KR20170091490A - A Vessel having a regasification System of gas - Google Patents

A Vessel having a regasification System of gas Download PDF

Info

Publication number
KR20170091490A
KR20170091490A KR1020160092171A KR20160092171A KR20170091490A KR 20170091490 A KR20170091490 A KR 20170091490A KR 1020160092171 A KR1020160092171 A KR 1020160092171A KR 20160092171 A KR20160092171 A KR 20160092171A KR 20170091490 A KR20170091490 A KR 20170091490A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
gas
liquefied gas
storage tank
evaporation
vaporizer
Prior art date
Application number
KR1020160092171A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR102306457B1 (en
Inventor
박상민
남기일
이태영
Original Assignee
현대중공업 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 현대중공업 주식회사 filed Critical 현대중공업 주식회사
Publication of KR20170091490A publication Critical patent/KR20170091490A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR102306457B1 publication Critical patent/KR102306457B1/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
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • 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
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships

Abstract

According to the present invention, a vessel having a regasification system of gas comprises: a pump pressurizing liquefied gas stored in a liquefied gas storage tank; a vaporizer provided in a downstream portion of the pump to vaporize the liquefied gas; and an evaporation gas suction unit provided in a downstream portion of the vaporizer to suck evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank. Moreover, an additional recondenser liquefying the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank is not provided.

Description

가스 재기화 시스템을 구비하는 선박{A Vessel having a regasification System of gas}BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention [0001] The present invention relates to a vessel having a gas regeneration system,

본 발명은 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박에 관한 것이다. The present invention relates to a ship having a gas regeneration system.

일반적으로, LNG는 청정연료이고 매장량도 석유보다 풍부하다고 알려져 있고, 채광과 이송기술이 발달함에 따라 그 사용량이 급격히 증가하고 있다. 이러한 LNG는 주성분인 메탄을 1기압 하에서 -162℃ 이하로 온도를 내려서 액체 상태로 보관하는 것이 일반적인데, 액화된 메탄의 부피는 표준 상태인 기체상태의 메탄 부피의 600분의 1 정도이고, 비중은 0.42로 원유 비중의 약 2분의 1이 된다.Generally, it is known that LNG is a clean fuel and its reserves are more abundant than petroleum, and its usage is rapidly increasing as mining and transfer technology develops. This LNG is generally stored in a liquid state at a temperature of -162 ° C. or less under 1 atm of the main component. The volume of liquefied methane is about 1/600 of the volume of methane in a gaseous state in a standard state, Is 0.42, which is about one half of the specific gravity of crude oil.

LNG는 운반의 용이성으로 액화시켜 운송 후 사용처에서 기화시켜서 사용한다. 그러나, 자연재해 및 테러의 위험으로 인하여 육상에 LNG 기화설비를 설치하는 것을 우려한다.LNG is liquefied with ease of transportation and used after vaporizing at the place of use after transportation. However, due to the risk of natural disasters and terrorism, it is feared to install LNG vaporization equipment onshore.

이로 인하여 종래 육상에 설치하는 액화천연가스 재기화 시스템 대신에, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)를 운반하는 LNG 운반선에 재기화 장치를 설치하여 육상으로 기화된 천연가스(Natural Gas)를 공급하는 설비가 각광을 받고 있다.As a result, in place of the conventional liquefied natural gas regeneration system installed on the land, a system for supplying natural gas that is vaporized on the land by installing a regeneration device on an LNG carrier carrying the liquefied natural gas Is in the spotlight.

LNG 재기화 장치 시스템에서 액화가스 저장탱크에 저장된 LNG는 부스팅 펌프에 의해 가압되어 LNG 기화기로 보내어지고, LNG 기화기에서 NG로 기화되어 육상의 수요처로 보내진다. 여기서 LNG 기화기 상에 LNG의 온도를 높이는 열교환이 이루어지는 과정에서 많은 에너지를 필요로 하게 된다. 따라서, 이 과정에서 쓰이는 에너지가 비효율적인 교환이 이루어짐으로 인해 낭비되는 문제점을 해결하기 위해 효율적인 재기화를 위한 다양한 열교환 기술들이 연구되고 있는 실정이다.In the LNG regasifier system, the LNG stored in the liquefied gas storage tank is pressurized by the booster pump and sent to the LNG vaporizer, which is vaporized by the LNG vaporizer and sent to the onshore consumer. Here, a large amount of energy is required in the process of heat exchange in which the temperature of the LNG is increased on the LNG vaporizer. Therefore, in order to solve the problem that the energy used in this process is wasted due to inefficient exchange, various heat exchange techniques for efficient regeneration have been studied.

본 발명은 종래의 기술을 개선하고자 창출된 것으로서, 액화가스의 재기화 효율이 극대화될 수 있는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박을 제공하기 위한 것이다.SUMMARY OF THE INVENTION The present invention has been made to improve the prior art, and it is an object of the present invention to provide a ship having a gas regeneration system in which the regeneration efficiency of the liquefied gas can be maximized.

본 발명에 따른 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박은, 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 가압하는 펌프; 상기 펌프의 하류에 마련되어 상기 액화가스를 기화시키는 기화기; 및 상기 기화기의 하류에 마련되어 상기 액화가스 저장탱크에서 발생된 증발가스를 흡입하는 증발가스 흡입유닛을 포함하고, 상기 액화가스 저장탱크에서 발생된 증발가스를 액화시키는 별도의 재응축기를 구비하지 않는 것을 특징으로 한다. A ship equipped with a gas regeneration system according to the present invention comprises a pump for pressurizing liquefied gas stored in a liquefied gas storage tank; A vaporizer provided downstream of the pump to vaporize the liquefied gas; And an evaporative gas suction unit provided downstream of the vaporizer for sucking the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank and not having a separate recondenser for liquefying the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank .

구체적으로, 상기 증발가스 흡입유닛과 상기 기화기 사이에 구비되어, 상기 기화기로부터 토출되는 기화된 액화가스를 가압하는 제1 가압수단을 더 포함할 수 있다.Specifically, the apparatus may further include first pressing means provided between the evaporation gas suction unit and the vaporizer, for pressurizing the vaporized liquefied gas discharged from the vaporizer.

구체적으로, 상기 제1 가압수단은, 상기 기화된 액화가스를 120바(bar) 이상으로 가압하여 상기 증발가스 흡입유닛으로 공급할 수 있다.Specifically, the first pressurizing unit can pressurize the vaporized liquefied gas to 120 bar or more and supply it to the evaporation gas suction unit.

구체적으로, 상기 증발가스 흡입유닛은, 상기 기화기로부터 50 내지 120바(bar)의 압력을 가지는 기화된 액화가스를 공급받아, 상기 액화가스 저장탱크로부터 1 내지 1.1바(bar)인 증발가스를 흡입하여 혼합할 수 있다.Specifically, the evaporation gas suction unit receives vaporized liquefied gas having a pressure of 50 to 120 bar from the vaporizer and sucks evaporative gas of 1 to 1.1 bar from the liquefied gas storage tank And then mixed.

구체적으로, 상기 증발가스 흡입유닛의 후단에 구비되어 혼합 유체를 가압하는 제2 가압수단을 더 포함할 수 있다.Specifically, it may further include a second pressurizing unit provided at a rear end of the evaporation gas sucking unit to pressurize the mixed fluid.

구체적으로, 상기 제2 가압수단은, 상기 혼합 유체를 50 내지 120바(bar)로 가압하여, 상기 수요처로 공급할 수 있다.Specifically, the second pressurizing unit may pressurize the mixed fluid to 50 to 120 bar to supply it to the customer.

구체적으로, 상기 펌프는, 상기 액화가스를 50 내지 120 바(bar)로 가압할 수 있다.Specifically, the pump may pressurize the liquefied gas at 50 to 120 bar.

구체적으로, 상기 증발가스 흡입유닛은, 상기 기화기로부터 120바(bar) 이상의 압력을 가지는 기화된 액화가스를 공급받아, 상기 액화가스 저장탱크로부터 1 내지 1.1바(bar)인 증발가스를 흡입하여 혼합할 수 있다.Specifically, the evaporation gas suction unit receives vaporized liquefied gas having a pressure of 120 bar or more from the vaporizer, sucks evaporative gas of 1 to 1.1 bar from the liquefied gas storage tank, can do.

구체적으로, 상기 증발가스 흡입유닛의 후단에 구비되며, 상기 증발가스 흡입유닛에서 토출되는 유체 내의 질소성분을 분리하는 질소 분리기를 더 포함할 수 있다.Specifically, the apparatus may further include a nitrogen separator provided at a rear end of the evaporation gas suction unit, for separating nitrogen components in the fluid discharged from the evaporation gas suction unit.

구체적으로, 상기 액화가스 저장탱크와 상기 수요처를 연결하며, 상기 펌프, 상기 기화기 및 상기 증발가스 흡입유닛을 구비하는 액화가스 공급라인; 상기 액화가스 저장탱크와 상기 증발가스 흡입유닛을 연결하는 증발가스 흡입라인; 및 상기 액화가스 공급라인 상에서 분기되어 상기 증발가스 흡입유닛을 바이패스하는 바이패스 라인을 더 포함할 수 있다.A liquefied gas supply line connecting the liquefied gas storage tank and the demander, the liquefied gas supply line including the pump, the vaporizer, and the evaporation gas sucking unit; An evaporation gas suction line connecting the liquefied gas storage tank and the evaporation gas suction unit; And a bypass line branched on the liquefied gas supply line and bypassing the evaporation gas sucking unit.

본 발명에 따른 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박은, 액화가스의 재기화 효율이 극대화될 수 있는 효과가 있다.The ship equipped with the gas regeneration system according to the present invention has the effect of maximizing the regeneration efficiency of the liquefied gas.

도 1은 종래의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박의 개념도이다.
도 2는 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박의 개념도이다.
도 3은 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 재기화 시스템을 나타내는 개념도이다.
도 4는 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템을 나타내는 개념도이다.1 is a conceptual view of a ship having a gas regeneration system according to a conventional embodiment.
2 is a conceptual view of a ship having a gas regeneration system according to an embodiment of the present invention.
3 is a conceptual diagram illustrating a gas regeneration system according to another embodiment of the present invention.
4 is a conceptual diagram showing a gas regeneration system according to an embodiment of the present invention.

본 발명의 목적, 특정한 장점들 및 신규한 특징들은 첨부된 도면들과 연관되어지는 이하의 상세한 설명과 바람직한 실시예로부터 더욱 명백해질 것이다. 본 명세서에서 각 도면의 구성요소들에 참조번호를 부가함에 있어서, 동일한 구성 요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 번호를 가지도록 하고 있음에 유의하여야 한다. 또한, 본 발명을 설명함에 있어서, 관련된 공지 기술에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 불필요하게 흐릴 수 있다고 판단되는 경우 그 상세한 설명은 생략한다.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS The objects, particular advantages and novel features of the present invention will become more apparent from the following detailed description taken in conjunction with the accompanying drawings, in which: FIG. It should be noted that, in the present specification, the reference numerals are added to the constituent elements of the drawings, and the same constituent elements are assigned the same number as much as possible even if they are displayed on different drawings. In the following description, well-known functions or constructions are not described in detail since they would obscure the invention in unnecessary detail.

이하 본 명세서에서, 액화가스는 LNG 또는 LPG, 에틸렌, 암모니아 등과 같이 일반적으로 액체 상태로 보관되는 모든 가스 연료를 포괄하는 의미로 사용될 수 있으며, 가열이나 가압에 의해 액체 상태가 아닌 경우 등도 편의상 액화가스로 표현할 수 있다. 이는 증발가스도 마찬가지로 적용될 수 있다. 또한, LNG는 편의상 액체 상태인 NG(Natural Gas) 뿐만 아니라 초임계 상태 등인 NG를 모두 포괄하는 의미로 사용될 수 있으며, 증발가스는 기체 상태의 증발가스뿐만 아니라 액화된 증발가스를 포함하는 의미로 사용될 수 있다.Hereinafter, the liquefied gas may be used to encompass all gaseous fuels generally stored in a liquid state, such as LNG or LPG, ethylene, ammonia, etc. In the case where the gas is not in a liquid state by heating or pressurization, . This also applies to the evaporative gas. In addition, LNG can be used to encompass both NG (natural gas), which is a liquid state, and NG, which is a supercritical state for the sake of convenience. The LNG may be used to mean not only a gas state evaporation gas but also a liquefied evaporation gas .

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명하기로 한다.Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

도 1은 종래의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템을 포함하는 선박의 개념도이다.1 is a conceptual view of a ship including a gas regeneration system according to a conventional embodiment.

도 1에 도시한 바와 같이, 종래의 가스 재기화 시스템(1)은, 액화가스 저장탱크(10), 피딩 펌프(20), 버퍼탱크(30), 기화기(40), 수요처(70)를 포함한다. 1, a conventional gas regeneration system 1 includes a liquefied gas storage tank 10, a feeding pump 20, a buffer tank 30, a vaporizer 40, and a consumer 70 do.

종래의 가스 재기화 시스템(1)은, 액화가스 저장탱크(10)로부터 액체 상태의 액화가스를 피딩 펌프(20)를 통해 빼내어 버퍼탱크(30)를 거쳐 부스팅 펌프(21)로 가압시킨 후, 기화기(40)에서 열원을 통해 액화가스를 가열시켜 재기화시키고 이를 제1 수요처(70)로 공급하는 방식을 사용하였다. The conventional gas regeneration system 1 is configured such that the liquefied gas in a liquid state is taken out from the liquefied gas storage tank 10 through the feeding pump 20 and is pressurized by the boosting pump 21 through the buffer tank 30, The vaporizer 40 heats the liquefied gas through a heat source and regenerates it, and supplies it to the first customer 70. [

이러한 가스 재기화 시스템(1)은, 선체(100)의 내부에 액화가스 저장탱크(10)가 복수 개 배치되는데 반해, 재응축기(30), 부스팅 펌프(21), 기화기(40)의 구성은 선수부(101)의 상갑판(104) 상측에 배치되어 구동되었다. In this gas regeneration system 1, a plurality of liquefied gas storage tanks 10 are arranged inside the hull 100, while the configuration of the recondenser 30, the boosting pump 21, and the vaporizer 40 is And is disposed above the upper deck 104 of the bow portion 101 and driven.

상기 재응축기(30), 부스팅 펌프(21), 기화기(40)의 구성들의 배치는 액화가스의 구성이 폭발성 물질로 이루어지므로, 순환성이 미약한 폐쇄적인 선체(100)의 내부에 구비되지 못하도록 하여 안전성을 확보하기 위함에서 기인한다.The configuration of the recondenser 30, the boosting pump 21 and the evaporator 40 is such that the liquefied gas is composed of an explosive substance and therefore is not provided inside the closed hull 100, To ensure safety.

기화기(40)는, 열원 순환라인(L3) 상에 구비되는 해수 열교환기(41) 및 열원 펌프(42)를 통해서 제1 열매를 공급받아 액화가스를 재기화시키는데, 제1 열매로 프로판 또는 부탄 등의 폭발성 냉매를 사용하였다. 따라서, 가스 재기화 시스템(1)의 구성들과 마찬가지로 기화기(40)에 열원을 공급하는 해수 열교환기(41) 및 열원 펌프(42)의 구성들도 상갑판(104)의 상측에 배치되어 구동되었다. The vaporizer 40 supplies the first heat through the seawater heat exchanger 41 and the heat source pump 42 provided on the heat source circulation line L3 to regenerate the liquefied gas. Explosive refrigerants were used. The configurations of the seawater heat exchanger 41 and the heat source pump 42 for supplying the heat source to the vaporizer 40 are also arranged and driven on the upper side of the upper deck 104 in the same manner as the configurations of the gas regeneration system 1 .

그에 반해 해수 열교환기(41)로 해수를 공급하는 구성인 해수 펌프(51)는 선체(100) 내부의 배치 조건에 따라 엔진룸(51)에 위치할 수 밖에 없었고 그로 인해 해수 열교환기(41)와 해수 펌프(51)를 연결하는 해수 라인(L4)의 길이가 상당히 길게 되었다. 해수 라인(L4)은 열원 순환라인(L3)에 비해 내부식성을 가져야하고 대량의 해수를 해수 열교환기(41)로 공급하여야 하는바 비용이 상대적으로 많이 드는 문제점이 있었다. On the other hand, the seawater pump 51, which is a structure for supplying seawater to the seawater heat exchanger 41, has to be located in the engine room 51 according to the arrangement conditions inside the ship 100, The length of the sea water line L4 connecting the sea water pump 51 and the sea water pump 51 is considerably long. The seawater line L4 must have corrosion resistance as compared with the heat source circulation line L3 and a large amount of seawater must be supplied to the seawater heat exchanger 41, resulting in a relatively high cost.

또한, 상기 설명한 바와 같이 폭발성 냉매를 지니는 것으로 인해서 선체(100)에 배치되는 위치가 한정적일 수 밖에 없어 선체(100) 내의 공간 활용성에서 심각한 손해를 끼치는 문제점이 있었다. In addition, as described above, since the explosive refrigerant has a limited position to be disposed in the hull 100, there is a problem that the space utilization in the hull 100 is seriously damaged.

이와 같은 문제점을 해결하기 위한 방안으로 본 발명이 개발되었으며, 이에 대한 상세한 내용은 하기 기술하도록 한다. The present invention has been developed to solve such a problem, and details thereof will be described below.

미설명부호 L1, L2, 61, 102, 103, 105, H1, H2, E, S, P, ER, D는, 각각 액화가스 공급라인(L1), 재기화 라인(L2), 제2 수요처(61), 중앙부(102), 선미부(103), 선저부(105), 해수 유입구(H1), 해수 유출구(H2), 엔진(E), 프로펠러 축(S), 프로펠러(P), 엔진룸(ER), 데크(D)로써, 이하 도 2 내지 도 4에서 설명하는 본 발명의 실시예에서 상세히 설명하도록 한다. The reference numerals L1, L2, 61, 102, 103, 105, H1, H2, E, S, P, ER and D indicate the liquefied gas supply line L1, the regeneration line L2, The engine E, the propeller shaft S, the propeller P, the engine room E, the engine room E, the engine E, (ER) and a deck (D), which will be described in detail in the embodiments of the present invention described in FIGS. 2 to 4 below.

도 2는 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박의 개념도이다. 2 is a conceptual view of a ship having a gas regeneration system according to an embodiment of the present invention.

도 2에 도시한 바와 같이, 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(2)은, 액화가스 저장탱크(10), 피딩 펌프(20), 부스팅 펌프(21), 버퍼 탱크(30), 기화기(40), 제2 수요처(61), 제1 수요처(70) 및 증발가스 압축기(80)를 포함한다. 2, the gas regeneration system 2 according to the embodiment of the present invention includes a liquefied gas storage tank 10, a feeding pump 20, a boosting pump 21, a buffer tank 30, A vaporizer 40, a second customer 61, a first customer 70, and an evaporative gas compressor 80.

본 발명의 실시예에서 액화가스 저장탱크(10), 피딩 펌프(20), 부스팅 펌프(21), 버퍼 탱크(30), 기화기(40), 제2 수요처(61), 제1 수요처(70) 등은 종래의 가스 재기화 시스템(1)에서의 각 구성과 편의상 동일한 도면부호를 사용하나, 반드시 동일한 구성을 지칭하는 것은 아니다.In the embodiment of the present invention, the liquefied gas storage tank 10, the feeding pump 20, the boosting pump 21, the buffer tank 30, the vaporizer 40, the second consumer 61, the first consumer 70, And the like refer to the same reference numerals in the conventional gas regeneration system 1, but they do not necessarily refer to the same components.

여기서 가스 재기화 시스템(2)이 설치된 선박은, 선수부(101), 중앙부(102), 선미부(103), 상갑판(104) 및 선저부(105)로 구성된 선체(100)를 가지고 있으며, 선미부(103)에 배치되는 엔진룸(ER)의 엔진(E)에서 생산한 동력을 프로펠러 축(S)이 프로펠러(P)로 전달하여 작동함으로써 추진된다. The ship equipped with the gas regeneration system 2 here has a hull 100 composed of a bow portion 101, a central portion 102, a stern portion 103, an upper deck 104 and a bottom portion 105, The propeller shaft S is propelled by operating the propeller shaft S by transmitting the power generated by the engine E of the engine room ER disposed in the propeller shaft 103 to the propeller shaft P.

또한, 상기 선박은, 해상에서 액화가스를 재기화하여 액화가스를 육상 터미널로 공급할 수 있도록 하기 위해, 액화가스 운반선(부호 도시하지 않음)에 가스 재기화 시스템(2)을 설치한 액화가스 재기화 선박(LNG RV) 또는 부유식 액화가스 저장 및 재기화 설비(FSRU)일 수 있다.In order to enable the liquefied gas to be re-fed at sea and supplied to the land terminal, the ship is provided with a liquefied gas regeneration system (not shown) provided with a gas regeneration system (2) Ship (LNG RV) or floating liquefied gas storage and regasification facility (FSRU).

이하에서는, 도 2를 참조하여 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(2)을 설명하도록 한다. Hereinafter, the gas regeneration system 2 according to the embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.

본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(2)의 개별적인 구성을 기술하기에 앞서, 개별적인 구성들을 유기적으로 연결하는 기본적인 유로들에 대해서 설명하기로 한다. 여기서 유로는 유체가 흐르는 통로로 라인(Line)일 수 있으며 이에 한정되지 않고 유체가 유동하는 구성이면 모두 가능하다. Prior to describing the individual configurations of the gas regeneration system 2 according to the embodiment of the present invention, the basic flow paths for organically connecting the individual structures will be described. Here, the passage is a passage through which the fluid flows, and may be a line. However, the present invention is not limited thereto.

본 발명의 실시예에서는, 액화가스 공급라인(L1), 재기화 라인(L2), 열원 순환라인(L3), 해수 라인(L4), 스팀 라인(L5), 증발가스 공급라인(L6), 증발가스 분기라인(L7)을 더 포함할 수 있다. 각각의 라인에는 개도 조절이 가능한 밸브(도시하지 않음)들이 설치될 수 있으며, 각 밸브의 개도 조절에 따라 증발가스 또는 액화가스의 공급량이 제어될 수 있다.In the embodiment of the present invention, the liquefied gas supply line L1, the regeneration line L2, the heat source circulation line L3, the seawater line L4, the steam line L5, the evaporation gas supply line L6, And may further include a gas branch line L7. Valves (not shown), which are adjustable in opening degree, may be installed in each line, and the supply amount of the evaporation gas or liquefied gas may be controlled according to the opening degree of each valve.

액화가스 공급라인(L1)은, 액화가스 저장탱크(10)와 버퍼 탱크(30)를 연결하고 피딩 펌프(20)를 구비하여, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 피딩 펌프(20)를 통해 버퍼 탱크(30)로 공급할 수 있다. 이때, 액화가스 공급라인(L1)은 버퍼 탱크(30)와 연결됨과 동시에 버퍼 탱크(30)의 상류에서 분기되어 재기화 라인(L2)으로 직접 연결될 수 있다.The liquefied gas supply line L1 connects the liquefied gas storage tank 10 and the buffer tank 30 and has a feeding pump 20 to supply the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank 10 to the feeding pump 20 To the buffer tank 30 through the supply line (not shown). At this time, the liquefied gas supply line L1 may be connected to the buffer tank 30 and may be branched at the upstream of the buffer tank 30 and directly connected to the regasification line L2.

재기화 라인(L2)은, 버퍼 탱크(30)와 제1 수요처(70)를 연결하고 부스팅 펌프(21) 및 기화기(40)를 구비하여, 버퍼 탱크(30)에 임시 저장된 액화가스 또는 액화가스 공급라인(L1)으로부터 직접 공급되는 액화가스를 부스팅 펌프(21)로 가압하고 기화기(40)로 재기화시켜 제1 수요처(70)로 공급할 수 있다.The regeneration line L2 connects the buffer tank 30 and the first consumer 70 and includes a boosting pump 21 and a vaporizer 40 to supply the liquefied gas or liquefied gas temporarily stored in the buffer tank 30 The liquefied gas directly supplied from the supply line L1 can be pressurized by the booster pump 21 and regenerated by the vaporizer 40 to be supplied to the first customer 70. [

열원 순환라인(L3)은, 기화기(40), 해수 열교환기(41) 및 열원 펌프(42)를 순환연결하여, 제1 열매를 각 구성들로 순환시킬 수 있다. 여기서 열원 순환라인(L3)은, 직경이 해수 라인(L4)보다 작게 형성될 수 있다. The heat source circulation line L3 circulates the vaporizer 40, the seawater heat exchanger 41 and the heat source pump 42 to circulate the first fruit to the respective structures. Here, the heat source circulation line L3 may be formed smaller in diameter than the sea water line L4.

해수 라인(L4)은, 해수 유입구(H1)와 해수 유출구(H2)를 연결하고 해수 펌프(51)와 해수 열교환기(41)를 구비하여, 해수 펌프(51)를 통해서 해수를 해수 열교환기(41)로 공급할 수 있다. 여기서 해수 라인(L4)은, 직경이 열원순환라인(L3)보다 크게 형성될 수 있고 내부식성을 가지는 재질을 내부에 도포하여 구성될 수 있다. The seawater line L4 connects the seawater inlet H1 and the seawater outlet H2 and includes a seawater pump 51 and a seawater heat exchanger 41 so that the seawater is circulated through the seawater heat exchanger 41). Here, the seawater line L4 may be formed to have a diameter larger than that of the heat source circulation line L3 and to apply a material having corrosion resistance to the inside thereof.

스팀 라인(L5)은, 제2 수요처(61)와 스팀 열교환기(62)를 연결하여, 제2 수요처(61)에서 생성된 스팀을 스팀 열교환기(62)로 공급할 수 있다. The steam line L5 may connect the second customer 61 to the steam heat exchanger 62 and supply the steam generated by the second customer 61 to the steam heat exchanger 62.

증발가스 공급라인(L6)은, 액화가스 저장탱크(10)와 버퍼 탱크(30)를 연결하고 증발가스 압축기(80)를 구비하여, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 증발가스 압축기(80)로 가압하여 버퍼 탱크(30)로 공급할 수 있다. 이때, 증발가스 공급라인(L6)은, 버퍼 탱크(30)의 하측에 연결될 수 있다. The evaporation gas supply line L6 connects the liquefied gas storage tank 10 and the buffer tank 30 and includes an evaporation gas compressor 80 so that the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank 10 is supplied to the evaporation gas It can be pressurized by the compressor 80 and supplied to the buffer tank 30. At this time, the evaporation gas supply line L6 may be connected to the lower side of the buffer tank 30.

증발가스 분기라인(L7)은, 증발가스 공급라인(L6) 상의 증발가스 압축기(80) 하류에서 분기되어 제2 수요처(61)와 연결될 수 있으며, 증발가스 압축기(60)에 의해 가압된 증발가스를 제2 수요처(61)로 공급할 수 있다.The evaporation gas branch line L7 can be branched at the downstream of the evaporation gas compressor 80 on the evaporation gas supply line L6 and connected to the second demand point 61, To the second customer (61).

이하에서는 상기 설명한 각 라인들(L1~L7)에 의해 유기적으로 형성되어 가스 재기화 시스템(2)을 구현하는 개별적인 구성들에 대해서 설명하도록 한다. Hereinafter, the individual configurations that are organically formed by the above-described respective lines L1 to L7 to implement the gas regeneration system 2 will be described.

액화가스 저장탱크(10)는, 제1 수요처(70)에 공급될 액화가스를 저장한다. 액화가스 저장탱크(10)는, 액화가스를 액체상태로 보관하여야 하는데, 이때, 액화가스 저장탱크(10)는 압력 탱크 형태를 가질 수 있다.The liquefied gas storage tank 10 stores the liquefied gas to be supplied to the first customer. The liquefied gas storage tank 10 must store the liquefied gas in a liquid state, at which time the liquefied gas storage tank 10 may have the form of a pressure tank.

여기서 액화가스 저장탱크(10)는, 선체(100)의 내부에 배치되며, 엔진룸(ER)의 전방에 일례로 4개 형성될 수 있다. 또한, 액화가스 저장탱크(10)는 일례로 멤브레인 형 탱크이나, 이에 한정되지 않고 독립형 탱크 등, 다양한 형태로 그 종류를 특별히 한정하지는 않는다.Here, the liquefied gas storage tank 10 is disposed inside the hull 100, and four liquefied gas storage tanks 10 may be formed in front of the engine room ER, for example. In addition, the liquefied gas storage tank 10 is not particularly limited to various types such as a membrane-type tank or an independent tank, for example.

피딩 펌프(20)는, 액화가스 공급라인(L1) 상에 구비되고, 액화가스 저장탱크(10)의 내부 또는 외부에 설치되어 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 버퍼 탱크(30)로 공급할 수 있다. The feeding pump 20 is provided on the liquefied gas supply line L1 and is provided inside or outside the liquefied gas storage tank 10 to store the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank 10 in the buffer tank 30, .

구체적으로, 피딩 펌프(20)는, 액화가스 공급라인(L1) 상에 액화가스 저장탱크(10)와 버퍼 탱크(30) 사이에 구비되어 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 1차 가압하여 버퍼 탱크(30)로 공급할 수 있다. Specifically, the feeding pump 20 is provided between the liquefied gas storage tank 10 and the buffer tank 30 on the liquefied gas supply line L1, and supplies the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank 10 to the primary And can be supplied to the buffer tank 30 by pressurization.

피딩 펌프(20)는, 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 6 내지 8bar로 가압하여 버퍼 탱크(30)로 공급할 수 있다. 여기서 피딩 펌프(20)는, 액화가스 저장탱크(10)로부터 배출되는 액화가스를 가압하여 압력 및 온도가 다소 높아질 수 있으며, 가압된 액화가스는 여전히 액체상태일 수 있다.The feeding pump 20 can pressurize the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank 10 to 6 to 8 bar and supply the liquefied gas to the buffer tank 30. Here, the feeding pump 20 may pressurize the liquefied gas discharged from the liquefied gas storage tank 10 so that the pressure and the temperature may be somewhat higher, and the pressurized liquefied gas may still be in a liquid state.

이때, 피딩 펌프(20)는, 액화가스 저장탱크(10) 내부에 구비되는 경우 잠형 펌프일 수 있고, 액화가스 저장탱크(10)의 외부에 설치되는 경우에는 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스의 수위보다 낮은 선체(100) 내부의 위치에 구비될 수 있고 원심형 펌프일 수 있다.In this case, the feeding pump 20 may be a submergible pump when it is provided inside the liquefied gas storage tank 10 and may be a pump that is stored in the liquefied gas storage tank 10 when it is installed outside the liquefied gas storage tank 10. May be provided at a position inside the hull 100 lower than the level of the liquefied gas and may be a centrifugal pump.

부스팅 펌프(21)는, 액화가스 공급라인(L1) 상에 버퍼 탱크(30)와 기화기(40) 사이에 구비될 수 있으며, 피딩 펌프(20)로부터 공급받은 액화가스 또는 버퍼 탱크(30)로부터 공급받은 액화가스를 50 내지 120bar로 가압하여 기화기(40)로 공급할 수 있다. The boosting pump 21 may be provided between the buffer tank 30 and the vaporizer 40 on the liquefied gas supply line L1 and may be provided between the liquefied gas supplied from the feeding pump 20 or the buffer tank 30 The supplied liquefied gas can be supplied to the carburetor 40 by pressurizing it at 50 to 120 bar.

부스팅 펌프(21)는, 제1 수요처(70)가 요구하는 압력에 맞춰 액화가스를 가압할 수 있으며, 원심형 펌프로 구성될 수 있다. 여기서 부스팅 펌프(21)는, 선수부(101)의 상갑판(104) 상측에 구비될 수 있다.The boosting pump 21 can pressurize the liquefied gas in accordance with the pressure demanded by the first customer 70, and can be configured as a centrifugal pump. Here, the boosting pump 21 may be provided above the upper deck 104 of the fore end portion 101.

버퍼 탱크(30)는, 액화가스 공급라인(L1)과 연결되어 액화가스 저장탱크(10)로부터 액화가스를 공급받아 임시저장할 수 있다. The buffer tank 30 is connected to the liquefied gas supply line L 1 and is supplied with the liquefied gas from the liquefied gas storage tank 10 to temporarily store the liquefied gas.

구체적으로, 버퍼 탱크(30)는, 액화가스 공급라인(L1)을 통해 피딩 펌프(20)로부터 액화가스 저장탱크(10)에 저장된 액화가스를 공급받을 수 있고, 공급받은 액화가스를 임시 저장함으로써 액화가스를 액상과 기상으로 분리할 수 있으며, 분리된 액상은 부스팅 펌프(21)로 공급될 수 있다. Specifically, the buffer tank 30 can receive the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank 10 from the feeding pump 20 through the liquefied gas supply line L1, and temporarily stores the supplied liquefied gas The liquefied gas can be separated into a liquid phase and a vapor phase, and the separated liquid phase can be supplied to the booster pump 21.

즉, 버퍼 탱크(30)는, 액화가스를 임시 저장하여 액상과 기상을 분리한 후 완전한 액상을 부스팅 펌프(21)로 공급하여, 부스팅 펌프(21)가 유효흡입수두(NPSH)를 만족하도록 하며, 이로 인해 부스팅 펌프(21)에서의 공동현상(Cavitation)을 방지할 수 있도록 한다.That is, the buffer tank 30 temporarily stores the liquefied gas to separate the liquid phase and the vapor phase, and then supplies the complete liquid phase to the boosting pump 21 so that the boosting pump 21 satisfies the effective suction head NPSH , Thereby preventing cavitation in the boosting pump (21).

또한, 버퍼 탱크(30)는, 증발가스 공급라인(L6)과 연결되어 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 공급받아 임시저장할 수 있다.The buffer tank 30 may be connected to the evaporation gas supply line L6 to temporarily store the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank 10.

구체적으로, 버퍼 탱크(30)는, 증발가스 공급라인(L6)을 통해 증발가스 압축기(80)로부터 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 공급받아 임시 저장할 수 있다. Specifically, the buffer tank 30 can receive and temporarily store the evaporated gas generated from the liquefied gas storage tank 10 from the evaporative gas compressor 80 through the evaporation gas supply line L6.

이를 통해 버퍼 탱크(30)는, 액화가스 공급라인(L1)으로부터 공급받아 임시저장된 액화가스와 증발가스 공급라인(L6)으로부터 공급받아 임시저장된 증발가스를 서로 열교환시켜 재응축시킬 수 있다. 여기서 버퍼 탱크(30)는 압력을 견딜 수 있는 압력 용기형으로 형성될 수 있으며, 6 내지 8바(bar) 또는 6 내지 15바(bar)를 견딜 수 있다. The buffer tank 30 can re-condense the liquefied gas supplied from the liquefied gas supply line L1 and temporarily stored therein and the evaporated gas supplied from the evaporation gas supply line L6 and stored temporarily. Here, the buffer tank 30 can be formed in a pressure vessel type capable of withstanding pressure, and can withstand 6 to 8 bar or 6 to 15 bar.

따라서, 버퍼 탱크(30)는, 증발가스 압축기(80) 및 피딩 펌프(20)를 통해 증발가스와 액화가스를 약 6 내지 8bar(또는 6 내지 15bar까지도 가능함)의 압력으로 공급받아 저압의 증발가스 또는 액화가스보다 재응축 효율이 향상되며, 상기 압력을 유지한 상태로 재응축시켜 부스팅 펌프(21)로 공급하여 부스팅 펌프(21)의 압축 부하를 낮출 수 있는 효과가 있다.The buffer tank 30 is supplied with the evaporation gas and the liquefied gas through the evaporation gas compressor 80 and the feeding pump 20 at a pressure of about 6 to 8 bar (or 6 to 15 bar) The recondensation efficiency is improved more than that of the liquefied gas, the recondensed state is maintained while maintaining the pressure, and the compressed air is supplied to the booster pump 21 to lower the compression load of the booster pump 21.

이때, 버퍼 탱크(30)는, 스프레이부(31)와 패킹부(32)를 구비하여, 임시저장중인 액화가스와 증발가스를 효과적으로 재응축시킬 수 있다.At this time, the buffer tank 30 is provided with the spray unit 31 and the packing unit 32, so that the liquefied gas and the evaporated gas in temporary storage can be effectively recondensed.

스프레이부(31)는, 액화가스 공급라인(L1)의 말단부로부터 버퍼 탱크(30)의 내부로 연장형성되어 패킹부(32)의 상측에 마련될 수 있으며, 액화가스 공급라인(L1)을 통해 공급되는 액화가스를 패킹부(32)로 분사시킬 수 있다. The spray unit 31 may be provided on the upper side of the packing unit 32 and extend from the distal end of the liquefied gas supply line L1 to the interior of the buffer tank 30 and may be connected to the liquefied gas supply line L1 The liquefied gas to be supplied can be injected into the packing section 32.

스프레이부(31)는, 액상의 액화가스를 분무하여 액화가스와 증발가스가 접촉하는 면적을 증대시킬 수 있으며, 패킹부(32)와 유사한 역할을 수행할 수 있다.The spray section 31 can increase the contact area of the liquefied gas and the evaporation gas by spraying the liquid liquefied gas and can perform a similar role to the packing section 32. [

패킹부(32)는, 버퍼 탱크(30) 내부의 중앙에 구비될 수 있으며, 액화가스 공급라인(L1) 상으로 공급되는 액화가스와 증발가스 공급라인(L1) 상으로 공급되는 증발가스가 서로 접촉하는 표면적을 넓히도록 내부에 자갈과 같은 부재를 형성할 수 있다. 즉, 패킹부(32)는, 내부에 형성된 자갈을 통해 수많은 공극들을 형성하고, 이 공극들을 통해 액화가스가 유동하면서 증발가스와 접촉하는 면적이 증대될 수 있다. The packing part 32 may be provided at the center of the buffer tank 30 so that the liquefied gas supplied onto the liquefied gas supply line L1 and the evaporated gas supplied onto the evaporated gas supply line L1 A member such as gravel may be formed inside to widen the surface area of contact. That is, the packing portion 32 forms numerous voids through the gravel formed therein, and the area in which the liquefied gas flows through these voids and is in contact with the evaporation gas can be increased.

이를 통해서 패킹부(32)는, 액화가스와 증발가스의 열교환 효율을 증가시켜 재응축률을 향상시킬 수 있다. Through this, the packing part 32 can increase the heat exchange efficiency between the liquefied gas and the evaporated gas and improve the recondensation rate.

여기서 버퍼탱크(30)는, 패킹부(32)를 기준으로 상측의 위치에서 액화가스 공급라인(L1)과 연결되고, 하측의 위치에서 증발가스 공급라인(L6)과 연결되어 액상과 기상의 유동성질을 최대한 이용할 수 있다. 또한, 버퍼 탱크(30)는, 선수부(101)의 상갑판(104) 상측에 구비될 수 있다.Here, the buffer tank 30 is connected to the liquefied gas supply line L1 at the upper position with respect to the packing portion 32, and connected to the evaporation gas supply line L6 at the lower position, You can make the most of quality. The buffer tank 30 may be provided on the upper deck 104 of the fore end portion 101.

기화기(40)는, 재기화 라인(L2) 상에 마련되어 부스팅 펌프(21)로부터 배출되는 고압의 액화가스를 재기화시킬 수 있다. The carburetor 40 can regenerate the high-pressure liquefied gas which is provided on the regasification line L2 and discharged from the boosting pump 21. [

구체적으로, 기화기(40)는, 제1 수요처(70)와 부스팅 펌프(21) 사이의 재기화 라인(L2) 상에 마련되어, 부스팅 펌프(21)로부터 공급되는 고압의 액화가스를 기화시켜 제1 수요처(70)가 원하는 상태로 공급할 수 있다. The vaporizer 40 is provided on the regeneration line L2 between the first customer 70 and the boosting pump 21 to vaporize the high pressure liquefied gas supplied from the boosting pump 21 And the demander 70 can supply the desired state.

기화기(40)는, 열원 순환라인(L3)을 통해서 제1 열매를 공급받아 액화가스와 열교환시켜 액화가스를 기화시키고, 액화가스와 열교환된 제1 열매를 다시 열원 순환라인(L3)을 통해서 순환시킨다. The vaporizer 40 is supplied with the first heat through the heat source circulation line L3 to exchange heat with the liquefied gas to vaporize the liquefied gas and circulate the first heat exchanged with the liquefied gas through the heat source circulation line L3 .

기화기(40)는 제1 열매에 열원을 지속적으로 공급하기 위해서 열원순환라인(L3) 상에 해수 열교환기(41) 및 스팀 열교환기(61)를 구비할 수 있으며, 열원 펌프(42)를 추가구비하여 제1 열매를 열원순환라인(L3)에 순환시킬 수 있다. The vaporizer 40 may include a seawater heat exchanger 41 and a steam heat exchanger 61 on the heat source circulation line L3 to continuously supply the heat source to the first fruit, So that the first fruit can be circulated to the heat source circulation line L3.

이때, 기화기(40)는, 액화가스를 기화시키기 위한 제1 열매로 글리콜 워터(Glycol Water), 해수(Sea Water), 스팀(Steam) 또는 엔진 배기가스 등 비폭발성 열매를 사용할 수 있으며, 고압의 기화된 액화가스를 압력 변동없이 제1 수요처(70)로 공급할 수 있다. At this time, the vaporizer 40 may use non-explosive fruits such as Glycol Water, Sea Water, Steam, or engine exhaust gas as the first fruits for vaporizing the liquefied gas, The vaporized liquefied gas can be supplied to the first consumer 70 without pressure fluctuation.

여기서 기화기(40)는, 선수부(101)의 상갑판(104) 상측에 배치될 수 있고, 해수 열교환기(41), 스팀 열교환기(61) 및 열원 펌프(42)는, 모듈화되어 선수부(101) 내부의 공간에 배치될 수 있다. The vaporizer 40 can be disposed above the upper deck 104 of the fore end portion 101 and the seawater heat exchanger 41, the steam heat exchanger 61 and the heat source pump 42 are modularized to form the bow portion 101, And can be disposed in an inner space.

일례로, 해수 열교환기(41), 스팀 열교환기(61) 및 열원 펌프(42)는, 모듈화되어 선체(100)의 내부 측면, 바람직하게는 엔진룸(ER)의 일측면 또는 양측면에 배치될 수도 있으나, 바람직하게 선수부(101)의 내부 공간에 배치될 수 있다. 이에 따라 하기에는 해수 열교환기(41), 스팀 열교환기(61) 및 열원 펌프(42)가 선수부(101)의 내부 공간에 배치되는 일례를 기준으로 설명하도록 한다. For example, the seawater heat exchanger 41, the steam heat exchanger 61 and the heat source pump 42 are modularized and arranged on the inner side of the hull 100, preferably on one side or both sides of the engine room ER But may preferably be disposed in the internal space of the bow portion 101. Accordingly, the following description will be made with reference to an example in which the seawater heat exchanger 41, the steam heat exchanger 61, and the heat source pump 42 are disposed in the internal space of the bow portion 101. [

해수 열교환기(41)와 스팀 열교환기(61) 및 열원 펌프(42)는, 선체(100)의 내부 공간을 상하로 구획하는 적어도 하나의 데크에 의해서 상하로 구획될 수 있다. 일례로 본 발명의 실시예에서는 선수부(101)의 내부 공간에 제1 데크(D1) 및 제2 데크(D2)로 상하를 구획하고 있으나, 이에 한정되지는 않는다. The seawater heat exchanger 41, the steam heat exchanger 61, and the heat source pump 42 may be vertically partitioned by at least one deck that divides the inner space of the hull 100 in the vertical direction. For example, in the embodiment of the present invention, the upper and lower portions are partitioned by the first deck D1 and the second deck D2 in the inner space of the bow portion 101, but the present invention is not limited thereto.

해수 열교환기(41)는, 해수 라인(L4) 및 열원순환라인(L3) 상에 구비되어 해수 라인(L4)을 통해 공급받는 해수와 열원순환라인(L3)을 통해 공급받는 제1 열매를 서로 열교환시키며, 제1 열매에 해수의 열원을 전달하는 기능을 할 수 있다. The seawater heat exchanger 41 is provided on the seawater line L4 and the heat source circulation line L3 to supply seawater supplied through the seawater line L4 and first fruits supplied through the heat source circulation line L3 to each other Exchanges heat, and transfers the heat source of the seawater to the first fruit.

해수 열교환기(41)는, 선수부(101)의 내부 공간 중 제1 데크(D1) 상에 마련될 수 있으며, 해수 유출구(H2)에 인접한 위치에 배치될 수 있다. The seawater heat exchanger 41 may be provided on the first deck D1 of the internal space of the bow portion 101 and may be disposed at a position adjacent to the seawater outlet H2.

도 1에 도시된 바와 같이 종래의 가스 재기화 시스템(1)에서는 해수 열교환기(41) 및 열원 펌프(42)가 선체(100)의 상갑판(104) 상측에 배치되어 해수 펌프(51)와 해수 열교환기(41)를 연결하는 해수 라인(L4)의 길이가 매우 길었다. 해수 라인(L4)의 비용은 내부식성을 지녀야하고 직경이 큰 파이프를 사용해야 하므로 비용이 매우 고가에 해당하는데 상기 기술한 바와 같이 종래에는 해수 라인(L4)의 길이가 매우 길어 구축 비용이 막대하게 드는 문제점이 있었다. 1, in the conventional gas regeneration system 1, a seawater heat exchanger 41 and a heat source pump 42 are disposed above the upper deck 104 of the hull 100, and the seawater pump 51 and the sea water The length of the sea water line L4 connecting the heat exchanger 41 is very long. Since the cost of the seawater line L4 must be corrosion-resistant and the pipe having a large diameter must be used, the cost is very high. As described above, conventionally, the length of the seawater line L4 is very long, There was a problem.

이에 본 발명의 실시예에서는, 해수 열교환기(41)를 열원 펌프(42)와 함께 모듈화하여 선수부(101)의 내부 공간 중 제1 데크(D1) 상에 배치하고 특히 해수 유출구(H2)에 인접하는 위치에 배치시킴으로써, 해수 라인(L4)을 획기적으로 줄이고 있으며, 이를 통해 구축비용이 최소화되는 효과가 있다. Therefore, in the embodiment of the present invention, the seawater heat exchanger 41 is modularized together with the heat source pump 42 to be disposed on the first deck D1 of the internal space of the forefront portion 101, and particularly to the sea water outlet H2 The sea water line L4 is drastically reduced, thereby minimizing the construction cost.

이와 같이 본 발명의 실시예에서는, 제1 열매가 비폭발성 열매를 사용함으로써, 제1 열매를 이용하는 구성들(열원 공급장치)을 선체(100) 내부에 배치가 가능해졌고, 또한, 제1 열매를 사용하는 구성들(열원 공급장치)을 모듈화하여 구성할 수 있어 컴팩트화됨으로써 더욱이 제1 열매를 사용하는 구성들(열원 공급장치)을 선체(100) 내부에 배치 가능해지도록 구현하고 있다.As described above, in the embodiment of the present invention, since the first fruit is non-explosive, the structures (heat source supply device) using the first fruit can be disposed inside the ship 100, (Heat source supply device) can be configured in a modular fashion, so that the configurations (heat source supply device) using the first heat can be arranged inside the hull 100 by being compact.

또한, 본 발명의 실시예에서는, 해수 라인(L4) 상에 구비되는 해수 펌프(51)를 더 포함할 수 있다. In addition, the embodiment of the present invention may further include a seawater pump 51 provided on the seawater line L4.

해수 펌프(51)는, 해수 라인(L4)을 통해서 해수를 해수 열교환기(41)로 공급하며, 선수부(101)의 내부 공간 중 선저부(105) 상에(바람직하게는 해수 유입구(H1)에 인접하는 위치) 배치될 수 있다. The seawater pump 51 supplies the seawater to the seawater heat exchanger 41 through the seawater line L4 and is disposed on the bottom portion 105 of the internal space of the forward portion 101 As shown in FIG.

도 1에 도시된 바와 같이 종래의 가스 재기화 시스템(1)에서는 해수 펌프(51)가 엔진룸(ER)에 배치되어 해수 펌프(51)와 해수 열교환기(41)를 연결하는 해수 라인(L4)의 길이가 매우 길었다. 따라서, 종래에는 상기 기술한 바와 같이 해수 라인(L4)의 길이가 매우 길어 구축 비용이 막대하게 드는 문제점이 있었다. 1, in the conventional gas regeneration system 1, a seawater pump 51 is disposed in the engine room ER and connected to a seawater line L4 (not shown) for connecting the seawater pump 51 and the seawater heat exchanger 41, ) Was very long. Therefore, conventionally, as described above, there is a problem that the length of the sea water line L4 is very long and the construction cost is enormous.

이에 본 발명의 실시예에서는, 해수 펌프(51)를 선수부(101)의 내부 공간 중 선저부(105) 상에 배치하고 특히 해수 유입구(H1)에 인접하는 위치에 배치시킴으로써, 해수 라인(L4)을 획기적으로 줄이고 있으며, 이를 통해 구축비용이 최소화되는 효과가 있다. Therefore, in the embodiment of the present invention, the sea water pump 51 is disposed on the bottom portion 105 of the internal space of the bow portion 101, and particularly disposed at a position adjacent to the sea water inlet H1, And thus the construction cost is minimized.

스팀 열교환기(61)는, 스팀 라인(L5) 및 열원순환라인(L3) 상에 구비되어 스팀 라인(L5)을 통해 공급받는 스팀과 열원순환라인(L3)을 통해 공급받는 제1 열매를 서로 열교환시키며, 제1 열매에 해수의 열원을 추가적으로 전달하는 기능을 할 수 있다. 여기서 스팀은 해수에 차선하여 제1 열매와 열교환할 수 있다. 즉, 스팀은 해수에서 공급되는 열원이 부족할 경우에 이를 보충하기 위해서 차선적으로 열원을 제1 열매에 공급할 수 있다. The steam heat exchanger 61 is provided on the steam line L5 and the heat source circulation line L3 so that the steam supplied through the steam line L5 and the first heat supplied through the heat source circulation line L3 Heat exchange is performed, and the heat source of the seawater is further transferred to the first fruit. Here, the steam lanes the seawater and can exchange heat with the first fruit. That is, the steam can supply the heat source to the first fruit in a sub-cycle in order to supplement the heat source supplied from the seawater.

스팀 열교환기(61)는, 선수부(101)의 내부 공간 중 제1 데크(D1) 상에 마련될 수 있다. The steam heat exchanger (61) may be provided on the first deck (D1) of the internal space of the bow portion (101).

열원 펌프(42)는, 열원 순환라인(L3) 상에 마련되어 제1 열매를 열원순환라인(L3) 상에 구비되는 해수 열교환기(41) 및 스팀 열교환기(61)에 순환시킬 수 있다.The heat source pump 42 is provided on the heat source circulation line L3 and can circulate the first heat to the seawater heat exchanger 41 and the steam heat exchanger 61 provided on the heat source circulation line L3.

열원 펌프(42)는, 해수 열교환기(41)와 모듈화되어 선수부(101)의 내부공간에 마련될 수 있으며, 또한, 선수부(101)의 내부 공간 중 제2 데크(D2) 상에 배치되어 해수 열교환기(41)와 제1 데크(D1)를 사이에 두고 상하로 구획되어 배치될 수 있다. The heat source pump 42 may be modularized with the seawater heat exchanger 41 to be provided in the internal space of the bulge portion 101 and disposed on the second deck D2 of the internal space of the bulge portion 101, The heat exchanger 41 and the first deck D1 may be interposed between the upper and lower portions.

상기 기술한 바와 같이 본 발명의 실시예에서는, 제1 열매가 비폭발성 열매를 사용함으로써, 그리고 제1 열매를 사용하는 구성(열원 공급장치)들을 모듈화함으로써, 선체(100) 내부에 배치가 가능해지도록 구현하고 있다. 이에 더하여, 본 발명의 실시예에서 제1 열매를 사용하는 구성들(열원 공급장치)을 선체(100)의 내부에 배치가 가능하도록 하기위해 제1 열매의 순환유량을 줄이기 위해서 도 4에 나타내는 시스템적 배치 및 라인들의 구성을 가지고 있다. As described above, in the embodiment of the present invention, by using the first fruit as non-explosive and by modifying the configuration (the heat source supply devices) using the first fruit, it is possible to arrange it in the inside of the hull 100 . In order to reduce the circulation flow rate of the first fruit in order to make it possible to arrange the structures (heat source supply device) using the first fruit in the inside of the hull 100 in the embodiment of the present invention, It has an arrangement of lines and a configuration of lines.

이에 하기에는 도 4를 참조하여 상기 가스 재기화 시스템의 배치 및 구성들을 상세히 살펴보도록 한다. Hereinafter, the arrangement and configuration of the gas regeneration system will be described in detail with reference to FIG.

도 4는 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템을 나타내는 개념도이다.4 is a conceptual diagram showing a gas regeneration system according to an embodiment of the present invention.

여기서 기화기(40)는, 재기화 라인(L1) 상에 제1 열교환기(401) 및 제2 열교환기(402)로 구성될 수 있고, 해수 열교환기(41)는, 열원순환라인(L3) 상에 제1 해수 열교환기(411) 및 제2 해수 열교환기(412)로 구성될 수 있으며, 스팀 열교환기(62)는, 열원순환라인(L3) 상에 제1 히터(621) 및 제2 히터(622)로 구성될 수 있다. The vaporizer 40 may be constituted by a first heat exchanger 401 and a second heat exchanger 402 on the regeneration line L1 and the seawater heat exchanger 41 may include a heat source circulation line L3, And the steam heat exchanger 62 may include a first heater 621 and a second heater 622 on the heat source circulation line L3, and the first heat exchanger 411 and the second seawater heat exchanger 412 may be disposed on the heat source circulation line L3, And a heater 622.

이때, 제1 열교환기(401)는 트림 히터(trim heater)로 기화된 액화가스를 승온하는 기능을 수행할 수 있으며, 제2 열교환기(402)는 LNG 기화기(LNG Vaporizer)로 액상의 액화가스를 기상의 액화가스로 기화시키는 기능을 수행할 수 있다. 또한, 제1 히터(621) 및 제2 히터(622)는 전기히터일 수 있다. In this case, the first heat exchanger 401 may perform a function of raising the temperature of the liquefied gas vaporized by the trim heater, and the second heat exchanger 402 may be a LNG vaporizer (LNG vaporizer) To the vaporized liquefied gas. The first heater 621 and the second heater 622 may be electric heaters.

또한, 본 발명의 실시예에서는 해수 병렬라인(L4a) 및 스팀 병렬라인(L5a)을 더 포함할 수 있으며, 해수 병렬라인(L4a)은 해수 라인(L4) 상에 분기되어 제2 해수 열교환기(412)와 병렬연결되고, 스팀 병렬라인(L5a)은 스팀 라인(L5) 상에 분기되어 제2 히터(622)와 병렬 연결될 수 있다. In addition, the embodiment of the present invention may further include a seawater parallel line L4a and a steam parallel line L5a, and the seawater parallel line L4a may be branched on the seawater line L4 to be connected to the second seawater heat exchanger 412 and the steam parallel line L5a may be branched on the steam line L5 and connected in parallel with the second heater 622. [

도 4를 참고로 하여 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(2)의 기화기(40) 구성을 상세히 살펴보면, 제1 열교환기(401), 제1 해수 열교환기(411), 제2 열교환기(402), 제2 해수 열교환기(412)가 열원순환라인(L3) 상에 순차적으로 마련될 수 있다. 여기서 제1 히터(621)는 열원순환라인(L3) 상에 제1 해수 열교환기(411)와 제2 열교환기(402) 사이에 구비되고, 제2 히터(622)는 열원순환라인(L3) 상에 제2 해수 열교환기(412)와 제1 열교환기(401) 사이에 구비된다. 여기서 해수는 스팀에 우선하여 제1 열원을 가열할 수 있다. Referring to FIG. 4, the structure of the vaporizer 40 of the gas regeneration system 2 according to the embodiment of the present invention will be described in detail. The first heat exchanger 401, the first seawater heat exchanger 411, And the second seawater heat exchanger 412 may be sequentially provided on the heat source circulation line L3. The first heater 621 is disposed on the heat source circulation line L3 between the first seawater heat exchanger 411 and the second heat exchanger 402 and the second heater 622 is disposed on the heat source circulation line L3. And is disposed between the second seawater heat exchanger (412) and the first heat exchanger (401). Here, the seawater can heat the first heat source in preference to steam.

본 발명의 실시예에서는, 상기와 같은 구성들의 순차적 배치를 통해 제1 열매의 유량을 획기적으로 줄임과 동시에 액화가스의 기화율을 유지할 수 있으므로, 제1 열매를 사용하는 구성들(열원 공급장치)을 선체(100)의 내부에 배치가 가능하도록 실질적으로 실현하는 효과가 있다. In the embodiment of the present invention, since the flow rate of the first fruit can be drastically reduced and the vaporization rate of the liquefied gas can be maintained through sequential arrangement of the above-described arrangements, the configurations (the heat source supply device) Can be substantially arranged inside the hull (100).

또한, 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(2)은 압력유지장치(94)를 더 포함할 수 있다. Further, the gas regeneration system 2 according to the embodiment of the present invention may further include a pressure holding device 94. [

압력유지장치(94)는, 열원순환라인(L3) 상에 유동하는 제1 열매의 압력을 유지시킬 수 있으며, 불활성 가스를 사용하여 이를 구현할 수 있다. The pressure holding device 94 can maintain the pressure of the first heat flowing on the heat source circulation line L3 and can realize this by using an inert gas.

이와 같이 본 발명의 실시예에서는 압력유지장치(94)가 불활성 가스를 사용하여 제1 열매의 압력을 유지시키므로, 컴팩트화할 수 있어 선체(100)의 내부 공간에 배치가 가능해지는 효과가 있다. As described above, according to the embodiment of the present invention, since the pressure holding device 94 maintains the pressure of the first heat by using the inert gas, the pressure holding device 94 can be made compact and can be arranged in the inner space of the ship 100.

제2 수요처(61)는, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 공급받아 연료로 사용한다. 즉, 제2 수요처(61)는, 증발가스를 필요로 하며 이를 원료로하여 구동될 수 있다. 제2 수요처(61)는, 발전기(예를 들어 DFDG), 가스연소장치(GCU), 보일러(예를 들어 스팀을 생성하는 보일러)일 수 있으며, 이에 한정되지 않는다. The second customer 61 uses the evaporated gas generated from the liquefied gas storage tank 10 as fuel. That is, the second customer 61 needs evaporation gas and can be driven using the same as a raw material. The second consumer 61 may be, but is not limited to, a generator (e.g., DFDG), a gas fired device (GCU), a boiler (e.g.

구체적으로, 제2 수요처(61)는 증발가스 공급라인(L6) 상의 증발가스 압축기(80) 하류에서 분기되는 증발가스 분기라인(L7)이 연결되어 증발가스를 공급받으며, 증발가스 압축기(80)에 의해 약 1 내지 6bar(최대 15bar)의 저압으로 가압된 증발가스를 공급받아 연료로 사용할 수 있다. The second customer 61 is connected to the evaporation gas branch line L7 branched from the evaporation gas supply line L6 downstream of the evaporation gas compressor 80 to receive the evaporation gas, To a pressure of about 1 to 6 bar (up to 15 bar).

또한, 제2 수요처(61)는, 이종연료가 사용가능한 이종연료엔진일 수 있어, 증발가스뿐만 아니라 오일을 연료로 사용할 수 있으나, 증발가스와 오일이 혼합되어 공급되지 않고 증발가스 또는 오일이 선택적으로 공급될 수 있다. 이는 연소 온도가 상이한 두 물질이 혼합 공급되는 것을 차단하여, 제2 수요처(61)의 효율이 떨어지는 것을 방지하기 위함이다.In addition, the second customer 61 may be a heterogeneous fuel engine capable of using a heterogeneous fuel, so that not only evaporation gas but also oil can be used as fuel. However, when the evaporation gas and oil are not mixed and supplied, As shown in FIG. This is to prevent the mixture of two substances having different combustion temperatures from being mixed, thereby preventing the efficiency of the second consumer 61 from being lowered.

여기서 제2 수요처(61)는, 선미부(103) 내부에 마련되는 엔진룸(ER)의 데크(D) 상에 구비될 수 있고, 제2 수요처(61)는, 상술한 스팀 열교환기(62)와 스팀 라인(L5)을 통해서 연결될 수 있다. Here, the second demand point 61 may be provided on the deck D of the engine room ER provided inside the stern section 103, and the second demand point 61 may be provided on the steam heat exchanger 62 ) And the steam line (L5).

이때, 스팀 라인(L5)은, 선저부(105)에 마련되는 이중격벽형태의 헐(Hull) 내부의 공간을 통해 선미부(103)에 위치한 제2 수요처(61)와 선수부(101)에 위치한 스팀 열교환기(62)를 연결할 수 있다.At this time, the steam line L5 is located in the second consumer 61 located at the stern section 103 and the forefront section 101 located in the hull through the space inside the hull, The steam heat exchanger 62 can be connected.

제1 수요처(70)는, 기화기(40)에 의해 기화된 액화가스를 공급받아 소비할 수 있다. 여기서 제1 수요처(70)는, 액화가스를 기화시켜 기상의 액화가스를 공급받아 사용할 수 있으며, 육상에 설치되는 육상 터미널 또는 해상에 부유되어 설치되는 해상 터미널일 수 있다. The first customer 70 can supply and consume the liquefied gas vaporized by the vaporizer 40. Here, the first customer 70 may be a land terminal installed on the land, or a maritime terminal floated on the sea, by vaporizing the liquefied gas and supplying and using the liquefied gas in the gas phase.

증발가스 압축기(80)는, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 가압하여 버퍼 탱크(30) 또는 제2 수요처(61)로 공급할 수 있다. The evaporative gas compressor 80 can pressurize the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank 10 and supply it to the buffer tank 30 or the second consumer.

구체적으로 증발가스 압축기(80)는, 증발가스 공급라인(L6) 상에 구비되어, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 약 6 내지 8bar 또는 6 내지 15bar로 가압하여 버퍼 탱크(30)로 공급하거나 또는 제2 수요처(61)로 공급할 수 있다. 이때, 제2 수요처(61)는, 증발가스 공급라인(L6)에서 분기되는 증발가스 분기라인(L7)을 통해 증발가스를 공급받을 수 있다. Specifically, the evaporative gas compressor 80 is provided on the evaporation gas supply line L6 to pressurize the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank 10 to about 6 to 8 bar or 6 to 15 bar, Or supply it to the second customer 61. At this time, the second customer 61 can receive the evaporative gas through the evaporative gas branch line L7 branching from the evaporative gas supply line L6.

증발가스 압축기(80)는, 복수 개 구비되어 증발가스를 다단 가압할 수 있으며, 일례로 증발가스 압축기(80)는, 3개가 구비되어 증발가스를 3단 가압할 수 있다. 여기서 일례로 든 3단 압축기는 단지 하나의 예에 불과하며 3단에 한정되지 않는다. A plurality of evaporation gas compressors 80 may be provided to press the evaporation gas at multiple stages. For example, three evaporation gas compressors 80 may be provided to pressurize the evaporation gas at three stages. The example three-stage compressor is only one example and is not limited to the three stages.

본 발명의 실시예에서는, 증발가스 압축기(80)의 각 후단에는 증발가스 냉각기(도시하지 않음)가 구비될 수 있다. 증발가스 압축기(80)에 의하여 증발가스가 가압되면, 압력 상승에 따라 온도 역시 상승될 수 있기 때문에, 본 실시예에서는 증발가스 냉각기를 사용하여 증발가스의 온도를 다시 낮춰줄 수 있다. 증발가스 냉각기는, 증발가스 압축기(80)와 동일한 수로 설치될 수 있으며, 각 증발가스 냉각기는, 각 증발가스 압축기(80)의 하류에 마련될 수 있다. In an embodiment of the present invention, an evaporative gas cooler (not shown) may be provided at each end of the evaporative gas compressor 80. When the evaporation gas is pressurized by the evaporation gas compressor 80, the temperature can also be raised according to the pressure increase. Therefore, in this embodiment, the evaporation gas cooler can be used to lower the temperature of the evaporation gas again. The evaporative gas cooler may be installed in the same number as the evaporative gas compressor 80, and each evaporative gas cooler may be provided downstream of each evaporative gas compressor 80.

또한, 본 발명의 실시예에서는, 증발가스 압축기(80)가 병렬로 구비되어 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스 양이 급격히 상승하는 경우, 이를 모두 수용할 수 있으며, 또는 증발가스 압축기(80)의 하나가 오작동을 일으키거나 셧다운(Shut down)되는 경우 나머지 하나의 증발가스 압축기(80)가 작동할 수 있어 액화가스 저장탱크(10)에서 발생되는 증발가스를 효율적으로 수용하여 처리할 수 있다. 여기서 증발가스 압축기(80)는, 선수부(101)의 상갑판(104) 상측에 구비될 수 있다.Further, in the embodiment of the present invention, when the evaporation gas compressor 80 is provided in parallel and the amount of the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank 10 rapidly increases, When one of the evaporator 80 and the evaporator 80 malfunctions or shut down, the other evaporator gas compressor 80 can be operated to efficiently receive and process the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank 10 . Here, the evaporative gas compressor (80) may be provided on the upper deck (104) of the forward portion (101).

이와 같이, 본 발명에 따른 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박은, 액화가스의 재기화 효율이 극대화될 수 있는 효과가 있다.As described above, the ship having the gas regeneration system according to the present invention has the effect of maximizing the regeneration efficiency of the liquefied gas.

도 3은 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 재기화 시스템을 나타내는 개념도이다. 3 is a conceptual diagram illustrating a gas regeneration system according to another embodiment of the present invention.

도 3에 도시한 바와 같이, 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(3)은, 액화가스 저장탱크(10), 피딩 펌프(20), 부스팅 펌프(21), 버퍼 탱크(30), 기화기(40), 제2 수요처(61), 제1 수요처(70), 증발가스 압축기(80), 증발가스 흡입유닛(90), 제1 및 제2 가압수단(91,92) 및 질소 분리기(93)를 포함한다. 3, the gas regeneration system 3 according to another embodiment of the present invention includes a liquefied gas storage tank 10, a feeding pump 20, a boosting pump 21, a buffer tank 30, The vaporizer 40, the second customer 61, the first customer 70, the evaporative gas compressor 80, the evaporative gas suction unit 90, the first and second pressurizing units 91 and 92, (93).

이하에서는, 도 3을 참조하여 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(3)을 설명하도록 한다. Hereinafter, the gas regeneration system 3 according to the embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.

액화가스 저장탱크(10), 피딩 펌프(20), 부스팅 펌프(21), 버퍼 탱크(30), 기화기(40), 제1 열교환기(41), 제2 열교환기(42), 제2 수요처(61), 제1 수요처(70) 및 증발가스 압축기(80)는 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(2)에서 기술한 바와 동일 또는 유사하므로 이에 갈음토록 한다. The liquefied gas storage tank 10, the feeding pump 20, the boosting pump 21, the buffer tank 30, the vaporizer 40, the first heat exchanger 41, the second heat exchanger 42, (61), the first customer (70), and the evaporative gas compressor (80) are the same as or similar to those described in the gas regeneration system (2) according to the embodiment of the present invention.

본 발명의 실시예에서는, 바이패스 라인(L8)과 증발가스 흡입라인(L9)을 더 포함할 수 있다. 각각의 라인에는 개도 조절이 가능한 밸브(도시하지 않음)들이 설치될 수 있으며, 각 밸브의 개도 조절에 따라 증발가스 또는 액화가스의 공급량이 제어될 수 있다.In the embodiment of the present invention, it may further include a bypass line L8 and an evaporation gas suction line L9. Valves (not shown), which are adjustable in opening degree, may be installed in each line, and the supply amount of the evaporation gas or liquefied gas may be controlled according to the opening degree of each valve.

바이패스 라인(L8)은, 재기화 라인(L2) 상의 기화기(40) 하류, 바람직하게는 제1 열교환기(401) 하류에서 분기되어 증발가스 흡입유닛(90)을 바이패스 한 후 제1 수요처(70) 상류에 연결될 수 있다. The bypass line L8 is branched downstream of the vaporizer 40 on the regasification line L2, preferably downstream of the first heat exchanger 401, bypasses the evaporation gas suction unit 90, (70).

바이패스 라인(L8)은, 증발가스 흡입유닛(90)을 구동하지 않을 경우, 기화기(40)에 의해서 재기화된 액화가스를 제1 수요처(70)로 직접 공급시킬 수 있다. The bypass line L8 can directly supply the liquefied gas regenerated by the vaporizer 40 to the first customer 70 when the evaporation gas suction unit 90 is not driven.

증발가스 흡입라인(L9)은, 증발가스 흡입유닛(90)과 액화가스 저장탱크(10)를 연결하며, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 증발가스 흡입유닛(90)으로 공급할 수 있다. The evaporation gas suction line L9 connects the evaporation gas suction unit 90 and the liquefied gas storage tank 10 and supplies the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank 10 to the evaporation gas suction unit 90 .

증발가스 흡입유닛(90)은, 재기화 라인(L2) 상의 기화기(40) 하류에 마련되어 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 흡입한다. The evaporation gas sucking unit 90 is provided downstream of the evaporator 40 on the regasification line L2 and sucks the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank 10.

구체적으로, 증발가스 흡입유닛(90)은, 재기화 라인(L2) 상의 기화기(40) 하류에 마련되어 액화가스 저장탱크(10)와 증발가스 흡입라인(L9)을 통해 연결되며, 재기화 라인(L2)을 통해 기화기(40)로부터 공급되는 기화된 액화가스를 구동유체(Driving Fluid)로 하여 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 증발가스 흡입라인(L9)을 통해 흡입한 후, 혼합하여 다시 재기화 라인(L2)을 통해 제1 수요처(70)로 공급할 수 있다. Specifically, the evaporation gas suction unit 90 is provided downstream of the evaporator 40 on the regasification line L2 and is connected to the liquefied gas storage tank 10 via the evaporation gas suction line L9, The evaporated gas generated from the liquefied gas storage tank 10 is sucked through the evaporated gas suction line L9 by using the vaporized liquefied gas supplied from the vaporizer 40 through the evaporator gas supply line L2 as a driving fluid, And then supplied to the first customer 70 through the regeneration line L2.

이때, 증발가스 흡입유닛(90)은, 50 내지 120bar 의 압력을 가지는 기화된 액화가스를 공급받아 1 내지 1.1bar의 압력을 가지는 액화가스 저장탱크(10)의 증발가스를 흡입하여 혼합할 수 있으며, 증발가스 흡입유닛(90)은, 이젝터(Ejector), 이덕터(Eductor) 또는 제트 펌프(jet pump)일 수 있다.At this time, the evaporation gas sucking unit 90 can suck and mix the evaporation gas of the liquefied gas storage tank 10 having a pressure of 1 to 1.1 bar by receiving the vaporized liquefied gas having a pressure of 50 to 120 bar , The evaporation gas sucking unit 90 may be an ejector, an electric actuator, or a jet pump.

증발가스 흡입유닛(90)으로 유입되는 기화된 액화가스는 50 내지 120bar(바람직하게는 100bar)의 압력을 가지며, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스는, 1.00bar 내지 1.10bar(바람직하게는 약 1.06bar)의 압력을 가진다. The vaporized liquefied gas introduced into the vaporizing gas suction unit 90 has a pressure of 50 to 120 bar (preferably 100 bar), and the vaporized gas generated in the liquefied gas storage tank 10 has a pressure of 1.00 bar to 1.10 bar Lt; RTI ID = 0.0 > 1.06 bar). ≪ / RTI >

증발가스 흡입유닛(90)은, 구동 유체로 기화기(40)에서 재기화된 액화가스를 공급받아 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 흡입하여 혼합시키며, 이때, 구동유체가 가지고 있던 운동에너지는 혼합 유체 전체의 운동에너지로 변환되고, 이어서 증발가스 흡입유닛(90)의 노즐(부호 도시하지 않음)의 단면이 확대되는 말단 부분에서 혼합 유체의 속도가 저하됨에 따라 혼합 유체의 운동에너지는 다시 압력으로 변환하게 된다. The evaporation gas sucking unit 90 receives the liquefied gas regenerated by the carburetor 40 as a driving fluid and sucks and mixes the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank 10, The kinetic energy is converted into the kinetic energy of the entire mixed fluid and then the kinetic energy of the mixed fluid decreases as the velocity of the mixed fluid at the end portion of the nozzle (not shown) of the evaporation gas suction unit 90 is enlarged Is again converted to pressure.

이로 인해 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스는 구동유체의 유입압력인 50 내지 120bar의 압력보다 낮은 압력의 혼합유체를 얻게된다. 이에 해당 압력으로는 제1 수요처(70)에서 소비할 수 없으므로 별도의 가압수단을 통해 추가 가압한 후 제1 수요처(70)로 공급해야하며 여기서 별도의 가압수단은 후술할 제2 가압수단(92)이다.Thus, the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank 10 obtains the mixed fluid at a pressure lower than the pressure of 50 to 120 bar, which is the inflow pressure of the driving fluid. Since the pressure can not be consumed by the first customer 70, it is further pressurized through a separate pressurizing means and then supplied to the first customer 70. Here, the second pressurizing means is a second pressurizing means 92 )to be.

여기서 구동 유체의 압력이 고압이므로 적은 양의 유체로도 흡입 유체의 압력을 손쉽게 상승시킬 수 있다. Here, since the pressure of the driving fluid is high, the pressure of the suction fluid can be easily raised even with a small amount of fluid.

이와 같이, 본 발명의 실시예에 따른 가스 재기화 시스템(3)은, 증발가스 흡입장치(90)를 통해 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 처리하므로, 증발가스를 재응축시키는 별도의 재응축기를 구축할 필요가 없게되어 구축비용이 절감되고 시스템이 콤팩트화되어 신뢰성이 향상되는 효과가 있다. As described above, the gas regeneration system 3 according to the embodiment of the present invention processes the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank 10 through the evaporation gas suction device 90, so that the evaporation gas is recycled There is no need to construct a separate re-condenser, thereby reducing the construction cost and making the system compact, thereby improving the reliability.

제1 가압수단(91)은, 재기화 라인(L2) 상의 증발가스 흡입유닛(90)과 기화기(40) 사이에 구비되어 기화기(40)로부터 토출되는 기화된 액화가스를 가압할 수 있다. 이때, 제1 가압수단(91)은 기체를 가압하는 수단으로, 일례로 압축기일 수 있다. The first pressurizing means 91 can be provided between the evaporation gas suction unit 90 on the regasification line L2 and the vaporizer 40 to pressurize the vaporized liquefied gas discharged from the vaporizer 40. [ At this time, the first pressurizing means 91 is means for pressing the gas, for example, a compressor.

구체적으로, 제1 가압수단(91)은, 재기화 라인(L2) 상의 증발가스 흡입유닛(90)과 바이패스 라인(L8) 분기점 사이에 배치되어, 기화기(40)로부터 기화된 액화가스를 120bar 이상으로 가압하여 증발가스 흡입유닛(90)으로 공급할 수 있다. Specifically, the first pressurizing means 91 is disposed between the vaporizing gas suction unit 90 on the regasification line L2 and the bypass line L8 branch point, and supplies the vaporized liquefied gas from the vaporizer 40 at 120 bar So that it can be supplied to the evaporation gas sucking unit 90.

즉, 제1 가압수단(91)은 기화기(40)에서 손실된 압력을 보상하여 증발가스 흡입유닛(90)으로 공급함과 더불어, 액화가스 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스의 흡입량에 따라 기화된 액화가스의 압력을 더욱 증대시킬 수 있어 증발가스의 효율적인 처리가 가능해지는 효과가 있다. That is, the first pressurizing means 91 compensates for the pressure lost in the vaporizer 40 and supplies it to the evaporation gas suction unit 90. In addition, the first pressurizing means 91 evaporates the vaporized gas in accordance with the suction amount of the evaporated gas generated in the liquefied gas storage tank 10 It is possible to further increase the pressure of the liquefied gas so that the evaporated gas can be efficiently treated.

제2 가압수단(92)은, 재기화 라인(L2) 상의 증발가스 흡입유닛(90)과 제1 수요처(70) 사이에 구비되어 증발가스 흡입유닛(90)으로부터 토출되는 혼합유체(기화된 액화가스와 증발가스의 혼합)를 가압할 수 있다. 이때, 제2 가압수단(92)은 기체를 가압하는 수단으로, 일례로 압축기일 수 있다. The second pressurizing means 92 is provided between the evaporation gas suction unit 90 on the regasification line L2 and the first consumer 70 and supplies the mixed fluid discharged from the evaporation gas suction unit 90 A mixture of gas and evaporation gas) can be pressurized. At this time, the second pressing means 92 is a means for pressing the gas, for example, a compressor.

구체적으로, 제2 가압수단(92)은, 재기화 라인(L2) 상의 질소 분리기(93)와 바이패스 라인(L8) 연결점 사이에 배치되어, 증발가스 흡입유닛(90)으로부터 토출되는 혼합유체를 50 내지 120bar로 가압하여 제1 수요처(70)로 공급할 수 있다. Specifically, the second pressurizing unit 92 is disposed between the nitrogen separator 93 on the regasification line L2 and the bypass line L8 connection point, and the mixed fluid discharged from the evaporation gas suction unit 90 It is possible to pressurize it to 50 to 120 bar and supply it to the first customer.

즉, 제2 가압수단(92)은 증발가스 흡입유닛(90)에서 손실된 압력을 보상하여 제1 수요처(70)로 공급할 수 있어, 제1 수요처(70)가 요구하는 압력을 적절히 맞춰줄 수 있는 효과가 있다. That is, the second pressurizing unit 92 can compensate for the pressure lost in the evaporation gas suction unit 90 and supply it to the first customer 70, so that the pressure required by the first customer 70 can be adjusted appropriately There is an effect.

질소 분리기(93)는, 재기화 라인(L2) 상의 증발가스 흡입유닛(90)과 제2 가압수단(92) 사이에 구비되어 증발가스 흡입유닛(90)으로부터 토출되는 혼합유체(기화된 액화가스와 증발가스의 혼합) 내의 질소 성분을 분리하여 제거할 수 있다. The nitrogen separator 93 is provided between the evaporation gas suction unit 90 and the second pressure means 92 on the regasification line L2 and supplies the mixed fluid discharged from the evaporation gas suction unit 90 And the evaporation gas) can be separated and removed.

분리된 질소는 선체(100) 내에 질소를 소비하는 질소 수요처(도시하지 않음)로 공급될 수 있으며, 일례로 압력유지장치(94)에 공급하여 제1 열매의 압력을 유지하는데 사용될 수 있다. The separated nitrogen may be supplied to a nitrogen consumer (not shown) that consumes nitrogen in the hull 100, and may be used, for example, to supply the pressure holding device 94 to maintain the pressure of the first berate.

이상 본 발명을 구체적인 실시예를 통하여 상세히 설명하였으나, 이는 본 발명을 구체적으로 설명하기 위한 것으로, 본 발명은 이에 한정되지 않으며, 본 발명의 기술적 사상 내에서 당해 분야의 통상의 지식을 가진 자에 의해 그 변형이나 개량이 가능함은 명백하다고 할 것이다.While the present invention has been particularly shown and described with reference to exemplary embodiments thereof, it is to be understood that the same is by way of illustration and example only and is not to be construed as limiting the present invention. It is obvious that the modification and the modification are possible.

본 발명의 단순한 변형 내지 변경은 모두 본 발명의 영역에 속하는 것으로 본 발명의 구체적인 보호 범위는 첨부된 특허청구범위에 의하여 명확해질 것이다.It will be understood by those skilled in the art that various changes in form and details may be made therein without departing from the spirit and scope of the invention as defined by the appended claims.

1: 종래의 가스 재기화 시스템 2,3: 본 발명의 가스 재기화 시스템
10: 액화가스 저장탱크 20: 피딩 펌프
21: 부스팅 펌프 30: 버퍼 탱크
31: 스프레이부 32: 패킹부
40: 기화기 401: 제1 열교환기
402: 제2 열교환기 41: 해수 열교환기
411: 제1 해수열교환기 412: 제2 해수열교환기
42: 열원 펌프 51: 해수 펌프
61: 제2 수요처 62: 스팀 열교환기
621: 제1 히터 622: 제2 히터
70: 제1 수요처 80: 증발가스 압축기
90: 증발가스 흡입유닛 91: 제1 가압수단
92: 제2 가압수단 93: 질소 분리기
94: 압력유지장치 100: 선체
101: 선수부 102: 중앙부
103: 선미부 104: 상갑판
105: 선저부
L1: 액화가스 공급라인 L2: 재기화 라인
L3: 열원 순환라인 L4: 해수 라인
L4a: 해수 병렬라인 L5: 스팀 라인
L5a: 스팀 병렬라인 L6: 증발가스 공급 라인
L7: 증발가스 분기라인 L8: 바이패스 라인
L9: 증발가스 흡입라인 D: 데크
D1: 제1 데크 D2: 제2 데크
E: 추진엔진 ER: 엔진룸
S: 프로펠러 축 P: 프로펠러
H1: 해수 유입구 H2: 해수 유출구1: Conventional gas regeneration system 2, 3: The gas regeneration system of the present invention
10: liquefied gas storage tank 20: feeding pump
21: boosting pump 30: buffer tank
31: spray part 32: packing part
40: vaporizer 401: first heat exchanger
402: second heat exchanger 41: seawater heat exchanger
411: First sea water heat exchanger 412: Second sea water heat exchanger
42: Heat source pump 51: Seawater pump
61: second demand point 62: steam heat exchanger
621: first heater 622: second heater
70: First demand point 80: Evaporative gas compressor
90: evaporation gas sucking unit 91: first pressurizing means
92: second pressurizing means 93: nitrogen separator
94: Pressure holding device 100: Hull
101: head part 102: center part
103: stern section 104: upper deck
105:
L1: liquefied gas supply line L2: regasification line
L3: Heat source circulation line L4: Sea water line
L4a: Sea water parallel line L5: Steam line
L5a: Steam parallel line L6: Evaporation gas supply line
L7: Evaporative gas branch line L8: Bypass line
L9: Evaporative gas suction line D: Deck
D1: first deck D2: second deck
E: Propulsion engine ER: Engine room
S: Propeller shaft P: Propeller
H1: Seawater inlet H2: Seawater outlet

Claims (10)

액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 가압하는 펌프;
상기 펌프의 하류에 마련되어 상기 액화가스를 기화시키는 기화기; 및
상기 기화기의 하류에 마련되어 상기 액화가스 저장탱크에서 발생된 증발가스를 흡입하는 증발가스 흡입유닛을 포함하고,
상기 액화가스 저장탱크에서 발생된 증발가스를 액화시키는 별도의 재응축기를 구비하지 않는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박. A pump for pressurizing the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank;
A vaporizer provided downstream of the pump to vaporize the liquefied gas; And
And an evaporation gas suction unit provided downstream of the vaporizer for sucking evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank,
And a separate recondenser for liquefying the evaporated gas generated in said liquefied gas storage tank. 제 1 항에 있어서,
상기 증발가스 흡입유닛과 상기 기화기 사이에 구비되어, 상기 기화기로부터 토출되는 기화된 액화가스를 가압하는 제1 가압수단을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.The method according to claim 1,
Further comprising first pressurizing means provided between the evaporating gas suction unit and the vaporizer for pressurizing the vaporized liquefied gas discharged from the vaporizer. 제 2 항에 있어서, 상기 제1 가압수단은,
상기 기화된 액화가스를 120바(bar) 이상으로 가압하여 상기 증발가스 흡입유닛으로 공급하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.3. The apparatus according to claim 2,
Wherein the vaporized liquefied gas is pressurized to 120 bar or more and supplied to the evaporation gas suction unit. 제 1 항에 있어서, 상기 증발가스 흡입유닛은,
상기 기화기로부터 50 내지 120바(bar)의 압력을 가지는 기화된 액화가스를 공급받아, 상기 액화가스 저장탱크로부터 1 내지 1.1바(bar)인 증발가스를 흡입하여 혼합하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.The exhaust gas purifying apparatus according to claim 1,
Wherein the vaporized liquefied gas having a pressure of 50 to 120 bar is supplied from the vaporizer and an evaporation gas of 1 to 1.1 bar is taken in from the liquefied gas storage tank and mixed. A vessel equipped with a system. 제 4 항에 있어서,
상기 증발가스 흡입유닛의 후단에 구비되어 혼합 유체를 가압하는 제2 가압수단을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.5. The method of claim 4,
And a second pressurizing unit provided at a rear end of the evaporating gas suction unit for pressurizing the mixed fluid. 제 5 항에 있어서, 상기 제2 가압수단은,
상기 혼합 유체를 50 내지 120바(bar)로 가압하여, 상기 수요처로 공급하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.6. The apparatus according to claim 5,
And the mixed fluid is pressurized to 50 to 120 bar to supply the mixed gas to the customer. 제 1 항에 있어서, 상기 펌프는,
상기 액화가스를 50 내지 120 바(bar)로 가압하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.The pump according to claim 1,
Wherein said liquefied gas is pressurized to 50 to 120 bar. ≪ Desc / Clms Page number 15 > 제 7 항에 있어서, 상기 증발가스 흡입유닛은,
상기 기화기로부터 120바(bar) 이상의 압력을 가지는 기화된 액화가스를 공급받아, 상기 액화가스 저장탱크로부터 1 내지 1.1바(bar)인 증발가스를 흡입하여 혼합하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.8. The air conditioner according to claim 7,
Wherein the vaporized liquefied gas having a pressure of 120 bar or more is supplied from the vaporizer and the vaporized gas having a pressure of 1 to 1.1 bar is taken in from the liquefied gas storage tank and mixed therewith. Equipped vessel. 제 1 항에 있어서,
상기 증발가스 흡입유닛의 후단에 구비되며, 상기 증발가스 흡입유닛에서 토출되는 유체 내의 질소성분을 분리하는 질소 분리기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.The method according to claim 1,
Further comprising a nitrogen separator provided at a rear end of the evaporation gas suction unit for separating nitrogen components in the fluid discharged from the evaporation gas suction unit. 제 1 항에 있어서,
상기 액화가스 저장탱크와 상기 수요처를 연결하며, 상기 펌프, 상기 기화기 및 상기 증발가스 흡입유닛을 구비하는 액화가스 공급라인;
상기 액화가스 저장탱크와 상기 증발가스 흡입유닛을 연결하는 증발가스 흡입라인; 및
상기 액화가스 공급라인 상에서 분기되어 상기 증발가스 흡입유닛을 바이패스하는 바이패스 라인을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 가스 재기화 시스템을 구비하는 선박.The method according to claim 1,
A liquefied gas supply line connecting the liquefied gas storage tank and the demander, the liquefied gas supply line including the pump, the vaporizer, and the evaporation gas suction unit;
An evaporation gas suction line connecting the liquefied gas storage tank and the evaporation gas suction unit; And
Further comprising a bypass line branched on said liquefied gas supply line and bypassing said vapor gas intake unit.
KR1020160092171A 2016-02-01 2016-07-20 A Vessel having a regasification System of gas KR102306457B1 (en)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020160012477 2016-02-01
KR20160012477 2016-02-01
KR1020160042768 2016-04-07
KR20160042768 2016-04-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20170091490A true KR20170091490A (en) 2017-08-09
KR102306457B1 KR102306457B1 (en) 2021-09-29

Family

ID=59652473

Family Applications (4)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020160092196A KR101927585B1 (en) 2016-02-01 2016-07-20 A Vessel having a regasification System of gas
KR1020160092171A KR102306457B1 (en) 2016-02-01 2016-07-20 A Vessel having a regasification System of gas
KR1020160092189A KR101831522B1 (en) 2016-02-01 2016-07-20 A Vessel having a regasification System of gas
KR1020170168587A KR102127551B1 (en) 2016-02-01 2017-12-08 A Vessel having a regasification System of gas

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020160092196A KR101927585B1 (en) 2016-02-01 2016-07-20 A Vessel having a regasification System of gas

Family Applications After (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020160092189A KR101831522B1 (en) 2016-02-01 2016-07-20 A Vessel having a regasification System of gas
KR1020170168587A KR102127551B1 (en) 2016-02-01 2017-12-08 A Vessel having a regasification System of gas

Country Status (1)

Country Link
KR (4) KR101927585B1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20190081313A (en) * 2017-12-29 2019-07-09 대우조선해양 주식회사 System and Method for Liquefied Gas Regasification System with Organic Rankine Cycle
KR20200051073A (en) * 2018-11-01 2020-05-13 삼성중공업 주식회사 Liquefied gas regasification system

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102232023B1 (en) * 2017-08-31 2021-03-24 현대중공업 주식회사 Regasification System of liquefied Gas and Ship Having the Same
KR102054582B1 (en) * 2018-05-17 2019-12-12 현대중공업 주식회사 A Gas Regasification System and Vessel having the same
KR102054583B1 (en) * 2018-05-17 2019-12-12 현대중공업 주식회사 A Gas Regasification System and Vessel having the same
KR102057779B1 (en) * 2018-05-17 2020-01-22 현대중공업 주식회사 A Gas Regasification System and Vessel having the same
KR102132076B1 (en) 2018-08-20 2020-07-08 한국조선해양 주식회사 Regasification System of Gas and Ship having the Same
NO344865B1 (en) * 2018-11-30 2020-06-08 Golar Man Norway As System and method for controlling the flow of water in a process facility onboard a vessel
KR102116544B1 (en) * 2019-02-08 2020-05-29 삼성중공업(주) Dual mode liquefied gas re-gasification system
KR102306566B1 (en) * 2019-10-15 2021-09-29 한국조선해양 주식회사 A Vessel having a regasification System of liquefied gas
KR102271761B1 (en) * 2020-02-07 2021-07-02 대우조선해양 주식회사 Liquefied Gas Regasification System and Method for Vessel
KR102394960B1 (en) * 2020-07-03 2022-05-09 현대중공업 주식회사 gas treatment system and ship having the same

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20140066348A (en) * 2012-11-23 2014-06-02 대우조선해양 주식회사 Liquefied natural gas regasification apparatus
KR101447825B1 (en) * 2013-06-04 2014-10-13 에스티엑스조선해양 주식회사 BOG treatment system and method for low pressure gas fueled vessel
KR20150080083A (en) * 2013-12-30 2015-07-09 현대중공업 주식회사 Treatment system of liquefied gas
KR20150135157A (en) * 2014-05-23 2015-12-02 현대중공업 주식회사 A Treatment System of Liquefied Gas

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20080085284A (en) * 2007-03-19 2008-09-24 대우조선해양 주식회사 Hot water circulation type equipment and method for vaporizing liquefied natural gas in lng regasification ship
NO331474B1 (en) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installation for gasification of LNG
KR101537275B1 (en) * 2013-11-27 2015-07-16 대우조선해양 주식회사 Floating and storage gas power plant, and high power apparatus of the power plant

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20140066348A (en) * 2012-11-23 2014-06-02 대우조선해양 주식회사 Liquefied natural gas regasification apparatus
KR101447825B1 (en) * 2013-06-04 2014-10-13 에스티엑스조선해양 주식회사 BOG treatment system and method for low pressure gas fueled vessel
KR20150080083A (en) * 2013-12-30 2015-07-09 현대중공업 주식회사 Treatment system of liquefied gas
KR20150135157A (en) * 2014-05-23 2015-12-02 현대중공업 주식회사 A Treatment System of Liquefied Gas

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20190081313A (en) * 2017-12-29 2019-07-09 대우조선해양 주식회사 System and Method for Liquefied Gas Regasification System with Organic Rankine Cycle
KR20200051073A (en) * 2018-11-01 2020-05-13 삼성중공업 주식회사 Liquefied gas regasification system

Also Published As

Publication number Publication date
KR20170091491A (en) 2017-08-09
KR102127551B1 (en) 2020-06-26
KR20170091492A (en) 2017-08-09
KR101927585B1 (en) 2019-03-07
KR20170139479A (en) 2017-12-19
KR102306457B1 (en) 2021-09-29
KR101831522B1 (en) 2018-02-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101831522B1 (en) A Vessel having a regasification System of gas
KR101941357B1 (en) A Regasification System Of Gas and Vessel having the same
JP6689997B2 (en) Vessel equipped with gas revaporization system
CN104214012A (en) Liquefied gas treatment system
KR102384294B1 (en) A Gas Regasification System and Vessel having the same
KR20190090676A (en) Volatile organic compounds treatment system and ship having the same
KR20190008799A (en) Hybrid Vessel of LNG Carrier and FSRU
KR20180060214A (en) A Regasification System Of Gas and Vessel having same
RU2696145C1 (en) Method and device for treating evaporated gas for feeding at least to an engine
KR20190012027A (en) A Regasification System Of Gas and Vessel having the same
US10823335B2 (en) Ship including gas re-vaporizing system
KR102237252B1 (en) A Regasification System of gas and Vessel having the same
KR101903763B1 (en) System for supplying fuel gas in ships
KR101941338B1 (en) A Regasification System Of Gas and Vessel having same
KR20180028164A (en) A Regasification System Of Gas and Vessel having same

Legal Events

Date Code Title Description
N231 Notification of change of applicant
E902 Notification of reason for refusal
E90F Notification of reason for final refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant