KR102092313B1 - Ship - Google Patents
Ship Download PDFInfo
- Publication number
- KR102092313B1 KR102092313B1 KR1020187015138A KR20187015138A KR102092313B1 KR 102092313 B1 KR102092313 B1 KR 102092313B1 KR 1020187015138 A KR1020187015138 A KR 1020187015138A KR 20187015138 A KR20187015138 A KR 20187015138A KR 102092313 B1 KR102092313 B1 KR 102092313B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- gas
- heat exchanger
- supply line
- line
- tank
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
- B63H21/38—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
- 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
- F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
- F17C13/004—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels for large storage 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
-
- B63B2770/00—
-
- 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
- F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
- F17C2221/03—Mixtures
- F17C2221/032—Hydrocarbons
- F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
-
- 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
- F17C2227/0306—Heat exchange with the fluid by heating using the same 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
- F17C2265/03—Treating the boil-off
- F17C2265/031—Treating the boil-off by discharge
-
- 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
- F17C2265/07—Generating electrical power as side effect
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- Y02T70/00—Maritime or waterways transport
- Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system
- Y02T70/5218—Less carbon-intensive fuels, e.g. natural gas, biofuels
Abstract
선박은, 추진용 프로펠러를 회전 구동하는 주 가스엔진과; LNG를 저장하는 탱크와; 탱크 내에서 발생한 BOG를 연료가스로서 주 가스엔진으로 유도하며, 압축기가 설치된 제1 공급 라인과; 압축기보다 하류 측에서 제1 공급 라인으로부터 분기하여 탱크에 연결되며, 팽창 장치가 설치된 반송 라인과; 발전용 부 가스엔진과; 상기 탱크 내에서 LNG를 취출 하고, 그 LNG가 기화한 VG를 부 가스엔진으로 유도하는 제2 공급 라인과; 제1 공급 라인에서의 압축기보다 상류 측 부분을 흐르는 BOG와 반송 라인에서의 팽창 장치보다 상류 측 부분을 흐르는 BOG 사이에서 열교환을 수행하는 제1 열교환기와; 반송 라인에서 제1 열교환기로부터 유출되는 BOG와 제2 공급 라인을 흐르는 LNG 사이에서 열교환을 수행하여 LNG의 일부 또는 전부를 기화시키는 제2 열교환기; 를 구비한다.The ship, the main gas engine for rotationally driving the propeller for propulsion; A tank for storing LNG; A first supply line for guiding BOG generated in the tank to the main gas engine as a fuel gas, and having a compressor installed therein; A conveying line branched from the first supply line on the downstream side of the compressor and connected to the tank, wherein an expansion device is installed; An auxiliary gas engine for power generation; A second supply line for taking LNG out of the tank and guiding the VG vaporized by the LNG to a secondary gas engine; A first heat exchanger performing heat exchange between the BOG flowing upstream of the compressor in the first supply line and the BOG flowing upstream of the expansion apparatus in the conveyance line; A second heat exchanger for vaporizing a part or all of the LNG by performing heat exchange between the BOG flowing from the first heat exchanger in the conveying line and LNG flowing in the second supply line; It is provided.
Description
본 발명은 추진용 가스엔진을 포함하는 선박에 관한 것이다.The present invention relates to a ship including a gas engine for propulsion.
종래부터, 액화천연가스를 저장하는 탱크와, 탱크 내에서 발생한 보일 오프 가스(Boil-Off Gas; BOG)가 연료가스로서 공급되는 추진용 가스엔진을 포함하는 선박이 알려져 있다. 이러한 선박에는, 가스엔진이 추진용 프로펠러를 직접적으로 회전 구동하는 기계 추진식의 것과, 가스엔진이 추진용 프로펠러를 발전기 및 모터를 통해서 회전 구동하는 전기 추진식의 것이 있다.Background Art Conventionally, a ship including a tank for storing liquefied natural gas and a propulsion gas engine in which Boil-Off Gas (BOG) generated in the tank is supplied as fuel gas is known. In such ships, there are mechanical propulsion types in which the gas engine directly drives the propeller for propulsion, and electric propulsion types in which the gas engine rotates and drives the propeller for propulsion through a generator and a motor.
예를 들면, 특허문헌 1에는, 도 6에 나타낸 바와 같은 기계 추진식 선박(100)이 개시되어 있다. 이 선박(100)에서는, 공급 라인(120)에 의해, 탱크(110) 내에서 발생한 보일 오프 가스가 연료가스로서 MEGI 엔진(2-스트로크 엔진)으로 유도된다. 공급 라인(120)에는, 보일 오프 가스를 15~40 MPa의 고압으로 압축하는 다단식 압축기(121)가 설치되어 있다. 또한, 공급 라인(120)으로부터는 압축기(121)의 내부에서 분기 라인(130)이 분기하고 있고, 이 분기 라인(130)이 DF엔진에 연결되어 있다. DF엔진은, 추진용이나 발전용으로서 사용된다.For example, Patent Document 1 discloses a mechanical
또한, 공급 라인(120)으로부터는, 압축기(121)보다 하류 측에서 반송 라인(140)이 분기하고 있고, 이 반송 라인(140)이 탱크(110)에 연결되어 있다. 반송 라인(140)에는, 상류 측으로부터 차례로, 팽창 밸브(141) 및 기액 분리기(142)가 설치되어 있다. 반송 라인(140)을 통해서 탱크(110)로 반송되는 고압 및 고온의 보일 오프 가스는, 열교환기(160)에서 공급 라인(120)을 흐르는 저압 및 저온의 보일 오프 가스에 의해서 냉각되어 적어도 부분적으로 액화되고, 그 후에 팽창 밸브(141)에서 팽창되어 저압 및 저온의 기액(氣液) 2상(相) 상태가 된다. 기액 2상 상태의 보일 오프 가스는, 기액 분리기(142)에서 가스성분과 액체성분으로 분리되고, 액체성분만이 탱크(110)로 반송된다. 한편, 가스성분은, 기액 분리기(142)로부터 재순환 라인(150)을 통해서 공급 라인(120)으로 유도되어, 열교환기(160)로 유입되는 보일 오프 가스와 합류한다.Further, from the
또한, 도 6에 나타낸 선박(100)에서는, 열교환기(160)에서 냉각된 보일 오프 가스가, 냉각기(170)에서 재순환 라인(150)을 흐르는 가스 성분에 의해서 추가적으로 냉각된다.In addition, in the
그런데 도 6에 나타낸 선박(100)에서는, 반송 라인(140)을 통해서 탱크(110)로 반송되는 보일 오프 가스가, 공급 라인(120) 및 재순환 라인(150)을 흐르는 보일 오프 가스의 냉열에 의하여 밖에서는 냉각되지 않는다. 따라서, 반송 라인(140)을 흐르는 보일 오프 가스의 재액화율(보일 오프 가스의 반송량에 대한 재액화량의 비율)이 그다지 좋지 않다.However, in the
그래서 본 발명은, 반송 라인을 통해서 탱크로 반송되는 보일 오프 가스의 재액화율을 향상시킬 수 있는 선박을 제공하는 것을 목적으로 한다.Therefore, it is an object of the present invention to provide a vessel capable of improving the reliquefaction rate of boil-off gas conveyed to a tank through a conveying line.
