KR102098875B1 - 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 - Google Patents
개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 Download PDFInfo
- Publication number
- KR102098875B1 KR102098875B1 KR1020170183900A KR20170183900A KR102098875B1 KR 102098875 B1 KR102098875 B1 KR 102098875B1 KR 1020170183900 A KR1020170183900 A KR 1020170183900A KR 20170183900 A KR20170183900 A KR 20170183900A KR 102098875 B1 KR102098875 B1 KR 102098875B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- heat exchanger
- heat
- liquefied gas
- propane refrigerant
- lng
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 114
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 4
- DDTVVMRZNVIVQM-UHFFFAOYSA-N 2-(1-azabicyclo[2.2.2]octan-3-yloxy)-1-cyclopentyl-1-phenylethanol;hydrochloride Chemical group Cl.C1N(CC2)CCC2C1OCC(O)(C=1C=CC=CC=1)C1CCCC1 DDTVVMRZNVIVQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 87
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 78
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- -1 that is Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- 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
- F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
-
- 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
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
본 발명은 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 해수의 열에너지를 이용하여 액화가스를 재기화시키되, 해수와 액화가스는 프로판 냉매를 매개체로 하여 간접 열교환시키는, 간접 열교환식 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템은, 액화가스와 열매체를 열교환시켜 액화가스를 기화시키는 제1 열교환기; 및 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 열매체와 해수를 열교환시켜 열매체를 증발시키는 제2 열교환기;를 포함하고, 상기 제1 열교환기는 제2 열교환기보다 상부에 위치하고, 상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 액체 상태의 열매체는 중력에 의해 제2 열교환기로 순환되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템은, 액화가스와 열매체를 열교환시켜 액화가스를 기화시키는 제1 열교환기; 및 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 열매체와 해수를 열교환시켜 열매체를 증발시키는 제2 열교환기;를 포함하고, 상기 제1 열교환기는 제2 열교환기보다 상부에 위치하고, 상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 액체 상태의 열매체는 중력에 의해 제2 열교환기로 순환되는 것을 특징으로 한다.
Description
본 발명은 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 해수의 열에너지를 이용하여 액화가스를 재기화시키되, 해수와 액화가스는 프로판 냉매를 매개체로 하여 간접 열교환시키는, 간접 열교환식 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법에 관한 것이다.
일반적으로, 천연가스는 생산지에서 극저온으로 액화된 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)의 상태로 만들어진 후 LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 운반된다. LNG는 천연가스를 상압에서 약 -163℃의 극저온으로 냉각하여 얻어지는 것으로서 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.
LNG 운반선은 LNG 저장탱크에 LNG를 저장하고, 해상을 통해 운항하여 육상의 LNG 터미널로 하역한다. LNG 운반선에 의해 운반된 LNG는 육상의 LNG 터미널의 LNG 재기화 시스템을 이용하여 재기화시키고, 재기화 가스는 가스 발전소나 도시가스사 등 가스 수요처로 각각 공급한다.
이러한 육상 LNG 재기화 시스템은, LNG 운반선이 정박할 수 있는 부두 근처에 LNG 재기화 시스템을 설치하기 위한 부지가 필요하며, 지역 주민의 반대 등으로 부지 확보에 어려움이 있다. 또한, 높은 설치비와 운영비로 인해 경제적으로도 불리하고, 자연재해나 테러 등 외부 요인에 의해 LNG를 재기화할 수 없는 상황이 발생할 수 있으므로, 구조적인 한계를 가지고 있다. 또한, 가스 공급 인프라가 부족한 국가에서는 적용하기 어렵고, 도시가스에 대한 수요 변동이 심한 지역에서는 가스 공급이 용이하지 않다.
이러한 육상의 LNG 재기화 시스템의 단점을 보완하기 위하여 LNG 재기화 선박이 개발되어 적용되고 있다. LNG 재기화 선박은, 해상에서 LNG를 재기화하여 천연가스를 육상의 가스 수요처로 공급할 수 있도록 하기 위해, LNG 운반선에 LNG 재기화 시스템을 설치한 LNG RV(LNG Regasification Vessel) 또는 LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 LNG 재기화 선박 또는 부유식 해상 구조물(이하, 'LNG 재기화 선박'으로 통칭함.)등이 있으며, 특히 LNG FSRU는 최근 발주량이 꾸준히 증가하고 있는 추세이다.
일반적으로, LNG 재기화 선박에 설치되는 LNG 재기화 시스템은, LNG 저장탱크에 저장되어 있는 저압의 LNG를 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압펌프(high pressure pump) 및 가스 배관망(regas network)에서 요구하는 온도까지 가열하여 기화시키는 기화기(high pressure vaporizer)를 포함한다. 고압펌프 및 기화기를 통해 기화된 재기화 가스는 가스 배관망을 통해 가스 수요처(consumer)로 이송된다.
LNG 재기화 선박에 설치되는 기화기는, 주로 수급이 용이한 해수를 열원으로 사용하여 LNG를 기화시킨다.
해수를 열원으로 사용하는 LNG 재기화 시스템은, 기화기로 해수와 LNG를 공급하여 해수와 LNG를 직접 열교환시켜 LNG를 기화시키는 직접 열교환 방식과, 해수와 별도의 열전달 매체(heating medium)를 열교환시켜 열전달 매체를 가열시키고, 열전달 매체와 LNG를 기화기로 공급하여 LNG를 기화시킴으로써, 간접 열교환에 의해 LNG를 기화시키는 간접 열교환 방식이 있다.
직접 열교환 방식의 경우, 해수의 열에너지가 LNG에 직접 전달되므로 열전달 효율이 좋다는 장점이 있다. 그러나, 해수의 온도가 낮은 겨울철에는, 충분한 양의 LNG를 기화시키지 못한다거나, 동결문제가 발생하는 등 계절이나 지역의 기후 특성에 따라 재기화 용량에 영향을 받는다는 문제점이 있다.
최근에는, 해수의 온도의 영향을 덜 받는 간접 열교환 방식의 LNG 재기화 시스템이 선호되고 있다. 그러나, 간접 열교환 방식의 경우에는, 해수와 열전달 매체, 열전달 매체와 LNG가 열교환함으로써 직접 열교환 방식에 비해 열교환 과정이 추가되므로 그에 따른 재기화 효율이 약 1~2% 정도 감소하고, 열전달 매체를 순환시키기 위한 펌프 작동에 따른 손실로 재기화 효율이 약 2~3% 정도 더 감소되는 것으로 알려져 있다. 그에 따라, 동일한 양의 재기화 가스를 생산하기 위하여 더 많은 양의 에너지가 필요하고, 또한, 더 많은 장비를 필요로 하는 등 시스템의 구성이 복잡해진다는 단점이 있다.
따라서, 본 발명은, 상술한 문제점을 해결하고자 하는 것을 목적으로 하며, 간접 열교환 방식의 재기화 시스템의 재기화 효율과 성능을 향상시킬 수 있으면서도, 선박의 제한된 공간에서 컴팩트한 구성을 가지는, 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 제공하고자 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스와 열매체를 열교환시켜 액화가스를 기화시키는 제1 열교환기; 및 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 열매체와 해수를 열교환시켜 열매체를 증발시키는 제2 열교환기;를 포함하고, 상기 제1 열교환기는 제2 열교환기보다 상부에 위치하고, 상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 액체 상태의 열매체는 중력에 의해 제2 열교환기로 순환되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 제2 열교환기에서 증발되어 제1 열교환기로 순환 공급되는 기체 상태의 열매체의 유량을 조절하는 제어밸브; 및 상기 제어밸브를 제어하여, 상기 제1 열교환기로 공급되는 기체 상태의 열매체의 압력 및 온도를 조절하는 제어부;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 열교환기에서 상기 액화가스는, 상기 제2 열교환기에서 열매체가 회수한 해수의 열에너지; 및 상기 기체 상태의 열매체가 액체 상태로 응축되면서 방출하는 잠열;을 얻어 기화될 수 있다.
바람직하게는, 상기 제2 열교환기에서 해수는, 상기 제1 열교환기에서 열매체가 회수한 액화가스의 냉열; 및 상기 액체 상태의 열매체가 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열;에 의해 냉각될 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 열교환기는, 상기 열매체가 상기 제2 열교환기로부터 제1 열교환기로 유입될 수 있도록 하는 수두를 갖도록, 제2 열교환기보다 상부에 배치될 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 열교환기 및 제2 열교환기를 단열하는 콜드박스;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 열매체는 프로판(propane)일 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 열교환기는, PCHE(Printed Circuit Heat Exchanger)일 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 따르면, 액화가스와 열매체를 열교환시켜 액화가스는 기화시키고 열매체는 응축시키고, 액화가스를 기화시키면서 응축된 열매체와 해수를 열교환시켜 열매체를 증발시키고, 상기 증발된 열매체를 상기 액화가스를 기화시키는 열원으로 공급하며, 상기 응축된 액체 상태의 열매체는, 중력에 의해 순환하면서 액화가스 및 해수와 열교환하는, 개방형 액화가스 재기화 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 액화가스는, 상기 열매체가 해수와 열교환하면서 해수로부터 얻은 열에너지와 상기 열매체가 응축되면서 방출하는 잠열에 의해 기화될 수 있다.
