KR20150050113A - System And Method For BOG Management - Google Patents

System And Method For BOG Management Download PDF

Info

Publication number
KR20150050113A
KR20150050113A KR1020130131545A KR20130131545A KR20150050113A KR 20150050113 A KR20150050113 A KR 20150050113A KR 1020130131545 A KR1020130131545 A KR 1020130131545A KR 20130131545 A KR20130131545 A KR 20130131545A KR 20150050113 A KR20150050113 A KR 20150050113A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
gas
lng
storage tank
line
compressed
Prior art date
Application number
KR1020130131545A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR101707500B1 (en
Inventor
김남수
Original Assignee
대우조선해양 주식회사
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 대우조선해양 주식회사 filed Critical 대우조선해양 주식회사
Priority to KR1020130131545A priority Critical patent/KR101707500B1/en
Publication of KR20150050113A publication Critical patent/KR20150050113A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR101707500B1 publication Critical patent/KR101707500B1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels

Abstract

Disclosed are a system and a method for treating evaporation gas. The system for treating evaporation gas treats evaporation gas generated in a LNG storage tank of a ship or an offshore structure, and comprises: a fuel supply line supplying evaporation gas generated in the LNG storage tank to a market; a compressor arranged in a fuel supply line, and compressing evaporation gas; and a returning line diverging from the fuel supply line at a rear end of the compressor, additionally compressing and liquefying compressed evaporation gas, and returning the same to the LNG storage tank.

Description

증발가스 처리 시스템 및 방법{System And Method For BOG Management}[0001] SYSTEM AND METHOD FOR PROVIDING VAPOR GAS [0002]

본 발명은 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하여 연료공급 라인을 통해 소비처로 공급하면서, 압축기 후단에서 압축된 증발가스를 분기하여 추가 압축한 후 증발가스와의 열교환으로 재액화시키는 증발가스 처리 시스템에 관한 것이다. The present invention relates to an evaporative gas processing system and method, and more particularly, to a system and method for processing an evaporative gas, and more particularly, to an evaporative gas processing system and method that compresses evaporative gas generated in an LNG storage tank and supplies the compressed evaporative gas to a consuming place via a fuel supply line, And then re-liquefies by heat exchange with the evaporation gas.

액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 "LNG"라 함)는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 약 -162℃로 냉각해서 액화시킴으로써 얻을 수 있는 무색투명한 액체로서, 천연가스와 비교해 약 1/600 정도의 부피를 갖는다. 따라서, 천연가스 이송 시 LNG로 액화시켜 이송할 경우 매우 효율적으로 이송할 수 있으며, 일 예로 LNG를 해상으로 수송(운반)할 수 있는 LNG 운반선이 사용되고 있다. Liquefied natural gas (hereinafter referred to as "LNG") is a colorless transparent liquid obtained by cooling methane-based natural gas to about -162 ° C. and liquefying it. / 600. ≪ / RTI > Therefore, it is very efficient to transport liquefied LNG when transporting natural gas. For example, an LNG carrier that can transport (transport) LNG is used.

천연가스의 액화온도는 상압에서 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압 -163℃ 보다 약간만 높아도 쉽게 증발된다. LNG 운반선의 LNG 저장탱크의 경우 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG 저장탱크에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의한 LNG 수송과정에서 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 자연 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(Boil-Off Gas, BOG)가 발생한다.Since the liquefaction temperature of natural gas is -163 ℃ at normal pressure, LNG easily evaporates even if the temperature is slightly higher than -163 ℃. LNG storage tanks of LNG carriers are heat-treated, but since external heat is continuously transferred to LNG storage tanks, LNG is constantly spontaneously vaporized in LNG storage tanks during LNG transportation by LNG carrier, Boil-off gas (BOG) is generated in the storage tank.

BOG는 일종의 LNG 손실로서 LNG의 수송효율에 있어서 중요한 문제이며, LNG 저장탱크 내에 증발가스가 축적되면 LNG 저장탱크 내의 압력이 과도하게 상승하여 탱크가 파손될 위험이 있으므로, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 BOG를 처리하기 위한 다양한 방법이 연구되고 있다.BOG is a kind of LNG loss, which is an important problem in the transport efficiency of LNG. When the evaporation gas accumulates in the LNG storage tank, the pressure in the LNG storage tank is excessively increased, Have been studied.

최근에는 BOG의 처리를 위해, BOG를 재액화하여 저장탱크로 복귀시키는 방법, BOG를 선박의 엔진의 에너지원으로 사용하는 방법 등이 사용되고 있다. 그리고 잉여의 BOG에 대해서는 가스연소유닛(gas combustion unit, GCU)에서 연소시키는 방법을 사용하고 있다.Recently, for the treatment of BOG, BOG is re-liquefied and returned to the storage tank, and BOG is used as energy source of engine of ship. And, for surplus BOG, the gas combustion unit (GCU) uses a method of burning.

도 1에는 이와 같이 저장탱크(T)에서 발생한 BOG를 압축(10)하여 엔진이나, GCU와 같은 소비처(C)로 공급하는 증발가스 처리 방법을 개략적으로 도시하였다. BOG 소비처의 필요에 따라 압축된 BOG의 냉각을 위한 쿨러나 가열을 위한 히터 등의 장치(20)가 추가로 마련될 수 있다.FIG. 1 schematically shows a method of treating the evaporated gas in which the BOG generated in the storage tank T is compressed (10) and supplied to a consumption point (C) such as an engine or a GCU. A device 20 such as a cooler for cooling the compressed BOG or a heater for heating may be additionally provided according to the needs of the BOG consuming place.

가스연소유닛은 BOG를 달리 활용할 데가 없는 경우 저장탱크의 압력 조절을 위하여 불가피하게 잉여의 BOG를 연소하는 것으로서, BOG가 가지고 있는 화학 에너지가 연소에 의해 낭비되는 결과를 초래한다는 문제가 있다.The gas combustion unit burns surplus BOG inevitably for regulating the pressure of the storage tank when the BOG can not be utilized otherwise, resulting in a problem that the chemical energy possessed by the BOG is wasted by combustion.

LNG 운반선의 추진 시스템에서 메인 추진 장치로서 이중 연료 연소(Dual Fuel, DF) 엔진을 적용하는 경우, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 증발가스를 DF 엔진의 연료로서 사용하여 증발가스를 처리할 수 있는데, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 증발가스의 양이 DF 엔진에서 선박의 추진에 사용되는 연료의 양을 초과하는 경우에, LNG 저장탱크를 보호하기 위해 증발가스를 가스 연소기로 보내어서 소각시키기도 한다.When a dual fuel (DF) engine is applied as the main propulsion unit in the propulsion system of the LNG carriers, the evaporative gas generated in the LNG storage tank can be used as the fuel of the DF engine to process the evaporative gas, If the amount of evaporative gas generated in the LNG storage tank exceeds the amount of fuel used in the propulsion of the ship in the DF engine, the evaporation gas may be sent to a gas burner to incinerate it to protect the LNG storage tank.

출원번호 제10-2010-0116987호Application No. 10-2010-0116987

본 발명은 GCU에서 연소로 낭비되는 BOG의 양을 줄이고, LNG나 BOG의 냉열을 이용하여 BOG를 재액화할 수 있는 시스템을 제공하고자 한다. The present invention provides a system that can reduce the amount of BOG wasted by combustion in GCU and re-liquefy BOG using LNG or BOG cold heat.

본 발명의 일 측면에 따르면, 선박 또는 해양구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 처리 시스템에 있어서,According to an aspect of the present invention, there is provided an evaporative gas processing system for generating an LNG storage tank of a ship or an offshore structure,

상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 소비처로 공급하는 연료공급 라인; A fuel supply line for supplying evaporation gas generated in the LNG storage tank to a consuming place;

상기 연료공급 라인에 마련되어 상기 증발가스를 압축하는 압축기; 및A compressor provided in the fuel supply line to compress the evaporation gas; And

상기 압축기 후단에서 상기 연료공급 라인으로부터 분기되어 압축된 상기 증발가스를 추가 압축하고 재액화시켜 상기 LNG 저장탱크로 복귀시키는 복귀 라인을 포함하는 증발가스 처리 시스템이 제공된다.And a return line for returning to the LNG storage tank by further compressing and re-liquefying the compressed and evaporated gas branched from the fuel supply line at the downstream end of the compressor.

바람직하게는, 상기 복귀 라인에 마련되며 압축된 상기 증발가스를 상기 연료공급 라인의 압축기 전단을 지나는 증발가스와 열교환으로 재액화시키는 재액화부와, 상기 복귀 라인에서 상기 재액화부의 전단에 마련되어 압축된 상기 증발가스를 상기 재액화부에서의 재액화를 위해 필요한 압력까지 추가 압축하는 부스팅 펌프를 더 포함할 수 있다. Preferably, the re-injection unit is provided in the return line and re-liquefies the compressed evaporation gas by heat exchange with the evaporation gas passing through the front end of the compressor of the fuel supply line. In the re-injection unit, And a booster pump for further compressing the evaporation gas to a pressure necessary for re-liquefaction in the re-cure unit.

바람직하게는, 상기 LNG 저장탱크로부터 LNG가 재기화되어 상기 연료공급 라인의 상기 압축기 전단으로 공급되는 LNG 재기화 라인과, 상기 LNG 재기화 라인에 마련되는 믹싱(mixing) 유닛과, 상기 복귀 라인의 상기 부스팅 펌프 전단에서 분기되어 상기 믹싱 유닛을 거쳐 상기 복귀 라인으로 합류하는 믹싱 라인을 더 포함하여, 상기 LNG 재기화 라인으로 도입된 LNG는 상기 믹싱 유닛에서 상기 믹싱 라인으로 도입된 압축된 증발가스와의 열교환으로 재기화될 수 있다. Preferably, the LNG regeneration line from which the LNG is regenerated from the LNG storage tank and fed to the front of the compressor in the fuel supply line, a mixing unit provided in the LNG regeneration line, Further comprising a mixing line branching at the front end of the boosting pump and joining to the return line via the mixing unit, wherein the LNG introduced into the LNG regasification line is fed to the mixing line Lt; RTI ID = 0.0 > heat exchange < / RTI >

바람직하게는, 상기 복귀 라인에서 믹싱 라인이 분기되는 지점에는 바이패스 밸브가 마련될 수 있다.Preferably, a bypass valve may be provided at a point where the mixing line at the return line branches.

바람직하게는 상기 재액화부는, 압축된 상기 증발가스와 상기 연료공급 라인의 압축기 전단을 지나는 증발가스가 열교환되는 열교환기와, 열교환기에서 열교환된 압축된 상기 증발가스를 단열팽창으로 냉각시키는 줄-톰슨 밸브를 포함할 수 있다.Preferably, the re-liquefier comprises a heat exchanger in which the compressed evaporated gas and the evaporation gas passing through the front end of the compressor of the fuel supply line are heat-exchanged, and a condenser which cools the compressed evaporated gas heat- Valve.

바람직하게는, 상기 소비처는 상기 선박 또는 해양구조물의 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 엔진을 포함할 수 있다.
Advantageously, said consumer may comprise a DFDE (Dual Fuel Diesel Electric) engine of said ship or offshore structure.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 선박 또는 해양구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 처리 방법에 있어서, According to another aspect of the present invention, there is provided a method of treating an evaporative gas generated in an LNG storage tank of a ship or an offshore structure,

a) 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하여 소비처로 공급하는 단계;a) compressing and supplying the evaporative gas generated in the LNG storage tank to a consumer;

b) 압축된 상기 증발가스를 분기하여 추가 압축하는 단계; 및b) branching and further compressing said compressed evaporated gas; And

c) 추가 압축된 상기 증발가스를 상기 LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스와 열교환으로 냉각하여 재액화하는 단계를 포함하는 증발가스 처리 방법이 제공된다.c) cooling the further compressed evaporated gas by heat exchange with the evaporated gas generated in the LNG storage tank, and re-liquefying the evaporated gas.

바람직하게는 증발가스 처리 방법은, b-1) 압축된 상기 증발가스를 추가 압축하기에 앞서, 상기 LNG 저장탱크에서 공급된 LNG와 열교환으로 냉각시키는 단계를 더 포함할 수 있다.Preferably, the evaporative gas treatment method further comprises the step of cooling the compressed evaporated gas by heat exchange with the LNG supplied in the LNG storage tank prior to further compressing the compressed evaporated gas.

본 발명의 증발가스 처리 방법은 증발가스를 압축하여 소비처로 공급하면서 압축된 증발가스 중 일부를 분기하여 추가 압축한 후 탱크에서 배출되는 증발가스와의 열교환으로 재액화시킨다. 또한 재액화 성능을 높이기 위해, 압축된 증발가스를 추가 압축에 앞서 LNG와 열교환을 통해 냉각시킨다. The evaporative gas treatment method of the present invention compresses the evaporation gas and supplies it to the consumer, while branching a part of the compressed evaporative gas to further compress it, and then re-liquefies by heat exchange with the evaporative gas discharged from the tank. Also, to increase the liquefaction performance, the compressed evaporated gas is cooled through heat exchange with the LNG prior to further compression.

이와 같이 본 발명은 별도의 냉각용 냉매 없이 LNG 및 증발가스의 냉열을 이용하여 효과적으로 증발가스를 재액화시킬 수 있어, GCU 등에서 연소하여 처리되는 증발가스 양을 줄여 연료 낭비를 막을 수 있다.As described above, according to the present invention, the evaporation gas can be effectively re-liquefied by using the LNG and the cooling heat of the evaporation gas without any separate cooling refrigerant, and the waste of fuel can be prevented by reducing the amount of the evaporation gas that is burned in the GCU or the like.

도 1은 저장탱크에서 발생하는 증발가스 처리 방법의 일 예를 개략적으로 도시한다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개념을 개략적으로 도시한다. Fig. 1 schematically shows an example of a method of treating evaporative gas generated in a storage tank.
Figure 2 schematically illustrates the concept of an evaporative gas treatment system according to an embodiment of the present invention.

본 발명과 본 발명의 동작상의 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부 도면 및 첨부 도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.In order to fully understand the present invention, operational advantages of the present invention, and objects achieved by the practice of the present invention, reference should be made to the accompanying drawings and the accompanying drawings which illustrate preferred embodiments of the present invention.

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명함으로써, 본 발명을 상세히 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.
Hereinafter, the present invention will be described in detail with reference to the preferred embodiments of the present invention with reference to the accompanying drawings. Like reference symbols in the drawings denote like elements.

도 2에는 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개념을 개략적으로 도시하였다. FIG. 2 schematically shows the concept of an evaporative gas treatment system according to an embodiment of the present invention.

도 2에 도시된 바와 같이 본 실시예의 증발가스 처리 시스템은, 선박 또는 해양구조물의 LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 시스템으로써, LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스를 소비처(C)로 공급하는 연료공급 라인(FL)과, 연료공급 라인(FL)에 마련되어 증발가스를 압축하는 압축기(100)와, 압축기(100) 후단에서 연료공급 라인(FL)으로부터 분기되어 압축된 증발가스를 추가 압축하고 재액화시켜 LNG 저장탱크(T)로 복귀시키는 복귀 라인(RL)을 포함하는 증발가스 처리 시스템이 제공된다.As shown in FIG. 2, the evaporative gas processing system of the present embodiment is a system for processing evaporative gas generated in the LNG storage tank T of a ship or an offshore structure, A compressor 100 provided in the fuel supply line FL to compress the evaporation gas and a fuel supply line FL branched from the fuel supply line FL at the downstream end of the compressor 100 There is provided an evaporative gas processing system comprising a return line (RL) for further compressing and re-liquefying the compressed evaporated gas and returning it to the LNG storage tank (T).