상기 과제를 해결하기 위하여, 본 발명의 선박은, 추진용 프로펠러를 회전 구동하는 주 가스엔진과; 액화천연가스를 저장하는 탱크와; 상기 탱크 내에서 발생한 보일 오프 가스를 연료가스로서 상기 주 가스엔진으로 유도하며, 압축기가 설치된 제1 공급 라인과; 상기 압축기보다 하류 측에서 상기 제1 공급 라인으로부터 분기하여 상기 탱크에 연결되며, 팽창 장치가 설치된 반송 라인과; 발전용 부 가스엔진과; 상기 탱크 내에서 액화천연가스를 취출하고, 그 액화천연가스가 기화한 기화가스를 연료가스로서 상기 부 가스엔진으로 유도하는 제2 공급 라인과; 상기 제1 공급 라인에서의 상기 압축기보다 상류 측 부분을 흐르는 보일 오프 가스와 상기 반송 라인에서의 상기 팽창 장치보다 상류 측 부분을 흐르는 보일 오프 가스 사이에서 열교환을 수행하는 제1 열교환기와; 상기 반송 라인에서 상기 제1 열교환기로부터 유출되는 보일 오프 가스와 상기 제2 공급 라인을 흐르는 액화천연가스 사이에서 열교환을 수행하여 상기 액화천연가스의 일부 또는 전부를 기화시키는 제2 열교환기; 를 구비하는 것을 특징으로 한다.In order to solve the above problems, the ship of the present invention, the main gas engine for rotationally driving the propeller for propulsion; A tank for storing liquefied natural gas; A first supply line for guiding boil-off gas generated in the tank to the main gas engine as fuel gas, and having a compressor installed thereon; A transfer line branched from the first supply line on the downstream side of the compressor and connected to the tank, wherein an expansion device is installed; An auxiliary gas engine for power generation; A second supply line for extracting liquefied natural gas from the tank and guiding the vaporized gas vaporized by the liquefied natural gas to the secondary gas engine as fuel gas; A first heat exchanger performing heat exchange between a boil-off gas flowing upstream of the compressor in the first supply line and a boil-off gas flowing downstream of the expansion device in the conveyance line; A second heat exchanger for vaporizing a part or all of the liquefied natural gas by performing heat exchange between the boil-off gas flowing out of the first heat exchanger and the liquefied natural gas flowing in the second supply line in the conveying line; It characterized in that it comprises.
상기 구성에 의하면, 반송 라인을 통해서 탱크로 반송되는 고압 및 고온의 보일 오프 가스는, 제1 열교환기에서 제1 공급 라인을 흐르는 저압 및 저온의 보일 오프 가스에 의해 냉각된 후, 제2 열교환기에서 제2 공급 라인을 흐르는 액화천연가스에 의해 냉각된다. 그리고 이와 같이 냉각된 보일 오프 가스가 팽창 장치에서 팽창되기 때문에, 탱크로 반송되는 보일 오프 가스를 부분적으로 재액화시킬 수가 있다. 게다가, 제2 열교환기는, 액화천연가스의 현열뿐만 아니라 잠열도 이용하여 보일 오프 가스를 냉각하므로, 반송 라인을 통해서 탱크로 반송되는 보일 오프 가스의 재액화율을 향상시킬 수가 있다.According to the above configuration, the high-pressure and high-temperature boil-off gas conveyed to the tank through the transfer line is cooled by the low-pressure and low-temperature boil-off gas flowing through the first supply line in the first heat exchanger, and then the second heat exchanger. In the second supply line is cooled by liquefied natural gas flowing. And since the boil-off gas cooled in this way is expanded in the expansion device, the boil-off gas conveyed to the tank can be partially re-liquefied. In addition, the second heat exchanger uses the latent heat as well as the sensible heat of the liquefied natural gas to cool the boil-off gas, so that the re-liquefaction rate of the boil-off gas conveyed to the tank through the conveying line can be improved.
상기 제2 열교환기는, 상기 제1 열교환기와 일체적으로 형성되어 있어도 좋다. 이 구성에 의하면, 제1 열교환기 및 제2 열교환기를 단일의 유닛으로 할 수가 있고, 설치 공간을 축소할 수가 있다.The second heat exchanger may be formed integrally with the first heat exchanger. According to this configuration, the first heat exchanger and the second heat exchanger can be formed as a single unit, and the installation space can be reduced.
상기 제2 공급 라인에는, 상기 제2 열교환기에서 기화되지 않은 액화천연가스를 강제적으로 기화시키는 강제 기화기가 설치되어 있어도 좋다. 이 구성에 의하면, 반송 라인을 통해서 탱크로 반송되는 보일 오프 가스의 양이 적을 경우에도, 충분한 양의 기화가스를 부 가스엔진에 공급할 수가 있다.The second supply line may be provided with a forced vaporizer for forcibly vaporizing liquefied natural gas that has not been vaporized in the second heat exchanger. According to this configuration, even when the amount of the boil-off gas conveyed to the tank through the conveying line is small, a sufficient amount of vaporized gas can be supplied to the secondary gas engine.
상기 제2 공급 라인에는, 상기 제2 열교환기와 상기 강제 기화기 사이에 기액 분리기가 설치되어 있고, 상기 선박은, 상류단이 상기 기액 분리기에 접속되고, 하류단이 상기 강제 기화기보다 하류 측에서 상기 제2 공급 라인에 접속되며, 상기 기액 분리기에서 분리된 가스 성분이 흐르는 바이패스 라인을 더 구비하여도 좋다. 이 구성에 의하면, 강제 기화기에는 기액 분리기에서 분리된 액체 성분만이 유도되기 때문에, 강제 기화기에서 강제 기화에 사용하는 열량을 억제할 수가 있다.In the second supply line, a gas-liquid separator is provided between the second heat exchanger and the forced vaporizer, and in the ship, an upstream end is connected to the gas-liquid separator, and a downstream end is disposed at the downstream side of the forced vaporizer. 2 It may be further provided with a bypass line connected to the supply line and through which gas components separated from the gas-liquid separator flow. According to this configuration, since only the liquid component separated from the gas-liquid separator is induced in the forced vaporizer, the amount of heat used for forced vaporization in the forced vaporizer can be suppressed.
상기 기액 분리기는, 제1 기액 분리기이며, 상기 제2 공급 라인에는, 상기 바이패스 라인의 하류단의 접속점보다 하류 측에, 상류 측으로부터 차례로, 냉각기, 제2 기액 분리기 및 가열기가 설치되어 있어도 좋다. 이 구성에 의하면, 냉각기 및 제2 기액 분리기의 작용에 의해 기화가스로부터 중질분의 대부분이 제거되므로, 메탄가가 높은 기화가스를 부 가스엔진에 공급할 수가 있다. 또한, 제2 기액 분리기보다 하류 측에 가열기가 설치되어 있으므로, 부 가스엔진에 적절한 온도의 기화가스를 공급할 수가 있다.The gas-liquid separator is a first gas-liquid separator, and the second supply line may be provided with a cooler, a second gas-liquid separator, and a heater sequentially from the upstream side, downstream from the connection point of the downstream end of the bypass line. . According to this configuration, since most of the heavy content is removed from the vaporized gas by the action of the cooler and the second gas-liquid separator, the vaporized gas having a high methane value can be supplied to the secondary gas engine. In addition, since a heater is provided on the downstream side of the second gas-liquid separator, it is possible to supply the gas at an appropriate temperature to the secondary gas engine.
상기 선박은, 상기 기액 분리기와 상기 가열기 사이에서 상기 제2 공급 라인을 흐르는 기화가스와 상기 반송 라인에서 상기 제1 열교환기로 유입되는 또는 상기 제1 열교환기로부터 유출되는 보일 오프 가스 사이에서 열교환을 수행하는 제3 열교환기를 더 구비하여도 좋다. 이 구성에 의하면, 탱크로 반송되는 보일 오프 가스를 추가로 냉각할 수 있어, 보일 오프 가스의 재액화율을 한층 더 향상시킬 수가 있다. 특히, 제3 열교환기에 의해서 제1 열교환기로 유입되는 보일 오프 가스가 냉각되면, 제1 열교환기로부터 유출되는 보일 오프 가스가 냉각될 경우에 비해, 보일 오프 가스로부터 많은 열량을 빼앗을 수가 있다.The ship performs heat exchange between the gas-liquid gas flowing through the second supply line between the gas-liquid separator and the heater and the boil-off gas flowing into or out of the first heat exchanger in the conveying line. A third heat exchanger may be further provided. According to this structure, the boil-off gas conveyed to the tank can be further cooled, and the re-liquefaction rate of the boil-off gas can be further improved. In particular, when the boil-off gas flowing into the first heat exchanger is cooled by the third heat exchanger, more heat can be taken from the boil-off gas than when the boil-off gas flowing out of the first heat exchanger is cooled.
상기 제3 열교환기는, 적어도 상기 제1 열교환기와 일체적으로 형성되어 있어도 좋다. 이 구성에 의하면, 제1 열교환기 및 제3 열교환기 또는 제1 ~ 제3 열교환기를 단일의 유닛으로 할 수 있고, 설치 공간을 축소할 수가 있다.The third heat exchanger may be formed integrally with at least the first heat exchanger. According to this configuration, the first heat exchanger and the third heat exchanger or the first to third heat exchangers can be formed as a single unit, and the installation space can be reduced.
본 발명에 의하면, 반송 라인을 통해서 탱크로 반송되는 보일 오프 가스의 재액화율을 향상시킬 수가 있다.According to the present invention, it is possible to improve the reliquefaction rate of the boil-off gas conveyed to the tank through the conveying line.
도 1은 본 발명의 제1 실시형태에 따른 선박의 개략 구성도이다.
도 2는 제1 공급 라인 및 반송 라인을 흐르는 보일 오프 가스의 몰리에 선도(Mollier diagram)이다.
도 3은 본 발명의 제2 실시형태에 따른 선박의 개략 구성도이다.
도 4는 본 발명의 제3 실시형태에 따른 선박의 개략 구성도이다.
도 5는 본 발명의 제4 실시형태에 따른 선박의 개략 구성도이다.
도 6은 종래의 선박 개략 구성도이다.1 is a schematic configuration diagram of a ship according to a first embodiment of the present invention.
2 is a Mollier diagram of the boiler off gas flowing through the first supply line and the conveying line.
3 is a schematic configuration diagram of a ship according to a second embodiment of the present invention.
4 is a schematic configuration diagram of a ship according to a third embodiment of the present invention.
5 is a schematic configuration diagram of a ship according to a fourth embodiment of the present invention.
6 is a schematic configuration diagram of a conventional ship.
(제1 실시형태)(First embodiment)
도 1에, 본 발명의 제1 실시형태에 따른 선박(1A)을 나타내었다. 이 선박(1A)은, 추진용의 주 가스엔진(11)과, 발전용(즉, 선내 전원용)의 부 가스엔진(13)을 포함한다. 도면에 도시된 예에서는, 주 가스엔진(11) 및 부 가스엔진(13)이 하나씩 설치되어 있지만, 주 가스엔진(11)이 복수 개 설치되어 있어도 좋고, 부 가스엔진(13)이 복수 개 설치되어 있어도 좋다.1, a
본 실시형태에서는, 선박(1A)이 액화천연가스(이하, 'LNG'라고 함) 운반선이며, LNG를 저장하는 복수 개의 탱크(15)가 카고 탱크로서 선박(1A)에 장비되어 있다. 다만, 선박(1A)은, LNG를 저장하는 하나 또는 복수의 탱크(15)가 연료 탱크로서 장비된 LNG 연료선이어도 좋다.In this embodiment, the
탱크(15) 내의 액상(液相)(즉, LNG)의 온도는, 약 -160℃이다. 탱크(15) 내의 기상(氣相)(즉, 보일 오프 가스)의 압력은, 대기압(0.1MPa)보다 약간 높은 정도의 저압인 것이 바람직하다.The temperature of the liquid phase (ie, LNG) in the
탱크(15) 내에서는, 자연 입열에 의해 LNG가 기화하고, 보일 오프 가스(이하, 'BOG'라고 함)가 발생한다. 주 가스엔진(11)으로는, 제1 공급 라인(2)에 의해, 전체 또는 일부의 탱크(15)로부터 당해 탱크(15) 내에서 발생한 BOG가 연료가스로서 유도된다. 한편, 전부 또는 일부의 탱크(15) 내의 LNG는, 제2 공급 라인(4)에 의해 탱크(15) 내에서 취출 되고, 제2 공급 라인(4)을 흐르는 도중에 기화된다. LNG가 기화된 기화가스(이하, 'VG'라고 함)는, 제2 공급 라인(4)에 의해 부 가스엔진(13)으로 연료가스로서 유도된다.In the
또한, 제2 공급 라인(4)과 제1 공급 라인(2)은 보급 라인(7)에 의해 접속되어 있고, 제2 공급 라인(4)을 흐르는 도중에 LNG가 기화한 VG는 보급 라인(7)을 통해서 주 가스엔진(11)에도 유도된다. 즉, 주 가스엔진(11)으로 공급되는 연료가스는 BOG 및/또는 VG이다. 보급 라인(7)에는, 압력 제어 밸브(71)(유량 제어 밸브여도 좋다.) 및 체크밸브(72)가 설치되어 있다. 또한, 도면에 도시는 생략하지만, 압축기(21) 중간으로부터 제2 공급 라인(4)으로 별도의 보급 라인이 연결되고, 연료가스로서 VG뿐만 아니라 BOG도 부 가스엔진(13)에 공급되어도 좋다.In addition, the
본 실시형태에서는, 선박(1A)이 기계 추진식이며, 주 가스엔진(11)이 추진용 프로펠러(12)를 직접적으로 회전 구동한다. 다만, 선박(1A)이 전기 추진식이고, 주 가스엔진(11)이 추진용 프로펠러(12)를 발전기 및 모터를 통해서 회전 구동하여도 좋다.In this embodiment, the
주 가스엔진(11)은, 연료가스 분사압력이, 예를 들면 20~35 MPa 정도로 고압인 디젤 사이클 방식의 2-스트로크 엔진이다. 다만, 주 가스엔진(11)은, 연료가스 분사압력이, 예를 들면 1~2 MPa 정도로 중압인 오토 사이클 방식의 2-스트로크 엔진이어도 좋다. 혹은, 전기 추진일 경우는, 주 가스엔진(11)이, 연료가스 분사압력이, 예를 들면 0.5~1 MPa 정도로 저압인 오토 사이클 방식의 4-스트로크 엔진이어도 좋다. 또한, 주 가스엔진(11)은, 연료가스만을 연소시키는 가스 전용 연소 엔진이어도 좋고, 연료가스와 연료유 중 하나 또는 양쪽 모두를 연소시키는 2원 연료 엔진이어도 좋다(2원 연료 엔진일 경우, 연료가스를 연소시킬 때가 오토 사이클, 연료유를 연소시킬 때가 디젤 사이클이어도 좋다).The
부 가스엔진(13)은, 연료가스 분사압력이, 예를 들면 0.5~1 MPa 정도로 저압인 오토 사이클 방식의 4-스트로크 엔진이고, 발전기(14)와 연결되어 있다. 부 가스엔진(13)은, 연료가스만을 연소시키는 가스 전용 연소 엔진이어도 좋고, 연료가스와 연료유 중 하나 또는 양쪽 모두를 연소시키는 2원 연료 엔진이어도 좋다.The
본 실시형태에서는, 제1 공급 라인(2)이 모든 탱크(15)로부터 주 가스엔진(11)으로 BOG를 유도한다. 다만, 제1 공급 라인(2)은, 탱크(15)들 중 하나 또는 몇 개로부터 주 가스엔진(11)으로 BOG를 유도하여도 좋다. 구체적으로, 제1 공급 라인(2)은, 탱크(15)와 동수의 분기로(2a)와, 하나의 공통로(2b)를 포함한다. 각 분기로(2a)는, 공통로(2b)의 상류단으로부터 대응하는 탱크(15)의 내부까지 연장되어 있고, 공통로(2b)의 하류단은 주 가스엔진(11)과 접속되어 있다. 공통로(2b)에는, 압축기(21)가 설치되어 있다.In this embodiment, the
본 실시형태에서는, 압축기(21)가 BOG를 초임계 상태까지, 바꾸어 말하면, 도 2 중의 초임계압(Ps)(포화 액체선(L1)과 포화 증기선(L2)의 교점)보다 높은 압력까지 압축한다. 예를 들면, 압축기(21)로부터 토출 되는 BOG의 압력은 20~35 MPa 정도이고, 온도는 35~55℃ 정도이다.In this embodiment, the
제1 공급 라인(2)의 공통로(2b)로부터는, 압축기(21)보다 하류 측에서 반송 라인(3)이 분기되어 있다. 반송 라인(3)은, 본 실시형태에서는 모든 탱크(15)에 연결되어 있다. 다만, 반송 라인(3)은, 탱크(15) 중 하나 또는 몇 개와 연결되어 있어도 좋다. 구체적으로, 반송 라인(3)은, 탱크(15)와 동수의 분기로(3a)와, 하나의 공통로(3b)를 포함한다. 공통로(3b)의 상류단은 제1 공급 라인(2)의 공통로(2b)와 접속되어 있고, 각 분기로(3a)는, 공통로(3b)의 하류단으로부터 대응하는 탱크(15)의 내부까지 연장되어 있다. 각 분기로(3a)의 선단은, 기상(氣相)에 위치되어 있어도 좋고 액상(液相)에 위치되어 있어도 좋다. 각 분기로(3a)에는, 팽창 장치(32)(예를 들면, 단열 팽창 변화를 실현하는 줄 톰슨 밸브와 같은 팽창 밸브, 팽창 터빈, 이젝터 등)이 설치되어 있다. 한편, 공통로(3b)에는, 유량 제어 밸브(31)가 설치되어 있다. 다만, 공통로(3b)에는, 유량 제어 밸브(31) 대신에 압력 제어 밸브가 설치되어 있어도 좋고, 유량 제어 밸브 및 압력 제어 밸브가 모두 설치되어 있지 않아도 좋다.The
주 가스엔진(11)의 부하에 따라서는, 주 가스엔진(11)에서 사용되는 BOG의 양이 탱크(15) 내에서 발생하는 BOG의 양보다 적어지는 일이 있다. 반송 라인(3)은, 그러한 잉여의 BOG(BOG 발생량과 BOG 사용량과의 차이분)를 탱크(15)로 반송하기 위한 라인이다.Depending on the load of the
제2 공급 라인(4)은, 본 실시형태에서는, 모든 탱크(15)로부터 LNG를 취출 한다. 다만, 제2 공급 라인(4)은, 탱크(15)들 중 하나 또는 몇 개로부터 LNG를 취출 하여도 좋다. 구체적으로, 제2 공급 라인(4)은, 탱크(15)와 동수의 분기로(4a)와, 하나의 공통로(4b)를 포함한다. 각 탱크(15) 내에는, 펌프(41)가 배치되어 있다. 각 분기로(4a)는, 공통로(4b)의 상류단으로부터 대응하는 탱크(15) 내의 펌프(41)까지 연장되어 있고, 공통로(4b)의 하류단은 부 가스엔진(13)과 접속되어 있다.In the
또한, 본 실시형태에서는, 반송 라인(3)을 통해서 탱크(15)로 반송되는 BOG를 냉각하기 위하여, 제1 열교환기(61) 및 제2 열교환기(62)가 설치되어 있다. 제1 열교환기(61)는, 제1 공급 라인(2)의 공통로(2b)의 압축기(21)보다 상류 측 부분을 흐르는 BOG와, 반송 라인(3)의 공통로(3b)(즉, 팽창 장치(32)보다 상류 측 부분)를 흐르는 BOG 사이에서 열교환을 수행한다. 제2 열교환기(62)는, 반송 라인(3)의 공통로(3b)에서 제1 열교환기(61)로부터 유출되는 BOG와, 제2 공급 라인(4)의 공통로(4b)를 흐르는 LNG 사이에서 열교환을 수행하여 LNG의 일부 또는 전부를 기화시킨다.Moreover, in this embodiment, the
바꾸어 말하면, 반송 라인(3)을 통해서 탱크(15)로 반송되는 고압 및 고온의 BOG는, 제1 열교환기(61)에서 제1 공급 라인(2)의 공통로(2b)를 흐르는 저압 및 저온의 BOG에 의해 냉각된 후에, 제2 열교환기(62)에서 제2 공급 라인(4)의 공통로(4b)를 흐르는 LNG에 의해 냉각된다.In other words, the high and high temperature BOG conveyed to the
제2 공급 라인(4)의 공통로(4b)에는, 상류 측으로부터 차례로, 제1 기액 분리기(42), 강제 기화기(43), 냉각기(51), 제2 기액 분리기(52) 및 가열기(53)가 설치되어 있다. 또한, 공통로(4b)에는, 강제 기화기(43)를 바이패스 하도록 바이패스 라인(5)이 접속되어 있다. 상술한 보급 라인(7)의 상류단은, 냉각기(51)와 제2 기액 분리기(52) 사이에서 제2 공급 라인(4)에 접속되어 있다. 다만, 보급 라인(7)의 상류단은, 제2 기액 분리기(52)와 가열기(53) 사이에서 제2 공급 라인(4)에 접속되어 있어도 좋다. 한편, 보급 라인(7)의 하류단은, 제1 열교환기(61)와 압축기(21) 사이에서 제1 공급 라인(2)에 접속되어 있다.In the
제1 기액 분리기(42)는, 제2 열교환기(62)로부터 유출되는 기액 2상 상태의 LNG를 가스 성분과 액체 성분으로 분리한다. 제1 기액 분리기(42)에는, 바이패스 라인(5)의 상류단이 접속되어 있고, 바이패스 라인(5)의 하류단은, 강제 기화기(43)와 냉각기(51) 사이에서 제2 공급 라인(4)에 접속되어 있다. 바꾸어 말하면, 냉각기(51)는, 제2 공급 라인(4)에서, 바이패스 라인(5)의 하류단의 접속점보다 하류 측에 위치되어 있다. 바이패스 라인(5)에는, 제1 기액 분리기(42)에서 분리된 가스 성분이 흐른다.The first gas-
강제 기화기(43)는, 제1 기액 분리기(42)에서 분리된 액체 성분, 즉 제2 열교환기(62)에서 기화되지 않은 LNG를 강제적으로 기화시켜 VG를 생성한다. 강제 기화기(43)로부터 유출되는 VG는, 바이패스 라인(5)으로부터의 가스 성분과 합류한 후에 냉각기(51)로 유입된다.The forced
냉각기(51)는, VG를 냉각함으로써, 메탄 이외의 성분을 주성분으로 하는 액체 성분을 생성한다. 생성된 액체 성분은, 제2 기액 분리기(52)에 의해서 수집된다. 이것에 의해, VG로부터 중질분의 대부분(예를 들면, 에탄, 프로판, 부탄 등)이 제거되므로, 메탄가가 높은 VG를 부 가스엔진(13)에 공급할 수가 있다. 제2 기액 분리기(52)에서 수집된 액체 성분은, 드레인 라인(54)을 통해서 하나 또는 복수의 탱크(15)로 반송된다. 또한, 제2 기액 분리기(52)를 통과한 VG는, 가열기(53)에 의해 가열된다. 이것에 의해, 부 가스엔진(13)에 적절한 온도의 VG를 공급할 수가 있다. 예를 들면, 냉각기(51)는, VG를 -140 ~ -100℃로 냉각하고, 가열기(53)는, 부 가스엔진(13) 입구에서의 VG 온도가 5 ~ 50℃가 되도록 VG를 가열한다.The cooler 51 cools VG to produce a liquid component whose main component is other than methane. The produced liquid component is collected by the second gas-
다음으로, 도 1 및 도 2를 참조하면서, 제1 공급 라인(2) 및 반송 라인(3)을 흐르는 BOG의 상태 변화에 관해서 설명한다.Next, the state change of the BOG flowing through the
먼저, 저압 및 저온의 포화 상태(점A)의 BOG가 제1 공급 라인(2)을 통해서 탱크(15)로부터 제1 열교환기(61)로 유입되어, 반송 라인(3)을 흐르는 고압 및 고온의 BOG를 냉각함에 따라 과열(superheat) 된다(점A → 점B). 그 후, BOG는 압축기(21)에 의해서 초임계 상태까지 압축된다(점B → 점C). 제1 공급 라인(2)으로부터 반송 라인(3)으로 유입된 BOG는, 제1 열교환기(61)에서 냉각되고(점C → 점D), 그 후에 제2 열교환기(62)에서 냉각된다(점D → 점E). 또한, BOG는, 제1 열교환기(61)에서의 냉각 또는 제2 열교환기(62)에서의 냉각에 의해서 액화된다. 제2 열교환기(62)로부터 유출된 액체 상태의 BOG는, 팽창 장치(32)에서 팽창됨으로써 저압 및 저온의 기액 2상 상태가 된다(점E → 점F). 이것에 의해, BOG가 부분적으로 재액화된다.First, low pressure and low temperature saturation (point A) BOG flows into the
이상 설명한 바와 같이, 본 실시형태의 선박(1A)에서는, 제1 열교환기(61) 및 제2 열교환기(62)에서 냉각된 BOG가 팽창 장치(32)에서 팽창되기 때문에, 탱크(15)로 반송되는 BOG를 부분적으로 재액화시킬 수가 있다. 게다가, 제2 열교환기(62)는, LNG의 현열뿐만 아니라 잠열도 이용하여 BOG를 냉각하므로, 반송 라인(3)을 통해서 탱크(15)로 반송되는 BOG의 재액화율을 향상시킬 수가 있다.As described above, in the
또한, 본 실시형태에서는, 주 가스엔진(11)이 정지중일 경우에는, 압축기(21)를 구동하는 것만으로 BOG를 부분적으로 재액화시킬 수가 있다. 발전용 부 가스엔진(13)은 상시 가동하고 있고, 제2 공급 라인(4)에는 항상 LNG가 흐르고 있기 때문이다. 따라서, 발전용 제2 공급 라인(4)을 냉열원으로서 합리적으로 이용하여, 적은 전력으로 BOG를 부분적으로 재액화시킬 수가 있다.Further, in the present embodiment, when the
(제2 실시형태)(Second embodiment)
다음으로, 도 3을 참조하여, 본 발명의 제2 실시형태에 따른 선박(1B)을 설명한다. 또한, 본 실시형태 및 후술하는 제3 및 제4 실시형태에서, 제1 실시형태와 동일한 구성요소에는 동일한 부호를 붙이고, 중복하는 설명은 생략한다.Next, with reference to FIG. 3, the
제1 실시형태에서는, 제1 열교환기(61)와 제2 열교환기(62)가 따로따로 설치되어 있지만, 본 실시형태에서는, 제2 열교환기(62)가 제1 열교환기(61)와 일체적으로 형성되어 있다. 이 때문에, 제1 열교환기(61) 및 제2 열교환기(62)를 단일의 유닛(6)으로 할 수가 있고, 설치 공간을 축소할 수가 있다.In the first embodiment, the
(제3 실시형태)(Third embodiment)
다음으로, 도 4를 참조하여, 본 발명의 제3 실시형태에 따른 선박(1C)을 설명한다. 본 실시형태에서는, 반송 라인(3)을 통해서 탱크(15)로 반송되는 BOG를 냉각하기 위한 구성으로서, 제1 열교환기(61) 및 제2 열교환기(62)에 더하여, 제3 열교환기(63)가 설치되어 있다.Next, with reference to FIG. 4, the
제3 열교환기(63)는, 제2 기액 분리기(52)와 가열기(53) 사이에서 제2 공급 라인(4)을 흐르는 VG와, 반송 라인(3)에서 제1 열교환기(61)로 유입되는 BOG 사이에서 열교환을 수행한다. 이 구성에 의하면, 탱크(15)로 반송되는 BOG를 추가로 냉각할 수 있어, BOG의 재액화율을 한층 더 향상시킬 수가 있다.The third heat exchanger (63) flows between the second gas-liquid separator (52) and the heater (53), the VG flowing through the second supply line (4), and the transfer line (3) into the first heat exchanger (61). Heat exchange is performed between the BOGs. According to this structure, the BOG conveyed to the
그런데 제3 열교환기(63)는, 제2 기액 분리기(52)와 가열기(53) 사이에서 제2 공급 라인(4)을 흐르는 VG와, 반송 라인(3)에서 제1 열교환기(61)로부터 유출되는 BOG 사이에서 열교환을 수행하여도 좋다. 다만, 도 4에 나타낸 바와 같이 제3 열교환기(63)에 의해 BOG가 제1 열교환기(61)의 상류 측에서 냉각되면, 제1 열교환기(61)의 하류 측에서 냉각될 경우에 비해, BOG로부터 많은 열량을 빼앗을 수가 있다.By the way, the
또한, 도면에 도시는 생략하였지만, 제3 열교환기(63)의 상류 측에서, 반송 라인(3)을 흐르는 보일 오프 가스를 청수나 해수로 예비적으로 냉각하여도 좋다.In addition, although not shown in the figure, on the upstream side of the
(제4 실시형태)(Fourth embodiment)
다음으로, 도 5를 참조하여, 본 발명의 제4 실시형태에 따른 선박(1D)을 설명한다. 본 실시형태에서는, 제3 열교환기(63)가 제1 열교환기(61) 및 제2 열교환기(62)와 일체적으로 형성되어 있다. 이 구성에 의하면, 제1 ~ 제3 열교환기(61 ~ 63)를 단일의 유닛(6)으로 할 수가 있고, 설치 공간을 축소할 수가 있다. 다만, 도면에서 도시는 생략하였지만, 제3 열교환기(63)는, 제1 열교환기(61)와만 일체적으로 형성되어 있어도 좋다. 이 구성으로도, 제1 열교환기(61) 및 제3 열교환기(63)를 단일의 유닛으로 할 수가 있고, 설치 공간을 축소할 수가 있다.Next, with reference to FIG. 5, the
(그 밖의 실시형태)(Other embodiments)
본 발명은 상술한 제1 ~ 제4 실시형태에 한정되는 것이 아니라, 본 발명의 요지를 벗어나지 않는 범위에서 다양한 변형이 가능하다.The present invention is not limited to the above-described first to fourth embodiments, and various modifications are possible without departing from the gist of the present invention.