바람직하게는, 상기 해수는, 상기 열매체가 액화가스와 열교환하면서 회수한 액화가스의 냉열과 상기 액체 상태의 열매체가 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열에 의해 냉각될 수 있다.
본 발명에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법에 따르면, 간접 열교환 방식에 의해 액화가스를 기화시키면서도, 직접 열교환 방식에 의해 액화가스를 기화시킬 때와 근접하게 재기화 효율을 향상시킬 수 있다.
특히, 열전달 매체로 프로판을 사용함으로써, 극지방과 같이 해수의 온도가 낮은 지역에서도 적용할 수 있어 지역이나 기후의 영향으로부터 자유롭고, 또한, 열전달 효율을 높일 수 있다.
또한, 프로판을 열전달 매체로 사용함으로써, 글리콜 워터를 사용할 때보다 필요한 해수의 양이 줄어든다.
또한, 열전달 매체인 프로판을 순환시키기 위한 펌프를 설치하지 않거나, 또는 펌프를 설치하더라도 최소한으로만 가동함으로써, 펌프에 의한 마찰손실, 에너지전환 손실 등을 절감시킬 수 있다.
또한, 그에 따라, 시스템 운영 비용 및 설치 비용을 절감할 수 있어 경제적이다.
또한, 구성이 간단하여, 선박의 탑사이드라는 한정된 공간에 적용하기에 용이하고, 액화가스 재기화 시스템을 모듈형으로 구성함으로써, 신건조이나 개조선박에 빠르게 납기할 수 있다.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 4는 본 발명의 제4 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 4는 본 발명의 제4 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다. 또한, 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
후술하는 본 발명의 실시예에서 액화가스는, 가스를 저온으로 액화시켜 수송할 수 있는 액화가스일 수 있으며, 예를 들어, LNG(Liquefied Natural Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas), LPG(Liquefied Petroleum Gas), 액화에틸렌가스(Liquefied Ethylene Gas), 액화프로필렌가스(Liquefied Propylene Gas) 등과 같은 액화 석유화학 가스일 수 있다. 또는, 액화 이산화탄소, 액화 수소, 액화 암모니아 등의 액체 가스일 수도 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 대표적인 액화가스인 LNG가 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
LNG는 메탄을 주성분으로 하며, 에탄, 프로판, 부탄 등을 포함하고, 그 조성은 생산지에 따라 달라질 수 있다.
또한, 후술하는 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재기화 시스템은, 선박에 적용되는 것을 예로 들어 설명하지만, 육상에서 적용될 수도 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에서 LNG 재기화 선박은, LNG를 재기화시켜 가스 수요처로 공급할 수 있는 LNG 재기화 설비가 설치된 모든 종류의 선박, 즉, LNG RV(Regasification Vessel)와 같은 자체 추진 능력을 갖는 선박을 비롯하여, LNG FSRU(Floating Storage Regasification Unit)와 같이 추진 능력을 갖지는 않지만 해상에 부유하고 있는 해상 구조물일 수 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 LNG FSRU인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재기화 선박은, LNG를 해상에서 재기화시키고, 재기화 가스(Regas)를 배관망을 통해 육상의 가스 수요처로 공급하는 것을 특징으로 한다.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이고, 도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이며, 도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이고, 도 4는 본 발명의 제4 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다. 이하, 도 1 내지 도 4를 참조하여, 본 발명의 일 실시예들에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.
먼저, 도 1을 참조하여, 본 발명의 제1 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. 본 발명의 제1 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템은, 도 1에 도시된 바와 같이, LNG를 가압하여 제1 열교환기(201)로 공급하는 LNG 펌프(101); 및 LNG 펌프(101)에 의해 압축된 압축 LNG를 열교환에 의해 기화시키는 제1 열교환기(201);를 포함한다.
본 실시예의 가스 수요처는, 육상의 재기화 가스 터미널일 수 있다. 또한, 본 실시예의 LNG 펌프(101)는, LNG를 육상의 재기화 가스 터미널에서 요구하는 송출 압력으로 압축시킬 수 있다.
본 실시예의 LNG 펌프(101), 제1 열교환기(201) 및 재기화 가스 터미널은, 재기화 라인(VL)에 의해 연결될 수 있다.
본 실시예의 LNG는, LNG 공급부로부터 재기화 라인(VL)을 따라 유동하며, LNG 펌프(101)에서 가압되고, 제1 열교환기(201)에서 기화되어, 가스 수요처로 공급된다.
재기화 라인(VL)을 따라 LNG 공급부로부터 LNG 펌프(101)로 유입되는 LNG와, LNG 펌프(101)로부터 제1 열교환기(201)로 유입되는 LNG는 액체 상태의 LNG일 수 있고, 제1 열교환기(201)로부터 가스 수요처로 이송되는 LNG는, 기체 상태의 재기화 가스, 즉 천연가스일 수 있다.
또한, 본 실시예의 제1 열교환기(201)는, 제1 열교환기(201)에서 압축 LNG를 기화기시키 위한 열전달 매체가 유동하는 열매체 라인(PL);이 연결된다.
즉, 본 실시예의 제1 열교환기(201)에서는, 압축 LNG와 열매체가 열교환하여, 압축 LNG는 기화되고, 열매체는 압축 LNG의 냉열을 회수하여 냉각된다.
제1 열교환기(201)에서 압축 LNG와 열매체는 대향류를 형성하며 열교환한다.
본 실시예의 제1 열교환기(201)는, PCHE(Printed Circuit Heat Exchanger)일 수 있다. PCHE는 고집적 열교환기로서 마이크로 채널 구조를 가지므로, 단위체적당 전열면적을 증대시킬 수 있어 재기화 효율이 높고, 선박에 적용하여도 재기화 시스템 자체를 컴팩트화할 수 있다. 또한, PCHE는 확산 접합(diffusion bonding) 방식으로 제작되므로, 초고압 및 초저온 환경에서도 누출문제가 없어 신뢰성이 높다.
또한, 본 실시예에 따르면, 제1 열교환기(201)에서 열교환에 의해 냉각된 열매체를 열교환에 의해 가열시키는 제2 열교환기(202); 및 열매체와 열교환시킬 해수를 가압하여 제2 열교환기(202)로 공급하는 해수 펌프(102);를 더 포함한다.
본 실시예의 제2 열교환기(202)에서는, 해수 펌프(102)에 의해 가압된 해수와, 제1 열교환기(201)에서 열교환 후 배출되는 열매체가 열교환하여, 열매체는 가열되고, 해수는 열매체의 냉열을 회수하여 냉각된다.
제2 열교환기(202)에서 해수와 열매체는 대향류를 형성하며 열교환한다.
본 실시예의 해수 펌프(102) 및 제2 열교환기(202)는, 해수 라인(SL)에 의해 연결된다. 즉, 해수는, 해수 라인(SL)을 따라 해수 펌프(102)에 의해 가압되고, 제2 열교환기(202)에서 냉각된 후, 해상으로 배출된다.
본 실시예의 열매체 라인(PL)은, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)를 연결하며 폐쇄 사이클(closed loop)을 형성한다. 즉, 열매체는, 열매체 라인(PL)을 따라 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)를 순환한다.
본 실시예의 열매체 라인(PL)을 따라 유동하는 열매체는, 기체 또는 액체 상태일 수 있다. 보다 구체적으로, 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유동하는 열매체는 액체 상태이고, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유동하는 열매체는 기체 상태이다.
즉, 열매체 라인(PL)을 순환하는 열매체는, 제1 열교환기(101)와 제2 열교환기(102)에서 열교환하면서 상변화된다.
본 실시예의 제1 열교환기(101) 및 제2 열교환기(102)에서는, 열매체가 열교환하면서 상변화되도록 하여, 잠열을 이용하여 열교환하므로, 열전달 효율을 향상시킬 수 있다.
본 실시예의 열매체는 프로판(propane)일 수 있다. 프로판은, 열매체 라인(PL)을 따라 유동하면서, 제2 열교환기(202)에서 해수에 의해 가열되고, 제1 열교환기(201)에서는 해수로부터 얻은 열에너지를 LNG에 전달하고, LNG의 냉열을 회수하면서 냉각된다.
또한, 열매체로서 프로판을 사용하면, 프로판은 기화점이 낮으므로, 본 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템을 극지방에 적용하더라도 열매체가 얼어 열전달 효율이 떨어지는 문제 등을 해소할 수 있다.
또한, 열매체로서 프로판을 사용하면, 프로판의 상변화에 의해 LNG가 기화되고, 프로판이 상변화하면서 잠열을 이용하여 열에너지를 얻게되므로, 기존의 간접식 재기화 시스템에서 열매체로서 글리콜 워터를 사용하는 것에 비해, 동일한 양의 LNG를 재기화시키기 위하여 필요한 해수의 양이 현저히 줄어든다.
제2 열교환기(202)에서 열교환하면서 프로판은 기체 상태로 기화된다. 즉, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유동하는 프로판은 기체 상태이다. 또한, 제2 열교환기(202)에서 해수는, 프로판이 제1 열교환기(201)에서 LNG와 열교환하면서 회수한 LNG의 냉열과, 프로판이 액체 상태에서 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열에 의해 냉각된다.
또한, 제1 열교환기(201)에서 열교환하면서 프로판은 액체 상태로 응축된다. 즉, 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 회수되는 프로판은 액체 상태이다. 제1 열교환기(201)에서 LNG는, 프로판이 제2 열교환기(202)에서 해수와 열교환하면서 얻은 열에너지와, 프로판이 기체 상태에서 액체 상태로 응축되면서 방출하는 잠열에 의해 기화된다.
본 실시예에 따르면, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)에서 열교환 시, 프로판의 상변화에 따른 잠열을 사용함으로써, LNG를 기화시키기에 필요한 해수의 유량을 줄일 수 있고, 또한, 열전달 효율이 상승하므로 재기화 효율이 높아져, 직접 열교환 방식의 재기화 효율에 거의 근접한 수준에 이를 수 있다.
또한, 본 실시예에 따르면, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)는 일정 높이차를 두고, 제1 열교환기(201)가 제2 열교환기(202)보다 상부에 위치하도록 배치될 수 있다.
제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유동하는 프로판은 액체 상태이고, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유동하는 프로판은 기체 상태이므로, 제1 열교환기(201)가 제2 열교환기(202)보다 상부에 위치하면, 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유동하는 프로판은, 펌프 등 별도의 동력없이 중력에 의해 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유입될 수 있다.
또한, 제1 열교환기(201)가 제2 열교환기(202)보다 상부에 위치하면, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유동하는 프로판은 기체 상태이므로, 컴프레서 등 별도의 동력없이, 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유입되는 액체 상태의 프로판에 작용하는 중력을 역이용하여, 압력차(수두)에 의해 제1 열교환기(201)측으로 이송된다.
따라서, 본 실시예에 따르면, 열매체를 순환시키는 펌프나 컴프레서 등 동력을 필요로 하지 않으므로, 동력에 의해 열전달 효율이 손실되는 양을 줄일 수 있다.
열매체를 순환시키기 위한 펌프가 가동됨으로써 발생하는 실제 열전달 손실은, 공정해석 상에서 펌프가 열매체를 가압하는데 소요되는 일 보다 크다. 이는, 무부하 상태에서의 펌프 운전에 소요되는 동력과, 열매체의 가압 과정에서의 마찰손실 외에도 회전운동을 왕복운동으로 전환하는 과정에서의 에너지전환 손실 등이 부가적으로 발생하기 때문이다.
본 실시예에 따르면, 열매체를 순환시키기 위한 펌프를 사용하지 않으므로, 이에 따른 열전달 손실을 획기적으로 줄여 재기화 효율을 높일 수 있다.
제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)가 배치되는 위치의 높이 차, 즉, 도 1에 표시한 A 지점과 B 지점의 높이 차이는, 재기화 용량 및 열매체의 수두에 따라 결정될 수 있다.
예를 들어, A 지점과 B 지점의 높이차이는, 원하는 용량의 재기화 가스를 생산하기 위하여 필요한 열매체의 수두가 마찰손실 등을 극복할 수 있을 정도여야 한다.
본 실시예에서 A 지점은, 제1 열교환기(201)의 열매체 출구가 위치한 지점의 수평선 상에 있을 수 있고, B 지점은, 제2 열교환기(202)의 열매체 입구가 위치한 지점의 수평선 상에 있을 수 있다.
본 실시예의 열매체 라인(PL)에는, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유입되는 기체 상태의 열매체의 압력 및 유량 등을 조절하는 제어밸브(301);가 설치될 수 있다.
제어밸브(301)는, 도시하지 않은 제어부에 의해 제어되며, 제어부는, 재기화시킬 LNG의 유량, 조성, 온도 등에 따라 제어밸브(301)의 개도량을 조절하여, 제1 열교환기(201)로 유입되는 열매체의 유량이나 압력, 온도 등을 조절한다.
다음으로, 도 2를 참조하여 본 발명의 제2 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.
본 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법은, 상술한 제1 실시예의 변형예로서, 제1 실시예와 비교하여, 열매체 펌프(103)가 추가로 구비된다는 차이점이 있다. 제2 실시예를 이해하는 데 있어서, 상술한 제1 실시예를 참고로 하고, 동일한 부재번호를 갖는 동일한 구성요소 및 그 작동에 대해서는 자세한 설명을 생략하기로 하며, 차이점을 중점적으로 설명하기로 한다. 구체적인 설명이 생략되더라도, 제1 실시예와 동일하게 적용되고 동일한 효과가 기대됨은 자명하다.
본 실시예에 따르면, 선박이라는 한정적인 공간의 특성 상, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)의 높이 차를 충분히 두지 못하여, 열매체의 수두가 충분히 크지 못한 경우에는, 도 2에 도시된 바와 같이, 제1 열교환기(201)로부터 열교환을 마치고 배출되는 액체 상태의 열매체를 제2 열교환기(202)로 순환시키기 위해 열매체를 가압하는 열매체 펌프(103);를 구비할 수도 있다.
본 실시예의 열매체 펌프(103)는, 제1 열교환기(201)로부터 배출되는 열매체의 전량이 액체 상태로 응축된 후에 열매체가 열매체 펌프(103)로 유입되도록, 열매체의 유로를 충분히 확보할 수 있는 위치에 설치되는 것이 바람직하다.
이와 같이 열매체 펌프(103)를 배치함으로써, 열매체 펌프(103)의 용량은 최소한의 것으로 구비할 수 있고, 열매체 펌프(103)에 할당되는 소요일을 최소화할 수 있다. 또한, 열매체 펌프(103)에 기체가 유입됨으로써 발생할 수 있는 캐비테이션 현상 등 안전상의 문제를 방지할 수 있다.
다음으로, 도 3을 참조하여, 본 발명의 제3 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.
본 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법은, 상술한 제1 실시예의 변형예로서, 제1 실시예와 비교하여, 콜드박스(401)가 추가로 구비된다는 차이점이 있다. 제3 실시예를 이해하는 데 있어서, 상술한 제1 실시예를 참고로 하고, 동일한 부재번호를 갖는 동일한 구성요소 및 그 작동에 대해서는 자세한 설명을 생략하기로 하며, 차이점을 중점적으로 설명하기로 한다. 구체적인 설명이 생략되더라도, 제1 실시예와 동일하게 적용되고 동일한 효과가 기대됨은 자명하다.
본 실시예에 따르면, 도 3에 도시된 바와 같이, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)를 단열하는 콜드박스(401);를 더 포함할 수 있다.
본 실시예와 같이, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202), 그리고 액체 상태의 열매체가 유동하는 열매체 라인(PL)의 일부 또는 전부를 콜드박스(401) 내에 설치함으로써, 열매체가 저온의 액체 상태를 유지할 수 있도록 함으로써, 열전달 효율을 개선할 수 있다.
도 3에서는, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)가 하나의 콜드박스(401) 내에 수용되는 것을 예로 들어 도시하였다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 콜드박스(401)는, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)를 각각 수용하도록 다수개가 구비될 수도 있다.
다음으로, 도 4를 참조하여, 본 발명의 제4 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.
본 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법은, 상술한 제2 실시예의 변형예로서, 제2 실시예와 비교하여, 콜드박스(402)가 추가로 구비된다는 차이점이 있다. 제4 실시예를 이해하는 데 있어서, 상술한 제2 실시예를 참고로 하고, 동일한 부재번호를 갖는 동일한 구성요소 및 그 작동에 대해서는 자세한 설명을 생략하기로 하며, 차이점을 중점적으로 설명하기로 한다. 구체적인 설명이 생략되더라도, 제2 실시예와 동일하게 적용되고 동일한 효과가 기대됨은 자명하다.
본 실시예에 따르면, 도 4에 도시된 바와 같이, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)를 단열하는 콜드박스(402);를 더 포함할 수 있다.
본 실시예와 같이, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202), 그리고 액체 상태의 열매체가 유동하는 열매체 라인(PL)의 일부 또는 전부를 콜드박스(402) 내에 설치함으로써, 열매체가 저온의 액체 상태를 유지할 수 있도록 함으로써, 열전달 효율을 개선할 수 있다.
도 4에서는, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)가 하나의 콜드박스(402) 내에 수용되는 것을 예로 들어 도시하였다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 콜드박스(402)는, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)를 각각 수용하도록 다수개가 구비될 수도 있다.
이상과 같이 본 발명에 따른 실시 예를 살펴보았으며, 앞서 설명된 실시 예 이외에도 본 발명이 그 취지나 범주에 벗어남이 없이 다른 특정 형태로 구체화될 수 있다는 사실은 해당 기술에 통상의 지식을 가진 이들에게는 자명한 것이다. 그러므로 상술한 실시 예는 제한적인 것이 아니라 예시적인 것으로 여겨져야 하고, 이에 따라 본 발명은 상술한 설명에 한정되지 않고, 첨부된 청구항의 범주 및 그 동등 범위 내에서 변경될 수도 있다.
101 : 액화가스 펌프
102 : 해수 펌프
103 : 열매체 펌프
201 : 제1 열교환기
202 : 제2 열교환기
301 : 제어밸브
401, 402 : 콜드박스
VL : 재기화 라인
PL : 열매체 라인
SL : 해수 라인
102 : 해수 펌프
103 : 열매체 펌프
201 : 제1 열교환기
202 : 제2 열교환기
301 : 제어밸브
401, 402 : 콜드박스
VL : 재기화 라인
PL : 열매체 라인
SL : 해수 라인
Claims (11)
- 간접 열교환식 개방형 액화가스 재기화 시스템에 있어서,
액화가스와 프로판 냉매를 열교환시켜 액화가스를 기화시키는 제1 열교환기;
상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 프로판 냉매와 해수를 열교환시켜 프로판 냉매를 증발시키는 제2 열교환기; 및
상기 프로판 냉매가 순환 유동하고, 상기 제1 열교환기와 제2 열교환기를 연결하며, 폐쇄 사이클을 형성하는 열매체 라인;를 포함하고,
상기 제1 열교환기는 PCHE이며,
상기 프로판 냉매는 상기 제1 열교환기에서 기체 상태에서 액체 상태로 상변화하고, 상기 제2 열교환기에서 액체 상태에서 기체 상태로 상변화하여, 상기 폐쇄 사이클을 순환하며 2번 상변화하고,
상기 제1 열교환기는 높이차를 두고 제2 열교환기보다 상부에 위치하며,
상기 제1 열교환기에서 프로판 냉매는 중력 방향으로 유동하여,
상기 프로판 냉매는 외부 동력 없이 상기 제1 열교환기와 제2 열교환기를 순환하는, 개방형 액화가스 재기화 시스템. - 청구항 1에 있어서,
상기 제2 열교환기에서 증발되어 제1 열교환기로 순환 공급되는 기체 상태의 프로판 냉매의 유량을 조절하는 제어밸브; 및
상기 제어밸브를 제어하여, 상기 제1 열교환기로 공급되는 기체 상태의 프로판 냉매의 압력 및 온도를 조절하는 제어부;를 더 포함하는, 개방형 액화가스 재기화 시스템. - 청구항 1에 있어서,
상기 제1 열교환기에서 상기 액화가스는,
상기 제2 열교환기에서 프로판 냉매가 회수한 해수의 열에너지; 및
상기 기체 상태의 프로판 냉매가 액체 상태로 응축되면서 방출하는 잠열;을 얻어 기화되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템. - 청구항 1에 있어서,
상기 제2 열교환기에서 해수는,
상기 제1 열교환기에서 프로판 냉매가 회수한 액화가스의 냉열; 및
상기 액체 상태의 프로판 냉매가 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열;에 의해 냉각되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템. - 청구항 1에 있어서,
상기 제1 열교환기는, 상기 프로판 냉매가 상기 제2 열교환기로부터 제1 열교환기로 유입될 수 있도록 하는 수두를 갖는 높이로, 제2 열교환기보다 상부에 배치되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템. - 청구항 1에 있어서,
상기 제1 열교환기 및 제2 열교환기를 단열하는 콜드박스;를 더 포함하는, 개방형 액화가스 재기화 시스템. - 삭제
- 삭제
- 간접 열교환식 개방형 액화가스 재기화 방법에 있어서,
액화가스와 프로판 냉매를 열교환시켜 상기 액화가스는 기화시키고, 상기 액화가스를 기화시키면서 응축된 프로판 냉매와 해수를 열교환시켜 프로판 냉매를 증발시키는 폐쇄 사이클을 상기 프로판 냉매가 순환하여,
상기 증발된 프로판 냉매를 상기 액화가스를 기화시키는 열원으로 공급하고,
상기 프로판 냉매는 상기 액화가스와 열교환하여 기체에서 액체로 상변화하고, 상기 해수와 열교환하여 액체에서 기체로 상변화하여 상기 폐쇄 사이클을 순환하면서 2번 상변화하고,
상기 액화가스와 프로판 냉매가 열교환하는 열교환기는 PCHE로서, 상기 프로판 냉매와 해수가 열교환하는 열교환기와 높이차를 두고 상부에 배치하며,
상기 액화가스와 프로판 냉매가 열교환하는 열교환기에서 프로판 냉매는 중력 방향으로 유동하고,
상기 프로판 냉매는 외부 동력 없이 상기 폐쇄 사이클을 순환하는, 개방형 액화가스 재기화 방법. - 청구항 9에 있어서,
상기 액화가스는,
상기 프로판 냉매가 해수와 열교환하면서 해수로부터 얻은 열에너지와 상기 프로판 냉매가 응축되면서 방출하는 잠열에 의해 기화되는, 개방형 액화가스 재기화 방법. - 청구항 9에 있어서,
상기 해수는,
상기 프로판 냉매가 액화가스와 열교환하면서 회수한 액화가스의 냉열과 상기 액체 상태의 프로판 냉매가 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열에 의해 냉각되는, 개방형 액화가스 재기화 방법.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020170183900A KR102098875B1 (ko) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020170183900A KR102098875B1 (ko) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| KR20190081396A KR20190081396A (ko) | 2019-07-09 |
| KR102098875B1 true KR102098875B1 (ko) | 2020-04-08 |
Family
ID=67261161
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| KR1020170183900A Active KR102098875B1 (ko) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| KR (1) | KR102098875B1 (ko) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR102290340B1 (ko) * | 2019-12-31 | 2021-08-17 | 고등기술연구원연구조합 | 간접식 액화가스 재기화 시스템 및 방법 |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR20140033475A (ko) * | 2014-01-28 | 2014-03-18 | 임효진 | 물의 저온비등 자연순환 산업기계용 냉각시스템 |
| KR20170033675A (ko) * | 2015-09-17 | 2017-03-27 | 현대중공업 주식회사 | 액화가스 재기화 시스템 |
-
2017
- 2017-12-29 KR KR1020170183900A patent/KR102098875B1/ko active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20190081396A (ko) | 2019-07-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8739569B2 (en) | Liquefied gas reliquefier, liquefied-gas storage facility and liquefied-gas transport ship including the same, and liquefied-gas reliquefaction method | |
| KR101258934B1 (ko) | 선박 | |
| US20240183495A1 (en) | Method and apparatus for storing liquefied gas in and withdrawing evaporated gas from a container | |
| US20210164728A1 (en) | Method and system for processing gas in a gas storage facility for a gas tanker | |
| KR101326091B1 (ko) | Ｌｎｇ 증발가스의 재액화 장치 및 방법 | |
| KR20090106681A (ko) | Ｌｎｇ의 냉열을 이용한 가스 터빈의 효율 증가 방법 및상기 가스 터빈을 갖는 해상 구조물 | |
| KR101224906B1 (ko) | 선박 및 액화천연가스 재액화 장치 | |
| KR102393101B1 (ko) | 선박의 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
| KR101224924B1 (ko) | 선박 | |
| KR102192105B1 (ko) | 탱크 냉각시스템, 재액화 시스템 및 이를 구비하는 선박 | |
| KR20210096641A (ko) | 재기화 유닛을 구비한 수용 터미널의 가스 처리 시스템 및 대응하는 가스 처리 방법 | |
| JP7011713B2 (ja) | 液化燃料発電及び物流システム、並びにそのシステムを利用した荷役方法 | |
| KR102426559B1 (ko) | 유기 랭킨 사이클을 이용한 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
| KR102098875B1 (ko) | 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
| KR20230166112A (ko) | 선박의 가스 소비 장치용 가스 공급 시스템의 열교환기를 냉각하는 방법 | |
| KR101224931B1 (ko) | 선박 | |
| KR102200378B1 (ko) | 에틸렌 서브쿨링 시스템 및 이를 포함하는 선박 | |
| KR20120010334A (ko) | 냉열발전을 이용한 증발가스 재액화 방법 및 장치 | |
| KR102087028B1 (ko) | 폐쇄형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
| KR102290340B1 (ko) | 간접식 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
| KR102387175B1 (ko) | 유기 랭킨 사이클을 이용한 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
| KR102295008B1 (ko) | 증발가스 액화 시스템 및 선박 | |
| KR102726450B1 (ko) | 액화가스 재기화 선박의 액화가스 재기화 시스템 | |
| US20250092998A1 (en) | System and method for supplying liquefied hydrogen | |
| KR20240103934A (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A201 | Request for examination | ||
| PA0109 | Patent application |
Patent event code: PA01091R01D Comment text: Patent Application Patent event date: 20171229 |
|
| PA0201 | Request for examination | ||
| E902 | Notification of reason for refusal | ||
| PE0902 | Notice of grounds for rejection |
Comment text: Notification of reason for refusal Patent event date: 20190215 Patent event code: PE09021S01D |
|
| PG1501 | Laying open of application | ||
| E90F | Notification of reason for final refusal | ||
| PE0902 | Notice of grounds for rejection |
Comment text: Final Notice of Reason for Refusal Patent event date: 20190925 Patent event code: PE09021S02D |
|
| E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
| PE0701 | Decision of registration |
Patent event code: PE07011S01D Comment text: Decision to Grant Registration Patent event date: 20200320 |
|
| GRNT | Written decision to grant | ||
| PR0701 | Registration of establishment |
Comment text: Registration of Establishment Patent event date: 20200402 Patent event code: PR07011E01D |
|
| PR1002 | Payment of registration fee |
Payment date: 20200403 End annual number: 3 Start annual number: 1 |
|
| PG1601 | Publication of registration | ||
| PR1001 | Payment of annual fee |
Payment date: 20230330 Start annual number: 4 End annual number: 4 |
|
| PR1001 | Payment of annual fee |
Payment date: 20250325 Start annual number: 6 End annual number: 6 |