KR102610000B1 - Apparatus and method for supplying fuel to a power generation unit - Google Patents
Apparatus and method for supplying fuel to a power generation unit Download PDFInfo
- Publication number
- KR102610000B1 KR102610000B1 KR1020187018559A KR20187018559A KR102610000B1 KR 102610000 B1 KR102610000 B1 KR 102610000B1 KR 1020187018559 A KR1020187018559 A KR 1020187018559A KR 20187018559 A KR20187018559 A KR 20187018559A KR 102610000 B1 KR102610000 B1 KR 102610000B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- liquefied gas
- surge tank
- duct
- tank
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 84
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 223
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 21
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 12
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims description 7
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 115
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 30
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 24
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 12
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 3
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 3
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013626 chemical specie Substances 0.000 description 2
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZFDKBPTVOENNB-GAFUQQFSSA-N N-[(2S)-1-[2-[(2R)-2-chloro-2-fluoroacetyl]-2-[[(3S)-2-oxopyrrolidin-3-yl]methyl]hydrazinyl]-3-(1-methylcyclopropyl)-1-oxopropan-2-yl]-5-(difluoromethyl)-1,2-oxazole-3-carboxamide Chemical compound CC1(C[C@@H](C(NN(C[C@H](CCN2)C2=O)C([C@H](F)Cl)=O)=O)NC(C2=NOC(C(F)F)=C2)=O)CC1 HZFDKBPTVOENNB-GAFUQQFSSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 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
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- -1 that is Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
-
- 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
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2223/0146—Two-phase
- F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
- F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, 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
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2223/0146—Two-phase
- F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
- F17C2223/0169—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL subcooled
-
- 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
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
- F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied 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
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
- F17C2223/042—Localisation of the removal point
- F17C2223/043—Localisation of the removal point in the 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
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
- F17C2223/042—Localisation of the removal point
- F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
- F17C2223/047—Localisation of the removal point in the liquid with a dip tube
-
- 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
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2225/0107—Single phase
- F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
-
- 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
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
- F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
-
- 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
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
- F17C2225/038—Subatmospheric 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
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/04—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid after transfer
- F17C2225/042—Localisation of the filling point
- F17C2225/043—Localisation of the filling point in the gas
- F17C2225/044—Localisation of the filling point in the gas at several points, e.g. with a device for recondensing 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
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/01—Propulsion of the fluid
- F17C2227/0107—Propulsion of the fluid by pressurising the ullage
-
- 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
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
- F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
-
- 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
- F17C2227/0327—Heat exchange with the fluid by heating with recovery of heat
-
- 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
- F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
-
- 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
- F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
- F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
-
- 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
- F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
- F17C2250/01—Intermediate tanks
-
- 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
- F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
- F17C2250/04—Indicating or measuring of parameters as input values
- F17C2250/0404—Parameters indicated or measured
- F17C2250/043—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
- F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
- F17C2250/04—Indicating or measuring of parameters as input values
- F17C2250/0404—Parameters indicated or measured
- F17C2250/043—Pressure
- F17C2250/0434—Pressure difference
-
- 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
- F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
- F17C2250/06—Controlling or regulating of parameters as output values
- F17C2250/0605—Parameters
- F17C2250/0626—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
- F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
- F17C2260/01—Improving mechanical properties or manufacturing
- F17C2260/015—Facilitating maintenance
-
- 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
- F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
-
- 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)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
발전 유닛으로 연료를 공급하는 장치와 방법
액체 연료를, 특히 선박(14)에 설치된, 발전 유닛(12)으로 공급하는 장치(10, 110, 210) 및 방법으로서, 액화 가스의 메인 탱크(16), 적어도 액화 가스의 제1 서지 탱크(18), 제1 서지 탱크(18)로부터 상기 발전 유닛(12)으로 액화 가스를 이송하는 제1 덕트(32)로서, 액체 연료를 상기 발전 유닛으로 공급하기 위해서, 상기 제1 덕트의 제1 단부(32a)는 상기 제1 서지 탱크(18)로 이어지고 상기 제1 덕트의 제2 단부(32b)는 상기 발전 유닛(12)에 연결되어 있는, 상기 제1 덕트, 그리고 액화 가스를 상기 메인 탱크(16)로부터 제1 서지 탱크(18)로 이송하는 제2 덕트(22)를 포함하고 있고, 상기 제2 덕트(22)는 상기 메인 탱크(16)에 수용된 액화 가스(24)에 잠기도록 구성된 제1 단부(22a)와, 액화 가스를 상기 제1 서지 탱크로 공급하기 위해서 상기 제1 서지 탱크(18)로 이어지는 제2 단부(22b)를 포함하고 있고, 그리고 상기 장치 및 방법이, 대기압보다 낮은 동작 압력을 상기 제1 서지 탱크에 작용시키도록 구성된 적어도 하나의 압축기(20)를 포함하는, 메인 탱크(16)에 대한 상기 제1 서지 탱크(18)의 감압 수단(20, 36)을 포함하고 있는 것을 특징으로 한다. Apparatus and method for supplying fuel to a power generation unit
Device (10, 110, 210) and method for supplying liquid fuel, in particular to a power generation unit (12) installed on a ship (14), comprising: a main tank (16) of liquefied gas, at least a first surge tank (16) of liquefied gas; 18), a first duct 32 for transporting liquefied gas from the first surge tank 18 to the power generation unit 12, the first end of the first duct for supplying liquid fuel to the power generation unit (32a) leads to the first surge tank (18) and the second end (32b) of the first duct is connected to the power generation unit (12), and the liquefied gas is supplied to the main tank ( 16) to the first surge tank 18, and the second duct 22 is configured to be submerged in the liquefied gas 24 contained in the main tank 16. comprising a first end (22a) and a second end (22b) leading to the first surge tank (18) for supplying liquefied gas to the first surge tank, and wherein the apparatus and method have a pressure lower than atmospheric pressure. means (20, 36) for depressurizing the first surge tank (18) with respect to the main tank (16), comprising at least one compressor (20) configured to apply an operating pressure to the first surge tank; It is characterized by having
Description
본 발명은, 특히 선박에 설치된 발전 유닛으로 연료를 공급하는 장치와 방법에 관한 것이다.The present invention relates in particular to an apparatus and method for supplying fuel to a power generation unit installed on a ship.
종래 기술은, 말하자면, 문헌 WO-A1-2012/089891 및 WO-A1-2015/183966을 포함한다.The prior art includes, say, documents WO-A1-2012/089891 and WO-A1-2015/183966.
장거리에 걸쳐서, 천연 가스와 같은, 가스를 운반하는 것을 용이하게 하기 위해서, 상기 가스를 대기압에서 극저온, 예를 들면 -163℃로 냉각시킴으로써 상기 가스가 대체로 액화된다(예를 들면, 액화 천연 가스 - LNG가 된다). 그 다음에 액화 가스가 특수한 선박에 실린다.To facilitate transporting gases, such as natural gas, over long distances, the gas is usually liquefied by cooling it at atmospheric pressure to a cryogenic temperature, e.g. -163°C (e.g. liquefied natural gas - becomes LNG). The liquefied gas is then loaded onto a special vessel.
예를 들면, LNG 운반선-타입의 액화 가스를 운반하는 선박에서는, 선박의 작동 에너지 수요를 충족시키기 위해서, 특히, 선박의 추진 및 선상 장비를 위한 전기를 발생시키기 위해, 발전 유닛이 설치되어 있다.For example, on ships carrying liquefied gases of the LNG carrier-type, power generation units are installed to meet the operating energy needs of the ship, in particular to generate electricity for the ship's propulsion and onboard equipment.
이러한 장치는 보통 증발기에 의해 공급되는 가스를 사용하는 열기계(thermal machine)를 포함하고 있고; 상기 가스는 선박의 하나의 탱크 또는 복수의 탱크에 실린 화물인 운반하는 액화 가스로부터 얻는다.These devices usually include a thermal machine using gas supplied by an evaporator; The gas is obtained from liquefied gas transported as cargo in one or multiple tanks of the ship.
문헌 FR-A-2 837 783은 선박의 탱크들 중의 하나의 탱크의 바닥에 잠겨 있는 펌프를 이용하여, 추진 동력을 제공하는 증발기 및/또는 다른 시스템을 제공하는 방법을 개시하고 있다.Document FR-A-2 837 783 discloses a method of providing an evaporator and/or other system providing propulsion power using a pump submerged in the bottom of one of the ships tanks.
이러한 식으로 펌프를 위치시키는 것에는 몇 가지 단점이 있다. ICAS(국제선급협회연합회(International Association of Classification Societies)) 규칙에 따르면, 펌프 검사 작업을 위해서는 정기 검사를 받아야 하고, 메인 탱크가 개방되어야 할 수도 있고, 이것은 선박이 고정될 것을 요하고 탱크를 손상시킬 위험이 있다.There are several disadvantages to locating the pump in this way. According to ICAS (International Association of Classification Societies ) rules, pump inspection work requires regular inspections and may require the main tanks to be opened, which requires the vessel to be secured and may damage the tanks. There is a risk.
이러한 문제에 대한 한 가지 해결방안은 탱크의 바닥에, 탱크로부터 액화 가스를 배출시키는, 개구를 포함하는 것이다. 하지만, IGF 규칙과 IGC 규칙(산적액화가스운반선의 건조와 설비에 대한 국제규칙(International Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk)은 선박의 메인 탱크의 경우인 큰 탱크에 상기와 같은 개구를 금하고 있다.One solution to this problem is to include an opening in the bottom of the tank, through which the liquefied gas is discharged from the tank. However, the IGF rules and the IGC rules ( International Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk ) stipulate that the above-mentioned large tank, in the case of the main tank of the ship, must be used. Opening is prohibited.
본 발명은 현재의 기술을 간단하고 효과적이며 비용 효율적인 방식으로 완벽하게 할 것을 제안한다.The present invention proposes to perfect the current technology in a simple, effective and cost-effective manner.
본 발명은, 특히 선박에 설치된, 발전 유닛으로 액체 연료를 공급하는 장치 및 방법에 관한 것으로서,The invention relates in particular to a device and method for supplying liquid fuel to a power generation unit installed on a ship, comprising:
- 액화 가스의 메인 탱크,- main tank of liquefied gas,
- 적어도 제1 액화 가스 서지 탱크,- at least a first liquefied gas surge tank,
- 제1 서지 탱크로부터 상기 발전 유닛으로 액화 가스를 이송하는 것으로서, 상기 제1 서지 탱크로 개방되어 있는 제1 단부와, 상기 발전 유닛에 액체 연료를 공급하기 위해서 상기 발전 유닛에 연결된 제2 단부를 가지고 있는 제1 덕트,- Transferring liquefied gas from a first surge tank to the power generation unit, the first end being open to the first surge tank and the second end connected to the power generation unit for supplying liquid fuel to the power generation unit. The first duct has,
- 메인 탱크로부터 제1 서지 탱크로 액화 가스를 이송하는 것으로서, 상기 메인 탱크 내에 수용된 액화 가스에 잠기도록 구성된 제1 단부와, 액화 가스를 상기 제1 서지 탱크로 공급하기 위해서 상기 제1 서지 탱크로 이어지는 제2 단부를 포함하는 제2 덕트, 그리고- transporting liquefied gas from a main tank to a first surge tank, comprising: a first end configured to be immersed in the liquefied gas contained in the main tank; a second duct comprising a second end that continues, and
- 상기 메인 탱크로부터 나오는 액화 가스가 상기 제2 덕트에 의해 이송되어 상기 제1 서지 탱크로 공급되도록, 상기 제1 서지 탱크로부터 액체를 흡입하여 상기 메인 탱크의 압력보다 낮은 동작 압력을 상기 제1 서지 탱크에 작용시키도록 구성된, 상기 메인 탱크에 대한 상기 제1 서지 탱크의 감압 수단을 포함하고,- Liquid is sucked from the first surge tank so that the liquefied gas coming out of the main tank is transported by the second duct and supplied to the first surge tank to create an operating pressure lower than the pressure of the main tank. means for depressurizing the first surge tank relative to the main tank, configured to act on the tank;
상기 감압 수단이 적어도 하나의 압축기를 포함하고 상기 동작 압력이 대기압보다 낮은 것을 특징으로 한다.Characterized in that the pressure reducing means includes at least one compressor and the operating pressure is lower than atmospheric pressure.
본 발명에 따른 상기 장치는 종래 기술과 관련된 문제점들을 극복한다. 상기 메인 탱크 내에 잠겨있는 펌프는 액화 가스를 상기 메인 탱크로부터 상기 서지 탱크로 이송하는데 필수적인 것은 아니다. 상기 서지 탱크에서의 감압, 다시 말해서 상기 서지 탱크와 상기 메인 탱크 사이의 압력 차이가 상기 메인 탱크 내에 수용된 액화 가스를 상기 서지 탱크로 공급하게 한다. 이로 인해 상기 액화 가스는 상기 메인 탱크로부터 상기 서지 탱크쪽으로 제2 덕트에서 순환한다. 통상적으로, 상기 메인 탱크 내에 수용된 BOG는 선박에 설치된 발전 유닛으로 공급되도록 사용될 수 있다. 이 경우에, 상기 장치는 액체를 BOG 공급원에, 상기 서지 탱크에서 이용할 수 있고 제1 덕트에 의해 상기 발전 유닛으로 운반될 수 있는, 액체 또는 기체의 형태로 추가하기 위해서 사용된다.The device according to the invention overcomes the problems associated with the prior art. A pump submerged within the main tank is not essential for transferring liquefied gas from the main tank to the surge tank. Depressurization in the surge tank, that is, a pressure difference between the surge tank and the main tank, causes the liquefied gas contained in the main tank to be supplied to the surge tank. This causes the liquefied gas to circulate in the second duct from the main tank towards the surge tank. Typically, the BOG contained in the main tank can be used to supply a power generation unit installed on the ship. In this case, the device is used to add liquid to the BOG source, in the form of liquid or gas, which is available in the surge tank and can be conveyed to the power generation unit by a first duct.