예를 들면, 압축기(21)는, BOG를 초임계압(Ps)보다 낮은 압력까지 압축하여도 좋다. 이 경우, 반송 라인(3)을 통해서 탱크(15)로 반송되는 BOG는, 제1 열교환기(61)에서 냉각되어 기액 2상 상태가 된다. 다만, 상기 실시형태와 같이, BOG를 초임계 상태까지 압축하면, BOG를 초임계압(Ps)보다 낮은 압력까지 압축할 경우보다, BOG의 재액화율을 높일 수가 있다.For example, the
또한, 제2 공급 라인(4)의 냉각기(51)보다 상류 측에서는, 제1 기액 분리기(42) 및 바이패스 라인(5)이 생략되고, 강제 기화기(43)만이 설치되어 있어도 좋다. 다만, 상기 제1 ~ 제4 실시형태와 같이 제1 기액 분리기(42) 및 바이패스 라인(5)이 설치되어 있으면, 강제 기화기(43)에는 제1 기액 분리기(42)에서 분리된 액체 성분만이 유도되기 때문에, 강제 기화기(43)에서 강제 기화에 사용하는 열량을 억제할 수가 있다.Further, on the upstream side of the cooler 51 of the
또한, 제1 기액 분리기(42) 및 바이패스 라인(5)이 생략될 경우에는, 강제 기화기(43)도 생략되어도 좋다. 다만, 상기 제1 ~ 제4 실시형태처럼 강제 기화기(43)가 설치되어 있으면, 반송 라인(3)을 통해서 탱크(15)로 반송되는 BOG의 양이 적을 경우에도, 충분한 양의 VG를 부 가스엔진(13)에 공급할 수가 있다.Further, when the first gas-
또한, 제2 공급 라인(4)에는, 반드시 냉각기(51), 제2 기액 분리기(52) 및 가열기(53)가 설치되어 있을 필요는 없다.In addition, the cooler 51, the second gas-
또한, 주 가스엔진(11) 및 부 가스엔진(13) 중 하나 또는 양쪽 모두는, 반드시 왕복기관일 필요는 없고, 가스터빈 엔진이어도 좋다.In addition, one or both of the
1A, 1B : 선박
11 : 주 가스엔진
12 : 추진용 프로펠러
13 : 부 가스엔진
15 : 탱크
2 : 제1 공급 라인
21 : 압축기
3 : 반송 라인
32 : 팽창 장치
4 : 제2 공급 라인
42 : 제1 기액 분리기
43 : 강제 기화기
5 : 바이패스 라인
51 : 냉각기
52 : 제2 기액 분리기
53 : 가열기
61 : 제1 열교환기
62 : 제2 열교환기
63 : 제3 열교환기1A, 1B: Ship
11: Main gas engine
12: propeller for propulsion
13: secondary gas engine
15: tank
2: First supply line
21: compressor
3: conveying line
32: expansion device
4: Second supply line
42: first gas-liquid separator
43: forced carburetor
5: bypass line
51: cooler
52: second gas-liquid separator
53: heater
61: first heat exchanger
62: second heat exchanger
63: third heat exchanger
Claims (7)
액화천연가스를 저장하는 탱크와,
상기 탱크 내에서 발생한 보일 오프 가스를 연료가스로서 상기 주 가스엔진으로 유도하며, 압축기가 설치된 제1 공급 라인과,
상기 압축기보다 하류 측에서 상기 제1 공급 라인으로부터 분기하여 상기 탱크에 연결되며, 팽창 장치가 설치된 반송 라인과,
발전용 부 가스엔진과,
상기 탱크 내에서 액화천연가스를 취출하고, 그 액화천연가스가 기화한 기화가스를 연료가스로서 상기 부 가스엔진으로 유도하는 제2 공급 라인과,
상기 제1 공급 라인에서의 상기 압축기보다 상류 측 부분을 흐르는 보일 오프 가스와 상기 반송 라인에서의 상기 팽창 장치보다 상류 측 부분을 흐르는 보일 오프 가스 사이에서 열교환을 수행하는 제1 열교환기와,
상기 반송 라인에서 상기 제1 열교환기로부터 유출되는 보일 오프 가스와 상기 제2 공급 라인을 흐르는 액화천연가스 사이에서 열교환을 수행하여 상기 액화천연가스의 일부 또는 전부를 기화시키는 제2 열교환기를 구비하고,
상기 제2 공급 라인에는, 상기 제2 열교환기에서 기화되지 않은 액화천연가스를 강제적으로 기화시키는 강제 기화기가 설치되어 있는 것을 특징으로 하는 선박.The main gas engine that rotates and drives the propeller for propulsion,
Tank for storing liquefied natural gas,
A boil-off gas generated in the tank as fuel gas to the main gas engine, and a first supply line in which a compressor is installed,
It is branched from the first supply line on the downstream side of the compressor and connected to the tank, and a transfer line in which an expansion device is installed,
Department of gas engine for power generation,
A second supply line for extracting liquefied natural gas from the tank and guiding the vaporized gas vaporized by the liquefied natural gas to the secondary gas engine as fuel gas;
A first heat exchanger performing heat exchange between a boil-off gas flowing upstream of the compressor in the first supply line and a boil-off gas flowing downstream of the expansion device in the conveyance line;
A second heat exchanger for vaporizing a part or all of the liquefied natural gas by performing heat exchange between the boil-off gas flowing out of the first heat exchanger and the liquefied natural gas flowing in the second supply line in the conveying line,
A ship characterized in that the second supply line is provided with a forced vaporizer for forcibly vaporizing liquefied natural gas that is not vaporized in the second heat exchanger.