본 실시예에서 압축된 증발가스가 공급되는 소비처(C)는 바람직하게는 선박 또는 해양구조물의 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 엔진 또는 TFDE(Tri Fuel Diesel dlectiric) 엔진으로, 선박 또는 해양구조물에서 추진용 메인 엔진 또는 보조 엔진의 용도로 마련될 수 있다. DFDE 엔진과 같은 DF 엔진은 중유와 천연가스를 혼소(混燒)하여 연료로 사용하는 엔진으로써, 중유만을 연료로 사용하는 경우보다 황 함유량이 적어 배기가스 중 황 산화물의 함량이 적어, 선박에 대한 국제적인 배기가스 배출규제 기준들을 충족할 수 있다.The consumer C to which the compressed evaporative gas is supplied in the present embodiment is preferably a dual fuel diesel electric engine (DFDE) engine or a triple fuel diesel engine (TFDE) engine of a ship or an offshore structure, May be provided for the main engine or the auxiliary engine. DF engine, like DFDE engine, is an engine that burns and burns heavy oil and natural gas. Because it contains less sulfur content than heavy fuel only, it has less sulfur oxide content in the exhaust gas. It can meet international emissions standards.

한편, 저장탱크의 용량 및 외부 온도 등의 조건에 따라 차이가 있으나, 일 예를 들어 LNG 저장탱크(T)에서의 BOG 발생량은 150000㎥ 용량의 선박인 경우 Laden condition에서 3 내지 4 ton/h, Ballast condition에서는 0.3 내지 0.4 ton/h인데, 최근에는 선박의 단열성능 향상에 따라 BOR(Boil Off Rate)이 낮아지고 있는 추세이므로 증발가스의 발생량도 점차 감소하는 경향이다. For example, in case of a ship having a capacity of 150000 cubic meters, the amount of BOG generated in the LNG storage tank (T) is 3 to 4 ton / h in Laden condition, In the ballast condition, it is 0.3 to 0.4 ton / h. In recent years, the boil off rate (BOR) has been decreasing with the improvement of the insulation performance of the ship.

그러나 여전히 저장탱크에서는 다량의 증발가스가 발생하므로, 천연가스를 연료로 소비하는 엔진을 탑재한 해양구조물이나 선박의 경우에도, LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스(Boil Off Gas; BOG)의 처리를 위해서는 재액화(Reliquefaction) 장치, GCU(Gas Combustion Unit) 등의 처리 장치를 필요로 하게 된다. However, since a large amount of evaporation gas is still generated in the storage tank, the boil off gas (BOG) generated in the LNG storage tank (T) can be used even in an offshore structure or a ship equipped with an engine consuming natural gas as fuel. A processing device such as a reliquefaction device or a gas-combus- tion unit (GCU) is required for the treatment of the exhaust gas.

본 실시예는 이와 같이 LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스를 압축하여 DFDE로 보내면서 압축된 증발가스 일부를 분기하여 추가 압축한 후 증발가스와 열교환시켜 재액화함으로써, 연소로 낭비되는 증발가스의 양을 줄일 수 있다. In this embodiment, the evaporation gas generated in the LNG storage tank T is compressed and sent to the DFDE, and a part of the compressed evaporated gas is branched and further compressed. Then, the evaporated gas is re-liquefied by heat exchange with the evaporated gas, The amount of gas can be reduced.

압축기(100)는 DFDE 엔진으로 공급하기 위해 증발가스를 5 내지 15 bar로 압축하고, 압축된 증발가스 중 재액화를 위해 분기된 부분은 증발가스와 열교환으로 재액화될 수 있도록 추가 압축된다. Compressor 100 compresses the vaporized gas to 5 to 15 bar for supply to the DFDE engine and the branched portion is further compressed so that it can be re-liquefied by heat exchange with the vaporized gas for re-liquefaction of the compressed vaporized gas.

이와 같은 증발가스의 재액화를 위해 본 실시예는, 복귀 라인(RL)에 마련되며 압축된 증발가스를 연료공급 라인(FL)의 압축기(100) 전단을 지나는 증발가스와 열교환으로 재액화시키는 재액화부(300)와, 복귀 라인(RL)에서 재액화부(300)의 전단에 마련되어 압축된 증발가스를 재액화부(300)에서의 재액화를 위해 필요한 압력까지 추가 압축하는 부스팅 펌프(200)를 더 포함하며, 재액화부(300)는, 압축된 증발가스와 연료공급 라인(FL)의 압축기(100) 전단을 지나는 증발가스가 열교환되는 열교환기(미도시)와, 열교환기에서 열교환된 압축된 증발가스를 단열팽창으로 냉각시키는 줄-톰슨 밸브(미도시)를 포함하여 구성된다. 줄-톰슨 밸브를 통해 팽창 및 냉각되면서 재액화가 이루어지고, 재액화된 LNG는 LNG 저장탱크(T)로 도입된다. In order to re-liquefy the evaporated gas, the present embodiment is provided with a re-liquidifying unit which is provided in the return line RL and re-liquefies the compressed evaporated gas by heat exchange with the evaporation gas passing through the front end of the compressor 100 of the fuel supply line FL (300) and a booster pump (200) provided at a front end of the re-culling unit (300) in the return line (RL) to further compress the compressed evaporated gas to a pressure required for re-liquefaction in the re- The re-cure unit 300 includes a heat exchanger (not shown) in which the compressed evaporated gas and the evaporative gas passing through the front end of the compressor 100 of the fuel supply line FL are heat-exchanged, A Thomson valve (not shown) that cools the heat exchanger to a single thermal expansion. The re-liquefied LNG is introduced into the LNG storage tank (T) by expansion and cooling through the line-Thomson valve and re-liquefaction.

이와 같이 부스팅 펌프(200)로 압축한 후, 저장탱크(T)에서 배출된 상대적으로 저온인 증발가스와 재액화부(300)에서 열교환시켜 압축된 증발가스에 냉열을 전달함으로써, 증발가스의 재액화를 위해 극저온의 냉열을 전달할 수 있는 별도의 냉매 없이 효과적으로 증발가스를 재액화할 수 있다. After the refrigerant is compressed by the booster pump 200, the refrigerant is delivered to the evaporation gas that is compressed by the heat exchange in the re-cure unit 300 with the relatively low temperature evaporation gas discharged from the storage tank T, It is possible to effectively re-liquefy the evaporated gas without a separate refrigerant capable of transmitting cryogenic heat.

부스팅 펌프(200)는 기체 및 액체 중 적어도 하나를 재액화부(300)에서의 열교환을 통한 액화를 위해 필요한 압력, 예를 들어 150 bar 내외의 압력으로 압축할 수 있는 펌프이다. 이러한 부스팅 펌프(200)는 예를 들어 HASKEL pump일 수 있으며, Boosting compressor 또는 다른 압축 수단도 적용될 수 있다. 부스팅 펌프(200)는 직렬 또는 도 2에서와 같이 병렬로 구성된 복수의 펌프로 이루어질 수도 있다. The booster pump 200 is a pump capable of compressing at least one of a gas and a liquid to a pressure required for liquefaction through heat exchange in the re-injection unit 300, for example, about 150 bar. This booster pump 200 may be, for example, a HASKEL pump, and a boosting compressor or other compression means may be applied. The booster pump 200 may be a series or a plurality of pumps arranged in parallel as in FIG.

한편, 보다 효과적인 재액화를 위해 본 실시예는, LNG 저장탱크(T)로부터 LNG가 재기화되어 연료공급 라인(FL)의 압축기(100) 전단으로 공급되는 LNG 재기화 라인(LL)과, LNG 재기화 라인(LL)에 마련되는 믹싱(mixing) 유닛과, 복귀 라인(RL)의 부스팅 펌프(200) 전단에서 분기되어 믹싱 유닛(400)을 거쳐 복귀 라인(RL)으로 합류하는 믹싱 라인(ML)을 더 포함한다. LNG 재기화 라인(LL)으로 도입된 LNG는 믹싱 유닛(400)에서, 압축기(100)로부터 믹싱 라인(ML)을 통해 도입된 압축된 증발가스와의 열교환으로 재기화될 수 있다. For more effective re-liquefaction, the present embodiment includes an LNG regeneration line LL in which the LNG is regenerated from the LNG storage tank T and supplied to the upstream side of the compressor 100 of the fuel supply line FL, And a mixing line ML for branching from the front end of the boosting pump 200 of the return line RL and joining to the return line RL through the mixing unit 400. The mixing line ML ). The LNG introduced into the LNG regasification line LL may be regenerated by heat exchange with the compressed vaporized gas introduced from the compressor 100 through the mixing line ML at the mixing unit 400.

믹싱 유닛(400)에서는 압축기(100)에서 압축된 증발가스가 LNG 저장탱크(T)에서 펌핑된(P) LNG와 열교환하면서 냉각된다. 믹싱 유닛(400)은 증발가스와 LNG간의 열교환만 이루어지도록 유로를 구성할 수도 있고, 증발가스와 LNG를 서로 혼합시킨 후 기액 분리되도록 구성할 수도 있다. 이와 같이 믹싱 유닛(400)을 통해 천연가스를 냉각함으로써, 이후 부스팅 펌프(200)와 줄-톰슨 밸브(미도시) 등을 거친 재액화의 효율을 향상시킬 수 있다.In the mixing unit 400, the evaporated gas compressed by the compressor 100 is cooled while exchanging heat with the (P) LNG pumped in the LNG storage tank T. The mixing unit 400 may constitute a flow path so as to perform only heat exchange between the evaporation gas and the LNG, or may be configured to mix the evaporation gas and the LNG with each other and then be subjected to gas-liquid separation. By thus cooling the natural gas through the mixing unit 400, it is possible to improve the efficiency of re-liquefaction through the booster pump 200 and the line-thomson valve (not shown).

복귀 라인(RL)에서 믹싱 라인(ML)이 분기되는 지점에는 바이패스 밸브(미도시)가 마련되어, 증발가스가 믹싱 라인(ML)을 거치도록 믹싱 라인(ML)으로 유도하거나, 믹싱 라인(ML)을 거치지 않고 바로 부스팅 펌프(200)로 도입되도록 할 수 있다.
A bypass valve (not shown) is provided at a point where the mixing line ML branches off from the return line RL to induce the evaporation gas to the mixing line ML to pass through the mixing line ML, So that it can be introduced into the boosting pump 200 directly.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 선박 또는 해양구조물의 LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스 처리 방법에 있어서, According to another aspect of the present invention, there is provided a method of treating an evaporative gas generated in an LNG storage tank (T) of a ship or an offshore structure,

a) LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스를 압축하여 소비처(C)로 공급하는 단계;a) compressing the evaporative gas generated in the LNG storage tank (T) and supplying it to the consumer (C);

b) 압축된 증발가스를 분기하여 추가 압축하는 단계; 및b) branching and further compressing the compressed evaporated gas; And

c) 추가 압축된 증발가스를 LNG 저장탱크(T)에서 발생된 증발가스와 열교환으로 냉각하여 재액화하는 단계를 포함하는 증발가스 처리 방법이 제공된다.c) cooling the further compressed evaporated gas by heat exchange with the evaporated gas generated in the LNG storage tank (T), and re-liquefying the evaporated gas.

바람직하게는 b-1) 압축된 증발가스를 추가 압축하기에 앞서, LNG 저장탱크(T)에서 공급된 LNG와 열교환으로 냉각시키는 단계를 더 거칠 수 있다.
Preferably, b-1) cooling further by heat exchange with the LNG supplied in the LNG storage tank (T) prior to further compressing the compressed evaporated gas.

이상에서 살펴본 바와 같이 본 실시예에서는 증발가스를 압축하여 DFDE 엔진 등의 소비처(C)로 공급하면서 압축된 증발가스 중 일부를 분기하여 추가 압축한 후 탱크에서 배출되는 증발가스와의 열교환으로 재액화시킨다. 또한 압축된 증발가스를 추가 압축에 앞서 LNG와 열교환을 통해 냉각시켜 재액화 성능을 더욱 높일 수 있다. As described above, in this embodiment, the evaporation gas is compressed and supplied to the consumer (C) of the DFDE engine or the like, and a part of the compressed evaporated gas is branched and further compressed. Then, the refrigerant is re-liquefied by heat exchange with the evaporated gas discharged from the tank . In addition, the compressed vaporized gas can be cooled through heat exchange with LNG prior to further compression to further enhance liquefaction performance.

이와 같이 본 실시예는 증발가스에 냉열을 전달하기 위한 별도의 냉각용 냉매 공급 없이 LNG 저장탱크(T)에서 배출된 LNG 및 증발가스의 자체 냉열을 이용하여 효과적으로 증발가스를 재액화시킬 수 있고, 효과적인 재액화를 통해 GCU 등에서 연소하여 처리되는 증발가스 양을 줄여 연료 낭비를 막을 수 있다.
As described above, the present embodiment can effectively re-liquefy the evaporation gas by using the LNG discharged from the LNG storage tank T and the own cold heat of the evaporated gas without supplying additional cooling refrigerant for transferring the cold heat to the evaporated gas, Effective re-liquefaction can reduce the amount of evaporative gas that is burned in the GCU and prevent the waste of fuel.

이와 같이 본 발명은 기재된 실시 예에 한정되는 것이 아니고, 본 발명의 사상 및 범위를 벗어나지 않고 다양하게 수정 및 변형할 수 있음은 이 기술의 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명하다. 따라서 그러한 수정 예 또는 변형 예들은 본 발명의 특허청구범위에 속한다 하여야 할 것이다.It will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations can be made in the present invention without departing from the spirit or scope of the invention. Accordingly, such modifications or variations are intended to fall within the scope of the appended claims.

T: LNG 저장탱크
C: 소비처
P: 펌프
100: 압축기
200: 부스팅 펌프
300: 재액화부
400: 믹싱 유닛
FL: 연료공급 라인
RL: 복귀 라인
ML: 믹싱 라인
LL: LNG 재기화 라인T: LNG storage tank
C: Consumer
P: Pump
100: Compressor
200: Boosting pump
300: Re-
400: mixing unit
FL: fuel supply line
RL: return line
ML: Mixing line
LL: LNG regasification line

Claims (8)

선박 또는 해양구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 처리 시스템에 있어서,
상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 소비처로 공급하는 연료공급 라인;
상기 연료공급 라인에 마련되어 상기 증발가스를 압축하는 압축기; 및
상기 압축기 후단에서 상기 연료공급 라인으로부터 분기되어 압축된 상기 증발가스를 추가 압축하고 재액화시켜 상기 LNG 저장탱크로 복귀시키는 복귀 라인을 포함하는 증발가스 처리 시스템.An evaporative gas treatment system for an LNG storage tank of a ship or an offshore structure,
A fuel supply line for supplying evaporation gas generated in the LNG storage tank to a consuming place;
A compressor provided in the fuel supply line to compress the evaporation gas; And
And a return line for returning to the LNG storage tank by further compressing and re-liquefying the compressed evaporative gas branched from the fuel supply line at the downstream end of the compressor. 제 1항에 있어서,
상기 복귀 라인에 마련되며 압축된 상기 증발가스를 상기 연료공급 라인의 압축기 전단을 지나는 증발가스와 열교환으로 재액화시키는 재액화부; 및
상기 복귀 라인에서 상기 재액화부의 전단에 마련되어 압축된 상기 증발가스를 상기 재액화부에서의 재액화를 위해 필요한 압력까지 추가 압축하는 부스팅 펌프를 더 포함하는 증발가스 처리 시스템. The method according to claim 1,
A remanufacturing unit provided in the return line and re-liquefying the compressed evaporation gas by heat exchange with evaporation gas passing through a front end of the compressor of the fuel supply line; And
Further comprising a boosting pump provided at a front end of the re-culling unit in the return line for further compressing the compressed evaporated gas to a pressure necessary for re-liquefaction in the re-culling unit. 제 2항에 있어서,
상기 LNG 저장탱크로부터 LNG가 재기화되어 상기 연료공급 라인의 상기 압축기 전단으로 공급되는 LNG 재기화 라인;
상기 LNG 재기화 라인에 마련되는 믹싱(mixing) 유닛; 및
상기 복귀 라인의 상기 부스팅 펌프 전단에서 분기되어 상기 믹싱 유닛을 거쳐 상기 복귀 라인으로 합류하는 믹싱 라인을 더 포함하여,
상기 LNG 재기화 라인으로 도입된 LNG는 상기 믹싱 유닛에서 상기 믹싱 라인으로 도입된 압축된 증발가스와의 열교환으로 재기화되는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리 시스템. 3. The method of claim 2,
An LNG regeneration line from which the LNG is regenerated from the LNG storage tank and fed to the front of the compressor in the fuel supply line;
A mixing unit provided in the LNG regeneration line; And
Further comprising a mixing line branching at a front end of the boosting pump of the return line and joining to the return line via the mixing unit,
Wherein the LNG introduced into the LNG regasification line is regenerated by heat exchange with the compressed evaporated gas introduced into the mixing line in the mixing unit. 제 3항에 있어서,
상기 복귀 라인에서 믹싱 라인이 분기되는 지점에는 바이패스 밸브가 마련되는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리 시스템.The method of claim 3,
Wherein a bypass valve is provided at a point where the mixing line at the return line branches. 제 2항에 있어서, 상기 재액화부는
압축된 상기 증발가스와 상기 연료공급 라인의 압축기 전단을 지나는 증발가스가 열교환되는 열교환기; 및
열교환기에서 열교환된 압축된 상기 증발가스를 단열팽창으로 냉각시키는 줄-톰슨 밸브를 포함하는 증발가스 처리 시스템. The method as claimed in claim 2, wherein the remapping section
A heat exchanger for exchanging heat between the compressed evaporated gas and an evaporative gas passing through a front end of the compressor of the fuel supply line; And
And a line that cools the compressed evaporated gas heat exchanged in the heat exchanger to a single thermal expansion-Thomson valve. 제 1항에 있어서,
상기 소비처는 상기 선박 또는 해양구조물의 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 엔진을 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1,
Wherein the consumer includes a DFDE (Dual Fuel Diesel Electric) engine of the ship or offshore structure. 선박 또는 해양구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 처리 방법에 있어서,
a) 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하여 소비처로 공급하는 단계;
b) 압축된 상기 증발가스를 분기하여 추가 압축하는 단계; 및
c) 추가 압축된 상기 증발가스를 상기 LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스와 열교환으로 냉각하여 재액화하는 단계를 포함하는 증발가스 처리 방법.A method for treating an evaporative gas generated in an LNG storage tank of a ship or an offshore structure,
a) compressing and supplying the evaporative gas generated in the LNG storage tank to a consumer;
b) branching and further compressing said compressed evaporated gas; And
c) cooling the further compressed evaporated gas by heat exchange with the evaporated gas generated in the LNG storage tank and re-liquefying the evaporated gas. 제 7항에 있어서,
b-1) 압축된 상기 증발가스를 추가 압축하기에 앞서, 상기 LNG 저장탱크에서 공급된 LNG와 열교환으로 냉각시키는 단계를 더 포함하는 증발가스 처리 방법.

8. The method of claim 7,
b-1) cooling the evaporated gas compressed by heat exchange with the LNG supplied in the LNG storage tank prior to further compressing the evaporated gas.

KR1020130131545A 2013-10-31 2013-10-31 System And Method For BOG Management KR101707500B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020130131545A KR101707500B1 (en) 2013-10-31 2013-10-31 System And Method For BOG Management

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020130131545A KR101707500B1 (en) 2013-10-31 2013-10-31 System And Method For BOG Management

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20150050113A true KR20150050113A (en) 2015-05-08
KR101707500B1 KR101707500B1 (en) 2017-02-16

Family

ID=53388062

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020130131545A KR101707500B1 (en) 2013-10-31 2013-10-31 System And Method For BOG Management

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR101707500B1 (en)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101629205B1 (en) * 2015-02-11 2016-06-10 대우조선해양 주식회사 Vessel
WO2016195231A1 (en) * 2015-06-02 2016-12-08 대우조선해양 주식회사 Ship
WO2016195279A1 (en) * 2015-06-02 2016-12-08 대우조선해양 주식회사 Ship
KR20170047751A (en) * 2015-10-23 2017-05-08 대우조선해양 주식회사 Device and method of re-liquefying boil-off gas
CN107709912A (en) * 2015-06-02 2018-02-16 大宇造船海洋株式会社 The re-liquefied system of boil-off gas
CN107848609A (en) * 2015-06-02 2018-03-27 大宇造船海洋株式会社 Ship
CN108883818A (en) * 2016-03-16 2018-11-23 川崎重工业株式会社 Liquefied gas carry vessel
CN110167837A (en) * 2017-01-02 2019-08-23 三星重工业有限公司 Fuel gas supply system
US10858077B2 (en) 2015-11-12 2020-12-08 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Vessel

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20080097141A (en) * 2007-04-30 2008-11-04 대우조선해양 주식회사 Floating marine structure having in-tank re-condenser and method for treating boil-off gas on the floating marine structure
KR20100116987A (en) 2009-04-23 2010-11-02 김유신 Anchor for rock
KR20110115897A (en) * 2010-04-16 2011-10-24 대우조선해양 주식회사 Floating marine structure having lng tank and method for treating boil-off gas in the floating marine structure
KR20120107851A (en) * 2011-03-22 2012-10-04 대우조선해양 주식회사 Method for supplying fuel for high pressure natural gas injection engine
KR20120109743A (en) * 2011-03-25 2012-10-09 삼성중공업 주식회사 Vessel

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20080097141A (en) * 2007-04-30 2008-11-04 대우조선해양 주식회사 Floating marine structure having in-tank re-condenser and method for treating boil-off gas on the floating marine structure
KR20100116987A (en) 2009-04-23 2010-11-02 김유신 Anchor for rock
KR20110115897A (en) * 2010-04-16 2011-10-24 대우조선해양 주식회사 Floating marine structure having lng tank and method for treating boil-off gas in the floating marine structure
KR20120107851A (en) * 2011-03-22 2012-10-04 대우조선해양 주식회사 Method for supplying fuel for high pressure natural gas injection engine
KR20120109743A (en) * 2011-03-25 2012-10-09 삼성중공업 주식회사 Vessel

Cited By (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101629205B1 (en) * 2015-02-11 2016-06-10 대우조선해양 주식회사 Vessel
EP3305645A4 (en) * 2015-06-02 2019-03-20 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
CN107848608B (en) * 2015-06-02 2020-12-22 大宇造船海洋株式会社 Ship, and system and method for processing boil-off gas of ship
EP3306175A4 (en) * 2015-06-02 2019-03-20 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Boil-off gas re-liquefying system
CN107709912A (en) * 2015-06-02 2018-02-16 大宇造船海洋株式会社 The re-liquefied system of boil-off gas
CN107848609A (en) * 2015-06-02 2018-03-27 大宇造船海洋株式会社 Ship
CN107848608A (en) * 2015-06-02 2018-03-27 大宇造船海洋株式会社 Ship
JP2018517609A (en) * 2015-06-02 2018-07-05 デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド Ship
JP2018517607A (en) * 2015-06-02 2018-07-05 デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド Ship
CN107848609B (en) * 2015-06-02 2021-05-11 大宇造船海洋株式会社 Ship, and system and method for processing boil-off gas of ship
EP3305648A4 (en) * 2015-06-02 2019-01-23 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
EP3305647A4 (en) * 2015-06-02 2019-03-20 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
EP3305646A4 (en) * 2015-06-02 2019-03-20 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
WO2016195231A1 (en) * 2015-06-02 2016-12-08 대우조선해양 주식회사 Ship
WO2016195279A1 (en) * 2015-06-02 2016-12-08 대우조선해양 주식회사 Ship
RU2703354C2 (en) * 2015-06-02 2019-10-16 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. Ship
US10364013B2 (en) 2015-06-02 2019-07-30 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
US10661873B2 (en) 2015-06-02 2020-05-26 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
US10399655B2 (en) 2015-06-02 2019-09-03 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
EP3305644A4 (en) * 2015-06-02 2019-06-26 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
RU2715971C2 (en) * 2015-06-02 2020-03-04 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. Ship
EP3640129A1 (en) * 2015-06-02 2020-04-22 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
US10654553B2 (en) 2015-06-02 2020-05-19 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship with boil-off gas liquefaction system
US10661874B2 (en) 2015-06-02 2020-05-26 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Ship
KR20170047751A (en) * 2015-10-23 2017-05-08 대우조선해양 주식회사 Device and method of re-liquefying boil-off gas
US10858077B2 (en) 2015-11-12 2020-12-08 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Vessel
CN108883818A (en) * 2016-03-16 2018-11-23 川崎重工业株式会社 Liquefied gas carry vessel
CN110167837A (en) * 2017-01-02 2019-08-23 三星重工业有限公司 Fuel gas supply system
CN110167837B (en) * 2017-01-02 2021-12-24 三星重工业有限公司 Fuel gas supply system

Also Published As

Publication number Publication date
KR101707500B1 (en) 2017-02-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101707500B1 (en) System And Method For BOG Management
JP6366642B2 (en) Ship liquefied gas treatment system
KR101350807B1 (en) Hybrid fuel supply system for ship engine
KR101519541B1 (en) BOG Treatment System
KR101356003B1 (en) System for treating boil-off gas for a ship
KR101640768B1 (en) Method for building a ship
KR20190135982A (en) System for treating boil-off gas of a marine structure
JP2016173184A5 (en)
KR20140075595A (en) System for treating a liquefied gas of a ship
KR101741790B1 (en) BOG Treatment System
KR20140075574A (en) Partial reliquefaction system of boil-off gas for a ship
KR101670872B1 (en) Fuel Gas Supply System And Method For Ship Engine
KR101519537B1 (en) System for treating boil-off gas for a ship
KR101681715B1 (en) Fuel Gas Supply System And Method For Ship Engine
KR20150062791A (en) Treatment system of liquefied gas
KR101623098B1 (en) Fuel Supply System And Method For Ship Or Offshore Platform
KR101350808B1 (en) Hybrid fuel supply system and method for ship engines
KR101356004B1 (en) Method for treating boil-off gas for a ship
KR20140052817A (en) System and method for supplying fuel gas for a ship
KR102654821B1 (en) Fuel Supply System and Method of Engine for Vessel
KR101439942B1 (en) Hybrid Fuel Supply Method For Ship Engine
KR20230121639A (en) Fuel supply system of Liquefied gas
KR20160048294A (en) Apparatus for supplying low-pressure fuel gas in ship
KR102171654B1 (en) BOG Reliquefaction System And Method For Ship
KR20160012677A (en) Combined Fuel Gas Supply System For Ship Engine

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20200205

Year of fee payment: 4