas is a gas liquefied by cooling or compressing a gaseous compound or mixture, for example, liquefied natural gas (Liquefied Natural Gas) or liquefied petroleum gas (Liquefied Petroleum Gas); LPG). The storage tank 20 may be, for example, a pressure B-type tank of the International Maritime Organization (IMO). Pressure type B-type tanks are membrane tanks, but the operating pressure is quite low, but the volume of the tanks is large, so that the natural evaporation gas generated by the natural vaporization of liquefied gas can be stored inside without being discharged to the outside. have. In other words, the increase in pressure and temperature according to the storage of spontaneous evaporation gas can be tolerated within an acceptable range. However, the storage tank 20 is not limited to being formed as a pressure B-type tank, and the type of the storage tank 20 may be variously modified. For example, the storage tank 20 may be a pressure C-type tank of the International Maritime Organization. Each storage tank 20 is connected to the loading line 21, can be supplied with liquefied gas from the outside.

복수 개의 저장탱크(20)에서 발생된 자연증발가스는 발전유닛(30)으로 공급된다. 발전유닛(30)은 복수 개의 저장탱크(20)에서 공급되는 증발가스를 공급받아 전력을 생산하는 것으로, 예를 들어, 메인 엔진, 발전기, 보일러 등일 수 있다. 다시 말해, 발전유닛(30)은 각각의 저장탱크(20)에 저장된 액화가스가 자연 기화하여 생성된 자연증발가스(nBOG)와, 저장된 액화가스를 강제 기화하여 생성한 강제증발가스(fBOG) 중 적어도 하나를 공급받아 전력을 생산한다. 예를 들어, 각각의 저장탱크(20)에서 생성된 자연증발가스의 양이 많은 경우, 발전유닛(30)은 자연증발가스만 공급받아 전력을 생산하며, 자연증발가스의 양이 적은 경우, 발전유닛(30)은 자연증발가스와 강제증발가스를 동시에 공급받아 전력을 생산할 수 있다.The natural evaporation gas generated in the plurality of storage tanks 20 is supplied to the power generation unit 30. The power generation unit 30 generates electric power by receiving the boil-off gas supplied from the plurality of storage tanks 20. For example, the power generation unit 30 may be a main engine, a generator, a boiler, or the like. In other words, the power generation unit 30 is a natural evaporation gas (nBOG) generated by natural vaporization of the liquefied gas stored in each storage tank 20, and the forced evaporation gas (fBOG) generated by forcibly vaporizing the stored liquefied gas At least one is supplied to produce power. For example, in the case where the amount of natural evaporation gas generated in each storage tank 20 is large, the power generation unit 30 is supplied with only natural evaporation gas to produce electric power, and when the amount of natural evaporation gas is small, The unit 30 may be supplied with natural evaporation gas and forced evaporation gas at the same time to produce electric power.

자연증발가스는 증발가스공급라인(40)을 통해 발전유닛(30)으로 공급되며, 강제증발가스는 액화가스공급라인(70)을 통해 발전유닛(30)으로 공급될 수 있다.The natural evaporation gas may be supplied to the power generation unit 30 through the evaporation gas supply line 40, and the forced evaporation gas may be supplied to the power generation unit 30 through the liquefied gas supply line 70.

증발가스공급라인(40)은 복수 개의 저장탱크(20)와 발전유닛(30)을 연결하며, 각각의 저장탱크(20)에서 발생된 자연증발가스를 모아 발전유닛(30)에 공급할 수 있다. 즉, 증발가스공급라인(40)은 일단부가 분기되어 각각의 저장탱크(20)에 연결되고, 타단부가 하나로 합류되어 발전유닛(30)에 연결될 수 있다. 이 때, 증발가스공급라인(40) 상에는 자연증발가스의 유동을 제어하는 제어밸브와, 적어도 하나의 압축부(50), 및 냉각부(51)가 설치될 수 있다. 압축부(50)는 제어밸브 후단에 위치하여 발전유닛(30)에서 요구하는 압력으로 자연증발가스를 가압하며, 냉각부(51)는 압축부(50) 후단에 배치되어 가압된 자연증발가스를 발전유닛(30)에서 요구하는 온도로 냉각할 수 있다. 따라서, 각각의 저장탱크(20)에서 발생된 자연증발가스는 발전유닛(30)에서 요구되는 압력 및 온도로 공급될 수 있다.The boil-off gas supply line 40 connects the plurality of storage tanks 20 and the power generation unit 30, and collects natural evaporation gas generated in each storage tank 20 and supplies the generated evaporation gas to the power generation unit 30. That is, one end of the boil-off gas supply line 40 is connected to each storage tank 20, the other end may be joined to one of the power generation unit 30. At this time, the control valve for controlling the flow of the natural evaporation gas, at least one compression unit 50, and the cooling unit 51 may be installed on the boil-off gas supply line 40. The compression unit 50 is located at the rear end of the control valve to pressurize the natural evaporation gas at the pressure required by the power generation unit 30, and the cooling unit 51 is disposed at the rear end of the compression unit 50 to pressurize the natural evaporation gas. It can cool to the temperature required by the power generation unit 30. Therefore, the natural evaporation gas generated in each storage tank 20 may be supplied at the pressure and temperature required by the power generation unit 30.

액화가스공급라인(70)은 일단부가 분기되어 각각의 저장탱크(20) 내부에 설치된 펌프(71)에 연결되며, 타단부가 하나로 합류되어 발전유닛(30) 또는 증발가스공급라인(40)에 연결될 수 있다. 액화가스공급라인(70) 상에는 액화가스의 유동을 제어하는 제어밸브와, 액화가스를 강제 기화시켜 강제증발가스를 생성하는 적어도 하나의 가열부(72)가 설치될 수 있다. 또한, 가열부(72) 후단의 액화가스공급라인(70)에는 강제증발가스의 유동을 제어하는 제어밸브가 설치될 수 있다. 액화가스공급라인(70)이 증발가스공급라인(40)에 연결되는 경우, 액화가스가 펌프(71)에서 가압된 후 가열부(72)에서 기화된 상태이므로, 냉각부(51) 후단의 증발가스공급라인(40)에 연결될 수 있다.The liquefied gas supply line 70 is branched at one end and connected to the pump 71 installed in each storage tank 20, and the other end is joined as one to the power generation unit 30 or the boil-off gas supply line 40. Can be connected. On the liquefied gas supply line 70 may be provided with a control valve for controlling the flow of the liquefied gas, and at least one heating unit 72 for forcibly vaporizing the liquefied gas to generate a forced evaporation gas. In addition, a control valve for controlling the flow of forced evaporation gas may be installed in the liquefied gas supply line 70 at the rear end of the heating unit 72. When the liquefied gas supply line 70 is connected to the boil-off gas supply line 40, since the liquefied gas is pressurized by the pump 71 and vaporized in the heating unit 72, the liquefied gas supply line 70 is evaporated after the cooling unit 51. It may be connected to the gas supply line 40.

발전유닛(30)에서 생산된 전력은 제1 전력소비유닛(31)과 제2 전력소비유닛(32) 중 적어도 하나에 공급될 수 있다.The power produced by the power generation unit 30 may be supplied to at least one of the first power consumption unit 31 and the second power consumption unit 32.

제1 전력소비유닛(31)은 부유식 가스 발전 플랜트(1)의 운용을 위한 각종 장비로, 부유식 가스 발전 플랜트(1)가 최대한으로 발전하는 첨두부하 모드(peak load mode)뿐만 아니라 부유식 가스 발전 플랜트(1)가 운용에 필요한 만큼만 최소로 발전하는 기저부하 모드(base load mode)에도 전력을 공급받아 항시 구동될 수 있다. 제2 전력소비유닛(32)은 육상 또는 해상의 플랜트에 전력을 공급하기 위한 장비로, 기저부하 모드에서의 전력 소비량을 초과하는 모드, 예를 들어, 중간부하 모드이거나 첨두부하 모드일 때 전력을 공급받아 일시적으로 구동될 수 있다. 따라서, 제1 전력소비유닛(31)만 운용되는 기저부하 모드에서는 발전유닛(30)에서 요구되는 연료가스의 양이 감소하게 되며, 제1 전력소비유닛(31)과 제2 전력소비유닛(32)이 동시에 운용되는 중간부하 모드 또는 첨두부하 모드에서는 발전유닛(30)에서 요구되는 연료가스의 양이 증가할 수 있다. 이하, 본 명세서 상에는 첨두부하 모드일 때 제2 전력소비유닛(42)에 전력이 공급되는 것으로 한정하여 설명한다.The first power consumption unit 31 is a variety of equipment for the operation of the floating gas power plant 1, the floating load as well as the peak load mode (peak load mode) for the maximum power generation of the floating gas power plant (1) The gas power plant 1 may be driven at all times by being supplied with power even in a base load mode in which power is generated only as small as necessary for operation. The second power consumption unit 32 is a device for supplying power to an onshore or offshore plant. The second power consumption unit 32 supplies power when the power consumption is exceeded in the base load mode, for example, the medium load mode or the peak load mode. It can be supplied and temporarily driven. Therefore, in the base load mode in which only the first power consumption unit 31 is operated, the amount of fuel gas required by the power generation unit 30 is reduced, and the first power consumption unit 31 and the second power consumption unit 32 are reduced. In the intermediate load mode or peak load mode in which the) is operated simultaneously, the amount of fuel gas required by the power generation unit 30 may increase. Hereinafter, the description will be limited to that the power is supplied to the second power consumption unit 42 in the peak load mode.

전술한 바와 같이, 제1 전력소비유닛(31)만 운용되는 기저부하 모드에서는 발전유닛(30)에서 요구되는 연료가스의 양이 감소하게 된다. 따라서, 복수 개의 저장탱크(20)에서 발생한 자연증발가스의 총 발생량 중 발전유닛(30)에 공급되고 남은 나머지는 외부로 배출되지 않고 각각의 저장탱크(20)에 그대로 저장되어 저장탱크(20)의 내부 압력을 허용 범위 내로 유지시킬 수 있다. 저장탱크(20) 내부의 자연증발가스가 발전유닛(30)으로 공급되면, 저장탱크(20)의 내부 압력이 점차 감소하게 되며, 내부 압력이 지속적으로 감소할 경우, 자연증발가스의 공급이 원활하게 이루어지지 않을 수 있다. 발전유닛(30)에 공급되고 남은 나머지 자연증발가스를 외부로 배출하지 않고 각각의 저장탱크(20)에 저장함으로써, 별도의 에너지 소비 없이 잉여 자연증발가스를 처리할 수 있다. 동시에, 저장탱크(20)의 내부 압력이 허용 범위 내로 유지될 수 있어 발전유닛(30)으로의 연료가스 공급도 원활하게 이루어질 수 있다. 또한, 자연증발가스를 발전유닛(30)에 공급하기 위한 별도의 펌프장치가 생략될 수 있어, 이에 따른 비용을 절감할 수 있다.As described above, in the base load mode in which only the first power consumption unit 31 is operated, the amount of fuel gas required by the power generation unit 30 is reduced. Therefore, the remaining amount supplied to the power generation unit 30 among the total generation amount of natural evaporation gas generated in the plurality of storage tanks 20 is stored in each storage tank 20 without being discharged to the outside and the storage tank 20. The internal pressure of can be kept within the allowable range. When the natural evaporation gas in the storage tank 20 is supplied to the power generation unit 30, the internal pressure of the storage tank 20 gradually decreases, and when the internal pressure continuously decreases, the supply of the natural evaporation gas is smooth. It may not be done. By storing the remaining natural evaporation gas supplied to the power generation unit 30 in each storage tank 20 without discharging it to the outside, the surplus natural evaporation gas may be treated without additional energy consumption. At the same time, the internal pressure of the storage tank 20 can be maintained within the allowable range, so that fuel gas supply to the power generation unit 30 can also be made smoothly. In addition, a separate pump device for supplying the natural evaporation gas to the power generation unit 30 can be omitted, thereby reducing the cost.

자연증발가스를 저장탱크(20) 내부에 저장할 때 필요한 공간의 크기는 자연증발가스의 양, 외기 온도, 발전모드, 허용 가능한 탱크의 압력에 따라 가변될 수 있다. 예를 들어, 외기 온도가 높을 경우, 저장탱크(20) 내부로 유입되는 열량이 증가하여 자연증발가스의 발생량이 증가하게 되며, 자연증발가스의 발생량이 증가할수록 필요한 저장공간의 크기가 커질 수 있다. 또한, 첨두부하 모드에는 발전유닛(30)에서 소모되는 자연증발가스의 양이 증가하므로, 필요한 저장공간의 크기가 작아질 수 있다. 또한, 허용 가능한 탱크의 압력이 클수록 더 많은 양의 자연증발가스를 저장할 수 있어, 필요한 저장공간의 크기가 작아질 수 있다. 자연증발가스의 저장에 필요한 공간의 크기가 가변됨으로써, 이에 대응하여 저장탱크(20)의 최대 수위도 가변될 수 있다.The size of the space required for storing the natural evaporation gas in the storage tank 20 may vary depending on the amount of natural evaporation gas, outside temperature, power generation mode, and allowable tank pressure. For example, when the outside air temperature is high, the amount of heat introduced into the storage tank 20 increases, so that the amount of natural evaporation gas increases, and as the amount of natural evaporation gas increases, the required storage space may increase in size. . In addition, since the amount of natural evaporation gas consumed in the power generation unit 30 increases in the peak load mode, the size of the required storage space can be reduced. In addition, the higher the allowable pressure in the tank can store a larger amount of spontaneous evaporation gas, the smaller the size of the required storage space. By varying the size of the space required for the storage of the natural evaporation gas, the maximum water level of the storage tank 20 can also be changed correspondingly.

한편, 증발가스공급라인(40)에는 증발가스회수라인(60)이 분기될 수 있다.On the other hand, the boil-off gas recovery line 60 may be branched to the boil-off gas supply line 40.

증발가스회수라인(60)은 압축부(50) 또는 압축부(50) 후단에서 분기되어 복수 개의 저장탱크(20) 중에서 선택된 어느 하나의 저장탱크인 충전탱크(20a)에 연결되며, 압축부(50)에서 가압된 자연증발가스 중 일부를 충전탱크(20a)에 충전할 수 있다. 여기서, 충전탱크(20a)라 함은, 별도로 구비된 탱크가 아닌, 복수 개의 저장탱크(20) 중 선택된 하나의 탱크일 수 있으며, 충전탱크(20a)로 선택된 탱크에 증발가스회수라인(60)을 연결하여 사용할 수 있다.The boil-off gas recovery line 60 is branched from the compression unit 50 or the rear end of the compression unit 50 and connected to the filling tank 20a, which is a storage tank selected from the plurality of storage tanks 20, and the compression unit ( Some of the natural evaporated gas pressurized in 50 may be filled in the filling tank 20a. Here, the filling tank 20a may be one tank selected from a plurality of storage tanks 20, rather than a tank provided separately, and the evaporation gas recovery line 60 may be a tank selected as the filling tank 20a. Can be used to connect.

복수 개의 나머지 저장탱크(20)에서 발생된 자연증발가스 중 발전유닛(30)에 공급되고 남은 양은 먼저 각각의 저장탱크(20)에 저장되며, 각각의 저장탱크(20)에 저장되고도 남은 양은 충전탱크(20a)에 충전될 수 있다. 저장탱크(20)는 압력식 탱크로서, 내부 허용 압력이 제한되어 있다. 다시 말해, 나머지 저장탱크(20)에 각각 저장할 수 있는 자연증발가스의 양이 정해져 있으므로, 저장탱크(20)의 허용 압력 범위를 초과하는 나머지 양은 증발가스회수라인(60)을 통해 충전탱크(20a)에 충전될 수 있다. 발전유닛(30)에 공급되고 남은 나머지 자연증발가스가 각각의 저장탱크(20)에 저장되고, 저장탱크(20)에 저장되고 남은 나머지 자연증발가스가 충전탱크(20a)에 저장됨으로써, 나머지 저장탱크(20)에 과압이 걸리는 것을 방지할 수 있으며, 자연증발가스의 처리도 효율적으로 이루어질 수 있다. 특히, 압축부(50)에서 가압된 자연증발가스가 충전탱크(20a)에 충전됨으로써, 더 많은 양의 자연증발가스를 처리할 수 있다.The remaining amount supplied to the power generation unit 30 among the natural evaporation gas generated in the plurality of remaining storage tanks 20 is first stored in each storage tank 20, and the remaining amount stored in each storage tank 20 is The filling tank 20a may be charged. Storage tank 20 is a pressure tank, the internal allowable pressure is limited. In other words, since the amount of natural evaporation gas that can be stored in each of the remaining storage tanks 20 is determined, the remaining amount exceeding the allowable pressure range of the storage tank 20 is filled through the boil-off gas recovery line 60 through the filling tank 20a. ) Can be charged. The remaining natural evaporated gas remaining after being supplied to the power generation unit 30 is stored in each storage tank 20, and the remaining natural evaporated gas stored in the storage tank 20 is stored in the filling tank 20a to store the remaining gas. It is possible to prevent the overpressure is applied to the tank 20, the treatment of natural evaporation gas can also be made efficiently. In particular, the natural evaporation gas pressurized by the compression unit 50 is filled in the filling tank 20a, so that a larger amount of natural evaporation gas can be processed.

충전탱크(20a)는 나머지 저장탱크(20)보다 액화가스가 적게 저장된 탱크일 수 있다. 충전탱크(20a)에 나머지 저장탱크(20)보다 액화가스가 적게 저장됨으로써, 나머지 저장탱크(20)에서 발생된 자연증발가스를 수용할 수 있다. 또한, 충전탱크(20a)에 나머지 저장탱크(20)에서 발생된 자연증발가스가 수용됨으로써, 충전탱크(20a)는 내부 압력이 나머지 저장탱크(20)보다 높게 유지될 수 있다. 또한, 충전탱크(20a)는 나머지 저장탱크(20)보다 내부 허용 압력이 높게 설계되어, 나머지 저장탱크(20)로부터 공급되는 자연증발가스에 의한 압력 증가를 견딜 수 있다. 도시된 바와 같이, 증발가스회수라인(60)이 압축부(50) 후단, 특히, 압축부(50)와 냉각부(51) 사이의 증발가스공급라인(40)에서 분기되는 경우, 증발가스공급라인(40)과 증발가스회수라인(60)의 연결 지점에는 자연증발가스의 유동을 제어하는 제어밸브가 마련될 수 있다. 제어밸브는 3방 밸브(3-way valve) 형태로 형성되어, 냉각부(51)로 이동하는 증발가스공급라인(40) 측 유동과 증발가스회수라인(60) 측 유동을 동시에 제어할 수 있다.The filling tank 20a may be a tank in which less liquefied gas is stored than the remaining storage tank 20. Since less liquefied gas is stored in the filling tank 20a than the remaining storage tank 20, it is possible to accommodate the natural evaporation gas generated in the remaining storage tank 20. In addition, by receiving the natural evaporation gas generated in the remaining storage tank 20 in the filling tank 20a, the filling tank 20a may be maintained higher than the remaining storage tank 20. In addition, the filling tank (20a) is designed to have a higher internal allowable pressure than the remaining storage tank 20, it can withstand the pressure increase by the natural evaporation gas supplied from the remaining storage tank (20). As shown, when the boil-off gas recovery line 60 is branched from the boil-off gas supply line 40 between the compression section 50, in particular, the compression section 50 and the cooling section 51, the boil-off gas supply At the connection point of the line 40 and the boil-off gas recovery line 60 may be provided with a control valve for controlling the flow of natural evaporation gas. The control valve is formed in the form of a 3-way valve, and can simultaneously control the flow of the boil-off gas supply line 40 and the flow of the boil-off gas recovery line 60 moving to the cooling unit 51. .

증발가스회수라인(60)은 충전탱크(20a)의 증발가스공급라인(40)에 연결될 수 있으며, 특히, 충전탱크(20a) 외부에서 증발가스공급라인(40)에 합류될 수 있다. 증발가스회수라인(60)이 충전탱크(20a) 외부에서 증발가스공급라인(40)에 합류됨으로써, 충전탱크(20a)에 증발가스회수라인(60)이 관통하는 관통구가 형성되는 것을 방지할 수 있으며, 이로 인해, 충전탱크(20a)의 내부 압력 유지가 용이하게 이루어질 수 있다. 충전탱크(20a)의 증발가스공급라인(40)과 증발가스회수라인(60)의 연결 지점에는 자연증발가스의 유동을 제어하는 제어밸브가 마련되며, 제어밸브는 3방 밸브(3-way valve) 형태로 형성되어 충전탱크(20a)로부터 배출되는 증발가스공급라인(40) 측 유동과 충전탱크(20a)로 유입되는 증발가스회수라인(60) 측 유동을 동시에 제어할 수 있다.The boil-off gas recovery line 60 may be connected to the boil-off gas supply line 40 of the filling tank 20a, and in particular, may be joined to the boil-off gas supply line 40 outside the filling tank 20a. By the boil-off gas recovery line 60 is joined to the boil-off gas supply line 40 outside the filling tank 20a, it is possible to prevent the through-hole through which the boil-off gas recovery line 60 penetrates the filling tank 20a. And, due to this, it is possible to easily maintain the internal pressure of the filling tank (20a). At the connection point of the boil-off gas supply line 40 and the boil-off gas recovery line 60 of the filling tank 20a, a control valve for controlling the flow of natural evaporation gas is provided, and the control valve is a 3-way valve. It is formed in the form of) can be controlled at the same time the flow of the boil-off gas supply line 40 discharged from the filling tank (20a) and the flow of boil-off gas recovery line 60 flowing into the filling tank (20a).

복수 개의 저장탱크(20)에는 각각, 제1 센서(81)와 제2 센서(82)가 설치될 수 있다. 제1 센서(81)는 저장탱크(20)에 저장된 액화가스의 액위를 측정하는 것으로, 통상의 수위센서일 수 있다. 제2 센서(82)는 저장탱크(20)의 내부 압력을 측정하는 것으로, 통상의 압력센서일 수 있다. 제1 센서(81)와 제2 센서(82)는 각각 측정된 측정값을 제어부(80)로 전송하며, 제어부(80)는 제1 센서(81)와 제2 센서(82)로부터 측정값을 제공받아 제어밸브를 제어하여 복수 개의 저장탱크(20) 내부의 자연증발가스와 액화가스를 이동시킬 수 있다. 예를 들어, 충전탱크(20a) 내부에 나머지 저장탱크(20)와 동일한 양의 액화가스가 저장되거나 나머지 저장탱크(20)보다 많은 양의 액화가스가 저장된 경우, 제어부(80)는 충전탱크(20a) 내부의 액화가스를 나머지 저장탱크(20)로 이동시킬 수 있다. 이 때, 나머지 저장탱크(20)의 액위가 모두 동일한 경우, 액화가스를 동일한 양으로 나누어 이동시킬 수 있으며, 나머지 저장탱크(20) 중 어느 하나의 액위가 낮은 경우, 해당 저장탱크에 액화가스를 모두 이동시킬 수 있다. 또한, 나머지 저장탱크(20) 중 어느 하나의 저장탱크(20)의 내부 압력 값이 허용 압력을 초과하는 경우, 제어부(80)는 해당 저장탱크 내부의 자연증발가스를 충전탱크(20a)로 이동시킬 수 있다.Each of the plurality of storage tanks 20 may be provided with a first sensor 81 and a second sensor 82. The first sensor 81 measures the liquid level of the liquefied gas stored in the storage tank 20, and may be a general level sensor. The second sensor 82 measures an internal pressure of the storage tank 20, and may be a conventional pressure sensor. The first sensor 81 and the second sensor 82 respectively transmit the measured values to the controller 80, and the controller 80 receives the measured values from the first sensor 81 and the second sensor 82. The control valve may be provided to move the natural evaporation gas and the liquefied gas inside the plurality of storage tanks 20. For example, when the same amount of liquefied gas as the remaining storage tank 20 is stored in the filling tank 20a or a larger amount of the liquefied gas is stored than the remaining storage tank 20, the controller 80 may include a filling tank ( 20a) may move the liquefied gas inside the remaining storage tank (20). At this time, when the liquid level of the remaining storage tanks 20 are all the same, the liquefied gas may be divided and moved by the same amount. When the liquid level of any one of the remaining storage tanks 20 is low, the liquefied gas is transferred to the corresponding storage tank. You can move them all. In addition, when the internal pressure value of any one of the remaining storage tanks 20 exceeds the allowable pressure, the controller 80 moves the natural evaporation gas in the storage tank to the filling tank 20a. You can.

충전탱크(20a)에 저장된 자연증발가스는 필요에 따라 증발가스공급라인(40)을 통해 발전유닛(30)으로 공급될 수 있다.The natural evaporation gas stored in the filling tank 20a may be supplied to the power generation unit 30 through the evaporation gas supply line 40 as necessary.

이하, 도 2 내지 도 4를 참조하여, 부유식 가스 발전 플랜트(1)가 동작하는 과정에 대해 좀 더 상세히 설명한다.Hereinafter, a process of operating the floating gas power plant 1 will be described in more detail with reference to FIGS. 2 to 4.

도 2 내지 도 4는 부유식 가스 발전 플랜트의 운용을 설명하기 위한 작동도이다.2 to 4 is an operation diagram for explaining the operation of the floating gas power plant.

본 발명에 따른 부유식 가스 발전 플랜트(1)는 발전유닛(30)의 부하량 및 자연증발가스의 발생량에 대응하여 효과적으로 자연증발가스를 처리할 수 있다. 따라서, 발전유닛(30)으로의 연료 공급과, 저장탱크(20) 내부의 압력 유지가 용이하게 이루어질 수 있으며, 이로 인해, 발전효율이 향상될 수 있다. 또한, 배관만 추가하여 구현이 가능하므로, 종래의 시스템에 용이하게 적용할 수 있다.Floating gas power plant 1 according to the present invention can effectively process the natural evaporation gas corresponding to the load of the power generation unit 30 and the amount of natural evaporation gas generated. Therefore, the fuel supply to the power generation unit 30 and the pressure maintenance in the storage tank 20 can be made easily, thereby generating power generation efficiency can be improved. In addition, since only the piping can be implemented, it can be easily applied to a conventional system.

먼저, 도 2는 액화가스를 선적하는 모습을 도시한 도면이다.First, Figure 2 is a view showing a state of shipping liquefied gas.

각각의 저장탱크(20)와 충전탱크(20a)에는 로딩라인(21)이 연결되며, 외부로부터공급된 액화가스는 로딩라인(21)을 통해 각각의 저장탱크(20)와 충전탱크(20a)에 저장될 수 있다. 이 때, 충전탱크(20a)에는 나머지 저장탱크(20)보다 적은 양의 액화가스가 저장될 수 있다.Each of the storage tank 20 and the filling tank 20a is connected to the loading line 21, the liquefied gas supplied from the outside through the loading line 21, each of the storage tank 20 and the filling tank 20a Can be stored in. At this time, the filling tank (20a) may be stored in a smaller amount of liquefied gas than the remaining storage tank (20).

도 3은 기저부하 모드에서의 부유식 가스 발전 플랜트의 운용을 도시한 작동도이다.3 is an operational diagram illustrating the operation of the floating gas power plant in the base load mode.

각각의 저장탱크(20)에 저장된 액화가스가 자연 기화하여 생성된 자연증발가스는 증발가스공급라인(40)을 따라 유동하여 압축부(50)와 냉각부(51)를 통과한 후 발전유닛(30)으로 공급된다. 발전유닛(30)은 자연증발가스를 연료가스로 공급받아 전력을 생산하고, 생산된 전력을 제1 전력소비유닛(31)에 공급한다. 기저부하 모드에서는 발전유닛(30)에서 소모되는 연료량이 적으므로, 제1 저장탱크(20)에서 발생된 자연증발가스가 모두 소비되지 않는다. 따라서, 발전유닛(30)에 공급되고 남은 나머지 자연증발가스는 외부로 배출되지 않고 그대로 각각의 저장탱크(20)에 저장된다. 자연증발가스가 각각의 저장탱크(20)에 저장됨으로써, 저장탱크(20)의 내부 압력이 허용 범위 내로 유지되어 발전유닛(30)으로의 연료가스 공급이 원활하게 이루어질 수 있다. 저장탱크(20)는 내부 허용 압력이 제한되어 있으므로, 저장탱크(20)의 허용 압력을 초과하는 나머지 자연증발가스는 압축부(50)에서 가압된 후 증발가스회수라인(60) 및 증발가스공급라인(40)을 통해 충전탱크(20a)로 충전될 수 있다. 충전탱크(20a)는 내부 허용 압력이 저장탱크(20)보다 높게 형성되고, 저장된 액화가스의 양도 적으므로, 각각의 저장탱크(20)의 허용 범위를 초과하는 자연증발가스를 일괄적으로 모아 저장할 수 있다.The natural evaporation gas generated by natural vaporization of the liquefied gas stored in each storage tank 20 flows along the evaporation gas supply line 40 and passes through the compression unit 50 and the cooling unit 51 and then generates a power generation unit ( 30). The power generation unit 30 receives the natural evaporation gas as the fuel gas to produce electric power, and supplies the generated electric power to the first electric power consumption unit 31. In the base load mode, since the amount of fuel consumed in the power generation unit 30 is small, all of the natural evaporation gas generated in the first storage tank 20 is not consumed. Therefore, the remaining natural evaporation gas supplied to the power generation unit 30 is stored in each storage tank 20 without being discharged to the outside. As the natural evaporation gas is stored in each storage tank 20, the internal pressure of the storage tank 20 is maintained within an allowable range so that fuel gas supply to the power generation unit 30 can be smoothly performed. Since the internal storage pressure of the storage tank 20 is limited, the remaining natural evaporation gas exceeding the allowable pressure of the storage tank 20 is pressurized by the compression unit 50, and then the evaporation gas recovery line 60 and the evaporation gas supply. The filling tank 20a may be charged through the line 40. Since the filling tank 20a has a higher internal allowable pressure than the storage tank 20 and the amount of stored liquefied gas is small, the storage tank 20a collectively stores and stores the natural evaporation gas exceeding the allowable range of each storage tank 20. Can be.

도 4는 첨두부하 모드에서 자연증발가스와 강제증발가스를 동시에 공급받아 구동하는 경우의 부유식 가스 발전 플랜트의 운용을 도시한 작동도이다.4 is an operation diagram showing the operation of the floating gas power plant in the case of driving the natural evaporation gas and forced evaporation gas simultaneously in the peak load mode.

각각의 저장탱크(20)에서 생성 및 저장된 자연증발가스는 증발가스공급라인(40)을 통해 압축부(50)와 냉각부(51)를 통과한 후 발전유닛(30)에 공급된다. 이 때, 저장탱크(20)에서 공급되는 자연증발가스의 양이 충분하지 않은 경우, 충전탱크(20a)에 저장된 자연증발가스가 증발가스공급라인(40)을 통해 발전유닛(30)에 공급된다. 첨두부하 모드에서는 발전유닛(30)에서 소모되는 연료가스의 양이 많으므로, 자연증발가스를 모두 발전유닛(30)에 공급하며, 증발가스회수라인(60)은 폐쇄된다. 충전탱크(20a)에서 공급되는 자연증발가스의 양으로도 충분하지 않은 경우, 강제증발가스를 생성하여 발전유닛(30)에 공급한다. 강제증발가스는 액화가스공급라인(70)을 통해 공급되며, 액화가스공급라인(70)은 저장탱크(20) 및 충전탱크(20a)에 저장된 액화가스를 가열부(72)에서 강제로 기화시켜 강제증발가스를 생성한다. 발전유닛(30)은 생산된 전력을 제1 전력소비유닛(31)과 제2 전력소비유닛(32)에 각각 공급한다.The natural evaporation gas generated and stored in each storage tank 20 passes through the compression unit 50 and the cooling unit 51 through the evaporation gas supply line 40 and then is supplied to the power generation unit 30. At this time, when the amount of natural evaporation gas supplied from the storage tank 20 is not sufficient, the natural evaporation gas stored in the filling tank 20a is supplied to the power generation unit 30 through the evaporation gas supply line 40. . In the peak load mode, since the amount of fuel gas consumed in the power generation unit 30 is large, all natural evaporation gas is supplied to the power generation unit 30, and the boil-off gas recovery line 60 is closed. If the amount of natural evaporation gas supplied from the filling tank 20a is not sufficient, a forced evaporation gas is generated and supplied to the power generation unit 30. The forced evaporation gas is supplied through the liquefied gas supply line 70, and the liquefied gas supply line 70 forcibly vaporizes the liquefied gas stored in the storage tank 20 and the filling tank 20a by the heating unit 72. Generates forced evaporation gas. The power generation unit 30 supplies the generated power to the first power consumption unit 31 and the second power consumption unit 32, respectively.

한편, 저장탱크(20)와 충전탱크(20a)에서 공급되는 자연증발가스의 양이 충분할 경우, 액화가스공급라인(70)을 통한 강제증발가스의 공급이 제한될 수 있다On the other hand, if the amount of natural evaporation gas supplied from the storage tank 20 and the filling tank 20a is sufficient, the supply of forced evaporation gas through the liquefied gas supply line 70 may be limited.

이하, 도 5를 참조하여, 본 발명의 다른 실시예에 따른 부유식 가스 발전 플랜트(1)에 관하여 상세히 설명한다.Hereinafter, with reference to Figure 5, it will be described in detail with respect to the floating gas power plant 1 according to another embodiment of the present invention.

도 5는 본 발명의 다른 실시예에 따른 부유식 가스 발전플랜트를 개략적으로 도시한 도면이다.5 is a view schematically showing a floating gas power plant according to another embodiment of the present invention.

본 발명의 다른 실시예에 따른 부유식 가스 발전 플랜트(1)는 증발가스회수라인(60)과 압축부(50) 전단의 증발가스공급라인(40)을 열교환하는 열교환기(90)를 더 포함한다. 본 발명의 다른 실시예에 따른 부유식 가스 발전 플랜트(1)는 증발가스회수라인(60)과 압축부(50) 전단의 증발가스공급라인(40)을 열교환하는 열교환기(90)를 더 포함하는 것을 제외하면, 전술한 실시예와 실질적으로 동일하다. 따라서, 이를 중점적으로 설명하되, 별도의 언급이 없는 한, 나머지 구성부에 대한 설명은 전술한 사항으로 대신한다.Floating gas power plant 1 according to another embodiment of the present invention further includes a heat exchanger 90 for heat exchange between the boil-off gas recovery line 60 and the boil-off gas supply line 40 in front of the compression unit 50. do. Floating gas power plant 1 according to another embodiment of the present invention further includes a heat exchanger 90 for heat exchange between the boil-off gas recovery line 60 and the boil-off gas supply line 40 in front of the compression unit 50. Except for that, it is substantially the same as the above-described embodiment. Therefore, while focusing on this, unless otherwise stated, the description of the remaining components will be replaced by the above description.

증발가스회수라인(60)은 압축부(50)에서 분기되어 충전탱크(20a) 외부에서 충전탱크(20a)의 증발가스공급라인(40)에 합류될 수 있다. 증발가스회수라인(60)이 압축부(50)에서 분기됨으로써, 증발가스회수라인(60)에는 압축부(50)에서 가압된 자연증발가스보다 낮은 압력의 자연증발가스가 유동할 수 있다. 예를 들어, 발전유닛(30)에서 요구하는 압력이 충전탱크(20a)의 내부 허용 압력보다 높은 경우, 증발가스회수라인(60)은 압축부(50) 중간에서 분기될 수 있다. 도면 상에는 압축부(50)가 단일 개로 형성되어 증발가스회수라인(60)이 압축부(50) 중간에서 분기되는 것으로 도시하였으나, 이에 한정될 것은 아니며, 예를 들어, 압축부(50)가 다단으로 형성되는 경우, 증발가스회수라인(60)은 압축부(50) 사이에서 분기될 수도 있다. 증발가스회수라인(60) 상에는 증발가스회수라인(60)과 압축부(50) 전단의 증발가스공급라인(40)을 열교환하는 열교환기(90)가 설치될 수 있다.The boil-off gas recovery line 60 may be branched from the compression unit 50 and joined to the boil-off gas supply line 40 of the filling tank 20a outside the filling tank 20a. As the boil-off gas recovery line 60 is branched from the compression unit 50, the boil-off gas recovery line 60 may flow a natural evaporation gas having a pressure lower than that of the natural vaporization gas pressurized by the compression unit 50. For example, when the pressure required by the power generation unit 30 is higher than the internal allowable pressure of the filling tank 20a, the boil-off gas recovery line 60 may branch in the middle of the compression unit 50. In the drawings, the compression unit 50 is formed in a single piece so that the boil-off gas recovery line 60 is branched in the middle of the compression unit 50, but is not limited thereto. For example, the compression unit 50 may include multiple stages. When formed as, the boil-off gas recovery line 60 may be branched between the compression unit 50. A heat exchanger 90 may be installed on the boil-off gas recovery line 60 to heat-exchange the boil-off gas recovery line 60 and the boil-off gas supply line 40 in front of the compression unit 50.

열교환기(90)는 압축부(50)에서 가압된 후 증발가스회수라인(60)을 통해 유동하는 자연증발가스와, 증발가스공급라인(40)을 통해 압축부(50)로 유입되는 자연증발가스를 서로 열교환한다. 열교환기(90)가 설치됨으로써, 증발가스회수라인(60)을 통해 유동하는 자연증발가스의 온도가 일부 감소되고, 증발가스공급라인(40)을 통해 압축부(50)로 유입되는 온도는 일부 증가되어 압축부(50)의 압축 용량을 줄일 수 있으며, 이에 따른 비용을 절감할 수 있다.The heat exchanger 90 is pressurized by the compression unit 50 and then natural evaporation gas flowing through the evaporation gas recovery line 60, and natural evaporation flowing into the compression unit 50 through the evaporation gas supply line 40 Heat exchange the gases with each other. By installing the heat exchanger 90, the temperature of the natural evaporation gas flowing through the boil-off gas recovery line 60 is partially reduced, and the temperature flowing into the compression unit 50 through the boil-off gas supply line 40 is partially. Increased may reduce the compression capacity of the compression unit 50, thereby reducing the cost.

이상 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 실시예들을 설명하였지만, 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자는 본 발명이 그 기술적 사상이나 필수적인 특징을 변경하지 않고서 다른 구체적인 형태로 실시될 수 있다는 것을 이해할 수 있을 것이다. 그러므로 이상에서 기술한 실시예들은 모든 면에서 예시적인 것이며 한정적이 아닌 것으로 이해해야만 한다.Although embodiments of the present invention have been described above with reference to the accompanying drawings, those skilled in the art to which the present invention pertains may implement the present invention in other specific forms without changing the technical spirit or essential features thereof. I can understand that. Therefore, it should be understood that the embodiments described above are exemplary in all respects and not restrictive.

1: 부유식 가스 발전 플랜트
10: 선체 20: 저장탱크
20a: 충전탱크 21: 로딩라인
30: 발전유닛 31: 제1 전력소비유닛
32: 제2 전력소비유닛 40: 증발가스공급라인
50: 압축부 51: 냉각부
60: 증발가스회수라인 70: 액화가스공급라인
71: 펌프 72: 가열부
80: 제어부 81: 제1 센서
82: 제2 센서 90: 열교환기1: floating gas power plant
10: hull 20: storage tank
20a: filling tank 21: loading line
30: power generation unit 31: first power consumption unit
32: second power consumption unit 40: boil-off gas supply line
50: compression section 51: cooling section
60: boil-off gas recovery line 70: liquefied gas supply line
71: pump 72: heating
80: control unit 81: first sensor
82: second sensor 90: heat exchanger

Claims

hull;
A plurality of storage tanks installed in the hull to store liquefied gas therein;
A power generation unit configured to generate electric power by receiving boil-off gas supplied from the plurality of storage tanks;
An evaporative gas supply line connecting the plurality of storage tanks to the power generation unit and supplying natural evaporation gas to the power generation unit;
A compression unit installed on the boil-off gas supply line to pressurize the natural evaporation gas;
A cooling unit installed on the boil-off gas supply line after the compression unit to cool the pressurized natural evaporation gas to a temperature required by the power generation unit;
Branched from the boil-off gas supply line between the compression unit and the cooling unit is connected to the boil-off gas supply line of the filling tank which is any one selected from the plurality of storage tanks to the natural evaporation gas to the filling tank Including the boil-off gas recovery line,
Floating gas power generation plant for filling the filling tank with the remaining amount supplied to the power generation unit of the natural evaporation gas generated in the plurality of storage tanks.

The floating gas power plant according to claim 1, wherein the filling tank stores less liquefied gas and has a higher internal pressure than the remaining storage tanks.

The floating gas power plant according to claim 2, wherein the filling tank has a higher internal allowable pressure than the remaining storage tanks.

delete

The floating gas power plant according to claim 1, wherein the boil-off gas recovery line is joined to the boil-off gas supply line outside the filling tank.

The liquid crystal display of claim 1, further comprising: a first sensor installed in each of the plurality of storage tanks to measure a level of the liquefied gas;
A second sensor installed in each of the plurality of storage tanks to measure internal pressure; And
And a control unit for receiving the measured values from the first sensor and the second sensor to move the natural evaporation gas and the liquefied gas in the plurality of storage tanks.

The floating gas power plant according to claim 1, further comprising a heat exchanger for heat-exchanging the boil-off gas recovery line and the boil-off gas supply line at the front end of the compression section.