상기 제2 열교환기는, 상기 제1 열교환기와 일체적으로 형성되어 있는 것을 특징으로 하는 선박.According to claim 1,
The second heat exchanger is a ship, characterized in that formed integrally with the first heat exchanger.
상기 제2 공급 라인에는, 상기 제2 열교환기와 상기 강제 기화기 사이에 기액 분리기가 설치되어 있고,
상류단이 상기 기액 분리기에 접속되고, 하류단이 상기 강제 기화기보다 하류 측에서 상기 제2 공급 라인에 접속되며, 상기 기액 분리기에서 분리된 가스 성분이 흐르는 바이패스 라인을 더 구비하는 것을 특징으로 하는 선박.The method according to claim 1 or 2,
A gas-liquid separator is provided between the second heat exchanger and the forced vaporizer in the second supply line,
The upstream end is connected to the gas-liquid separator, the downstream end is connected to the second supply line downstream from the forced vaporizer, and further comprising a bypass line through which gas components separated from the gas-liquid separator flow. Ship.
상기 기액 분리기는, 제1 기액 분리기이며,
상기 제2 공급 라인에는, 상기 바이패스 라인의 하류단의 접속점보다 하류 측에, 상류 측으로부터 차례로, 냉각기, 제2 기액 분리기 및 가열기가 설치되어 있는 것을 특징으로 하는 선박.According to claim 3,
The gas-liquid separator is a first gas-liquid separator,
A ship characterized in that the second supply line is provided with a cooler, a second gas-liquid separator, and a heater, sequentially from the upstream side, downstream from the connection point of the downstream end of the bypass line.
상기 제2 기액 분리기와 상기 가열기 사이에서 상기 제2 공급 라인을 흐르는 기화가스와 상기 반송 라인에서 상기 제1 열교환기로 유입되는 또는 상기 제1 열교환기로부터 유출되는 보일 오프 가스 사이에서 열교환을 수행하는 제3 열교환기를 더 구비하는 것을 특징으로 하는 선박.According to claim 4,
A heat exchanger between the second gas-liquid separator and the heater and between the vaporized gas flowing in the second supply line and the boil-off gas flowing into or out of the first heat exchanger in the transfer line; 3 Ship characterized in that it further comprises a heat exchanger.
상기 제3 열교환기는, 적어도 상기 제1 열교환기와 일체적으로 형성되어 있는 것을 특징으로 하는 선박.The method of claim 5,
The third heat exchanger is a ship characterized in that it is formed integrally with at least the first heat exchanger.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JPJP-P-2015-218109 | 2015-11-06 | ||
JP2015218109 | 2015-11-06 | ||
JPJP-P-2015-247906 | 2015-12-18 | ||
JP2015247906A JP6609176B2 (en) | 2015-11-06 | 2015-12-18 | Ship |
PCT/JP2016/082843 WO2017078154A1 (en) | 2015-11-06 | 2016-11-04 | Ship |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20180079381A KR20180079381A (en) | 2018-07-10 |
KR102092313B1 true KR102092313B1 (en) | 2020-03-23 |
Family
ID=58767465
Family Applications (4)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020187015155A KR102092326B1 (en) | 2015-11-06 | 2016-11-04 | Ship |
KR1020187013863A KR102090177B1 (en) | 2015-11-06 | 2016-11-04 | Ship |
KR1020187014895A KR20180075608A (en) | 2015-11-06 | 2016-11-04 | Ship |
KR1020187015138A KR102092313B1 (en) | 2015-11-06 | 2016-11-04 | Ship |
Family Applications Before (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020187015155A KR102092326B1 (en) | 2015-11-06 | 2016-11-04 | Ship |
KR1020187013863A KR102090177B1 (en) | 2015-11-06 | 2016-11-04 | Ship |
KR1020187014895A KR20180075608A (en) | 2015-11-06 | 2016-11-04 | Ship |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
JP (4) | JP6600247B2 (en) |
KR (4) | KR102092326B1 (en) |
CN (4) | CN108138700B (en) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP6722072B2 (en) * | 2016-09-21 | 2020-07-15 | 川崎重工業株式会社 | Ship |
JP2018150852A (en) * | 2017-03-10 | 2018-09-27 | 三井E&S造船株式会社 | Liquefied gas fuel supply system |
JP2018190767A (en) | 2017-04-28 | 2018-11-29 | 株式会社オートネットワーク技術研究所 | Circuit device including circuit board and circuit component and manufacturing method of circuit device |
KR101908569B1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-10-16 | 대우조선해양 주식회사 | Method of Discharging Lubrication Oil in Boil-Off Gas Reliquefaction System and Method of Supplying Fuel for Engine |
KR101908570B1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-10-16 | 대우조선해양 주식회사 | System and Method of Boil-Off Gas Reliquefaction for Vessel |
JP6733092B2 (en) * | 2017-08-24 | 2020-07-29 | 株式会社三井E&Sマシナリー | Fuel supply system and fuel supply method |
EP3517869A1 (en) | 2018-01-24 | 2019-07-31 | Gas Technology Development Pte Ltd | Process and system for reliquefying boil-off gas (bog) |
FR3089274B1 (en) * | 2018-11-30 | 2022-03-04 | Gaztransport Et Technigaz | Device for generating gas in gaseous form from liquefied gas |
KR102460619B1 (en) * | 2019-01-18 | 2022-10-27 | 삼성중공업 주식회사 | Floating marine structure with outer type liquefied gas storage tank |
CN109838684A (en) * | 2019-01-25 | 2019-06-04 | 集美大学 | The use of underwater boat device exhaust gas and storage device and its method |
JP7301553B2 (en) * | 2019-02-26 | 2023-07-03 | 三菱重工マリンマシナリ株式会社 | Liquefied gas vaporizer and floating facility equipped with the same |
KR102176543B1 (en) * | 2019-04-18 | 2020-11-10 | 대우조선해양 주식회사 | Boil-Off Gas Treatment System and Method for Ship |
DK180290B1 (en) * | 2019-07-05 | 2020-10-08 | Man Energy Solutions Filial Af Man Energy Solutions Se Tyskland | A gaseous fuel supply system and a method for operating the gaseous fuel supply system |
CN112253994B (en) * | 2020-09-22 | 2022-12-13 | 沪东中华造船(集团)有限公司 | System and method for supplying fuel to ship engine |
WO2022084570A1 (en) * | 2020-10-20 | 2022-04-28 | Wärtsilä Finland Oy | Method and apparatus for automated boil-off gas (bog) management of marine vessel |
KR20220133075A (en) * | 2021-03-24 | 2022-10-04 | 한국조선해양 주식회사 | Boil-off gas re-liquefaction system and ship having the same |
CN113090417B (en) * | 2021-03-29 | 2022-07-22 | 招商局重工(深圳)有限公司 | LPG gas-liquid separation jar and fuel control system |
CN113639204B (en) * | 2021-06-28 | 2023-07-21 | 厚普清洁能源(集团)股份有限公司 | Constant-temperature air supply PID control method for LNG fuel ship |
CN113734352A (en) * | 2021-09-24 | 2021-12-03 | 上海外高桥造船有限公司 | Gas supply system with re-condensation function and working method |
CN114412635B (en) * | 2021-12-06 | 2024-04-09 | 沪东中华造船(集团)有限公司 | Volatile gas integrated management system for fuel power generation device |
CN114413567A (en) * | 2022-01-24 | 2022-04-29 | 中国石油大学(华东) | BOG reliquefaction system and method for ship and transport ship |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014095877A1 (en) * | 2012-12-20 | 2014-06-26 | Cryostar Sas | Method and apparatus for reliquefying natural gas |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS62142980A (en) * | 1985-12-18 | 1987-06-26 | 大阪瓦斯株式会社 | Boiling offgas reliquefaction system of liquefied natural-gas storage tank |
JPH02103163U (en) * | 1989-02-03 | 1990-08-16 | ||
JP3586501B2 (en) * | 1995-08-25 | 2004-11-10 | 株式会社神戸製鋼所 | Cryogenic liquid and boil-off gas processing method and apparatus |
US20080276627A1 (en) * | 2007-05-08 | 2008-11-13 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Fuel gas supply system and method of a ship |
KR101076266B1 (en) * | 2007-07-19 | 2011-10-26 | 대우조선해양 주식회사 | System for supplying fuel gas in lng carrier |
KR100894013B1 (en) * | 2007-09-21 | 2009-04-17 | 현대중공업 주식회사 | Re-liquefaction Unit of Natural Boil-Off Gas |
JP5046998B2 (en) * | 2008-02-26 | 2012-10-10 | 三菱重工業株式会社 | Liquefied gas storage facility and ship or marine structure using the same |
WO2009126604A1 (en) * | 2008-04-11 | 2009-10-15 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configuration of boil-off gas handling in lng regasification terminals |
JP2012076561A (en) * | 2010-09-30 | 2012-04-19 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Fuel supply system for ship |
US20140196474A1 (en) * | 2011-05-31 | 2014-07-17 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Cold heat recovery apparatus using an lng fuel, and liquefied gas carrier including same |
JP2013210045A (en) * | 2012-03-30 | 2013-10-10 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Ship, liquefied gas evaporatoion device, control method, and modification method of the same |
EP2661138A1 (en) * | 2012-05-04 | 2013-11-06 | Panasonic Corporation | Threshold-based and power-efficient scheduling request procedure |
KR101350807B1 (en) * | 2012-10-24 | 2014-01-16 | 대우조선해양 주식회사 | Hybrid fuel supply system for ship engine |
KR101386543B1 (en) * | 2012-10-24 | 2014-04-18 | 대우조선해양 주식회사 | System for treating boil-off gas for a ship |
GB201316227D0 (en) * | 2013-09-12 | 2013-10-30 | Cryostar Sas | High pressure gas supply system |
JP5746301B2 (en) * | 2013-10-11 | 2015-07-08 | 三井造船株式会社 | Fuel gas supply system for liquefied gas carrier |
JP6158725B2 (en) * | 2014-02-25 | 2017-07-05 | 三井造船株式会社 | Boil-off gas recovery system |
KR101922274B1 (en) * | 2014-04-02 | 2019-02-14 | 현대중공업 주식회사 | A Treatment System of Liquefied Gas |
KR102189792B1 (en) * | 2014-12-02 | 2020-12-14 | 삼성중공업 주식회사 | Reliquefaction system of liquified fuel propulsion ship |
CN107407230A (en) * | 2015-01-30 | 2017-11-28 | 大宇造船海洋株式会社 | Fuel system and method for engine of boat and ship |
JP6322155B2 (en) * | 2015-04-30 | 2018-05-09 | 三井造船株式会社 | Fuel gas supply system for liquefied gas carrier |
-
2015
- 2015-12-18 JP JP2015247907A patent/JP6600247B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-12-18 JP JP2015247924A patent/JP6592354B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-12-18 JP JP2015247925A patent/JP6630144B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-12-18 JP JP2015247906A patent/JP6609176B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2016
- 2016-11-04 CN CN201680063305.4A patent/CN108138700B/en not_active Expired - Fee Related
- 2016-11-04 KR KR1020187015155A patent/KR102092326B1/en active IP Right Grant
- 2016-11-04 KR KR1020187013863A patent/KR102090177B1/en active IP Right Grant
- 2016-11-04 CN CN201680063465.9A patent/CN108350832B/en not_active Expired - Fee Related
- 2016-11-04 KR KR1020187014895A patent/KR20180075608A/en not_active Application Discontinuation
- 2016-11-04 CN CN201680063321.3A patent/CN108138701A/en active Pending
- 2016-11-04 KR KR1020187015138A patent/KR102092313B1/en active IP Right Grant
- 2016-11-04 CN CN201680063427.3A patent/CN108350831B/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014095877A1 (en) * | 2012-12-20 | 2014-06-26 | Cryostar Sas | Method and apparatus for reliquefying natural gas |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2017088153A (en) | 2017-05-25 |
CN108138701A (en) | 2018-06-08 |
JP2017089606A (en) | 2017-05-25 |
CN108138700B (en) | 2020-08-21 |
KR20180077241A (en) | 2018-07-06 |
KR20180075608A (en) | 2018-07-04 |
JP6592354B2 (en) | 2019-10-16 |
KR102092326B1 (en) | 2020-03-23 |
KR20180079381A (en) | 2018-07-10 |
KR102090177B1 (en) | 2020-04-23 |
JP6600247B2 (en) | 2019-10-30 |
KR20180066230A (en) | 2018-06-18 |
CN108350832B (en) | 2020-05-05 |
JP6630144B2 (en) | 2020-01-15 |
JP2017089605A (en) | 2017-05-25 |
JP6609176B2 (en) | 2019-11-20 |
CN108350832A (en) | 2018-07-31 |
CN108138700A (en) | 2018-06-08 |
JP2017088154A (en) | 2017-05-25 |
CN108350831B (en) | 2020-08-25 |
CN108350831A (en) | 2018-07-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR102092313B1 (en) | Ship | |
JP6991264B2 (en) | Ship | |
JP6366642B2 (en) | Ship liquefied gas treatment system | |
EP2808634B1 (en) | Liquefied gas treatment system | |
CN102084114B (en) | Gas supply systems for gas engines | |
KR101459962B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR101258934B1 (en) | Vessel | |
CN107735561B (en) | Gas supply system | |
RU2733125C2 (en) | System for treating gas obtained during cryogenic liquid evaporation, and feeding compressed gas into gas engine | |
JP2016173184A5 (en) | ||
KR20120103406A (en) | System and method for supplying fuel for high pressure natural gas injection engine | |
KR20100123302A (en) | A fuel gas supply system and a lng carrier with the same | |
JP2014517849A (en) | Non-explosive mixed refrigerant used in reliquefaction equipment of fuel supply system for high pressure natural gas injection engine | |
KR101670872B1 (en) | Fuel Gas Supply System And Method For Ship Engine | |
RU2719258C2 (en) | System and method of treating gas obtained during cryogenic liquid evaporation | |
KR101525686B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR101681715B1 (en) | Fuel Gas Supply System And Method For Ship Engine | |
CN108367800A (en) | Steamer including engine | |
JP2017172603A (en) | Boil-off gas treatment system and liquefied gas carrying vessel | |
KR101496577B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
WO2017078154A1 (en) | Ship | |
KR102136748B1 (en) | Process and system for reliquefying boil-off gas (bog) | |
KR102418126B1 (en) | Gas Compressing System And Method | |
KR101480253B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR20200135595A (en) | Boil-Off Gas Treatment System And Method for Ship |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant |