KR20140055485A - Lng vaporizing system and the method thereof - Google Patents
Lng vaporizing system and the method thereof Download PDFInfo
- Publication number
- KR20140055485A KR20140055485A KR1020120122456A KR20120122456A KR20140055485A KR 20140055485 A KR20140055485 A KR 20140055485A KR 1020120122456 A KR1020120122456 A KR 1020120122456A KR 20120122456 A KR20120122456 A KR 20120122456A KR 20140055485 A KR20140055485 A KR 20140055485A
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- natural gas
- steam
- temperature
- vapor
- line
- Prior art date
Links
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
- F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
- F17C7/02—Discharging liquefied gases
- F17C7/04—Discharging liquefied gases 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
- 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
- F17C9/04—Recovery of thermal energy
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
- F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
- F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
Abstract
Description
본 발명은 액화천연가스 기화 시스템에 관한 것으로, 좀더 상세하게는 2개의 기화부를 구비하여 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 따라 각각의 기화부로 공급되는 고온증기의 양을 제어하여 안정적인 상태의 천연가스를 엔진의 연료로써 공급할 수 있는 액화천연가스 기화 시스템에 관한 것이다.
The present invention relates to a liquefied natural gas (LNG) gasification system, and more particularly, to a liquefied natural gas (LNG) gasification system that includes two gasification units to control the amount of high-temperature steam supplied to each vaporization unit, To a liquefied natural gas vaporization system capable of supplying a fuel as an engine fuel.
일반적으로 생산지에서 생산된 천연가스는 고압 및 극저온(약, -160℃)의 상태로 액화되어 액화천연가스 상태로 저장된다.Generally, natural gas produced in the production area is liquefied and stored in liquefied natural gas at high pressure and cryogenic temperatures (about -160 ° C).
그리고, 이러한 극저온의 액화천연가스는 선박의 추진이나 발전을 위한 연료로 사용되는 경우, 액화천연가스를 재기화시켜 천연가스 상태로 선박의 추진엔진이나 발전엔진으로 공급하게 된다.When such cryogenic liquefied natural gas is used as fuel for propulsion or power generation of a ship, liquefied natural gas is regenerated and supplied to the propulsion engine or the power generation engine of the ship in a state of natural gas.
도 1은 종래의 액화천연가스 기화 시스템을 나타내는 도면이다. 도 1에 도시된 바와 같이, 종래의 액화천연가스 기화 시스템(10)은 액화천연가스(LNG) 저장부(11), 유량조절밸브(12), 기화부(13), 히터(14)를 포함하여 구성된다.1 is a diagram showing a conventional liquefied natural gas vaporization system. 1, a conventional liquefied natural
LNG 저장부(11)는 극저온 상태로 액화천연가스를 저장한다.The
유량조절밸브(12)는 LNG 저장부에서 인출되는 액화천연가스의 유량을 측정하여 기화부(13)로 공급되는 유량을 조절한다.The flow
기화부(13)는 LNG 저장부(11)로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시켜 출력한다. 이때, 기화부(13)는 외부의 보일러(미도시)로부터 공급되는 고온/고압의 스팀과의 열 교환에 의하여 기화된다.The
도 1에 도시된 기화부는 가열 유체를 이용한 기화부를 예시하였다. 도 1에 도시된 기화부(13)는 제1 기화부(13-1), 및 제2 기화부(13-2)로 구성된다. 제1 기화부(13-1)는 입력되는 고온/고압의 스팀과 의해 가열 유체와의 열 교환을 통하여 가열 유체의 온도가 상승하게 된다. The vaporizing portion shown in Fig. 1 exemplifies a vaporizing portion using a heating fluid. The vaporizing
그리고, 온도가 상승한 가열 유체는 제2 기화부(13-2)로 공급되어 LNG 저장부(11)에서 입력된 액화천연가스와 열교환을 통하여 액화천연가스를 기체상태로 기화시키게 된다.The heating fluid whose temperature has risen is supplied to the second vaporizing unit 13-2 and heat-exchanged with the liquefied natural gas input from the
히터(14)는 기화부(13)를 통하여 기화된 천연가스를 일정온도로 가열하여 엔진(15)으로 공급하게 된다.The
그런데, 이러한, 종래의 기화 시스템(10)에서는 기화부(13)가 고장이 발생하는 경우 시스템 전체의 가동을 중단해야만 하는 문제가 있었다.However, in the
또한, 종래의 기화 시스템(10)에서는 보일러로부터 공급되는 고온증기의 유량이 일정하지 않은 경우 기화부(13)에서 천연가스로의 완전기화가 되지 않거나, 너무 높은 온도와 압력을 갖는 천연가스로 기화되는 문제가 있었다.
In the
따라서, 본 발명이 해결하고자 하는 과제는 기화부가 가동을 중단하는 경우에도 안정적으로 엔진에 연료를 공급하는 수 있는 액화천연가스 기화 시스템 및 그 방법을 제공하는 데에 있다.SUMMARY OF THE INVENTION Accordingly, it is an object of the present invention to provide a liquefied natural gas (LNG) gasification system and method that can stably supply fuel to an engine even when the gasification unit is shut down.
또한, 본 발명이 해결하고자 하는 또 다른 과제는 보일러에서 공급되는 고온증기의 공급이 일정하지 않을 경우에도 액화천연가스를 온도 및 압력을 일정하게 기화시켜 안정적인 상태의 천연가스를 엔진으로 공급할 수 있는 액화천연가스 기화 시스템 및 그 방법을 제공하는 데에 있다.
Another problem to be solved by the present invention is to provide a liquefied natural gas which can vaporize the liquefied natural gas at a constant temperature and pressure to supply a stable natural gas to the engine even when the supply of the high- A natural gas vaporization system and a method thereof.
본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 시스템은 액화천연가스(liquefied natural gas; LNG)를 저장하는 액화천연가스 저장부; 제1 증기라인을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 내부를 순환하는 가열 유체와 열 교환시키고, 상기 열 교환에 의하여 가열된 가열 유체를 상기 액화천연가스 저장부로부터 공급되는 액화천연가스와 열 교환시켜 상기 액화천연가스를 1차 기화시키는 제1 기화부; 제2 증기라인을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 상기 1차 기화된 액화천연가스와 직접 열 교환시켜 상기 1차 기화된 액화천연가스를 2차 기화시켜 완전 기화된 천연가스를 생성하는 제2 기화부; 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도를 측정하는 센서; 보일러로부터 입력되는 고온증기를 상기 센서에 의해 측정된 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 상기 제1 증기라인과 제2 증기라인의 증기송출비율을 제어하여 상기 제1 기화부 및 제2 기화부로의 증기공급량을 조절하는 증기공급제어부; 및 상기 완전 기화된 천연가스를 설정된 온도로 가열하여 엔진의 연료로써 공급하는 연료가열부;를 포함하여 구성되는 특징으로 한다.A liquefied natural gas vaporization system according to an embodiment of the present invention includes a liquefied natural gas reservoir storing liquefied natural gas (LNG); Exchanges heat with the heating fluid circulating inside the high-temperature steam supplied through the first steam line and heat-exchanges the heating fluid heated by the heat exchange with the liquefied natural gas supplied from the liquefied natural gas reservoir A first vaporization unit for vaporizing the liquefied natural gas first; A second vaporization unit that receives the high-temperature steam supplied through the second steam line and directly heat-exchanges the primary vaporized liquefied natural gas to secondary vaporize the primary vaporized liquefied natural gas to generate fully vaporized natural gas, part; A sensor for measuring the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas; The high-temperature steam input from the boiler is controlled by controlling the steam delivery ratio of the first steam line and the second steam line to the pressure and temperature of the fully-vaporized natural gas measured by the sensor, A vapor supply control unit for controlling a vapor supply amount to the second vaporization unit; And a fuel heating unit for heating the fully vaporized natural gas to a predetermined temperature and supplying the natural gas as a fuel of the engine.
상기 증기공급제어부는 상기 센서에 의해 측정된 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 상기 제1 증기라인과 제2 증기라인의 증기송출비율을 제어하는 컨트롤러; 상기 제1 증기라인에 설치되고, 상기 컨트롤러의 제어에 의하여 상기 제1 기화기로 공급되는 증기공급량을 조절하는 제1 제어밸브; 및 상기 제2 증기라인에 설치되고, 상기 컨트롤러의 제어에 의하여 상기 제2 기화기로 공급되는 증기공급량을 조절하는 제2 제어밸브;를 포함하여 구성되는 것을 특징으로 한다.Wherein the steam supply control unit comprises: a controller for controlling a steam delivery ratio of the first steam line and the second steam line in correspondence with the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas measured by the sensor; A first control valve installed in the first steam line and regulating a supply amount of steam supplied to the first vaporizer under the control of the controller; And a second control valve installed in the second steam line for controlling the amount of steam supplied to the second vaporizer under the control of the controller.
상기 컨트롤러는 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 이상으로 증가하는 경우, 상기 제1 증기라인의 증기송출비율은 증가시키고, 상기 제2 증기라인의 증기송출비율은 감소시키며, 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 미만으로 감소하는 경우, 상기 제1 증기라인의 증기송출비율은 감소시키고, 상기 제2 증기라인의 증기송출비율은 증가시키는 것을 특징으로 한다.Wherein the controller increases the vapor delivery rate of the first vapor line and reduces the vapor delivery rate of the second vapor line when the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas increase above a certain level, Characterized in that when the pressure and temperature of the vaporized natural gas are reduced below a certain level, the steam delivery rate of the first vapor line is reduced and the vapor delivery rate of the second vapor line is increased.
상기 컨트롤러는 상기 제1 기화부 또는 제2 기화부 중 어느 하나가 고장상태인 경우, 고장상태인 기화부에 대응하여 설치된 제어밸브는 완전차단하여 고온증기의 송출을 차단하고, 정상상태인 기화부에 대응하여 설치된 제어밸브는 완전개방시켜 고온증기의 송출을 증가시키는 것을 특징으로 한다. The controller is configured to block the control valve installed in correspondence with the malfunctioning part when the first vaporizing part or the second vaporizing part is in a failure state to shut off the delivery of the high-temperature vapor, The control valve provided in correspondence to the control valve is fully opened to increase the delivery of the high-temperature steam.
상기 가열유체는 에틸렌 글리콜(Ethylene Glycol)인 것을 특징으로 한다.The heating fluid is ethylene glycol.
본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 방법은 보일러로부터 입력되는 고온증기를 제1 증기라인 및 제2 증기라인을 통하여 제1 기화부 및 제2 기화부로 공급하는 증기공급단계; 상기 제1 증기라인을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 내부를 순환하는 가열 유체와 열 교환시키고, 상기 열 교환에 의하여 가열된 가열 유체를 상기 액화천연가스 저장부로부터 공급되는 액화천연가스와 열 교환시켜 상기 액화천연가스를 1차 기화시키는 제1 기화단계; 상기 제2 증기라인을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 상기 1차 기화된 액화천연가스와 직접 열 교환시켜 상기 1차 기화된 액화천연가스를 2차 기화시켜 완전 기화된 천연가스를 생성하는 제2 기화단계; 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도를 측정하고, 상기 측정된 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 상기 제1 증기라인과 제2 증기라인의 증기송출비율을 제어하는 증기공급 제어단계;를 포함하여 구성되는 것을 특징으로 한다.The method for supplying liquefied natural gas according to an embodiment of the present invention includes supplying steam to a first vaporizer and a second vaporizer through a first vapor line and a second vapor line; And heat exchange is performed between the heating fluid circulated inside and the heating fluid heated by the heat exchange with the liquefied natural gas supplied from the liquefied natural gas reservoir A first vaporization step of firstly vaporizing the liquefied natural gas; The second vapor line is supplied with high-temperature steam and is directly heat-exchanged with the first vaporized liquefied natural gas to secondary-vaporize the first vaporized liquefied natural gas to generate fully vaporized natural gas, Vaporization phase; A steam supply control step of measuring the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas and controlling a steam delivery ratio of the first steam line and the second steam line in correspondence with the measured pressure and temperature of the fully- ; And
상기 증기공급 제어단계는 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 이상으로 증가하는 경우, 상기 제1 증기라인의 증기송출비율은 증가시키고, 상기 제2 증기라인의 증기송출비율은 감소시키며, 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 미만으로 감소하는 경우, 상기 제1 증기라인의 증기송출비율은 감소시키고, 상기 제2 증기라인의 증기송출비율은 증가시키는 것을 특징으로 한다.Wherein the steam supply control step increases the steam delivery rate of the first steam line and decreases the steam delivery rate of the second steam line when the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas increase to a certain level or more , The steam delivery rate of the first steam line is reduced and the steam delivery rate of the second steam line is increased when the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas are reduced to less than a certain level.
상기 증기공급 제어단계는 제1 기화부 또는 제2 기화부 중 어느 하나가 고장상태인 경우, 고장상태인 기화부로의 고온증기 송출은 완전차단하고, 정상상태인 기화부로의 고온증기 송출은 증가시키는 것을 특징으로 한다.
In the steam supply control step, when either the first vaporizing unit or the second vaporizing unit is in a failure state, the delivery of the high-temperature vapor to the vaporizing unit in a failure state is completely blocked, and the delivery of the high-temperature vapor to the vaporizing unit in the steady- .
본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 시스템 및 그 방법은 기화부가 가동을 중단하는 경우에도 안정적으로 엔진에 연료를 공급하는 수 있는 효과가 있다.The liquefied natural gas vaporization system and the method according to the embodiment of the present invention are capable of stably supplying fuel to the engine even when the vaporizer is shut down.
본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 시스템 및 그 방법은 보일러에서 입력되는 고온증기의 공급이 일정하지 않을 경우에도 액화천연가스를 온도 및 압력을 일정하게 기화시켜 안정적인 상태의 천연가스를 엔진으로 공급할 수 있는 효과가 있다.
The liquefied natural gas vaporization system and method according to the embodiment of the present invention can stabilize the liquefied natural gas by constantly vaporizing the temperature and pressure even when the supply of high temperature steam input from the boiler is not constant, There is an effect that can supply.
본 발명의 상세한 설명에서 인용되는 도면을 좀더 충분히 이해하기 위하여 각 도면의 간단한 설명이 제공된다.
도 1은 종래의 액화천연가스 기화 시스템을 나타내는 도면이다.
도 2는 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 시스템을 나타내는 도면이다.
도 3은 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 방법을 설명하기 위한 순서도이다.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS A brief description of each drawing is provided in order to provide a more thorough understanding of the drawings recited in the description of the present invention.
1 is a diagram showing a conventional liquefied natural gas vaporization system.
2 is a view showing a liquefied natural gas vaporization system according to an embodiment of the present invention.
3 is a flow chart for explaining a liquefied natural gas vaporization method according to an embodiment of the present invention.
본 발명의 동작상의 이점 및 실시 예에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부도면을 참조하여야만 한다.Reference should be had to the accompanying drawings which illustrate preferred embodiments of the invention in order to fully understand the operational advantages of the present invention and the objects achieved by the embodiments.
이하, 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings. Like reference symbols in the drawings denote like elements.
도 2는 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 시스템을 나타내는 도면이고, 도 2는 본 발명의 실시 예에 다른 액화천연가스 기화 방법을 나타낸 순서도이다.FIG. 2 is a view showing a liquefied natural gas vaporization system according to an embodiment of the present invention, and FIG. 2 is a flowchart showing another liquefied natural gas vaporization method according to an embodiment of the present invention.
도 2를 참조하면, 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 시스템은 액화천연가스(LNG) 저장부(110), 증기공급제어부(120), 제1 기화부(130), 제2 기화부(140), 센서(150), 및 연료가열부(160)를 포함하여 구성된다.2, the liquefied natural gas vaporization system according to the embodiment of the present invention includes a liquefied natural gas (LNG)
액화천연가스 저장부(110)는 엔진의 연료로 사용되는 천연가스를 극저온(약, -160℃) 상태에서 높은 압력으로 압축하여 액화시켜 저장한다.The liquefied natural
그리고, 도시되지는 않았지만 액화천연가스 저장부(110)는 내부 또는 액화천연가스 공급라인(111)에 설치되는 연료공급펌프(미도시)를 이용하여 액화천연가스를 제1 기화부(130)로 공급한다.Although not shown, the liquefied natural
이때, 액화천연가스 공급라인(111)에는 상기 제1 기화부(130)로 공급되는 액화천연가스의 유량을 제어하여 일정하게 공급하기 위한 유량제어밸브(112)가 설치된다.At this time, the liquefied natural
증기공급제어부(120)는 보일러(미도시)로부터 출력되는 고압증기를 제1 증기라인(121) 및 제2 증기라인(122)을 통하여 제1 기화부(130) 및 제2 기화부(140)으로 공급한다.The steam
그리고, 증기공급제어부(120)는 센서(150)에 의해 측정된 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 제1 증기라인(121) 및 제2 증기라인(122)의 증기송출비율을 제어하여 제1 기화부(130) 및 제2 기화부(140) 각각으로 공급되는 증기공급량을 조절한다.The steam
좀더 상세히 설명하면, 증기공급제어부(120)는 컨트롤러(123), 제1 제어밸브(124), 제2 제어밸브(125)를 포함하여 구성된다.More specifically, the steam
컨트롤러(123)는 제2 기화부(140)에 의해 생성된 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 대한 측정결과를 센서(150)를 통하여 제공받아, 그 결과에 상응하여 제1 증기라인(121)과 제2 증기라인(122)의 증기송출비율을 제어한다.The
제1 제어밸브(124)는 제1 증기라인(121)에 설치되고, 컨트롤러(123)의 제어에 의하여 제1 기화부(130)로 공급되는 증기공급량을 조절한다.The
제2 제어밸브(124)는 제2 증기라인(122)에 설치되고, 컨트롤러(123)의 제어에 의하여 제2 기화부(140)로 공급되는 증기공급량을 조절한다.The
이때, 컨트롤러(123)는 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 이상으로 증가하는 경우 제1 증기라인(121)을 통한 증기송출비율을 증가시켜 제1 기화부(130)로 공급하고, 제2 증기라인(122)을 통한 증기송출비율은 감소시켜 제2 기화부(140)로 공급한다.At this time, when the pressure and temperature of the fully-vaporized natural gas increase to a certain level or more, the
반면에, 컨트롤러(123)는 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 미만으로 감소하는 경우에는 제1 증기라인(121)을 통한 증기송출비율을 감소시켜 제1 기화부(130)로 공급하고, 제2 증기라인(122)을 통한 증기송출비율은 증가시켜 제2 기화부(140)로 공급한다.On the other hand, when the pressure and the temperature of the fully-vaporized natural gas decrease to less than a predetermined level, the
즉, 컨트롤러(123)는 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 제1 제어밸브(124) 및 제2 제어밸브(125)의 개폐 정도를 제어함으로써 제1 기화부(130) 및 제2 기화부(140)로의 증기공급량을 조절하게 되는 것이다.That is, the
또한, 컨트롤러(123)는 제1 기화부(130) 또는 제2 기화부(140) 중 어느 하나가 고장상태인 경우, 고장상태인 기화부에 대응하여 설치된 제어밸브는 완전 차단하여 고온증기의 송출을 차단하고, 정상상태인 기화부에 대응하여 설치된 제어밸브는 완전 개방시켜 고온증기의 송출을 최대로 증가시킨다.When any one of the first vaporizing
예컨대, 제1 기화부(130)가 고장상태인 경우 제1 기화부(130)에 대응하여 설치된 제1 제어밸브(124)는 차단하고, 정상상태인 제2 기화부(140)에 대응하여 설치된 제2 제어밸브(125)는 완전 개방시킨다.For example, when the first vaporizing
제1 기화부(130)는 제1 증기라인(121)을 통하여 공급되는 고온증기를 내부를 순환하는 가열 유체와 열 교화시키고, 열 교환에 의하여 가열된 가열 유체를 액화천연가스 저장부(110)로부터 공급되는 액화천연가스와 열 교환시켜 상기 액화천연가스를 제1 기화시킨다.The
좀더 상세히 설명하면, 제1 기화부(130)는 제1 가열부(131), 제2 가열부(132), 유체순환라인(133), 및 순환펌프(134)로 구성된다.More specifically, the
제1 가열부(131)는 증기공급제어부(120)로부터 제1 증기라인(121)을 통해 공급되는 고온증기를 이용하여 상기 유체순환라인(133)을 순환하는 가열 유체와 열 교환한다. 이때, 가열 유체로는 에틸렌 글리콜(Ethylene Glycol) 물질이 이용된다.The
그리고, 제2 가열부(132)는 유체순환라인(133)을 통하여 공급된 가열 유체와 액화천연가스 공급라인을 통하여 입력되는 액화천연가스를 열 교환시켜 액화천연가스를 제1 기화시켜 출력한다.The
그리고, 순환펌프(134)는 유체순환라인(133)에 설치되어 제2 가열부(140)에서 열교환 후 응축된 가열 유체를 다시 제1 가열부(131)로 재공급한다.The circulation pump 134 is installed in the fluid circulation line 133 and re-supplies the heating fluid condensed after the heat exchange in the
제2 기화부(140)는 증기공급제어부(120)의 증기송출비율에 따라 제2 증기라인(122)을 통해 고온증기를 공급받아 1차 기화된 액화천연가스와 직접 열 교환시켜 1차 기화된 액화천연가스를 2차 기화시켜 완전 기화된 천연가스를 생성한다.The
센서(150)는 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도를 측정하고, 측정된 결과를 증기공급제어부(120)로 제공한다.The
연료가열부(160)는 완전 기화된 천연가스를 설정된 온도로 가열하여 엔진의 연료로써 공급한다.The
이상 상술한 바와 같이, 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 시스템(100)은 제2 기화부(140)에 의해 생성된 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 미만인 경우에는 기화효율이 떨어진 것으로 판단하여 열교환 효율이 높은 제2 기화부(140)로 공급되는 증기공급량을 증가시키고, 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 이상인 경우에는 기화효율이 과한 상태로 판단하여 기화효율이 상대적으로 낮은 제1 기화부(130)로의 증기공급량을 증가시킴으로써 일정한 온도와 압력을 갖는 천연가스를 생성할 수 있는 것이다.As described above, in the liquefied natural
도 3은 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 방법을 설명하기 위한 순서도이다.3 is a flow chart for explaining a liquefied natural gas vaporization method according to an embodiment of the present invention.
도 2와 도 3을 참조하면, 본 발명의 실시 예에 따른 액화천연가스 기화 방법은 증기공급단계(S110), 제1 기화단계(S120), 제2 기화단계(S130), 증기고급제어단계(S140), 및 연료공급단계(S150)를 포함하여 구성된다.Referring to FIGS. 2 and 3, a liquefied natural gas (LPG) gasification method according to an embodiment of the present invention includes a steam supply step S110, a first vaporization step S120, a second vaporization step S130, S140), and a fuel supply step (S150).
먼저, 증기 공급단계(S110)에서는 증기공급제어부(120)가 보일러(미도시)로부터 입력되는 고온증기를 제1 증기라인(121) 및 제2 증기라인(122)을 통하여 제1 기화부(130) 및 제2 기화부(140)로 공급한다.First, in the steam supply step (S110), the steam
그리고, 제1 기화단계(S120)에서는 제1 기화부(130)가 제1 증기라인(121)을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 내부를 순환하는 가열 유체와 열 교환시키고, 상기 열 교환에 의하여 가열된 가열 유체를 상기 액화천연가스 저장부(110)로부터 공급되는 액화천연가스와 열 교환시켜 상기 액화천연가스를 1차 기화시킨다.In the first vaporization step (S120), the
제2 기화단계(S130)에서는 제2 증기라인(122)을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 상기 1차 기화된 액화천연가스와 직접 열 교환시켜 상기 1차 기화된 액화천연가스를 2차 기화시켜 완전 기화된 천연가스를 생성한다.In the second vaporization step (S130), the high-temperature steam supplied through the
그리고, 증기공급제어단계(S140)에서는 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도를 측정하고, 상기 측정된 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 상기 제1 증기라인(121)과 제2 증기라인(122)의 증기송출비율을 제어하여 제1 기화부(130) 및 제2 기화부(140)로의 증기공급량을 제어한다.In the steam supply control step S140, the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas are measured, and the pressure of the
이때, 증기공급 제어단계(S140)에서는 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 이상으로 증가하는 경우에는, 상기 제1 증기라인(121)의 증기송출비율은 증가시키고, 상기 제2 증기라인(122)의 증기송출비율은 감소시킨다. 그리고, 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 미만으로 감소하는 경우에는 제1 증기라인(121)의 증기송출비율은 감소시키고, 제2 증기라인(122)의 증기송출비율은 증가시킨다.At this time, in the steam supply control step S140, when the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas increase to a certain level or more, the steam delivery ratio of the
또한, 증기공급 제어단계(S140)에서는 제1 기화부(130) 또는 제2 기화부(140) 중 어느 하나가 고장상태인 경우, 고장상태인 기화부로의 고온증기 송출은 완전차단하고, 정상상태인 기화부로의 고온증기 송출은 증가시킨다.In the steam supply control step S140, when either the
연료공급단계(S150)에서는 제2 기화단계(S130)에서 완전 기화된 천연가스를 일정 온도로 가열하여 엔진의 연료로써 공급한다.In the fuel supply step S150, the fully vaporized natural gas in the second vaporization step S130 is heated to a predetermined temperature and supplied as the fuel of the engine.
본 발명은 도면에 도시된 일 실시 예를 참고로 설명되었으나 이는 예시적인 것에 불과하며, 본 기술 분야의 통상의 지식을 가진 자라면 이로부터 다양한 변형 및 균등한 타 실시 예가 가능하다는 점을 이해할 것이다. 따라서, 본 발명의 진정한 기술적 보호 범위는 첨부된 등록청구범위의 기술적 사상에 의해 정해져야 할 것이다.
While the present invention has been particularly shown and described with reference to exemplary embodiments thereof, it is to be understood that the invention is not limited to the disclosed embodiments, but, on the contrary, is intended to cover various modifications and equivalent arrangements included within the spirit and scope of the appended claims. Accordingly, the true scope of the present invention should be determined by the technical idea of the appended claims.
100: 액화천연가스 시스템 110: 액화천연가스 저장부
120: 증기공급제어부 121: 제1 증기라인
122: 제2 증기라인 123: 컨트롤러
124: 제1 제어밸브 125: 제2 제어밸브
130: 제1 기화부 131: 제1 가열부
132: 제2 가열부 133: 유체순환라인
134: 펌프 140: 제2 기화부
150: 센서 160: 연료가열부
170: 엔진 100: liquefied natural gas system 110: liquefied natural gas storage unit
120: steam supply control unit 121: first steam line
122: second steam line 123: controller
124: first control valve 125: second control valve
130: first vaporizing unit 131: first heating unit
132: second heating section 133: fluid circulation line
134: pump 140: second vaporizer
150: Sensor 160:
170: engine
Claims (8)
제1 증기라인을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 내부를 순환하는 가열 유체와 열 교환시키고, 상기 열 교환에 의하여 가열된 가열 유체를 상기 액화천연가스 저장부로부터 공급되는 액화천연가스와 열 교환시켜 상기 액화천연가스를 1차 기화시키는 제1 기화부;
제2 증기라인을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 상기 1차 기화된 액화천연가스와 직접 열 교환시켜 상기 1차 기화된 액화천연가스를 2차 기화시켜 완전 기화된 천연가스를 생성하는 제2 기화부;
상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도를 측정하는 센서;
보일러로부터 입력되는 고온증기를 상기 센서에 의해 측정된 상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 상기 제1 증기라인과 제2 증기라인의 증기송출비율을 제어하여 상기 제1 기화부 및 제2 기화부로의 증기공급량을 조절하는 증기공급제어부; 및
상기 완전 기화된 천연가스를 설정된 온도로 가열하여 엔진의 연료로써 공급하는 연료가열부;를 포함하여 구성되는 특징으로 하는 액화천연가스 기화 시스템.
A liquefied natural gas reservoir for storing liquefied natural gas (LNG);
Exchanges heat with the heating fluid circulating inside the high-temperature steam supplied through the first steam line and heat-exchanges the heating fluid heated by the heat exchange with the liquefied natural gas supplied from the liquefied natural gas reservoir A first vaporization unit for vaporizing the liquefied natural gas first;
A second vaporization unit that receives the high-temperature steam supplied through the second steam line and directly heat-exchanges the primary vaporized liquefied natural gas to secondary vaporize the primary vaporized liquefied natural gas to generate fully vaporized natural gas, part;
A sensor for measuring the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas;
The high-temperature steam input from the boiler is controlled by controlling the steam delivery ratio of the first steam line and the second steam line to the pressure and temperature of the fully-vaporized natural gas measured by the sensor, A vapor supply control unit for controlling a vapor supply amount to the second vaporization unit; And
And a fuel heating unit for heating the fully vaporized natural gas to a predetermined temperature and supplying the natural gas as a fuel of the engine.
상기 증기공급제어부는,
상기 센서에 의해 측정된 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 상기 제1 증기라인과 제2 증기라인의 증기송출비율을 제어하는 컨트롤러;
상기 제1 증기라인에 설치되고, 상기 컨트롤러의 제어에 의하여 상기 제1 기화기로 공급되는 증기공급량을 조절하는 제1 제어밸브; 및
상기 제2 증기라인에 설치되고, 상기 컨트롤러의 제어에 의하여 상기 제2 기화기로 공급되는 증기공급량을 조절하는 제2 제어밸브;를 포함하여 구성되는 것을 특징으로 하는 액화천연가스 기화 시스템.
The method according to claim 1,
The steam supply control unit,
A controller for controlling a steam delivery ratio of the first steam line and the second steam line in correspondence with the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas measured by the sensor;
A first control valve installed in the first steam line and regulating a supply amount of steam supplied to the first vaporizer under the control of the controller; And
And a second control valve installed in the second steam line for controlling a steam supply amount supplied to the second vaporizer under the control of the controller.
상기 컨트롤러는,
상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 이상으로 증가하는 경우, 상기 제1 증기라인의 증기송출비율은 증가시키고, 상기 제2 증기라인의 증기송출비율은 감소시키며,
상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 미만으로 감소하는 경우, 상기 제1 증기라인의 증기송출비율은 감소시키고, 상기 제2 증기라인의 증기송출비율은 증가시키는 것을 특징으로 하는 액화천연가스 기화 시스템.
3. The method of claim 2,
The controller comprising:
Increasing the vapor delivery rate of the first vapor line and reducing the vapor delivery rate of the second vapor line when the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas increase above a certain level,
Characterized in that when the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas are reduced to less than a certain level, the vapor delivery rate of the first vapor line is reduced and the vapor delivery rate of the second vapor line is increased Gas Evaporation System.
상기 컨트롤러는,
상기 제1 기화부 또는 제2 기화부 중 어느 하나가 고장상태인 경우, 고장상태인 기화부에 대응하여 설치된 제어밸브는 완전차단하여 고온증기의 송출을 차단하고, 정상상태인 기화부에 대응하여 설치된 제어밸브는 완전개방시켜 고온증기의 송출을 증가시키는 것을 특징으로 하는 액화천연가스 기화 시스템.
3. The method of claim 2,
The controller comprising:
When any one of the first vaporizing unit and the second vaporizing unit is in a failure state, the control valve installed in correspondence with the vaporizing unit in a failed state is completely shut off to interrupt the delivery of the high-temperature vapor, Wherein the installed control valve is fully opened to increase delivery of the high temperature vapor.
상기 가열유체는 에틸렌 글리콜(Ethylene Glycol)인 것을 특징으로 하는 액화천연가스 기화 시스템.
The method according to claim 1,
Wherein the heating fluid is ethylene glycol.
상기 제1 증기라인을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 내부를 순환하는 가열 유체와 열 교환시키고, 상기 열 교환에 의하여 가열된 가열 유체를 상기 액화천연가스 저장부로부터 공급되는 액화천연가스와 열 교환시켜 상기 액화천연가스를 1차 기화시키는 제1 기화단계;
상기 제2 증기라인을 통하여 공급되는 고온증기를 공급받아 상기 1차 기화된 액화천연가스와 직접 열 교환시켜 상기 1차 기화된 액화천연가스를 2차 기화시켜 완전 기화된 천연가스를 생성하는 제2 기화단계;
상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도를 측정하고, 상기 측정된 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도에 상응하여 상기 제1 증기라인과 제2 증기라인의 증기송출비율을 제어하는 증기공급 제어단계;를 포함하여 구성되는 것을 특징으로 하는 액화천연가스 기화 방법.
A steam supplying step of supplying high-temperature steam input from the boiler to the first vaporizing unit and the second vaporizing unit through the first vapor line and the second vapor line;
And heat exchange is performed between the heating fluid circulated inside and the heating fluid heated by the heat exchange with the liquefied natural gas supplied from the liquefied natural gas reservoir A first vaporization step of firstly vaporizing the liquefied natural gas;
The second vapor line is supplied with high-temperature steam and is directly heat-exchanged with the first vaporized liquefied natural gas to secondary-vaporize the first vaporized liquefied natural gas to generate fully vaporized natural gas, Vaporization phase;
A steam supply control step of measuring the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas and controlling a steam delivery ratio of the first steam line and the second steam line in accordance with the measured pressure and temperature of the fully vaporized natural gas, Wherein the liquefied natural gas is a gas.
상기 증기공급 제어단계는,
상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 이상으로 증가하는 경우, 상기 제1 증기라인의 증기송출비율은 증가시키고, 상기 제2 증기라인의 증기송출비율은 감소시키며,
상기 완전 기화된 천연가스의 압력 및 온도가 일정수준 미만으로 감소하는 경우, 상기 제1 증기라인의 증기송출비율은 감소시키고, 상기 제2 증기라인의 증기송출비율은 증가시키는 것을 특징으로 하는 액화천연가스 기화 방법.
The method according to claim 6,
Wherein the steam supply control step comprises:
Increasing the vapor delivery rate of the first vapor line and reducing the vapor delivery rate of the second vapor line when the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas increase above a certain level,
Characterized in that when the pressure and temperature of the fully vaporized natural gas are reduced to less than a certain level, the vapor delivery rate of the first vapor line is reduced and the vapor delivery rate of the second vapor line is increased Gas vaporization method.
상기 증기공급 제어단계는,
제1 기화부 또는 제2 기화부 중 어느 하나가 고장상태인 경우, 고장상태인 기화부로의 고온증기 송출은 완전차단하고, 정상상태인 기화부로의 고온증기 송출은 증가시키는 것을 특징으로 하는 액화천연가스 기화 방법.
The method according to claim 6,
Wherein the steam supply control step comprises:
Characterized in that when either the first vaporizing portion or the second vaporizing portion is in a failure state, the delivery of the high-temperature vapor to the vaporizing portion in a failed state is completely blocked and the delivery of the high-temperature vapor to the vaporizing portion in a steady state is increased Gas vaporization method.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020120122456A KR101875900B1 (en) | 2012-10-31 | 2012-10-31 | LNG vaporizing system and the method thereof |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020120122456A KR101875900B1 (en) | 2012-10-31 | 2012-10-31 | LNG vaporizing system and the method thereof |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20140055485A true KR20140055485A (en) | 2014-05-09 |
KR101875900B1 KR101875900B1 (en) | 2018-08-02 |
Family
ID=50887131
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020120122456A KR101875900B1 (en) | 2012-10-31 | 2012-10-31 | LNG vaporizing system and the method thereof |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
KR (1) | KR101875900B1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2018062714A1 (en) * | 2016-09-27 | 2018-04-05 | 에스케이가스 주식회사 | Gas supply module and gas supply equipment having same |
KR102229655B1 (en) | 2019-11-01 | 2021-03-18 | 주식회사기성이엔지 | Heat exchange apparatus to increase gas temperature |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070214804A1 (en) * | 2006-03-15 | 2007-09-20 | Robert John Hannan | Onboard Regasification of LNG |
US7293600B2 (en) * | 2002-02-27 | 2007-11-13 | Excelerate Energy Limited Parnership | Apparatus for the regasification of LNG onboard a carrier |
US7464557B2 (en) * | 2006-02-15 | 2008-12-16 | David Vandor | System and method for cold recovery |
KR20120019843A (en) * | 2010-08-27 | 2012-03-07 | 대우조선해양 주식회사 | Apparatus of lng carrier for regasifying lng |
-
2012
- 2012-10-31 KR KR1020120122456A patent/KR101875900B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7293600B2 (en) * | 2002-02-27 | 2007-11-13 | Excelerate Energy Limited Parnership | Apparatus for the regasification of LNG onboard a carrier |
US7464557B2 (en) * | 2006-02-15 | 2008-12-16 | David Vandor | System and method for cold recovery |
US20070214804A1 (en) * | 2006-03-15 | 2007-09-20 | Robert John Hannan | Onboard Regasification of LNG |
KR20120019843A (en) * | 2010-08-27 | 2012-03-07 | 대우조선해양 주식회사 | Apparatus of lng carrier for regasifying lng |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2018062714A1 (en) * | 2016-09-27 | 2018-04-05 | 에스케이가스 주식회사 | Gas supply module and gas supply equipment having same |
KR102229655B1 (en) | 2019-11-01 | 2021-03-18 | 주식회사기성이엔지 | Heat exchange apparatus to increase gas temperature |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR101875900B1 (en) | 2018-08-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2015323209A1 (en) | Hydrogen fuel supply system | |
KR102197740B1 (en) | Boiler feed-water system, boiler provided with said system, and boiler feed-water method | |
KR102068388B1 (en) | Method and arrangement for transferring heat in a gaseous fuel system | |
JP6811861B2 (en) | How to operate a liquefied gas fuel supply system and a power plant of an internal combustion engine powered by liquefied gas | |
CN103180656B (en) | LNG vaporization equipment | |
KR20150015792A (en) | Apparatus and Method for Regasification of Liquefied Gas | |
KR102050789B1 (en) | Apparatus and Method for Regasification of Liquefied Gas | |
KR20190008794A (en) | Gas Regasification System and Vessel having the same | |
KR102487581B1 (en) | Liquefied gas re-gasification system | |
KR101875900B1 (en) | LNG vaporizing system and the method thereof | |
KR102062439B1 (en) | Tank internal pressure suppression device | |
KR101686912B1 (en) | Devivce for liquefied gas supply | |
CN107835922B (en) | Number-of-stations control device, energy supply system, number-of-stations control method, and recording medium | |
CN109863081B (en) | System and method for supplying fuel gas to ship | |
KR20080099209A (en) | Apparatus for supplying fuel gas of lng carrier | |
JP4816629B2 (en) | Liquefied high-pressure gas storage vaporizer and liquefied high-pressure gas storage vaporization method | |
KR101792461B1 (en) | System for recovering cold energy of LNG and method for colling LNG carrier by using the same system | |
KR20200046300A (en) | Regasification System of liquefied Gas and Ship Having the Same | |
KR101885079B1 (en) | Heat source supply device and method for steam generation | |
KR102030197B1 (en) | Liquefied Natural Gas gasification facility using multi-heatexchanger | |
KR101111704B1 (en) | LNG regasification apparatus | |
JP2017078441A (en) | Lng satellite facility | |
KR102662907B1 (en) | Cold box of energy storage system using liquid air and method for maintaining cooling of the cold box | |
KR102573545B1 (en) | System for supplying gas and electric power | |
KR101291107B1 (en) | Compression System for Reducing Excessive Boil Off Gas |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant |