KR102601315B1 - 재기화 선박 운전 시스템 및 방법 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 액화가스 재기화 선박에서, 액화가스를 재기화시키고 선박용 엔진으로 액화가스 연료를 공급하는데 있어서 운전비용을 절약할 수 있도록 하는 재기화 선박 운전 시스템 및 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 재기화 선박 운전 시스템은, 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 재기화 선박의 운전 시스템에 있어서, 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 재기화 선박의 엔진에서 요구하는 압력으로 압축하는 증발가스 압축기; 상기 액화가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스 압력보다 높은 고압으로 압축하는 고압펌프; 상기 고압펌프에 의해 고압으로 압축된 액화가스를 기화시키는 기화기; 상기 기화기에서 생성된 고압의 재기화 가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 제1 터보 팽창-발전기; 및 상기 제1 터보 팽창-발전기에 의해 압력이 낮아진 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 팽창시키는 감압수단;을 포함하여, 상기 증발가스 압축기에서 압축된 증발가스는 엔진의 연료로 공급되고, 상기 고압의 재기화 가스는 육상의 가스 수요처 또는 엔진의 연료로 공급되는 것을 특징으로 한다.

Description

재기화 선박 운전 시스템 및 방법 {Regasification Operating System and Method for a Vessel}
본 발명은 액화가스 재기화 선박에서, 액화가스를 재기화시키고 선박용 엔진으로 액화가스 연료를 공급하는데 있어서 운전비용을 절약할 수 있도록 하는 재기화 선박 운전 시스템 및 방법에 관한 것이다.
LNG 재기화 선박은 초저온 액체상태의 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)를 저장하고, 재기화시켜 육상의 수요처로 공급할 수 있는 기능을 갖는 선박 또는 부유구조물을 말한다.
LNG 재기화 선박으로는, 해상에 부유한 상태에서 LNG의 저장 및 재기화 목적을 갖는 해상 부유구조물 형태의 LNG FSRU(Floating, Storage, Regasification Unit)와 LNG 운반선의 기능을 가지면서 재기화의 목적을 갖는 자체 추진능력을 갖는 선박 형태의 LNG RV(Regasification Vessel) 등이 있다.
이러한 LNG 재기화 선박은, 쉽게 얻을 수 있는 해수(seawater) 또는 공기(air)를 열원으로 하여, 선박에 저장된 LNG를 재기화시켜 육상의 재기화 가스(천연가스) 수요처로 천연가스를 공급할 수 있다.
또한, LNG 재기화 선박에는 각종 선내 전력 수요처에서 필요로 하는 전력을 생산하기 위한 전력 공급 장치가 구비된다. LNG 재기화 선박의 전력 공급 장치는 통상적으로 4대의 이중연료 발전엔진(dual fuel generation engine)을 이용하여 선내 각 전력 수요처로부터의 전력 수요에 따라 전력을 생산하고, 전력 관리 시스템(power management system)을 통해 각 수요처의 전력 수요와 공급을 관리한다.
LNG 재기화 선박의 선내 전력 수요처로는, 선박의 이동이 필요한 경우 설치되는 추진 모터(propulsion motor)와 같은 추진 시스템(propulsion system)과 재기화 설비의 각종 펌프 및 열매체 순환 장비들과, 각종 보조기기 및 선실, 소화, 안전장비 등이 있다.
이와 같은 LNG 재기화 선박의 선내 전력 수요처에서 사용할 전력은 이중연료 발전엔진을 이용하여 공급해주고, 이중연료 발전엔진은 LNG 또는 중유 등의 오일연료를 연료로 사용하여 전력을 생산한다.
본 발명은, 액화가스를 재기화시켜 육상의 수요처로 공급하고, 액화가스 재기화 선박을 운영하는데 있어 필요한 전력을 생산에 소모되는 비용을 절감시키고자 하는 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 제공하고자 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 재기화 선박의 운전 시스템에 있어서, 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 재기화 선박의 엔진에서 요구하는 압력으로 압축하는 증발가스 압축기; 상기 액화가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스 압력보다 높은 고압으로 압축하는 고압펌프; 상기 고압펌프에 의해 고압으로 압축된 액화가스를 기화시키는 기화기; 상기 기화기에서 생성된 고압의 재기화 가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 제1 터보 팽창-발전기; 및 상기 제1 터보 팽창-발전기에 의해 압력이 낮아진 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 팽창시키는 감압수단;을 포함하여, 상기 증발가스 압축기에서 압축된 증발가스는 엔진의 연료로 공급되고, 상기 고압의 재기화 가스는 육상의 가스 수요처 또는 엔진의 연료로 공급되는, 재기화 선박의 운전 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 감압수단에 의해 압력이 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 낮아진 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 온도까지 가열하는 가열수단;을 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 감압수단은, 상기 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 단열팽창시키는 줄-톰슨 밸브;일 수 있다.
바람직하게는, 상기 감압수단은, 상기 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 제2 터보 팽창-발전기;일 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 터보 팽창-발전기로부터 상기 제2 터보 팽창-발전기로 유입되는 재기화 가스를 상기 제2 터보 팽창-발전기의 입구 온도까지 가열하는 제1 연료히터;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 증발가스 압축기에 의해 압축된 증발가스를 상기 엔진에서 요구하는 온도까지 가열하는 증발가스 연료히터;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 증발가스 압축기에서 압축된 압축 증발가스를 상기 액화가스의 냉열로 응축시키는 재응축기; 상기 재응축기에서 응축된 증발가스의 압력을 상기 액화가스 저장탱크의 저장압력까지 감압시키는 감압밸브; 및 상기 감압밸브에서 압력이 낮아지면서 생성된 기체 상태의 증발가스와 응축된 액체 상태의 증발가스를 기액분리하는 기액분리기;를 더 포함하고, 상기 기액분리기에서 분리된 액체 상태의 증발가스는 상기 액화가스 저장탱크로 회수되고, 분리된 기체 상태의 증발가스는 상기 증발가스 압축기로 재순환될 수 있다.
바람직하게는, 상기 기액분리기에서 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축하는 소형 고압펌프; 및 상기 소형 고압펌프에 의해 압축된 재액화 증발가스를 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 소형 트림히터;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축하는 고압 증발가스 압축기; 및 상기 고압 증발가스 압축기에 의해 압축된 고압 증발가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도까지 가열하는 고압 증발가스 히터;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 고압 증발가스 히터에 의해 가열된 증발가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 감압시키는 증발가스 감압밸브; 및 상기 증발가스 감압밸브에 의해 감압된 증발가스를 상기 엔진에서 요구하는 온도까지 가열하는 제2 증발가스 연료히터;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 압축하는 연료 공급펌프; 및 상기 연료 공급펌프에 의해 압축된 액화가스를 강제기화시켜 상기 엔진의 연료로서 공급하는 강제기화기;를 더 포함할 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 재기화 선박의 운전 방법에 있어서, 상기 액화가스가 자연기화하여 생성된 증발가스를 상기 재기화 선박의 엔진에서 요구하는 압력까지 압축하는 단계; 및 상기 압축된 증발가스를 상기 재기화 선박의 엔진의 연료로 공급하는 단계;를 포함하고, 상기 재기화시킬 액화가스를 상기 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스 압력보다 높은 고압으로 압축하는 단계; 상기 고압으로 압축된 액화가스를 재기화시키는 단계; 상기 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 단계; 및 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 압력이 낮아진 재기화 가스를 상기 엔진의 연료로 공급하는 단계;를 포함하여, 상기 증발가스를 엔진의 연료로 공급하되, 상기 증발가스의 양이 상기 엔진에서 요구하는 가스 연료량보다 적은 경우에는 상기 재기화 가스를 이용하여 전력을 생산하면서, 상기 엔진의 연료로 공급하는, 재기화 선박의 운전 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 고압의 재기화 가스를 상기 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 단계; 및 상기 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압력이 낮아진 재기화 가스를 가스 수요처로 공급하는 단계;를 포함하여, 상기 가스 수요처로 공급할 재기화 가스의 압력을 상기 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 조절하면서 전력을 생산하고, 생산된 전력은 선내 전력 수요처에서 사용할 수 있다.
바람직하게는, 상기 증발가스를 상기 재기화시킬 액화가스의 냉열로 응축시키는 단계; 상기 응축된 증발가스를, 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크의 저장압력까지 감압시키는 단계; 및 상기 감압된 증발가스를, 기체 상태의 증발가스와 액체 상태의 재액화 증발가스로 기액분리하는 단계;를 포함하여, 상기 분리된 기체 상태의 증발가스는, 상기 증발가스를 압축하는 단계로 재공급하고, 상기 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스는, 상기 액화가스 저장탱크로 회수할 수 있다.
바람직하게는, 상기 증발가스를 상기 액화가스의 냉열로 응축시킬 수 없을 때에는, 상기 증발가스를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축하여 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계; 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축된 증발가스 중 일부를 분기시켜 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 감압시키는 단계; 및 상기 감압된 증발가스를 상기 엔진에서 요구하는 온도까지 가열하여 상기 엔진의 연료로 공급하는 단계;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 기액분리된 재액화 증발가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축하는 단계; 및 상기 압축된 재액화 증발가스를 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계;를 더 포함할 수 있다.
본 발명에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법은, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력보다 높은 압력으로 액화가스를 압축하여 재기화하고, 초과(잉여) 압력을 이용하여 전력을 생산함으로써, 종래의 액화가스를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축하여 재기화하는 방법에 비해 운전 비용을 절약할 수 있다.
또한, 육상의 가스 수요처로 공급할 재기화 가스를 이용하여 전력을 생산할 수 있으므로, 연료비를 절감할 수 있고, 전력 소모량 또한 감소시킬 수 있다.
도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 4는 본 발명의 제4 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 5는 본 발명의 제5 실시예에 따른 재기화 선박 운전 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 참조부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
하기 실시예는 여러가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
이하, 도 1 내지 도 5를 참조하여, 본 발명의 일 실시예들에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.
후술하는 본 발명의 일 실시예들에서, 액화가스는 LNG인 것을 예로 들어 설명하지만 이에 한정되는 것은 아니고, 액화가스는, 액화석유가스(LPG; Liquefied Petroleum Gas), 액화에탄가스(LEG; Liquefied Ethane Gas) 등을 포함하는 군에서 선택될 수 있다.
또한, 후술하는 본 발명의 일 실시예들에서, 재기화 선박은, LNG FSRU인 것을 예로 들어 설명한다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니며, 재기화 선박은 LNG RV 등 LNG 저장탱크와 LNG 재기화 장치를 구비한 선박 또는 해상 부유구조물에 모두 적용될 수 있다.
먼저, 도 1을 참조하여, 본 발명의 제1 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.
본 발명의 제1 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템은, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(100); LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 동시에 재기화 가스를 이용하여 전력을 생산하는 재기화 장치; LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)를 LNG 저장탱크로 회수하거나 엔진(600)의 연료로 공급하는 증발가스 처리장치; 및 재기화 가스를 엔진(600)의 연료로 공급하는 연료 공급장치;를 포함한다.
본 실시예의 LNG 저장탱크(100)는, LNG의 극저온을 유지할 수 있도록 단열처리 되어 있을 수 있다. 도면에는 하나의 LNG 저장탱크(100)만이 도시되어 있지만, LNG 저장탱크(100)는 다수개 설치될 수 있다.
본 실시예의 LNG 저장탱크(100)는, 약 -161℃의 극저온과 약 1.05 bar의 대기압 부근의 압력이 유지되도록 운영될 수 있다.
LNG 저장탱크(100)는 단열처리되어 있더라도, 외부로부터 침투되는 열에 의해 LNG가 자연기화하여 증발가스가 생성된다. LNG 저장탱크(100)에서 생성되는 증발가스의 양은, 173,400 m3 용량의 LNG 재기화 선박 기준, 약 4,500 kg/hr이다.
또한, 본 실시예에 따르면, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 LNG 저장탱크(100)로부터 배출시켜 재응축기(220) 또는 고압펌프(310)로 공급하는 LNG 공급펌프(110);를 더 포함할 수 있다.
LNG 공급펌프(110)는, LNG 저장탱크(100)의 내부에 설치될 수 있고, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG에 잠긴 상태에서 운전될 수 있는 반잠수식 펌프일 수 있다.
본 실시예에서, LNG 공급펌프(110)는 총수두(total head)가 약 17m인 것일 수 있고, LNG 저장탱크(100)에 저장되어 있는 LNG의 온도, 예를 들어 약 -161℃의 초저온에서도 운전될 수 있도록 설계된 것일 수 있다.
LNG 공급펌프(110)는 LNG 저장탱크(100)로부터 배출되는 LNG는 가압하여 증발가스 처리장치 또는 재기화 장치로 공급한다. 본 실시예에서, LNG 공급펌프(110)는 LNG를 약 3 bar로 가압하여 증발가스 처리장치 또는 재기화 장치로 공급할 수 있다.
본 실시예의 증발가스 처리장치는, LNG 저장탱크(100)로부터 배출된 증발가스를 압축하여 LNG 저장탱크(100)로 회수하는 제1 증발가스 압축기(210); 제1 증발가스 압축기(210)에서 압축된 증발가스를 LNG 저장탱크(100)로부터 LNG를 공급받아 LNG의 냉열로 재액화시키는 재응축기(220); 재응축기(220)에서 재액화된 증발가스를 LNG 저장탱크(100)의 저장압력 부근까지 감압시키는 감압밸브(230); 및 감압밸브(230)에서 재액화 증발가스가 감압되면서 생성된 기액 혼합물을 기액분리하여, 액체 상태의 재액화 증발가스만을 LNG 저장탱크(100)로 회수하는 기액분리기(240);를 포함할 수 있다.
제1 증발가스 압축기(210)는, 증발가스를 엔진(600)에서 요구하는 압력까지 압축시킬 수 있다. 본 실시예의 제1 증발가스 압축기(210)는 증발가스를 약 5 bar 내지 6 bar로 압축시킬 수 있다.
또한, 제1 증발가스 압축기(210)는 원심식(centrifugal type) 압축기일 수 있으며, 증발가스를 다단계로 압축시키는 다단압축기일 수 있다.
제1 증발가스 압축기(210)에서 압축되면서 증발가스의 온도가 상승하며, 예를 들어, LNG 저장탱크(100)로부터 배출된 약 -161℃의 증발가스는 제1 증발가스 압축기(210)에서 약 6 bar로 압축되면서 온도는 약 -78℃로 상승한다.
재응축기(220)로는 제1 증발가스 압축기(210)에서 압축된 압축 증발가스와, LNG 저장탱크(100)로부터 LNG 공급펌프(110)에 의해 LNG가 공급되며, LNG의 냉열에 의해 압축 증발가스는 응축된다.
재응축기(220)로 공급되는 LNG의 양은 육상의 가스 수요처에서 필요로하는 재기화 가스의 양에 따라 결정될 수 있다. 즉, 재응축기(220)에서 증발가스를 재응축시키면서 온도가 높아진 LNG는 재기화 장치로 공급되며, 재기화 장치에서 재기화되어 육상의 가스 수요처로 공급될 수 있다.
재응축기(220)에서 압축 증발가스는, 재기화시킬 LNG의 냉열에 의해 온도가 온도가 낮아지면서 액화(응축)된다.
본 실시예의 재응축기(220)에서는, 제1 증발가스 압축기(210)로부터 이송된 약 -78℃, 6 bar의 압축 증발가스와, LNG 공급펌프(110)에 의해 LNG 저장탱크(100)로부터 공급된 약 -161℃, 3 bar의 LNG에 의해, 약 -135℃, 6 bar의 재액화 증발가스가 배출된다.
감압밸브(230)는, 재응축기(220)에서 응축된 재액화 증발가스를 LNG 저장탱크(100)의 저장압력까지 감압시킬 수 있다. 본 실시예의 감압밸브(230)는 줄-톰슨 밸브일 수 있으며, 재액화 증발가스는 LNG 저장탱크(100)의 저장압력, 즉 대기압 부근까지 단열팽창될 수 있다. 본 실시예의 감압밸브(230)는 재액화 증발가스를 약 1.2 bar까지 감압시킬 수 있고, 단열팽창에 의해 재액화 증발가스의 온도는 약 -159℃까지 과냉각될 수 있다.
감압밸브(230)에 의해 재액화 증발가스가 감압되면서, 플래시 가스가 생성될 수 있고, 따라서, 감압밸브(230)를 통과한 재액화 증발가스는 포화액체와 포화증기가 혼합된 기액혼합물일 수 있다.
본 실시예의 기액분리기(240)는, 감압밸브(230)를 통과하면서 생성된 기액혼합물을 기액분리하기 위하여 설치된다. 기액분리기(240)에서 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스는 LNG 저장탱크(100)로 회수될 수 있고, 기액분리기(240)에서 분리된 기체 상태의 증발가스는, LNG 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스와 혼합되어 또는 각각, 제1 증발가스 압축기(210)로 공급될 수 있다.
상술한 바와 같이, 본 발명의 제1 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법에 의하면, LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 압축시키고, 재기화시킬 LNG의 냉열로 재액화시킨 후 단열팽창시키고, 기액분리하여, LNG 저장탱크(100)로 회수함으로써, LNG 저장탱크(100)에서 자연발생한 증발가스로 인해 LNG 저장탱크(100)의 내압이 상승하여 한계치를 넘는 등의 위험상황을 방지할 수 있어 안전하다.
본 실시예의 재기화 장치는, LNG 저장탱크(100)로부터 LNG 공급펌프(110)에 의해 이송된, 재기화시킬 LNG를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력보다 높은 압력으로 압축하는 고압펌프(310); 고압펌프(310)에서 압축된 LNG를 열교환에 의해 기화시키는 기화기(320); 기화기(320)에서 기화된 재기화 가스, 즉 천연가스를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 제1 터보 팽창-발전기(410); 및 제1 터보 팽창-발전기(410)에서 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 감압된 천연가스를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도로 조절하는 트림히터(330);를 포함한다.
LNG 저장탱크(100)로부터 재기화시킬 LNG가 LNG 공급펌프(110)에 의해 고압펌프(310)로 공급되는데, 재기화될 LNG는 재응축기(220)를 거쳐 재응축기(220)에서 증발가스에 냉열을 공급해주면서 온도가 약간 상승한 상태로 고압펌프(310)로 공급될 수도 있고, 열교환(압축 증발가스와의 혼합) 없이 고압펌프(310)로 공급될 수도 있다. 또한, 재응축기(220)에서 재응축된 증발가스가 LNG와 함께 고압펌프(310)로 공급될 수도 있다.
본 실시예의 고압펌프(310)는, 재기화시킬 LNG를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력보다 높은 압력으로 압축시켜 기화기(320)로 공급한다.
예를 들어, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력은 통상적으로 약 80 bar이다. 종래에는 LNG 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하기 위하여, 고압펌프를 이용하여 LNG를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력, 즉 80 bar로 압축시킨 후, 압축된 LNG를 열교환에 의해 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하였다.
그러나, 본 실시예에 따르면, LNG를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 재기화 선박에 있어서, 고압펌프(310)를 이용하여, LNG를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력보다 높은 압력으로 압축시킨다. 예를 들어, 고압펌프(310)에서는 LNG를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력의 약 2배 내지 3배 이상 높은 압력으로 압축시킬 수 있고, 본 실시예에서 고압펌프(310)는 LNG를 약 250 bar로 압축시켜 기화기(320)로 공급하는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
고압펌프(310)는 왕복동식, 기어/스크류식 등 용적식 펌프(volumetric type)일 수 있다.
또한, 고압펌프(310)로 공급된 LNG는 고압펌프(310)에서 약 250 bar로 가압되는 동안 등엔트로피 과정을 거치면서 온도가 약간 상승한다.
도면에는 1대의 고압펌프(310)만이 도시되어 있지만, 고압펌프(310)는 3대 내지 6대의 펌프로 분할하여 LNG를 압축하는 것이 효율적이다. 다수대의 고압펌프(310)가 구비되는 경우, 다수대의 고압펌프(310)를 이용하여 다단계에 걸쳐 LNG를 250 bar까지 압축시킬 수도 있고, 고압펌프(310)로 공급되는 LNG의 양을 다수대의 고압펌프(310)로 각각 나누어 공급하여 각 고압펌프(310)에서 LNG를 압축시킬 수도 있으며, 다수대의 고압펌프(310) 중에 적어도 하나는 리던던시를 목적으로 사용될 수도 있다.
기화기(320)에서는 고압펌프(310)에서 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력보다 높은 압력으로 압축된 LNG가 열교환에 의해 기화되어 상온 고압의 기체 상태가 된다. 기화기(320)에서 기화되는 압축 LNG의 온도는 열원의 온도나 유량 등 열원의 상태에 따라 달라질 수 있다.
본 실시예에서 기화기(320)로 공급되는 LNG를 재기화시키기 위한 열원은, 해수, 공기 또는 스팀일 수 있으며, 이들 중 어느 하나에 의해 가열된 열매체, 예를 들어 글리콜 워터일 수도 있다. 해수나 공기를 열원으로 사용하면 경제적이고 시스템이 간단해지며, 열매체로서 글리콜 워터를 사용하면 배관의 동결 문제 등을 방지할 수 있다.
본 실시예에서는, 기화기(320)에서는 약 25℃, 2.5 bar의 해수가 약 -150℃, 250 bar의 압축 LNG와 열교환하고, 열교환에 의해 약 15℃, 250 bar의 고압 재기화 가스가 생성된다. 열교환을 마친 해수는 약 8.5℃로 냉각되어 기화기(320)로부터 배출될 수 있다.
본 실시예의 LNG가 고압펌프(310) 및 기화기(320)를 통과하면서 생성된 고압의 재기화 가스는 제1 터보 팽창-발전기(410)로 공급된다.
제1 터보 팽창-발전기(410)는 고압의 재기화 가스를, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력까지 팽창시키면서, 재기화 가스의 시간당 엔탈피를 일로 변환하여 전력을 생산한다.
제1 터보 팽창-발전기(410)는 원심식(centrifugal) 또는 축류식(axial-flow) 터빈(turbine)을 이용하여 고압의 재기화 가스가 팽창하는 공정을 통해 전력을 생산하는 장치이다. 팽창하는 고압의 재기화 가스로부터 일이 만들어지기 때문에 등엔트로피 공정을 따르며, 따라서 제1 터보 팽창-발전기(410)의 출구 측 재기화 가스는 저온, 저압의 상태가 된다.
제1 터보 팽창-발전기(410)의 출구압력은, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력일 수 있으며, 본 실시예에서는 약 80 bar 일 수 있다.
제1 터보 팽창-발전기(410)에서 생산된 전력은, 선내 전력 수요처에서 사용될 수 있고 또는 육상의 전력 수요처로 송전될 수도 있을 것이다.
즉, 본 실시예에 따르면, 재기화시킬 LNG를 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력보다 높은 압력으로 압축시키더라도, 재기화 공정에서 전력을 추가로 생산하여 재기화 선박의 선내 전력 수요처에서 사용할 수 있으므로, 운전 비용을 절감할 수 있고, 전력을 생산하기 위한 발전엔진의 연료 사용량을 절감할 수 있다.
본 실시예의 제1 터보 팽창-발전기(410)에서는 약 15℃, 약 250 bar의 재기화 가스가 약 80 bar까지 팽창되면서 약 -48℃까지 온도가 낮아지고, 발전기에 의해 동력이 전환되어 약 16,880 kW의 전력이 생산될 수 있다.
선내 전력 수요처는, 상술한 증발가스 처리장치, 재기화 장치 및 연료 공급장치를 포함할 수 있다. 보다 구체적인 예로서, 선내 전력 수요처는, 제1 증발가스 압축기(210), LNG 공급펌프(110) 및 고압펌프(310)를 포함할 수 있다.
예를 들어, 제1 증발가스 압축기(210)에서는, 약 -161℃, 약 1.05 bar, 약 7,043 Nm3/hr의 증발가스를 약 6 bar까지 압축시키는데 약 227.3 kW의 전력이 소모된다.
또한, 예를 들어, LNG 공급펌프(110)에서는, 약 -161℃, 약 1.05 bar, 약 598,000 kg/hr의 LNG를 약 3 bar로 가압하는데 약 83.26 kW의 전력이 소모된다.
또한, 예를 들어, 고압펌프(310)에서는, 약 -160℃, 약 2.07 bar(재응축기(220)로부터 압력손실에 의해 LNG 공급펌프(110)에서 가압된 LNG가 약 2.07 bar까지 압력이 낮아질 수 있다.), 약 598,000 kg/hr의 LNG를 약 250 bar까지 가압하는데 약 10,620 kW의 전력이 소모된다.
즉, 제1 증발가스 압축기(210), LNG 공급펌프(110) 및 고압펌프(310) 등 본 실시예의 재기화 선박 운전 시스템의 총 전력 소모량은 약 10,930 kW이다.
즉, 본 실시예에 따르면, 제1 터보 팽창-발전기(410)에 의해 본 실시예의 재기화 선박 운전 시스템 내 전력 수요처에서 필요한 전력을 자체 생산하여 사용할 수 있고, 남는 전력은 선내 또 다른 수요처에서 사용되거나 육상의 전력 수요처로 송전할 수 있다.
한편, 제1 터보 팽창-발전기(410)에서 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압력이 낮아진 재기화 가스는 육상의 가스 수요처로 공급되는데, 이때, 트림히터(330)는 제1 터보 팽창-발전기(410)로부터 육상의 가스 수요처로 공급되는 재기화 가스의 온도를, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도로 조절한다.
제1 터보 팽창-발전기(410)에서 등엔트로피 공정에 의해 재기화 가스는 압력이 낮아지면서 온도도 낮아질 수 있다. 제1 터보 팽창-발전기(410)에서 재기화 가스는, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압력이 낮아지고, 이 과정에서 재기화 가스의 온도는 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도보다 낮아진다.
예를 들어, 기화기(320)로부터 제1 터보 팽창-발전기(410)로 공급되는 약 15℃, 250 bar의 고압 재기화 가스는, 제1 터보 팽창-발전기(410)에서 약 -48℃, 80 bar의 저온 저압의 재기화 가스가 된다.
육상의 가스 수요처에서는 통상적으로 약 10℃, 80 bar의 재기화 가스를 요구하므로, 트림히터(330)에서는 제1 터보 팽창-발전기(410)로부터 육상의 가스 수요처로 공급되는 재기화 가스를 약 10℃까지 가열하여 육상의 가스 수요처로 공급한다.
도면에 도시하지는 않았지만, 트림히터(330)를 통과하면서 육상의 가스 수요처에서 요구하는 사양을 충족시키는 재기화 가스는, 미터링 유닛(미도시);을 통해 유량이 측정된 후 육상의 가스 수요처로 이송될 수 있다.
트림히터(330)에서 재기화 가스를 가열하는 열원으로는 해수, 공기, 스팀 등이 사용될 수 있으며, 이들 중 어느 하나에 의해 가열된 열매체일 수도 있다. 본 실시예에서는 약 25℃, 2.5 bar의 해수를 열원으로 사용하는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
또한, 본 실시예에 따르면, 제1 터보 팽창-발전기(410)에서 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압력이 낮아진 재기화 가스는 연료 공급장치로 공급될 수도 있다.
본 실시예에 따르면, LNG 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스의 양이 엔진(600)에서 요구하는 양보다 적은 경우, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시켜 엔진(600)의 연료로 공급할 수 있으며, 재기화 장치에서 재기화되어 육상의 가스 수요처로 이송되는 재기화 가스를 엔진(600)의 연료로 공급할 수도 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 제1 터보 팽창-발전기(410)로부터 육상의 가스 수요처로 공급되는 재기화 가스 중, 엔진(600)에서 필요로 하는 만큼의 재기화 가스를 분기시켜, 연료 공급장치로 공급할 수 있다.
즉, 본 실시예에 따르면, 필요에 따라, LNG 저장탱크(100)로부터 재기화 장치로 공급되는 LNG의 양은, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 양에 상응하는 양일 수도 있고, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 양에 엔진(600)에서 요구하는 연료의 양에 상응하는 양만큼을 더한 만큼일 수도 있을 것이다.
도시하지 않은 제어부(미도시)는, 이와 같이 LNG 저장탱크(100)로부터 재기화 장치로 공급하는 LNG의 양, 재기화 장치에서 재기화된 재기화 가스 중에서 육상의 가스 수요처로 공급할 재기화 가스의 양과 연료 공급장치로 공급할 재기화 가스의 양 등을 제어할 수 있다.
본 실시예의 연료 공급장치는, 제1 터보 팽창-발전기(410)로부터 배출되는 재기화 가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 연료 압력까지 감압시키는 연료 감압밸브(540); 연료 감압밸브(540)에서 감압된 재기화 가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 연료 온도로 조절하는 재기화 연료히터(550);를 포함한다.
선박용 엔진(600)은, 본 실시예의 재기화 선박에 설치되며, 선내 각종 전력 수요처에서 필요로 하는 전력을 생산하기 위한 발전용 엔진일 수 있다.
선박용 엔진(600)은, 중유 등 오일연료와 천연가스 등 가스연료를 모두 연료로 사용할 수 있는 이중연료 엔진일 수 있고, 예를 들어 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 또는 DFDG(Dual Fuel Diesel Generator)일 수 있다.
DFDE는, 4-행정(4-stroke) 사이클을 사용하며, 발전용으로 주로 사용된다. 또한, DFDE 엔진은 약 4 내지 6.5 bar 또는 약 5 bar의 저압 천연가스를 연소용 공기 입구에 주입하여, 피스톤이 올라가면서 압축시키는 오토 사이클을 채택하고 있다.
이와 같이, LNG 저장탱크(100)로부터 고압펌프(310), 기화기(320) 및 제1 터보 팽창-발전기(410) 등에 의해 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 조절된 재기화 가스는, 육상의 가스 수요처로 공급되는데, 본 실시예에 따르면, 재기화 장치에 의해 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 조절된 재기화 가스를 선박용 엔진(600)의 연료로 공급할 수도 있다.
본 실시예에 따르면, 제1 터보 팽창-발전기(410)로부터 배출되는 재기화 가스를 연료 공급장치를 이용하여 선박용 엔진(600)에서 요구하는 압력 및 온도로 조절하여 선박용 엔진(600)의 연료로 공급한다.
본 실시예의 연료 감압밸브(540)는 제1 터보 팽창-발전기(420)로부터 이송받은 재기화 가스를, 선박용 엔진(600)에서 요구하는 연료 가스의 압력까지 감압시킬 수 있다.
연료 감압밸브(540)는 줄-톰슨 밸브일 수 있으며, 따라서 재기화 가스를 단열팽창시킬 수 있고, 재기화 가스는 연료 감압밸브(540)를 통과하면서 줄-톰슨 효과에 의해 압력 및 온도가 낮아질 수 있다.
본 실시예에서, 제1 터보 팽창-발전기(420)로부터 이송받은 약 80 bar, -48℃의 재기화 가스는, 연료 감압밸브(540)에 의해 약 5.5 bar까지 압력이 낮아지고, 이 과정에서 온도는 약 -127℃로 낮아질 수 있다.
본 실시예의 재기화 연료히터(550)는, 연료 감압밸브(540)에 의해 온도가 낮아진 재기화 가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 온도까지 가열할 수 있다.
재기화 연료히터(550)에서 재기화 가스를 가열시키는 열원은 해수, 공기, 스팀 등이 사용될 수 있으며, 이들 중 어느 하나에 의해 가열된 열매체일 수도 있다. 본 실시예에서는, 재기화 연료히터(550)에서 재기화 가스를 가열시키는 열원이 전기인 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 즉, 재기화 연료히터(550)는 전기히터일 수 있고, 제1 터보 팽창-발전기(410)에 의해 생산된 전력을 사용할 수 있다.
본 실시예의 재기화 연료히터(550)는 약 -127℃, 약 5.5 bar의 재기화 가스를 약 25℃까지 가열할 수 있다. 이때 소모되는 전력은 약 93 kW이다.
또한, 본 실시예의 연료 공급장치는, 제1 증발가스 압축기(210)에서 압축된 압축 증발가스를, 엔진(600)에서 요구하는 가스 연료 온도까지 가열하는 제3 연료히터(530);를 더 포함한다.
본 실시예의 증발가스 연료히터(530)는, 전기 히터일 수 있으며, 본 실시예의 제1 터보 팽창-발전기(410) 및 엔진(600)에서 생산된 전력을 사용하여 압축 증발가스를 가열할 수 있다.
증발가스 연료히터(530)는, 제1 증발가스 압축기(210)에서 압축된 약 -78℃, 6 bar의 증발가스를, 약 25℃까지 가열할 수 있다. 이때 소모되는 전력은 약 127 kW이다.
증발가스 연료히터(530)를 통하여 가열된 압축 증발가스와 재기화 연료히터(550)를 통하여 가열된 재기화 가스는 각각 엔진(600)의 연료로 공급될 수도 있고, 혼합되어 공급될 수도 있다.
압축 증발가스와 재기화 가스가 혼합되어 엔진(600)으로 공급되는 경우에는, 증발가스 연료히터(530)에서 가열되어 배출되는 압축 증발가스의 온도와 재기화 연료히터(550)에서 가열되어 배출되는 재기화 가스의 온도가, 가열된 압축 증발가스와 재기화 가스가 혼합되었을 때 엔진(600)에서 요구하는 가스 연료 온도 범위에 있도록 제어될 수 있다.
또한, 본 실시예에서는 압축 증발가스를 엔진(600)에서 요구하는 가스 연료의 온도까지 가열하는 증발가스 연료히터(530)와 제1 터보 팽창-발전기(410) 및 재기화 연료 감압밸브(540)에 의해 감압된 재기화 가스를 엔진(600)에서 요구하는 가스 연료의 온도까지 가열하는 재기화 연료히터(550)가 각각 구비되는 것을 예로 들어 설명하였다. 그러나, 증발가스 연료히터(530)와 재기화 연료히터(550)는 둘 중 어느 하나만이 구비될 수 있고 증발가스 연료히터(530)와 재기화 연료히터(550)를 통합한 통합 연료히터(미도시);가 구비될 수도 있다.
예를 들어, 증발가스 연료히터(530)만 구비되는 경우 압축 증발가스와 재기화 가스가 모두 증발가스 연료히터(530)에서 엔진(600)에서 요구하는 가스 연료의 온도까지 가열될 수 있고, 재기화 연료히터(550)만 구비되는 경우 압축 증발가스와 재기화 가스가 모두 재기화 연료히터(550)에서 엔진(600)에서 요구하는 가스 연료의 온도까지 가열될 수 있다.
이와 같이, 본 실시예에 따르면, 재기화 선박의 LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화 시켜 재기화 가스를 육상의 가스 수요처로 공급하는 것과 동시에, 육상으로 공급되는 재기화 가스 및/또는 육상으로 공급하고 남은 나머지 재기화 가스를 이용하여 전력을 생산하여, 선내 전력 수요처 또는 육상의 전력 수요처에서 사용할 수 있다.
또한, LNG 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스를 엔진(600)의 연료로 공급하고, 증발가스의 양이 엔진(600)에서 요구하는 연료량보다 적은 경우에는 육상의 가스 수요처로 공급되는 재기화 가스를 엔진(600)의 연료로 공급할 수도 있다.
재기화 가스를 엔진(600)의 연료로 공급하는 경우에는, 육상의 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력이 엔진(600)에서 요구하는 가스 연료의 압력보다 높기 때문에, 재기화 가스의 압력을 낮추면서 팽창일을 전력으로 전환하여 추가 전력을 생산할 수도 있다.
본 실시예에서 선내 전력 수요처는 선박의 추진 시스템, 재기화 장치, 증발가스 처리장치, 연료 공급장치, 각 시스템의 보조기기, 선실, 소화 장치 및 LNG 안전 장비 등을 더 포함할 수 있다.
다음으로, 도 2를 참조하여, 본 발명의 제2 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. 본 발명의 제2 실시예는, 상술한 제1 실시예의 변형예로서, 제1 실시예와는 달리 본 실시예의 연료 공급장치는 제1 연료히터(510); 제2 터보 팽창-발전기(420); 및 제2 연료히터(520);를 포함한다는 점에서 차이가 있다.
이하, 상술한 제1 실시예와의 차이점을 중심으로 본 발명의 제2 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 하며, 동일한 도면부호를 갖는 동일부재에 대해서는 구체적인 설명이나 언급을 생략하기로 한다. 구체적인 설명이나 언급이 생략되더라도 동일부재에 대해서는 상술한 제1 실시예와 동일하게 적용될 수 있다.
본 실시예의 연료 공급장치는, 제1 터보 팽창-발전기(410)로부터 배출되는 재기화 가스를 1차 가열하는 제1 연료히터(510); 제1 연료히터(510)에서 가열된 재기화 가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 연료 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 제2 터보 팽창-발전기(420); 및 제2 터보 팽창-발전기(420)로부터 배출되는 재기화 가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 연료 온도로 조절하는 제2 연료히터(520);를 포함한다.
LNG 저장탱크(100)로부터 고압펌프(310), 기화기(320) 및 제1 터보 팽창-발전기(410) 등에 의해 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 조절된 재기화 가스는, 육상의 가스 수요처로 공급되는데, 본 실시예에 따르면, 재기화 장치에 의해 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 조절된 재기화 가스를 선박용 엔진(600)의 연료로 공급할 수도 있다.
본 실시예에 따르면, 제1 터보 팽창-발전기(410)로부터 배출되는 재기화 가스를 연료 공급장치를 이용하여 선박용 엔진(600)에서 요구하는 압력 및 온도로 조절하여 선박용 엔진(600)의 연료로 공급한다.
제1 연료히터(510)는, 제1 터보 팽창-발전기(410)에서 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 조절된 재기화 가스를 1차 가열한다. 제1 연료히터(510)의 출구 측 재기화 가스의 온도는 열원의 조건에 따라 다르지만, 제2 터보 팽창-발전기(420)의 입구 온도 조건 이상의 온도인 것이 바람직하다.
이와 같이, 제1 연료히터(510)를 이용하여 제2 터보 팽창-발전기(420)로 공급할 저온의 재기화 가스를 가열시킴으로써, 제2 터보 팽창-발전기(420)의 터빈을 극저온용으로 구비하지 않아도 되고, 재기화 가스의 극저온에 의해 터빈이 손상되는 등의 문제를 방지할 수 있게 된다.
본 실시예에서 제2 터보 팽창-발전기(420)의 입구 온도는 약 10℃인 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 즉, 제1 연료히터(510)는 제1 터보 팽창-발전기(410)로부터 이송된 재기화 가스를 약 10℃까지 가열시킬 수 있다.
제2 터보 팽창-발전기(420)는 제1 터보 팽창-발전기(420)로부터 이송받은 재기화 가스를, 선박용 엔진(600)에서 요구하는 연료 가스의 압력까지 팽창시키면서, 재기화 가스의 시간당 엔탈피를 일로 변환하여 전력을 생산한다.
제2 터보 팽창-발전기(420)는 원심식(centrifugal) 또는 축류식(axial-flow) 터빈(turbine)을 이용하여 고압의 재기화 가스가 팽창하는 공정을 통해 전력을 생산하는 장치이다. 팽창하는 고압의 재기화 가스로부터 일(work)이 만들어지기 때문에 등엔트로피 공정을 따르며, 따라서 제2 터보 팽창-발전기(420)의 출구 측 재기화 가스는 저온, 저압의 상태가 된다.
제2 터보 팽창-발전기(420)의 출구압력은, 선박용 엔진(600)에서 요구하는 가스연료의 압력일 수 있으며, 본 실시예에서는 약 5 bar 일 수 있다. 출구압력이 낮을수록 더 많은 일을 생산할 수 있고, 즉, 더 많은 전력을 생산할 수 있다.
제2 터보 팽창-발전기(420)에서 생산된 전력은, 선내 전력 수요처에서 사용될 수 있고 또는 육상의 전력 수요처로 송전될 수도 있을 것이다.
즉, 본 실시예에 따르면, 육상의 가스 수요처로 재기화 가스를 공급하는 재기화 장치에서 재기화된 재기화 가스를 선박용 엔진(600)의 연료로 공급하는 공정에서 전력을 추가로 생산할 수 있으므로, 운전 비용을 절감할 수 있고, 전력을 생산하기 위한 발전엔진의 연료 사용량을 절감할 수 있다.
제2 터보 팽창-발전기(420)에서 선박용 엔진(600)에서 요구하는 압력까지 압력이 낮아진 재기화 가스는 선박용 엔진(600)의 연료로서 공급되는데, 이때, 제2 연료히터(520)는 제2 터보 팽창-발전기(420)로부터 선박용 엔진(600)으로 공급되는 재기화 가스의 온도를, 선박용 엔진(600)에서 요구하는 가스연료 온도 조건을 충족하도록 조절한다.
제2 터보 팽창-발전기(420)에서 등엔트로피 공정에 의해 재기화 가스는 압력이 낮아지면서 온도도 낮아진다. 제2 터보 팽창-발전기(420)에서 재기화 가스는, 선박용 엔진(600)에서 요구하는 압력까지 압력이 낮아지고, 이 과정에서 재기화 가스의 온도는 선박용 엔진(600)에서 요구하는 가스연료 온도보다 낮아진다.
예를 들어, 제1 연료히터(510)에서 제2 터보 팽창-발전기(420)로 이송되는 약 10℃, 80 bar의 재기화 가스는, 제2 터보 팽창-발전기(420)에서 약 -132℃, 5 bar의 저온 저압 가스가 된다.
본 실시예의 선박용 엔진(600)에서는 약 10℃ 내지 30℃, 약 5 bar의 연료 가스를 요구하므로, 제2 연료히터(520)에서는 제2 터보 팽창-발전기(420)로부터 선박용 엔진(600)으로 공급되는 재기화 가스를 약 10℃까지 가열하여 선박용 엔진(600)으로 공급한다.
제1 연료히터(510) 및 제2 연료히터(520)에서 재기화 가스를 가열하는 열원으로는 해수, 공기, 스팀 등이 사용될 수 있으며, 이들 중 어느 하나에 의해 가열된 열매체일 수도 있다. 본 실시예에서는 약 25℃, 2.5 bar의 해수를 열원으로 사용할 수 있다.
제1 연료히터(510)와 제2 연료히터(520)에서 재기화 가스를 가열하기 위한 열원은 제1 연료히터(510) 및 제2 연료히터(520)로 각각 공급할 수 있지만, 공유하여 사용할 수도 있다.
예를 들어, 열원을 제1 연료히터(510)로 공급하여 제2 터보 팽창-발전기(420)로 공급되는 재기화 가스를 가열시킨 후, 제1 연료히터(510)에서 재기화 가스를 가열시키면서 온도가 낮아진 열원을 제2 연료히터(520)로 공급하여 선박용 엔진(600)으로 공급되는 재기화 가스를 가열시킬 수 있다.
선박용 엔진(600)에서 요구하는 연료 가스의 온도는 약 10℃ 내지 30℃이고, 제1 연료히터(510)로부터 열교환 후 배출되는 열원의 온도는 약 21℃이므로, 제1 연료히터(510)에서 열교환에 의해 온도가 낮아진 열원을 제2 연료히터(520)에서 재기화 가스를 가열하기 위한 열원으로 공급하기에 충분하다. 이 경우, 제2 연료히터(520)로 약 25℃, 2.5 bar의 해수를 새로 공급하는 것에 비해, 열원의 온도가 낮아 열교환 효율은 향상될 수 있다.
선박용 엔진(600)에서는, 연료 공급장치로부터 공급받은 가스 연료를 이용하여 전력을 생산할 수 있다.
선박용 엔진(600)에서 생산된 전력은, 선내 전력 수요처에서 사용될 수 있고 또는 육상의 전력 수요처로 송전될 수도 있을 것이다.
도 2에서는 증발가스 연료히터(530)와 제2 연료히터(520)를 각각 구비하는 것을 예로 들어 도시하였으나, 증발가스 연료히터(530)와 제2 연료히터(520)는 하나의 연료히터로 통합할 수 있다.
즉, 증발가스 연료히터(530) 및 제2 연료히터(520) 중 어느 하나만을 구비하여, 제1 증발가스 압축기(210)에서 압축되어 엔진(600)의 연료로 공급되는 증발가스와, 제2 터보 팽창-발전기(420)에서 감압된 후 엔진(600)의 연료로 공급되는 증발가스를 엔진(600)에서 요구하는 온도까지 가열시킬 수 있다.
본 실시예에 따르면, 선박용 엔진(600)에 필요한 연료가스의 공급은, 증발가스의 양이 충분할 경우 제1 증발가스 압축기(210)를 이용하여 증발가스를 연료로서 공급할 수 있으나, 증발가스의 양이 적을 경우에는, 육상의 가스 수요처로 공급되는 재기화 가스 중 일부는 분기시켜 제2 터보 팽창-발전기(420)를 이용하여 감압시킨 후 연료로서 공급할 수 있다.
다음으로, 도 3을 참조하여, 본 발명의 제3 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. 본 발명의 제3 실시예는, 상술한 제2 실시예의 변형예로서, 본 실시예의 재기화 장치는, 기액분리기(240)에서 기액분리된 액체 상태의 재액화 증발가스, 즉, LNG를 육상의 가스 수요처로 공급하는 소형 고압펌프(140);와 소형 트림히터(150);를 더 포함한다는 점에서 차이가 있다.
이하, 상술한 제2 실시예와의 차이점을 중심으로 본 발명의 제3 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 하며, 동일한 도면부호를 갖는 동일부재에 대해서는 구체적인 설명이나 언급을 생략하기로 한다. 구체적인 설명이나 언급이 생략되더라도 동일부재에 대해서는 상술한 제2 실시예와 동일하게 적용될 수 있다.
본 실시예에 따른 재기화 장치는, 기액분리기(240)에서 기액분리된 액체 상태의 재액화 증발가스, 즉 LNG를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 가압하는 소형 고압펌프(140); 및 소형 고압펌프(140)에 의해 압축된 LNG를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도까지 기화 및 가열시키는 소형 트림히터(150);를 더 포함한다.
본 실시예의 소형 고압펌프(140)는 약 -160℃, 1.2 bar의 재액화 증발가스를 약 80 bar로 압축할 수 있다.
또한, 본 실시예의 소형 트림히터(150)는, 소형 고압펌프(140)에 의해 약 80 bar로 압축된 재액화 증발가스를 약 10℃까지 가열할 수 잇다.
소형 트림히터(150)에서 압축 재액화 증발가스를 가열하는 열원은 해수, 공기 또는 스팀일 수 있으며, 이들 중 어느 하나에 의해 가열된 열매체, 예를 들어 글리콜 워터일 수도 있다. 본 실시예에서는 약 25℃, 약 2.5 bar의 해수를 열원으로 사용하는 것을 예로 들기로 한다.
소형 고압펌프(140) 및 소형 트림히터(150)는, 고압펌프(310) 및 기화기(320)보다 작은 처리 용량의 것으로 구비될 수 있다.
예를 들어, 고압펌프(310)는, 약 2 bar, 약 600,000 kg/hr의 LNG를 약 250 bar까지 압축시킬 수 있으며, 이때 전력 소모량은 약 10,660 kW일 수 있다.
또한, 소형 고압펌프(140)는, 약 1.2 bar, 약 600 kg/hr의 LNG를 약 80 bar까지 압축시킬 수 있으며, 이때 전력 소모량은 약 4.16 kW일 수 있다.
한편, 본 실시예의 연료 공급장치는, 도 3에 도시된 바와 같이, 제2 터보 팽창-발전기(420)를 통과하면서 압력 및 온도가 낮아진 재기화 가스를 가열하는 가열수단으로서, 제2 실시예에서 설명한 해수를 열원으로 사용하는 제2 연료히터(520) 대신, 제1 실시예에서 설명한 전력을 이용하여 재기화 가스를 가열하는 재기화 연료히터(550);를 포함하는 것을 예로 들어 도시하였다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니다.
제1 실시예와 마찬가지로, 증발가스 연료히터(530)와 재기화 연료히터(550)는 둘 중 어느 하나만이 구비될 수 있고 증발가스 연료히터(530)와 재기화 연료히터(550)를 통합한 통합 연료히터(미도시);가 구비될 수도 있다.
이와 같이, 본 실시예에 따르면, 고압펌프(310)에 의해 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력보다 높은 압력으로 압축되고 기화기(320)에서 기화된 후, 제1 터보 팽창-발전기(410)에서 감압되면서 전력을 생산하고 트림히터(330)에서 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도로 가열된 재기화 가스;와, 소형 고압펌프(140)에 의해 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축되고, 소형 트림히터(150)에서 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도로 기화 및 가열된 재기화 가스;를 육상의 가스 수요처로 공급할 수 있다.
따라서, 본 실시예에 따르면, 고압펌프(310)를 이용하여 재기화시킬 LNG를 더 높은 압력으로 압축함으로써 전력을 추가로 생산하여 전력 생산에 사용되는 비용을 절약할 수 있을 뿐만 아니라, 선박용 엔진(600)으로 공급되는 재기화 가스로도 전력을 추가로 생산할 수 있다.
또한, 본 실시예에 따르면, 종래에는 LNG 저장탱크(100)에 LNG를 적재(loading)한 이후 증발가스가 많은 시점에 GCU를 이용하여 증발가스를 태워서 처리하던 방식에 비해, 본 실시예는 소형 고압펌프(140) 및 소형 트림히터(150)를 이용하여 재액화 증발가스를 육상의 가스 수요처로 공급(send-out)할 수 있다.
또한, 이와 같이 재액화 증발가스를 육상의 가스 수요처로 공급하는 경우 더 많은 양의 증발가스를 제1 증발가스 압축기(210)로 유입시킬 수 있으므로, 즉, 더 많은 양의 증발가스를 재응축기(220)에서 재응축시킬 수 있어 종래 대비 제1 증발가스 압축기(210)를 효율적으로 사용할 수 있다.
다음으로, 도 4를 참조하여, 본 발명의 제4 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. 본 발명의 제4 실시예는, 상술한 제2 실시예의 변형예로서, 제2 실시예와는 달리 본 실시예의 증발가스 처리장치는, 고압 증발가스 압축기(250); 고압 증발가스 히터(560); 증발가스 감압밸브(570); 및 제2 증발가스 연료히터(580);를 더 포함하여, 증발가스 중 일부를 육상의 가스 수요처로 공급(send-out)할 수 있다는 점에서 차이가 있다.
이하, 상술한 제2 실시예와의 차이점을 중심으로 본 발명의 제4 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 하며, 동일한 도면부호를 갖는 동일부재에 대해서는 구체적인 설명이나 언급을 생략하기로 한다. 구체적인 설명이나 언급이 생략되더라도 동일부재에 대해서는 상술한 제2 실시예와 동일하게 적용될 수 있다.
본 실시예의 증발가스 처리장치는, 증발가스를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축하는 고압 증발가스 압축기(250); 및 고압 증발가스 압축기(250)에 의해 압축된 증발가스를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도까지 가열하는 고압 증발가스 히터(560);를 포함한다.
증발가스의 양이 많아, 재응축기(220)에서 재기화시킬 LNG로 증발가스를 모두 재액화시킬 수 없는 경우가 있을 수 있다. 이 경우에는 재액화시키지 못하는 증발가스는 GCU를 이용하여 연소시켜 없애거나 벤트(vent)시켜야 한다. 그러나 본 실시예에 따르면, 이때 고압 증발가스 압축기(250) 및 고압 증발가스 히터(560)를 이용하여 증발가스를 육상의 가스 수요처로 공급하는 재기화 가스 흐름에 합류시킴으로써, 낭비를 최소화할 수 있다.
본 실시예의 고압 증발가스 압축기(250)는 LNG 저장탱크(100) 및/또는 기액분리기(240)로부터 공급받은 약 1.05 bar의 증발가스를 약 80 bar까지 압축시킬 수 있다.
본 실시예의 고압 증발가스 히터(560)는 고압 증발가스 압축기(250)에서 압축된 약 80 bar, 약 -83℃의 증발가스를 약 10℃까지 가열할 수 있다.
고압 증발가스 히터(560)는 전력을 사용하여 증발가스를 가열하는 전기히터일 수 있고, 본 실시예에서 고압 증발가스 히터(560)는 고압 증발가스를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도까지 가열하기 위하여 약 85 kW의 전력이 소모될 수 있다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 고압 증발가스 히터(560)에서 증발가스를 가열하는 열원으로서 해수, 공기 또는 스팀을 사용할 수 있으며, 이들 중 어느 하나에 의해 가열된 열매체, 예를 들어 글리콜 워터를 사용할 수도 있다.
또한, 본 실시예에 따르면, 고압 증발가스 압축기(250)에 의해 압축되고 고압 증발가스 히터(560)에 의해 가열되어 육상의 가스 수요처로 이송되는 증발가스 중 일부를 분기시켜 선박용 엔진(600)의 연료로 공급할 수도 있다.
본 실시예의 증발가스 처리장치는, 고압 증발가스 압축기(250)에 의해 압축되고 고압 증발가스 히터(560)에 의해 가열된 증발가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 압력까지 갑압시키는 증발가스 감압밸브(570); 및 증발가스 감압밸브(570)에 의해 감압된 증발가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 온도까지 가열하는 제2 증발가스 연료히터(580);를 더 포함할 수 있다.
증발가스 감압밸브(570)는, 줄-톰슨 밸브일 수 있으며, 고압 증발가스는 증발가스 감압밸브(570)에 의해 선박용 엔진(600)에서 요구하는 압력, 즉 약 5.5 bar까지 단열팽창될 수 있다. 본 실시예의 증발가스 감압밸브(570)는 고압 증발가스를 약 5.5 bar까지 감압시킬 수 있고, 단열팽창에 의해 고압 증발가스의 온도는 약 -32℃까지 낮아질 수 있다.
제2 증발가스 연료히터(580)는 증발가스 감압밸브(570)에 의해 온도가 낮아진 증발가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 온도까지 가열한다.
본 실시예의 제2 증발가스 연료히터(580)는 전력을 사용하여 증발가스를 가열하는 전기히터일 수 있고, 제2 증발가스 연료히터(580)는 증발가스를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 온도까지 가열하기 위하여 약 17.62 kW의 전력이 소모될 수 있다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 제2 증발가스 연료히터(580)에서 증발가스를 가열하는 열원으로서 해수, 공기 또는 스팀을 사용할 수 있으며, 이들 중 어느 하나에 의해 가열된 열매체, 예를 들어 글리콜 워터를 사용할 수도 있다.
본 실시예의 제2 증발가스 연료히터(580)는 약 5.5 bar, 약 -32℃의 증발가스를 약 25℃까지 가열하며, 제2 증발가스 연료히터(580)에 의해 가열된 증발가스는 선박용 엔진(600)의 연료로 공급된다.
또한, 본 실시예의 연료 공급장치는, 도 4에 도시된 바와 같이, 제2 터보 팽창-발전기(420)를 통과하면서 압력 및 온도가 낮아진 재기화 가스를 가열하는 가열수단으로서, 제2 실시예에서 설명한 해수를 열원으로 사용하는 제2 연료히터(520) 대신, 제1 실시예에서 설명한 전력을 이용하여 재기화 가스를 가열하는 재기화 연료히터(550);를 포함하는 것을 예로 들어 도시하였다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니다.
본 실시예에 따르면, 증발가스 연료히터(530), 재기화 연료히터(550) 및 제2 증발가스 연료히터(580)는 셋 중 어느 하나만이 구비될 수 있고 증발가스 연료히터(530)와 재기화 연료히터(550)와 제2 증발가스 연료히터(580)를 통합한 통합 연료히터(미도시);가 구비될 수도 있다.
증발가스를 재액화시키지 못해 고압 증발가스 압축기(250)에서 압축한 증발가스를 선박용 엔진(600)의 연료로 공급하는 경우에는, 제1 증발가스 압축기(210)의 운전은 필요하지 않을 수 있다.
이와 같이, 본 실시예에 따르면, 증발가스의 양이 많아 재기화시킬 LNG만으로는 증발가스를 모두 재액화시킬 수 없는 경우, 증발가스를 고압으로 압축하여 재기화 가스로서 육상의 가스 수요처로 공급할 수 있으므로 증발가스를 낭비하지 않을 수 있다. 또한, 고압으로 압축한 증발가스는 선박용 엔진의 연료로도 공급할 수 있다.
또한, 선박용 엔진의 연료는, 제1 터보 팽창-발전기(410)의 후단에서 분기시킨 재기화 가스;와, 제1 증발가스 압축기(210)에서 저압으로 압축한 저압 증발가스;와, 고압 증발가스 압축기(250)에서 고압으로 압축한 고압 증발가스; 등 3가지 경로를 통해 공급할 수 있으므로, 연료공급에 대한 3가지 리던던시의 이점이 있고, 증발가스를 연소시켜 버리거나 벤트시킬 상황이 발생하지 않는다.
마지막으로, 도 5를 참조하여, 본 발명의 제5 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. 본 발명의 제5 실시예는, 상술한 제4 실시예의 변형예로서, 제4 실시예와는 달리 본 실시예의 연료 공급장치는, 연료 공급펌프(120); 및 강제기화기(130);를 더 포함하여 LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 강제기화시켜 선박용 엔진(600)의 연료로 공급할 수 있다는 점에서 차이가 있다.
이하, 상술한 제4 실시예와의 차이점을 중심으로 본 발명의 제5 실시예에 따른 재기화 선박 운전 시스템 및 방법을 설명하기로 하며, 동일한 도면부호를 갖는 동일부재에 대해서는 구체적인 설명이나 언급을 생략하기로 한다. 구체적인 설명이나 언급이 생략되더라도 동일부재에 대해서는 상술한 제4 실시예와 동일하게 적용될 수 있다.
본 실시예의 연료 공급장치는, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 선박용 엔진(600)에서 요구하는 압력까지 압축하는 연료 공급펌프(120); 및 연료 공급펌프(120)에 의해 이송된 압축 LNG를 강제기화시키는 강제기화기(130);를 포함하며, 연료 공급펌프(120)에 의해 압축되고 강제기화기(130)에 의해 기화된 천연가스는 선박용 엔진(600)의 연료로 공급될 수 있다.
본 실시예의 연료 공급펌프(120)는, LNG 저장탱크(100)에 저장된 약 1.05 bar의 LNG를 약 5.5 bar로 압축하여 강제기화기(130)로 공급한다.
본 실시예의 강제기화기(130)는, 연료 공급펌프(120)에 의해 압축된 LNG를 약 25℃의 천연가스로 기화시킨다.
본 실시예의 강제기화기(130)는 전력을 사용하여 증발가스를 가열하는 전기히터일 수 있다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 강제기화기(130)에서 증발가스를 가열하는 열원으로서 해수, 공기 또는 스팀을 사용할 수 있으며, 이들 중 어느 하나에 의해 가열된 열매체, 예를 들어 글리콜 워터를 사용할 수도 있다.
본 실시예에 따르면, 증발가스 연료히터(530), 재기화 연료히터(550) 및 제2 증발가스 연료히터(580)는 셋 중 어느 하나만이 구비될 수 있고 증발가스 연료히터(530)와 재기화 연료히터(550)와 제2 증발가스 연료히터(580)를 통합한 통합 연료히터(미도시);가 구비될 수도 있다.
또한, 본 실시예의 선박용 엔진의 연료는, 제1 터보 팽창-발전기(410)의 후단에서 분기시킨 재기화 가스;와, 제1 증발가스 압축기(210)에서 저압으로 압축한 저압 증발가스;와, 고압 증발가스 압축기(250)에서 고압으로 압축한 고압 증발가스;와 강제기화기(130)에 의해 기화된 천연가스; 등 4가지 경로를 통해 공급할 수 있으므로, 연료공급에 대한 4가지 리던던시의 이점이 있고, 증발가스를 연소시켜 버리거나 벤트시킬 상황이 발생하지 않는다.
이와 같이, 본 발명에 따르면, 액화가스를 재기화하여 육상의 가스 수요처로 공급하기 위하여, 액화가스를 재기화하는데 있어서, 적은 일을 소요하면서도, 종래와 비교하여 더 높은 압력으로 액화가스를 압축하고, 잉여의 압력을 이용하여 터빈을 구동시킴으로써 전력을 추가로 생산함으로써, 재기화 선박에서 필요로 하는 전력을 대체할 수 있으므로, 전력 생산에 필요한 비용을 절약할 수 있다. 또한, 재기화 장치를 이용하여 생산된 재기화 가스를 발전엔진의 연료로서 공급함으로써 추가 전력을 생산할 수 있다.
본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.
100 : LNG 저장탱크
110 : LNG 공급펌프
120 : 연료 공급펌프
130 : 강제기화기
140 : 소형 고압펌프
150 : 소형 트림히터
210 : 증발가스 압축기
220 : 재응축기
230 : 감압밸브
240 : 기액분리기
250 : 고압 증발가스 압축기
310 : 고압펌프
320 : 기화기
330 : 트림히터
410 : 제1 터보 팽창-발전기
420 : 제2 터보 팽창-발전기
510 : 제1 연료히터
520 : 제2 연료히터
530 : 증발가스 연료히터
540 : 연료 감압밸브
550 : 재기화 연료히터
560 : 고압 증발가스 히터
570 : 증발가스 감압밸브
580 : 제2 증발가스 연료히터
600 : 선박용 엔진

Claims (16)

  1. 액화가스를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 재기화 선박의 운전 시스템에 있어서,
    상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 재기화 선박의 엔진에서 요구하는 압력으로 압축하는 증발가스 압축기;
    상기 액화가스 저장탱크로부터 배출된 상기 액화가스를 상기 육상의 가스 수요처 및 상기 엔진에서 요구하는 재기화 가스 압력보다 높은 고압으로 압축하는 고압펌프;
    상기 고압펌프에 의해 고압으로 압축된 액화가스를 기화시키는 기화기;
    상기 기화기에서 생성된 고압의 재기화 가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 제1 터보 팽창-발전기;
    상기 제1 터보 팽창-발전기에 의해 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 낮아진 재기화 가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도로 조절하는 트림히터; 및
    상기 제1 터보 팽창-발전기에 의해 압력이 낮아진 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 팽창시키는 감압수단;을 포함하여,
    상기 액화가스 저장탱크로부터 배출된 액화가스는, 상기 고압펌프, 기화기 및 제1 터보 팽창-발전기를 거쳐 상기 트림히터 또는 감압수단으로 공급되는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 감압수단에 의해 압력이 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 낮아진 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 온도까지 가열하는 가열수단;을 더 포함하는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 감압수단은,
    상기 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 단열팽창시키는 줄-톰슨 밸브;인, 재기화 선박의 운전 시스템.
  4. 청구항 2에 있어서,
    상기 감압수단은,
    상기 재기화 가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 제2 터보 팽창-발전기;인, 재기화 선박의 운전 시스템.
  5. 청구항 4에 있어서,
    상기 제1 터보 팽창-발전기로부터 상기 제2 터보 팽창-발전기로 유입되는 재기화 가스를 상기 제2 터보 팽창-발전기의 입구 온도까지 가열하는 제1 연료히터;를 더 포함하는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  6. 청구항 2에 있어서,
    상기 증발가스 압축기에 의해 압축된 증발가스를 상기 엔진에서 요구하는 온도까지 가열하는 증발가스 연료히터;를 더 포함하는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  7. 청구항 2에 있어서,
    상기 증발가스 압축기에서 압축된 압축 증발가스를 상기 액화가스의 냉열로 응축시키는 재응축기;
    상기 재응축기에서 응축된 증발가스의 압력을 상기 액화가스 저장탱크의 저장압력까지 감압시키는 감압밸브; 및
    상기 감압밸브에서 압력이 낮아지면서 생성된 기체 상태의 증발가스와 응축된 액체 상태의 증발가스를 기액분리하는 기액분리기;를 더 포함하고,
    상기 기액분리기에서 분리된 액체 상태의 증발가스는 상기 액화가스 저장탱크로 회수되고, 분리된 기체 상태의 증발가스는 상기 증발가스 압축기로 재순환되는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  8. 청구항 7에 있어서,
    상기 기액분리기에서 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축하는 소형 고압펌프; 및
    상기 소형 고압펌프에 의해 압축된 재액화 증발가스를 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 소형 트림히터;를 더 포함하는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  9. 청구항 2에 있어서,
    상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축하는 고압 증발가스 압축기; 및
    상기 고압 증발가스 압축기에 의해 압축된 고압 증발가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도까지 가열하는 고압 증발가스 히터;를 더 포함하는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  10. 청구항 9에 있어서,
    상기 고압 증발가스 히터에 의해 가열된 증발가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 감압시키는 증발가스 감압밸브; 및
    상기 증발가스 감압밸브에 의해 감압된 증발가스를 상기 엔진에서 요구하는 온도까지 가열하는 제2 증발가스 연료히터;를 더 포함하는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  11. 청구항 2에 있어서,
    상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 압축하는 연료 공급펌프; 및
    상기 연료 공급펌프에 의해 압축된 액화가스를 강제기화시켜 상기 엔진의 연료로서 공급하는 강제기화기;를 더 포함하는, 재기화 선박의 운전 시스템.
  12. 액화가스를 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 재기화 선박의 운전 방법에 있어서,
    상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크에서 액화가스가 자연기화하여 생성된 증발가스를 상기 재기화 선박의 엔진에서 요구하는 압력까지 압축하는 단계; 및
    상기 압축된 증발가스를 상기 재기화 선박의 엔진의 연료로 공급하는 단계;를 포함하고,
    상기 액화가스 저장탱크로부터 배출된 액화가스를 상기 육상의 가스 수요처 및 상기 엔진에서 요구하는 재기화 가스 압력보다 높은 고압으로 압축하는 단계;
    상기 고압으로 압축된 액화가스를 재기화시키는 단계; 및
    상기 재기화 가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 팽창시키면서 전력을 생산하는 단계;를 포함하며,
    상기 액화가스 저장탱크로부터 배출되어 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력보다 높은 고압으로 압축되고, 재기화된 후 팽창시킨 재기화 가스는,
    상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 온도로 조절하여 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계; 및
    상기 엔진에서 요구하는 압력까지 더 팽창시켜 상기 엔진의 연료로 공급하는 단계; 중 어느 하나 이상의 단계로 공급하는, 재기화 선박의 운전 방법.
  13. 삭제
  14. 청구항 12에 있어서,
    상기 증발가스를 액화가스의 냉열로 응축시키는 단계;
    상기 응축된 증발가스를, 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크의 저장압력까지 감압시키는 단계; 및
    상기 감압된 증발가스를, 기체 상태의 증발가스와 액체 상태의 재액화 증발가스로 기액분리하는 단계;를 포함하여,
    분리된 기체 상태의 증발가스는, 상기 증발가스를 압축하는 단계로 재공급하고, 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스는, 상기 액화가스 저장탱크로 회수하는, 재기화 선박의 운전 방법.
  15. 청구항 14에 있어서,
    상기 증발가스를 상기 액화가스의 냉열로 응축시킬 수 없을 때에는,
    상기 증발가스를 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축하여 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계;
    상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축된 증발가스 중 일부를 분기시켜 상기 엔진에서 요구하는 압력까지 감압시키는 단계; 및
    상기 감압된 증발가스를 상기 엔진에서 요구하는 온도까지 가열하여 상기 엔진의 연료로 공급하는 단계;를 포함하는, 재기화 선박의 운전 방법.
  16. 청구항 14에 있어서,
    상기 기액분리된 재액화 증발가스를 상기 육상의 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축하는 단계; 및 상기 압축된 재액화 증발가스를 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급하는 단계;를 더 포함하는, 재기화 선박의 운전 방법.
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