제1 서지 탱크는 대기압보다 낮은 압력(예를 들면, -600 mbarg 내지 -100 mbarg의 압력, 심지어 -600 mbarg 내지 -200m barg의 압력)으로 감압되도록 구성되어 있다. 상기 서지 탱크가 대기압에 가까운 압력, 예를 들면, -100 mbarg 내지 100 mbarg, 또는 -100 mbarg 내지 250 mbarg, 또는 -100 mbarg 내지 400 mbarg의 압력하에 있을 때에도, 액화 가스를 상기 메인 탱크로부터 상기 서지 탱크로 이송하기 위해서, 상기 압축기가 이러한 감압을 달성하도록 구성되어 있다.The first surge tank is configured to be depressurized to a pressure lower than atmospheric pressure (eg, a pressure of -600 mbarg to -100 mbarg, even a pressure of -600 mbarg to -200 mbarg). Even when the surge tank is under a pressure close to atmospheric pressure, for example -100 mbarg to 100 mbarg, or -100 mbarg to 250 mbarg, or -100 mbarg to 400 mbarg, liquefied gas can be supplied from the main tank to the surge tank. For transfer to a tank, the compressor is configured to achieve this reduced pressure.
이것은 상기 액화 가스를, 예를 들면, 엔진을 포함하는 발전 유닛으로 즉시 공급될 수 있게 하는 반면에, 현재의 최신 기술에 따르면, 메인 탱크 내부의 압력이 상기 가스를 상기 엔진으로 공급하기에 충분한 수준에 도달하기를 기다릴 필요가 있다. 이 경우에, 상기 압력이 상기 엔진에 맞는 수준, 예를 들면, 6 barg 이상으로 되어야 하고, 탱크, 특히 탱크의 종류가, 탱크의 압력에 대한 저항성에 기초하여 선택될 수 있다는 것을 알아야 한다.This allows the liquefied gas to be supplied immediately to a power generation unit comprising, for example, an engine, whereas according to the current state of the art, the pressure inside the main tank is at a level sufficient to supply the gas to the engine. You need to wait for it to reach. In this case, it should be noted that the pressure should be at a level suitable for the engine, for example above 6 barg, and that the tank, especially the type of tank, can be selected based on the tank's resistance to pressure.
본 발명에 따르면, 상기 장치는 아래의 특징들 중의 하나 또는 수개를 개별적으로 또는 결합하여 포함한다:According to the invention, the device comprises one or several of the following features, individually or in combination:
- 상기 메인 탱크가 멤브레인 탱크(membrane tank)이고, 다시 말해서, 상기 메인 탱크의 벽, 특히 상기 메인 탱크의 측벽이, 밀봉막(sealing membrane)을 형성하는 적어도 하나의 금속층과, 적어도 하나의 단열재층을 포함하고 있다;- the main tank is a membrane tank, that is, the walls of the main tank, in particular the side walls of the main tank, contain at least one metal layer forming a sealing membrane and at least one layer of insulation. Contains;
- 상기 메인 탱크가 3000 mbarg 이하의 압력, 바람직하게는 750 mbarg 이하의 압력을 견디도록 구성되어 있다;- the main tank is configured to withstand a pressure of not more than 3000 mbarg, preferably not more than 750 mbarg;
- 상기 메인 탱크가 멤브레인 탱크가 아니다;- the main tank is not a membrane tank;
- 상기 메인 탱크가 3000 mbarg 이상의 압력, 바람직하게는 6000 mbarg 이상의 압력을 견디도록 구성되어 있다;- the main tank is configured to withstand a pressure of at least 3000 mbarg, preferably at least 6000 mbarg;
- 상기 감압 수단이 상기 발전 유닛에 연결되도록 구성된 출구를 포함하고 있다;- the pressure reducing means comprises an outlet adapted to be connected to the power generation unit;
- 상기 감압 수단이 적어도 하나의 압축기를 포함하고 있다;- the pressure reducing means comprises at least one compressor;
- 펌프가 상기 제1 덕트에 연결되어 있고 상기 제1 서지 탱크로부터 액화 가스를 흡입하도록 구성되어 있다;- a pump is connected to the first duct and is configured to suck liquefied gas from the first surge tank;
- 상기 압축기가 상기 제1 서지 탱크의 제3 감압 덕트에 연결되어 있고, 제3 감압 덕트의 제1 단부는 상기 제1 서지 탱크에 연결되어 있고, 제3 감압 덕트의 제2 단부는 상기 압축기의 입구에 연결되어 있고, 상기 제3 덕트가 상기 제1 서지 탱크로부터 증발 가스를 흡입하여 증발 가스를 상기 압축기에 공급하도록 구성되어 있다.- the compressor is connected to a third pressure reduction duct of the first surge tank, the first end of the third pressure reduction duct is connected to the first surge tank, and the second end of the third pressure reduction duct is connected to the compressor. It is connected to the inlet, and the third duct is configured to suck boil-off gas from the first surge tank and supply the boil-off gas to the compressor.
- 연료 가스를 상기 발전 유닛으로 공급하기 위해서, 상기 압축기가 상기 발전 유닛에 연결된 출구를 포함하고 있다;- for supplying fuel gas to the power generation unit, the compressor comprises an outlet connected to the power generation unit;
- 상기 제3 덕트의 상기 제2 단부가 제1 열교환 회로에 의해 상기 압축기에 연결되어 있다;- the second end of the third duct is connected to the compressor by a first heat exchange circuit;
- 상기 장치가 메인 탱크로부터 압축기로 가스를 이송하는 제4 덕트를 포함하고 있다;- the device comprises a fourth duct conveying gas from the main tank to the compressor;
- 상기 제4 덕트가 상기 메인 탱크에 연결된 제1 단부와 상기 압축기에 연결된 제2 단부를 포함하고 있다;- the fourth duct comprises a first end connected to the main tank and a second end connected to the compressor;
- 상기 제4 덕트의 상기 제2 단부가, 상기 제2 덕트와 함께, 상기 제1 열교환 회로의 입구에 연결되어 있고, 상기 제1 열교환 회로의 한 출구는 상기 압축기에 연결되어 있다;- the second end of the fourth duct, together with the second duct, is connected to the inlet of the first heat exchange circuit, and one outlet of the first heat exchange circuit is connected to the compressor;
- 상기 제2 덕트의 상기 제1 단부가 펌프를 포함하고 있지 않다;- the first end of the second duct does not contain a pump;
- 상기 제1 덕트가 적어도 하나의 펌프 및/또는 하나의 감압 밸브 및/또는 하나의 열교환기를 포함하고 있고; 연료 가스를 상기 발전 유닛에 공급하기 위해서, 상기 열교환기는 상기 제1 덕트에서 순환하는 액화 가스를 증발시키도록 구성될 수 있다;- the first duct contains at least one pump and/or one pressure reducing valve and/or one heat exchanger; To supply fuel gas to the power generation unit, the heat exchanger may be configured to vaporize liquefied gas circulating in the first duct;
- 상기 펌프가 상기 발전 유닛의 연료 가스 수요에 기초하여 제어되도록 구성되어 있다;- the pump is configured to be controlled based on the fuel gas demand of the power generation unit;
- 상기 장치가 상기 감압 수단으로부터 메인 탱크로의 제5 액체 리턴 덕트(liquid return duct)를 포함하고 있고, 상기 제5 액체 리턴 덕트의 제1 단부는 상기 감압 수단의 출구에 연결되어 있고, 제2 단부는 상기 메인 탱크에 연결되어 있다;- the device comprises a fifth liquid return duct from the pressure reducing means to the main tank, a first end of the fifth liquid return duct being connected to an outlet of the pressure reducing means, and a second The end is connected to the main tank;
- 상기 장치가 제2 액화 가스 서지 탱크를 포함하고 있다;- the device comprises a second liquefied gas surge tank;
- 제2 서지 탱크가- 2nd surge tank
■ 상기 제2 서지 탱크에 연결된 제3 단부를 포함하는 상기 제1 덕트, 그리고■ the first duct including a third end connected to the second surge tank, and
■ 상기 제2 서지 탱크에 연결된 제3 단부를 포함하는 상기 제2 덕트에 연결되어 있다;■ connected to the second duct including a third end connected to the second surge tank;
- 상기 제2 서지 탱크가 상기 제2 서지 탱크에 연결된 제3 단부를 포함하는 상기 제3 덕트에 연결되어 있다;- the second surge tank is connected to the third duct comprising a third end connected to the second surge tank;
- 상기 장치가 상기 제1 서지 탱크와 상기 제2 서지 탱크로 가스를 공급하는 제5 덕트를 포함하고 있고, 제5 덕트의 제1 단부는 상기 감압 수단의 출구에 연결되어 있고, 제2 단부는 상기 제1 서지 탱크에 연결되어 있고, 그리고 제3 단부는 상기 제2 서지 탱크에 연결되어 있고, 상기 제5 덕트가 압축된 가스를 상기 제1 서지 탱크 및/또는 상기 제2 서지 탱크로 공급하도록 구성되어 있다;- the device comprises a fifth duct supplying gas to the first surge tank and the second surge tank, the first end of the fifth duct being connected to the outlet of the pressure reducing means and the second end being connected to the outlet of the pressure reducing means. connected to the first surge tank, and a third end connected to the second surge tank, such that the fifth duct supplies compressed gas to the first surge tank and/or the second surge tank. Consists of;
- 상기 제1 덕트가 제6 덕트에 의해 상기 메인 탱크 내의 액화 가스 분무기 붐에 연결되어 있고, 상기 메인 탱크 내의 증발 가스의 적어도 일부분을 응결시키기 위해서, 상기 붐이 액화 가스를 액적의 형태로 상기 메인 탱크 내의 증발 가스에 분무하도록 구성되어 있다;- the first duct is connected by a sixth duct to a liquefied gas atomizer boom in the main tank, wherein the boom sprays the liquefied gas into the main tank in the form of droplets, in order to condense at least a part of the boil-off gas in the main tank. It is configured to spray the boil-off gases in the tank;
- 상기 탱크의 각각이 압력 센서 및/또는 레벨 센서를 구비하고 있다;- each of the tanks is equipped with a pressure sensor and/or a level sensor;
- 상기 서지 탱크 또는 각각의 서지 탱크가 상기 메인 탱크의 상단부 아래에 배치되어 있다;- the surge tank or each surge tank is arranged below the upper part of the main tank;
- 상기 서지 탱크 또는 각각의 서지 탱크가 상기 메인 탱크의 외측에 배치되어 있다;- the surge tank or each surge tank is arranged outside the main tank;
상기 서지 탱크 또는 각각의 서지 탱크가 팽창 및/또는 분리 목적으로 사용될 수 있고; 서지 탱크로 공급된 액화 가스의 적어도 일부는 상기 탱크 내에서 부분적인 기화(partial vaporization)와 상분리(phase separation)를 겪을 수 있고; 흡입된 액화 가스의 절반 미만 또는 10% 미만이 이런 식으로 기화될 수 있고; 가스 출구는, 기체 상태와 액체 상태로, 메인 탱크를 거치지 않고, 상기 발전 유닛에 연결될 수 있고; 감소 유동 압축기(reduced flow compressor)가 사용될 수 있도록, 추출된 LNG의 작은 부분(1% 내지 10%)가 압축기로부터 상류에서 증발되고; 가스가 흡입될 때보다 (가스 상태의 LNG의 발전 유닛의 주어진 수요에 대해) 더 적은 양의 가스가 흡입될 것을 요한다(가스 부피가 액체 부피보다 대략 600배 더 크다);The or each surge tank may be used for expansion and/or isolation purposes; At least a portion of the liquefied gas supplied to the surge tank may undergo partial vaporization and phase separation within the tank; Less than half or less than 10% of the inhaled liquefied gas may be vaporized in this way; The gas outlet, in gaseous and liquid state, can be connected to the power generation unit without going through the main tank; A small portion (1% to 10%) of the extracted LNG is evaporated upstream from the compressor so that a reduced flow compressor can be used; A smaller amount of gas needs to be inhaled (for a given demand of a power generation unit of gaseous LNG) than when the gas is inhaled (the gas volume is approximately 600 times larger than the liquid volume);
- 상기 액화 가스는 적어도 하나의 순수 가스 또는 물질을 포함하고 있다; 예를 들면:- the liquefied gas contains at least one pure gas or substance; For example:
- 제1 덕트는 이 순수 가스의 적어도 일부분을 (액체 상태로 그리고 아마도 다른 가스와 결합하여) 서지 탱크로부터 발전 유닛으로 이송하 고, 및/또는- the first duct transports at least a part of this pure gas (in liquid state and possibly in combination with other gases) from the surge tank to the power generation unit, and/or
- 상기 압축기는 상기 순수 가스의 적어도 일부분을 (아마도 다른 가 스와 결합하여) 흡입하고, 및/또는- the compressor draws in at least a portion of the pure gas (perhaps in combination with other gases), and/or
- 상기 압축기는 순수 가스를 (아마도 다른 가스와 결합하여) 상기 발 전 유닛으로 공급한다.- The compressor supplies pure gas (perhaps in combination with other gases) to the power generation unit.
본 출원에서, "순수한" 이라는 표현은, 여러 화학 물질 또는 화학종의 결합체가 아니라, 단일의 화학 물질 또는 화학종(chemical species)을 나타내기 위해서 사용된다. 예를 들면, 순수한 가스는 가벼운 가스 또는 무거운 가스이다.In this application, the expression “pure” is used to refer to a single chemical substance or chemical species, rather than a combination of several chemicals or chemical species. For example, a pure gas is either a light gas or a heavy gas.
본 출원에서, 보다 무겁다는 표현과 보다 가볍다는 표현은 각각, 고몰질량(high molar mass)을 가진 고밀도 가스 또는 가스와, 저몰질량(low molar mass)을 가진 저밀도 가스 또는 가스를 의미하는 것이다. 액화 가스에서, 가벼운 가스는 대체로 메탄이다. 액화 가스는 자신의 보다 가벼운 부분으로 약간의 질소를 포함할 수도 있다. 액화 천연 가스의 경우에는, 소량의 보다 무거운 부분이 프로판, 부탄 그리고 에탄(이것은 보다 높은 온도 또는 보다 낮은 압력에서 증발한다)을 포함한다. 액화 가스에서, 무거운 부분은 액화 가스의 총 질량의 5.2% 내지 49.8%에 해당한다. 무거운 가스는 가벼운 가스보다 25% 내지 500% 더 높은 수준의 몰질량을 가지는 것이 특징이다.In this application, the expressions heavier and lighter refer to a high-density gas or gas with a high molar mass and a low-density gas or gas with a low molar mass, respectively. In liquefied gas, the light gas is usually methane. Liquefied gas may contain some nitrogen as part of its lighter parts. In the case of liquefied natural gas, small amounts of the heavier fraction include propane, butane and ethane (which evaporate at higher temperatures or lower pressures). In liquefied gas, the heavy portion corresponds to 5.2% to 49.8% of the total mass of the liquefied gas. Heavy gases are characterized by having a molar mass that is 25% to 500% higher than that of light gases.
본 발명은 상기한 종류의 적어도 하나의 장치를 구비한 선박, 특히 액화 가스를 운반하는데 사용되는 선박에 관한 것이다. 본 발명은 특히 LNG 동력 선박에 관한 것이다(액화 가스 운반선에서 흔히 있듯이, 이 경우 추진 탱크도 운반 목적으로 사용된다고 생각한다).The present invention relates to ships equipped with at least one device of the above-described type, particularly to ships used to transport liquefied gases. The invention relates in particular to LNG-powered ships (as is common in liquefied gas carriers, in which case it is believed that propulsion tanks are also used for transport purposes).
본 발명은 또한, 상기한 종류의 장치를 이용하여, 특히 선박에 설치된, 발전 유닛으로 연료를 공급하는 방법에 관한 것으로서, 상기 방법은The invention also relates to a method for supplying fuel to a power generation unit, especially installed on a ship, using a device of the type described above, comprising:
- 액화 가스가 메인 탱크로부터 제1 서지 탱크로 이송되도록, 상기 제1 서지 탱크를 상기 메인 탱크에 대하여 감압시킴으로써 제1 서지 탱크를 채우는 단계 A;- Step A of filling the first surge tank by depressurizing the first surge tank with respect to the main tank, so that liquefied gas is transferred from the main tank to the first surge tank;
를 포함하는 것을 특징으로 한다.It is characterized by including.
본 발명에 따르면, 상기 방법은 아래의 특징들 중의 하나 또는 수개를 개별적으로 또는 결합하여 포함할 수 있다:According to the present invention, the method may include one or several of the following features individually or in combination:
- 상기 방법이, 상기 제1 서지 탱크에서의 가스 흡입에 의해, 상기 압축기에 의해 상기 발전 유닛이 연료를 공급받는 단계 B1을 포함한다;- the method comprises a step B1 in which the power generation unit is fueled by the compressor by gas intake from the first surge tank;
- 단계 B1 동안, 상기 메인 탱크와 상기 서지 탱크로부터의 가스 추출에 의해, 상기 압축기에 의해 상기 발전 유닛이 연료를 공급받는다;- During step B1, the power generation unit is fueled by the compressor by gas extraction from the main tank and the surge tank;
- 상기 방법이, 상기 압축기가 상기 제1 서지 탱크 및/또는 상기 제2 서지 탱크로부터 나오는 가스를 상기 발전 유닛에 공급하여, 액화 가스를 상기 제1 덕트에서 순환시키는 단계 B2를 포함한다;- the method comprises step B2, wherein the compressor supplies gas from the first surge tank and/or the second surge tank to the power generation unit, thereby circulating the liquefied gas in the first duct;
- 단계 B1 또는 단계 B2 동안, 액화 가스가 메인 탱크로부터 제2 서지 탱크로 이송되도록, 상기 압축기를 이용하여, 상기 제2 서지 탱크를 상기 메인 탱크에 대하여 감압시킴으로써 상기 제2 서지 탱크가 액화 가스를 공급받는다;- During step B1 or step B2, using the compressor, the second surge tank is depressurized with respect to the main tank so that the liquefied gas is transferred from the main tank to the second surge tank, thereby causing the second surge tank to deliver liquefied gas. be supplied;
- 단계 A 동안, 상기 메인 탱크 내부의 압력이 상기 제4 덕트 및/또는 상기 제5 덕트에서 순환하는 가스 유동을 조절함으로써 제어된다;- During stage A, the pressure inside the main tank is controlled by regulating the gas flow circulating in the fourth duct and/or the fifth duct;
- 단계 A 동안 또는 단계 A 후에, 상기 제1 덕트의 펌프가 상기 제1 서지 탱크로부터 액화 가스를 공급받는다;- During or after stage A, the pump in the first duct is supplied with liquefied gas from the first surge tank;
- 상기 방법이, 상기 발전 유닛이, 상기 펌프를 이용하여, 상기 제1 덕트에 의해 연료를 공급받는 단계 B3를 포함한다;- the method comprises a step B3 in which the power generation unit is supplied with fuel by the first duct using the pump;
- 단계 A 동안, 감압이 미리 정해진 기간 동안 계속 유지된다;- During stage A, decompression is maintained continuously for a predetermined period of time;
- 제2 덕트에서, 만약에 부하 손실이 만약에 있다면, 부하 손실을 제외하고, 상기 제2 덕트의 대체로 곧은 수직 높이에 의해 발생된 정수압보다 더 큰, 상기 서지 탱크와 상기 메인 탱크 사이의 압력 차이를 부여함으로써 감압이 달성된다;- a pressure difference between the surge tank and the main tank, in the second duct, which is greater than the hydrostatic pressure generated by the generally straight vertical height of the second duct, excluding load losses, if any. Decompression is achieved by imparting;
- 상기 펌프가 상기 발전 유닛의 연료 가스 수요에 기초하여 제어된다;- the pump is controlled based on the fuel gas demand of the power generation unit;
- 한 개의 또는 수 개의 상기 덕트에 포함된 밸브들 중의 적어도 몇 개가 상기 발전 유닛의 연료 가스 수요에 기초하여 제어된다;- at least some of the valves included in one or several of the ducts are controlled based on the fuel gas demand of the power generation unit;
- 서지 탱크 내부의 액화 가스의 레벨이 주어진 임계 레벨 아래로 떨어지면, 상기 서지 탱크의 액화 가스의 공급 유동을 증가시키기 위해서, 상기 서지 탱크와 메인 탱크 사이의 압력 차이가 커진다;- When the level of liquefied gas inside the surge tank falls below a given critical level, the pressure difference between the surge tank and the main tank increases, in order to increase the supply flow of liquefied gas to the surge tank;
- 상기 서지 탱크들 중의 하나와 메인 탱크 사이의 압력 차이가 상기 메인 탱크로부터 나오는 액화 가스에 의한 다른 서지 탱크의 충전 속력(filling speed)에 기초하여 조정된다; - the pressure difference between one of the surge tanks and the main tank is adjusted based on the filling speed of the other surge tank with liquefied gas coming from the main tank;
- 상기 제1 서지 탱크에 수용된 액화 가스가 상기 제1 덕트와 제6 덕트에 의해 상기 분무기 붐으로 운반된다.- The liquefied gas contained in the first surge tank is transported to the sprayer boom by the first duct and the sixth duct.
비제한적인 예로서 제공된, 아래의 설명에 의해, 그리고 첨부된 도면을 참고하면, 본 발명을 보다 잘 이해할 수 있고 본 발명의 다른 세부사항, 특징 및 장점이 보다 명확하게 될 것이다.
- 도 1은 선박에 설치되는, 본 발명에 따른 장치의 제1 실시례의 개략도이고,
- 도 2 내지 도 6은 본 발명에 따른 방법의 단계들을 나타내는 도 1에 관한 개략도이고,
- 도 7은 선박에 설치되는, 본 발명에 따른 장치의 제2 실시례의 개략도이고,
- 도 8 내지 도 12는 본 발명에 따른 방법의 단계들을 나타내는 도 7에 관한 개략도이고, 그리고
- 도 13은 선박에 설치되는, 본 발명에 따른 장치의 제3 실시례의 개략도이다.By reference to the following description, which is given by way of non-limiting example, and to the accompanying drawings, the invention will be better understood and other details, features and advantages of the invention will become more apparent.
- Figure 1 is a schematic diagram of a first embodiment of a device according to the invention, installed on a ship,
- Figures 2 to 6 are schematic diagrams of Figure 1 showing the steps of the method according to the invention,
- Figure 7 is a schematic diagram of a second embodiment of the device according to the invention, installed on a ship,
- Figures 8 to 12 are schematic diagrams relative to Figure 7 showing the steps of the method according to the invention, and
- Figure 13 is a schematic diagram of a third embodiment of the device according to the invention, installed on a ship.
아래의 설명에서, "상류"와 "하류"라는 용어는 덕트 또는 회로에서의 기체나 액체와 같은 유체의 유동과 관련되어 있다.In the description below, the terms "upstream" and "downstream" relate to the flow of a fluid, such as a gas or liquid, in a duct or circuit.
도 1은 액화 가스 운반선과 같은, 선박에 연료 가스를 공급하도록 구성된 것으로 고려될 수 있는 본 발명에 따른 제1 실시례의 장치(10)를 나타내고 있다. 따라서 상기 장치(10)는 선박(14)에 설치된, 발전 유닛(12)에 연료 가스를 공급하기 위해서 사용될 수 있다.Figure 1 shows a
상기 선박(14)은 액화 가스를 저장하기 위해서 사용되는 한 개의 탱크(16), 또는 수 개의 유사한 탱크(16)를 포함하고 있다. 상기 가스는, 예를 들면, 메탄, 또는 메탄을 함유하는 여러 가지 가스의 혼합물이다. 탱크(16) 또는 각각의 탱크(16)는 미리 정해진 압력과 온도에서, 예를 들면 대기압과 -163℃의 온도에서 액체 상태로 가스를 수용할 수 있다. 상기 선박의 한 개 또는 수 개의 탱크(16)는 본 발명에 따른 장치(10)에 의해 발전 유닛(12)에 연결될 수 있다. 탱크의 갯수는 제한되어 있지 않다. 예를 들면, 탱크의 갯수는 1개 내지 6개가 될 수 있다. 각각의 탱크(16)는 1'000(심지어 100)m3 내지 50'000m3의 수용 용적을 가질 수 있다.The
이하에서, "탱크(16)"라는 용어는 "탱크 또는 각각의 탱크(16)"라고 이해하여야 한다.Hereinafter, the term “
탱크(16)는 액화 가스(16aa)와 탱크(16) 내부에서 액화 가스(16aa)의 자연 증발에 의해 발생하는 가스(16ab)를 수용한다. 자연적으로, 액화 가스(16aa)는 탱크(16)의 바닥에 저장되는 반면에, 증발 가스(16ab)는, 문자 N으로 개략적으로 나타내어진, 탱크 내부에서의 액화 가스의 높이보다 위에 존재한다.The
이하에서, "LNG"는 액화 가스, 다시 말해서, 액체 상태의 가스를 나타내고, "BOG"는 증기 가스 또는 증발 가스를 나타내고, "NBOG"는 자연 증발 가스를 나타내고, 그리고 "FBOG"는 강제 증발 가스(forced boil-off gas)를 나타내며; 이러한 약어는 당해 기술 분야에서 통상적으로 사용되는 영어 용어를 반영하고 있기 때문에 이러한 약어는 당업자에게 알려져 있다. Hereinafter, “LNG” refers to liquefied gas, that is, gas in a liquid state, “BOG” refers to vapor gas or boil-off gas, “NBOG” refers to natural boil-off gas, and “FBOG” refers to forced boil-off gas. represents (forced boil-off gas); These abbreviations are known to those skilled in the art because they reflect English terminology commonly used in the art.
도 1에 도시된 실시례에서는, 덕트(22)의 한 단부(22a)가 탱크(16)의 LNG(16aa)에 잠겨 있다. 바람직하게는, 이 단부가 펌프를 포함하지 않아서, 펌프의 유지 보수에 대한 필요성이 없고, 탱크가 거의 비어 있는 경우에도, 상기 덕트가 LNG만 공급받는다는 것을 확실하게 하기 위해서, 바람직하게는 탱크의 바닥에 배치되어 있다.In the embodiment shown in Figure 1, one
본 출원에서, 탱크 또는 큰 통(vat)의 "바닥"이라는 용어는 탱크의 바닥 벽으로부터 1미터보다 짧은 위치를 나타내기 위해서 사용된 것이고, 상기 바닥 벽은 운행하는 동안 지구의 중심에 가장 가깝다.In this application, the term "bottom" of a tank or vat is used to indicate a location less than one meter from the bottom wall of the tank, which is closest to the center of the Earth during operation.
덕트(22)는 측관(bypass)을 포함하고 있고 탱크(16)의 외측에 배치된 두 개의 단부를 포함하고 있다. 이들 단부(22d) 중의 하나는 탱크(16)의 LNG 충전구(filling port)를 형성하므로, 특히 LNG가 선박의 탱크(16)로 실릴 때, 사용자가 이용할 수 있다.
상기 덕트의 다른 단부(22b)는 탱크(16)의 외측에 배치된 서지 탱크(18)에 연결되어 있다. 밸브(23d, 23b)가 단부(22d, 22b)와 각각 결합되어 있다. 밸브(23d)는 덕트(22) 내부의 유체의 순환을 정지시키도록, 결과적으로 탱크(16)로의 LNG의 공급을 멈추도록 구성되어 있다. 밸브(23d)는 체크 밸브를 형성할 수도 있다. 밸브(23b)는, 특히, 메인 탱크(16)의 연료 공급(bunkering) 동안, 서지 탱크(18)로의 유체의 공급을 멈추도록 구성되어 있다.The
LNG 액적 분무기 붐(52)이 높이 N보다 위의 탱크(16)의 상부 부분에 배치되어 있다. 상기 LNG 액적 분무기 붐(52)은 탱크의 BOG에 LNG 액적을 분무하도록 구성되어 있다. 이것은 탱크(16) 내의 BOG를 재응결시키기 위해서 사용된다.An LNG
탱크(16)는 또한 BOG 입구(16a)와 BOG 출구(16b)를 포함하고 있다. 상기 BOG 출구(16b)는 탱크(16)의 외측에 배치된 두 개의 단부를 한정하는 측관을 포함하는 덕트(30)의 한 단부(30a)에 연결되어 있다. 이들 단부(30c) 중의 하나는 탱크(16)의 BOG 배출구(evacuation port)를 형성하므로, 특히 LNG가 선박의 탱크(16)로 실릴 때, 사용자가 이용할 수 있다.
덕트(30)의 다른 단부(30b)는 열교환기(28)의 제1 회로(28a)의 입구(28aa)에 연결되어 있고, 열교환기(28)의 제1 회로(28a)의 출구(28ab)는 압축기(20)의 입구(20a)에 연결되어 있다. 상기 제1 회로(28a)는 저온 회로(cold circuit)이므로, 제1 회로(28a)에서 순환하는 유체는 열교환기(28)의 고온 회로(hot circuit)로 알려진 제2 회로(28b)에서 순환하는 유체에 의해 가열되도록 되어 있다.The
밸브(31a, 31c)는 단부(30a, 30c)와 각각 결합되어 있다. 밸브(31a)는 덕트(30) 내부의 유체의 순환을 멈추도록, 결과적으로 탱크(16)로부터 LNG의 배출을 멈추도록 구성되어 있다. 밸브(31a)는 체크 밸브를 형성할 수도 있다. 밸브(31c)는 BOG의 단부(30c) 및 관련된 구멍으로의 배출을 멈추기 위해서 사용될 수 있다.The
탱크(16)의 입구(16a)는 덕트(38)의 한 단부(38b)에 연결되어 있고, 덕트(38)의 다른 단부(38a)는 압축기(20)의 출구(20b)에 연결되어 있다. 밸브(39)는 상기 덕트(38)에 연결되어 있고 압축기(20)의 출구로부터 탱크(16)로의 유체의 순환을 차단한다. 압축기(20)의 출구(20b)는 또한 밸브(41)에 의해 발전 유닛(12)에 연결되어 있다.The
서지 탱크(18)는 세 개의 구멍, 즉, 덕트(22)의 단부(22b)에 연결된 하나의 입구(18a) 그리고 두 개의 출구(18b, 18c)를 포함하고 있다. 입구(18a)는 LNG를 수용하도록 구성되어 있고, 서지 탱크(18)는 탱크(16)에서 직접 나오는 LNG를 공급받도록 구성되어 있다.
출구(18b)는 가스 출구, 특히 BOG 출구이고, 출구(18c)는 LNG 출구이다. 출구(18b)는 덕트(26)의 한 단부(26a)에 연결되어 있고, 덕트(26)의 반대쪽 단부(26b)는 압축기(20)의 입구(20a)에 연결되어 있다. 도시된 예에서는, 서지 탱크(18)에서 나오는 BOG가 압축기(20)로 공급되기 전에 열교환기(28)에 의해 가열된다. 이러한 목적을 위하여, 덕트(26)가 열교환기(28)로부터 상류에서, 보다 상세하게는 열교환기(28)의 제1 회로(28a)로부터 상류에서 덕트(30)에 연결되어 있기 때문에, 탱크(16)와 서지 탱크(18)에서 나오는 BOG가 열교환기(28)로 공급될 수 있고 압축기(20)로 공급되기 전에 가열될 수 있다.
덕트(26)는 덕트(26) 내부에서의 유체의 순환을 차단하도록, 특히, 서지 탱크(18)로부터 열교환기(28)로의 BOG의 배출을 차단하도록 구성된 밸브(27)를 포함하고 있다.The
출구(18c)는 덕트(32)의 단부(32a)에 연결되어 있고, 덕트(32)의 단부(32a)는 압축기(20)의 출구(20b)와 함께 발전 유닛(12)에 연결되어 있다. 이 덕트(32)는 펌프(36)와 열교환기(34)를 포함하거나 펌프(36)와 열교환기(34)에 연결되어 있다. 상기 덕트(32)는 또한 두 개의 밸브(33a, 33b)를 포함하고 있고, 상기 두 개의 밸브(33a, 33b) 중의 하나는, 예를 들면, 감압 밸브(33b)이다. 도시된 예에서는, 상류에서 하류까지, 다시 말해서 서지 탱크(18)에서 압축기(20)의 출구(20b)까지, 펌프(36), 밸브(33b), 열교환기(34) 및 밸브(33a)가 배열되어 있다.The
덕트(32)는 밸브(41)로부터 바로 상류에서 압축기(20)의 출구(20b)에 연결되어 있다. 게다가, 밸브(33a)의 출구에는, 덕트(32)가 밸브(33c)에 의해 밸브(39)로부터 바로 하류에서 덕트(38)에 연결되어 있다.
도시된 예에서는, 펌프(36)에 의해 서지 탱크(18)로부터 배출된 LNG가 발전 유닛(12)으로 공급되기 전에 열교환기(34)에 의해 증발된다. 이러한 목적을 위해서, 덕트(32)가 열교환기(34)의 제1 회로(34a)의 입구(34aa)에 연결되어 있고, 열교환기(34)의 제1 회로(34a)의 출구(34ab)는 밸브(33a)에 연결되어 있다. 상기 제1 회로(34a)는 저온 회로이므로, 제1 회로(34a)에서 순환하는 유체는 열교환기(34)의 고온 회로로 알려진 제2 회로(34b)에서 순환하는 유체에 의해 가열되도록 되어 있다.In the example shown, LNG discharged from
밸브(33b)가 LNG를 모두 FBOG로 증발시키도록 구성된 감압 밸브이면, FBOG는 발전 유닛(12)으로 공급되기 전에 열교환기(34)에 의해 가열된다. 따라서, 바람직하게는, 밸브(33b)가 출구에서 FBOG의 압력이 발전 유닛(12)에서 연료 가스의 동작 압력과 동일하도록 구성되어 있다.If
밸브(51)를 구비한 덕트(50)가 LNG 액적 분무기 붐(52)을 덕트(32)에 연결시킨다. 상기 덕트의 상류 단부는, 펌프(36)와 밸브(33b)의 사이에서, 다시 말해서, 펌프(36)로부터 바로 하류에서 덕트(32)에 연결되어 있고, 상기 덕트의 하류 단부는 LNG 액적 분무기 붐(52)에 연결되어 있다. 따라서, 상기한 바와 같이, 서지 탱크(18) 내에 수용된 LNG가 LNG 액적 분무기 붐(52)으로 공급될 수 있다는 것을 알아야 한다.A
따라서 서지 탱크(18)는 탱크(16)로부터 나오는 LNG를 공급받도록 구성되어 있다. 서지 탱크(18) 내부의 동작 압력은 탱크(16) 내부의 LNG의 저장 압력보다 낮다. LNG를 서지 탱크(18)로 공급하는 것에 의해 LNG의 부분적인 증발을 발생시킬 수 있고, 이것은 서지 탱크(24) 내부에서의 FBOG의 발생 및 서지 탱크(24)에 남아있는 LNG의 냉각을 일으키고, 이렇게 냉각된 LNG를 "과냉각 액화 가스"라고 칭한다. 서지 탱크(18)는 가스를 미리 정해진 온도와 압력에서 액체 상태로 수용한다.Therefore, the
서지 탱크(18)는 과냉각 액화 가스(18aa)뿐만 아니라 탱크(16)로부터 나오는 액화 가스(16aa)의 강제 증발에 의해 발생되는 가스(18ab)를 수용한다. 자연적으로, 과냉각 액화 가스(18aa)(또는 LNG)는 서지 탱크(18)의 바닥에 저장되는 반면에, 증발 가스(18ab)(또는 FBOG)는, 문자 L로 개략적으로 나타내어진, 서지 탱크(18) 내부에서의 액화 가스의 높이보다 위에 존재한다.The
이 경우에, 서지 탱크(18) 내부에 동작 압력을 작용시키기 위해서 압축기(20)가 사용된다. 따라서 상기 압축기는 서지 탱크(18)를 탱크(16)에 대하여 감압시키도록 구성되어 있다. 서지 탱크(18)와 탱크(16) 사이의 압력 차이는 LNG를 탱크(16)로부터 서지 탱크(18)로 순환시키기에 충분할 수 있다. 이 경우에는, 덕트(22)의 단부(22a)에 있는 잠겨 있는 펌프는 필요하지 않다는 것을 알아야 한다. 압축기(20)에 의해 서지 탱크(18)에 부과된 조건은 서지 탱크(18)에서 LNG를 발생시키도록 결정된다.In this case, the
다른 형태로서 또는 추가적인 특징으로서, 펌프(36)가 서지 탱크(18)를 메인 탱크(16)에 대하여 감압시키도록 구성될 수 있다.As another form or additional feature, pump 36 may be configured to depressurize
서지 탱크(18) 내의 LNG의 양이 매우 중대하고 임계 레벨에 막 도달하려고 할 때, LNG가 서지 탱크(18)의 LNG 출구로부터 발전 유닛(12) 및/또는 메인 탱크(16) 내부의 LNG 액적 분무기 붐(52)으로 이송될 수 있다.When the amount of LNG in the
LNG는 냉각력(cooling power)을 발생시키고, 이 냉각력은 필요하지 않을 때, 예를 들면, 발생된 NBOG의 양이 요구를 충족시키기에 불충분한 단계 동안 서지 탱크(18)에 저장될 수 있다.The LNG generates cooling power, which can be stored in the
도시된 예에서는, 서지 탱크(18)의 감압이 LNG를 덕트(22)에서 순환시킬 수 있게 하기에 충분하여야 한다. 덕트(22)는 플런저를 형성하고 메인 탱크(16)의 LNG에 잠겨있는 수직 부분을 포함하고 있고, 상기 수직 부분의 상단부는 T자형 연결부에 의해 덕트(22)의 나머지 부분에 연결되어 있다. 양 탱크(16, 18) 사이의 압력 차이는 바람직하게는, 덕트(22)에서의 부하 손실(load loss)을 제외하고, 덕트(22)의 높이(구체적으로는, 메인 탱크의 바닥으로부터 T자형 연결부까지의 덕트(22)의 수직 부분의 높이 - 메인 탱크(16)가 비어있을 때, LNG는 상기 높이로 상승되어야 한다)에 의해서 발생된 정수압(hydrostatic pressure)보다 더 커야 한다. 다른 형태에서는, 서지 탱크(18)(보다 구체적으로는 출구(22b))가 상기 높이보다 낮으면, 그리고 상기 덕트가 채워지면(예를 들면, 메인 탱크(16)가 거의 가득 차있을 때의 보다 작은 압력 차이에 의해) 상기 압력 차이가 더 작아져야 한다.In the example shown, the pressure relief in
상기 압력 차이는 아래의 방식으로 조절될 수 있다:The pressure difference can be adjusted in the following manner:
- 발전 유닛(12)의 가스 수요가 펌프(36)를 제어하고(가스 수요는, 예를 들면, 출구(32b)와 발전 유닛(12) 사이에 측정된 가스 유량과 발전 유닛(12)의 요구량 사이의 차이에 의해 결정된다),- the gas demand of the
- 서지 탱크(18)가 레벨 센서(level sensor)를 포함하고; 탱크(18)의 액위가 최저 임계 레벨 아래로 떨어지면, 서지 탱크(18) 내의 유량을 증가시키기 위해서 상기 압력 차이가 증가한다(마찬가지로, 최대 임계 레벨는, 상기 높이에 도달하면 상기 압력 차이가 감소되거나 없어지도록 구성될 수 있다).- the
연료 가스 공급 장치는 아래의 두 개의 주된 목적:The fuel gas supply device has two main purposes:
- 주어진 압력(예를 들면, 6 bar 내지 300 bar)과 주어진 온도(예를 들면, 20℃)에서 요구 유동률(예를 들면, 50 kg/h 내지 2000 kg/h)로 연료 가스를 메인 탱크(16)로부터 선박의 발전 유닛으로 공급하는 것; 상기 연료 가스는 기체 상태(증기) 또는 액체 상태로 될 수 있다;- Fuel gas is supplied to the main tank (e.g. 50 kg/h to 2000 kg/h) at a given pressure (e.g. 6 bar to 300 bar) and a given temperature (e.g. 20° C.) at the required flow rate (e.g. 50 kg/h to 2000 kg/h) 16) supply to the ship's power generation unit; The fuel gas may be in a gaseous state (vapor) or a liquid state;
- 메인 탱크(16) 내부의 압력을 조절하고 상기 압력을 허용 범위(예를 들면, -100 mbarg 내지 +700 mbarg 또는 -700 mbarg 내지 6000 mbarg) 내로 유지시키는 것;- regulating the pressure inside the
에 기여한다.contribute to
도시된 장치(10)는, 예를 들면, 대기압에서 극저온 액체(예를 들면, 1000(심지어 100)m3 내지 10000m3의 부피와 -100 mbarg 내지 +700 mbarg 또는 -700 mbarg 내지 6000 mbarg의 인가 압력을 가진 것)를 수용하도록 설계된 메인 탱크(16)와 극저온 유체(예를 들면, 1m3 내지 20m3의 부피와 -500 mbarg 내지 6000 mbarg의 인가 압력을 가진 것)를 수용하도록 구성된 서지 탱크(18)를 포함하고 있다. 유체를 메인 탱크(16)로부터 서지 탱크(18)로 이송하기 위해서 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18)의 사이에 압축기(20) 및/또는 펌프(36)에 의한 압력 차이(예를 들면, 서지 탱크에 대하여 메인 탱크에서 +500 mbarg)가 발생된다. 서지 탱크(18) 내의 유체는 펌프(36)에 의해 압축되어 기화 밸브(33b)에 의해 발전 유닛(12)으로 보내진다. 서지 탱크(18) 내의 유체의 레벨은 적절한 기구에 의해, 예를 들면, 서지 탱크의 내부 부피의 10% 내지 90%로 조절된다. 이런 식으로, 펌프(36)는 항상 100% 액체 가스를 공급받는다(액체와 기체 상태의 가스의 혼합물은 펌프를 손상시킬 수 있다). 상기 장치의 제어장치와 적절한 기구는 메인 탱크(16)의 내부 압력을 요구 수준(예를 들면, -100 mbarg 내지 700 mbarg)으로 유지시키도록 설계되어 있다. 따라서 상기 장치(10)의 각각의 탱크는 바람직하게는 압력 센서 및/또는 레벨 센서를 구비하고 있다.The illustrated
도 2 내지 도 6은 도 1의 장치의 작동 단계들을 나타내고 있고, 상기 작동 단계들은 이 장치를 구비한 선박의 상이한 속력 단계와 부합한다.Figures 2 to 6 show the operating stages of the device of Figure 1, which correspond to different speed levels of the vessel equipped with this device.
공급 단계는 본 명세서에서 세 단계로 설명된다:The supply phase is described herein in three stages:
1. 최소 소비 단계: 자연적인 증발이 상기 유닛의 동력 수요를 충족시킨다(선박의 추진 엔진이 멈추거나 저부하(low load)로 작동하고 가스는 주로 가열 및 전기 수요를 충족시키기 위해서 사용된다).1. Minimum consumption stage: natural evaporation meets the power demand of the unit (the ship's propulsion engines are stopped or operating at low load and gas is mainly used to meet heating and electricity needs).
2. 통상적인 소비 단계: 자연적인 증발이 선박의 동력 수요를 보장하지 못한다.2. Normal consumption stage: Natural evaporation does not guarantee the ship's power needs.
3. 무 소비 단계(가스 압축기를 제외하고, 발전 유닛(12)의 모든 선내 가스 소비요소가 정지된다).3. Zero consumption phase (except the gas compressor, all onboard gas consumers of the
4. 충전(filling) 단계.4. Filling step.
1. 최소 소비 단계(도 2 참고)1. Minimum consumption stage (see Figure 2)
도 2에 도시된 작동 단계에서는, 선박의 주 엔진과 동력 소비량이 압축기(20)의 최대 용량보다 작다(< 2 ~ 3 MW).In the operational phase shown in Figure 2, the ship's main engine and power consumption are less than the maximum capacity of the compressor 20 (< 2 - 3 MW).
메인 탱크(16) 내에서의 LNG(16aa)의 증발이 메인 탱크(16) 내의 BOG(16ab)의 압력 증가를 초래한다. BOG(16ab)는 압축기(20)에 의해 흡입되고, 열교환기(28)에서 가열되고 발전 유닛(12)으로 복귀된다. 이로 인해, 메인 탱크(16) 내의 압력이 허용 임계값보다 작게 유지될 수 있다.Evaporation of LNG 16aa within
메인 탱크(16) 내부의 압력을 압력을 조절하기 위해서,In order to adjust the pressure inside the
- 압축기(20)로 보내진 BOG의 유동률을 조절할 수 있다(상기 유동률이 자연적인 증발률보다 높으면, 메인 탱크(16) 내부의 압력이 감소되고, 상기 유동률이 자연적인 증발률보다 낮으면, 메인 탱크(16) 내부의 압력이 증가한다);- The flow rate of BOG sent to the
- (압축기(20)에서 나오는) 압축 가스의 일부분을 메인 탱크(16)에 재주입할 수 있다(예를 들어, 압축기(20)의 사양(specifications)이 압축기의 입구 유동률을 주어진 임계값(이것은 자연적인 증발 속력보다 더 크다) 아래로 감소시키지 않으면, 메인 탱크(16) 내부의 압력을 조절하기 위해서, 덕트(38)를 통하여 상기 압축 가스의 일부분이 메인 탱크(16)에 재주입된다).- A portion of the compressed gas (from the compressor 20) can be reinjected into the main tank 16 (for example, if the specifications of the
따라서 상기 장치(10)는 메인 탱크(16)로부터 나오는 가스에 있어서 발전 유닛(12)의 모든 요구를 충족시키고 상기 탱크 내부의 압력을 요구 수준(예를 들면, -100 mbarg 내지 700 mbarg)으로 유지시킨다.The
2. 통상적인 소비 단계2. Typical consumption stage
제2 작동 단계에서는, 소비량이 통상적인 수준이다.In the second operating phase, the consumption is at a normal level.
메인 탱크(16)에서의 자연적인 증발은 발전 유닛(12)의 동력 수요를 충족시키기에 불충분하다. 선박의 에너지 수요를 충족시키기 위해서는 강제 증발이 필요하고: 이 단계(phase)는 두 개의 세부 단계(step)를 포함한다:Natural evaporation in the
- 강제 증발을 준비하는 단계: 서지 탱크(18)와 펌프(36)를 액화 천연 가스로 채운다.- Steps to prepare for forced evaporation: Fill the surge tank (18) and pump (36) with liquefied natural gas.
- 강제 증발 단계: 서지 탱크(18)로부터 나오는 액체를 상기 장치로 보내서 증발시킨다.- Forced evaporation step: The liquid from the
- 강제 증발을 준비하는 단계(도 3).- Preparing for forced evaporation (Figure 3).
제1 단계는, 서지 탱크(18) 내의 압력을 감소시킴으로써 및/또는 메인 탱크(16) 내의 압력을 증가시킴으로써, 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18) 사이에, 예를 들면, -500 mbar의 압력 차이를 만드는 것이다. 메인 탱크(16)의 내부 압력은, 상기한 바와 같이, 압축된 BOG를 재주입하는 것에 의해서 증가될 수 있다. 서지 탱크(18)의 내부 압력은 압축기(20)로 서지 탱크 내의 천연 가스를 흡입하는 것에 의해 감소될 수 있다. 이러한 압력 차이에 의해, 메인 탱크(16)에 수용된 LNG가 10m의 높이로부터 흡입될 수 있다.The first stage is between the
메인 탱크(16)에서 압력이 증가하면, 메인 탱크(16)에 수용된 BOG가 LNG를 메인 탱크(16)로부터 배출시키는 경향이 있고, 이것에 의해 LNG를 덕트(22) 내부에서 서지 탱크(18)로 순환시킨다. 서지 탱크(18)에서 압력이 감소하면, LNG가 메인 탱크(16)로부터 서지 탱크(18)쪽으로 흡입된다. 이 압력 차이가 서지 탱크(18)에서의 BOG의 형성과 순간 증발에 기여한다. 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18) 사이의 압력 차이를 유지시키기 위해서 BOG가 압축기(20)에 의해 흡입된다.When the pressure in the
제2 단계는 액화 천연 가스로 펌프(36)를 채우는 것이다. 서지 탱크(18)가 요구되는 수준까지, 예를 들면, 서지 탱크의 부피의 90%까지 액화 천연 가스로 채워지면, LNG가 중력에 의해 펌프(36)로 보내진다. 펌프(36)는 액체로 완전히 채워져야 하고, 그렇지 않으면 기포(bubble)를 형성하여 상기 펌프를 손상시킬 수 있다. LNG는 덕트(32)에서 펌프(36)로 유동하고 상기 펌프를 통과하여 유동하여, 펌프(36)를 정지된 상태로 유지시킨다.The second step is to fill
메인 탱크(16) 내의 압력을 조절하기 위해서, 이들 작동은 제1 작동 단계와 결합될 수 있다.In order to regulate the pressure in the
- 강제 증발 단계(도 4).- Forced evaporation step (Figure 4).
서지 탱크(18)로부터 나오는 유체는 유체를 순환시키는 것에 의해서 발전 유닛(12)으로 보내진다.The fluid from the
서지 탱크(18)로부터 나오는 LNG는 열교환기(34)를 통하여 발전 유닛(12)으로 보내진다. 발전 유닛(12)으로 보내진 LNG는 펌프(36)에 의해 조절된다. 상기 발전 유닛(12)은 (메인 탱크(16)와 서지 탱크(18)의 압력을 조절하는) 압축기(20)로부터 나오는 가스를 우선적으로 수용하고, 상기 가스 보충은, LNG를 열교환기(34) 내부에서 가열시키기 전에, LNG를 바람직하게는 완전히 증발시키기 위해서 LNG를 밸브(33b)로 순환시키기 위해 사용되는 펌프(36)에 의해서 이루어진다. 상기한 바와 같이, LNG를 서지 탱크로 공급하는 것은 서지 탱크(18)를 메인 탱크(16)에 대해 감압시키는 것에 의해서 달성된다. 서지 탱크(18)로부터 배출되는 LNG는 펌프(36)에 의해 조절된다. 서지 탱크(18)에서 LNG의 레벨은 요구되는 수준으로, 예를 들면, 서지 탱크의 부피의 10% 내지 90%로 유지되도록 조절된다.LNG from
메인 탱크(16) 내의 압력을 조절하기 위해서, 이들 작동은 제1 작동 단계와 결합될 수 있다.In order to regulate the pressure in the
3. 무 소비 단계(도 5 참고)3. Non-consumption phase (see Figure 5)
이 작동 단계는 비상시에 작동된다. 발전 유닛(12)이 폐쇄되고, 이것은 연료 가스 소비가 없다는 것을 의미한다. 열교환기(28), 압축기(20) 그리고 펌프(36)는 비상 발전기에 의해 작동한다.This operating stage is activated in an emergency. The
이 단계에 대해서, 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18)가 LNG를 수용하고 있다고 간주한다. 펌프(36)가 LNG를 서지 탱크(18)로부터 LNG 액적 분무기 붐(52)으로 순환시킨다. 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18) 사이에 압력 차이가 있기 때문에, LNG가 메인 탱크(16)로부터 LNG가 증발되는 서지 탱크(18)로 계속해서 순환한다. 이것은 서지 탱크(18)에서 형성된 LNG가 메인 탱크(16)에 수용된 LNG에 대하여 과냉각된다는 것을 의미한다. LNG 액적 분무기 붐(52)은 서지 탱크(18)에서 나오는 과냉각 액화 가스를 공급받아서 이 액화 가스의 액적(droplet)을 메인 탱크(16)의 BOG에 분무한다. 이것은 메인 탱크(16)의 BOG를 응결시키고 메인 탱크(16) 내부의 압력을 감소시키고 유지시킨다.For this step, it is assumed that the
이로 인해 메인 탱크(16) 내부의 압력이 서지 탱크(18)에서 나오는 그리고 LNG 액적 분무기 붐(52)에 의해서 분무되는 LNG의 유동에 의해서 조절된다. 이 작동 단계는, 메인 탱크(16) 내부의 압력을 감소시키기 위해서, 제1 작동 단계 또는 제2 작동 단계와 결합될 수 있다.Due to this, the pressure inside the
4. 충전 단계(도 6 참고)4. Charging step (see Figure 6)
밸브(23d)가 개방되어 있다. LNG가 충전소(filling station)로부터 메인 탱크(16)로 보내진다. 충전하는 동안 증발하는 BOG는 밸브(31a)와 밸브(31c)를 개방하는 것에 의해서 배출되기 때문에, 상기 충전소로 향하는 BOG의 자유로운 유동이 발생된다.
도 7은 본 발명에 따른 대체 실시례의 장치(110)를 나타내고 있고, 상기 장치(110)는 두 개의 서지 탱크(18, 40)를 포함하고 있기 때문에, 이전 실시례의 장치(10)와 다르다.Figure 7 shows a
상기한 장치(10)에 관한 특징은 아래의 설명과 모순되지 않으면 본 장치(110)에 적용될 수 있다.The features related to the
덕트(22)는 서지 탱크(18, 40)의 각각에 연결되어 있고 서지 탱크(18)의 LNG 입구(18a)에 연결된 한 단부(22b)와 서지 탱크(40)의 LNG 입구(40a)에 연결된 단부(22c)를 포함하고 있다. 상기한 덕트(22)의 밸브(23b, 23d) 외에, 밸브(23e, 23f)가 상기 단부(23b, 23d)의 각각과 결합되어 있다.
이 경우에, 각각의 서지 탱크(18, 40)는 네 개의 구멍을 포함하고 있는데, 그 중에 두 개는 입구(18a, 40a, 18d, 40d)이고 다른 두 개는 출구(18b, 40b, 18c, 40c)이다. 입구(18a, 40a)는 덕트(22)의 단부(22b, 22c)에 각각 연결되어 있고 LNG를 수용하도록 구성되어 있어서, 각각의 서지 탱크(18, 40)는 메인 탱크(16)에서 직접 나오는 LNG를 공급받도록 구성되어 있다. In this case, each
출구(18b, 40b)는 가스 출구, 특히 BOG 출구이고, 출구(18c, 40c)는 LNG 출구이다. 출구(18b, 40b)는 덕트(26)의 단부(26a, 26c)에 각각 연결되어 있고, 덕트(26)의 반대쪽 단부(26b)는, 상기한 바와 같이, 압축기(20)의 입구(20a), 또는 열교환기(28)의 제1 회로(28a)의 입구(28aa)에 연결되어 있다.
밸브(27) 외에, 덕트(26)는 자신의 단부(26a, 26b)의 각각에 결합된 밸브를 포함하고 있다.In addition to the
다른 덕트(42)는 압축기(20)의 출구(20b)를 탱크의 출구(18d, 40d)에 연결시킨다. 이 경우에 이것은, 아래에 보다 상세하게 기술되어 있는 것과 같이, 탱크(18, 40)가 압축된 BOG를 공급받을 수 있기 때문에, 가스 입구 또는 압축된 BOG 입구이다. 상기 덕트(42)는 압축기(20)의 출구로부터 탱크(18, 40)로의 유체의 순환을 멈추게 하기 위해서 밸브(43)를 포함하고 있다. 게다가, 입구(18d, 40d)의 각각은 상기 탱크들을 서로 격리시키도록 구성되어 있는 밸브와 결합되어 있다.Another
상기 탱크(18, 40)의 출구(18c, 40c)는 압축기(20)의 출구(20b)에 연결되어 있는 덕트(32)의 단부(32a, 32c)에 연결되어 있다. 이 덕트(32)는 열교환기(34)를 포함하거나 열교환기(34)에 연결되어 있다. 상기 덕트는 또한 두 개의 밸브(33a, 33b)를 포함하고 있고, 상기 두 개의 밸브 중의 하나는, 예를 들면, 감압 밸브(33b)이다. 도시된 예에서는, 상류에서 하류까지, 다시 말해서 상기 탱크(18, 40)로부터 압축기(20)의 출구(20b)까지, 밸브(33b), 열교환기(34) 그리고 밸브(33a)가 배열되어 있다. 상기 밸브들은 또한 출구(18c, 40c)의 각각에 연결되어 있다.The
덕트(32)는 밸브(41)로부터 바로 상류에서 압축기(20)의 출구(20b)에 연결되어 있다. 게다가, 밸브(33a)의 출구에는, 덕트(32)가 밸브(33c)에 의해 밸브(39)로부터 바로 하류에서 덕트(38)에 연결되어 있다.
도시된 예에서는, 서지 탱크(18)로부터 배출된 LNG가 압축기(12)로 공급되기 전에 열교환기(34)에 의해 가열된다. 이러한 목적을 위해서, 덕트(32)가 열교환기(34)의 제1 회로(34a)의 입구(34aa)에 연결되어 있고, 열교환기(34)의 제1 회로(34a)의 출구(34ab)는 밸브(33a)에 연결되어 있다. 상기 제1 회로(34a)는 저온 회로이므로, 제1 회로(34a)에서 순환하는 유체는 열교환기(34)의 고온 회로로 알려진 제2 회로(34b)에서 순환하는 유체에 의해 가열되도록 되어 있다.In the example shown, LNG discharged from
밸브(33b)가 LNG를 모두 FBOG로 증발시키도록 구성된 감압 밸브이면, FBOG는 발전 유닛(12)으로 공급되기 전에 열교환기(34)에 의해 가열된다. 따라서, 바람직하게는, 밸브(33b)가 출구에서 FBOG의 압력이 발전 유닛(12)에서 연료 가스의 동작 압력과 동일하도록 구성되어 있다.If
덕트(50)가 LNG 액적 분무기 붐(52)를 덕트(32)에 연결시킨다. 상기 덕트의 상류 단부는, 밸브(33b)로부터 바로 하류에서, 덕트(32)에 연결되어 있고, 상기 덕트의 하류 단부는 LNG 액적 분무기 붐(52)에 연결되어 있다. 따라서, 상기한 바와 같이, 서지 탱크(18, 40) 내에 수용된 LNG가 LNG 액적 분무기 붐(52)으로 공급될 수 있다는 것을 알아야 한다.A duct (50) connects the LNG droplet atomizer boom (52) to the duct (32). The upstream end of the duct is connected to
도시된 예에서는, 서지 탱크(18)의 감압이 LNG를 덕트(22)에서 순환시킬 수 있게 하기에 충분하여야 한다. 덕트(22)는 플런저를 형성하고 메인 탱크(16)의 LNG에 잠겨있는 수직 부분을 포함하고 있고, 상기 수직 부분의 상단부는 L자형 연결기(elbow connector)에 의해 덕트(22)의 나머지 부분에 연결되어 있다. 양 탱크(16, 18) 사이의 압력 차이는 바람직하게는, 덕트(22)에서의 부하 손실을 제외하고, 덕트(22)의 높이(구체적으로는, 메인 탱크의 바닥으로부터 L자형 연결기까지의 덕트(22)의 수직 부분의 높이 - 메인 탱크(16)가 비어있을 때, LNG는 상기 높이로 상승되어야 한다)에 의해서 발생된 정수압보다 더 커야 한다. 다른 형태에서는, 서지 탱크(18)(보다 구체적으로는 출구(22b))가 상기 높이보다 낮으면, 그리고 상기 덕트(22)가 채워지면(예를 들면, 메인 탱크(16)가 거의 가득 차있을 때의 보다 작은 압력 차이에 의해) 상기 압력 차이가 더 작아져야 한다.In the example shown, the pressure relief in
상기 압력 차이는 아래의 방식으로 조절될 수 있다:The pressure difference can be adjusted in the following manner:
- 발전 유닛(12)의 가스 수요가 서지 탱크(18, 40)의 출구(18c, 40c)와 결합된 밸브를 조절한다.- The gas demand of the
- 상기 서지 탱크들이 충분히 빨리 채워질 수 있도록 상기 압력 차이가 조정된다(상기 시스템도 발전 유닛(12)의 가스 수요에 의해 조절된다).- The pressure difference is adjusted so that the surge tanks can be filled quickly enough (the system is also regulated by the gas demand of the power generation unit 12).
서지 탱크(18, 40)의 각각이 상기 장치(10)의 서지 탱크(8)로서 기능한다. 상기 서지 탱크(18, 40)는, 이들이 압축기(20)의 출구(20b)에 연결되어 있기 때문에, 다른 목적에도 기여한다. 압축기(20)에서 나와서 상기 서지 탱크(18, 40)에 공급되는 압축된 BOG는 서지 탱크(18, 40)에 압력을 가하기 위해서 사용될 수 있고 서지 탱크(18, 40)의 출구(18c, 40c)를 통하여 LNG(18aa, 40aa)를 통과시키기 위해서 사용될 수 있다. 따라서, 상기 출구는, LNG를 서지 탱크(18, 40) 외부로 배출시키기 위해서 상기 장치(10)에 사용된 펌프(36)와 같은, 펌프를 구비할 필요가 없다.Each of the
연료 가스 공급 장치는 아래의 두 개의 주된 목적:The fuel gas supply device has two main purposes:
- 주어진 압력(예를 들면, 6 bar 내지 300 bar)과 주어진 온도(예를 들면, 20℃)에서 요구 유동률(예를 들면, 50 kg/h 내지 2000 kg/h)로 연료 가스를 메인 탱크(16)로부터 선박의 발전 유닛으로 공급하는 것; 상기 연료 가스는 기체 상태(증기) 또는 액체 상태로 될 수 있다;- Fuel gas is supplied to the main tank (e.g. 50 kg/h to 2000 kg/h) at a given pressure (e.g. 6 bar to 300 bar) and a given temperature (e.g. 20° C.) at the required flow rate (e.g. 50 kg/h to 2000 kg/h) 16) supply to the ship's power generation unit; The fuel gas may be in a gaseous state (vapor) or a liquid state;
- 메인 탱크(16) 내부의 압력을 조절하고 상기 압력을 허용 범위(예를 들면, -100 mbarg 내지 +700 mbarg) 내로 유지시키는 것;- regulating the pressure inside the
에 기여한다.contribute to
도시된 장치(10)는, 예를 들면, 대기압에서 극저온 액체(예를 들면, 1000m3 내지 10000m3의 부피와 -100 mbarg 내지 +700 mbarg의 인가 압력을 가진 것)를 수용하도록 설계된 메인 탱크(16)와 극저온 유체(예를 들면, 1m3 내지 20m3의 부피와 -500 mbarg 내지 6000 mbarg의 인가 압력을 가진 것)를 수용하도록 구성된 서지 탱크(18)를 포함하고 있다. 유체를 메인 탱크(16)로부터 서지 탱크(18, 40)로 이송하기 위해서 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18, 40)의 사이에 압축기(20)에 의한 압력 차이(예를 들면, 서지 탱크에 대하여 메인 탱크에서 +500 mbarg)가 발생된다. 서지 탱크(18, 40) 내의 유체는 기화 밸브(33b)에 의해 발전 유닛(12)으로 보내진다. 각각의 서지 탱크 내의 유체의 레벨은 적절한 기구에 의해, 예를 들면, 서지 탱크의 내부 부피의 10% 내지 90%로 조절된다. The illustrated
상기 장치의 제어장치와 적절한 기구는 메인 탱크(16)의 내부 압력을 요구 수준(예를 들면, -100 mbarg 내지 700 mbarg)으로 유지시키도록 설계되어 있다. 따라서 상기 장치(110)의 각각의 탱크는 바람직하게는 압력 센서 및/또는 레벨 센서를 구비하고 있다.The controls and appropriate mechanisms of the device are designed to maintain the internal pressure of the
도 8 내지 도 12는 도 7의 장치의 작동 단계들을 나타내고 있고, 상기 작동 단계들은 이 장치를 구비한 선박의 상이한 속력 단계와 부합한다.Figures 8 to 12 show the operating stages of the device of Figure 7, which correspond to different speed levels of the vessel equipped with this device.
액화 가스 냉각 프로세스는 세 개의 단계로 기술되어 있다:The liquefied gas cooling process is described in three steps:
1. 최소 소비 단계: 자연적인 증발이 상기 발전 유닛(12)의 동력 수요를 충족시킨다(선박의 추진 엔진이 멈추거나 저부하(low load)로 작동하고 가스는 주로 가열 및 전기 수요를 충족시키기 위해서 사용된다).1. Minimum consumption stage: natural evaporation meets the power demand of the power generation unit 12 (the ship's propulsion engines are stopped or run at low load and the gas is mainly used to meet heating and electricity needs) used).
2. 통상적인 소비 단계: 자연적인 증발이 선박의 동력 수요를 보장하지 못한다.2. Normal consumption stage: Natural evaporation does not guarantee the ship's power needs.
3. 무 소비 단계(가스 압축기를 제외하고, 발전 유닛(12)의 모든 선내 가스 소비요소가 정지된다).3. Zero consumption phase (except the gas compressor, all onboard gas consumers of the
4. 충전 단계.4. Charging step.
이것은, 서지 탱크들이 교대로 채워지고 비워지는, 순차적인 프로세스이다. 서지 탱크(40)에 대한 프로세스는 서지 탱크(18)에 대한 것과 대칭적(symmetrical)이므로, 본 설명은 단지 서지 탱크(18)를 채우고 비우는 것에 관한 것이다.This is a sequential process, with surge tanks being filled and emptied alternately. Since the process for
1. 최소 소비 단계(도 8 참고)1. Minimum consumption stage (see Figure 8)
도 8에 도시된 작동 단계에서는, 선박의 주 엔진과 동력 소비량이 압축기(20)의 최대 용량보다 작다(< 2 ~ 3 MW).In the operational phase shown in Figure 8, the ship's main engine and power consumption are less than the maximum capacity of the compressor 20 (< 2 - 3 MW).
메인 탱크(16) 내에서의 LNG(16aa)의 증발이 메인 탱크(16) 내의 BOG(16ab)의 압력 증가를 초래한다. BOG(16ab)는 압축기(20)에 의해 흡입되고, 열교환기(28)에서 가열되고 발전 유닛(12)으로 복귀된다. 이로 인해, 메인 탱크(16) 내의 압력이 허용 임계값보다 작게 유지될 수 있다.Evaporation of LNG 16aa within
메인 탱크(16) 내부의 압력을 압력을 조절하기 위해서,In order to adjust the pressure inside the
- 압축기(20)로 보내진 BOG의 유동률을 조절할 수 있다(상기 유동률이 자연적인 증발률보다 높으면, 메인 탱크(16) 내부의 압력이 감소되고, 상기 유동률이 자연적인 증발률보다 낮으면, 메인 탱크(16) 내부의 압력이 증가한다);- The flow rate of BOG sent to the
- (압축기(20)에서 나오는) 압축 가스의 일부분을 메인 탱크(16)에 재주입할 수 있다(예를 들어, 압축기(20)의 사양(specifications)이 압축기의 입구 유동률을 주어진 임계값(이것은 자연적인 증발 속력보다 더 크다) 아래로 감소시키지 않으면, 덕트(38)를 통하여 상기 압축 가스의 일부분이 메인 탱크(16)에 재주입된다).- A portion of the compressed gas (from the compressor 20) can be reinjected into the main tank 16 (for example, if the specifications of the
따라서 상기 장치(10)는 메인 탱크(16)로부터 나오는 가스에 있어서 발전 유닛(12)의 모든 요구를 충족시키고 상기 탱크 내부의 압력을 요구 수준(예를 들면, -100 mbarg 내지 700 mbarg)으로 유지시킨다.The
2. 통상적인 소비 단계2. Typical consumption stage
제2 작동 단계에서는, 소비량이 통상적인 수준이다.In the second operating phase, the consumption is at a normal level.
메인 탱크(16)에서의 자연적인 증발은 발전 유닛(12)의 동력 수요를 충족시키기에 불충분하다. 선박의 에너지 수요를 충족시키기 위해서는 강제 증발이 필요하고: 이 단계는 두 개의 세부 단계를 포함한다:Natural evaporation in the
- 강제 증발을 준비하는 단계: 메인 탱크(16)로부터 나오는 액화 천연 가스로 서지 탱크(18)를 채운다.- Preparing for forced evaporation: Fill the surge tank (18) with liquefied natural gas from the main tank (16).
- 강제 증발 단계: 서지 탱크(18)로부터 나오는 액체를 열교환기로 보낸 다음, 다시 발전 유닛으로 보낸다(반면에, 다른 서지 탱크(40)는 LNG로 채워진다).- Forced evaporation stage: the liquid from the
- 강제 증발을 준비하는 단계(도 9 참고).- Preparing for forced evaporation (see Figure 9).
제1 단계는, 서지 탱크(18) 내의 압력을 감소시킴으로써 및/또는 메인 탱크(16) 내의 압력을 증가시킴으로써, 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18) 사이에, 예를 들면, -500 mbar의 압력 차이를 만드는 것이다. 메인 탱크(16)의 내부 압력은 제1 작동 단계에서 설명한 것과 같이 증가될 수 있다. 서지 탱크(18)의 내부 압력은 압축기(20)로 이 서지 탱크 내의 천연 가스를 흡입하는 것에 의해 감소될 수 있다. 이러한 압력 차이(-500 mbar)에 의해, 메인 탱크(16)로부터 나오는 LNG가 대략 10m의 높이로부터 흡입될 수 있다.The first stage is between the
메인 탱크(16)에서 압력이 증가하면, 메인 탱크(16) 내의 BOG가 LNG를 메인 탱크(16)로부터 배출시키고, 이것에 의해 LNG를 덕트(22) 내부에서 서지 탱크(18)로 순환시킨다. 서지 탱크(18)에서 압력이 감소하면, 메인 탱크(16) 내의 LNG가 서지 탱크(18)쪽으로 흡입된다. 이 압력 차이가 서지 탱크(18)에서의 LNG의 순간 증발에 기여한다. 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18) 사이의 압력 차이를 유지시키기 위해서 증발 가스가 압축기(20)에 의해 흡입된다. 서지 탱크(18)가, 예를 들면, 서지 탱크의 부피의 90%까지 액화 천연 가스로 채워진다. When the pressure increases in the
메인 탱크(16) 내의 압력을 조절하기 위해서, 이들 작동은 제1 작동 단계와 결합될 수 있다.In order to regulate the pressure in the
- 강제 증발 단계(도 10).- Forced evaporation step (Figure 10).
제2 단계는 압축기(20)에서 나오는 압축된 천연 가스로 서지 탱크(18)에 압력을 가하는 것이다. The second step is to pressurize the
유체로 서지 탱크(18)를 채우고, 상기 서지 탱크로부터 천연 가스를 흡입하기 위해서 사용된 덕트(22)와 밸브(23b)가 폐쇄되어 있다. 압축기(20)로부터 나오는 압축된 가스가 서지 탱크(18)로 보내져서(필요하면, 순간 증발에 의해서) 서지 탱크(18)에 압력을 가한다. 이것은 LNG를 서지 탱크(18)로부터 열교환기(34)와 발전 유닛(12)으로 순환시킨다.The
서지 탱크(18)가 LNG를 발전 유닛(12)으로 제공하기 위해서 사용되는 반면에, 서지 탱크(40)는 메인 탱크(16)로부터 나오는 LNG로 채워진다(밸브(23d)와 밸브(23e)만 폐쇄되고, 밸브(23b)와 밸브(23f)는 개방된 상태로 있다). 상기 장치(110)는 바람직하게는 압축기(20)로 서지 탱크(18)로부터 LNG를 배출시키는 속도보다 더 빠른 속도로 서지 탱크(40)를 채우도록 설계되어 있다.While the
서지 탱크(18)에서 배출되는 LNG의 유동률과 압력은 밸브(33b)에 의해 조절된다. 서지 탱크(18)는 LNG 레벨이 매우 낮을 때(예를 들면, 부피의 5%)까지 사용된다. 그 때, 퍼지 탱크(40)는 LNG를 발전 유닛(12)으로 제공할 준비가 되어 있다. 그 다음에, 제1 단계에서 설명한 것과 같이 메인 탱크(16)가 LNG로 채워진다.The flow rate and pressure of LNG discharged from the
이 작동 단계 동안, 퍼지 탱크(18, 40)는 LNG를 발전 유닛(12)으로 제공하기 위해서 이와 같이 교대로 LNG로 채워지고 압축기(20)에 의해 압축된다.During this phase of operation,
메인 탱크(16) 내의 압력을 조절하기 위해서, 이들 작동은 제1 작동 단계와 결합될 수 있다.In order to regulate the pressure in the
3. 무 소비 단계(도 11 참고)3. Non-consumption phase (see Figure 11)
이 작동 단계는 비상시에 작동된다. 발전 유닛(12)이 폐쇄되고, 이것은 연료 가스 소비가 없다는 것을 의미한다. 열교환기(28)와 압축기(20)는 비상 발전기에 의해 작동한다.This operating stage is activated in an emergency. The
이 단계에 대해서, 메인 탱크(16)와 서지 탱크(18)가 LNG를 수용하고 있다고 간주한다. 압축기(20)는 압축된 가스를 퍼지 탱크(18)로 보내서 상기 퍼지 탱크의 내부 압력을 증가시키기 위해서 사용되고, 이것은 LNG를 상기 퍼지 탱크로부터 LNG 액적 분무기 붐(52)쪽으로 배출시키고, 상기 LNG 액적 분무기 붐(52)에서 LNG가 메인 탱크(16)의 BOG로 분무된다. 이것은 메인 탱크(16) 내부의 BOG를 응결시켜서 메인 탱크(16)의 압력을 감소시키고 유지시키는데 참여한다.For this step, it is assumed that the
이로 인해서 메인 탱크(16) 내부의 압력이 서지 탱크(18)에서 나오는 그리고 LNG 액적 분무기 붐(52)에 의해서 분무되는 LNG의 유동에 의해서 조절된다. Due to this, the pressure inside the
서지 탱크(18)가 비어 있으면, 이 작동은 서지 탱크(40)와 함께 반복되고, 서지 탱크(18)는 채워진다.If
이 작동 단계는, 메인 탱크(16) 내부의 압력을 감소시키기 위해서, 제1 작동 단계 또는 제2 작동 단계와 결합될 수 있다.This operating step can be combined with a first operating step or a second operating step in order to reduce the pressure inside the
4. 충전 단계(도 12 참고)4. Charging step (see Figure 12)
밸브(23d)가 개방되어 있다. LNG가 충전소(filling station)로부터 메인 탱크(16)로 보내진다. 충전하는 동안 증발하는 BOG는 밸브(31a)와 밸브(31c)를 개방하는 것에 의해서 배출되기 때문에, 상기 충전소로 향하는 BOG의 자유로운 유동이 발생된다.
도 13은 본 발명에 따른 대체 실시례의 장치(210)를 나타내고 있고, 상기 장치(210)는 또한 펌프(36)를 포함하고 있기 때문에, 이전 실시례의 장치(110)와 다르다.Figure 13 shows an alternative embodiment of
상기한 장치(110)에 관한 특징은 아래의 설명과 모순되지 않으면 본 장치(210)에 적용될 수 있다.The features related to the
상기 펌프(36)는 덕트(54)에 배치되어 있고, 상기 덕트의 상류 단부는 퍼지 탱크들의 밸브로부터 바로 하류에서 퍼지 탱크(18, 40)의 출구(18c, 40c)에 연결되어 있고, 상기 덕트의 하류 단부는 밸브(33b)로부터 바로 상류에서 덕트(32)에 연결되어 있다. 이 덕트(54)는 추가적인 밸브(58)를 포함하는 덕트(32)의 한 부분과 평행하게 뻗은 밸브(56)를 포함하고 있다. 이러한 구성에 의하면, 펌프(36)는 퍼지 탱크(18, 40) 내에 수용된 LNG를 LNG 액적 분무기 붐(52) 및/또는 발전 유닛(12)으로 배출시키기 위해 사용되거나 사용되지 않을 수 있다.The
따라서 상기 장치는 이전 실시례의 장치(10, 110)에 대해서 혼합 작동 모드(hybrid operating mode)를 특징으로 한다.The device therefore features a hybrid operating mode with respect to the
Claims (39)
- 액화 가스의 메인 탱크(16),
- 적어도 제1 액화 가스 서지 탱크(18),
- 제1 액화 가스 서지 탱크(18)로부터 상기 발전 유닛(12)으로 액화 가스를 이송하는 것으로서, 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)로 개방되어 있는 제1 단부(32a)와, 상기 발전 유닛에 액체 연료를 공급하기 위해서 상기 발전 유닛(12)에 연결된 제2 단부(32b)를 가지고 있는 제1 덕트(32),
- 메인 탱크(16)로부터 제1 액화 가스 서지 탱크(18)로 액화 가스를 이송하는 것으로서, 상기 메인 탱크(16) 내에 수용된 액화 가스(24)에 잠기도록 구성된 제1 단부(22a)와, 액화 가스를 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)로 공급하기 위해서 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)로 이어지는 제2 단부(22b)를 포함하는 제2 덕트(22), 그리고
- 상기 메인 탱크(16)로부터 나오는 액화 가스가 상기 제2 덕트(22)에 의해 이송되어 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)로 공급되도록, 상기 제1 액화 가스 서지 탱크로부터 액체를 흡입하여 상기 메인 탱크의 압력보다 낮은 동작 압력을 상기 제1 액화 가스 서지 탱크에 작용시키도록 구성된, 상기 메인 탱크(16)에 대한 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)의 감압 수단(20, 36),
을 포함하는 상기 장치에 있어서,
상기 감압 수단이 적어도 하나의 압축기(20)를 포함하고 상기 동작 압력이 대기압보다 낮은 것을 특징으로 하는 장치(10, 110, 210).A device (10, 110, 210) installed on a ship (14) for supplying liquid fuel to a power generation unit (12),
- main tank (16) of liquefied gas,
- at least a first liquefied gas surge tank (18),
- a first end (32a) open to the first liquefied gas surge tank (18) for transferring liquefied gas from the first liquefied gas surge tank (18) to the power generation unit (12); a first duct (32) having a second end (32b) connected to the power generation unit (12) for supplying liquid fuel to
- transporting liquefied gas from the main tank (16) to the first liquefied gas surge tank (18), comprising: a first end (22a) configured to be immersed in the liquefied gas (24) contained in the main tank (16); a second duct (22) comprising a second end (22b) leading to the first liquefied gas surge tank (18) for supplying gas to the first liquefied gas surge tank (18), and
- Suction liquid from the first liquefied gas surge tank so that the liquefied gas coming from the main tank 16 is transported by the second duct 22 and supplied to the first liquefied gas surge tank 18 Pressure reduction means (20, 36) of the first liquefied gas surge tank (18) with respect to the main tank (16), configured to apply an operating pressure lower than the pressure of the main tank to the first liquefied gas surge tank,
In the device comprising,
Device (10, 110, 210), characterized in that the pressure reducing means comprises at least one compressor (20) and the operating pressure is lower than atmospheric pressure.
- 상기 제2 액화 가스 서지 탱크(40)에 연결된 제3 단부(32c)를 포함하는 상기 제1 덕트(32), 그리고
- 상기 제2 액화 가스 서지 탱크(40)에 연결된 제3 단부(22c)를 포함하는 상기 제2 덕트(22)에 연결되어 있는 것을 특징으로 하는 장치(10, 110, 210).15. The method of claim 14, wherein the second liquefied gas surge tank (40)
- the first duct (32) comprising a third end (32c) connected to the second liquefied gas surge tank (40), and
- Device (10, 110, 210), characterized in that it is connected to the second duct (22) comprising a third end (22c) connected to the second liquefied gas surge tank (40).
상기 압축기(20)가 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)의 제3 감압 덕트(26)에 연결되어 있고, 제3 감압 덕트(26)의 제1 단부(26a)는 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)에 연결되어 있고, 제3 감압 덕트(26)의 제2 단부(26b)는 상기 압축기(20)의 입구(20a)에 연결되어 있고, 상기 제2 액화 가스 서지 탱크(40)가 상기 제2 액화 가스 서지 탱크(40)로 이어지는 제3 단부(26c)를 포함하는 상기 제3 감압 덕트(26)에 연결되어 있는 것을 특징으로 하는 장치(110, 210).According to clause 15,
The compressor 20 is connected to a third pressure reduction duct 26 of the first liquefied gas surge tank 18, and the first end 26a of the third pressure reduction duct 26 is connected to the first liquefied gas surge tank 18. It is connected to the tank 18, and the second end 26b of the third pressure reducing duct 26 is connected to the inlet 20a of the compressor 20, and the second liquefied gas surge tank 40 is connected to the inlet 20a of the compressor 20. Device (110, 210), characterized in that it is connected to the third pressure relief duct (26) comprising a third end (26c) leading to the second liquefied gas surge tank (40).
제1항 또는 제2항에 따른 적어도 하나의 장치(10, 110)를 포함하는 것을 특징으로 하는 선박.A vessel used to transport liquefied gas,
A vessel, characterized in that it comprises at least one device (10, 110) according to claim 1 or 2.
- 액화 가스가 메인 탱크(16)로부터 제1 액화 가스 서지 탱크(18)로 이송되도록, 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)를 상기 메인 탱크(16)에 대하여 감압시킴으로써 제1 액화 가스 서지 탱크(18)를 채우는 단계 A;
를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.A method of supplying fuel to a power generation unit (12) installed on a ship (14) using the device (10) according to claim 1 or 2, comprising:
- a first liquefied gas surge tank by depressurizing the first liquefied gas surge tank 18 with respect to the main tank 16 so that the liquefied gas is transferred from the main tank 16 to the first liquefied gas surge tank 18 Step A, filling (18);
A method comprising:
- 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18)에서의 가스 흡입에 의해, 상기 압축기(20)에 의해 상기 발전 유닛(12)이 연료를 공급받는 단계 B1;
을 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.According to clause 26,
- step B1 in which the power generation unit 12 is fueled by the compressor 20 by means of gas intake from the first liquefied gas surge tank 18;
A method comprising:
- 상기 압축기(20)가 상기 제1 액화 가스 서지 탱크(18) 및/또는 상기 제2 액화 가스 서지 탱크(40)로부터 나오는 가스를 상기 발전 유닛(12)에 공급하여, 액화 가스를 상기 제1 덕트(32)에서 순환시키는 단계 B2;
를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.28. The apparatus of claim 27, wherein the device (10) comprises a second liquefied gas surge tank (40),
- The compressor 20 supplies gas from the first liquefied gas surge tank 18 and/or the second liquefied gas surge tank 40 to the power generation unit 12, thereby supplying the liquefied gas to the first liquefied gas surge tank 40. Step B2 circulating in duct 32;
A method comprising:
단계 A 동안, 상기 메인 탱크 내부의 압력이 상기 제4 덕트 및/또는 상기 제5 덕트에서 순환하는 가스 유동을 조절함으로써 제어되는 것을 특징으로 하는 방법.27. The method of claim 26, wherein the device includes a fourth duct for transferring gas from the main tank (16) to the compressor (20), a second liquefied gas surge tank (40) and a first liquefied gas surge tank (18). It includes a fifth duct 42 that supplies gas to the second liquefied gas surge tank 40,
Characterized in that during step A, the pressure inside the main tank is controlled by regulating the gas flow circulating in the fourth duct and/or the fifth duct.
단계 A 동안 또는 단계 A 후에, 상기 제1 덕트의 펌프가 상기 제1 액화 가스 서지 탱크로부터 액화 가스를 공급받는 것을 특징으로 하는 방법.27. The apparatus of claim 26, wherein the device comprises a pump connected to the first duct and configured to draw liquefied gas from the first liquefied gas surge tank,
During or after step A, the pump in the first duct is supplied with liquefied gas from the first liquefied gas surge tank.
상기 발전 유닛이, 상기 펌프를 이용하여, 상기 제1 덕트에 의해 연료를 공급받는 단계 B3;
를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.27. The apparatus of claim 26, wherein the device comprises a pump connected to the first duct and configured to draw liquefied gas from the first liquefied gas surge tank,
Step B3 in which the power generation unit is supplied with fuel by the first duct using the pump;
A method comprising:
상기 펌프가 상기 발전 유닛의 연료 가스 수요에 기초하여 제어되는 것을 특징으로 하는 방법.27. The apparatus of claim 26, wherein the device comprises a pump connected to the first duct and configured to draw liquefied gas from the first liquefied gas surge tank,
wherein the pump is controlled based on the fuel gas demand of the power generation unit.
상기 서지 탱크들 중의 하나와 메인 탱크 사이의 압력 차이가 상기 메인 탱크로부터 나오는 액화 가스에 의한 다른 서지 탱크의 충전 속력에 기초하여 조정되는 것을 특징으로 하는 방법.27. The method of claim 26, wherein the device (10) comprises a second liquefied gas surge tank (40),
and wherein the pressure difference between one of the surge tanks and the main tank is adjusted based on the rate of filling of the other surge tank with liquefied gas from the main tank.
상기 제1 덕트가 제6 덕트에 의해 상기 메인 탱크 내의 액화 가스 분무기 붐에 연결되어 있고,
상기 제1 액화 가스 서지 탱크에 수용된 액화 가스가 상기 제1 덕트와 상기 제6 덕트에 의해 상기 액화 가스 분무기 붐으로 운반되는 것을 특징으로 하는 방법.According to clause 26,
the first duct is connected to a liquefied gas atomizer boom in the main tank by a sixth duct,
A method characterized in that the liquefied gas contained in the first liquefied gas surge tank is transported to the liquefied gas atomizer boom by the first duct and the sixth duct.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR1754184A FR3066189B1 (en) | 2017-05-12 | 2017-05-12 | DEVICE AND METHOD FOR SUPPLYING FUEL TO AN ENERGY PRODUCTION PLANT |
FRFR1754184 | 2017-05-12 | ||
PCT/EP2018/061730 WO2018206511A1 (en) | 2017-05-12 | 2018-05-07 | Device and method for supplying fuel to a power-generating facility |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20200005414A KR20200005414A (en) | 2020-01-15 |
KR102610000B1 true KR102610000B1 (en) | 2023-12-07 |
Family
ID=59579716
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020187018559A KR102610000B1 (en) | 2017-05-12 | 2018-05-07 | Apparatus and method for supplying fuel to a power generation unit |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP3669114A1 (en) |
JP (1) | JP7242555B2 (en) |
KR (1) | KR102610000B1 (en) |
CN (1) | CN109257936B (en) |
FR (1) | FR3066189B1 (en) |
RU (1) | RU2019139558A (en) |
WO (1) | WO2018206511A1 (en) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2021031196A1 (en) * | 2019-08-22 | 2021-02-25 | 中集船舶海洋工程设计研究院有限公司 | Lng fuel gas supply system and ship |
FR3133412A1 (en) * | 2022-03-14 | 2023-09-15 | Rafaut | AERONAUTICAL GAS DISTRIBUTION DEVICE |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2007010058A (en) * | 2005-06-30 | 2007-01-18 | Osaka Gas Co Ltd | Natural gas supply system |
JP2015074418A (en) * | 2013-10-11 | 2015-04-20 | 三井造船株式会社 | Fuel gas supply system for liquefied gas carrying vessel |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP4255151B2 (en) | 1998-11-05 | 2009-04-15 | Ihiプラント建設株式会社 | Pressure drop method for medium pressure LNG storage tank |
FR2837783B1 (en) * | 2002-03-26 | 2004-05-28 | Alstom | PLANT FOR THE SUPPLY OF GAS FUEL TO AN ENERGY PRODUCTION ASSEMBLY OF A LIQUEFIED GAS TRANSPORT VESSEL |
FI118680B (en) * | 2003-12-18 | 2008-02-15 | Waertsilae Finland Oy | A gas supply arrangement in a craft and a method for controlling gas pressure in a craft gas supply arrangement |
US20090113929A1 (en) | 2006-04-07 | 2009-05-07 | Hamworthy Gas Systems As | Method and apparatus for pre-heating lng boil-off gas to ambient temperature prior to compression in a reliquefaction system |
EP2659120B1 (en) * | 2010-12-27 | 2014-12-10 | Wärtsilä Finland Oy | A fuel feeding system and method of operating a fuel feeding system |
CN104321581B (en) * | 2011-12-02 | 2016-10-19 | 氟石科技公司 | LNG boil-off gas condenses arrangements and methods again |
JP2013204644A (en) * | 2012-03-27 | 2013-10-07 | Taiyo Nippon Sanso Corp | Low-temperature liquefied-gas cold recovery method and low-temperature liquefied-gas vaporizer including constitution for realizing the method |
KR101413544B1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-07-02 | 주식회사래티스테크놀로지 | A Temporary Boil-off Gas Storage System |
DE102013011212B4 (en) * | 2013-07-04 | 2015-07-30 | Messer Group Gmbh | Device for cooling a consumer with a supercooled liquid in a cooling circuit |
CN104279422B (en) * | 2013-07-10 | 2016-07-13 | 安瑞科(廊坊)能源装备集成有限公司 | Vessel for transport of compressed natural gas and unload gas system and unload pneumatic control method |
CN104006295B (en) * | 2014-04-28 | 2018-01-05 | 张夏炎 | A kind of equipment of the displaced type pressure carrying method of liquefied gas at low temp |
WO2015183966A1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-12-03 | Chart Inc. | Lng delivery system with saturated fuel reserve |
JP6434762B2 (en) | 2014-09-26 | 2018-12-05 | 川崎重工業株式会社 | Hydrogen fuel supply system |
FR3028305A1 (en) * | 2014-11-10 | 2016-05-13 | Gaztransport Et Technigaz | DEVICE AND METHOD FOR COOLING A LIQUEFIED GAS |
-
2017
- 2017-05-12 FR FR1754184A patent/FR3066189B1/en active Active
-
2018
- 2018-05-07 WO PCT/EP2018/061730 patent/WO2018206511A1/en unknown
- 2018-05-07 KR KR1020187018559A patent/KR102610000B1/en active IP Right Grant
- 2018-05-07 RU RU2019139558A patent/RU2019139558A/en not_active Application Discontinuation
- 2018-05-07 JP JP2019562630A patent/JP7242555B2/en active Active
- 2018-05-07 CN CN201880000731.2A patent/CN109257936B/en active Active
- 2018-05-07 EP EP18720649.5A patent/EP3669114A1/en active Pending
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2007010058A (en) * | 2005-06-30 | 2007-01-18 | Osaka Gas Co Ltd | Natural gas supply system |
JP2015074418A (en) * | 2013-10-11 | 2015-04-20 | 三井造船株式会社 | Fuel gas supply system for liquefied gas carrying vessel |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3669114A1 (en) | 2020-06-24 |
CN109257936B (en) | 2023-04-28 |
JP7242555B2 (en) | 2023-03-20 |
CN109257936A (en) | 2019-01-22 |
RU2019139558A (en) | 2021-06-04 |
KR20200005414A (en) | 2020-01-15 |
FR3066189B1 (en) | 2022-01-21 |
WO2018206511A1 (en) | 2018-11-15 |
JP2020519828A (en) | 2020-07-02 |
FR3066189A1 (en) | 2018-11-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7497180B2 (en) | Gas supply arrangement of a marine vessel and method of providing gas in a gas supply arrangement of a marine vessel | |
JP5538234B2 (en) | Natural gas supply method and apparatus | |
JP4526188B2 (en) | Method for discharging compressed liquefied natural gas from containers | |
KR101770918B1 (en) | Regasification System of liquefied Gas and Ship Having the Same | |
US9206776B2 (en) | Fuel feeding system and method of operating a fuel feeding system | |
KR100696079B1 (en) | A method and apparatus for keeping cold tanks for storing or transporting a liquefied gas | |
KR102649053B1 (en) | Apparatus and method for cooling liquefied gas and/or natural evaporative gas coming from liquefied gas | |
KR20200054884A (en) | Method and installation for storing and dispensing liquefied hydrogen | |
KR20130101516A (en) | A method and arrangement for providing lng fuel for ships | |
JP6850305B2 (en) | Equipment for supplying flammable gas to gas consuming parts and for liquefying this flammable gas | |
KR102228063B1 (en) | Volatile organic compounds treatment system and ship having the same | |
KR102610000B1 (en) | Apparatus and method for supplying fuel to a power generation unit | |
KR20110090038A (en) | Fuel gas supplying apparatus | |
CN109563968A (en) | Equipment for supplying fuel gas and from the fuel gas that is used to liquefy to gas consumption component | |
KR102200365B1 (en) | Volatile organic compounds treatment system and ship having the same | |
US3106827A (en) | Apparatus for pumping boiling liquid | |
CN116710725A (en) | Gas supply system for high-pressure and low-pressure gas consumers | |
JP7220706B2 (en) | Apparatus and method for transferring pressurized liquid cargo | |
CN113316696B (en) | Device for producing gaseous gases from liquefied gases | |
JP2007292180A (en) | Cold insulation circulation system of liquefied gas facility | |
KR102133266B1 (en) | LNG fuel gas supply system | |
KR102175555B1 (en) | Regasification System of liquefied Gas and Ship Having the Same | |
KR101903763B1 (en) | System for supplying fuel gas in ships | |
KR102233971B1 (en) | Regasification System of liquefied Gas and Ship Having the Same | |
KR20210057284A (en) | gas treatment system and marine structure having the same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right |