KR20160053379A - Reliquefaction system, and fuel gas supply system - Google Patents
Reliquefaction system, and fuel gas supply system Download PDFInfo
- Publication number
- KR20160053379A KR20160053379A KR1020140151897A KR20140151897A KR20160053379A KR 20160053379 A KR20160053379 A KR 20160053379A KR 1020140151897 A KR1020140151897 A KR 1020140151897A KR 20140151897 A KR20140151897 A KR 20140151897A KR 20160053379 A KR20160053379 A KR 20160053379A
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- fuel supply
- liquefied gas
- gas
- supply tank
- storage tank
- Prior art date
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
-
- 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
- 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
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
본 발명은 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a refueling system and a fuel gas supply system.
셰일가스(Shale Gas) 및 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 ‘LNG’라 함) 등으로부터 추출된 에탄(Ethane)은 석유화학제품의 원료로 사용되며, 최근에는 그 경제성이 부각되고 있다. 1기압에서 에탄은 대략 ―88.6℃, LNG의 주요 구성 성분인 메탄은 대략 ―161.5℃의 끊는점을 갖는다. 이러한 에탄과 LNG는 액화된 상태로 선박에 의해 수송될 수 있다. 선박은 액화연료 운반선, 액화연료 RV, 컨테이너선, 일반상선, LNG FPSO, LNG FSRU 등을 포함한다.Ethane extracted from shale gas and Liquefied natural gas (LNG) is used as a raw material for petrochemical products, and recently its economical efficiency has been highlighted. At 1 atmosphere, ethane is approximately -88.6 ° C, and methane, the main constituent of LNG, has a breaking point of approximately -161.5 ° C. These ethane and LNG can be transported by the vessel in a liquefied state. Ships include liquefied fuel carriers, liquefied fuel RVs, containerships, general merchant ships, LNG FPSOs, LNG FSRUs and so on.
선박은 저장탱크로부터 공급받은 LNG 증발가스(BOG, Boil-Off Gas) 또는 LNG의 압력, 온도, 상태 등을 변환하여 엔진으로 공급하는 연료가스 공급시스템을 구비할 수 있다. 여기서, 선박은 둘 이상의 이종연료를 연료로서 사용하는 DFDE(Dual Fuel Disel Electric) 엔진과 같은 저압가스 분사엔진과 ME-GI 엔진(Man B&W 사의 Gas Injection 엔진)과 같은 고압가스 분사엔진 등을 포함할 수 있다. 예컨대, 한국공개특허 제10-2008-0103500호(2008. 11. 27. 공개)는 ME-GI 엔진과 같은 고압가스 분사엔진으로 연료를 공급할 수 있는 연료가스 공급시스템을 제시한 바 있다. 이 시스템은 LNG 연료탱크로부터 LNG를 빼내어 고압으로 압축한 후 이를 기화시켜서 고압가스 분사엔진으로 공급한다. 이외에도 저장탱크로부터 공급받은 LNG 증발가스를 다단의 압축기에서 공급조건에 맞도록 압축한 후 엔진으로 공급하거나 재액화하여 다시 저장하는 등의 다양한 연료가스 공급시스템이 공지된 바 있다.The ship may be provided with a fuel gas supply system for converting the pressure, temperature, state, etc. of LNG vapor (BOG, Boil-Off Gas) or LNG supplied from the storage tank to the engine. Here, the vessel includes a low pressure gas injection engine such as a Dual Fuel Disel Electric (DFDE) engine using two or more different kinds of fuel as a fuel, and a high pressure gas injection engine such as an ME-GI engine (Man B & W's Gas Injection Engine) . For example, Korean Patent Laid-Open No. 10-2008-0103500 (published on November 27, 2008) has proposed a fuel gas supply system capable of supplying fuel to a high-pressure gas injection engine such as an ME-GI engine. The system extracts LNG from the LNG fuel tank, compresses it to high pressure, vaporizes it, and supplies it to the high-pressure gas injection engine. In addition, a variety of fuel gas supply systems have been known, such as compressing the LNG vapor from the storage tank to meet the supply conditions in a multi-stage compressor, supplying it to the engine, or re-liquefying it.
그러나, 상술한 바와 같이 종래에는 LNG 증발가스를 엔진으로 공급하거나 재액화하여 저장하는 등에 대한 시스템 개발은 활발하게 이루어진 반면, 액화에탄을 저장 및 수송하는 선박에서 에탄증발가스를 효과적으로 활용하고 재액화할 수 있는 시스템은 미흡한 실정이다.However, as described above, conventionally, system development has been vigorously carried out to supply LNG evaporation gas to the engine or to store liquefied liquefied gas, and the like. On the other hand, in a ship storing and transporting liquefied ethane, There is not enough system available.
본 발명의 실시 예는 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 에탄증발가스를 효과적으로 활용하고 이를 재액화시켜 액화에탄 저장탱크에 재저장할 수 있는 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템을 제공하고자 한다.An embodiment of the present invention is to provide a re-liquefaction system and a fuel gas supply system which can effectively utilize the ethane-evaporated gas generated in the process of transporting liquefied ethane and re-store it in a liquefied ethane storage tank.
또, 액화에탄과 열교환이 수행된 LNG를 엔진의 연료가스 공급조건에 맞게 처리하여 엔진으로 공급할 수 있는 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템을 제공하고자 한다.The present invention also provides a re-liquefaction system and a fuel gas supply system that can process LNG that has undergone heat exchange with liquefied ethane in accordance with fuel gas supply conditions of the engine and supply it to the engine.
본 발명의 일 측면에 따르면, 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크; 상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크; 상기 제2저장탱크로부터 공급받은 제2액화가스를 저장하는 연료공급탱크와, 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크의 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부를 포함하는 재액화부; 및 상기 재액화부를 거친 제1액화가스 증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터;를 포함하는 재액화 시스템이 제공될 수 있다.According to an aspect of the present invention, there is provided a liquid storage tank comprising: a first storage tank for storing a first liquefied gas; A second storage tank for storing a second liquefied gas having a lower liquefaction point than the first liquefied gas; A fuel supply tank for storing a second liquefied gas supplied from the second storage tank and a second liquefied gas supplied from the second storage tank to perform heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank and the second liquefied gas in the fuel supply tank A re-cure unit including a heat exchange unit; And a separator for separating the first liquefied gas evaporated gas that has passed through the re-cure unit into a liquid component and a gaseous component, may be provided.
상기 열교환부는 상기 연료공급탱크 내측에 설치되고, 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크에 저장된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 제1열교환부와, 상기 제1열교환부를 거친 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크로부터 배출된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 제2열교환부를 포함할 수 있다.A first heat exchange unit installed inside the fuel supply tank for performing heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank and the second liquefied gas stored in the fuel supply tank, And a second heat exchanger for performing heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas passed through the first heat exchanger and the second liquefied gas discharged from the fuel supply tank.
상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스가 상기 재액화부 및 상기 세퍼레이터를 거치도록 하는 제1액화가스 공급라인을 더 포함하고, 상기 제1액화가스 공급라인에 설치되고, 상기 제1저장탱크로부터 공급받은 상기 제1액화가스 증발가스를 압축하여 상기 제1열교환부로 공급하는 압축기를 더 포함할 수 있다.Further comprising a first liquefied gas supply line through which the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank passes through the re-cure unit and the separator, wherein the first liquefied gas supply line is provided in the first liquefied gas supply line, And a compressor for compressing and supplying the first liquefied gas evaporated gas supplied from the storage tank to the first heat exchanger.
상기 제1액화가스는 액화에탄이고, 상기 제2액화가스는 액화천연가스일 수 있다.The first liquefied gas may be liquefied ethane, and the second liquefied gas may be liquefied natural gas.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크; 상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크; 상기 제2저장탱크로부터 공급받은 제2액화가스를 저장하는 연료공급탱크; 상기 연료공급탱크 내측에 설치되고, 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크에 저장된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 제1열교환부; 및 상기 제1열교환부를 거친 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크로부터 배출된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 제2열교환부;를 포함하는 연료가스 공급시스템이 제공될 수 있다.According to another aspect of the present invention, there is provided a liquid storage tank comprising: a first storage tank for storing a first liquefied gas; A second storage tank for storing a second liquefied gas having a lower liquefaction point than the first liquefied gas; A fuel supply tank for storing a second liquefied gas supplied from the second storage tank; A first heat exchange unit installed inside the fuel supply tank for performing heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank and the second liquefied gas stored in the fuel supply tank; And a second heat exchanger for performing heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas passed through the first heat exchanger and the second liquefied gas discharged from the fuel supply tank.
상기 연료공급탱크에 설치되며, 상기 연료공급탱크에 저장된 제2액화가스를 대기 또는 열전달매체와 열교환시켜 상기 연료공급탱크의 압력을 설정된 압력으로 상승시키는 압력조절부를 더 포함할 수 있다.And a pressure regulator installed in the fuel supply tank for exchanging the second liquefied gas stored in the fuel supply tank with air or heat transfer medium to raise the pressure of the fuel supply tank to a predetermined pressure.
상기 연료공급탱크는 상기 제2저장탱크에 비해 볼륨은 작고 압력은 더 큰 제1연료공급탱크와 제2연료공급탱크를 포함하고, 상기 제1연료공급탱크와 상기 제2연료공급탱크 중 어느 하나가 상기 설정된 압력에 도달하여 제2액화가스를 배출시키면, 나머지 하나는 상기 제2저장탱크로부터 제2액화가스를 공급받도록 교대로 운용될 수 있다.Wherein the fuel supply tank includes a first fuel supply tank and a second fuel supply tank, the volume of which is smaller than that of the second storage tank and the pressure of which is larger than that of the second storage tank, and wherein either one of the first fuel supply tank and the second fuel supply tank And the second liquefied gas is discharged from the second storage tank, the other liquefied gas may be alternately operated to receive the second liquefied gas from the second storage tank.
상기 제1연료공급탱크의 제2액화가스 증발가스는 상기 제1연료공급탱크 내 압력이 설정값을 초과한 경우, 상기 제1연료공급탱크와 상기 제2연료공급탱크에 각각 마련된 열교환 배관을 통해 상기 제1연료공급탱크와 상기 제2연료공급탱크에 저장된 제2액화가스와 순차적으로 열교환되어 재액화될 수 있다.And the second liquefied gas evaporation gas of the first fuel supply tank is supplied to the first fuel supply tank and the second fuel supply tank through the heat exchange pipes respectively provided in the first fuel supply tank and the second fuel supply tank when the pressure in the first fuel supply tank exceeds the set value. And the second liquefied gas stored in the first fuel supply tank and the second fuel supply tank may be sequentially heat-exchanged and re-liquefied.
상기 제2열교환부를 거친 제2액화가스는 엔진 쪽으로 공급되고, 상기 엔진은 중압가스 분사엔진을 포함하고, 상기 연료공급탱크 내 압력은 중압가스 분사엔진의 연료가스 공급압력 조건인 16 내지 45bar일 수 있다.The second liquefied gas passed through the second heat exchanger is supplied to the engine. The engine includes a medium pressure gas injection engine, and the pressure in the fuel supply tank is 16 to 45 bar, which is the fuel gas supply pressure condition of the medium pressure gas injection engine. have.
본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템은 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 에탄증발가스를 효과적으로 활용하고 이를 재액화시켜 액화에탄 저장탱크에 재저장할 수 있다. The re-liquefaction system and the fuel gas supply system according to the embodiment of the present invention can effectively utilize the ethane evaporation gas generated in the process of transporting liquefied ethane, re-liquefy it, and store it again in the liquefied ethane storage tank.
또, 액화에탄과 열교환이 수행된 LNG를 엔진의 연료가스 공급조건에 맞게 처리하여 엔진으로 공급할 수 있다.Further, the LNG subjected to the heat exchange with the liquefied ethane can be treated to meet the fuel gas supply condition of the engine and supplied to the engine.
본 발명의 효과들은 이상에서 언급한 효과들로 제한되지 않으며, 언급되지 않은 또 다른 효과들은 청구범위의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.The effects of the present invention are not limited to the effects mentioned above, and other effects not mentioned can be clearly understood by those skilled in the art from the description of the claims.
도 1은 본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템을 나타낸다.
도 2는 도 1에 도시된 연료공급탱크 내 LNG 증발가스를 재액화시키는 구성을 나타낸다.1 shows a re-liquefaction system according to an embodiment of the present invention.
Fig. 2 shows a configuration for re-liquefying the LNG vaporized gas in the fuel supply tank shown in Fig.
이하에서는 본 발명의 실시 예들을 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하에 소개되는 실시 예들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상이 충분히 전달될 수 있도록 하기 위해 예로서 제공되는 것이다. 본 발명은 이하 설명되는 실시 예들에 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 본 발명을 명확하게 설명하기 위하여 설명과 관계없는 부분은 도면에서 생략하였으며 도면들에 있어서, 구성요소의 폭, 길이, 두께 등은 편의를 위하여 과장되어 표현될 수 있다. 명세서 전체에 걸쳐서 동일한 참조번호들은 동일한 구성요소들을 나타낸다.Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. The embodiments described below are provided by way of example so that those skilled in the art will be able to fully understand the spirit of the present invention. The present invention is not limited to the embodiments described below, but may be embodied in other forms. In order to clearly explain the present invention, parts not related to the description are omitted from the drawings, and the width, length, thickness, etc. of the components may be exaggerated for convenience. Like reference numerals designate like elements throughout the specification.
도 1을 참조하면, 본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템(100)은 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 에탄증발가스를 효과적으로 활용하고 이를 재액화시킬 수 있다. 재액화 시스템(100)은 액화에탄을 수송하는 선박에 설치될 수 있다. 또, 재액화 시스템(100)은 각종 액화연료 운반선, 액화연료 RV(Regasification Vessel), 컨테이너선, 일반상선, LNG FPSO(Floating, Production, Storage and Off-loading), LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit) 등을 포함하는 선박에 적용될 수 있다.Referring to FIG. 1, the
재액화 시스템(100)은 액화에탄을 저장하는 제1저장탱크(10), LNG를 저장하는 제2저장탱크(20), 제2저장탱크(20)로부터 공급받은 LNG를 저장하는 연료공급탱크(31,32) 및 제1저장탱크(10)로부터 공급된 에탄증발가스와 연료공급탱크(31,32)의 LNG 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부(35,36)를 포함하는 재액화부(30), 재액화부(30)를 거친 에탄증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터(40), 제1저장탱크(10)로부터 공급된 에탄증발가스가 재액화부(30)와 세퍼레이터(40)를 거치도록 하는 에탄가스공급라인(L1), 및 세퍼레이터(40)에 저장된 액체성분이 제1저장탱크(10)에 재저장되도록 하는 에탄회수라인(L2)을 포함한다.The
제1저장탱크(10)는 복수 개로 마련되어 액화에탄을 저장할 수 있으며, 에탄가스공급라인(L1)을 통해 연료공급탱크(31,32) 쪽으로 에탄증발가스를 공급한다. 이때, 에탄가스공급라인(L1)에 압축기(50)가 마련되어 제1저장탱크(10)로부터 공급받은 에탄증발가스를 압축하여 제1열교환부(35)로 보낼 수 있다. 제1저장탱크(10)는 멤브레인형 탱크, SPB형 탱크를 포함할 수 있다.A plurality of
제2저장탱크(20)는 LNG를 저장하며, 예컨대 LNG 연료탱크 또는 LNG 화물탱크일 수 있다. 제2저장탱크(20)는 연료공급탱크(31,32)보다 상류에 배치되어, 압력(수두압) 차에 의해 LNG를 연료공급탱크(31,32)로 공급할 수 있다. 이러한 제2저장탱크(20)는 국제해사기구(IMO, International Maritime Organization)의 압력식 C타입 탱크를 포함할 수 있다. 그러나, 반드시 이에 한정되는 것은 아니며, 다양한 종류의 압력식 탱크를 포함할 수 있다. The
제2저장탱크(20)가 압력식 C타입 탱크로 제작된 경우, LNG 증발가스 처리를 수행하지 않고도 상당 시간 LNG 증발가스를 홀딩할 수 있다. 또, 제2저장탱크(20)의 LNG 증발가스 홀딩 시간을 선박의 벙커링 주기보다 크게 유지할 수 있고, 제2저장탱크(20)의 LNG 증발가스를 처리하지 않고 장시간 운항할 수 있어 LNG 증발가스 액화를 위한 장치 및 운영비 등을 절감할 수 있다.When the
또, 도시하지는 않았지만, 제2저장탱크(20) 내 압력이 설정값을 초과하여 이를 해소시킬 필요가 있을 경우, 제2저장탱크(20)로부터 LNG 증발가스를 배출시키고, 배출된 LNG 증발가스의 압력, 온도, 상태 중 하나 이상을 엔진(70)의 연료가스 공급 조건에 맞게 변환하여 엔진(70)으로 보내어 소모시킬 수 있다. 엔진(70)은 저압, 중압 또는 고압가스 분사엔진을 포함할 수 있다. Also, although not shown, when the pressure in the
저압가스 분사엔진은 대략 5 내지 7bar 정도의 연료가스를 이용하는 것으로 DFDE 엔진과 같은 발전용 엔진을 포함한다. 저압가스 분사엔진은 천연가스뿐 아니라 중유(HFO, Heavy Fuel Oil) 등을 연료로 이용할 수 있는 이중연료엔진일 수 있다. 중압가스 분사엔진은 대략 16 내지 45bar 정도의 연료가스를 이용한다. 고압가스 분사엔진은 대략 150 내지 300bar 정도의 연료가스를 이용하는 것으로 ME-GI 엔진을 포함한다. 이하에서는 엔진(70)이 저압가스 분사엔진인 경우를 예로 들어 설명한다.The low pressure gas injection engine uses a fuel gas of about 5 to 7 bar and includes a power generation engine such as a DFDE engine. The low-pressure gas injection engine may be a dual fuel engine that can use not only natural gas but also heavy oil (HFO) as fuel. The medium pressure gas injection engine uses approximately 16 to 45 bar of fuel gas. The high-pressure gas injection engine includes the ME-GI engine using approximately 150 to 300 bar of fuel gas. Hereinafter, the case where the
재액화부(30)는 상술한 바와 같이 연료공급탱크(31,32)와 열교환부(35,36)를 포함한다. 연료공급탱크(31,32)는 엔진(70)이 요구하는 압력 수준으로 내부 압력이 상승될 수 있다. 이를 위해, 연료공급탱크(31,32)에 저장된 LNG를 열에 의해 가열시키거나 대기 또는 열전달매체와 열교환시켜 연료공급탱크(31,32) 내 압력을 설정된 압력으로 상승시키는 압력조절부(37)가 마련될 수 있다. The
연료공급탱크(31,32)는 압력조절부(37)에 의해 상승된 압력을 이용하여 엔진(70) 쪽으로 LNG를 배출시킨다. 이와 같이 연료공급탱크(31,32)의 압력에 의해 효과적으로 연료공급탱크(31,32)로부터 LNG가 배출될 수 있으므로, 종래의 펌프, 압축기 등과 같은 장치를 생략할 수 있다. 이러한 연료공급탱크(31,32)는 제2저장탱크(20)와 마찬가지로 압력식 C타입 탱크로 마련될 수 있다.The
연료공급탱크(31,32)는 제2저장탱크(20)에 비해 볼륨은 작고 압력은 더 큰 제1연료공급탱크(31)와 제2연료공급탱크(32)를 포함할 수 있다. 본 실시 예에서는 한 쌍의 연료공급탱크가 병렬로 배치된 것을 예로 들어 설명하지만, 그 이상의 개수로 배치될 수 있다. 제2저장탱크(20)와 연결된 별도의 연료공급탱크(31,32)를 배치시킴으로써, LNG 벙커링 시, 제2저장탱크(20)의 압력을 낮게 유지시킬 수 있다. The
구체적으로 제2저장탱크(20)의 압력이 낮게 유지되면, 제2저장탱크(20)이 LNG 증발가스에 의해 미리 설계된 압력까지 내부 압력이 증가할 때 별도의 LNG 증발가스 처리장치가 필요하지 않게 되어 비용 절감 및 운용의 효율을 높일 수 있다. Specifically, when the pressure of the
또, 벙커링 시 제2저장탱크(20)의 내부 압력이 낮게 유지되어 제2저장탱크(20)의 실제 설계된 압력과의 차이가 커지면 곧바로 LNG 증발가스를 처리를 하지 않아도 되므로, LNG 증발가스를 홀딩하는 시간이 길어진다. 제2저장탱크(20)의 내부 압력이 증가한다고 하더라도 연료공급탱크(31,32)로의 LNG 공급을 통해 지속적으로 제2저장탱크(20)의 압력이 하락할 여지가 있으므로, 최적화된 설계를 통해서 벙커링 주기 동안 제2저장탱크(20)의 LNG 증발가스를 처리하지 않고도 안정적인 운항을 할 수 있게 된다. 예컨대 제2저장탱크(20)의 내부 압력은 대략 0 내지 5bar 정도일 수 있고, 벙커링 직후에는 0bar에 가까운 값을 가질 수 있다. Further, since the internal pressure of the
또, 엔진(70)이 중압가스 분사엔진을 포함하는 경우, 연료공급탱크(31,32)의 내부 압력은 중압가스 분사엔진의 연료공급조건인 대략 16 내지 45bar 정도를 유지할 수 있다.Further, when the
제1연료공급탱크(31)와 제2연료공급탱크(32) 중 어느 하나가 설정된 압력에 도달하여 LNG를 배출시키면, 나머지 하나는 제2저장탱크(20)로부터 LNG를 공급받도록 교대로 운용될 수 있다. 상술한 제1연료공급탱크(31)와 제2연료공급탱크(32)에 설정된 압력은 엔진(70)의 연료가스 공급조건에 따라 결정될 수 있다. 구체적으로, 압력조절부(37)에 의해 설정된 압력에 도달하여 제1연료공급탱크(31)가 LNG를 배출시키면 제2연료공급탱크(32)는 제2저장탱크(20)로부터 LNG를 공급받을 수 있다. 그리고, 제2연료공급탱크(32)가 설정된 압력에 도달하여 LNG를 배출시키면, 제1연료공급탱크(31)는 제2저장탱크(20)로부터 LNG를 공급받을 수 있다. 상술한 설정된 압력은 중압가스 분사엔진의 연료가스 공급압력 조건인 16 내지 45bar일 수 있다.When either of the first
이때, 제1연료공급탱크(31)와 제2연료공급탱크(32)의 유로 배관(L1,L3)에 설치된 밸브(V1~V4)가 LNG 배출 및 공급을 위해 개폐된다. 밸브(V1~V4) 동작 제어는 제어부(미도시)에 의해 이루어질 수 있다. 여기서, 제1연료공급탱크(31)와 제2연료공급탱크(32)의 압력 및 유량 측정을 위한 센서(미도시)가 마련될 수 있으며, 제어부(미도시)는 측정된 값을 기초로 밸브(V1~V4)의 개폐 동작을 제어할 수 있다.At this time, the valves (V1 to V4) provided in the first
또, 도 2에 도시한 바와 같이, 예컨대 제1연료공급탱크(31) 내 압력이 설정값을 초과하여 이를 해소시킬 필요가 있는 경우, 제1연료공급탱크(31)의 LNG 증발가스는 제1연료공급탱크(31)와 제2연료공급탱크(32)에 각각 마련된 열교환 배관(P1,P2)을 통해 각 연료공급탱크(31,32)에 저장된 LNG와 순차적으로 열교환되어 재액화될 수 있다. 즉, 제1연료공급탱크(31)의 열교환 배관(P1)을 통해 제1연료공급탱크(31)에 저장된 LNG와 제1연료공급탱크(31) 내부의 LNG 증발가스(BOG) 간 열교환이 이루어진다. 열교환된 LNG 증발가스는 제2연료공급탱크(32)의 열교환 배관(P2)을 통해 제2연료공급탱크(32)에 저장된 LNG와 열교환되어 재액화된 후 제2연료공급탱크(32)에 저장된다.2, for example, when the pressure in the first
도 1을 참조하면, 열교환부(35,36)는 연료공급탱크(31,32) 내측에 설치되어 제1저장탱크(10)로부터 공급된 에탄증발가스와 연료공급탱크(31,32)에 저장된 LNG 간 1차 열교환이 수행되도록 하는 제1열교환부(35)와, 제1열교환부(35)를 거친 에탄증발가스와 연료공급탱크(31,32)로부터 배출된 LNG 간 2차 열교환이 수행되도록 하는 제2열교환부(36)를 포함할 수 있다. 열교환부(35,36)를 통해 제1저장탱크(10)로부터 공급된 에탄증발가스의 재액화가 이루어진다.1, the
세퍼레이터(40)는 제2열교환부(36)를 거친 에탄증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시킨다. 이후, 세퍼레이터(40)에 저장된 액체성분은 에탄회수라인(L2)을 통해 제1저장탱크(10)에 재저장된다.The
이하, 상술한 내용을 기초로 에탄증발가스 재액화 과정에 대해서 설명한다.Hereinafter, the ethane evaporative gas re-liquefaction process will be described based on the above-mentioned contents.
먼저, 제1저장탱크(10)로부터 공급된 에탄증발가스와 연료공급탱크(31,32)에 저장된 LNG 간 제1열교환부(35)에 의해 1차 열교환이 수행된다.First, primary heat exchange is carried out by the
다음으로, 제1열교환부(35)를 거친 에탄증발가스와 연료공급탱크(31,32)로부터 배출된 LNG 간 제2열교환부(36)에 의해 2차 열교환이 수행된다.Next, the secondary heat exchange is performed by the
다음으로, 제2열교환부(36)를 거친 에탄증발가스가 세퍼레이터(40)에 의해 액체성분과 기체성분으로 분리된다.Next, the ethane-evaporated gas passed through the second heat exchanging section (36) is separated into a liquid component and a gas component by the separator (40).
이후, 세퍼레이터(40)에 저장된 액체성분이 에탄회수라인(L2)에 의해 제1저장탱크(10)에 재저장된다.Thereafter, the liquid component stored in the
한편, 상술한 제2저장탱크(20)는 제3라인(L3)을 통해 LNG를 연료공급탱크(31,32)로 보내고, 연료공급탱크(31,32)로부터 배출된 LNG는 제4라인(L4)을 통해 제2열교환부(36) 및 처리부(60)를 통해 엔진(70)으로 공급된다. The
처리부(60)는 제2열교환부(36)를 거친 유체의 압력, 온도, 상태 중 하나 이상을 엔진(70)의 연료가스 공급조건에 맞게 조절하는 장치들을 포함할 수 있다. The
예컨대, 엔진(70)이 DFDE 엔진과 같은 저압가스 분사엔진일 경우, 처리부(60)는 제2열교환부(36)를 거친 유체를 기화시키는 기화기(62), 기화기(62)를 거친 유체를 저압가스 분사엔진의 연료가스 공급압력으로 감압시키는 감압밸브(64), 감압밸브(64)를 거친 유체를 저압가스 분사엔진의 요구 온도에 맞게 온도를 보정하는 히터(66) 등의 장치들을 포함할 수 있다. For example, when the
엔진(70)이 ME-GI 엔진과 같은 고압가스 분사엔진일 경우, 처리부(60)는 고압가스 분사엔진의 연료가스 공급압력에 따라 LNG를 가압 송출하는 고압펌프(미도시)와, 가압된 LNG를 기화시키는 고압기화기(미도시) 등과 같은 장치들을 포함할 수 있다.When the
이와 같이, 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 에탄증발가스를 LNG와의 열교환 매체로 활용하고, 열교환이 이루어진 LNG를 엔진의 연료가스로 활용할 수 있다.Thus, the ethane-evaporated gas generated in the process of transporting liquefied ethane can be utilized as a heat exchange medium with the LNG, and the heat-exchanged LNG can be utilized as the fuel gas of the engine.
상술한 실시 예에서는 LNG와 액화에탄을 예로 들어 설명하였으나, 이에 한정되는 것은 아니며, 액화점이 다른 다양한 이종의 액화가스에도 상술한 실시 예가 적용될 수 있다. 예컨대, 액화프로판, 액화부탄 등이 액화에탄 대신 사용될 수 있다. 이외에도 메탄보다 끊는점(또는 액화점)이 높고, 이송을 위해 액화과정이 필요한 다양한 물질들이 사용될 수 있다.In the above-described embodiments, LNG and liquefied ethane are exemplified. However, the present invention is not limited to the LNG and the liquefied ethane, and the above-described embodiments may be applied to various liquefied gases having different liquefaction points. For example, liquefied propane, liquefied butane, etc. may be used instead of liquefied ethane. In addition, a variety of materials that have a higher breaking point (or liquefying point) than methane and require a liquefaction process for transport can be used.
이상에서는 특정의 실시 예에 대하여 도시하고 설명하였다. 그러나, 본 발명은 상기한 실시 예에만 한정되지 않으며, 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 이하의 청구범위에 기재된 발명의 기술적 사상의 요지를 벗어남이 없이 얼마든지 다양하게 변경 실시할 수 있을 것이다.The foregoing has shown and described specific embodiments. However, it is to be understood that the present invention is not limited to the above-described embodiment, and various changes and modifications may be made without departing from the scope of the technical idea of the present invention described in the following claims It will be possible.
10: 제1저장탱크
20: 제2 저장탱크
30: 재액화부
40: 세퍼레이터
31, 32: 연료공급탱크
35: 제1열교환부
36: 제2열교환부
37: 압력조절부
50: 압축기
60: 처리부
70: 엔진
L1: 에탄가스공급라인
L2: 에탄회수라인10: first storage tank 20: second storage tank
30: Re-liquidating unit 40: Separator
31, 32: Fuel supply tank 35: First heat exchanger
36: second heat exchanger 37: pressure regulator
50: compressor 60:
70: engine L1: ethane gas supply line
L2: ethane recovery line
Claims (9)
상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크;
상기 제2저장탱크로부터 공급받은 제2액화가스를 저장하는 연료공급탱크와, 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크의 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부를 포함하는 재액화부; 및
상기 재액화부를 거친 제1액화가스 증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터;를 포함하는 재액화 시스템.A first storage tank for storing the first liquefied gas;
A second storage tank for storing a second liquefied gas having a lower liquefaction point than the first liquefied gas;
A fuel supply tank for storing a second liquefied gas supplied from the second storage tank and a second liquefied gas supplied from the second storage tank to perform heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank and the second liquefied gas in the fuel supply tank A re-cure unit including a heat exchange unit; And
And a separator for receiving the first liquefied gas evaporated gas passed through the re-cure unit and separating the liquid gas component into a liquid component and a gaseous component.
상기 열교환부는 상기 연료공급탱크 내측에 설치되고, 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크에 저장된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 제1열교환부와,
상기 제1열교환부를 거친 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크로부터 배출된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 제2열교환부를 포함하는 재액화 시스템.The method according to claim 1,
A first heat exchange unit installed inside the fuel supply tank for performing heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank and the second liquefied gas stored in the fuel supply tank,
And a second heat exchanger for performing heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas passed through the first heat exchanger and the second liquefied gas discharged from the fuel supply tank.
상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스가 상기 재액화부 및 상기 세퍼레이터를 거치도록 하는 제1액화가스 공급라인과,
상기 제1액화가스 공급라인에 설치되고, 상기 제1저장탱크로부터 공급받은 상기 제1액화가스 증발가스를 압축하여 상기 제1열교환부로 공급하는 압축기를 더 포함하는 재액화 시스템.3. The method of claim 2,
A first liquefied gas supply line through which the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank passes through the re-cure unit and the separator,
And a compressor installed in the first liquefied gas supply line for compressing the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank and supplying the compressed liquefied gas to the first heat exchanger.
상기 제1액화가스는 액화에탄이고, 상기 제2액화가스는 액화천연가스인 재액화 시스템.The method according to claim 1,
Wherein the first liquefied gas is liquefied ethane and the second liquefied gas is liquefied natural gas.
상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크;
상기 제2저장탱크로부터 공급받은 제2액화가스를 저장하는 연료공급탱크;
상기 연료공급탱크 내측에 설치되고, 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크에 저장된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 제1열교환부; 및
상기 제1열교환부를 거친 제1액화가스 증발가스와 상기 연료공급탱크로부터 배출된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 제2열교환부;를 포함하는 연료가스 공급시스템.A first storage tank for storing the first liquefied gas;
A second storage tank for storing a second liquefied gas having a lower liquefaction point than the first liquefied gas;
A fuel supply tank for storing a second liquefied gas supplied from the second storage tank;
A first heat exchange unit installed inside the fuel supply tank for performing heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas supplied from the first storage tank and the second liquefied gas stored in the fuel supply tank; And
And a second heat exchanger for performing heat exchange between the first liquefied gas evaporated gas passed through the first heat exchanger and the second liquefied gas discharged from the fuel supply tank.
상기 연료공급탱크에 설치되며, 상기 연료공급탱크에 저장된 제2액화가스를 대기 또는 열전달매체와 열교환시켜 상기 연료공급탱크의 압력을 설정된 압력으로 상승시키는 압력조절부를 더 포함하는 연료가스 공급시스템.6. The method of claim 5,
And a pressure regulating unit installed in the fuel supply tank for heat-exchanging the second liquefied gas stored in the fuel supply tank with air or heat transfer medium to raise the pressure of the fuel supply tank to a predetermined pressure.
상기 연료공급탱크는 상기 제2저장탱크에 비해 볼륨은 작고 압력은 더 큰 제1연료공급탱크와 제2연료공급탱크를 포함하고,
상기 제1연료공급탱크와 상기 제2연료공급탱크 중 어느 하나가 상기 설정된 압력에 도달하여 제2액화가스를 배출시키면, 나머지 하나는 상기 제2저장탱크로부터 제2액화가스를 공급받도록 교대로 운용되는 연료가스 공급시스템.6. The method of claim 5,
Wherein the fuel supply tank includes a first fuel supply tank and a second fuel supply tank, the volume of which is smaller and the pressure of which is larger than that of the second storage tank,
Wherein one of the first fuel supply tank and the second fuel supply tank reaches the set pressure to discharge the second liquefied gas and the other one of the first and second fuel supply tanks is operated alternately to receive the second liquefied gas from the second storage tank Fuel gas supply system.
상기 제1연료공급탱크의 제2액화가스 증발가스는
상기 제1연료공급탱크 내 압력이 설정값을 초과한 경우, 상기 제1연료공급탱크와 상기 제2연료공급탱크에 각각 마련된 열교환 배관을 통해 상기 제1연료공급탱크와 상기 제2연료공급탱크에 저장된 제2액화가스와 순차적으로 열교환되어 재액화되는 연료가스 공급시스템.8. The method of claim 7,
The second liquefied gas evaporation gas of the first fuel supply tank
Wherein when the pressure in the first fuel supply tank exceeds a set value, the first fuel supply tank and the second fuel supply tank are connected to each other through a heat exchange pipe provided in the first fuel supply tank and the second fuel supply tank, respectively, And the liquid fuel is recycled by sequentially exchanging heat with the stored second liquefied gas.
상기 제2열교환부를 거친 제2액화가스는 엔진 쪽으로 공급되고,
상기 엔진은 중압가스 분사엔진을 포함하고,
상기 연료공급탱크 내 압력은 중압가스 분사엔진의 연료가스 공급압력 조건인 16 내지 45bar인 연료가스 공급시스템.6. The method of claim 5,
The second liquefied gas passed through the second heat exchanger is supplied to the engine,
Wherein the engine comprises a medium pressure gas injection engine,
Wherein the pressure in the fuel supply tank is 16 to 45 bar, which is a fuel gas supply pressure condition of the medium pressure gas injection engine.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020140151897A KR101690938B1 (en) | 2014-11-04 | 2014-11-04 | Reliquefaction system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020140151897A KR101690938B1 (en) | 2014-11-04 | 2014-11-04 | Reliquefaction system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20160053379A true KR20160053379A (en) | 2016-05-13 |
KR101690938B1 KR101690938B1 (en) | 2017-01-10 |
Family
ID=56023236
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020140151897A KR101690938B1 (en) | 2014-11-04 | 2014-11-04 | Reliquefaction system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
KR (1) | KR101690938B1 (en) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR102046600B1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-11-20 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefied Gas Treatment System and Liquefied Gas Carrier having the same |
CN110553143A (en) * | 2018-06-01 | 2019-12-10 | 株式会社神户制钢所 | Gas supply system |
KR20200011307A (en) * | 2018-07-24 | 2020-02-03 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefied Gas Treatment System and Liquefied Gas Carrier having the same |
KR20200011306A (en) * | 2018-07-24 | 2020-02-03 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefied Gas Treatment System and Liquefied Gas Carrier having the same |
KR20200022870A (en) * | 2018-08-24 | 2020-03-04 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel Supplying System And Method For Ship Using Liquefied Gas |
KR20200022871A (en) * | 2018-08-24 | 2020-03-04 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel Supplying System And Method For Ship Using Liquefied Gas |
KR20200022872A (en) * | 2018-08-24 | 2020-03-04 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel Supplying System And Method For Ship Using Liquefied Gas |
KR20200038746A (en) * | 2018-10-04 | 2020-04-14 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefied Gas Treatment System and Liquefied Gas Carrier having the same |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR102379475B1 (en) * | 2020-09-25 | 2022-03-31 | 삼성중공업 주식회사 | Gas treatment system of liquid hydrogen carrier |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20080103500A (en) | 2007-05-08 | 2008-11-27 | 대우조선해양 주식회사 | System and method for supplying fuel gas in ships |
KR20090021179A (en) * | 2006-06-27 | 2009-02-27 | 바르실라 핀랜드 오이 | Fuel system for gas driven vessel |
KR20130080204A (en) * | 2012-01-04 | 2013-07-12 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | Fuel gas supply and re-liquefaction system of lng/lpg combined carrier |
-
2014
- 2014-11-04 KR KR1020140151897A patent/KR101690938B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20090021179A (en) * | 2006-06-27 | 2009-02-27 | 바르실라 핀랜드 오이 | Fuel system for gas driven vessel |
KR20080103500A (en) | 2007-05-08 | 2008-11-27 | 대우조선해양 주식회사 | System and method for supplying fuel gas in ships |
KR20130080204A (en) * | 2012-01-04 | 2013-07-12 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | Fuel gas supply and re-liquefaction system of lng/lpg combined carrier |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110553143A (en) * | 2018-06-01 | 2019-12-10 | 株式会社神户制钢所 | Gas supply system |
EP3587345A1 (en) * | 2018-06-01 | 2020-01-01 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho (Kobe Steel, Ltd.) | Gas supply system |
KR102046600B1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-11-20 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefied Gas Treatment System and Liquefied Gas Carrier having the same |
KR20200011307A (en) * | 2018-07-24 | 2020-02-03 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefied Gas Treatment System and Liquefied Gas Carrier having the same |
KR20200011306A (en) * | 2018-07-24 | 2020-02-03 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefied Gas Treatment System and Liquefied Gas Carrier having the same |
KR20200022870A (en) * | 2018-08-24 | 2020-03-04 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel Supplying System And Method For Ship Using Liquefied Gas |
KR20200022871A (en) * | 2018-08-24 | 2020-03-04 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel Supplying System And Method For Ship Using Liquefied Gas |
KR20200022872A (en) * | 2018-08-24 | 2020-03-04 | 대우조선해양 주식회사 | Fuel Supplying System And Method For Ship Using Liquefied Gas |
KR20200038746A (en) * | 2018-10-04 | 2020-04-14 | 한국조선해양 주식회사 | Liquefied Gas Treatment System and Liquefied Gas Carrier having the same |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR101690938B1 (en) | 2017-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101690938B1 (en) | Reliquefaction system | |
KR101617021B1 (en) | Fuel gas supply system | |
KR102450533B1 (en) | Volatile organic compounds treatment system and ship having the same | |
KR101164087B1 (en) | Apparatus and method for treating boil-off gas to reduce reliquefaction power consumption | |
KR102538933B1 (en) | Fuel Supplying System And Method For Ship Using Liquefied Gas | |
KR20160086554A (en) | Reliquefaction system | |
KR20160058259A (en) | Reliquefaction system, and fuel gas supply system | |
KR101763696B1 (en) | Reliquefaction system | |
KR20160087117A (en) | Reliquefaction system | |
KR101711971B1 (en) | Fuel gas supply system | |
KR101711951B1 (en) | Fuel gas supply system | |
KR20160074965A (en) | System for supplying fuel gas in ships | |
KR102040005B1 (en) | Fuel gas supply system | |
KR101701719B1 (en) | Reliquefaction system | |
KR102189807B1 (en) | Apparatus for retreating boil off gas | |
KR101763677B1 (en) | Reliquefaction system | |
KR101606562B1 (en) | Apparatus and method for treating boil-off gas | |
KR102233193B1 (en) | Gas Combustion Unit Control System and Operation Method | |
KR102334541B1 (en) | Reliquefaction system | |
KR102334540B1 (en) | Reliquefaction system | |
KR101763707B1 (en) | Reliquefaction system | |
KR101690939B1 (en) | Reliquefaction system, and ship including the same | |
KR102608692B1 (en) | Boil Off Gas Treatment System And Method | |
KR101711944B1 (en) | Fuel gas supply system | |
KR101617020B1 (en) | Apparatus for retreating boil off gas |
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 |