KR20160058259A - 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템 - Google Patents

Abstract

재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템을 개시한다. 본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템은 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크; 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크; 제2저장탱크로부터 공급된 제2액화가스 및 제2액화가스 증발가스 중 적어도 하나와 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부; 및 열교환부를 거친 제1액화가스 증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터;를 포함한다.

Description

재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템{RELIQUEFACTION SYSTEM, AND FUEL GAS SUPPLY SYSTEM}

본 발명은 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템에 관한 것이다.

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.

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.

그러나, 상술한 바와 같이 종래에는 LNG 증발가스를 엔진으로 공급하거나 재액화하여 저장하는 등에 대한 시스템 개발은 활발하게 이루어진 반면, 액화에탄을 저장 및 수송하는 선박에서 액화에탄 증발가스를 효과적으로 활용하고 재액화할 수 있는 시스템은 미흡한 실정이다.

한국공개특허 제10-2008-0103500호(2008. 11. 27. 공개)

본 발명의 실시 예는 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 액화에탄 증발가스를 효과적으로 활용하고 이를 재액화시켜 액화에탄 저장탱크에 재저장할 수 있는 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템을 제공하고자 한다.

또, 액화에탄과 열교환이 수행된 LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물을 엔진의 연료가스 공급조건에 맞게 처리하여 엔진으로 공급할 수 있는 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템을 제공하고자 한다.

본 발명의 일 측면에 따르면, 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크; 상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크; 상기 제2저장탱크로부터 공급된 제2액화가스 및 제2액화가스 증발가스 중 적어도 하나와 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부; 및 상기 열교환부를 거친 제1액화가스 증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터;를 포함하는 재액화 시스템이 제공될 수 있다.

상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스가 상기 열교환부 및 상기 세퍼레이터를 거치도록 하는 제1액화가스 공급라인과, 상기 제1액화가스 공급라인에 설치되고, 상기 제1저장탱크로부터 공급받은 제1액화가스 증발가스를 압축하여 상기 열교환부로 공급하는 압축기를 더 포함할 수 있다.

상기 세퍼레이터에 저장된 액체성분이 상기 제1저장탱크에 저장되도록 하는 제1액화가스 회수라인을 더 포함할 수 있다.

상기 제1액화가스는 액화에탄이고, 상기 제2액화가스는 액화천연가스일 수 있다.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크; 상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크; 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스와 상기 제2저장탱크로부터 공급된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부; 및 상기 제2저장탱크에 설치되며, 상기 제2저장탱크에 저장된 제2액화가스를 대기 또는 열전달매체와 열교환시켜 상기 제2저장탱크의 압력을 설정된 압력으로 상승시키는 압력조절부;를 포함하는 연료가스 공급시스템이 제공될 수 있다.

상기 제2저장탱크 내 압력이 설정값을 초과한 경우, 상기 제2저장탱크로부터 제2액화가스 증발가스가 배출되도록 밸브를 제어하는 제어부와, 상기 제2저장탱크로부터 제1공급라인을 통해 공급된 제2액화가스 및 상기 밸브 개방에 의해 상기 제2저장탱크로부터 제2공급라인을 통해 배출된 제2액화가스 증발가스 중 적어도 하나가 상기 열교환부로 공급되도록 상기 제1공급라인 및 상기 제2공급라인과 연결된 제2액화가스 공급라인을 더 포함할 수 있다.

상기 열교환부를 거친 유체를 엔진의 연료가스 공급조건에 맞게 처리하여 상기 엔진으로 공급하는 처리부를 더 포함하되, 상기 엔진은 저압가스 분사엔진을 포함하고, 상기 처리부는 상기 열교환부를 거친 유체를 기화시키는 기화기와, 상기 기화기를 거친 유체를 상기 엔진의 연료가스 공급압력으로 감압시키는 감압밸브와, 상기 감압밸브를 거친 유체를 상기 엔진의 요구 온도로 보정하는 히터를 포함할 수 있다.

본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템 및 연료가스 공급시스템은 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 액화에탄 증발가스를 효과적으로 활용하고 이를 재액화시켜 액화에탄 저장탱크에 재저장할 수 있다.

또, 액화에탄과 열교환이 수행된 LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물을 엔진의 연료가스 공급조건에 맞게 처리하여 엔진으로 공급할 수 있다.

본 발명의 효과들은 이상에서 언급한 효과들로 제한되지 않으며, 언급되지 않은 또 다른 효과들은 청구범위의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.

도 1은 본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템을 나타낸다.
도 2은 도 1의 다른 예로서 도 1에 도시된 제2저장탱크가 복수 개 배치되고, 제2저장탱크가 메인저장탱크로부터 LNG를 공급받는 구성을 나타낸다.

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.

도 1을 참조하면, 본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템(100)은 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 액화에탄 증발가스를 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.

재액화 시스템(100)은 액화에탄을 저장하는 제1저장탱크(10), LNG를 저장하는 제2저장탱크(20), 제1저장탱크(10)로부터 공급된 액화에탄 증발가스와 제2저장탱크(20)로부터 공급된 LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부(30), 열교환부(30)를 거친 액화에탄 증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터(40), 제1저장탱크(10)로부터 공급된 액화에탄 증발가스가 열교환부(30) 및 세퍼레이터(40)를 거치도록 하는 에탄가스공급라인(L1), 및 세퍼레이터(40)에 저장된 액체성분이 제1저장탱크(10)에 재저장되도록 하는 에탄회수라인(L2)을 포함한다.

제1저장탱크(10)는 복수 개로 마련되어 액화에탄을 저장할 수 있으며, 에탄가스공급라인(L1)을 통해 열교환부(30) 쪽으로 액화에탄 증발가스를 공급한다. 이때, 에탄가스공급라인(L1)에 압축기(50)가 마련되어 제1저장탱크(10)로부터 공급받은 액화에탄 증발가스를 압축하여 열교환부(30)로 보낼 수 있다. 제1저장탱크(10)는 멤브레인형 탱크, SPB형 탱크를 포함할 수 있다.

제2저장탱크(20)는 LNG를 저장하며, 예컨대 LNG 연료탱크 또는 LNG 화물탱크일 수 있다. 제2저장탱크(20)는 엔진(70) 등을 포함하는 수요처가 요구하는 압력 수준으로 압력이 상승될 수 있다. 이를 위해, 제2저장탱크(20)에 저장된 LNG를 열에 의해 가열시키거나 대기 또는 열전달매체와 열교환시켜 제2저장탱크(20)의 압력을 설정된 압력으로 상승시키는 압력조절부(27)가 마련될 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. 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.

제2저장탱크(20)는 압력조절부(27)에 의해 상승된 압력을 이용하여 엔진(70) 쪽으로 LNG를 배출시킨다. 이와 같이 압력에 의해 효과적으로 제2저장탱크(20)로부터 LNG가 배출될 수 있으므로, 종래의 펌프, 압축기 등과 같은 장치를 생략할 수 있다. 여기서, 엔진(70)은 저압, 중압 또는 고압가스 분사엔진을 포함할 수 있다. 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.

제2저장탱크(20)는 LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물을 LNG 공급라인(L3)을 통해 열교환부(30)로 보낼 수 있다. 이때, 제2저장탱크(20)는 LNG 공급라인(L3)과 연결된 제1공급라인(L3a)을 통해 LNG를 열교환부(30)로 공급하거나, LNG 공급라인(L3)과 연결된 제2공급라인(L3b)을 통해 LNG 증발가스를 열교환부(30)로 공급할 수 있다. 또, 제2저장탱크(20)는 제1공급라인(L3a)과 제2공급라인(L3b)을 통해 LNG와 LNG 증발가스의 혼합물을 열교환부(30)로 보낼 수 있다. 이를 위해, 제1공급라인(L3a)과 제2공급라인(L3b)에 설치된 제1 및 제2밸브(V1,V2)가 제어부(25)에 의해 제어될 수 있다. 그리고, 도시하지는 않았지만, 제2저장탱크(20) 내 압력을 측정하고, 측정된 압력 값을 제어부(25)로 전달하는 압력센서가 구비될 수 있다.

제어부(25)는 제1밸브(V1)를 열어 제1공급라인(L3a)을 통해 제2저장탱크(20)의 LNG를 열교환부(30)로 공급할 수 있다. 이때, 제2저장탱크(20) 내 압력이 설정값을 초과하여 이를 해소시킬 필요가 있을 경우, 제어부(25)는 제2밸브(V2)를 열어 제2공급라인(L3b)을 통해 LNG 증발가스를 보내어 소모시킬 수 있다.

열교환부(30)는 제1저장탱크(10)로부터 공급된 액화에탄 증발가스와 제2저장탱크(20)로부터 공급된 LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물 간 열교환이 수행되도록 한다. 이러한 열교환부(30)를 통해 제1저장탱크(10)로부터 공급된 액화에탄 증발가스의 재액화가 이루어질 수 있다.

세퍼레이터(40)는 열교환부(30)를 거친 액화에탄 증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시킨다. 이후, 세퍼레이터(40)에 저장된 액체성분은 에탄회수라인(L2)을 통해 제1저장탱크(10)에 재저장된다.

이하, 상술한 내용을 기초로 액화에탄 증발가스 재액화 과정에 대해서 설명한다.

먼저, 제1저장탱크(10)로부터 공급된 액화에탄 증발가스와 제2저장탱크(20)로부터 공급된 LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물 간 열교환부(30)에 의해 열교환이 수행된다.

다음으로, 열교환부(30)를 거친 액화에탄 증발가스가 세퍼레이터(40)에 의해 액체성분과 기체성분으로 분리된다.

이후, 세퍼레이터(40)에 저장된 액체성분이 에탄회수라인(L2)에 의해 제1저장탱크(10)에 재저장된다.

한편, 상술한 바와 같이 제2저장탱크(20)로부터 공급된 LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물은 LNG 공급라인(L3)을 통해 제1저장탱크(10)로부터 공급된 액화에탄 증발가스와 열교환이 이루어진 후, 처리부(60)를 거쳐 엔진(70)으로 공급된다.

처리부(60)는 열교환부(30)를 거친 유체의 압력, 온도, 상태 중 하나 이상을 엔진(70)의 연료가스 공급조건에 맞게 조절하는 장치들을 포함할 수 있다.

예컨대, 엔진(70)이 DFDE 엔진과 같은 저압가스 분사엔진일 경우, 처리부(60)는 열교환부(30)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.

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.

이와 같이, 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 액화에탄 증발가스를 LNG와의 열교환 매체로 활용하고, 열교환이 이루어진 LNG를 엔진의 연료가스로 활용할 수 있다.

도 2를 참조하면, 상술한 제2저장탱크(20)는 복수 개가 병렬로 배치될 수 있으며, 메인저장탱크(19)로부터 LNG를 공급받을 수 있다. 메인저장탱크(19)는 제2저장탱크(20)보다 상류에 배치되어, 압력(수두압) 차에 의해 LNG를 제2저장탱크(20)로 각각 공급할 수 있다. 여기서, 각각의 제2저장탱크(20)는 메인저장탱크(19)에 비해 볼륨은 작고 압력은 더 크게 마련될 수 있다. 설명의 편의상 한 쌍의 제2저장탱크(20)가 병렬로 배치된 것을 예로 들어 설명하지만, 그 이상의 개수로 배치될 수 있다.

메인저장탱크(19)와 연결된 한 쌍의 제2저장탱크(20)를 배치시킴으로써, LNG 벙커링 시, 메인저장탱크(19)의 내부 압력을 낮게 유지시킬 수 있다. 구체적으로 메인저장탱크(19)의 내부 압력이 메인저장탱크(19)의 실제 설계된 압력에 비해 낮게 유지되면, 메인저장탱크(19)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.

또, 벙커링 시 메인저장탱크(19)의 내부 압력이 낮게 유지되어 메인저장탱크(19)의 실제 설계된 압력과의 차이가 커지면 곧바로 LNG 증발가스를 처리를 하지 않아도 되므로, LNG 증발가스를 홀딩하는 시간이 길어진다.

또, 메인저장탱크(19)의 내부 압력이 증가한다고 하더라도 제2저장탱크(20)로의 LNG 공급을 통해 지속적으로 메인저장탱크(19)의 압력이 하락할 여지가 있으므로, 최적화된 설계를 통해서 벙커링 주기 동안 메인저장탱크(19)의 LNG 증발가스를 처리하지 않고도 안정적인 운항을 할 수 있게 된다. 예컨대, 메인저장탱크(19)의 내부 압력은 대략 0 ~ 5bar 정도일 수 있고, 벙커링 직후에는 0bar에 가까운 값을 가질 수 있다.

또, 엔진(70)이 중압가스 분사엔진을 포함하는 경우, 각각의 제2저장탱크(20)의 내부 압력은 중압가스 분사엔진의 연료가스 공급압력 조건인 대략 16 내지 45bar 정도를 유지할 수 있다.

두 제2저장탱크(20) 중 어느 하나가 설정된 압력에 도달하여 LNG를 배출시키면, 나머지 하나는 메인저장탱크(19)로부터 LNG를 공급받도록 교대로 운용될 수 있다. 제2저장탱크(20)에 설정된 압력은 엔진(70)의 연료가스 공급조건에 따라 결정될 수 있다. 이때, 제2저장탱크(20)의 유로에 설치된 각 밸브(V1,V3,V5,V6)가 LNG 배출 및 공급을 위해 개폐된다.

또, 각각의 제2저장탱크(20)의 압력 및 유량 측정을 위한 센서(미도시)가 마련될 수 있으며, 제어부(25, 도 1 참조)는 센서에 의해 측정된 값을 기초로 밸브(V1~V6)의 개폐 동작을 제어할 수 있다. 예컨대 제2저장탱크(20) 중 어느 하나의 내부 압력이 설정값을 초과하여 이를 해소시킬 필요가 있는 경우, 해당 제2저장탱크(20)의 밸브를 열어 LNG 증발가스를 LNG 공급라인(L3)을 통해 엔진(70) 쪽으로 공급할 수 있다. 여기서, LNG 공급라인(L3)은 각 제2저장탱크(20)의 밸브(V1~V4)가 설치된 공급라인(L3a~L3d)과 연결된다.

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.

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.

10: 제1저장탱크 20: 제2 저장탱크
25: 제어부 27: 압력조절부
30: 열교환부 40: 세퍼레이터
50: 압축기 60: 처리부
70: 엔진 L1: 에탄가스공급라인
L2: 에탄회수라인

Claims (7)

1. 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크;
   상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크;
   상기 제2저장탱크로부터 공급된 제2액화가스 및 제2액화가스 증발가스 중 적어도 하나와 상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부; 및
   상기 열교환부를 거친 제1액화가스 증발가스를 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터;를 포함하는 재액화 시스템.
2. 제1항에 있어서,
   상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스가 상기 열교환부 및 상기 세퍼레이터를 거치도록 하는 제1액화가스 공급라인과,
   상기 제1액화가스 공급라인에 설치되고, 상기 제1저장탱크로부터 공급받은 제1액화가스 증발가스를 압축하여 상기 열교환부로 공급하는 압축기를 더 포함하는 재액화 시스템.
3. 제1항에 있어서,
   상기 세퍼레이터에 저장된 액체성분이 상기 제1저장탱크에 저장되도록 하는 제1액화가스 회수라인을 더 포함하는 재액화 시스템.
4. 제1항에 있어서,
   상기 제1액화가스는 액화에탄이고, 상기 제2액화가스는 액화천연가스인 재액화 시스템.
5. 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크;
   상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크;
   상기 제1저장탱크로부터 공급된 제1액화가스 증발가스와 상기 제2저장탱크로부터 공급된 제2액화가스 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부; 및
   상기 제2저장탱크에 설치되며, 상기 제2저장탱크에 저장된 제2액화가스를 대기 또는 열전달매체와 열교환시켜 상기 제2저장탱크의 압력을 설정된 압력으로 상승시키는 압력조절부;를 포함하는 연료가스 공급시스템.
6. 제5항에 있어서,
   상기 제2저장탱크 내 압력이 설정값을 초과한 경우, 상기 제2저장탱크로부터 제2액화가스 증발가스가 배출되도록 밸브를 제어하는 제어부와,
   상기 제2저장탱크로부터 제1공급라인을 통해 공급된 제2액화가스 및 상기 밸브 개방에 의해 상기 제2저장탱크로부터 제2공급라인을 통해 배출된 제2액화가스 증발가스 중 적어도 하나가 상기 열교환부로 공급되도록 상기 제1공급라인 및 상기 제2공급라인과 연결된 제2액화가스 공급라인을 더 포함하는 연료가스 공급시스템.
7. 제6항에 있어서,
   상기 열교환부를 거친 유체를 엔진의 연료가스 공급조건에 맞게 처리하여 상기 엔진으로 공급하는 처리부를 더 포함하되,
   상기 엔진은 저압가스 분사엔진을 포함하고,
   상기 처리부는
   상기 열교환부를 거친 유체를 기화시키는 기화기와,
   상기 기화기를 거친 유체를 상기 엔진의 연료가스 공급압력으로 감압시키는 감압밸브와,
   상기 감압밸브를 거친 유체를 상기 엔진의 요구 온도로 보정하는 히터를 포함하는 연료가스 공급시스템.
   
   

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