KR20150001600A

KR20150001600A - 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법

Info

Publication number: KR20150001600A
Application number: KR1020140033792A
Authority: KR
Inventors: 이준채; 최동규; 문영식; 정승교; 정제헌; 김남수; 장재호
Original assignee: 대우조선해양 주식회사
Priority date: 2013-06-26
Filing date: 2014-03-24
Publication date: 2015-01-06
Also published as: US10518859B2; EP3015357A4; KR101640768B1; PH12015502846A1; EP3015357B1; KR101640765B1; JP6412565B2; PL3015357T3; CN105324302B; KR20150001601A; RU2015153066A; EP3015357A1; RU2628556C2; SG11201510075VA; CN105324302A; WO2014209029A1; US20160114876A1; JP2016535209A; ES2674228T3

Abstract

저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 일부는 선박 엔진의 연료로 사용하고 나머지는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법이 개시된다.
본 발명에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템은, 상기 저장탱크로부터 배출된 증발가스를 공급받아 압축하는 압축수단과; 상기 압축수단에서 압축된 증발가스 중 적어도 일부의 증발가스를 연료로서 공급받는 중압 가스 엔진과; 상기 중압 가스 엔진에 연료로서 공급되지 않은 나머지 증발가스를 상기 저장탱크에서 배출된 후 압축되기 전의 증발가스와 열교환하는 열교환수단과; 상기 열교환수단에서 냉각된 상기 나머지 증발가스의 압력을 감소시키는 팽창수단; 을 포함한다.

Description

선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법 {SYSTEM AND METHOD FOR TREATING BOIL-OFF GAS FOR A SHIP}

본 발명은 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 에너지 소모량이 많고 초기 설치비가 과도하게 소요되는 재액화 장치를 설치할 필요 없이, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 대부분은 선박 엔진의 연료로 사용하고 나머지 일부는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것이다.

근래, LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 액화가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 상태로 액화가스 운반선에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. LNG나 LPG 등의 액화가스는 천연가스 혹은 석유가스를 극저온(LNG의 경우 대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태일 때보다 그 부피가 대폭적으로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.

LNG 운반선 등의 액화가스 운반선은, 액화가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 이 액화가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화가스의 극저온에 견딜 수 있는 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다.

천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운반선의 경우를 예를 들어 설명하면, LNG 운반선의 LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의해 LNG를 수송하는 도중에 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다.

발생된 증발가스는 저장탱크 내의 압력을 증가시키며 선박의 요동에 따라 액화가스의 유동을 가속시켜 구조적인 문제를 야기시킬 수 있기 때문에, 증발가스의 발생을 억제할 필요가 있다.

또한, 증발가스는 LNG의 손실이므로 LNG의 수송효율에 있어서 증발가스의 억제 혹은 재액화는 중요한 문제이다.

종래, 액화가스 운반선의 저장탱크 내에서의 증발가스를 억제 및 처리하기 위해, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 소각해 버리는 방법, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시킨 후 다시 저장탱크로 복귀시키는 방법, 선박의 추진기관에서 사용되는 연료로서 증발가스를 사용하는 방법, 저장탱크의 내부압력을 높게 유지함으로써 증발가스의 발생을 억제하는 방법 등이 단독으로 혹은 복합적으로 사용되고 있었다.

증발가스 재액화 장치가 탑재된 종래의 선박의 경우, 저장탱크의 적정 압력 유지를 위해 저장탱크 내부의 증발가스를 저장탱크 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시키게 된다. 이때, 배출된 증발가스는 냉동 사이클을 포함하는 재액화 장치에서 초저온으로 냉각된 냉매, 예를 들어 질소냉매, 혼합냉매 등과의 열교환을 통해 재액화된 후 저장탱크로 복귀된다.

종래 DFDE 추진시스템을 탑재한 LNG 운반선의 경우, 재액화 설비를 설치하지 않고 증발가스 압축기와 가열만을 통해 증발가스를 처리한 후 DFDE에 연료로서 공급하여 증발가스를 소비하였기 때문에 엔진의 연료 필요량이 증발가스의 발생량보다 적을 때는 증발가스를 가스연소기(GCU; Gas Combustion Unit)에서 연소시켜 버리거나 대기중으로 버릴(venting) 수밖에 없는 문제가 있었다.

그리고 종래 재액화 설비와 저속 디젤 엔진을 탑재한 LNG 운반선은 재액화 설비를 통해 BOG를 처리할 수 있음에도 불구하고 질소가스를 이용한 재액화 장치 운전의 복잡성으로 인해 전체 시스템의 제어가 복잡하고 상당한 양의 동력이 소모되는 문제가 있었다.

결국, 저장탱크로부터 자연적으로 발생하는 증발가스를 효율적으로 처리하기 위한 시스템 및 방법에 대한 연구 개발이 지속적으로 이루어질 필요가 있다.

본 발명은 상기한 바와 같은 종래의 문제점을 해결하기 위한 것으로서, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 대부분은 선박 엔진의 연료로 사용하고 나머지 일부는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법을 제공하고자 하는 것이다.

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스를 저장하고 있는 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 처리하는 선박의 증발가스 처리 시스템으로서, 상기 저장탱크로부터 배출된 증발가스를 공급받아 압축하는 압축수단과; 상기 압축수단에서 압축된 증발가스 중 적어도 일부의 증발가스를 연료로서 공급받는 중압 가스 엔진과; 상기 중압 가스 엔진에 연료로서 공급되지 않은 나머지 증발가스를 상기 저장탱크에서 배출된 후 압축되기 전의 증발가스와 열교환하는 열교환수단과; 상기 열교환수단에서 냉각된 상기 나머지 증발가스의 압력을 감소시키는 팽창수단; 을 포함하는, 선박의 증발가스 처리 시스템이 제공된다.

상기 압축수단은, 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 상기 중압 가스 엔진에서 요구하는 압력까지 압축하는 압축기와, 상기 중압 가스 엔진에 공급되지 않은 상기 나머지 증발가스를 더 압축하는 부스터 압축기를 포함할 수 있다.

상기 압축기는 원심식 다단 압축기일 수 있다.

상기 압축기는 증발가스를 5 내지 20바로 압축할 수 있다.

상기 부스터 압축기는 왕복동식 다단 압축기일 수 있다.

상기 부스터 압축기는 증발가스를 80 내지 250바로 압축할 수 있다.

상기 중압 가스 엔진에 공급되는 증발가스의 양은, 상기 중압 가스 엔진의 부하에 따라 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스의 30 내지 70%의 범위 내에서 정해질 수 있다.

상기 팽창수단을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 기체 성분은, 상기 저장탱크에서 배출된 후 상기 열교환수단에 공급되는 증발가스에 합류할 수 있다.

상기 팽창수단을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 기체 성분은, 또 다른 팽창수단을 통과하여 더 감압된 후 상기 열교환수단에 공급되는 증발가스에 합류할 수 있다.

상기 팽창수단을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 액체 성분은 상기 저장탱크에 복귀할 수 있다.

본 발명에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템은, 상기 저장탱크에 저장된 액화가스를 강제로 기화시켜 상기 압축수단에 공급하기 위한 강제기화기를 더 포함할 수 있다.

본 발명에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템은, 상기 압축수단에서 압축된 증발가스를 공급받아 사용하는 증발가스 소비수단을 더 포함할 수 있다.

상기 증발가스 소비수단은, 통합형 IGG/GCU 시스템, GCU, 및 가스 터빈 중 하나 이상일 수 있다.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 액화가스를 저장하고 있는 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 처리하는 선박의 증발가스 처리 방법으로서, 상기 저장탱크로부터 배출된 증발가스를 공급받아 압축하는 압축단계와; 상기 압축단계에서 압축된 증발가스 중 적어도 일부의 증발가스를 중압 가스 엔진에 연료로서 공급하는 공급단계와; 상기 중압 가스 엔진에 연료로서 공급되지 않은 나머지 증발가스를 상기 저장탱크에서 배출된 후 압축되기 전의 증발가스와 열교환하는 열교환단계와; 상기 열교환단계에서 냉각된 상기 나머지 증발가스의 압력을 감소시키는 팽창단계; 를 포함하는, 선박의 증발가스 처리 방법이 제공된다.

상기 팽창단계에서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 기체 성분은, 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스에 합류할 수 있다.

상기 팽창단계에서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 액체 성분은, 상기 저장탱크에 복귀할 수 있다.

상기 열교환단계는, 열교환 이전에 상기 압축단계에서 압축된 증발가스를 더 압축하는 추가압축단계를 포함할 수 있다.

본 발명에 따른 선박의 증발가스 처리 방법은, 증발가스의 발생량이 상대적으로 적은 밸러스트 상태에서는 상기 중압 가스 엔진에서 요구하는 연료량에 따라 상기 저장탱크에 저장된 액화가스를 강제로 기화시켜 상기 압축단계로 공급하는 강제기화 단계를 더 포함할 수 있다.

본 발명에 따른 선박의 증발가스 처리 방법은, 증발가스의 발생량이 상대적으로 많은 레이든 상태에서는 상기 압축단계에서 압축된 증발가스 중 일부의 증발가스를 상기 중압 가스 엔진에 공급하는 동시에, 상기 중압 가스 엔진에 공급되지 않은 나머지 증발가스를 더 압축한 후 상기 열교환단계에 공급하는 추가압축단계를 더 포함할 수 있다.

본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 액화가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장된 액화가스를 연료로서 사용하는 중압 가스 엔진을 포함하는 선박으로서, 전술한 증발가스 처리 시스템을 가지며, 상기 증발가스 처리 시스템에 포함되어 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 연료로 공급받는 중압 가스 엔진을 통해, 전기를 발생시킨 후 모터를 이용하여 추진하는, 선박이 제공된다.

본 발명에 따르면, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 압축된 증발가스 중 일부는 선박 엔진에 연료로서 공급하고, 압축된 증발가스 중 나머지는 저장탱크로부터 새롭게 배출되어 압축되기 전의 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킬 수 있는 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법이 제공될 수 있다.

그에 따라 본 발명의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 의하면, 에너지 소모량이 많고 초기 설치비가 과도하게 소요되는 재액화 장치를 설치하지 않고도 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 재액화시킬 수 있어, 재액화 장치에서 소모되는 에너지를 절감할 수 있게 된다.

또한 본 발명의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 모든 증발가스를, 선박 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시킬 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.

또한 본 발명의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.

도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른, 선박의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른, 선박의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 3은 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 연료가스 공급 시스템과 함께 사용되는 상태를 도시한 개략 구성도,
도 4는 본 발명의 제3 실시예에 따른, 선박의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 5는 본 발명의 제4 실시예에 따른, 선박의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도, 그리고
도 6은 본 발명의 제5 실시예에 따른, 선박의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도이다.

일반적으로, 선박에서 배출되는 폐기가스 중 국제 해사 기구(International Maritime Organization)의 규제를 받고 있는 것은 질소산화물(NOx)과 황산화물(SOx)이며, 최근에는 이산화탄소(CO₂)의 배출도 규제하려 하고 있다. 특히, 질소산화물(NOx)과 황산화물(SOx)의 경우, 1997년 해상오염 방지협약(MARPOL; The Prevention of Marine Pollution from Ships) 의정서를 통하여 제기되고, 8년이라는 긴 시간이 소요된 후 2005년 5월에 발효요건을 만족하여 현재 강제규정으로 이행되고 있다.

따라서, 이러한 규정을 충족시키기 위하여 질소산화물(NOx) 배출량을 저감하기 위한 다양한 방법들이 소개되고 있는데, 이러한 방법 중에서 LNG 운반선과 같은 선박을 위한 고압 천연가스 분사 엔진, 예를 들어 MEGI 엔진이 개발되어 사용되고 있다. ME-GI 엔진은, 동급출력의 디젤엔진에 비해 오염물질 배출량을 이산화탄소는 23%, 질소화합물은 80%, 황화합물은 95% 이상 줄일 수 있는 친환경적인 차세대 엔진으로서 각광받고 있다.

이와 같은 MEGI 엔진은 LNG를 극저온에 견디는 저장탱크에 저장하여 운반하도록 하는 LNG 운반선 등과 같은 선박(본 명세서에서 선박이란, LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU 등의 해상 플랜트까지도 모두 포함하는 개념이다.)에 설치될 수 있으며, 이 경우 천연가스를 연료로 사용하게 되며, 그 부하에 따라 엔진에 대하여 대략 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 고압의 가스 공급 압력이 요구된다.

MEGI 엔진은 추진을 위해 프로펠러에 직결되어 사용될 수 있으며, 이를 위해 MEGI 엔진은 저속으로 회전하는 2행정 엔진으로 이루어진다. 즉, MEGI 엔진은 저속 2행정 고압 천연가스 분사 엔진이다.

또한, 질소산화물 배출량을 저감하기 위해, 디젤유와 천연가스를 혼합하여 연료로서 사용하는 DF 엔진(예컨대 DFDG; Dual Fuel Diesel Generator)이 개발되어, 추진이나 발전용으로 사용되고 있다. DF 엔진은 오일과 천연가스를 혼합연소하거나 오일과 천연가스 중 선택된 하나만을 연료로 사용할 수 있는 엔진으로서, 오일만을 연료로 사용하는 경우보다 연료에 포함된 황화합물이 적어 배기가스 중 황산화물의 함량이 적다.

DF 엔진은 MEGI 엔진과 같은 고압으로 연료가스를 공급할 필요가 없으며, 대략 수 내지 수십 bara 정도로 연료가스를 압축하여 공급하면 된다. DF 엔진은 엔진의 구동력에 의해 발전기를 구동시켜 전력을 얻고, 이 전력을 이용하여 추진용 모터를 구동시키거나 각종 장치나 설비를 운전한다. 이와 같은 DF 엔진을 이용하여 동력을 얻는 추진 또는 발전 시스템을 DFDE (Dual Fuel Diesel Electric) 혹은 DFDE 시스템이라고 한다.

천연가스를 연료로서 공급할 때 MEGI 엔진의 경우에는 메탄가를 맞출 필요가 없지만, DF 엔진의 경우에는 메탄가를 맞출 필요가 있다.

LNG가 가열되면 액화온도가 상대적으로 낮은 메탄 성분이 우선적으로 기화되기 때문에, 증발가스의 경우에는 메탄 함유량이 높아 그대로 DF 엔진에 연료로서 공급될 수 있다. 하지만, LNG의 경우에는, 메탄 함유량이 상대적으로 낮아 DF 엔진에서 요구하는 메탄가보다 낮고, 산지에 따라 LNG를 구성하는 탄화수소 성분(메탄, 에탄, 프로판, 부탄 등)들의 비율이 다르기 때문에, 그대로 기화시켜 DF 엔진에 연료로서 공급하기에 적절하지 않다.

메탄가를 조절하기 위해서는 액화천연가스를 강제 기화시킨 후, 온도를 낮추어 메탄보다 액화점이 높은 중탄화수소(HHC; heavy hydrocarbon) 성분을 액화시켜 제거할 수 있다. 메탄가를 조절한 후 엔진에서 요구하는 온도 조건에 맞추어 메탄가가 조절된 천연가스를 추가로 가열할 수도 있다.

이와 같이 천연가스를 연료로 사용하는 선박엔진이 개발되어 선박에 장착됨에 따라, 연료로서의 액화천연가스를 저장하기 위한 저장탱크를 선박 내에 설치할 필요가 있다.

극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크가 마련된 해상 구조물의 예로서는 액화가스 운반선 이외에도 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나 LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FRU (Floating and Regasification Unit), LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading), FSPP (Floating Storage Power Plant), BMPP (Barge Mounted Power Plant)와 같은 구조물 등을 들 수 있다.

LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화천연가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이고, LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 수송선으로부터 하역되는 액화천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 구조물이고, LNG FRU는 저장기능이 생략된 채 별도의 저장탱크와 협력하여 사용되면서 해상에서 액화천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 구조물이고, LNG FPSO는 채굴된 천연가스를 해상에서 정제한 후 직접 액화시켜 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 구조물이다. 그리고 FSPP는 해상에 부유된 선체에 LNG 저장탱크와 발전설비를 탑재하여 해상에서 전기를 생산하기 위해 사용되는 구조물이고, BMPP는 바지선에 발전설비를 탑재하여 해상에서 전기를 생산하기 위해 사용되는 구조물이다.

본 명세서에서 선박이란, LNG 운반선과 같은 액화가스 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, LNG FRU, FSPP, BMPP 등의 구조물까지도 모두 포함하는 개념이다.

이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대한 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 또한 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.

도 1에는 본 발명의 제1 실시예에 따른, 선박의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.

도 1에는, 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 선박 엔진으로서, 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진을 설치한 LNG 운반선에 본 발명의 증발가스 처리 시스템이 적용된 예가 도시되어 있지만, 본 발명의 증발가스 처리 시스템은 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박, 즉 LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, FSPP, BMPP, LNG FRU, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 해상 플랜트에 적용될 수 있다.

본 발명의 제1 실시예에 따른, 선박의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 150 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 연료로서 공급된다.

저장탱크는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 증발가스 배출라인(L1)을 통하여 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시킨다.

저장탱크(11)의 내부에는 필요시 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위해 배출 펌프(12)가 설치된다.

압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 301 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 왕복동식 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.

압축기(13)에서 압축된 증발가스는 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는데, 고압 천연가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부만을 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있다.

또한, 본 발명의 제1 실시예에 따르면, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)에서 압축되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 압축 후에 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.

이때, 제2 스트림은 증발가스 공급라인(L1)을 통해 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되고, 제3 스트림은 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 압축기(13)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.

압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림의 유량이 제3 스트림의 유량보다 많기 때문에, 압축된 증발가스의 제3 스트림은 압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림으로부터 냉열을 공급받아 액화될 수 있다. 이와 같이 열교환기(21)에서는 저장탱크(11)로부터 배출된 직후의 극저온의 증발가스와 압축기(13)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를 열교환시켜 이 고압 상태의 증발가스를 액화시킨다.

열교환기(21)에서 액화된 증발가스(LBOG)는 팽창밸브(22)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다. 팽창밸브(22)를 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스에 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.

액체 성분은, 저장탱크(11)에 복귀하도록 구성되는 이외에도, 별도의 탱크(도시생략)에 공급되어 저장되도록 구성될 수 있다. 또한, 기액분리기(23)에서 기체 성분과 액체 성분을 분리하지 않고, 팽창된 증발가스를 기액분리기(23)를 거치지 않고(즉, 기액분리기를 시스템에 포함시키지 않고) 곧바로 저장탱크(11)에 복귀시키도록 시스템이 구성될 수도 있다.

위에서는 설명의 편의상 열교환기(21)가 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 열교환기(21)에서는 증발가스 공급라인(L1)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제1 스트림과 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 열교환기(21)는 증발가스 공급라인(L1)에 설치된 것이기도 하다.

증발가스 재순환라인(L5)에는 또 다른 팽창밸브(24)가 더 설치될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 배출된 기체 성분은 팽창밸브(24)를 통과하면서 감압될 수 있다. 또한 열교환기(21)에서 액화된 후 기액분리기(23)로 공급되는 증발가스의 제3 스트림과 기액분리기(23)에서 분리되어 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되는 기체 성분을 열교환시켜 제3 스트림을 더욱 냉각시킬 수 있도록 증발가스 재순환라인(L5)에는 냉각기(25)가 설치된다. 즉, 냉각기(25)에서는 고압 액체 상태의 증발가스를 저압 극저온 기체 상태의 천연가스로 추가 냉각시킨다.

여기에서, 설명의 편의상 냉각기(25)가 증발가스 재순환라인(L5)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 냉각기(25)에서는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림과 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되고 있는 기체 성분 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 냉각기(25)는 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것이기도 하다.

냉각기(25)는 생략될 수 있으며, 냉각기(25)가 생략될 경우 재액화 효율은 다소 낮아질 수 있지만, 냉각기를 설치하는데 소요되는 비용이 절감되고 시스템 운전과 배관이 단순화됨에 따라 운용 효율은 높아질 수 있다.

한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 고압 천연가스 분사 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 압축기(13)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7, L8)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단에서 사용한다. 증발가스 소비수단으로서는 MEGI 엔진에 비해 상대적으로 낮은 압력의 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, DF Generator(DFDG), 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.

이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.

또한 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.

도 2에는 본 발명의 제2 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.

제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, MEGI 엔진이나 DF Generator 등에서 요구하는 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, LNG를 강제로 기화시켜 사용할 수 있도록 구성된다는 점에서 제1 실시예의 증발가스 처리 시스템과 상이하다. 이하에서는 제1 실시예의 증발가스 처리 시스템과의 차이점을 더욱 상세하게 설명한다.

본 발명의 제2 실시예에 따른, 선박의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급되거나, 압축기(13)에서 다단-압축되는 도중에 DF 엔진(DF Generator)에 공급되어 연료로서 사용된다는 점에 있어서는 제1 실시예와 마찬가지이다.

다만, 제2 실시예의 증발가스 처리 시스템은, 고압 천연가스 분사 엔진과 DF 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 저장탱크(11)에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, 저장탱크(11)에 저장된 LNG를 강제기화기(31)에서 기화시켜 압축기(13)에 공급할 수 있도록 강제기화 라인(L11)을 구비한다.

제2 실시예에서와 같이 강제기화 라인(L11)을 구비하면, 저장탱크에 저장되어 있는 LNG의 양이 적어 증발가스의 발생량이 적거나, 각종 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에도 안정적으로 연료를 공급할 수 있게 된다.

도 3에는 본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템이 엔진에 대하여 연료를 공급하기 위한 연료가스 공급 시스템과 함께 사용되는 상태를 도시한 개략 구성도이다.

도 3에는, 도 1에 도시한 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 연료가스 공급 시스템과 결합된 상태가 도시되어 있지만, 제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 연료가스 공급 시스템과 결합되어 사용될 수 있음은 물론이다.

도 3에 도시된 본 발명의 선박용 연료가스 공급 시스템은, 주 엔진으로서 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진을 포함하고 있으며, 부 엔진으로서 DF 엔진(DF Generator; DFDG)을 포함하고 있다. 통상, 주 엔진은 선박의 운항을 위해 추진용으로 사용되고, 부 엔진은 선박 내부에 설치된 각종 장치 및 설비에 전력을 공급하기 위해 발전용으로 사용되지만, 본 발명은 주 엔진과 부 엔진의 용도에 의해 한정되는 것은 아니다. 주 엔진과 부 엔진은 각각 복수개가 설치될 수 있다.

본 발명에 따른 선박용 연료가스 공급 시스템은, 엔진들(즉, 주 엔진인 MEGI 엔진과 부 엔진인 DF 엔진)에 대해 저장탱크(11)에 수용되어 있는 천연가스(즉, 기체 상태의 BOG와 액체 상태의 LNG)를 연료로서 공급할 수 있도록 구성된다.

기체 상태의 BOG를 연료가스로서 공급하기 위해 본 발명의 연료가스 공급 시스템은, 저장탱크(11)에 수용되어 있는 BOG를 주 엔진에 공급하는 증발가스 공급라인으로서의 BOG 주 공급라인(L1)과, 이 BOG 주 공급라인(L1)으로부터 분기하여 BOG를 부 엔진에 공급하는 BOG 부 공급라인(L8)을 포함한다. BOG 주 공급라인(L1)은, 도 1 및 도 2에서의 증발가스 공급라인(L1)과 동일한 구성이나, 도 3을 참조하여 이루어지는 설명에서는 DF 엔진에 대한 증발가스 공급라인(즉, BOG 부 공급라인(L8))과의 구별을 위해 BOG 주 공급라인(L1)이라고 호칭한다.

또, 액체 상태의 LNG를 연료가스로서 공급하기 위해 본 발명의 연료가스 공급 시스템은, 저장탱크(11)에 수용되어 있는 LNG를 주 엔진에 공급하는 LNG 주 공급라인(L23)과, 이 LNG 주 공급라인(L23)으로부터 분기하여 LNG를 부 엔진에 공급하는 LNG 부 공급라인(L24)을 포함한다.

본 발명에 따르면, BOG 주 공급라인(L1)에는 BOG를 압축하기 위한 압축기(13)가 설치되고, LNG 주 공급라인(L23)에는 LNG를 압축하기 위한 고압펌프(43)가 설치된다.

액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 BOG 배출밸브(41)를 통해 배출된 증발가스(NBOG)는, BOG 주 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 150 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진에 공급된다.

저장탱크는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시킨다.

압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 301 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.

압축기(13)에서 압축된 증발가스는 BOG 주 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는데, 고압 천연가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부만을 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있다.

부 엔진인 DF 엔진에 연료가스를 공급하기 위한 부 BOG 공급라인(L8)은 주 BOG 공급라인(L1)으로부터 분기된다. 더욱 상세하게는, 부 BOG 공급라인(L8)은 압축기(13)에서 다단-압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기해 낼 수 있도록 주 BOG 공급라인(L1)으로부터 분기된다. 도 1에는 2단 압축된 BOG를 분기시켜 그 일부를 부 BOG 공급라인(L8)을 통해 부 엔진으로 공급하는 것으로 도시하고 있다.

부 엔진인 DF 엔진(예컨대, DFDG)은 요구 압력이 MEGI 엔진에 비해 낮기 때문에 압축기(13)의 후단에서 고압으로 압축된 상태의 BOG를 분기해 낼 경우에는 BOG의 압력을 다시 낮춘 후 부 엔진에 공급해야 하므로 비효율적일 수 있다.

전술한 바와 같이, LNG가 가열되면 액화온도가 상대적으로 낮은 메탄 성분이 우선적으로 기화되기 때문에, 증발가스의 경우에는 메탄 함유량이 높아 그대로 DF 엔진에 연료로서 공급될 수 있다. 따라서, BOG 주 공급라인 및 BOG 부 공급라인에는 메탄가 조절을 위한 장치가 별도로 설치될 필요가 없다.

한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 주 엔진과 부 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 본 발명의 증발가스 처리 시스템을 통하여 증발가스를 재액화시켜 저장탱크에 복귀시킬 수 있다.

재액화용량을 초과하는 증발가스가 발생하는 경우에는, 압축기(13)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7)을 통하여 분기시켜 BOG 소비수단에서 사용할 수 있다. 증발가스 소비수단으로서는 MEGI 엔진에 비해 상대적으로 낮은 압력의 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, 가스 터빈 등이 사용될 수 있다. 증발가스 분기라인(L7)은, 도 3에 도시된 바와 같이, BOG 부 공급라인(L8)에서 분기되는 것이 바람직하다.

압축기(13)에서 압축된 후 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는 증발가스 중 적어도 일부를 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 처리, 즉 재액화시켜 저장탱크(11)로 복귀시키는 과정은, 도 1 및 도 2를 참조하여 이미 전술한 바와 마찬가지이므로 상세한 설명은 생략한다.

LNG 주 공급라인(L23)에는, 저장탱크(11)의 내부에 설치되어 LNG를 저장탱크(11)의 외부로 배출시키기 위한 배출펌프(12)와, 이 배출펌프(12)에서 1차적으로 압축된 LNG를 MEGI 엔진에서 요구하는 압력까지 2차적으로 압축시키기 위한 고압펌프(43)가 설치되어 있다. 배출펌프(12)는 각 저장탱크(11)마다 내부에 하나씩 설치될 수 있다. 고압펌프(43)는 도 3에는 하나만 도시되어 있으나, 필요에 따라 복수의 고압펌프가 병렬로 연결되어 사용될 수 있다.

전술한 바와 같이, MEGI 엔진에서 요구하는 연료가스의 압력은 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 고압이다.

액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 배출펌프(12)를 통해 배출된 LNG는, LNG 주 공급라인(L23)을 따라 이송되어 고압펌프(43)에 공급된다. 계속해서 LNG는 고압펌프(43)에서 고압으로 압축된 후 기화기(44)에 공급되어 기화된다. 기화된 LNG는 연료로서 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. MEGI 엔진에서 요구하는 압력은 초임계 상태이므로, 고압으로 압축된 LNG는 기체도 아니고 액체도 아닌 상태이다. 따라서, 기화기(44)에서 고압으로 압축된 LNG를 기화시킨다는 표현은, 초임계 상태인 LNG의 온도를 MEGI 엔진에서 요구하는 온도까지 상승시킨다는 의미로 간주되어야 한다.

부 엔진인 DF 엔진에 연료가스를 공급하기 위한 부 LNG 공급라인(L24)은 주 LNG 공급라인(L23)으로부터 분기된다. 더욱 상세하게는, 부 LNG 공급라인(L24)은 고압펌프(43)에서 압축되기 전의 LNG를 분기해 낼 수 있도록 주 LNG 공급라인(L23)으로부터 분기된다.

부 LNG 공급라인(L24)에는 기화기(45), 기액분리기(26), 및 히터(27)가 설치되어, 연료로서 공급되는 LNG의 메탄가 및 온도를 DF 엔진에서 요구하는 값으로 조절할 수 있다.

전술한 바와 같이, LNG의 경우에는, 메탄 함유량이 상대적으로 낮아 DF 엔진에서 요구하는 메탄가보다 낮고, 산지에 따라 LNG를 구성하는 탄화수소 성분(메탄, 에탄, 프로판, 부탄 등)들의 비율이 다르기 때문에, 그대로 기화시켜 연료로서 DF 엔진에 공급하기에 적절하지 않다.

메탄가를 조절하기 위해, LNG는 기화기(45)에서 가열되어 부분적으로만 기화된다. 부분적으로 기화되어 기체 상태(즉, 천연가스)와 액체 상태(즉, LNG)가 혼합된 상태인 연료가스는 기액분리기(46)에 공급되어, 기체와 액체로 분리된다. 발열량이 높은 중탄화수소(HHC) 성분의 기화온도가 상대적으로 높기 때문에, 부분적으로 기화된 연료가스에서 기화되지 않은 남아있는 액체 상태의 LNG에는 중탄화수소 성분의 비율이 상대적으로 높아진다. 따라서, 기액분리기(46)에서 액체 성분을 분리해 냄으로써, 즉 중탄화수소 성분을 분리해 냄으로써, 연료가스의 메탄가는 높아질 수 있다.

LNG에 함유된 탄화수소 성분의 비율과, 엔진에서 요구하는 메탄가 등을 감안하여, 적절한 메탄가를 얻기 위해서 기화기(45)에서의 가열 온도가 조절될 수 있다. 기화기(45)에서의 가열 온도는 대략 섭씨 -80 내지 -120도의 범위 내에서 정해질 수 있다. 기액분리기(46)에서 연료가스로부터 분리된 액체 성분은 액체성분 복귀라인(L5)을 통해 저장탱크(11)에 복귀된다. 증발가스 처리 시스템의 증발가스 복귀라인(L3)과 연료가스 공급 시스템의 액체성분 복귀라인(L25)은 합류된 후 저장탱크(11)까지 연장될 수 있다.

메탄가가 조절된 연료가스는 LNG 부 공급라인(L24)을 통해 히터(47)에 공급되며, 부 엔진에서 요구하는 온도로 더욱 가열된 후 부 엔진에 연료로서 공급된다. 부 엔진이 예를 들어 DFDG인 경우, 요구되는 메탄가는 일반적으로 80 이상이다. 예를 들어, General LNG(통상, 메탄: 89.6%, 질소: 0.6%)의 경우, 중탄화수소 성분을 분리해 내기 전의 메탄가는 71.3이며, 그때의 LHV(lower heating value)는 48,872.8 kJ/kg(1 atm, saturated vapor 기준)이다. 이 General LNG를 7 bara로 가압한 후 섭씨 -120 도까지 가열하여 중탄화수소 성분을 제거하면, 메탄가는 95.5로 높아지며, 그때의 LHV는 49,265.6 kJ/kg 이다.

본 발명에 따르면, 엔진들(주 엔진 및 부 엔진)에 연료가스를 공급하는 경로가 2개로 이루어진다. 즉, 연료가스는 압축기(13)를 통해 압축된 후 엔진에 공급될 수도 있고, 고압펌프(43)를 통해 압축된 후 엔진에 공급될 수도 있다.

특히 LNG 운반선, LNG RV 등과 같은 선박은, LNG를 생산지로부터 소비지로 수송하기 위해 사용되므로, 생산지에서 소비지로 운항할 때에는 저장탱크에 LNG를 가득 적재한 레이든(Laden) 상태로 운항하고, LNG를 하역한 후 다시 생산지로 돌아갈 때에는 저장탱크가 거의 비어있는 밸러스트(Ballast) 상태로 운항한다. 레이든 상태에서는 LNG의 양이 많아 상대적으로 증발가스 발생량도 많고, 밸러스트 상태에서는 LNG의 양이 적어 상대적으로 증발가스 발생량도 적다.

저장탱크의 용량, 외부 온도 등의 조건에 따라 다소 차이가 있으나, 예를 들어, LNG의 저장탱크 용량이 대략 130,000㎥ 내지 350,000㎥ 인 경우에 발생되는 증발가스의 양은, 레이든시 대략 3 내지 4 ton/h 이고, 밸러스트시 대략 0.3 내지 0.4 ton/h 이다. 또한, 엔진들에서 요구하는 연료가스의 양은, MEGI 엔진의 경우에는 대략 1 내지 4 ton/h (평균 약 1.5 ton/h)이고, DF 엔진(DFDG)의 경우에는 대략 0.5 ton/h 이다. 한편, 최근에는 저장탱크의 단열성능이 향상됨에 따라 BOR(Boil Off Rate)이 점차 낮아지고 있는 추세이므로, BOG의 발생량도 감소하는 추세이다.

따라서, 본 발명의 연료가스 공급 시스템과 같이 압축기 라인(즉, 도 3에서의 L1 및 L8)과 고압펌프 라인(즉, 도 3에서의 L23 및 L24)이 함께 갖춰진 경우, 증발가스의 발생량이 많은 레이든 상태에서는 압축기 라인을 통해 엔진들에 연료가스를 공급하고, 증발가스의 발생량이 적은 밸러스트 상태에서는 고압펌프 라인을 통해 엔진들에 연료가스를 공급하는 것이 바람직하다.

일반적으로, MEGI 엔진에서 요구하는 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 고압까지 압축기에 의하여 기체(BOG)를 압축하기 위해 필요한 에너지는 펌프에 의해 액체(LNG)를 압축하기 위해 필요한 에너지보다 상당히 많은 에너지가 요구되고, 고압으로 기체를 압축하기 위한 압축기는 상당히 고가이고 부피 역시 많이 차지하므로, 압축기 라인 없이 고압펌프 라인만을 사용하는 것이 경제적일 것으로 생각될 수 있다. 예를 들어, 다단으로 구성된 한 세트의 압축기를 구동시켜 ME-GI 엔진에 연료를 공급하기 위해서는 2MW의 전력이 소비되는데, 고압펌프를 사용하면 100kW의 전력만이 소비된다. 그러나, 레이든 상태에서 고압펌프 라인만을 사용하여 엔진들에 연료가스를 공급할 경우, 저장탱크에서 지속적으로 발생하는 BOG를 처리하기 위해 BOG를 재액화시키기 위한 재액화 장치가 반드시 필요하며, 이 재액화 장치에서 소모하는 에너지를 함께 고려할 경우, 압축기 라인과 고압펌프 라인을 함께 설치하여 레이든 상태에서는 압축기 라인을 통해 연료가스를 공급하고 밸러스트 상태에서는 고압펌프 라인을 통해 연료가스를 공급하는 것이 유리하다.

한편, 밸러스트 상태와 같이, 저장탱크에서 발생하는 증발가스의 양이 ME-GI 엔진에서 요구하는 연료량에 미치지 못하는 경우, 다단 압축기에서 증발가스를 ME-GI 엔진에서 요구하는 고압까지 압축시키기 않고, 다단 압축되는 도중에 BOG 분기라인(L7)을 통해 증발가스를 분기시켜 DF 엔진에서 연료로서 사용하는 것이 효율적일 수 있다. 즉, 예를 들어 5단 압축기 중 2단째의 압축 실린더만을 거쳐 증발가스를 DF 엔진에 공급한다면, 나머지 3단의 압축 실린더는 공회전된다. 5단 압축기 전체를 구동시켜 증발가스를 압축시킬 경우 요구되는 전력이 2MW인 반면, 2단까지만 사용하고 나머지 3단을 공회전시킬 경우 요구되는 전력은 600kW이고, 고압펌프를 통해 ME-GI 엔진에 연료를 공급할 경우 요구되는 전력은 100kW이다. 그러므로, 밸러스트 상태와 같이 BOG 발생량이 ME-GI 엔진에서의 연료 필요량보다 적은 경우에는 BOG는 DF 엔진 등에서 전량 소비하고 고압펌프를 통해 LNG를 연료로서 공급하는 것이 에너지 효율 측면에서 유리하다.

그러나, 필요에 따라서는, BOG 발생량이 ME-GI 엔진에서의 연료 필요량보다 적은 경우에도 압축기를 통해 BOG를 ME-GI 엔진에 연료로서 공급하면서 부족한 양만큼 LNG를 강제기화시켜 공급할 수도 있다. 한편, 밸러스트 상태에서는 BOG의 발생량이 적으므로, BOG를 발생할 때마다 배출시켜 소비하는 대신, 저장탱크가 일정한 압력에 도달할 때까지 BOG를 배출시키지 않고 모아두었다가 간헐적으로 배출시켜 DF 엔진 혹은 ME-GI 엔진에 연료로서 공급할 수도 있다.

또한, 장비의 수리 및 교체가 용이하지 않은 선박에서는 비상시를 감안하여 중요한 설비를 2개씩 설치할 것이 요구된다(redundancy; 즉, 이원화 설계). 즉, 선박에서는, 주 설비와 동일한 기능을 수행할 수 있는 여분의 설비를 설치하여, 주 설비의 정상동작시에는 여분의 설비를 대기상태로 두고, 주 구성 장비의 고장시 그 기능을 인계받아 수행할 수 있도록 중요한 설비를 중복 설계할 것이 요구된다. 이원화 설계가 요구되는 설비로서는 주로 회전구동되는 설비, 예를 들어 압축기나 펌프 등을 들 수 있다.

이와 같이, 선박에는, 평소에는 사용되지 않으면서 오로지 이원화 요구조건만을 만족시키기 위해 각종 설비가 이중으로 설치될 필요가 있는데, 2개의 압축기 라인을 사용하는 연료가스 공급 시스템은 압축기의 설치에 많은 비용과 공간이 소요되고 사용시에 많은 에너지가 소모되는 문제가 있고, 2개의 고압펌프 라인을 사용하는 연료가스 공급 시스템은 증발가스의 처리(즉, 재액화)에 많은 에너지가 소모되는 문제가 있을 수 있다. 그에 비해 한 개의 압축기 라인과 한 개의 고압펌프 라인을 함께 설치한 본 발명의 연료가스 공급 시스템은 어느 한쪽의 공급라인에 문제가 발생하더라도 다른 쪽 공급라인을 통해 정상적인 운항을 계속할 수 있고, 고가의 압축기를 적게 사용하면서 증발가스의 발생량에 따라 최적의 연료가스 공급 방식을 적절하게 선택하여 운용할 수 있어 최초 건조시 비용은 물론 운용비용도 절감할 수 있게 된다.

도 3에 도시된 바와 같이, 본 발명에 따라 증발가스 처리 시스템과 연료가스 공급 시스템이 결합된 경우, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.

본 발명에 따르면, 저장탱크의 용량이 커져 증발가스의 발생량은 많아지고 엔진의 성능이 개선되어 필요한 연료량은 감소하는 최근의 추세에도 불구하고, 엔진의 연료로서 사용하고 남는 증발가스는 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시킬 수 있기 때문에 증발가스의 낭비를 막을 수 있게 된다.

특히 본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.

도 4에는 본 발명의 제3 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.

도 4에는, 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 DF 엔진(즉, LNG를 연료로 사용하는 추진 시스템, 예를 들어 DFDE 추진 시스템)을 설치한 LNG 운반선에 본 발명의 선박의 증발가스 처리 시스템이 적용된 예가 도시되어 있지만, 본 발명의 증발가스 처리 시스템(즉, 증발가스 부분재액화 시스템)은 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박, 즉 LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, FRPP, BMPP, LNG FRU, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 플랜트에 적용될 수 있다.

본 발명의 제3 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에 공급된다. 압축기(13)는 다단 압축기일 수 있으며, 후술하는 바와 같이, 이 압축기에서 다단 압축되는 도중에 증발가스는 대략 7 bara 정도로 압축된 후 중간 단(즉, 최종 압축단계 이전의 단계)에서 분기되어 연료 공급라인(L2)을 따라 수요처, 즉 LNG를 연료로 사용하는 추진 시스템(예를 들어, DFDE)에 공급될 수 있다. DFDE에 공급되고 남는 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 100 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축될 수 있으며, 그 다음, 후술하는 바와 같이, 증발가스 복귀라인(L3)을 따라 이동하면서 액화되어 저장탱크(11)에 복귀할 수 있다.

저장탱크(11)의 내부에는 필요시 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위해 배출 펌프(12)가 설치된다. 도 4에는 도시하지는 않았지만, 저장탱크(11)에서 배출되는 증발가스의 양이 DFDE에서 필요로 하는 연료의 양보다 적을 경우, 도 2에 도시된 바와 같이 LNG를 배출 펌프(12)에 의해 배출시킨 후 강제로 기화시킴으로써 증발가스를 생성하여 증발가스 공급라인(L1)을 통해 압축기(13)에 공급할 수 있다.

압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 400 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 왕복동식 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.

압축기(13)의 중간 단, 예를 들어 2단 압축된 증발가스는 대략 7 bara 정도까지 압축된 후 분기되어 연료 공급라인(L2)을 통하여 수요처, 예를 들어 DF 엔진(즉, DFDE)에 공급되는데, 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 증발가스 전부를 엔진에 공급할 수도 있고, 증발가스 중 일부만을 엔진에 공급할 수도 있다.

즉, 본 발명의 제3 실시예에 따르면, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)에 공급되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 압축기(13) 내에서 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 DF 엔진(즉, DFDE)에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.

이때, 제2 스트림은 연료 공급라인(L2)을 통해 DFDE에 공급되고, 제3 스트림은 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 압축기(13)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.

압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림의 유량이 제3 스트림의 유량보다 많기 때문에, 압축된 증발가스의 제3 스트림은 압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림으로부터 냉열을 공급받아 냉각(즉 적어도 부분적으로 액화)될 수 있다. 이와 같이 열교환기(21)에서는 저장탱크(11)로부터 배출된 직후의 극저온의 증발가스와 압축기(13)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를 열교환시켜 이 고압 상태의 증발가스를 냉각(액화)시킨다.

열교환기(21)에서 냉각된 증발가스(LBOG)는 팽창수단(22)(예를 들어, J-T 밸브 혹은 팽창기(expander))을 통과하면서 감압되고, 계속해서 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다. 팽창수단(22)을 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압(예컨대 300바에서 3바로 감압)될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되어, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스와 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.

증발가스 재순환라인(L5)에는 또 다른 팽창수단(24)(예를 들어, J-T 밸브 혹은 팽창기(expander), 이하 '제2 팽창수단(24)'이라 함)이 더 설치될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 배출된 기체 성분은 제2 팽창수단(24)을 통과하면서 감압될 수 있다. 이러한 제2 팽창수단(24)은, 기액분리기(23)의 내부압력을 조절하기 위해 사용될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 저장탱크(11)에 복귀하는 액체상태의 천연가스의 압력을 저장탱크의 내부압력보다 미세하게 고압으로 유지할 수 있게 된다. 그와 함께, 제2 팽창수단(24)은, 증발가스 재순환라인(L5)에 있어서 제2 팽창수단(24) 하류측의 압력을 조절함으로써, 기체상태의 천연가스가 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되는 증발가스에 원활하게 합류될 수 있도록 할 수 있다.

또한 열교환기(21)에서 액화된 후 기액분리기(23)로 공급되는 증발가스의 제3 스트림과 기액분리기(23)에서 분리되어 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되는 기체 성분을 열교환시켜 제3 스트림을 더욱 냉각시킬 수 있도록 증발가스 재순환라인(L5)에는 냉각기(25)가 설치된다. 즉, 냉각기(25)에서는 고압 액체 상태의 증발가스를 저압 극저온 기체 상태의 천연가스로 추가 냉각시킨다.

한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 DF 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우(예를 들어, 엔진 정지시나 저속 운항시 등)에는, 압축기(13)에서 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단에서 사용한다. 증발가스 소비수단으로서는 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.

이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.

또한 본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.

도 5에는 본 발명의 제4 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.

제4 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템은, 제3 실시예의 선박의 증발가스 처리 시스템과 비교해서, 냉각기(25)를 설치하지 않았다는 점에 있어서만 차이가 있으므로, 제1 실시예와 동일한 구성요소에는 동일한 부재번호를 부여하고 상세한 설명은 생략한다. 냉각기(25)를 설치하지 않을 경우 전체 시스템의 효율이 약간 저하될 수는 있지만, 배관의 배치와 시스템의 운용이 용이하고 냉각기의 초기 설치비 및 유지보수비가 절감되는 이점이 있다.

한편, 도시하지는 않았지만, DF 엔진(DFDE)에서 요구하는 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, LNG를 강제로 기화시켜 사용할 수 있도록 시스템을 구성할 수 있다. 이를 위해, 저장탱크(11)에 저장된 LNG를 배출 펌프(12)에 의해 배출시킨 후 강제기화기(도시생략)에서 기화시켜 압축기(13)에 공급할 수 있도록 강제기화 라인(도시생략)을 구성한다. 이와 같이 강제기화 라인을 설치하면, 저장탱크에 저장되어 있는 LNG의 양이 적어 증발가스의 발생량이 적거나, 각종 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에도 안정적으로 연료를 공급할 수 있게 된다.

또한, 도 1 내지 도 5에는 압축기(13)가 5단 압축을 수행하는 것으로 도시하고 있지만, 이는 예시일 뿐이다. 압축기로서는 예를 들어 부카르트(Burckhardt) 사의 압축기를 사용할 수 있다. 부카르트 사의 압축기는 총 5개의 실린더를 포함하며, 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 것으로 알려져 있다. 따라서, 부카르트 사의 압축기를 BOG를 압축시키는 압축기(13)로 사용할 경우, 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있으나 3단 이하에서 분기시킬 때는 오일 필터를 사용할 필요가 없다는 점에서 유리할 수 있다.

제3 및 제4 실시예에서는, 압축기에서 다단압축되는 도중의 중간 단에서 분기된 증발가스를 공급받는 수요처는 천연가스를 연료로 사용하는 추진 시스템인 것으로 설명하고 있으며, 이 추진 시스템의 일례로서 DFDE를 들고 있다. 하지만, 본 발명은 DFDE 이외의, 천연가스(LNG)를 연료로 사용하는 또 다른 추진 시스템에 적용될 수 있음은 물론이다.

도 6에는 본 발명의 제5 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.

도 6에는, 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 DF 엔진(즉, LNG를 단독으로 혹은 오일과 함께 연료로 사용하는 추진 시스템, 예를 들어 DFDG에서 발생된 전기를 이용하여 모터를 통해 추진하는 DFDE 추진 시스템)을 설치한 LNG 운반선에 본 발명의 선박의 증발가스 처리 시스템이 적용된 예가 도시되어 있지만, 본 발명의 증발가스 처리 시스템(즉, 증발가스 부분재액화 시스템)은 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박, 즉 LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, FRPP, BMPP, LNG FRU, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 플랜트에 적용될 수 있다.

또, 본 실시예에서는, 압축기에서 압축된 증발가스를 공급받는 수요처는 천연가스를 연료로 사용하는 추진 시스템인 것으로 설명하고 있으며, 이 추진 시스템의 일례로서 DFDE(예를 들어 Wartsila 사의 4-stroke 엔진(DFDE) 등)를 들고 있다. 하지만, 본 발명은 DFDE 이외의, 천연가스(LNG)를 단독으로 혹은 오일을 함께 혼합하여 연료로 사용하는 또 다른 추진 시스템(예를 들어 Wartsila 사의 2-stroke 엔진(W5X72) 등)에 적용될 수 있음은 물론이다. 이어지는 설명에서, 대략 5 내지 20 bar 정도의 압력으로 압축된 천연가스를 단독으로 혹은 오일과 혼합하여 연료로서 사용할 수 있는 엔진(이종 연료 엔진)을 '중압 가스 엔진(중압 이종 연료 엔진)'이라고 한다. 본 명세서에서 "중압"이란, 엔진에 공급되는 연료로서의 증발가스가 압축되는 압력인 5 ∼ 20 bar 정도의 압력을 의미하는 것으로 간주되어야 할 것이다.

본 발명의 제5 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에 공급된다. 압축기(13)는 다단 압축기일 수 있으며, 후술하는 바와 같이, 이 압축기에서 증발가스는 대략 5 내지 20 bar, 바람직하게는 6 내지 12 bar, 더욱 바람직하게는 6 내지 7 bar 정도로 압축된 후 연료 공급라인(L2)을 따라 수요처, 즉 LNG를 연료로 사용하는 추진 시스템, 예를 들어, DFDE(3)(중압 가스 엔진)에 공급될 수 있다. 압축기(13)는 원심식 다단 압축기일 수 있으며, 도 6에서는 4단인 것으로 도시되어 있지만 3단 이하나 5단 이상으로 구성될 수도 있다. 압축기(13)는 이원화 설계(redundancy) 요구조건을 만족하기 위해 한 쌍이 병렬로 설치된다.

저장탱크에서 발생된 증발가스를 모두 DFDE(3)에서 소비하지 못할 경우, DFDE(3)에 공급되지 않은 증발가스는 부스터 압축기(13a)에 의해 대략 80 내지 250 bar, 바람직하게는 100 내지 200 bar, 더욱 바람직하게는 120 내지 160 bar 정도의 압력으로 압축될 수 있으며, 그 다음, 후술하는 바와 같이, 증발가스 복귀라인(L3)을 따라 이동하면서 액화되어 저장탱크(11)에 복귀할 수 있다. 부스터 압축기(13a)는 왕복동식 다단 압축기일 수 있으며, 도 6에서는 3단인 것으로 도시되어 있지만 2단 이하나 4단 이상으로 구성될 수도 있다.

본 실시예에 따르면, 증발가스를 대략 80 내지 250 bar의 고압으로 압축한 후 열교환기(21)에서 열교환하여 냉각 및 액화시킨다. 압축된 증발가스를 저장탱크에서 배출된 극저온의 증발가스와 열교환하여 냉각 및 액화시키기 위해서는 증발가스를 고압으로 압축할 필요가 있다. 본 명세서에서 "고압"이란, 질소 등의 냉매 사이클을 이용하는 별도의 재액화 장치 없이 압축된 증발가스가 저장탱크에서 배출된 증발가스와 열교환되어 액화될 수 있을 정도의 압력인 80 ∼ 250 bar 정도의 압력을 의미하는 것으로 간주되어야 할 것이다. 압축된 증발가스의 압력이 80 bar 보다 낮으면, 냉매 사이클을 갖는 별도의 재액화 장치 없이, 저장탱크에서 배출된 증발가스와의 열교환만으로는 압축된 증발가스를 액화시키기 어렵다.

저장탱크(11)의 내부에는 필요시 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위해 배출 펌프(12)가 설치된다. 배출 펌프(12)는 도 6에 도시된 바와 같이 저장탱크(11)의 내부에 설치되거나, 저장탱크(11)의 외부에 설치될 수 있다.

저장탱크(11)에서 배출되는 증발가스의 양이 DFDE에서 필요로 하는 연료의 양보다 적을 경우, LNG를 배출 펌프(12)에 의해 배출시킨 후 강제기화기(31)에서 기화시켜 압축기(13)에 공급할 수 있도록 강제기화 라인(L11)을 구비한다.

강제기화기(31)가 설치되어 있는 강제기화 라인(L11)을 구비하면, 밸러스트 조건에서 저장탱크에 저장되어 있는 LNG의 양이 적어 증발가스의 발생량이 적거나, 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에도 안정적으로 연료를 공급할 수 있게 된다.

강제로 기화된 증발가스는 증발가스 공급라인(L1)을 통해 압축기(13)에 공급될 수 있다.

증발가스 공급라인(L1)에는 증발가스에 포함될 수도 있는 미세한 액적을 제거하기 위해 미스트 세퍼레이터(17)가 설치될 수 있다.

압축기(13)는, 하나 이상의 원심식 압축장치(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(도시생략)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 6 내지 12 bar, 바람직하게는 6 내지 7 bar 까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 6에서는 4개의 원심식 압축장치(14)를 포함하는 원심식 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축장치와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축장치가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.

부스터 압축기(13a)는, 하나 이상의 왕복동식 압축장치(14a)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(도시생략)를 포함할 수 있다. 부스터 압축기(13a)에서의 압축된 증발가스의 압력이 높을수록 재액화 효율을 증가하지만, 증발가스를 압축시키기 위해서는 에너지가 많이 소모되고 압축용량이 크게 요구되므로, 부스터 압축기(13a)는 증발가스를 약 80 내지 250 bar, 바람직하게는 100 내지 200 bar, 더욱 바람직하게는 120 내지 160 bar 까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 6에서는 3개의 왕복동식 압축장치(14a)를 포함하는 왕복동식 다단 압축의 압축기(13a)가 예시되어 있지만, 압축장치와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 부스터 압축기 내에 복수개의 압축장치가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.

부스터 압축기(13a)도 압축기(13)와 마찬가지로 이원화설계를 위해 한 쌍이 병렬로 설치될 수 있다.

도 6에 도시된 바와 같이 압축기(13)와 부스터 압축기(13a)를 일렬로 배치하는 대신에, DFDE(3)만을 위한 압축기와 재액화를 위한 압축기를 각각 별개로 라인에 배치할 수도 있지만, 선박 엔진에 연료를 공급하기 위한 압축기(13)와 재액화를 위한 부스터 압축기(13a)가 일렬로 배치되는 것이 이미 압축기(13)에서 1차적으로 압축(대략 6 내지 7바)된 증발가스를 활용할 수 있어 유리하다. 또는, 도 1 내지 도 5에 도시된 바와 같이 하나의 다단 압축기를 설치하고 다단 압축되는 도중에 증발가스를 분기시킬 수도 있다.

압축기(13)에서 압축된 증발가스는 예컨대 대략 7 bara 정도까지 압축된 후 연료 공급라인(L2)을 통하여 수요처, 예를 들어 DF 엔진(즉, DFDE(3))에 공급되는데, 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 증발가스 전부를 엔진에 공급할 수도 있고, 증발가스 중 일부만을 엔진에 공급할 수도 있다.

즉, 본 발명의 제5 실시예에 따르면, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)에 공급되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 압축기(13)의 하류측에서 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 DF 엔진(즉, DFDE(3))에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.

이때, 제2 스트림은 연료 공급라인(L2)을 통해 DFDE(3)에 공급되고, 제3 스트림은 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(예컨대 DCHE)(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 압축기(13)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.

재액화할 증발가스가 없는 경우, 즉 제1 스트림의 유량과 제2 스트림의 유량이 동일한 경우에는, 저장탱크(11)에서 배출된 증발가스가 열교환기(21)를 거치지 않고 우회하여 직접 압축기(13)에 공급될 수 있도록 우회라인(L12)이 설치될 수 있다.

추진속도(즉, DFDE(3)의 부하) 또는 증발가스의 발생량 등에 따라 차이가 있지만, 통상적으로 저장탱크에서 발생한 증발가스의 대략 30 내지 70% 정도가 선박 엔진의 연료로 사용되고, 나머지는 재액화될 수 있다.

열교환기(21)에서 냉각된 증발가스(LBOG)는 팽창수단(22)(예를 들어, J-T 밸브 혹은 팽창기(expander), 이하 '제1 팽창수단(22)'이라 함)을 통과하면서 감압되고, 계속해서 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다. 제1 팽창수단(22)을 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압(예컨대 300바에서 3바로 감압)될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되어, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스와 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.

또한 열교환기(21)에서 액화된 후 기액분리기(23)로 공급되는 증발가스의 제3 스트림과 기액분리기(23)에서 분리되어 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되는 기체 성분을 열교환시켜 제3 스트림을 더욱 냉각시킬 수 있도록 증발가스 재순환라인(L5)에는 냉각기(도시생략)가 설치될 수 있다. 냉각기에서는 고압 액체 상태의 증발가스를 저압 극저온 기체 상태의 천연가스로 추가 냉각시킬 수 있다.

한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 DF 엔진(즉, DFDE(3))에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우(예를 들어, 엔진 정지시나 저속 운항시 등)에는, 압축기(13)에서 압축된 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단(5)에서 사용한다. 증발가스 소비수단으로서는 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 통합형 IGG/GCU 시스템, GCU, 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.

통합형 IGG/GCU 시스템은 불활성 가스 발생기(Inert Gas Generator; IGG)와 가스 연소 유닛(Gas Combustion Unit; GCU)이 통합된 장치이다.

이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제5 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.

또한 본 발명의 제5 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.

본 실시예에 따르면, 저장탱크의 용량이 커져 증발가스의 발생량은 많아지고 엔진의 성능이 개선되어 필요한 연료량은 감소하는 최근의 추세에도 불구하고, 엔진의 연료로서 사용하고 남는 증발가스는 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시킬 수 있기 때문에 증발가스의 낭비를 막을 수 있게 된다.

LNG 운반선, LNG RV 등과 같은 선박은, LNG를 생산지로부터 소비지로 수송하기 위해 사용되므로, 생산지에서 소비지로 운항할 때에는 저장탱크에 LNG를 가득 적재한 레이든(Laden) 상태로 운항하고, LNG를 하역한 후 다시 생산지로 돌아갈 때에는 저장탱크가 거의 비어있는 밸러스트(Ballast) 상태로 운항한다. 레이든 상태에서는 LNG의 양이 많아 상대적으로 증발가스 발생량도 많고, 밸러스트 상태에서는 LNG의 양이 적어 상대적으로 증발가스 발생량도 적다.

저장탱크의 용량, 외부 온도 등의 조건에 따라 다소 차이가 있으나, 예를 들어, LNG의 저장탱크 용량이 대략 130,000 내지 350,000 인 경우에 발생되는 증발가스의 양은, 레이든시 대략 3 내지 4 ton/h 이고, 밸러스트시 대략 0.3 내지 0.4 ton/h 이다. 또한, 선박의 메인 엔진(추진 시스템)에서 요구하는 연료가스의 양은, 대략 1 내지 4 ton/h (평균 약 1.5 ton/h) 정도일 수 있다. 한편, 최근에는 저장탱크의 단열성능이 향상됨에 따라 BOR(Boil Off Rate)이 점차 낮아지고 있는 추세이므로, BOG의 발생량도 감소하는 추세이다.

증발가스의 발생량이 많은 레이든 상태에서는 압축기(13)를 통해 압축된 증발가스 중 선박 엔진(즉, DFDE(3))에 일부의 증발가스를 공급하는 동시에 선박 엔진에 공급되지 않은 나머지 증발가스를 부스터 압축기(13a)를 통해 더 압축한 후 열교환기(21)에 공급하여 재액화시킬 수 있다.

또, 증발가스의 발생량이 적은 밸러스트 상태에서는 선박 엔진에서 요구하는 연료량에 맞춰 저장탱크(11) 내의 LNG를 배출 펌프(12) 및 강제기화기(31)를 통해 압축기(13)에 공급하여 압축한 후 DFDE(3)에 공급할 수 있다.

이와 같이 증발가스 발생량이 엔진에서의 연료 필요량보다 적은 밸러스트 상태에서, 증발가스는 DFDE(3)를 통해 모두 처리하도록 시스템을 운용할 수 있다.

한편, 밸러스트 상태에서는 BOG의 발생량이 적으므로, BOG를 발생할 때마다 배출시켜 소비하는 대신, 저장탱크가 일정한 압력에 도달할 때까지 BOG를 배출시키지 않고 모아두었다가 간헐적으로 배출시켜 DFDE에 연료로서 공급할 수도 있다.

또한, 본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 새롭게 설계되는 선박에만 적용될 수 있는 것이 아니라, 이미 건조가 완료된 선박에 대해서도 적용될 수 있다. 예를 들어, LNG 저장탱크로부터 압축기를 거쳐 DFDE에 증발가스를 공급하고 있는 라인이 이미 설치되어 있는 선박이라면, 도 6을 참조하여 전술한 바와 같은 부스터 압축기(13a), 증발가스 복귀라인(L3), 열교환기(21), 제1 팽창수단(22), 기액분리기(23), 증발가스 재순환라인(L5), 제2 팽창수단(24) 등의 구성(즉 증발가스 부분재액화 시스템)을 추가하여 개조함으로써 본 실시예를 적용할 수 있다.

본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.

3: DFDE 5: 증발가스 소비수단
11: 저장탱크 12: 배출펌프
13: 압축기 13a: 부스터 압축기
14, 14a: 압축장치 21: 열교환기
22, 24: 팽창수단 23: 기액분리기
31: 강제기화기 L1: 증발가스 공급라인
L3: 증발가스 복귀라인 L5: 증발가스 재순환라인
L7: 증발가스 분기라인 L11: 강제기화 라인
L12: 우회라인

Claims

액화가스를 저장하고 있는 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 처리하는 선박의 증발가스 처리 시스템으로서,
상기 저장탱크로부터 배출된 증발가스를 공급받아 압축하는 압축수단과;
상기 압축수단에서 압축된 증발가스 중 적어도 일부의 증발가스를 연료로서 공급받는 중압 가스 엔진과;
상기 중압 가스 엔진에 연료로서 공급되지 않은 나머지 증발가스를 상기 저장탱크에서 배출된 후 압축되기 전의 증발가스와 열교환하는 열교환수단과;
상기 열교환수단에서 냉각된 상기 나머지 증발가스의 압력을 감소시키는 팽창수단;
을 포함하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 압축수단은, 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 상기 중압 가스 엔진에서 요구하는 압력까지 압축하는 압축기와, 상기 중압 가스 엔진에 공급되지 않은 상기 나머지 증발가스를 더 압축하는 부스터 압축기를 포함하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 2에 있어서,
상기 압축기는 원심식 다단 압축기인, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 2에 있어서,
상기 압축기는 증발가스를 5 내지 20바로 압축하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 2에 있어서,
상기 부스터 압축기는 왕복동식 다단 압축기인, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 2에 있어서,
상기 부스터 압축기는 증발가스를 80 내지 250바로 압축하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 중압 가스 엔진에 공급되는 증발가스의 양은, 상기 중압 가스 엔진의 부하에 따라 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스의 30 내지 70%의 범위 내에서 정해지는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 팽창수단을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 기체 성분은, 상기 저장탱크에서 배출된 후 상기 열교환수단에 공급되는 증발가스에 합류하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 팽창수단을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 기체 성분은, 또 다른 팽창수단을 통과하여 더 감압된 후 상기 열교환수단에 공급되는 증발가스에 합류하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 팽창수단을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 액체 성분은 상기 저장탱크에 복귀하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 저장탱크에 저장된 액화가스를 강제로 기화시켜 상기 압축수단에 공급하기 위한 강제기화기를 더 포함하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 1에 있어서,
상기 압축수단에서 압축된 증발가스를 공급받아 사용하는 증발가스 소비수단을 더 포함하는, 선박의 증발가스 처리 시스템.
청구항 12에 있어서,
상기 증발가스 소비수단은, 통합형 IGG/GCU 시스템, GCU, 및 가스 터빈 중 하나 이상인, 선박의 증발가스 처리 시스템.
액화가스를 저장하고 있는 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 처리하는 선박의 증발가스 처리 방법으로서,
상기 저장탱크로부터 배출된 증발가스를 공급받아 압축하는 압축단계와;
상기 압축단계에서 압축된 증발가스 중 적어도 일부의 증발가스를 중압 가스 엔진에 연료로서 공급하는 공급단계와;
상기 중압 가스 엔진에 연료로서 공급되지 않은 나머지 증발가스를 상기 저장탱크에서 배출된 후 압축되기 전의 증발가스와 열교환하는 열교환단계와;
상기 열교환단계에서 냉각된 상기 나머지 증발가스의 압력을 감소시키는 팽창단계;
를 포함하는, 선박의 증발가스 처리 방법.
청구항 14에 있어서,
상기 팽창단계에서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 기체 성분은, 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스에 합류하는, 선박의 증발가스 처리 방법.
청구항 14에 있어서,
상기 팽창단계에서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 나머지 증발가스 중 액체 성분은, 상기 저장탱크에 복귀하는, 선박의 증발가스 처리 방법.
청구항 14에 있어서,
상기 열교환단계는, 열교환 이전에 상기 압축단계에서 압축된 증발가스를 더 압축하는 추가압축단계를 포함하는, 선박의 증발가스 처리 방법.
청구항 14에 있어서,
증발가스의 발생량이 상대적으로 적은 밸러스트 상태에서는 상기 중압 가스 엔진에서 요구하는 연료량에 따라 상기 저장탱크에 저장된 액화가스를 강제로 기화시켜 상기 압축단계로 공급하는 강제기화 단계를 더 포함하는, 선박의 증발가스 처리 방법.
청구항 14에 있어서,
증발가스의 발생량이 상대적으로 많은 레이든 상태에서는 상기 압축단계에서 압축된 증발가스 중 일부의 증발가스를 상기 중압 가스 엔진에 공급하는 동시에, 상기 중압 가스 엔진에 공급되지 않은 나머지 증발가스를 더 압축한 후 상기 열교환단계에 공급하는 추가압축단계를 포함하는, 선박의 증발가스 처리 방법.
액화가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장된 액화가스를 연료로서 사용하는 중압 가스 엔진을 포함하는 선박으로서,
청구항 1에 기재된 증발가스 처리 시스템을 가지며,
상기 증발가스 처리 시스템에 포함되어 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 연료로 공급받는 중압 가스 엔진을 통해, 전기를 발생시킨 후 모터를 이용하여 추진하는, 선박.