KR20190135982A - System for treating boil-off gas of a marine structure - Google Patents

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KR20190135982A
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정제헌
문영식
김남수
최동규
장재호
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Abstract

The present invention relates to a system for treating evaporation gas in a marine structure, capable of efficiently using evaporation gas by using most of the evaporation gas as fuel of a high-pressure natural gas spray engine of a vessel after compressing the evaporation gas discharged from a storage tank and by liquefying and returning the remaining part of the evaporation gas to the storage tank by the cold and heat of the evaporation gas newly discharged from the storage tank. According to the present invention, the system for treating evaporation gas in a marine structure comprises: the storage tank storing liquefied natural gas; and the high-pressure natural gas spray engine using the evaporation gas discharged from the storage tank as fuel. The system for treating evaporation gas in a marine structure also includes: a compressor receiving and compressing the evaporation gas generated in the storage tank; the high-pressure natural gas spray engine receiving and using the evaporation gas compressed by the compressor as fuel; a heat exchanger for cooling the portion of the evaporation gas which is not supplied to the high-pressure natural gas spray engine; and an expander generating energy while expanding the evaporation gas cooled by the heat exchanger.

Description

해상 구조물의 증발가스 처리 시스템 {SYSTEM FOR TREATING BOIL-OFF GAS OF A MARINE STRUCTURE}Evaporative gas treatment system for offshore structures {SYSTEM FOR TREATING BOIL-OFF GAS OF A MARINE STRUCTURE}

본 발명은 고압 천연가스 분사 엔진을 탑재한 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 에너지 소모량이 많고 초기 설치비가 과도하게 소요되는 재액화 장치를 설치할 필요 없이, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 대부분은 고압 천연가스 분사 엔진의 연료로 사용하고 나머지 일부는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a boil-off gas treatment system for offshore structures equipped with a high-pressure natural gas injection engine, and more particularly, does not need to install a reliquefaction device that consumes much energy and excessively requires an initial installation cost. After pressurizing the boil-off gas, most of it is used as fuel of the high-pressure natural gas injection engine, and the rest is liquefied by the cold heat of the boil-off gas newly discharged from the storage tank and returned to the storage tank. A boil-off gas treatment system for a structure.

근래, LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 액화가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 상태로 액화가스 운반선에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. LNG나 LPG 등의 액화가스는 천연가스 혹은 석유가스를 극저온(LNG의 경우 대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태일 때보다 그 부피가 대폭적으로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.Recently, the consumption of liquefied gas such as LNG (Liquefied Natural Gas) and LPG (Liquefied Petroleum Gas) is increasing worldwide. The liquefied gas is transported in a gas state through a gas pipe on land or sea, or transported to a distant consumer while stored in a liquefied gas carrier in a liquefied state. Liquefied gas such as LNG or LPG is obtained by cooling natural gas or petroleum gas to cryogenic temperature (approximately -163 ℃ in case of LNG), and its volume is greatly reduced than in gas state, so it is very suitable for long distance transportation by sea. .

LNG 운반선 등의 액화가스 운반선은, 액화가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 이 액화가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화가스의 극저온에 견딜 수 있는 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다.Liquefied gas carriers, such as LNG carriers, are used to load liquefied gas into the sea and unload this liquefied gas to land requirements.For this purpose, a storage tank (commonly called a 'cargo') that can withstand cryogenic temperatures It includes).

이와 같이 극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크가 마련된 해상 구조물의 예로서는 액화가스 운반선 이외에도 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나, LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading), BMPP (Barge Mounted Power Plant)와 같은 구조물 등을 들 수 있다.Examples of offshore structures in which storage tanks for storing cryogenic liquefied gas are provided include vessels such as LNG RV (Regasification Vessel), LNG Floating Storage and Regasification Unit (NGFSF), and LNG FPSO (Floating, Production) in addition to liquefied gas carriers. , Structures such as Storage and Off-loading (BMPP) and Barge Mounted Power Plants (BMPP).

LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화천연가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이다. LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 수송선으로부터 하역되는 액화천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 구조물이고, LNG FPSO는 채굴된 천연가스를 해상에서 정제한 후 직접 액화시켜 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 구조물이다. 그리고 BMPP는 바지선에 발전설비를 탑재하여 해상에서 전기를 생산하기 위해 사용되는 구조물이다.LNG RV is a LNG regasification facility installed on LNG carriers capable of magnetic navigation and floating. LNG FSRU is a structure that stores liquefied natural gas, which is unloaded from LNG carriers, in a storage tank, and vaporizes liquefied natural gas to supply it to land demand as needed. LNG FPSO is a marine natural gas. It is a structure used to directly liquefy and store in a storage tank after refining in, and to transfer the LNG stored in the storage tank to the LNG carrier if necessary. In addition, BMPP is a structure used to generate electricity at sea by mounting a power generation facility on a barge.

본 명세서에서 해상 구조물이란, LNG 운반선과 같은 액화가스 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP 등의 구조물까지도 모두 포함하는 개념이다.In the present specification, the offshore structure is a concept including not only liquefied gas carriers such as LNG carriers, LNG RVs, but also structures such as LNG FPSO, LNG FSRU, and BMPP.

천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운반선의 경우를 예를 들어 설명하면, LNG 운반선의 LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의해 LNG를 수송하는 도중에 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다.The liquefaction temperature of natural gas is about -163 ° C at ambient pressure, so LNG is evaporated even if its temperature is slightly higher than -163 ° C at normal pressure. In the case of a conventional LNG carrier, for example, the LNG storage tank of the LNG carrier is insulated, but since the external heat is continuously transmitted to the LNG, LNG is transported while the LNG carrier is transporting the LNG. Boil-off gas (BOG) is generated in the LNG storage tank by continuously vaporizing it in the LNG storage tank.

발생된 증발가스는 저장탱크 내의 압력을 증가시키며 선박의 요동에 따라 액화가스의 유동을 가속시켜 구조적인 문제를 야기시킬 수 있기 때문에, 증발가스의 발생을 억제할 필요가 있다.Since the generated boil-off gas increases the pressure in the storage tank and accelerates the flow of the liquefied gas in response to the fluctuation of the vessel, it may cause structural problems. Therefore, it is necessary to suppress the generation of the boil-off gas.

종래, 액화가스 운반선의 저장탱크 내에서의 증발가스를 억제 및 처리하기 위해, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 소각해 버리는 방법, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시킨 후 다시 저장탱크로 복귀시키는 방법, 선박의 추진기관에서 사용되는 연료로서 증발가스를 사용하는 방법, 저장탱크의 내부압력을 높게 유지함으로써 증발가스의 발생을 억제하는 방법 등이 단독으로 혹은 복합적으로 사용되고 있었다.Conventionally, in order to suppress and treat evaporated gas in a storage tank of a liquefied gas carrier, a method of discharging the evaporated gas to the outside of the storage tank for incineration, and discharging the evaporated gas to the outside of the storage tank, through a reliquefaction apparatus After reliquefaction and returning to the storage tank again, the use of boil-off gas as fuel used in the propulsion engine of the ship, the method of suppressing the generation of boil-off gas by maintaining the internal pressure of the storage tank alone or the like It was used in combination.

증발가스 재액화 장치가 탑재된 종래의 선박의 경우, 저장탱크의 적정 압력 유지를 위해 저장탱크 내부의 증발가스를 저장탱크 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시키게 된다. 이때, 배출된 증발가스는 냉동 사이클을 포함하는 재액화 장치에서 초저온으로 냉각된 냉매, 예를 들어 질소, 혼합냉매 등과의 열교환을 통해 재액화된 후 저장탱크로 복귀된다.In the case of the conventional vessel equipped with the boil-off gas reliquefaction apparatus, the boil-off gas inside the storage tank is discharged to the outside of the storage tank to maintain the proper pressure of the storage tank to be re-liquefied through the re-liquefaction apparatus. At this time, the discharged boil-off gas is re-liquefied through heat exchange with a coolant, for example, nitrogen, mixed refrigerant, etc., cooled to a cryogenic temperature in the reliquefaction apparatus including a refrigeration cycle and returned to the storage tank.

종래 DFDE 추진시스템을 탑재한 LNG 운반선의 경우, 재액화 설비를 설치하지 않고 증발가스 압축기와 가열만을 통해 증발가스를 처리한 후 DFDE에 연료로서 공급하여 증발가스를 소비하였기 때문에 엔진의 연료 필요량이 증발가스의 발생량보다 적을 때는 증발가스를 가스연소기(GCU; Gas Combustion Unit)에서 연소시켜 버리거나 대기중으로 버릴(venting) 수밖에 없는 문제가 있었다.LNG carriers equipped with a conventional DFDE propulsion system, because the evaporation gas was processed through the evaporation gas compressor and heating only without installing a reliquefaction facility, were supplied as fuel to the DFDE to consume the evaporated gas. When less than the amount of gas generated, there is a problem that the boil-off gas has to be burned in a gas combustion unit (GCU) or vented into the atmosphere.

그리고 종래 재액화 설비와 저속 디젤 엔진을 탑재한 LNG 운반선은 재액화 설비를 통해 BOG를 처리할 수 있음에도 불구하고 질소가스를 이용한 재액화 장치 운전의 복잡성으로 인해 전체 시스템의 제어가 복잡하고 상당한 양의 동력이 소모되는 문제가 있었다.And although LNG carriers equipped with conventional reliquefaction facilities and low-speed diesel engines can process BOG through reliquefaction facilities, the complexity of operating the reliquefaction system using nitrogen gas makes the control of the entire system complex and a significant amount of control. There was a problem that power was consumed.

결국, 저장탱크로부터 자연적으로 발생하는 증발가스를 효율적으로 처리하기 위한 시스템 및 방법에 대한 연구 개발이 지속적으로 이루어질 필요가 있다.As a result, it is necessary to continuously develop and research a system and a method for efficiently treating boil-off gas naturally occurring from a storage tank.

본 발명은 상기한 바와 같은 종래의 문제점을 해결하기 위한 것으로서, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 일부는 고압 천연가스 분사 엔진의 연료로 사용하고 나머지는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템을 제공하고자 하는 것이다.The present invention is to solve the conventional problems as described above, after pressurizing the evaporated gas discharged from the storage tank is used as a fuel of the high pressure natural gas injection engine and the rest of the evaporated gas newly discharged from the storage tank It is an object of the present invention to provide an off-gas treatment system for offshore structures that can be used efficiently by liquefaction with cold heat.

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 연료로서 사용하는 고압 천연가스 분사 엔진을 갖춘 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템으로서, 상기 저장탱크 내에서 발생한 증발가스를 공급받아 압축하는 압축기와; 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 연료로서 공급받아 사용하는 상기 고압 천연가스 분사 엔진과; 상기 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를 냉각시키기 위한 열교환기와; 상기 열교환기에서 냉각된 증발가스를 팽창시키면서 에너지를 생성하는 팽창기; 를 포함하는 것을 특징으로 하는 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템이 제공된다.According to an aspect of the present invention for achieving the above object, the evaporation gas of the marine structure having a storage tank for storing liquefied natural gas, and a high-pressure natural gas injection engine using the evaporated gas discharged from the storage tank as a fuel A treatment system comprising: a compressor for receiving and compressing an evaporated gas generated in said storage tank; The high pressure natural gas injection engine using the compressed vapor gas compressed by the compressor as fuel; A heat exchanger for cooling some of the boil-off gas not supplied to the high-pressure natural gas injection engine; An expander for generating energy while expanding the boil-off gas cooled in the heat exchanger; Provided is an evaporative gas treatment system for an offshore structure comprising a.

상기 열교환기에서는, 상기 압축된 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를, 상기 저장탱크로부터 배출되어 상기 압축기로 이송되고 있는 증발가스와 열교환시켜 냉각시킬 수 있다.In the heat exchanger, a portion of the compressed boil-off gas not supplied to the high-pressure natural gas injection engine may be cooled by heat-exchanging with the boil-off gas discharged from the storage tank and transferred to the compressor.

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 팽창기를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 증발가스 중, 액체 성분만을 상기 저장탱크에 복귀시키기 위해 설치되는 기액분리기를 더 포함할 수 있다.The evaporation gas treatment system of an offshore structure according to the present invention may further include a gas-liquid separator installed to return only the liquid component to the storage tank among the evaporated gases which are decompressed and gas-liquid mixed while passing through the expander.

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 팽창기에 공급되는 증발가스를, 상기 팽창기를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 증발가스 중 기체 성분과 열교환시켜 냉각시키기 위해 설치되는 냉각기를 더 포함할 수 있다.The evaporation gas treatment system for an offshore structure according to the present invention further includes a cooler installed to exchange the evaporated gas supplied to the expander with the gaseous components of the evaporated gas which is decompressed and gas-liquid mixed while passing through the expander. It may include.

상기 기체 성분은 상기 저장탱크로부터 배출되어 상기 압축기로 공급되는 증발가스에 합류될 수 있다.The gas component may be discharged from the storage tank and joined to the boil-off gas supplied to the compressor.

상기 압축기는, 복수개의 압축 실린더를 포함할 수 있다.The compressor may include a plurality of compression cylinders.

상기 열교환기로 보내지는 증발가스는, 상기 압축기에 포함된 복수개의 상기 압축 실린더 중에서 일부 또는 전부를 통과하여 압축된 증발가스일 수 있다.The boil-off gas sent to the heat exchanger may be boil-off gas compressed through some or all of the plurality of compression cylinders included in the compressor.

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 압축기에 포함된 복수개의 상기 압축 실린더 중에서 일부의 압축 실린더를 통과하여 압축된 증발가스를 공급받아 사용하는 증발가스 소비수단을 더 포함할 수 있다.The boil-off gas treatment system for an offshore structure according to the present invention may further include a boil-off gas consumption means for receiving and using a boil-off gas compressed through a portion of the plurality of compression cylinders included in the compressor. .

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 열교환기에서 냉각된 증발가스를 팽창시킬 수 있도록 상기 팽창기와 병렬로 배치되는 팽창밸브를 더 포함할 수 있다.The boil-off gas treatment system of an offshore structure according to the present invention may further include an expansion valve disposed in parallel with the inflator to expand the boil-off gas cooled in the heat exchanger.

본 발명에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템은, 상기 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 강제로 기화시켜 상기 압축기에 공급하기 위한 강제기화기를 더 포함할 수 있다.The boil-off gas treatment system of an offshore structure according to the present invention may further include a forced vaporizer for forcibly vaporizing the liquefied natural gas stored in the storage tank to supply the compressor.

본 발명에 따르면, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 압축된 증발가스 중 일부는 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하고, 압축된 증발가스 중 나머지는 저장탱크로부터 새롭게 배출되어 압축되기 전의 증발가스가 갖는 냉열로 액화시킬 수 있는 증발가스 처리 시스템이 제공될 수 있다.According to the present invention, after pressurizing the boil-off gas discharged from the storage tank, some of the compressed boil-off gas is supplied as a fuel to the high-pressure natural gas injection engine, and the rest of the compressed boil-off gas is newly discharged from the storage tank before being compressed. An boil-off gas treatment system capable of liquefying with cold heat of boil-off gas may be provided.

그에 따라 본 발명의 증발가스 처리 시스템에 의하면, 에너지 소모량이 많고 초기 설치비가 과도하게 소요되는 재액화 장치를 설치하지 않고도 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 재액화시킬 수 있어, 재액화 장치에서 소모되는 에너지를 절감할 수 있게 된다.Accordingly, according to the boil-off gas treatment system of the present invention, it is possible to re-liquefy the boil-off gas generated in the storage tank without installing a re-liquefaction device that consumes a lot of energy and excessively requires an initial installation cost. Energy can be saved.

또한 본 발명의 증발가스 처리 시스템에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 모든 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시켜 운송량을 증가시킬 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있어 에너지를 절약할 수 있게 된다.In addition, according to the boil-off gas treatment system of the present invention, all of the boil-off gas generated during the transportation of LNG carriers (ie, LNG) can be used as fuel for the engine or reliquefied and returned to the storage tank for storage. It is possible to increase the transport volume by reducing the amount of evaporated gas consumed by the back, and can save energy by reliquefying and treating the evaporated gas without using a separate refrigerant such as nitrogen.

또한 본 발명의 증발가스 처리 시스템에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.In addition, according to the boil-off gas treatment system of the present invention, a reliquefaction apparatus using a separate refrigerant (i.e., a nitrogen refrigerant refrigeration cycle or a mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.) does not need to be installed, thereby providing equipment for supplying and storing refrigerant. There is no need to install additional ones, which saves the initial installation and running costs for the entire system.

또한 본 발명의 증발가스 처리 시스템에 의하면, 압축된 후 열교환기에서 냉각 및 액화된 증발가스를 팽창기(Expander)에 의해 감압시키므로, 팽창시 에너지를 생성할 수 있어 버려지는 에너지를 재활용할 수 있다.Further, according to the boil-off gas treatment system of the present invention, since the boil-off gas cooled and liquefied in the heat exchanger after being compressed is decompressed by an expander, it is possible to generate energy during expansion, thereby recycling the energy that is discarded.

도 1은 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 2는 본 발명의 바람직한 제2 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 3 및 도 4는 본 발명의 바람직한 제1 실시예의 변형예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 5는 본 발명의 바람직한 제3 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 6 및 도 7은 본 발명의 바람직한 제3 실시예의 변형예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도이다.1 is a schematic configuration diagram showing a boil-off gas treatment system for an offshore structure according to a first embodiment of the present invention;
2 is a schematic structural diagram showing an evaporation gas treatment system for an offshore structure according to a second preferred embodiment of the present invention;
3 and 4 are schematic configuration diagrams showing an evaporation gas treatment system of an offshore structure, according to a modification of the first preferred embodiment of the present invention;
5 is a schematic structural diagram showing a boil-off gas treatment system for an offshore structure according to a third preferred embodiment of the present invention;
6 and 7 are schematic configuration diagrams showing an evaporation gas treatment system of an offshore structure, according to a modification of the third preferred embodiment of the present invention.

일반적으로, 선박에서 배출되는 폐기가스 중 국제 해사 기구(International Maritime Organization)의 규제를 받고 있는 것은 질소산화물(NOx)과 황산화물(SOx)이며, 최근에는 이산화탄소(CO2)의 배출도 규제하려 하고 있다. 특히, 질소산화물(NOx)과 황산화물(SOx)의 경우, 1997년 해상오염 방지협약(MARPOL; The Prevention of Marine Pollution from Ships) 의정서를 통하여 제기되고, 8년이라는 긴 시간이 소요된 후 2005년 5월에 발효요건을 만족하여 현재 강제규정으로 이행되고 있다.In general, receiving the control of the off gas discharged from a vessel IMO (International Maritime Organization) and nitrogen oxides (NOx) and sulfur oxides (SOx), in recent years and tried also regulated emissions of carbon dioxide (CO 2) have. In particular, nitrogen oxides (NOx) and sulfur oxides (SOx) were raised through the 1997 Protocol of Prevention of Marine Pollution from Ships (MARPOL), and in 2005 after a long period of eight years. In May, it met the entry into force requirements and is now implementing mandatory regulations.

따라서, 이러한 규정을 충족시키기 위하여 질소산화물(NOx) 배출량을 저감하기 위한 다양한 방법들이 소개되고 있는데, 이러한 방법 중에서 LNG 운반선과 같은 선박을 위한 고압 천연가스 분사 엔진, 예를 들어 MEGI 엔진이 개발되어 사용되고 있다. ME-GI 엔진은, 동급출력의 디젤엔진에 비해 오염물질 배출량을 이산화탄소는 23%, 질소화합물은 80%, 황화합물은 95% 이상 줄일 수 있는 친환경적인 차세대 엔진으로서 각광받고 있다.Therefore, various methods for reducing NOx emissions have been introduced to satisfy these regulations, among which high pressure natural gas injection engines for ships such as LNG carriers, for example MEGI engines, have been developed and used. have. ME-GI engines are in the spotlight as next generation eco-friendly engines that can reduce pollutant emissions by 23%, carbon dioxide by 80%, and sulfur compounds by 95% compared to diesel engines of the same class.

이와 같은 MEGI 엔진은 LNG를 극저온에 견디는 저장탱크에 저장하여 운반하도록 하는 LNG 운반선 등과 같은 선박이나 각종 플랜트에 설치(본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템은, LNG 운반선, LNG RV 등의 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP 등의 플랜트에도 설치될 수 있다.)될 수 있으며, 이 경우 천연가스를 엔진의 연료로 사용하게 되며, 그 부하에 따라 엔진에 대하여 대략 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 고압의 가스 공급 압력이 요구된다.Such a MEGI engine is installed in vessels or various plants such as LNG carriers for storing and transporting LNG in a cryogenic storage tank. (The boil-off gas treatment system according to the present invention includes LNG carriers, LNG RVs, etc.) It may also be installed in plants such as LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP, etc. In this case, natural gas is used as the fuel of the engine, and about 150 to 400 bara (absolute pressure) for the engine depending on the load. High pressure gas supply pressure is required.

MEGI 엔진은 추진을 위해 프로펠러에 직결되어 사용될 수 있으며, 이를 위해 MEGI 엔진은 저속으로 회전하는 2행정 엔진으로 이루어진다. 즉, MEGI 엔진은 저속 2행정 고압 천연가스 분사 엔진이다.The MEGI engine can be used directly on the propellers for propulsion, for which the MEGI engine consists of a two-stroke engine rotating at low speed. That is, the MEGI engine is a low speed two-stroke high pressure natural gas injection engine.

이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대한 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 또한 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.Hereinafter, the configuration and operation of the preferred embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. In addition, the following examples may be modified in many different forms, and the scope of the present invention is not limited to the following examples.

도 1에는 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.1 shows a schematic configuration diagram of an evaporation gas treatment system for an offshore structure, according to a first preferred embodiment of the present invention.

도 1에는, 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 고압 천연가스 분사 엔진, 즉 MEGI 엔진을 설치한 LNG 운반선에 본 발명의 증발가스 처리 시스템이 적용된 예가 도시되어 있지만, 본 발명의 증발가스 처리 시스템은 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박, 즉 LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP와 같은 플랜트에 적용될 수 있다.1 shows an example in which the boil-off gas treatment system of the present invention is applied to a high-pressure natural gas injection engine that can use natural gas as a fuel, that is, an LNG carrier equipped with a MEGI engine, but the boil-off gas treatment system of the present invention is liquefied. It can be applied to all kinds of ships equipped with gas storage tanks, such as LNG carriers, LNG RVs, etc., as well as plants such as LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP.

본 발명의 제1 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 150 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 연료로서 공급된다.According to the boil-off gas treatment system for offshore structures according to the first embodiment of the present invention, the boil-off gas (NBOG) generated and discharged from the storage tank 11 storing the liquefied gas, the boil-off gas supply line (L1) It is conveyed along and compressed in the compressor 13 and then supplied to a high pressure natural gas injection engine, for example a MEGI engine. The boil-off gas is compressed by the compressor 13 to a high pressure of about 150 to 400 bara and then supplied as fuel to a high pressure natural gas injection engine, such as a MEGI engine.

저장탱크는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 증발가스 배출라인(L1)을 통하여 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시킨다.Storage tanks are equipped with sealed and insulated barriers to store liquefied gases, such as LNG, in cryogenic conditions, but they cannot completely block heat from the outside. Accordingly, the liquefied gas is continuously evaporated in the storage tank 11, and the evaporated gas is discharged through the evaporated gas discharge line L1 to maintain the pressure of the evaporated gas at an appropriate level. Let's do it.

저장탱크(11)의 내부에는 필요시 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위해 배출 펌프(12)가 설치된다.Inside the storage tank 11, a discharge pump 12 is installed to discharge the LNG to the outside of the storage tank if necessary.

압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 400 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.The compressor 13 may include one or more compression cylinders 14 and one or more intermediate coolers 15 for cooling the boil-off gas which has risen in temperature while being compressed. The compressor 13 may be configured to compress, for example, the boil-off gas to about 400 bara. In FIG. 1, a compressor 13 of multistage compression including five compression cylinders 14 and five intermediate coolers 15 is illustrated, but the number of compression cylinders and intermediate coolers can be changed as necessary. Further, in addition to the structure in which a plurality of compression cylinders are arranged in one compressor, it may be changed to have a structure in which a plurality of compressors are connected in series.

압축기(13)에서 압축된 증발가스는 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는데, 고압 천연가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부만을 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있다.The boil-off gas compressed by the compressor 13 is supplied to the high-pressure natural gas injection engine through the boil-off gas supply line L1, and all of the boil-off gas compressed according to the required amount of fuel required by the high-pressure natural gas injection engine The gas injection engine may be supplied, or only a part of the compressed boil-off gas may be supplied to the high pressure natural gas injection engine.

또한, 본 발명의 제1 실시예에 따르면, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)에서 압축되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 압축 후에 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.In addition, according to the first embodiment of the present invention, when the boil-off gas discharged from the storage tank 11 and compressed in the compressor 13 (that is, the entire boil-off gas discharged from the storage tank) is called a first stream, evaporation is performed. The first stream of gas may be divided into a second stream and a third stream after compression so that the second stream is supplied as fuel to the high pressure natural gas injection engine and the third stream is liquefied and returned to the storage tank.

이때, 제2 스트림은 증발가스 공급라인(L1)을 통해 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되고, 제3 스트림은 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 냉각 및 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 압축기(13)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.At this time, the second stream is supplied to the high pressure natural gas injection engine through the boil-off gas supply line (L1), the third stream is returned to the storage tank (11) through the boil-off gas return line (L3). A heat exchanger 21 is installed in the boil-off gas return line L3 to cool and liquefy the third stream of compressed boil-off gas. The heat exchanger 21 exchanges the third stream of compressed boil-off gas with the first stream of boil-off gas supplied to the compressor 13 after being discharged from the storage tank 11.

압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림의 유량이 제3 스트림의 유량보다 많기 때문에, 압축된 증발가스의 제3 스트림은 압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림으로부터 냉열을 공급받아 액화될 수 있다. 이와 같이 열교환기(21)에서는 저장탱크(11)로부터 배출된 직후의 극저온의 증발가스와 압축기(13)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를 열교환시켜 이 고압 상태의 증발가스를 냉각 및 액화시킨다.Since the flow rate of the first stream of boil-off gas before compression is greater than the flow rate of the third stream, the third stream of compressed boil-off gas can be liquefied by receiving cold heat from the first stream of boil-off gas before compression. As described above, the heat exchanger 21 heats the cryogenic evaporation gas immediately after being discharged from the storage tank 11 and the high-pressure evaporated gas compressed by the compressor 13 to cool and liquefy the high-pressure evaporated gas.

열교환기(21)에서 냉각되어 적어도 부분적으로 액화된 증발가스(LBOG)는 팽창밸브(22)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다. 팽창밸브(22)를 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스에 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.The boil-off gas LBOG cooled by the heat exchanger 21 and at least partially liquefied is passed through the expansion valve 22 to be decompressed and supplied to the gas-liquid separator 23 in a gas-liquid mixed state. While passing through the expansion valve 22, LBOG can be reduced to approximately atmospheric pressure. The liquefied boil-off gas is separated from the gas and the liquid component in the gas-liquid separator 23, so that the liquid component, that is, LNG, is transferred to the storage tank 11 through the boil-off gas return line L3. It is discharged from the storage tank 11 through the boil-off gas recirculation line (L5) and joined to the boil-off gas supplied to the compressor (13). More specifically, the boil-off gas recirculation line L5 extends from the top of the gas-liquid separator 23 and is connected to the upstream side of the heat-exchanger 21 in the boil-off gas supply line L1.

위에서는 설명의 편의상 열교환기(21)가 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 열교환기(21)에서는 증발가스 공급라인(L1)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제1 스트림과 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 열교환기(21)는 증발가스 공급라인(L1)에 설치된 것이기도 하다.In the above description, the heat exchanger 21 is installed in the boil-off gas return line L3 for convenience of description, but the heat exchanger 21 actually includes a first stream of boil-off gas being transferred through the boil-off gas supply line L1. Since the heat exchange is performed between the third streams of the boil-off gas being transferred through the boil-off gas return line (L3), the heat exchanger 21 is also installed in the boil-off gas supply line (L1).

증발가스 재순환라인(L5)에는 또 다른 팽창밸브(24)가 더 설치될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 배출된 기체 성분은 팽창밸브(24)를 통과하면서 감압될 수 있다. 또한 열교환기(21)에서 액화된 후 기액분리기(23)로 공급되는 증발가스의 제3 스트림과 기액분리기(23)에서 분리되어 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되는 기체 성분을 열교환시켜 제3 스트림을 더욱 냉각시킬 수 있도록 증발가스 재순환라인(L5)에는 냉각기(25)가 설치된다. 즉, 냉각기(25)에서는 고압 액체 상태의 증발가스를 저압 극저온 기체 상태의 천연가스로 추가 냉각시킨다.Another expansion valve 24 may be further installed in the boil-off gas recirculation line L5 so that the gas component discharged from the gas-liquid separator 23 may be reduced in pressure while passing through the expansion valve 24. In addition, the third stream of boil-off gas supplied to the gas-liquid separator 23 after being liquefied in the heat exchanger 21 and the gas-component separated from the gas-liquid separator 23 and transferred through the boil-off gas recirculation line (L5) are heat exchanged. A cooler 25 is installed in the boil-off gas recirculation line L5 to further cool the three streams. That is, the cooler 25 further cools the boil-off gas in the high pressure liquid state with the natural gas in the low pressure cryogenic gas state.

여기에서, 설명의 편의상 냉각기(25)가 증발가스 재순환라인(L5)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 냉각기(25)에서는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림과 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되고 있는 기체 성분 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 냉각기(25)는 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것이기도 하다.Here, for the sake of convenience, the cooler 25 has been described as being installed in the boil-off gas recirculation line L5. However, in the cooler 25, the third stream of the boil-off gas being transferred through the boil-off gas return line L3 and evaporated. Since heat exchange is performed between the gas components being conveyed through the gas recirculation line (L5), the cooler 25 is also installed in the boil-off gas return line (L3).

한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 고압 천연가스 분사 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 압축기(13)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7, L8)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단에서 사용한다. 증발가스 소비수단으로서는 MEGI 엔진에 비해 상대적으로 낮은 압력의 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, DF Generator(DFDG), 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.On the other hand, if the amount of boil-off gas generated in the storage tank 11 is greater than the amount of fuel required by the high-pressure natural gas injection engine, and the excess boil-off gas is expected to occur, the compressor 13 is compressed or compressed step by step. The boil-off gas on the way is branched through the boil-off gas branch lines L7 and L8 and used in the boil-off gas consumption means. As an evaporative gas consumption means, a GCU, a DF Generator (DFDG), a gas turbine, or the like, which can use natural gas at a lower pressure as a fuel than a MEGI engine, may be used.

이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.According to the boil-off gas treatment system and treatment method according to the first embodiment of the present invention as described above, the boil-off gas generated when the cargo of the LNG carrier (i.e., LNG) is transported is used as the fuel of the engine or re-liquefied. Since it can be returned to the storage tank and stored, it is possible to reduce or eliminate the amount of evaporated gas consumed by the GCU, and to re-liquefy the evaporated gas without installing a reliquefaction device using a separate refrigerant such as nitrogen. Can be processed.

또한 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.In addition, according to the boil-off gas treatment system and treatment method according to the first embodiment of the present invention, there is no need to install a re-liquefaction apparatus (that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.) using a separate refrigerant, There is no need to install additional equipment for supplying and storing refrigerant, which reduces the initial installation and operating costs for the entire system.

도 2에는 본 발명의 바람직한 제2 실시예에 따른 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.2 is a schematic configuration diagram of an evaporation gas treatment system for an offshore structure according to a second preferred embodiment of the present invention.

제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, MEGI 엔진이나 DF Generator 등에서 요구하는 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, LNG를 강제로 기화시켜 사용할 수 있도록 구성된다는 점에서 제1 실시예의 증발가스 처리 시스템과 상이하다. 이하에서는 제1 실시예의 증발가스 처리 시스템과의 차이점을 더욱 상세하게 설명한다.The boil-off gas treatment system according to the second embodiment is configured to forcibly vaporize and use LNG when the boil-off gas required by the MEGI engine or the DF Generator is larger than the amount of boil-off gas naturally occurring. It is different from the boil-off gas treatment system of the first embodiment. Hereinafter, the difference from the boil-off gas treatment system of the first embodiment will be described in more detail.

본 발명의 제2 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급되거나, 압축기(13)에서 다단-압축되는 도중에 DF 엔진(DF Generator)에 공급되어 연료로서 사용된다는 점에 있어서는 제1 실시예와 마찬가지이다.According to the boil-off gas treatment system for offshore structures according to the second embodiment of the present invention, the boil-off gas (NBOG) generated and discharged from the storage tank 11 storing the liquefied gas, the boil-off gas supply line (L1) In that it is fed to a high pressure natural gas injection engine such as a MEGI engine after being compressed in the compressor 13 or supplied to a DF generator during the multi-stage compression in the compressor 13 to be used as fuel. The same as in the first embodiment.

다만, 제2 실시예의 증발가스 처리 시스템은, 고압 천연가스 분사 엔진과 DF 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 저장탱크(11)에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, 저장탱크(11)에 저장된 LNG를 강제기화기(31)에서 기화시켜 압축기(13)에 공급할 수 있도록 강제기화 라인(L11)을 구비한다.However, in the boil-off gas treatment system of the second embodiment, when the amount of boil-off gas as fuel required by the high pressure natural gas injection engine and the DF engine is larger than the amount of boil-off gas naturally occurring in the storage tank 11, the storage tank The forced vaporization line L11 is provided so that the LNG stored in 11 can be vaporized in the forced vaporizer 31 and supplied to the compressor 13.

제2 실시예에서와 같이 강제기화 라인(L11)을 구비하면, 저장탱크에 저장되어 있는 LNG의 양이 적어 증발가스의 발생량이 적거나, 각종 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에도 안정적으로 연료를 공급할 수 있게 된다.When the forced vaporization line L11 is provided as in the second embodiment, the amount of LNG stored in the storage tank is small so that the amount of generated evaporation gas is small or the amount of evaporated gas as fuel required by various engines is naturally Even if the amount of generated boil-off gas is higher than that, the fuel can be stably supplied.

도 1 및 도 2에는 2단 압축된 BOG를 분기시켜 그 일부를 증발가스 분기라인(L8)을 통해 DF 엔진으로 공급하는 것으로 도시하고 있지만, 이는 예시일 뿐이며, 1단 혹은 3 내지 5단 압축된 BOG를 분기시켜 증발가스 분기라인을 통해 DF 엔진 등으로 공급할 수 있도록 시스템을 구성할 수도 있다. 이때 압축기로서는 예를 들어 부카르트(Burckhardt) 사의 압축기를 사용할 수 있다. 부카르트 사의 압축기는 총 5개의 실린더를 포함하며, 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 것으로 알려져 있다. 따라서, 부카르트 사의 압축기를 BOG를 압축시키는 압축기(13)로 사용할 경우, 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있다.1 and 2 show the branched two-stage BOG and supply a portion thereof to the DF engine through the boil-off gas branch line (L8), but this is only an example, and the first stage or three to five stage compressed The system may be configured to branch BOG and supply it to the DF engine through the boil-off gas branch line. At this time, for example, a compressor manufactured by Burckhardt can be used. Buccart's compressor includes a total of five cylinders, the three front cylinders are known to operate in an oil-free lubrication method and the second two cylinders are known to operate in an oil-lubricated manner. Therefore, when using the compressor of Buccarter as the compressor 13 which compresses BOG, when branching BOG in four or more stages, it is necessary to comprise so that BOG may be conveyed through an oil filter.

도 3 및 도 4에는 본 발명의 바람직한 제1 실시예의 변형예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도가 도시되어 있다.3 and 4 show a schematic configuration diagram showing an evaporation gas treatment system for an offshore structure, according to a modification of the first preferred embodiment of the invention.

도 1 및 도 2에 도시된 제1 및 제2 실시예에는 압축된 BOG를 열교환기(21)에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인(L3)이 압축기(13)의 후단에서 분기되는 것으로 예시하고 있지만, 증발가스 복귀라인(L3)은 전술한 증발가스 분기라인(L7, L8)과 마찬가지로 압축기(13)에서 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기시킬 수 있도록 설치될 수 있다. 1 and 2 illustrate that the boil-off gas return line L3 for supplying the compressed BOG to the heat exchanger 21 is branched at the rear end of the compressor 13. In addition, the boil-off gas return line L3 may be installed to branch off the boil-off gas in the middle of being compressed by the compressor 13 in the same manner as the boil-off gas branch lines L7 and L8 described above.

도 3에는 2개의 실린더에 의해 2단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있고, 도 4에는 3개의 실린더에 의해 3단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있다. 특히, 5개의 실린더를 포함하되 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 부카르트 사의 압축기를 사용할 경우, 압축기 후단이나 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있다.3 shows a variation of branching the two-stage compressed boil-off gas by two cylinders, and FIG. 4 shows a variation of the three-stage compressed boil-off gas. In particular, when using a Buccart compressor that includes five cylinders, but the three front cylinders operate in an oil-free lubrication method and the second two cylinders operate in an oil-lubricated manner. When branching BOG at the rear end or 4th stage or more, it is necessary to configure so that BOG is conveyed through an oil filter.

전술한 바와 같이, MEGI 엔진에서 요구하는 연료가스의 압력은 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 고압이다. 본 명세서에서 "고압"이란, MEGI 엔진에서 요구하는 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 압력을 의미하는 것으로 간주되어야 할 것이다.As described above, the pressure of the fuel gas required by the MEGI engine is a high pressure of about 150 to 400 bara (absolute pressure). As used herein, "high pressure" should be considered to mean a pressure of about 150 to 400 bara (absolute pressure) required by the MEGI engine.

본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템에 있어서, 필요에 따라서는, BOG 발생량이 ME-GI 엔진에서의 연료 필요량보다 적은 경우에도 압축기를 통해 BOG를 ME-GI 엔진에 연료로서 공급하면서 부족한 양만큼 LNG를 강제기화시켜 공급할 수도 있다. 한편, 저장탱크에 수용된 LNG가 매우 적은 밸러스트 상태에서는 BOG의 발생량이 적으므로, BOG를 발생할 때마다 배출시켜 소비하는 대신, 저장탱크가 일정한 압력에 도달할 때까지 BOG를 배출시키지 않고 모아두었다가 간헐적으로 배출시켜 DF 엔진 혹은 ME-GI 엔진에 연료로서 공급할 수도 있다.In the boil-off gas treatment system according to the present invention, if necessary, LNG is supplied by an insufficient amount while supplying BOG as fuel to the ME-GI engine through the compressor even when the amount of BOG generation is less than the fuel required in the ME-GI engine. It can also be supplied by forced vaporization. On the other hand, in the ballast state where there is very little LNG contained in the storage tank, the amount of BOG is generated less, so instead of discharging and consuming BOG every time it is generated, the BOG is collected without discharging until the storage tank reaches a constant pressure. It can also be discharged and supplied as fuel to a DF engine or ME-GI engine.

도 5에는 본 발명의 바람직한 제3 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.5 is a schematic structural diagram of an evaporation gas treatment system for an offshore structure, according to a third preferred embodiment of the present invention.

본 발명의 제3 실시예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 150 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 연료로서 공급된다.According to the boil-off gas treatment system for offshore structures according to the third embodiment of the present invention, the boil-off gas (NBOG) generated and discharged from the storage tank 11 storing the liquefied gas is connected to the boil-off gas supply line L1. It is conveyed along and compressed in the compressor 13 and then supplied to a high pressure natural gas injection engine, for example a MEGI engine. The boil-off gas is compressed by the compressor 13 to a high pressure of about 150 to 400 bara and then supplied as fuel to a high pressure natural gas injection engine, such as a MEGI engine.

저장탱크는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 증발가스 배출라인(L1)을 통하여 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시킨다.Storage tanks are equipped with sealed and insulated barriers to store liquefied gases, such as LNG, in cryogenic conditions, but they cannot completely block heat from the outside. Accordingly, the liquefied gas is continuously evaporated in the storage tank 11, and the evaporated gas is discharged through the evaporated gas discharge line L1 to maintain the pressure of the evaporated gas at an appropriate level. Let's do it.

저장탱크(11)의 내부에는 필요시 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위해 배출 펌프(12)가 설치된다.Inside the storage tank 11, a discharge pump 12 is installed to discharge the LNG to the outside of the storage tank if necessary.

압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 400 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.The compressor 13 may include one or more compression cylinders 14 and one or more intermediate coolers 15 for cooling the boil-off gas which has risen in temperature while being compressed. The compressor 13 may be configured to compress, for example, the boil-off gas to about 400 bara. In FIG. 1, a compressor 13 of multistage compression including five compression cylinders 14 and five intermediate coolers 15 is illustrated, but the number of compression cylinders and intermediate coolers can be changed as necessary. Further, in addition to the structure in which a plurality of compression cylinders are arranged in one compressor, it may be changed to have a structure in which a plurality of compressors are connected in series.

압축기(13)에서 압축된 증발가스는 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는데, 고압 천연가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부만을 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있다.The boil-off gas compressed by the compressor 13 is supplied to the high-pressure natural gas injection engine through the boil-off gas supply line L1, and all of the boil-off gas compressed according to the required amount of fuel required by the high-pressure natural gas injection engine The gas injection engine may be supplied, or only a part of the compressed boil-off gas may be supplied to the high pressure natural gas injection engine.

또한, 본 발명의 제3 실시예에 따르면, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)에서 압축되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 압축 후에 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.In addition, according to the third embodiment of the present invention, when the boil-off gas discharged from the storage tank 11 and compressed in the compressor 13 (that is, the entire boil-off gas discharged from the storage tank) is called a first stream, evaporation is performed. The first stream of gas may be divided into a second stream and a third stream after compression so that the second stream is supplied as fuel to the high pressure natural gas injection engine and the third stream is liquefied and returned to the storage tank.

이때, 제2 스트림은 증발가스 공급라인(L1)을 통해 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되고, 제3 스트림은 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 냉각 및 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 압축기(13)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.At this time, the second stream is supplied to the high pressure natural gas injection engine through the boil-off gas supply line (L1), the third stream is returned to the storage tank (11) through the boil-off gas return line (L3). A heat exchanger 21 is installed in the boil-off gas return line L3 to cool and liquefy the third stream of compressed boil-off gas. The heat exchanger 21 exchanges the third stream of compressed boil-off gas with the first stream of boil-off gas supplied to the compressor 13 after being discharged from the storage tank 11.

압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림의 유량이 제3 스트림의 유량보다 많기 때문에, 압축된 증발가스의 제3 스트림은 압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림으로부터 냉열을 공급받아 액화될 수 있다. 이와 같이 열교환기(21)에서는 저장탱크(11)로부터 배출된 직후의 극저온의 증발가스와 압축기(13)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를 열교환시켜 이 고압 상태의 증발가스를 냉각 및 액화시킨다.Since the flow rate of the first stream of boil-off gas before compression is greater than the flow rate of the third stream, the third stream of compressed boil-off gas can be liquefied by receiving cold heat from the first stream of boil-off gas before compression. As described above, the heat exchanger 21 heats the cryogenic evaporation gas immediately after being discharged from the storage tank 11 and the high-pressure evaporated gas compressed by the compressor 13 to cool and liquefy the high-pressure evaporated gas.

본 제3 실시예에 따르면, 열교환기(21)에서 냉각되어 적어도 부분적으로 액화된 증발가스(LBOG)는, 제1 및 제2 실시예에서와 같은 팽창밸브 대신에, 팽창기(Expander)(52)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다.According to the third embodiment, the boil-off gas LBOG cooled in the heat exchanger 21 and at least partially liquefied is replaced by an expander 52 instead of the expansion valves as in the first and second embodiments. The pressure is reduced while passing through the gas-liquid separator 23 in a gas-liquid mixed state.

팽창기(52)는 고압의 액화된 증발가스를 저압으로 팽창시키면서 에너지를 생산한다. 팽창기(52)를 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스에 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.The expander 52 produces energy while expanding the liquefied boil-off gas of high pressure to low pressure. LBOG may be decompressed to approximately atmospheric pressure while passing through inflator 52. The liquefied boil-off gas is separated from the gas and the liquid component in the gas-liquid separator 23, so that the liquid component, that is, LNG, is transferred to the storage tank 11 through the boil-off gas return line L3. It is discharged from the storage tank 11 through the boil-off gas recirculation line (L5) and joined to the boil-off gas supplied to the compressor (13). More specifically, the boil-off gas recirculation line L5 extends from the top of the gas-liquid separator 23 and is connected to the upstream side of the heat-exchanger 21 in the boil-off gas supply line L1.

위에서는 설명의 편의상 열교환기(21)가 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 열교환기(21)에서는 증발가스 공급라인(L1)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제1 스트림과 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 열교환기(21)는 증발가스 공급라인(L1)에 설치된 것이기도 하다.In the above description, the heat exchanger 21 is installed in the boil-off gas return line L3 for convenience of description, but the heat exchanger 21 actually includes a first stream of boil-off gas being transferred through the boil-off gas supply line L1. Since the heat exchange is performed between the third streams of the boil-off gas being transferred through the boil-off gas return line (L3), the heat exchanger 21 is also installed in the boil-off gas supply line (L1).

증발가스 재순환라인(L5)에는 팽창밸브(24)가 더 설치될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 배출된 기체 성분은 팽창밸브(24)를 통과하면서 감압될 수 있다.An expansion valve 24 may be further installed in the boil-off gas recirculation line L5, whereby the gas component discharged from the gas-liquid separator 23 may be reduced in pressure while passing through the expansion valve 24.

또한 열교환기(21)에서 액화된 후 기액분리기(23)로 공급되는 증발가스의 제3 스트림과 기액분리기(23)에서 분리되어 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되는 기체 성분을 열교환시켜 제3 스트림을 더욱 냉각시킬 수 있도록 증발가스 재순환라인(L5)에는 열교환기로서의 냉각기(25)가 설치될 수 있다. 즉, 냉각기(25)에서는 고압 액체 상태의 증발가스를 저압 극저온 기체 상태의 천연가스로 추가 냉각시킨다.In addition, the third stream of boil-off gas supplied to the gas-liquid separator 23 after being liquefied in the heat exchanger 21 and the gas-component separated from the gas-liquid separator 23 and transferred through the boil-off gas recirculation line (L5) are heat exchanged. A cooler 25 as a heat exchanger may be installed in the boil-off gas recirculation line L5 to further cool the three streams. That is, the cooler 25 further cools the boil-off gas in the high pressure liquid state with the natural gas in the low pressure cryogenic gas state.

여기에서, 설명의 편의상 냉각기(25)가 증발가스 재순환라인(L5)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 냉각기(25)에서는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림과 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되고 있는 기체 성분 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 냉각기(25)는 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것이기도 하다.Here, for the sake of convenience, the cooler 25 has been described as being installed in the boil-off gas recirculation line L5. However, in the cooler 25, the third stream of the boil-off gas being transferred through the boil-off gas return line L3 and evaporated. Since heat exchange is performed between the gas components being conveyed through the gas recirculation line (L5), the cooler 25 is also installed in the boil-off gas return line (L3).

한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 고압 천연가스 분사 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 압축기(13)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7, L8)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단에서 사용할 수 있다. 증발가스 소비수단으로서는 MEGI 엔진에 비해 상대적으로 낮은 압력의 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, DF Generator(DFDG), 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.On the other hand, if the amount of boil-off gas generated in the storage tank 11 is greater than the amount of fuel required by the high-pressure natural gas injection engine, and the excess boil-off gas is expected to occur, the compressor 13 is compressed or compressed step by step. The boil-off gas on the way can be branched through the boil-off gas branch lines L7 and L8 to be used in the boil-off gas consumption means. As an evaporative gas consumption means, a GCU, a DF Generator (DFDG), a gas turbine, or the like, which can use natural gas at a lower pressure as a fuel than a MEGI engine, may be used.

이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법과 마찬가지로, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.According to the boil-off gas treatment system and treatment method according to the third embodiment of the present invention as described above, similarly to the boil-off gas treatment system and the treatment method according to the first embodiment, when the cargo (ie LNG) of the LNG carrier is transported Since the generated evaporated gas can be used as fuel of the engine or re-liquefied and returned to the storage tank for storage, the amount of evaporated gas consumed by the GCU or the like can be reduced or eliminated. It is possible to re-liquefy and treat the boil-off gas without installing a reliquefaction device using a refrigerant.

본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법이 LNG 운반선이나 LNG RV와 같은 선박 이외에 LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP와 같은 플랜트에 적용된 경우에도, LNG를 저장하고 있는 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 엔진(추진을 위한 엔진뿐만 아니라, 발전용으로 사용되는 엔진 등도 포함됨)에서 연료로서 사용하거나 재액화시킬 수 있기 때문에, 낭비되는 증발가스를 감소시키거나 없앨 수 있다.Even if the boil-off gas treatment system and treatment method according to the third embodiment of the present invention is applied to a plant such as LNG FPSO, LNG FSRU, or BMPP in addition to a vessel such as an LNG carrier or an LNG RV, it occurs in a storage tank storing LNG Since the used boil-off gas can be used or reliquefied as a fuel in an engine (including not only an engine for propulsion but also an engine used for power generation, etc.), it is possible to reduce or eliminate wasted boil-off gas.

또한 본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.In addition, according to the boil-off gas treatment system and treatment method according to the third embodiment of the present invention, a reliquefaction apparatus using a separate refrigerant (that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.) need not be installed, There is no need to install additional equipment for supplying and storing refrigerant, which reduces the initial installation and operating costs for the entire system.

도 6 및 도 7에는 본 발명의 바람직한 제3 실시예의 변형예에 따른, 해양 구조물의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도가 도시되어 있다.6 and 7 show schematic diagrams showing a system for treating boil-off gas in an offshore structure, according to a modification of the third preferred embodiment of the invention.

도 5에 도시된 제3 실시예에는 압축된 BOG를 열교환기(21)에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인(L3)이 압축기(13)의 후단에서 분기되는 것으로 예시하고 있다. 하지만 도 6 및 도 7에 도시된 바와 같이, 제3 실시예의 변형예에 따르면, 전술한 증발가스 분기라인(L7, L8) 혹은 도 3 및 도 4를 참조하여 설명한 제1 실시예의 변형예에서와 마찬가지로, 증발가스 복귀라인(L3)은 압축기(13)에서 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기시킬 수 있도록 설치될 수 있다.In the third embodiment shown in FIG. 5, the boil-off gas return line L3 for supplying the compressed BOG to the heat exchanger 21 is branched at the rear end of the compressor 13. 6 and 7, however, according to the modified example of the third embodiment, the modified example of the first embodiment described with reference to the above-described boil-off gas branch lines L7 and L8 or FIGS. 3 and 4 and Similarly, the boil-off gas return line L3 may be installed to branch off the boil-off gas in the middle of being compressed by the compressor 13 step by step.

도 6에는 2개의 실린더에 의해 2단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있고, 도 7에는 3개의 실린더에 의해 3단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있다. 특히, 5개의 실린더를 포함하되 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 부카르트 사의 압축기를 사용할 경우, 압축기 후단이나 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있다.6 shows a variation of branching the two-stage compressed boil-off gas by two cylinders, and FIG. 7 shows a variation of the three-stage compressed boil-off gas. In particular, when using a Buccart compressor that includes five cylinders, but the three front cylinders operate in an oil-free lubrication method and the second two cylinders operate in an oil-lubricated manner. When branching BOG at the rear end or 4th stage or more, it is necessary to configure so that BOG is conveyed through an oil filter.

또한, 도 6에 도시된 제3 실시예의 제1 변형예를 참조하면, 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 열교환기(21)를 통과하면서 냉각 및 액화된 증발가스를 추가적으로 냉각하기 위한 열교환기로서의 냉각기(25)(도 5 참조)가 생략되도록 변형될 수 있다.In addition, referring to the first modified example of the third embodiment shown in FIG. 6, the boil-off gas treatment system according to the third embodiment may further cool the boiled and liquefied boil-off gas while passing through the heat exchanger 21. The cooler 25 (see FIG. 5) as the heat exchanger can be modified to be omitted.

또한, 도 7에 도시된 제3 실시예의 제2 변형예를 참조하면, 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 팽창기(52)와 팽창밸브(55)가 병렬로 배치되도록 변형될 수 있다. 이때, 병렬로 배치된 팽창기(52) 및 팽창밸브(55)는, 열교환기(21)와 기액 분리기(23) 사이에 위치된다. 팽창밸브(55)를 병렬로 설치하기 위해서, 그리고 필요시 팽창기(52) 혹은 팽창밸브(55)만을 사용하기 위해서, 열교환기(21)와 기액 분리기(23) 사이의 증발가스 복귀라인(L3)으로부터 분기하여 팽창기(52)를 우회하는 바이패스 라인(L31)이 설치된다. 팽창기(52)만을 사용하여 액화된 증발가스를 팽창시킬 경우에는 팽창밸브(55)를 폐쇄하고, 팽창밸브(55)만을 사용하여 액화된 증발가스를 팽창시킬 경우에는 증발가스 복귀라인(L3)에서 팽창기(52)의 전단과 후단에 각각 설치된 개폐밸브(53, 54)를 폐쇄한다.In addition, referring to the second modification of the third embodiment shown in FIG. 7, the boil-off gas treatment system according to the third embodiment may be modified such that the expander 52 and the expansion valve 55 are arranged in parallel. . At this time, the expander 52 and the expansion valve 55 arranged in parallel are located between the heat exchanger 21 and the gas-liquid separator 23. Evaporation gas return line L3 between the heat exchanger 21 and the gas-liquid separator 23 for installing expansion valves 55 in parallel and, if necessary, using only the expander 52 or expansion valve 55. Bypass line L31 is installed which branches from and bypasses inflator 52. When expanding the liquefied evaporated gas using only the expander 52, the expansion valve 55 is closed, and when expanding the liquefied evaporated gas using only the expansion valve 55 in the evaporated gas return line (L3) Closing valves 53 and 54 provided at the front and rear ends of the inflator 52, respectively.

본 발명에 따르면, 저장탱크의 용량이 커져 증발가스의 발생량은 많아지고 엔진의 성능이 개선되어 필요한 연료량은 감소하는 최근의 추세에도 불구하고, 엔진의 연료로서 사용하고 남는 증발가스는 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시킬 수 있기 때문에 증발가스의 낭비를 막을 수 있게 된다.According to the present invention, despite the recent trend that the capacity of the storage tank is increased, the amount of generated evaporated gas is increased, and the performance of the engine is improved, and the amount of fuel required is reduced. Since it can be returned to the storage tank, it is possible to prevent the waste of boil-off gas.

특히 본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.In particular, according to the boil-off gas treatment system and method according to the present invention, a reliquefaction apparatus using a separate refrigerant (i.e., a nitrogen refrigerant refrigeration cycle or a mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.) does not need to be installed, and thus the refrigerant is supplied and stored. There is no need to install additional equipment to reduce the initial installation and operating costs for the entire system.

본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.It will be apparent to those skilled in the art that the present invention is not limited to the above embodiments and can be practiced in various ways without departing from the technical spirit of the present invention. will be.

11 : 저장탱크 12 : 배출펌프
13 : 압축기 14 : 압축 실린더
15 : 중간 냉각기 21 : 열교환기
22, 24, 55 : 팽창밸브 23 : 기액분리기
25 : 냉각기 31 : 강제기화기
52 : 팽창기 53, 54 : 개폐밸브
L1 : 증발가스 공급라인 L3 : 증발가스 복귀라인
L5 : 증발가스 재순환라인 L7, L8 : 증발가스 분기라인
L11 : 강제기화 라인 L31 : 바이패스 라인11: storage tank 12: discharge pump
13: compressor 14: compression cylinder
15: intermediate cooler 21: heat exchanger
22, 24, 55: expansion valve 23: gas-liquid separator
25: cooler 31: forced vaporizer
52: expander 53, 54: on-off valve
L1: Boil off gas supply line L3: Boil off gas return line
L5: Boil-off gas recirculation line L7, L8: Boil-off gas branch line
L11: Forced vaporization line L31: Bypass line

Claims (6)

고압 천연가스 분사 엔진을 탑재한 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템에 있어서,
저장탱크로부터 배출되는 증발가스를 압축시키는 압축기;
상기 압축기에 의해 압축된 증발가스에 포함된 오일을 걸러내는 오일 필터;
상기 압축기에 의해 압축된 증발가스를 상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스와 열교환시켜 냉각시키는 열교환기; 및
상기 압축기에 의해 압축된 후 상기 열교환기에 의해 냉각된 증발가스를 팽창시키는 제1 팽창수단;을 포함하고,
상기 압축기에 의해 압축된 고압 증발가스는 상기 고압 천연가스 분사 엔진으로 공급되고, 상기 고압 천연가스 분사 엔진으로 공급되지 않은 나머지 고압 증발가스는 상기 열교환기로 공급되는, 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템.In the boil-off gas treatment system for offshore structures equipped with a high-pressure natural gas injection engine,
A compressor for compressing the boil-off gas discharged from the storage tank;
An oil filter for filtering oil contained in the boil-off gas compressed by the compressor;
A heat exchanger for cooling the boil-off gas compressed by the compressor with the boil-off gas discharged from the storage tank to cool it; And
And first expansion means for expanding the boil-off gas cooled by the heat exchanger after being compressed by the compressor.
The high pressure boil-off gas compressed by the compressor is supplied to the high-pressure natural gas injection engine, and the remaining high-pressure boil-off gas not supplied to the high-pressure natural gas injection engine is supplied to the heat exchanger. 청구항 1에 있어서,
상기 압축기는 다수개의 실린더를 포함하고, 전단의 일부는 무급유 윤활 방식의 실린더이고, 후단의 나머지 일부는 급유 윤활 방식의 실린더인, 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1,
The compressor includes a plurality of cylinders, a part of the front end is an oil-free lubrication type cylinder, and the remaining part of the rear end is an oil-lubricated lubrication type cylinder, evaporation gas treatment system for offshore structures. 청구항 2에 있어서,
상기 압축기는 총 5개의 실린더를 포함하고,
전단 3개의 실린더는 무급유 윤활 방식의 실린더이고, 후단 2개의 실린더는 급유 윤활 방식의 실린더인, 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 2,
The compressor includes a total of five cylinders,
The first three cylinders are oil-free lubrication type cylinders, and the second two cylinders are oil-lubricated lubrication type cylinders. 청구항 2에 있어서,
상기 압축기에 포함된 다수개의 실린더 중 일부 실린더만을 통과한 증발가스가 분기되어 상기 열교환기로 보내지는, 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 2,
The boil-off gas treatment system of the offshore structure, the boil-off gas passing through only some of the plurality of cylinders included in the compressor is branched and sent to the heat exchanger. 청구항 2에 있어서,
상기 압축기에 포함된 다수개의 실린더 중 일부 실린더만을 통과한 증발가스가 분기되어, 저압 천연가스 분사 엔진 및 GCU 중 하나 이상으로 보내지는, 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 2,
The boil-off gas passing through only some of the plurality of cylinders included in the compressor is branched, and is sent to one or more of the low-pressure natural gas injection engine and the GCU, the off-gas structure treatment system. 청구항 1에 있어서,
상기 압축기, 상기 열교환기 및 상기 제1 팽창수단을 통과한 증발가스 중, 재액화된 액화천연가스와 기체 상태로 남아있는 증발가스를 분리하는 기액분리기를 더 포함하는, 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1,
Further comprising a gas-liquid separator for separating the liquefied liquefied natural gas and the vaporized gas remaining in the gaseous state of the evaporated gas passed through the compressor, the heat exchanger and the first expansion means, the evaporation gas treatment system of the offshore structure .
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